СТО Газпром 2-2.3-351-2009
СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА
«ГАЗПРОМ»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ АНАЛИЗА РИСКА
ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ»
Дата введения - 2009-12-30
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт распространяется на опасные производственные объекты
ОАО «Газпром», в том числе линейную масть магистральных газопроводов (включая
газопроводы-отводы), переходы через протяженные водные преграды (подводные газопроводы),
компрессорные станции, газораспределительные станции, линейную часть и насосные
станции магистральных конденсатопродуктопроводов (транспортирующих газовый конденсат, не
содержащий токсические примеси), подземные хранилища природного газа в пористых
структурах и отложениях каменной соли.
1.2 Настоящий стандарт устанавливает методические подходы, термины и
определении, а также процедуру и требования к оформлению результатов количественного анализа
техногенного риска, обусловленного авариями и инцидентами на опасных производственных
объектах транспорта газа и газового конденсата и подземных хранилищ газа,
предназначенные к использованию при разработке деклараций промышленной безопасности1, паспортов
безопасности2, разделов по анализу риска, промышленной безопасности и
инженерно-техническим мероприятиям по гражданской обороне и чрезвычайным ситуациям в составе
проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию, техническое
перевооружение, консервацию и ликвидацию указанных опасных производственных объектов
газотранспортных дочерних обществ.
1 Обязательность разработки декларации промышленной безопасности устанавливается в соответствии с
пунктами 2 и 3 ст. 14 Федерального закона № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных
объектов» [1|.
'Разработка паспорта безопасности осуществляется в соответствии с приказом МЧС России от04.11.2004 г. № 506
«Об утверждении типового паспорта безопасности опасного объекта».
Издание официальное
\

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
1.3 Положения настоящего стандарта обязательны для структурных подразделений
ОАО «Газпром», в части, их касающейся, а также для эксплуатирующих организаций
ОАО «Газпром», проектных и научно-исследовательских дочерних обществ и организаций
ОАО «Газпром», экспертных и других организаций ОАО «Газпром», принимающих решения
по разработке, участвующих в разработке или выполнении для опасных производственных
объектов, указанных в 1.1:
- деклараций промышленной безопасности3;
- паспортов безопасности4;
- экспертиз промышленной безопасности деклараций промышленной безопасности5,
и экспертиз документации в части анализа риска;
- целевых программ по снижению аварийности:
- целевых программ по снижению внеплановых потерь (возможных ущербов);
- разделов (по анализу риска, промышленной безопасности и инженерно-техническим
мероприятиям по гражданской обороне, предупреждению, локализации и ликвидации
чрезвычайных ситуаций) в составе проектной документации на строительство, расширение,
реконструкцию, техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию;
- обоснований страховых параметров при подготовке договоров обязательного
страхования ответственности эксплуатирующих организаций ОАО «Газпром» за причинение вреда
жизни, здоровью или имуществу других лиц и окружающей природной среде в случае аварий.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.0.002-80 Система стандартов безопасности труда. Термины и определения
ГОСТ 12.1.033-81 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность.
Термины и определения
ГОСТ 26883-86 (СТ СЭВ 5127-85) Внешние воздействующие факторы. Термины и
определения
ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения
ГОСТ Р 22.0.02-94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Термины и определения
основных понятий
- Для разработки деклараций промышленной безопасности эксплуатирующие организации ОАО «Газпром» имеют
право [2] привлекать корпоративные научные и экспертные организации. специализирующиеся на выполнении
анализа риска в соответствии с настоящим СТО Газпром.
4 Сноска 3 верна также в отношении паспортов безопасности.
- Обязательность проведения экспертизы промышленной безопасности деклараций промышленной безопасности
установлена в ст. 13 Федерального закона № 116-ФЗ 11].
о

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ГОСТ 20911 Техническая диагностика. Термины и определения
ГОСТ 22.0.05-97 / ГОСТ Р 22.0,05-94 Безопасность в чрезвычайных ситуациях.
Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения
СТО Газпром 2-3.5-032-2005 Положение по организации и проведению контроля за
соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности
объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»
СТО Газпром 2-3.5-051-2006 Нормы технологического проектирования магистральных
газопроводов
СТО Газпром РД 2.5-141-2005 Газораспределение. Термины и определения
СТО Газпром (проект) Методика анализа риска для опасных производственных
объектов газодобываюших предприятий ОАО «Газпром»
Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие
ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и
информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен
(изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным
(измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана
ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины, определения, обозначения и сокращения
3.1 В настоящем стандарте применены термины в соответствии с Федеральным
законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» |1|,
ГОСТ 12.0.002, ГОСТ 12.1.033, ГОСТ Р 22.0.02, ГОСТ Р 22.0.05, ГОСТ 26883, ГОСТ 27.002,
ГОСТ 20911, а также следующие термины с соответствующими определениями и
сокращениями:
I 3.1.1 авария на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Разрушение соору-
жений и (или) технических устройств, применяемых на действующих опасных
производственных объектах ОАО «Газпром», неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных
веществ (природного газа, конденсата и т.д.), находящихся в технологических системах
указанных объектов.
|ВРД 39-1.2-054-2002 |3|, раздел «Термины и определения»)
i ,—__—. . _____ ■— ■
| 3j\2 анализ риска аварии: Процесс идентификации опасностей и оценки риска
аварии на опасном производственном объекте для отдельных лиц или групп людей, имущества
или окружающей природной среды.
|РД 03-418-01 |4|, пункт 2.2]
3

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
3.1.3 взрыв: Неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии,
связанный с физическим, химическим или физико-химическим изменением состояния
вещества, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению
ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к
разрушительным последствиям.
3.1.4 «взрыв» сосуда под высоким давлением: Быстропрогекаюшее разрушение сосуда
(технологического аппарата, баллона, резервуара, цистерны, трубопровода и т.д.), в котором в
рабочем состоянии находятся сжатые под высоким давлением опасные вещества (природный
газ, газожидкостные смеси и т.д.), а разрушение сосуда возникает в результате внешнего
механического воздействия, нагрева или взрыва образовавшейся взрывоопасной парогазовой
смеси внутри сосуда, коррозии, развития дефекта материала сосуда или сварного шва.
3.1.5 газораспределительная станция; ГРС: Совокупность технологического
оборудования газопровода для снижения давления, очистки, одоризации и учета расхода газа перед
подачей его в газораспределительную сеть.
|СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.1.141
3.1.6 газотранспортная система; ГТС: Совокупность взаимосвязанных газопроводов и
сопутствующих им сооружений, предназначенных для обеспечения газом потребителей.
3.1.7 декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта;
ДПБ: Документ, в котором представлены результаты всесторонней оценки риска аварии,
анализа достаточности принятых мер по предупреждению аварий и по обеспечению
готовности организации к эксплуатации опасною производственного объекта в соответствии с
требованиями норм и правил промышленной безопасности, а также к локализации и
ликвидации последе! вий аварии на опасном производственном объекте.
I 1РД 03-14-2005 |2|, Приложение 1| |
3.1.8 декларируемый объект: Опасный производственный объект, для которого разра- I
ботка декларации промышленной безопасности является обязательной согласно федераль-
ному законодательству или требованиям Ростехнадзора.
|РД 03-14-2005 12[Л Приложение 1|
3.1.9 заказчик: Юридическое лицо, заказывающее работу, включающую в свой состав
количественный анализ риска.
3.1.10 зона негативного воздействия поражающего фактора: Зона территориального (на
уровне земли) распределения физической характеристики заданного поражающего фактора
аварии вокруг места возникновения аварии, ограниченная изолинией заранее
установленного порогового значения данной физической характеристики.
4

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Примечание — например, зона теплового воздействия от вертикального колонного пламени
может характеризоваться распределением на уровне земли вокруг центра основания пламени
удельного потока тепловой радиации с внешней границей, соответствующей изолинии порогового значения
теплового потока 1,5 кВт/м2.
3.1.11 зона потенциального поражения; ЗИП: Зона территориального (на уровне земли)
распределения условных вероятностей поражения человека заданным поражающим
фактором аварии, ограниченная изолинией условной вероятности гибели человека, равной 0.01
(один процент).
3.1.12 индивидуальный риск: Частота поражения отдельного человека в результате
воздействия исследуемых факторов опасности аварий.
| |РД 03-418-01 |4К пункт 2.8[
I 3.1.13 идентификация опасностей аварии: Процесс выявления и признания, что опас- I
ности аварии на опасном производственном объекте существуют, и определения их
характеристик.
|РД 03-418-01 |4|, пункт 2.31
3.1.14 инцидент на опасном производственном объекте ОАО «Газпром»: Механическое I
повреждение или проявление скрытого дефекта конструкции, отдельного элемента
сооружений действующего опасного производственного объекта, отказ обслуживающих его
систем (систем телемеханики, связи, энергоснабжения, электрохимической зашиты или
других), не повлиявшее на работоспособность объекта, но вызвавшее необходимость
принятия нештатных действий, не предусмотренных планом технического обслуживания и
ремонта, для восстановления его безопасного состояния.
|ВРД 39-1.2-054-2002 |3|, раздел «Термины и определения»! I
3.1.15 коллективный риск: Ожидаемое количество пораженных в результате
возможных аварий за определенное время.
|РД 03-418-01 |4|, пункт 2.8|
3.1.16 количественный анализ риска, КолАР: Анализ риска, включающий процедуры
расчета одного или нескольких количественных составляющих и показателей риска из числа
следующих:
- ожидаемая частота аварий;
- размеры зон воздействия поражающих факторов аварии;
- количество пострадавших и погибших;
- ущерб от аварии;
- ожидаемый годовой ущерб;
5

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- потенциальный риск;
- коллективный риск:
- индивидуальный риск;
- социальный риск:
- технический риск.
3.1.17 компрессорная станция; КС: Комплекс сооружений магистрального газопровода,
предназначенный для компримирования газа.
3.1.18 линейная часть магистрального газопровода; ЛЧ МГ: Совокупность участков
магистрального газопровода, соединяющих компрессорные станции между собой либо с
газораспределительными станциями, и сооружений, входящих в состав ктзопровода: отводов,
луппнгов, перемычек, запорной арматуры, переходов через естественные и искусственные
препятствия, узлов редуцирования давления, узлов очистки полости газопроводов, устройств
для ввода метанола, установок электрохимической защиты от коррозии, сооружений
технологической связи, средств телемеханики, линий электроснабжения, противопожарных средств,
противоэрозионных средств, сооружении линейно-эксплуатационной службы, вдольтрассо-
вых проездов, вертолетных площадок.
3.1.19 линейная часть магистрального конденсатопродуктопровода; ЛЧ МКП:
Совокупность участков магистрального конденсатопродуктопровода, соединяющих насосные
станции между собой либо с приемо-сдаточными станциями, и сооружений, входящих в состав
конденсатопродуктопровода: запорной арматуры, переходов через естественные и
искусственные препятствия, узлов очистки полости трубопроводов, установок электрохимической
защиты от коррозии, средств телемеханики, противоэрозионных средств, сооружений линей-
но-эксплуатаиионной службы, вдольтрассовых проездов, вертолетных площадок.
3.1.20 магистральный газопровод; МГ: Магистральный трубопровод, предназначенный
для транспортировки природного газа.
3.1.21 магистральный конденсатопродуктопровод; МКП: Магистральный трубопровод,
предназначенный для транспортировки стабильного или нестабильного газового конденсата,
этана, широкой фракции легких углеводородов.
3.1.22 магистральный трубопровод: Технологически неделимый, централизованно
управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных
объектов и сооружений, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных
для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных
стандартов продукции от объектов добычи и (или) пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и
передачи в распределительные трубопроводы или иной вид транспорта и (или) хранения.
ь

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
3.1.23 максимальная гипотетическая авария; МГА: Авария, связанная с выбросом
максимально возможных количеств опасных веществ из технологического оборудования (блока),
сопровождающаяся отказом штатных систем противоаварийной защиты и/или реализацией
ошибочных действий персонажа, сочетанием наиболее неблагоприятных природных условий,
способствующих распространению поражающих факторов аварии, и приводящая, как
следствие, к максимально возможному ущербу.
3.1.24 насосная станция конденсатопродуктопровода; НС: Комплекс сооружений
магистрального конденсатопродуктопровода, осуществляющий повышение давления в МКП с
помощью магистральных насосных агрегатов.
3.1.25 неконтролируемый выброс: Непредусмотренный технологическим процессом
(регламентом, проектом и т.д.) единовременный выход опасного газообразного вещества,
опасной жидкости или их смеси (природною газа, газового конденсата и т.д.) в атмосферу или
помещение производственного объекта из технологической системы.
3.1.26 ожидаемая частота аварий/, аварий/год: Прогнозируемое количество аварий на
опасном производственном объекте за один календарный год его эксплуатации.
3.1.27 ожидаемая удельная частота аварий на участке магистрального трубопровода А,п,
аварий/(тыс. км • год): Прогнозируемое количество аварий на единице длины (1000 км)
магистрального трубопровода за один календарный год его эксплуатации.
3.1.28 ожидаемый годовой ущерб от аварий у, руб./год: Математическое ожидание
ущерба от возможных аварий на опасном производственном объекте за один календарный год его
эксплуатации.
3.1.29 опасность аварии: Угроза, возможность причинения ущерба человеку,
имуществу и (или) окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте.
Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью
разрушения сооружений и (или) технических устройств, взрывом и (или) выбросом опасных
веществ с последующим причинением ущерба человеку, имуществу и (или) нанесением
вреда окружающей природной среде.
| [РД 03-418-01 |4], пункт 2.4]
I 3.1.30 оценка риска аварии: Процесс, используемый для определения вероятности I
(или частоты) и степени тяжести последствий реализации опасностей аварий для здоровья
человека, имущества и (или) окружающей природной среды. Оценка риска включает
анализ вероятности (или частоты), анализ последствий и их сочетания.
|РД 03-418-01 |4|, пункт 2.6|
7

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
3.1.31 поле потенциального риска: Пространственное распределение значений
потенциального риска, рассчитанных в каждой точке (узле) выбранной расчетной сетки на
рассматриваемой территории, изображаемое, как правило, совокупностью изолиний
потенциального риска.
3.1.32 подземное хранилище газа; ПХГ: Сооружение на основе подземной емкости,
предназначенное для закачки, хранения и последующего отбора газа, имеющее
подключение к магистральному газопроводу.
|СТО Газпром РД 2.5-141-2005, пункт 3.5.19] I
3.1.33 последствия аварии: Явления, процессы, события и состояния, обусловленные
возникновением аварии на опасном производственном объекте (травмирование людей,
нанесение ущерба владельцу, третьим липам или окружающей среде).
3.1.34 потенциальный территориальный риск (или потенциальный риск): Частота
реализации поражающих факторов аварий в рассматриваемой точке территории.
|РД 03-418-01 |4|, пункт 2.8|
3.1.35 приемлемый (предельно допустимый) риск: Риск, уровень которого допустим и
обоснован, исходя из экономических и социальных соображений.
3.1.36 разрушение: Событие, заключающееся в деформировании, изменении
геометрических размеров конструкций или отдельных элементов технологической системы (с
возможным разделением их на части) в результате силовых, термических или иных воздействий,
сопровождающееся нарушением работоспособности объекта.
3.1.37 реципиент: Объект негативного воздействия поражающих факторов аварии.
Реципиентами могут быть люди, компоненты природной среды и материальные ценности.
3.1.38 риск (техногенный риск): Мера опасности, характеризующая возможность
(ожидаемую частоту) возникновения аварий и тяжесть их последствий.
Примечание — В зависимости от целей анализа риск может оцениваться как в
качественных, так и в количественных показателях. Основными количественными показателями
техногенного риска для людей являются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск,
социальный риск.
8

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
3.1.39 составляющие опасного производственного объекта: Участки, установки, цеха, |
хранилища или другие составляющие (составные части), объединяющие технические
устройства или их совокупность по технологическому и/или административному принципу
и входящие в состав опасного производственного объекта.
|РД 03-14-2005 |2[. Приложение 1]
3.1.40 социальный риск (///V-кривая): Зависимость частоты F возникновения событий,
в которых пострадает с определенной степенью тяжести не менее N человек, от этого числа N.
Характеризует тяжесть последствий (катастрофичность) реализации опасностей.
3.1.41 специалист: Работник, имеющий высшее специальное образование и
участвующий в выполнении работ по анализу риска.
3.1.42 сценарий аварии: Последовательность отдельных логически связанных событий,
обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием, приводящих к
определенным опасным последствиям аварии.
| РД 03-14-2005 |2|. Приложение 1]
| 3.1.43 сценарий наиболее вероятной аварии (наиболее вероятный сценарий аварии): Сце- I
нарий аварии, вероятность реализации которого максимальна за определенный период
времени.
[РД 03-14-2005 |2|. Приложение 1]
| 3.1.44 сценарий наиболее опасной по последствиям аварии (наиболее опасный по послед- I
ствиям сценарий аварии): Сценарий аварии с наибольшим ущербом людским и
материальным ресурсам или компонентам природной среды.
[РД 03-14-2005 121, Приложение 1| |
3.1.45 техническое состояние объекта: Состояние объекта, которое характеризуется в
определенный момент времени при определенных условиях внешней среды значениями
параметров, установленных нормативно-технической документацией.
3.1.46 условная вероятность поражения людей Рт~: Вероятность гибели человека при
условии нахождения его под воздействием заданного поражающего фактора аварии.
3.1.47 утечка на объекте магистрального трубопроводного транспорта газов: Неконтро- |
дируемый выход транспортируемого газа в атмосферу или помещение компрессорной
станции, газораспределительной станции или автомобильной газонаполнительной
компрессорной станции без признаков аварии, но требующий проведения ремонтных работ для
обеспечения безопасности дальнейшей эксплуатации объекта.
|РД 08-204-98 [5], раздел 2|
9

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
3.1.48 ущерб от аварии: Потери (убытки) в производственной и непроизводственной
сфере жизнедеятельности человека, вред окружающей природной среде, причиненные в
результате аварии на опасном производственном объекте и исчисляемые в денежном
эквиваленте.
|РД 03-418-01 |4К пункт 2.101
3.1.49 чрезвычайная ситуация: Обстановка на определенной территории, сложившаяся
в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы, стихийного или иного
бедствия, которые могут повлечь или повлекли за собой человеческие жертвы, ущерб здоровью
людей или окружающей среде, значительные материальные потери и нарушение условий
жизнедеятельности людей.
(Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных сшуапий
природного и техногенного характера»!6|, статья 1)
3.1.50 экспертная организация: Дочернее общество или организация ОАО «Газпром»,
имеющее соответствующую лицензию на проведение экспертизы промышленной
безопасности.
3.1.51 эксплуатирующая организация: Дочернее общество или организация ОАО
«Газпром», осуществляющее эксплуатацию на праве собственности или ином законном
основании опасного(ых) производственного(ых) объекта(ов) ОАО «Газпром».
3.2 Обозначения и сокращения:
ААЗК — автомат аварийного закрытия крана;
АВО — аппарат воздушного охлаждения:
АГНКС - автомобильная газопаполнительпая компрессорная станция:
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом:
ВВС - воздушная волна сжатия;
ВТД - внутритрубная диагностика;
ГВС - газовоздушная смесь;
ГНВ - газопровод надземный внутренний (шифр одного из типов ОСПО - см. 7.5.2):
ГНН - газопровод надземный наружный (шифр одного из типов ОСПО - см. 7.5.2);
ГП - газопровод подземный (шифр одного из типов ОСПО - см. 7.5.2)
ГПА — газоперекачивающий агрегат;
ГРП — газораспределительный пункт;
ГСМ - горюче-смазочные материалы;
ГСП - газосборный пункт;
ГТО - газотранспортное дочернее общество;
10

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ГЩУ — главный шит управления;
ДО - дочернее общество;
ДПБ — декларация промышленной безопасности;
ДТП — дорожно-транспортное происшествие:
FXT- Единая система газоснабжения:
ЖЫ - жидкость нестабильная (шифр одною из типов ОСИО — см. 7.5.2);
ЖС — жидкость стабильная (шифр одного из типов ОСПО - см. 7.5.2);
ИТМ ГОЧС — инженерно-технические мероприятия по гражданской обороне,
предупреждению, локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций;
КИК — контрольно-измерительная колонка;
КИПиА - контрольно-измерительные приборы и автоматика;
КПТМ - контрольный пункт телемеханики;
КРН - коррозионное растрескивание под напряжением;
КЦ — компрессорный цех;
Л ПУМГ - линейное производственное управление магистральных газопроводов;
ЛЭС - линейно-эксплуатационная служба:
ЛЭП —линия электропередач;
ММ Г — многолетнемерзлые грунты;
МЭОЧАГаз — Методика экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке
газопровода;
НД - нормативный документ:
НДС — напряженно-деформированное состояние:
НКПВ — нижний концентрационный предел воспламенения;
НС — насосная станция;
ОИ - обоснование инвестиций (как стадия проектирования и соответствующая
проектная документация);
ОПО -- опасный производственный объект;
ОС - опасная составляющая:
ОСПО - опасная составляющая площадочного объекта:
ПЛА - план по локализации и ликвидации аварии;
ПОУ — потенциально опасный участок;
ПТЭ — правила технической эксплуатации;
ПТБ - правила техники безопасности;
ПУ - пылеуловитель;
1)

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ПХГ - подземное хранилище газа:
ПЭБ - производственно-энергетический блок;
Ростехнадзор - Федеральная служба по экологическому, технологическому и
атомному надзору;
СИЗ - средства индивидуальной защиты;
СМР — строительно-монтажные работы:
СУГ - сжиженный углеводородный газ;
СУП Б - система управления промышленной безопасностью:
ТДА - турболетадерный агрегат;
ТЗ — техническое задание;
ТМЦ - товарно-материальные ценности:
УОГ - установка очистки газа:
УПТГ - установка подготовки топливного и пускового газа:
ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;
ЭХЗ - электрохимическая зашита.
4 Общие положения
4.1 Назначение анализа риска. Цели и задачи анализа риска на различных этапах
жизненного цикла опасного производственного объекта
4.1.1 Анализ техногенного риска (риска аварий) на ОНО ДО ОАО <«Газпром» является
необходимым элементом управления промышленной безопасностью в ДО и представляет
собой циклическую процедуру, включающую систематизацию всей доступной информации о
состоянии ОПО и его окружения с точки зрения промышленной безопасности,
идентификацию опасностей, оценку риска аварий, анализ полученных показателем! риска, разработку
рекомендаций по снижению риска и проверку эффективности этих рекомендаций в следую-
шем цикле анализа ОПО.
4.1.2 Основное назначение анализа техногенного риска на ОПО ДО ОАО «Газпром»
заключается в предоставлении лицам, принимающим решения:
- объективной информации о состоянии промышленной безопасности ОПО;
- сведений о наиболее опасных составляющих ОПО;
-сведений о возможном количестве пострадавших, объемах материального ущерба
производству, третьим лицам и окружающей природной среде от возможных аварий на ОПО
и ожидаемой частоте (вероятности) реализации аварий и их нежелательных последствий:
- обоснованных рекомендаций по уменьшению риска;
12

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- обоснованных рекомендаций по распределению материальных и финансовых
ресурсов, направляемых на повышение уровня безопасности ОПО.
4.1.3 Цели и задачи анализа техногенного риска на разных этапах жизненного никла
ОПО различаются и должны быть конкретизированы для каждого этапа.
4.1.4 На этапе обоснования инвестиций (ОН) (когда решаются задачи опенки
целесообразности реализаиии проекта, поиска приемлемого варианта размещения ОПО и его
основных составляющих, оценки предлагаемых вариантов принципиальных решений,
сравнительной оценки экономической эффективности, опенки побочных социальных и
экологических последствий) целями анализа риска, как правило, являются:
- выявление опасностей и предварительная оценка риска (причем при
соответствующем обосновании достаточна только оценка последствий от наиболее критичных аварий) для
различных вариантов размещения объекта на местности и альтернативных технических
решений с учетом возможного воздействия поражающих факторов аварий на персонал, население
и окружающую природную среду, анализ приемлемости предложенных принципиальных
технических решений и выбор оптимального размещения ОПО в целом в окружении иных
производственных, социальных и природных объектов по критерию «риск-выгода»;
- оценка финансового, инвестиционного риска, обусловленного потерями
дорогостоящего оборудования и продукции в результате возможных аварий;
- определение (выделение) рисков, требующих дальнейшего, более глубокого
исследования (при этом рекомендуется ограничиться расчетом только последствий аварий,
результаты которою могут, например, представлять собой верхнюю и нижнюю границы зон
негативного воздействия):
- обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасности
в составе ОИ:
- обеспечение информацией для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе ОИ;
- проверка правильности разработки подразделов по анализу риска в декларациях и
разделах ИТМ ГОЧС в составе ОИ при проведении экспертиз промышленной безопасности.
4.1.5 На этапе разработки проектной документации на строительство и расширение
ОПО целями анализа риска являются:
- выявление опасностей и предварительная количественная оценка риска для
проектируемого ОПО с установленными в целом технико-экономическими характеристиками ОПО с учетом
воздействия поражающих факторов аварий на персонал, население и окружающую природную
среду для выбора оптимального варианта размещения технических устройств, зданий и
сооружений ОПО по критерию безопасности для персонала, населения и окружающей природной среды;
13

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
-обеспечение информацией для разработки инструкций, технологических
регламентов и ПЛА6 на проектируемом О ПО;
- обеспечение разработчиков проекта информацией для оптимального выбора и
размещения систем противоаварийной и противопожарной защиты, блокировок, сигнализаций и
т.п. наОПО:
- обеспечение информацией в соответствии с Порядком |2| для разработки декларации
промышленной безопасности в составе проектной документации;
- обеспечение информацией в соответствии с Порядком |7| для разработки раздела
ИТМ ГОЧС в составе проектной документации;
- проверка правильности разработки подразделов по анализу риска в декларациях и
разделах ИТМ ГОЧС в составе проектной документации при проведении экспертиз
промышленной безопасности.
4.1.6 На этапе ввода в эксплуатацию (вывода из эксплуатации) ОПО целями анализа
риска являются:
- выявление опасностей и оценка последствий аварий, уточнение оценок риска,
полученных на предыдущих этапах жизненного цикла ОПО;
- проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной безопасности;
- разработка и уточнение инструкций по вводу в эксплуатацию (выводу из эксплуатации).
4.1.7 На этапе эксплуатации ОПО целями анализа риска являются:
- проверка соответствия условий эксплуатации требованиям промышленной
безопасности;
- получение новой или уточнение существующей информации об основных
опасностях и рисках на ОПО для персонала, населения и окружающей природной среды, в том числе
при декларировании промышленной безопасности;
- получение новой или уточнение существующей информации об основных
опасностях и рисках на ОПО для населения (прежде всего) и для персонала при разработке
паспортов безопасности;
- расстановка приоритетов при направлении имеющихся в эксплуатирующей
организации ограниченных ресурсов на техническое обслуживание и обновление оборудования с
целью оптимального распределения средств по составляющим ОПО в соответствии с
уровнями рассчитанного для них риска7;
6При разработке ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной
безопасности ОПО н части сценариев аварий и размеров зон поражения.
7 При зтом следует использовать готовые результаты анализа риска из декларации промышленной безопасности.
14

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- разработка рекомендаций и мероприятий по снижению риска;
- совершенствование инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию,
уточнение ПЛА* ОПО;
- оценка степени снижения риска в результате внесенных изменений в
организационные структуры ОПО. приемы практической работы и технического обслуживания ОПО при
совершенствовании системы управлении промышленной безопасностью.
4.1.8 При реконструкции и техническом перевооружении ОПО целями анализа риска
являются:
- обеспечение информацией для разработки декларации промышленной безопасности
в составе проектной документации на реконструкцию, техническое перевооружение;
- обеспечение информацией для разработки раздела ИТМ ГОЧС в составе проектной
документации на реконструкцию, техническое перевооружение;
- выбор оптимальных (с учетом показателей риска) технических решений и
размещения реконструируемых (перевооружаемых) составляющих ОПО;
- уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО с учетом
технико-технологических изменений объекта, связанных с реконструкцией (перевооружением) отдельных
состаапяющих ОПО (в том числе при декларировании промышленной безопасности);
- уточнение инструкций по эксплуатации и техническому обслуживанию, ПЛА°.
4.1.9 При капитальном ремонте на ОПО целями анализа риска являются:
- обеспечение информацией для разработки декларации промышленной
безопасности;
- выявление специфических опасностей ремонтных работ;
- уточнение информации об опасностях и рисках на ОПО с учетом изменений в
результате капитального ремонта технико-технологических характеристик и технического
состояния ОПО:
- уточнение технологических регламентов и инструкций, связанных с капитальным
ремонтом.
4.2 Структура показателей безопасности и риска
4.2.1 Основными количественными составляющими риска являются:
- ожидаемая частота аварий;
- размеры зон негативного воздействия поражающих факторов аварий;
s При уточнении ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной
безопасности ОПО и части сценарной аварии и размеров зон поражения.
1) При уточнении ПЛА должны использоваться готовые результаты анализа риска из декларации промышленной
безопасности ОПО н части сценарием аварий и размеров зон поражения.

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- количество пострадавших, в том числе погибших и раненых (при реализации
конкретного сценария аварии);
- условная вероятность поражения людей (при реализации конкретно! о сценария
аварии);
- ушерб от аварии (при реализации конкретного сценария аварии).
Основными количественными показателями риска являются;
- ожидаемый головой ущерб.
- потенциальный территориальный риск;
- коллективный риск;
- индивидуальный риск;
- социальный риск (/y/V-кривая).
4.2.2 Ожидаемая частота аварий/, аварий/год, - это прогнозируемое количество
аварий на ОПО за один календарный год. В указанных единицах ожидаемая частота измеряется
применительно к площадочным ОПО (объекту в целом или какой-либо его составляющей), а
также к участкам трубопроводов (магистральных и технологических) ограниченной
фиксированной длины. Для протяженных магистральных трубопроводов и отводов от них
используется также понятие ожидаемой удельной частоты, измеряемой в числе аварий в год на единицу
длины трубопровода (аварий/(км ■ год) или (аварий/( Ю00 км • год). Ожидаемая частота аварий
для различных видов ОПО рассчитывается в соответствии с 5.4. 6.4, 7.4.
4.2.3 Размер(ы) зоны воздействия заданного поражающего фактора аварии определя-
е(ю)тся при необходимости (по указанию заказчика КолАР) на основе результатов расчета
территориального распределения основной физической характеристики этого поражающею
фактора путем задания порогового значения указанной характеристики с построением
соответствующих изолинии(й) и последующею измерения характерных размеров (радиуса круга,
малой и большой осей эллипса или продольного и поперечного размеров) полученного
изображения зоны на уровне земли.
Примечание - например, характерным размером зоны теплового воздействия от
вертикального цилиндрического пламени при заданном пороговом значении теплового потока облучения
1,5 кВт/м-, является радиус круга с центром, совпадающим с центром основания пламени, которым
(т.е. крут) образован изолинией 1,5 к Вт/м-.
4.2.4 Количество пострадавших /V. чел., - характеристика потерь среди людей в
результате конкретной аварии на ОПО. Значения этой характеристики рекомендуется рассчитывать
для каждого расчетного сценария аварии, а при разработке деклараций промышленной
безопасности и паспортов безопасности ОПО требуется их определять в отношении персонала
16

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ОПО и населения при реализации наиболее вероягного и наиболее неблагоприятного по
последствиям сценариев аварий на ОПО.
4.2.5 Ущерб от аварии. У, руб.. определяется как потери (убытки) в производственной
сфере ОПО, убытки третьих лиц и вред природной среде в результате одном конкретной
аварии на ОПО и исчисляется в денежном выражении. В определенных случаях (но
согласованию с заказчиком КолАР) ущерб допускается исчислять в натуральных показателях. Значения
этой характеристики рекомендуется рассчитывать для каждого расчетного сценария аварии, а
при разработке деклараций промышленной безопасности и паспортов безопасности ОПО
требуется их определять для случаев реализации наиболее вероятного и наиболее
неблагоприятного по последе!виям сценариев аварии на ОПО.
В настоящем стандарте рассматривается только прямой ущерб от воздействия
поражающих факторов аварий, который не включает в себя косвенные потери организации,
эксплуатирующей ОПО (потери доходов в результате простоев и т.д.).
Основными составляющими ушерба от аварии являются:
- социально-экономический ущерб - ущерб, связанный с гибелью и травмированием
людей, выбытием прудовых ресурсов в результате реализации конкретного сценария аварии:
- прямой ущерб производству на ОПО - ущерб, связанный с уничтожением или
повреждением основных фондов и товарно-материальных ценностей организации в
результате реализации конкретного сценария аварии;
- ущерб, связанный с затратами на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и
расследование причин:
- ушерб имуществу третьих лиц — ущерб, связанный с уничтожением или
повреждением в результате реализации конкретного сценария аварии зданий, сооружений,
инженерных коммуникаций, продукции, сырья, принадлежащих другим (третьим) лицам;
- экологический ушерб — ущерб, связанный с загрязнением атмосферы, водных
ресурсов, почвы, уничтожением лесных массивов, других компонентов природной среды в
результате реализации конкретного сценария аварии.
4.2.6 Условная вероятность поражения людей />m6, %, определяется как условная
вероятность гибели человека или пропет погибших среди группы людей, находящихся в
рассматриваемой точке территории при реализации с вероятностью, равной 1, конкретного
сценария аварии. При практических расчетах рекомендуется строить изолинии условной
вероятности поражения па плане территории ОПО и прилегающей территории при
реализации наиболее вероятного и наиболее неблагоприятного по последствиям сценариев
аварий на ОПО (см. 5.9).
17

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
4.2.7 Ожидаемый ушерб от аварий на ОПО У, руб./год, определяется как
математическое ожидание ущерба от возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО.
Рассчитывается с учетом ожидаемой частоты аварий на ОПО в соответствии с 5.13, 6.13, 7.13.
Основными составляющими ожидаемого годового ущерба являются:
- ожидаемый годовой социально-экономическим ушерб - прогнозируемый ущерб за
год. связанный с гибелью и травмированием людей, выбытием трудовых ресурсов в
результате возможных аварий;
- ожидаемый годовой прямой ущерб производству на ОПО - прогнозируемые
ежегодные потери основных фондов и товарно-материальных ценностей организации, которые
могут быть уничтожены или повреждены в результате возможных аварий;
- ожидаемый годовой ущерб, связанный с затратами на ликвидацию возможных
аварий, и расследование их причин;
- ожидаемый годовой ущерб имуществу третьих лип - прогнозируемые ежегодные
затраты, связанные с уничтожением или повреждением в результате возможных аварий зданий,
сооружений, инженерных коммуникаций, продукции, сырья, принадлежащих другим
(третьим) лицам;
- ожидаемый годовой экологический ущерб — прогнозируемый ежегодный ушерб,
связанный с загрязнением атмосферы, водных ресурсов, почвы, уничтожением лесных массивов
и других компонентов природной среды в результате возможных аварий.
4.2.8 Потенциальный территориальный риск R , 1/год, трактуется как ожидаемая
частота гибели человека в результате воздействия совокупности поражающих факгоров всех
расчетных сценариев аварий на ОПО при условии постоянного (условно) нахождения
человека в рассматриваемой точке территории. Потенциальный риск отражает максимально
возможный уровень опасности для человека без учета возможности его временного
(периодического) отсутствия в рассматриваемой точке пространства, а также без учета возможных
действий человека по своей защите от поражающих факторов аварий (действий по избеганию
опасности). Рассчитывается в соответствии с 5.12, 6.12, 7.12.
4.2.9 Коллективный риск /?соИ чел./год, определяется как ожидаемое количество
погибших в результате возможных аварий за один календарный год эксплуатации ОПО на
определенной территории (территории самою ОПО и территории, примыкающей к ОПО).
Определяется по результатам расчета территориального распределения потенциального риска
с учетом пространственно-временного распределения людей в соответствии с 5.12, 6.12, 7.12.
4.2.10 Индивидуальный риск /Jjnd, I/год, допускается определять как частоту гибели
представителя выделенной категории людей (а не отдельного индивидуума) в результате воз-
IX

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
действия совокупности поражающих фаюоров аварий с учетом показателей
жизнедеятельности л ой категории людей (доли времени нахождения в рассматриваемой точке за выбранный
период времени, особенностей физиологического восприятия негативного воздействия,
адекватности действий при чрезвычайных ситуациях, наличия и эффективности систем зашиты
от соответствующего поражающего фактора и т.д.). При этом допускается применять
показатель среднего индивидуального риска (см. 5.12).
4.2.11 Социальный риск характеризует риск для групп людей и интерпретируется так
называемой диаграммой частот-последствий (Г/Л^-кривой), представляющей собой
зависимость частоты Fвозникновении событий, при которых иосгралаег с определенной степенью
тяжести не менее Л' человек, ог этого числа Л'. Социальный риск отражает тяжесть
последствий аварий, связанных с поражением людей, т.е. катастрофичность аварий, и
рассчитывается в соответствии с 5.12.6.
При практическом анализе риска Г/М-диаграмма строится в виде кривой
кумулятивной (накопленной) частоты потенциального события с Л'летальных исходов, получаемой
сложением частот реализации ряда расчетных сценариев с определенным числом погибших в
каждом сценарии. В итоге диаграмма иллюстрирует, по существу, вероятность реализации /V
или более летальных исходов.
F//V-кривая рекомендуется к использованию, когда выбран определенный критерий
приемлемости ущерба, как, например, в случае, когда надзорными органами
регламентируется неприемлемость реализации более чем 10 летальных исходов в результате аварии.
4.3 Основные этапы анализа риска
4.3.1 Основными этапами количественного анализа риска являются:
- планирование и организация работ по анализу риска;
- идентификация опасностей:
- оценка риска:
- разработка рекомендаций по уменьшению риска.
Указанные этапы состоят из подэгапов. приведенных на блок-схеме обобщенной
процедуры количественного анализа риска, как показано на рисунке 4.1.
4.3.2 На этане 1 Кол АР «Планирование и организация работ» следует:
- определить причины, факторы и проблемы, обусловившие необходимость
проведения анализа риска:
- организовать группу специалистов для выполнении КолАР;
- определить цели и задачи анализа риска в соответствии с требованиями заказчика
КолАР и с учетом стадии жизненного цикла ОПО (см. 4.1):

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
1.1 Определение факторов и проблем, обусловивших необходимость
проведения Кол АР
1.2 Организация группы специалистов для выполнения КолАР |
1.3 Определение целей и задач анализа риска 1
Г 1.4 Определение глубины (детальности) анализа, уточнение
алгоритма и набора методов анализа
1.5 Описание ОПО его окружения на базе сбора и анализа исходных 1
данных
| 1.6 Обоснование критериев приемлемого риска 1
1 2.1 Идентификация источников опасностей 1
2.2 Определение спектра возможных нежелательных событий на ОПО
1 ЗЛ Оценка ожидаемой частоты аварий для выбранных основных 1
(расчетных) источников опасности
| 3.2 Выбор и обоснование основных (расчетных) сценариев аварий |
1 3.3 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев 1
аварий
1 3.4 Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросои опасных 1
1 веществ для всех расчетных сценариев аварий
1 3.5 Расчет распространения поражающих факторов аварий в |
окружающей среде для всех расчетных сценариев аварий
1 3.6 Расчет условных вероятностей поражения людей, количества
пострадавших для всех расчетных сценариев аварий
1 3.7 Расчет ущерба: социально-экономического ущерба (связанного с j
поражением людей), ущербов имуществу и компонентам природной
среды для всех расчетных сценариев аварий
1 3.8 Расчет потенциального, коллективного, индивидуального и
социатьного рисков
1 3.9 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом ожидаемой частоты
аварий на ОПО
1 ЗЛО Определение перечня наиболее опасных составляющих ОПО .
Сравнение показателей риска с рекомендуемыми уровнями
приемлемого риска (или другими показателями обоснованной базы
| сравнения).
1 Планирование и
организация работ
2 Идентификация
опасностей
"13 Оценка риска: 1
1 анализ
! частоты
J
[ анализ
f последствий
j
1 рач,*«ет
> показателей
риска
1 оценивание
( риска
|Риск больше приемлемого ?
t да
4 Разработка рекомендаций по уменьшению риска
(Изменения размещения ОПО в целом,
пространственного размещения оборудования на
площадке ОПО, повышение конструктивной
надежности оборудования, совершенствование
технических систем защиты и т.)
Рисунок 4.1 - Этапы выполнения КолАР
-определить глубину (летальность) анализа риска с учетом целей и задач анализа,
финансовых ресурсов, выделенных на проведение анализа, ограничений исходных данных об
ОПО и на этой основе уточнить набор рассчитываемых показателей риска, алгоритм и набор
методов анализа риска из числа рекомендуемых в настоящем стандарте;
- уточнить состав группы специалистов для выполнения КолАР с учетом выявленной
глубины анализа риска:
20
Регистрация
результатов в
базе данных.
I Завершение
\ анализа
риска

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- собрать данные и описать ОПО (технологическое оборудование, коммуникации,
сооружения, здания, системы управления и защиты), его природное и социальное окружение
с учетом требований и рекомендаций, изложенных в |2. 4| и 5.2.5. 6.2.5, 7.2.5:
- обосновать критерии приемлемого риска, которые рекомендуется определять,
базируясь либо на нормах и правилах промышленной безопасности, либо на сведениях об
имевших место авариях, инцидентах, их последствиях (среднестатистических показателях
техногенных происшествий), либо на фоновых показателях риска повседневной деятельности,
либо на учете баланса «риск-выгода» для рассматриваемого ОПО. Допускается также
использовать рекомендуемые для Российской Федерации предельно допустимые уровни риска для
населения, изложенные в Декларации Российского научного общества анализа риска |8|.
4.3.3 Па втором этапе КолАР «Идентификация опасностей» на основе детального
анализа материально-технической базы и технологической специфики ОПО следует:
- выявить и описать все обращающиеся на ОПО опасные вещества (характеристики и
количество каждого вещества):
- выявить и описать все источники опасностей, которыми могут быть технические
устройства, технологические блоки и процессы, участки трубопроводов: описать места их
расположения на ОПО;
- определить пути реализации этих опасностей, т.е. все принципиально возможные
сценарии аварий (прежде всего — сценарии, аналогичные событиям, имевшим место в
реальности). При этом рекомендуется использовать один из следующих качественных методов
анализа риска (или их совокупность): «Что будет, если...?» (What if), метод анализа опасностей и
работоспособности (HAZOP), контрольный список (Checklist) , метод анализа видов и
последствий отказов (FMEA). метод анализа деревьев отказов и деревьев событий (последний в
рамках описываемого этапа следует использовать без определения вероятностей событий) |9,10|.
При описании сценариев определяются условия возникновения и последовательность
развития аварий с учетом, прежде всего, возможности взрыва, пожара, разлета осколков,
токсического поражения и других поражающих факторов, возникающих при нарушениях
герметичности или разрывах трубопроводов и емкостного оборудования.
Анализ риска может быть прекращен на этом этапе только в том случае, если
предварительно приблизительно оцененные последствия реализации каждого из выявленных
сценариев оказываются незначительными или нулевыми для целевых реципиентов.
Примечание — Например, если п качестве пели КолАР сформулирован расчет показателем
риска для населения, а предварительная оценка последствий показана, что ни один из поражающих
факторов аварий ни при каких условиях не выходит за пределы огороженной территории ОПО, то процедуру
КолАР можно завершить на данном начальном лапе, сделав вывод о безопасности ОПО для населения.
21

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Идентификацию опасностей следует осуществлять в соответствии с 5.3, Ь.З. 7.3 с
учетом приложений А, Б. В. При этом рекомендуется учитывать результаты регистрации ОПО в
государственном реестре ОПО, данные о распределении опасных веществ в технологических
системах объекта, информацию, представленную в проектной документации на ОПО и
эксплуатационной документации эксплуатирующей организации, данные расследования
причин аварий.
4.3.4 Подэтап 3.1 «Оценка ожидаемой частоты аварий» этапа 3 Кол АР «Опенка риска»
состоит в определении для каждого источника опасности в составе ОПО (in числа выбранных
на предыдущем этане расчетных источников) частоты возникновения потенциальных аварии
на нем. Оценку рекомендуется проводить, прежде всего, па основе анализа статисгимескич
данных об имевших место авариях на аналогичных технологических объектах с
использованием метода корректировки средней частоты с учетом имеющихся
конструктивно-технологических отличий конкретного анализируемого объекта и местных факторов влияния на
вероятность нарушения его целостности (см. 5.4, 6.4, 7.4).
При отсутствии статистических данных по имевшим место авариям, но при наличии
данных о параметрах надежности элементов, составляющих анализируемую технологическую
систему (блок, установку и т.п.), рекомендуется использовать метод дерева отказов |9|.
4.3.5 На подэтапе 3.2 «Выбор и обоснование основных (расчетных) сценариев аварий»
из всей совокупности выявленных на этапе идентификации опасностей нежелательных
событий следует выполнить выбор и обоснование расчетных сценариев (т.е. характерных и
наиболее опасных, принимаемых в расчет для проведении дальнейшей количественной опенки
риска ОПО) путем предварительной сравнительной оценки последствии каждого
нежелательного события. При этом критичность событий и масштабы последствий оцениваются по
критериям, сформулированным при определении целей и задач анализа риска и «целевых»
категорий реципиентов. Выбор и обоснование расчетных сценариев следует проводить в
соответствии с 5.5, 6.5, 7.5.
4.3.6 Подэтап 3.3 КолАР «Оценка условных вероятностей реализации расчетных
сценариев аварий» состоит в определении для каждого расчетного сценария аварии на каждом
расчетном источнике опасностей вероятности его реализации при условии, что авария
произошла. Оценку рекомендуется проводить с использованием метода дерева событий |9|. При
этом значения вероятностей альтернатив в узлах разветвлений дерева рекомендуется
определять как статистические условные вероятности (относительные частоты) реализации
альтернативных событий на основе анализа соответствующих статистических данных (в частности,
данных по возгоранию-невозгоранию газа при аварийном выбросе, ерабатыванию-несраба-
22

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
тыванию элементов систем пожаротушения и т.д.). Пол этап следует выполнить в соответствии
с указаниями, изложенными в 5.6, 6.6. 7.6.
4.3.7 Под этап 3.4 Кол АР * Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросов
опасных веществ» состоит в математическом моделировании для каждою расчетного сценария
аварии газо- пли гидродинамических процессов истечения в окружающую среду газа,
жидкости или двухфазного флюида с целью определения зависимостей скорости исгечеипя флюида
от времени и интегральных объемов выбросов флюида за заданное время. Подэтап следует
выполнять в соответствии с указаниями 5.7. 6.7, 7.7 и приложениями Г, Д.
4.3.8 Подэтап 3.5 Кол АР «Расчет распространения поражающих факторов аварий в
окружающей среде» состоит в математическом моделировании для каждого расчетного
сценарии аварии газодинамических и гепломаесообменных процессов, определяющих особенности
физико-химических трансформаций истекающего флюида в окружающей среде (например,
характер воспламенении газа, форму и размеры пламени), а также возникновение и
распространение поражающих факторов аварии (тепловою облучении, воздушной волны сжатия,
осколков и т.п.) на рассматриваемой территории с учеюм природно-климатических
характеристик местности. Результатом выполнения полэтапа являются территориальные
распределения значений физических характеристик поражающих факторов аварий (например,
совокупность изолиний удельного теплового потока от пожара, нанесенная на план территории ОПО
и местности вокруг нею). Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.8, 6.8. 7.8
и приложениями Е, Ж.
4.3.9 Подэтап 3.6 КолАР «Расчет условных вероятностей поражения людей и
количества пострадавших» состоит:
- в определении для каждой из выявленных к рассмотрению категорий потенциальных
реципиентов (например, для персонала ОПО) функциональной связи между мерой
негативного воздействия того или иною поражающего фактора аварии (например, дозой теплового
облучения) и условной вероятностью поражения (гибели) человека:
- оценке значения этой вероятности для каждою расчетного сценария аварии в
различных точках территории внутри зоны действия поражающего фактора (т.е. при условии, что
реципиенты находятся непосредственно в зоне действия поражающего фактора):
- расчете числа погибших и раненых для каждого расчетного сценария аварии.
Подэтап следует выполнить в соответствии с указаниями 5.9, 6.9. 7.9 и приложением И.
4.3.10 Подэтап 3.7 КолАР «Расчет ущерба» состоит:
- в оценке социально-экономического ущерба, связанного с гибелью и
травмированием людей, в денежном выражении для кажхюго расчетного сценария аварии:
23

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
-определении для каждой из рассматриваемых категорий имущества (зданий,
сооружений, технологического оборудования, дорог), принадлежащего собственнику ОПО и
третьим лицам, и для каждой из рассматриваемых категорий компонентов природной среды
(лесных угодий, почв, сельхозкультур, акваторий) критериев их повреждения или
уничтожения тем или иным поражающим фактором аварии:
- оценке степени повреждения и объемов (в натуральном выражении) поврежденных
или уничтоженных компонентов имущества и природной среды для каждого расчетного
сценария аварии;
- расчете соответствующих ущербов имуществу и природным компонентам в
денежном выражении для каждого расчетного сценария аварии;
- расчете затрат на ликвидацию аварии и расследование ее причин.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.9—5.11; 6.9 - 6.11; 7.9—7.11
и приложениями И, К.
4.3.11 Подэтап 3.8 КолАР «Расчет потенциального, коллективного, индивидуального и
социального рисков» состоит:
- в определении в каждой расчетной точке территории ОПО и вокруг него значения
потенциальною риска, рассчитываемого с учетом ожидаемой частоты аварий на всех
принятых к расчету источников опасности на ОПО и возможных воздействий поражающих
факторов, реализуемых при авариях на этих источниках, на человека, условно постоянно
находящегося в рассматриваемой точке;
- построении изолиний потенциального риска на плане территории ОПО и вокруг
него;
- расчете показателей коллективного, индивидуального и социального риска
(/■"—Л'-диаграмм) для персонала и населения с учетом конкретного распределения людей по
территории и времени пребывания на ней, а также адекватности их действий и/или
эффективности штатных систем защиты.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.12. 6.12, 7.12.
4.3.12 Подэтап 3.9 КолАР «Расчет ожидаемого годового ушерба с учетом частоты
аварий на ОПО» состоит из определения в денежном выражении (руб./гол) ожидаемых годовых
(т.е. с учетом частоты возникновения аварий) ущербов различным реципиентам (социально-
экономического ущерба, прямого ушерба имуществу организации, ушерба имуществу третьих
лиц, затрат на ликвидацию и расследование причин аварий, экологического ущерба) и
суммарного ожидаемого годового ушерба.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.13, 6.13, 7.13.
24

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
4.3.13 Под эта п 3.10 КолАР «Определение перечня наиболее опасных составляющих
ОПО. Сравнение показателей риска с рекомендуемыми уровнями приемлемого риска (или
другими показателями обоснованной базы сравнения)» состоит:
- в определении наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев
аварии на ОПО:
- выделении по результатам проведенного анализа риска наиболее опасных по
показателям риска составляющих ОПО;
- сравнении рассчитанных показателей риска для различных категорий реципиентов с
рекомендованными уровнями приемлемого риска или другими показателями обоснованной
базы сравнения для тех же категорий реципиентов.
Подэтап следует выполнять в соответствии с указаниями 5.14, 6.14, 7.14.
4.3.14 Этап 4 КолАР «Разработка рекомендаций по уменьшению риска» состоит для
действующих ОПО в выработке на основе результатов проведенного анализа риска
обоснованных технических и организационных мероприятий для снижения риска на ОПО и
предложений по рациональному распределению средств на ремонт, реконструкцию, дополнительное
техобслуживание технологических систем, блоков, участков с учетом неравнозначности
выявленных уровней опасности этих участков.
Для проектируемых ОПО данный этап состоит в выработке на основе результатов
проведенного анализа риска обоснованных предложений по изменению размещения и
взаимного расположения составляющих ОПО и блоков (участков) в их составе, предложений по
оптимизации технических решений, влияющих на конструктивную надежность элементов ОПО и
масштабы последствий возможных аварий.
5 Анализ риска линейной части магистральных газопроводов
5.1 Блок-схема анализа риска линейной части магистральных газопроводов
3-1.1 Структура, содержание этапов алгоритма и методический подход к анализу риска
ЛЧ М Г определяются выраженной спецификой линейной части, характеризующейся
следующими особенностями:
- высокая производительность МГ и значительная протяженность секций между
линейными кранами — свойства, объективно обусловливающие в случае разрыва
трубопровода выброс в окружающую среду больших количеств природного газа;
- прямой контакт МГс природной средой, предопределяющий наличие взаиморазрушающих
процессов в системе «трубопровод-среда», снижающих конструктивную надежность трубопровода;
- линейная протяженная макрогеометрия, обусловливающая:
25

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
а) тот факт, что разные участки трассы каждого конкретного трубопровода
эксплуатируются в неодинаковых грунтовых, гидрогеологических, геокриоло! ических, ландшафт!ю-то-
пографических. сейсмических, социально-демографических, хозяйственно-экономических и
связанных с ними антропогенных и техногенных условиях при изменяющихся по трассе
конструктивно-технологических и эксплуатационных параметрах самого трубопровода, что
предопределяет различие на разных участках трассы, во-первых, значений ожидаемой частоты
аварий и, во вторых, видов и объемов возможного ущерба от аварий;
б) непредсказуемость точного места возникновения аварии по длине трассы, что
усложняет методические подходы к расчету показателей риска на прилегающей к трассе
трубопровода территории;
в) прохождение значительной части МГ по густонаселенным территориям при
отсутствии ограждения трасс, обусловливающее повышение вероятности антропогенных
воздействий на трубопровод и возникновения большого социально-экономического ущерба в
результате вызванных этими воздействиями аварий.
5.1.2 При проведении анализа риска ЛЧ МГ в соответствии с приведенной на рисунке 5.1
блок-схемой под аварией на ЛЧ МГ следует понимать разрыв газопровода на полное сечение с
выбросом природного газа с воспламенением или без воспламенения в окружающую среду
5.1.3 Блок-схема анализа риска линейной части магистральных трубопроводов (в том
числе МГ и МКП) приведена на рисунке 5Л,
5.2 Планирование и организация работ
5.2Л Исходными информационными материалами для выполнения этапа 1
«Планирование и организация работ по анализу риска на ЛЧ МГ» являются:
- ТЗ заказчика на выполнение работы, связанной с необходимостью проведения
количественного анализа риска МГ;
- информация о фоновых уровнях риска (среднестатистических показателях
техногенных происшествий) для населения и персонала на территориях размещения грасс(ы)
анализируемого МГ, уровнях приемлемого риска для населения и персонала, установленных
применительно к аналогичным МГ за рубежом, а также — о рекомендуемых для Российской
Федерации уровнях приемлемого риска, приведенных в Декларации Российского научного
общества анализа риска |8).
Последовательность выполнения этапа отражена в 5.2.2-5.2.6.
5.2.2 Анализ технического задания. Типовыми (характерными) работами,
указываемыми в ТЗ, как правило, являются:
2Ь

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
t 1 Планирование и организация работ по анализу риска на ЛЧ магистрального трубопровода
I I (состав подэтапов см. на рис. 4.1)
2 Идентификация опасностей:
2.1 Идентификация опасных свойств транспортируемого продукта и оценка его общего
| количества в трубопроводе (анализируемом участке трубопровода)
I 2.2 Перечисление возможных физических проявлений аварии на трубопроводе и
поражающих факторов аварии
I 2.3 Определение возможных причин и условий возникновения аварий на трубопроводе
2.4 Предварительная идентификация потенциально опасных участков (ПОУ) на трассе
трубопровода
3 Оценка риска
3.1 Опенка ожидаемой частоты аварий на различных ПОУ трассы трубопровода с
учетом влияния изменяют ихся по длине трассы природно -климатических, технике* -
технологических и эксплуатационных факторов
I I 3.2 Обоснование основных (расчетных) сценариев аварий на ПОУ трубопровода (с
учетом видов физических проявлений аварий, вариантов срабатывания запорной
| арматуры, вариантов атмосферных условий, характеристик местности и др.)
I 3.3 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
[ 3.4 Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросов транспортируемого продукта
для выбранных (в составе расчетных сценариев аварий) вариантов нарушений
герметичности трубопроводов (только для МКП) и вариантов перекрытия линейной
запорной арматуры
I 3.5 Расчет распространения поражающих факторов аварий в окружающей среде для всех
I расчетных сценариев аварий на ПОУ труб опровода
I 3.6 Расчет условных вероятностей поражения людей и количества пострадавших для
расчетных сценариев аварий на ПОУ трубопровода
I 3.7 Расчет объемов поврежденного и уничтоженного имущества и компонентов
природной среды для расчетных сценариев авар ий на ПОУ трубопровода
I 3.8 Расчет ущербов (по составляющим) в стоимостном выражении для расчетных
сценариев аварий на ПОУ трубопровода
I 3.9 Расчет территориального распределения потенциального риска вдоль трассы
трубопровода (вдоль ПОУ). Расчет коллектив ного, индивидуального и социального
рисков на прилегающих к ПОУ территориях
ЗЛО Расчет ожидаемых годовых ущербов от возможных аварий в пределах ПОУ,
МГ(МКП), ЛПУМГ, ГТО (в стоимостном выражении— рублей в год) с учетом
ожидаемых частот аварий на ПОУ
11 Определение перечня наиболее опасных участков трубопровода. Сравнение
показателей риска с уровнями приемлемого риска (или другими показателями
| обоснованной базы сравнения)
I i ■■ ■ ——«»^« i нет
Риск больше приемлемого ?
f да
4 Разработка рекомендаций ио уменьшению
риска (изменение трассы трубопровода
I (для проектируемых МГ(МКП)), повышение
конструктивной надежности участка трубопровода,
совершенствование технических систем зашиты и т.п.)
Рисунок 5.1 - Блок-схема анализа риска на ЛЧ магистральных трубопроводов
- разработка лекларации(й) промышленной безопасности |2| для всего комплекса
действующих ОПО ( в том числе участков М Г и газопроводов-отводов) в составе ГТО ОАО «Газпром»;
- разработка декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ ГО ЧС в
составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию МГ в целом
или отдельного участка МГ;
27
Регистрация
результатов в
базе данных.
Завершение
анализа
риска

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- проведение анализа риска дли обоснования размещения трассы участка МГ на
ранних этапах проектирования МГ;
- разработка паспортов безопасности на участки действующих МГ:
- разработка планов по локализации и ликвидации аварий (ПЛА) для проектируемых и
действующих М Г;
- проведение анализа риска для отдельных участков действующих МГдля обоснования
возможности строительства различных объектов вблизи трассы МГ
В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ следует определить цели, задачи,
глубину анализа риска и состав группы спеималистов для выполнения КолАР в соответствии с
5.2.3,5.2.4.
5.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска.
5.2.3.1 При разработке деклараций промышленной безопасности и паспортов
безопасности для действующих МГ целью анализа риска является расчет всею спектра показателей
риска (см. 4.2) для всех анализируемых участков МГ и разработка рекомендаций для
эксплуатирующей организации по уменьшению риска эксплуатации МГ Для реализации этих целей
рекомендуется выполнять полный цикл количественного анализа риска с использованием
методик и математических моделей, приведенных в настоящем стандарте.
5.2.3.2 При анализе риска на ранних стадиях проектирования МГ (стадии обоснования
инвестиций) целью анализа риска является определение только части спектра показателей
риска, как-то: характеристик и степени опасности обращающегося на МГ вещества
(приложения А, Б), ожидаемой частогы аварий (на основе использования статистических данных по
авариям на аналогичных МГ и построенного дерева отказов для анализируемого газопровода
(приложение В)), размеров зон воздействия наиболее опасных поражающих факторов аварий,
объемов ущерба и ожидаемою числа пострадавших среди населения на наиболее критичных
участках трассы МГ, рассчитываемых для различных вариантов прокладки трассы МГи
вариантов предварительных технических решений по линейной части с дальнейшей разработкой
рекомендаций по размещению трассы и выбору оптимальных технических решений. Глубину
анализа следует ограничить применением инженерных моделей расчета последствий аварий
на МГ, ряд которых приведен в приложениях Г, Е, Ж.
5.2.3.3 При разработке декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ
ГО ЧС в составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию М Г
в целом или отдельного участка МГ целью анализа риска является расчет всех составляющих
и показателей риска (см. 4.2) для проектируемого(ых) участка(ов) МГ и разработка
рекомендаций по оптимизации технических решений с целью уменьшения риска МГ Для реализации
28

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
этих целей рекомендуется выполнить полный цикл количественного анализа риска в
соответствии с требованиями раздела 5.
5.2.3.4 При разработке ПЛА для линейной части МГ целью анализа риска является
определение характерных сценариев аварий и оценка их последствий с дальнейшей
разработкой организационно-технических мероприятий и плана действий персонала по локализации
и ликвидации аварий. ПЛА следует разрабатывать с использованием готовых результатов
анализа риска из декларации промышленной безопасности М Г в части рассмотренных в ней
сценариев аварий и размеров соответствующих зон поражения.
5.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.
Для проведения работ по анализу риска Л Ч М Г рекомендуется следующий примерный
состав специалистов:
- руководитель работ;
- специалист по технологии трубопроводного транспорта газа;
- специалист по автоматике и телемеханике объектов линейной части МГ;
- специалист по диагностированию линейной части МГ;
- специалист по анализу риска ОПО транспорта газа (рекомендуется наличие
квалификации эксперта, осуществляющего экспертизу деклараций промышленной безопасности и
документов в части анализа риска магистральных трубопроводов (шифры областей
аккредитации в системе аккредитации по промышленной безопасности 4.1.5.2; 4.2.5.2);
- инженер-программист;
- оператор ЭВМ.
Необходимая численность указанных специалистов в составе конкретной группы
должна определяться количеством анализируемых участков МГ с газопроводами-отводами в
составе заказанной работы и требуемой (в соответствии с выявленными целями и задачами
КолАР) глубиной анализа.
5.2.5 Описание анализируемого(ых) участка(ов) МГ и его окружения следует
выполнять на основе анализа и систематизации следующих информационных материалов и
исходных данных:
- общие сведения (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей) о заказчике
проекта (только для проектируемых объектов);
- общие сведения об эксплуатирующей (или намеченной к роли таковой - для
проектируемых МГ) организации (наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);
- технологическая схема участка(ов) МГ с трубопроводам и-отводам и:
- план трасс(ы) участка(ов) МГ с трубопроводами-отводами и прилегающей
территории (с населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными
препятствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);
24

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- перечень и конструктивно-технологические параметры газопровода(ов) (название,
диаметр, давление, категория участка, протяженность, расстановка линейных кранов, данные
по трубам и трубным сталям, изоляционным покрытиям и др.):
- описание прнролно-климатнческих условий района расположения газопровода(ов);
- характеристики грунтов (коррозионные, механические, мерзлотные и др.) вдоль
трасс(ы) газопровода(ов);
- перечень и характеристики подземных переходов газопровода* ов) через дороги
(автомобильные и железные);
- сведения об идущих параллельно газопроводу(ам) авто- и железных дорогах,
инженерных коммуникациях;
- перечень и характеристики подводных переходов газопровода(ов);
- перечень и характеристики воздушных переходов газопровода(ов);
- перечень пересечений газопровода(ов) с инженерными коммуникациями;
- перечень и характеристики наземного оборудования линейной части газопровода(ов);
- технические характеристики системы линейной телемеханики:
- описание и основные характеристики лесных угодий вдольтрасс(ы) газопровода(ов);
- описание сельскохозяйственных угодий и распределения сельхозрабочих и
сельхозтехники вдольтрасс(ы) газопровода(ов);
- данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;
- данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;
- перечень опасных объектов сторонних организаций, которые могут явиться
источником чрезвычайной ситуации для газопровода(ов);
- численность, квалификация, режим работы и распределение обслуживающего
персонала по трассе(ам) газопровода(ов);
- данные об имевших место авариях на газопроводе(ах);
- результаты диагностических обследований линейной части газопровода(ов).
5.2.6 Обоснование уровней приемлемого риска как базы для сравнения с ними
расчетных показателей риска после проведения КолАР следует выполнять отдельно для населения и
производственного персонала с учетом фоновых рисков, наблюдающихся на территориях
прохождения анализируемого МГ, а также с учетом существующих рекомендаций по выбору
уровней приемлемого риска (см. 5.14).
5.3 Идентификация опасностей на магистральных газопроводах
5.3.1 При анализе риска МГ в качестве источника опасности идентифицируется
непосредственно трубопровод, транспортирующий опасное вещество — природный газ. Процеду-
30

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
pa идентификации в данном случае заключается в определении опасных свойств и параметров
состояния транспортируемого газа, расчете количеств природного газа в разных секциях МГ,
перечислении возможных физических проявлений аварии на МГ определении возможных
причин аварий на разных участках МГ и выделении наиболее опасных для потенциальных
реципиентов участков трассы МГ.
5.3.2 Состав исходных данных для выполнения данного этапа:
- справочные материалы по характеристикам опасных веществ (приложение А);
- технологическая схема участка(ов) МГ с газопроводами-отводами;
- план трасс(ы) участка(ов) МГс газопроводами-отводами и прилегающей территории;
- перечень и конструктивно-технологические параметры газопровода(ов);
- описание природно-климатических условий района расположения газопровода(ов);
Последовательность выполнения этапа отражена в 5.3.3-5.3.7.
5.3.3 Определение опасных свойств транспортируемого продукта.
Следует выявить и перечислить основные характеристики и опасные свойства
природного газа, а также термодинамические параметры его состояния на анализируемом участке
М Г представив данные в соответствии с таблицей 5.1.
Та б л и на 5.1 — Характеристика опасного вещества
Наименование параметра
I Вид опасного вешества
; (в соответствии с приложением 1 Федерального закона 111)
2 Название вещества
2.1 химическое
2.2 торговое
3 Формула
3.1 эмпирическая
3.2 структурная
4 Состав, %
4.1 основной продукт
4.2 примеси
5 Обшие данные
5.1 молекулярный вес
5.2 температура кипения, °С (при давлении 101 кПа)
5.3 плотность при 20 °С\ кг/м-'
6 Данные о изрывопожароопасности
6.1 температура вспышки °С
6.2 температура самовоспламенения, °С
6.3 температура воспламенения.°С
6.4 пределы взрываемости
Значение
параметра
Источник 1
информации!
31

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 5. I
Наименование параметра
7 Данные о токсической опасности (класс опасности)
7.1 ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м
7.2 ПДК в атмосферном воздухе, мг/м-"
| 7.3 летальная токсодоза LCt4)
7 4 пороговая токсодоза PCt^{)
8 Реакционная способность
9 Запах
10 Коррозионное воздействие
11 Меры предосторожности
12 Информация о воздействии на людей
13 Средства зашиты
14 Методы перевода вешества в безвредное состояние
15 Меры первой помощи пострадавшим от воздействия вешества
16 Давление (абс.) фактическое на участке трубопровода (диапазон
| изменения по участку), МПа
17 Температура продукта фактическая зимняя на участке трубопровода
(диапазон изменения по участку), град.С
Значение
параметра
Источник 1
информации
5.3.4 Расчет количества природного газа в анализируемом(ых) газопроволе(ах) должен
обязательно выполняться при решении вопроса о необходимости разработки декларации
промышленной безопасности для рассматриваемого участка М Г (разработка декларации
обязательна, если фактическое количество газа на участке при проектном режиме
транспортировки превышает 200 т), а также - при разработке самой декларации в соответствии с
требованиями Федеральною закона 111 и Порядка |2| и при разработке обоснования инвестиций в
соответствии с п. 6.2 СП 11-113-2002 |40|.
В остальных случаях процедура определения количества газа, как одного из
показателей опасности газопровода, является рекомендуемой, но не обязательной.
Расчет следует выполнять посекционно (отдельно для каждой секции газопровода
между линейными кранами) с последующим суммированием полученных значений. Порядок
расчета приведен в приложении Б.
Примечание - Следует иметь в виду, что количество газа, как таковое, в секции газопровода
или на участке между КС не является параметром, определяющим основные характеристики прямого
поражающего воздействии при разгерметизации трубопровода, а служит лишь критерием отнесения
МГ к декларируемым ОПО и определяет максимально возможную длительность существования
поражающих факторов при непринятии оперативных мер по локализации аварии.
32

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.3.5 Перечисление возможных физических проявлений аварии на МГ и поражающих
факторов аварии.
На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления
аварии на МГ которые определяются, прежде всего, взрывопожароопасностью природного
газа и его высоким давлением в трубопроводе. По токсикологической характеристике
природный газ относится к слаботоксичным веществам 4-го класса опасности. Опасность
асфиксии за счет вытеснения газом кислорода на открытом воздухе незначительна.
С учетом этого, основными физическими проявлениями аварии на МГ и ее
поражающими факторами являются следующие:
- разрыв газопровода без воспламенения газа, истекающего в виде свободной(ых)
струи(й) из концов разрушенного МГ или шлейфа из грунтового котлована (поражаюише
факторы: разлет осколков, воздушная волна сжатия, скоростной напор струи газа,
загазованность);
- разрыв газопровода с воспламенением газа и образованием струевых пламен или
колонного пожара в грунтовом котловане (поражающие факторы: разлет осколков, воздушная
волна сжатия, скоростной напор струи газа, прямое воздействие пламени, тепловое излучение).
Указанные физические проявления аварии на МГ могут иметь различные вариации в
зависимости от ряла факторов, таких как связность и состав грунта, расположение концов
разорвавшегося трубопровода, скорость и направление ветра и т.д. (см. 5.5).
5.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.
Аварии на МГ происходят, как правило, по следующим причинам, определяемым
источником негативного воздействия на МГ и механизмом этого воздействия, приводящего к
разгерметизации трубопровода:
- коррозионное растрескивание под напряжением (КРН или стресс-коррозия);
- подземная и атмосферная коррозия;
- механические поврежления (строительной техникой, бурильным оборудованием, в
результате взрывных работ, актов вандализма и терроризма);
- дефекты труб, оборудования и материалов во время их изготовления,
транспортировки иСМР;
- внутренняя коррозия и эрозия;
- циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;
- природные воздействия (подвижки грунта из-за оползней, селей, карстов,
землетрясений, размывов, морозного пучения и др. процессов, эффекты растепления многолетнемер-
злых грунтов, обводнение траншей);
33

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- нарушения правил технической эксплуатации магистральных газопроводов;
- неисправность оборудования, приборов и средств автоматизации, технологической
связи, телемеханизации, АСУ ТП;
- вредительство.
На данном под этапе идентификации опасностей при анализе конкретного участка МГ
рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий
применительно именно к этому участку газопровода с учетом реальных условий ею эксплуатации и
местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических
данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по
конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках МГ. Данный
подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа опенки ожидаемой частоты
аварий на анализируемом участке МГс учетом влиянии различных факторов на газопровод (см. 5.4).
5.3.7 Предварительная идентификация потенциально опасных участков на трассе
трубопровода.
Под ПОУ М Г на данном этапе анализа следует понимать участки трассы МГ аварии на
которых могут привести к значительному социально-экономическому ущербу (гибели и
травмированию людей), ущербу дорогостоящим компонентам имущественного комплекса и
природной среды, а также участки с повышенной вероятностью возникновения аварий.
Выделение ПОУ на трассе анализируемого МГ следует проводить с помощью плана
трассы МГ с прилегающей территорией с учетом данных из технологической схемы МГ
В качестве ПОУ в первую очередь необходимо выделять:
а) участки МГ. вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ. расположены
населенные пункты, отдельные общественные здания, места массового скопления людей и
комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.
Расположение и длина каждого участка для перечисленных потенциально поражаемых
объектов при условии, что длина .vmi проекции контура территории объекта в плоскости земли
на ось VIГ не превышает 0,2 LU]] (где LUh — расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке
объекта), приближенно определяются следующим образом. Серединой участка является
точка пересечения с осью МГ перпендикуляра, проведенного к оси Ml из ближайшей к МГ
точки рассматриваемого объекта. Длина участка определяется выражением:
^поу =2-^//Kp"-IIII1 , (S.I)
где Н — дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего
фактора аварии на МГ (тепловой радиации от пожара), вычисляемая по формуле (5.63), км;
Lim — расстояние от оси М Г до ближайшей к МГ точке объекта, км.
34

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
В случае л-|Ш > 0,2 LHU серединой ПОУ является середина проекции контура территории
объекта на ось МГ, а длина ПОУ получается путем добавления к длине, вычисленной по (5.1),
величины Л')||Г
б) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к
ним участки МГ но 1аЖ1 км в обе стороны от переходов, где 1.]Ж1 = Н — см. формулу (5.63),
Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:
а) участки МГ, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;
б) участки МГ вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ,
расположены лесные угодья;
в) участки МГ, на которых расположены площадки крановых узлов,
газоизмерительные станции, включая участки длиной Н в обе стороны по трассе МГ от мест расположения
наземного оборудования;
г) подводные переходы МГс береговыми размываемыми участками;
д) участки пересечений МГс различными трубопроводами, включая участки МГ
длиной /frt в обе стороны от мест пересечений;
е) участки МГ, на которых когда-либо имели место разрывы и свищи или по
результатам диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы;
ж) участки МГ, примыкающие к компрессорным станциям со стороны нагнетания.
Следует обозначить на плане трассы МГ границы всех ПОУ для дальнейшего анализа,
определить километраж их границ по трассе МГ и пронумеровать ПОУ порядковыми номерами.
Следующие этапы КолАР проводятся для каждого выделенного на трассе МГ ПОУ.
5.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных газопроводах
5.4.1 Оценка (прогнозирование) ожидаемых часто! аварий на линейной части М Г (этап
3.1 КолАР - см. рисунок 5.1) должна проводиться по методикам ОАО «Газпром»,
утвержденным в установленном порядке, в том числе, по рекомендуемым в данном подразделе
настоящего стандарта.
5.4.2 При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на линейной части МГ
следует учитывать:
- статистические данные (в первую очередь ООО «Газпром газнадзор») по количеству,
частоте и причинам аварий на газопроводах с разными технико-технологическими
параметрами, эксплуатирующихся в разных ДО ОАО «Газпром»:
- влияние на вероятность нарушения целостности МГ различных внешних и
внутренних факторов: природно-климатических условий, технико-технологических, эксплутацион-
ных и возрастных параметров МГ, антропогенных (связанныхс промышленно-хозяйственной
35

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
деятельностью, плотностью населения) и других факторов, изменяющихся, как правило,
вдоль трассы МГ.
5.4.3 Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот
аварий на произвольных участках МГ рекомендуется применять методики, использующие
принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на газопроводах
газотранспортной компании (ДО, корпорации, страны) с помощью системы коэффициентов
и/или балльных опенок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс М Г влияние
на газопровод упомянутых в 5.4.2 разнородных факторов.
К преимущественному применению рекомендуется «Методика экспертной опенки
ожидаемой частоты аварий на участке газопровода (МЭОЧАГаз)», разработанная в
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в составе Рекомендаций |11|. Указанная методика использует
принцип корректировки среднестатистической удельной частоты аварий на Л Ч МГ ОАО
«Газпром» к (выраженной в количестве аварий на 1000 км в год и определенной за последние 10
лет) с помощью специально выстроенной системы из 7 групп факторов влияния с
установленными экспертным путем весовыми коэффициентами и шкалами балльных оценок факторов
и может применяться для сухопутных участков и подводных переходов МГ как при наличии
результатов внутритрубной дефектоскопии, так и при их отсутствии.
5.4.4 В рамках КолАР опенку ожидаемых удельных частот аварий (Х.П) на линейной
части анализируемого МГ с помощью МЭОЧАГаз рекомендуется выполнять применительно
к заранее выделенным ПОУ данного МГ(см. 5.3.7). Рассчитанные для каждого ПОУ значения
Хп следует занести в таблицу (см. таблицу 5.2 с примером ее заполнения).
Та б л и ца 5.2 - Ожидаемые частоты аварий на потенциально опасных участках МГ
Номер (п) и положение ПОУ
на трассе М Г, км-км
/in, аварий/( 1000 км - год)
I
км 502,34-
км 503,45
0,241
?
км 512,14-
км 514,00
0,125
п
км 515,05-
км 516.32
0,452
N
км 517,09-
км 518,20
0.653
5.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах
5.5.1 На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок-схемой на рисунке 5.1)
следует определить типовые расчетные сценарии аварий на ЛЧ МГ с указанием характерных
для них поражающих факторов.
5.5.2 Применительно к ЛЧ МГ сценарий аварии в обобщенном виде кратко
описывается следующим образом: разгерметизация трубопровода с выбросом (истечением)
природного газа в окружающую среду -> взаимодействие потока газа с компонентами ОС и ею физи-
36

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ко-химические трансформации в ОС (физическое проявление аварии) —> воздействие
поражающих факторов на реципиентов -> поражение реципиентов.
Сценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей
группы сценариев Су.,Сл и входящие в них расчетные сценарии Си..Су..Си* C21..C,...C2J
Cn..C|j..C|,, где /- номер группы сценариев,у- номер сценария в/-и группе.
5.5.3 Группа сценариев аварии - это совокупность сценариев, характеризующихся
одним и тем же типом физических проявлений аварии.
Наибольшая энергия при аварии на МГ выделяется при горении газа, с чем связаны и
наиболее тяжелые последствия аварии. По этой причине воспламенение или
невоспламенение i аза определяет следующие наиболее значимые при анализе риска типы физических
проявлений аварии на МГ, различающиеся, кроме факта горения/негорения, еще и характером
истечения газа:
- горение относительно низкоскоростного вертикального или наклонного шлейфа
(«колонны») газа, образовавшегося в результате смешения двух струй газа, истекающих из
концов разорвавшеюся трубопровода в едином грунтовом котловане (как правило, в
«твердых» грунтах с высокой связностью);
- горение двух свободных высокоскоростных струй газа (настильных, т.е. с углом
наклона оси факела к горизонту не более 8°—10°, или наклонных, т.е с углом наклона к
горизонту более 8°—10°), истекающих из двух концов (плетей) разрушенного трубопровода,
вырванных из грунта (как правило, из «слабонссушего» грунта с низкой связностью) на
поверхность земли (для подземного МГ) или сорванных с опор (для надземного участка МГ);
- рассеивание без воспламенения низкоскоростного шлейфа газа, истекающего из
грунтового котлована;
- рассеивание без воспламенения двух свободных высокоскоростных струй газа
(настильных или с некоторым углом наклона к горизонту).
В соответствии с указанными типами физических проявлений аварии на линейной
части МГ рекомендуется при анализе риска МГ учитывать следующие 4 группы сценариев
(см. таблицу 5.3).
5.5.4 Расчетный у-и сценарий С- /*-й группы сценариев — это один из вариантов
реализации соответствующей типовой последовательности из таблицы 5.3. Такая конкретная
реализация может определяться рядом факторов, проклассифицированных в таблице 5.4 в
соответствии с их влиянием на характер поступления газа в атмосферу («функцию источника») и
на особенности распространения опасных веществ или энергии (тепловой радиации, волн
сжатия и др.) в окружающей среде.
37

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица 5.3 - Группы сценариев аварий на Л Ч МГ
Обозначение!
и название
группы 1
С, «Пожар в
котловане»
(«Пожар
колонного
типа»)
С, «Струевые
пламена»
С3
«Рассеивание
низкоскоростного
шлейфа
газа»

«Рассеивание двух
струи газа»
Группа сценариев (типовая последовательность событии)
Разрыв газопровода —► образование котлована в грунте (как правило, в нор-1
мальных («твердых») грунтах) —> образование первичной воздушной волны
сжатия за счет расширения компримированного газа в атмосфере —> разлет
осколков трубы и фрагментов грунта —> истечение газа из котлована в виде
«колонного» шлейфа —>• воспламенение истекающего газа с образованием
«столба» пламени в форме, близкой к цилиндрической —» образование при
воспламенении газа вторичной, незначительной по поражающему
воздействию, ВВС —> попадание людей, сооружений, оборудования Л Ч МГ,
транспорта, растительности в зону радиационного термического
воздействия от пожара —> гибель или получение людьми ожогов различной
степени тяжести, а также травм от воздействия ВВС, осколков; уничтожение или
повреждение перечисленных выше материальных объектов и элементов
природной среды; загрязнение атмосферы продуктами сгорания
Разрыв газопровода —> «вырывание» плетей разрушенного газопровода из
грунта на поверхность (как правило, «в слабонесущих» грунтах) —»
образование первичной ВВС —» разлет осколков трубы и фрагментов грунта —>
истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных
струп —> воспламенение истекающего газа с образованием двух струи
пламени, горизонтальных или наклонных (вверх) —> образование при
воспламенении газа вторичной, незначительной по поражающему воздействию,
ВВС —► попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта,
растительности в зону прямого или радиационного термического
воздействия от пожара —> гибель или получение людьми ожогов различной
степени тяжести, а также травм от воздействия ВВС, осколков; уничтожение
или повреждение перечисленных выше материальных объектов и
элементов природной среды; загрязнение атмосферы продуктами сгорания
Разрыв газопровода —> образование котлована в грунте (как правило, в
нормальных («твердых») грунтах) —> образование ВВС --> разлет осколков
трубы и фрагментов грунта —> истечение газа из газопровода в виде
колонного шлейфа —> рассеивание истекающего газа без воспламенения —>
попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ М Г, транспорта в зону
барического воздействия или газового облака —> получение людьми травм и пов-
, режление указанных выше материальных объектов в результате воздействия
ВВС и/или осколков; асфиксия людей при попадании в газовое облако;
загрязнение атмосферы природным газом
Разрыв газопровода —» вырывание плетей разрушенного газопровода из
грунта на поверхность (как правило, в «слабонесуших» грунтах) ->
образование ВВС —> разлет осколков трубы и фрагментов фунта -->
истечение газа из газопровода в виде двух свободных независимых струй —>•
рассеивание истекающего газа без воспламенения -> попадание людей,
сооружений, оборудования ЛЧ МГ транспорта в зону барического,
осколочного воздействия или газового облака —> получение людьми травм и
повреждение указанных выше материальных объектов в результате
воздействия ударной волны и/или скоростного напора струп и/или
осколков; асфиксия людей при попадании в газовое облако; загрязнение
атмосферы природным газом
Поражающие
факторы
Разлет
осколков,
воздушная
волна сжатия
(ВВС).
тепловое
излучение от
пламени,
токсичные
продукты
сгорания
Разлет
осколков,
ВВС,
скоростной
напор струн,
прямое
воздействие
пламени,
тепловое
излучение от
пламени,
токсичные
продукты
сгорания
Разлет
1 осколков.
ВВС,
попадание
природного
газа в
атмосферу
Разлет
осколков,
ВВС,
скоростной
напор струи.
попадание
природного
газа в
атмосферу
38

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл ииа 5.4 - Факторы, определяющие сценарии аварии на ЛЧ МГ
Фактор
Характер влияния
Факторы, влияющие на «функцию источника»
1 Расположение места аварии относительно
КС и линейных запорных кроной
2 Давление в МГ (в месте разрыва) до аварии
3 Время от момента разгерметизации ло
перекрытия аварийном секции (время
илентификации аварии + время остановки
ГПА и закрытия линейных кранов)
4 Геометрия взаимного расположения концов
разрушенного МГ в котловане или на
поверхности земли
Влияет на интенсивность и продолжительность
истечения газа из концов разорвавшегося МГ
Определяет интенсивность истечения газа, величину
избыточного давления при расширении сжатого газа
Влияет на продолжительность аварийного истечения
газа
Влияет на особенности динамического 1
взаимодействия струи истекающего из двух концов
МГ газа, а следовательно, - на форму пламени при
колонном пожаре или направление независимых
горяших струй при струевом горении |
Факторы, влияющие на распространение опасных веществ м потоков энергии в окружающей среде
5 Метеорологические факторы: скорость и
направление ветра, класс стабильности
атмосферы, влажность воздуха
6 Шероховатость поверхности вблизи места
разрыва
7 Распределение по территории, прилегающей
к МГ, других опасных объектов
8 Степень оперативности и грамотности
действии персонала и аварийных спецслужб
по локализации аварии и юн ее воздействия
Определяют различные варианты дисперсии газа,
задают угол и направление наклона пламени;
влажность воздуха определяет проницаемость
атмосферы для тепловой радиации
Влияет на особенности рассеивания струи или
шлейфа газа
Влияет на вероятность реализации каскадного
развития аварии
Влияют на продолжительность аварии, ход ее
развития и размеры зон негативных воздействий
Часть перечисленных факторов являются детерминированными, поскольку связаны с
конкретными местными условиями, существующими на анализируемом ПОУ МГ. К ним
относятся: расположение ПОУ относительно КС и линейных кранов, фактическое давление
газа и ПОУ. шероховатость поверхности и т.п. Значения этих факторов для определения
расчетного сценария задаются из массива фиксированных исходных данных, описывающих
рассматриваемый ПОУ
Остальные факторы являются случайными величинами, к ним относятся: угол и
направление наклона пламени пожара, время перекрытия линейных кранов и т.п. Возможные
комбинации именно этих факторов определяют многообразие сценариев аварий в составе той
или иной группы.
Формирование набора расчетных сценариев для каждого ПОУ можно выполнять путем
варьирования значений следующих факторов (см. таблицу 5.5).
39

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и на 5.5 - Некоторые задающие факторы для формирования расчетных сценариев
Задающим фактор
Срабатывание
линейных кранов
| Геометрия «Пожара
в котловане» -
Скорость ветра, м/с
Направление ветра
Угол отклонения
oceii двух струй газа
от проектного
положения оси МГ в
вертикальной
плоскости, град
Угол отклонения
осей двух струй газа
от проектного
положения оси МГ в
горизонтальной
плоскости, град
Класс стабильности
атмосферы по
Паскуиллу
Длина разрыва
трубопровода
На какую 1
группу
сценариев

распространяется 1
C.-Q
г,
cvc,
cvc.
с2хА
с2.с,
сухА
c.-Q
Возможные значения фактора
Закрываются
оба крана с пом.
А A3 К на
границах
аварийно»! секции
МГ через Г)|К| =
2 мин
2
0
С
На 8 град, вверх
(настильные
струи)
0
Закрывается один
кран на границе
аварийной
секции МГ через
ГПАне
отключаются
4
5
В
На 15 град, вверх
(наклонные
струи)
+ 15.-15 (т.е. н
разные стороны
от оси МГ)
Краны на границах
аварийной секции
не закрываются,
ГПА не
отключаются в течение
Го,к,>2мИН
10
Ю
+ 15,+15 обе струи в
одну сторону от оси
МГ
-
-
3
-15,-15,
обе струи
в одну
сторону
от оси МГ
Л, Я, С, А £, F j
От 6 до 75 м в зависимости от диаметра МГ (см. таблицу 5.8) !
PL- длина пламени; D,3(. — эффективный диаметр пожара (очага горения); 7~01К1 — время
1 отключения кранов.
Все вышеперечисленные задающие факторы опосредованно или напрямую влияют на
конфигурацию и размеры зоны воздействия — термического, токсического, барического,
механического (от осколков). Поэтому в конечном итоге каждый идентифицированный в
ходе анализа риска МГ расчетный сценарий аварии будет отличаться от другого в общем
случае конфигурацией и размерами зоны негативного воздействия доминирующего
поражающего фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.
40

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.5.5 При использовании стандарта можно определить число расчетных сценариев
путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из таблицы 5.5.
Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице 5.6.
5.5.6 При дальнейшем анализе сформированный на данном этапе набор расчетных
сценариев \С]}} следует рассматривать на каждом ПОУ трассы МГ считая указанный набор
полной группой несовместных событий при возникновении разрыва газопровода в каждой
рассматриваемой точке ПОУ.
При этом, следует иметь в виду, что при выполнении основного, завершающего этапа
КолАР, связанного с расчетом потенциального индивидуального, коллективного,
социального рисков и ожидаемого годового ущерба, настоящим СТО рекомендуется учитывать
поражающие эффекты только от сценариев групп С\ и О, (т.е. сценариев с горением газа),
поскольку зоны термического воздействия от пожара на М Г по своим масштабам значительно
превосходят зоны осколочного, барическою и асфиксионного воздействий, имеющих место при
Та б л и на 5.6 - Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев
Группа сценариев
С, «Пожар в
котловане»
С2 «Струевые
пламена»
С\ «Рассеивание
низкоскоростного
шлейфа газа»
С4 «Рассеивание
двух струй газа»
Краткая характеристика расчетного сценария в точке разрыва МГ
См: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение Тотк.} > 2 мин, скорость ветра 0 м/с —>
Вертикальный горяший «цилиндр» с L{JO^ — 2
С,2: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение 7j)IK] > 2 мин, скорость ветра 10 м/с, направление
ветра - перпендикулярно направлению оси МГ, вправо по ходу газа —>
Наклонный «правы 11» горяший «цилиндр» с L./D.. ~ 2
СГл: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение 7"(>||^.1 > 2 мин, скорость ветра 10 м/с, направление
ветра - перпендикулярно направлению оси МГ, влево по ходу газа —> Наклонный
«левый» горяший «цилиндр» с ^а}/0..} = 2
О,,: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение 7о.1КЛ > 2 мин. Имеют место 2 настильные
высокоскоростные свободные струи горяшего газа, направленные в
противоположных направлениях вдоль оси МГ с обшей условной точкой
истечения
С31: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются,
ГПА не отключаются в течение 70)|0 > 2 мин, скорость ветра 15 м/с, класс
устойчивости - /)—> Рассеивающийся шлейф газа
С4|: После разрыва МГ краны на границах аварийной секции не закрываются, ГПА
не отключаются в течение Г(Лк:1 > 2 мин. Имеют место 2 настильные струи газа,
направленные в противоположных направлениях вдоль оси МГ с обшей условной
точкой истечения с дальнейшим рассеиванием в атмосфере
41

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
реализации сценариев групп С3 и С4. «Участие» сценариев групп С3 и С4 в расчетах
вышеуказанных показателей риска, по существу, ограничивается только учетом условных
вероятностей их реализации для определения (путем вычитания из I) условных вероятностей
реализации основных, «рискогенных», сценариев из групп С, и С\ в полной группе несовместных
событий.
В силу соответствующих требований нормативных документов Роетехнадзора к
содержанию процедуры анализа риска при разработке ДПЬ. на промежуточных этапах Кол АР для
характерных сценариев аварий (из числа всех расчетных сценариев), но. прежде всего, для
наиболее вероятных и максимальных по масштабам ущерба сценариев, необходимо
рассчитывать размеры зон воздействия различных поражающих факторов, количество
пострадавших и ущерб имуществу.
5.5.7 Состав расчетных сценариев аварий на подводных переходах М Г через
естественные и искусственные водные преграды зависит от конструкции и технологии строительства
дюкера, а также от глубины водоема в месте возникновения разрыва МП
При этом в любом случае среди возможных поражающих факторов аварии на
подводном переходе при проведении КолАР учитываются только те поражающие факторы, которые
определены в 5.5.3 для аварий на сухопутных участках. Следующие возможные поражающие
факторы аварии на подводном переходе: волна сжатия в воде, высокоскоростная газоводная
струя в воде или при выходе на поверхность воды, гравитационная волна на поверхности
воды, бурун в зоне выхода газа на поверхность не учитываются из-за ограниченных
масштабов их действия по сравнению с факторами, указанными в 5.5.3.
5.5.7.1 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
грубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых участках, а также
пойменных или подводных участках в русловой части с глубиной воды не более 5 м состав
расчетных сценариев аварии совпадает с составом расчетных сценариев для сухопутных участков
МГ в рамках групп С,, С9, Cv C4.
5.5.7.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках с глубиной
воды более 5 м состав расчетных сценариев аварии ограничивается сценариями из групп С,
(«Пожар колонного типа») и С3 («Рассеивание низкоскоростного шлейфа газа»). При этом, из
состава возможных поражающих факторов аварии исключаются разлет осколков и воздушная
волна сжатия.
5.5.7.3 Для подводных переходов, выполненных методом
горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», состав расчетных сценариев аварии ограничивает -
42

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ся сценариями из групп С7 («Струевое пламя») и С3 («Рассеивание струи газа»). При этом,
независимо от места разрыва трубы в пределах перехода, принимается, что выход газа в
атмосферу имеет место только из концов кожуха в виде одной настильной струи на каждом берегу
при одинаковых интенсивностях истечения газа из обоих концов кожуха.
5.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на магистральных газопроводах
5.6.1 На данном этапе КолАР (этап 3.3 в блок-схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого ПОУ условные вероятности реализации каждого расчетного сценария CV] (при
условии, что произошел разрыв МГ-событие А) из сформированного на предыдущем этапе
набора {Cjj}, образующего полную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на
данном ПОУ условий и факторов, влияющих на возможность реализации того или иного
расчетного сценария С--.
5.6.2 Расчет условных вероятностей реализации расчетных сценариев Cij аварии
следует выполнять по следующим формулам:
- для сценариев из групп С,, С2 (с возгоранием газа)
'«и
А) = Р(В\А)Р(С[\АВ)Р(Су]
\АВС-Ц= 12. (5.2)
для сценариев из групп Су С4 (без возгорания газа)
Р(С[}
Л) = Р(В\А) Р(С-
АВ) Р(С{]
ЛЯС),/ = ЗА (5.3)
где Л - событие, состоящее в возникновении аварии (разрыва МГ);
В — событие, состоящее в возгорании истекающего газа сразу после разрыва МГ;
В — событие, состоящее вотсугствии возгорании истекающего газа после разрыва МГ;
С — событие, состоящее в реализации хотя бы одного из сценариев группы С-\
С- — событие, состоящее в реализации конкретного /-го сценария группы С-:
Р(В\А, Р(В\А) —условные вероятности, соответственно, возгорания и отсутствия
возгорания газа при условии, что произошел разрыв МГ;
P(CjAB), P(CjAB)- условные вероятности реализации хотя бы одного из сценариев группы
С при условии, что произошло (не произошло) возгорание истекающего из разрыва МГ газа;
Р(С{\АВСХ)* Р{СХ\АВС{) — условные вероятности реализации конкретною сценария С-- при
условии реализации группы С-} при аварии с возгоранием и при аварии без возгорания,
соответственно.
При определении условных вероятностей рекомендуется строить дерево событий. На
рисунке 5.2 показан пример упрошенного дерева событий с нанесенными значениями услов-
43

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
А: Авария —разрыв газопровода
1 - Р(В\А) = 0,28
Р(В\А) = 0,72
В Истечение газа без возгорания J
В: Загорание газа при разрыве газопровода j
Р{С2\АВ) Р{СА\ЛВ)
У
С,: Колонный
шлейф газа из
котлована без
воспламенения
i _
С4: Истечение
2-х струй газа
без
воспламенения
Подземный МГ
Р{С\АВ) = 0,2
Р(С2\АВ) = 0.К
P(C^\ABC,) = 1
Р(С„\АВСЛ) = 1
С31:
(см. таблицу 5.6)
С41:
(см. таблицу 5.6)
С, > Пожар в
котловане»
? ?
Надземные
участки МГ
С2 .«Две горящие струи
газа»
ЛС11ИЯС|) = 0,40
(см. таблицу 5.6)
Р(Сг1\АВС2) =
С21:
(см. таблицу 5.6)
С,2:
(см. таблицу 5.6)
Р(Сп\АВС,) = 0,30 /-(С.зИвС,) = 0.30
_„i
(см. таблицу 5.6)1
Рисунок 5.2 - Упрошенное дерево событий для идентификации сценариев аварий на МГ
пых вероятностей промежуточных событий применительно к авариям на М Г с условным
диаметром 1400 мм. События, относящиеся к каждому узлу ветвления дерева, образуют полную
группу событий с суммой условных вероятностей, равной 1.
5.6.3 Для определения условных вероятностей Р(В\А)Ч Р(В\А) загорания/незагорания
газа рекомендуется использовать статистические данные по относительным частотам
загорания/незагорания газа при разрыве МГ. зависящим, как правило, от условного диаметра МГ В
графах 2 и 3 таблицы 5.7 приведены рекомендуемые базовые значения статистических
условных вероятностей загорания/незагорания газа.
Здесь Р(..]...) — условные вероятности реализации событий, указанных в блоках дерева
(значения вероятностей приведены для МГсДу 1400 мм).
Указанные базовые значения вероятностей Р(В\А) и Р(В\А) загорания/незагорания газа
рекомендуется корректировать с помощью коэффициента к.т< зависящего от имеющего
место на данном ПОУ конкретного типа грунта, количества каменистых включений в нем,
способных при соударении в потоке газа воспламенить газ
44

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и ца 5.7 — Вероятностные характеристики аварий на МГ
Дч., мм
1
1 400
1 200
1 000
700
| 500
300 и
менее
Условная

вероятность ЖДИ)
загорания
газа
2
0,72
0,74
0,6
0,5
0,3
0.1
Условная
вероятность
Р(В\А)
не загорания
газа
3
0,28
0,26
0,4
0,5
0,7
0,9
Условные вероятности реализации групп С,, С>, Cv Г4 1
сценариев аварий ]
С, - «Пожар в
котловане»
(«Пожар
колонного типа»)
Р(С^АВ)
4
0,2
0,3
0,4
0,5
0,7
0,95
с2-
« Струе вые
пламена»
Р(С2\АВ)
5
0,8
0,7
0,6
0,5
0,3
0,05
О, —
«Рассеивание
низкоскоростного шлейфа
газа» Р(С\\АВ)
6
0,2
0,3
0,4
0,5
0,7
0,95
С4 -
«Рассеивание 2-х
CTpyii газа»
Р((А\АВ) |
7
0,8
0,7
0,6
0,5
0,3
0,05
P(B\A) = k^t-P{B\A), (5.4)
Р(В\А) = \-ктР(В\А), (5.5)
где к = 1,3 — для грунтов с каменистыми включениями;
к.,.„ = 1.2 — для глин:
Jul
k.ttl.= 1,0 — для суглинков;
Jill
Aja[ = 0,7 — для торфяников, льдистых структур, песков.
В таблице 5.7 (в графах 4, 5, 6, 7) также приведены полученные экспертным путем
рекомендуемые базовые значения условных вероятностей реализации групп сценариев С,. С2,
С3, С4 для МГ разных диаметров. Указанные базовые значения корректируются с помощью
коэффициента /< , зависящего от имеющей место на данном ПОУ степени связности или
несущей способности грунта, и определяются по формулам
P(C]\AB) = k]V Р{С}\АВ), (5.б)
P{C2\AB) = \-k^.P{Cx\AB), (5.7)
P(C}\AB) = klv Р(С3\АВ), (5.8)
P(C4\AB) = l-klv.P(C3\AB)4 (5.9)
где к — 1,3 — для грунтов с высокой связностью (глины, скальные грунты). Если при домно-
жении на к значение Р'(С{\АВ) или Р'(С^АВ) превышает 1, то оно принимается равным 1;
45

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
к = 1,0 — для грунтов со средней связностью (суглинки):
к = 0,7 - для грунтов с низкой связностью (торфяники).
Условные вероятности Р(С^АВС-), Р{С^АВС) реализации конкретных расчетных
сценариев внутри каждой группы рекомендуется определять с помощью статистических данных
по относительной частоте реализации различных возможных значений задающих факторов
(например, из числа перечисленных в таблице 5.5). участвующих в формировании набора
сценариев. Например, условная вероятность PiC^lABC^ реализации сценария Ср (см. таблицу
5.6) при условии, что реализовался пожар в котловане (С,), определяется как повторяемость
скорости ветра в требуемом диапазоне скоростей (например, 8—12 м/с) с указанным
направлением, получаемая из мегеоданных (см. 6.6.5.2).
Пример расчета условной вероятности реализации сценария С|2 (по рисунку 5.2)
Р(С12\А)=Р(В\А)-Р(С]\аВ)Р(Сп\аВС]) = 0,72-0ЛОЗ--(Ш32. (5 ,0)
5.6.4 Абсолютная частота^ (сиен./год) реализации расчетного сценария CV] на «-ом
участке МГ длиной £(1 (км) определяется по формуле
где л — ожидаемая удельна;; частота аварий на /7-ом участке, аварий/(км • год);
P(C-yt) — условная вероятность реализации сценария CV] при условии, что на //-ом участке
МГ произошел разрыв трубы с выбросом газа.
5.6.5 Применительно к подводным переходам МГ общий алгоритм расчета условных
вероятностей реализации расчетных сценариев аварии соответствуем изложенному в
5.6.1—5.6.4, однако имеются особенности определения условной вероятности загорания газа
Р(В\А). которая зависит от конструкции и технологии выполнения дюкера, а также от
глубины водоема в месте возникновения разрыва МГ.
5.6.5.1 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных
участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м
вероятность загорания газа Р{В\А) определяется в полном соответствии с 5.6.3.
5.6.5.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
грубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках в русловой
части водоема на глубинах больше 5 м вероятность загорания газа определяется
вероятностью Ршии загорания только от внешних источников зажигания (источников
ценообразования и открытого огня на судах, лодках и т.) и вычисляется по формуле
46

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Р1В\А) = Ртт= I (^О, (5'12)
i = l
где /*l)im - вероятность наличия (попадания) /-го внешнего источника зажигания в зоне(у)
загазованности, ограниченную изолинией концентрации, соответствующей НКПВ метана
(5 % об.);
^срб ~~ вероятность «срабатывания» i - го внешнего источника зажигания;
/ — количество потенциальных источников зажигания.
Вероятности /*°lm в основном определяются интенсивностью и маршрутами движения
судов в районе подводного перехода и размерами зоны загазованности.
5.6.5.3 Для подводных переходов, выполненных методом
горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», вероятность Р(В\А) загорании газа, истекающего в
атмосферу в виде высокоскоростных струй из концов кожуха, определяется в соответствии с
5.6.3, как для сухопутного участка газопровода.
5.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов природного
газа при разрывах магистральных газопроводов
5.7.1 На данном этапе КолАР (этап 3.4 в блок-схеме на рисунке 5.1) необходимо
определить для каждого расчетного сценария С- аварии:
- зависимости интенсивностей истечения газа в окружающую среду от времени из
обоих концов разрушенного газопровода;
- продолжительность истечения и объем (массу) выброшенного газа;
- количество газа, участвующего в аварии;
- количество газа, участвующего в создании поражающих факторов аварии.
Примечание — Необходимость расчета двух последних параметров определена требованием
пункта 30.2 Порядка |2|.
В 5.7.2—5.7.4 приведены основные предпосылки для определения указанных
параметров, в 5.7.5 - общая последовательность выполнения данного этапа.
5.7.2 Расчет интенсивности G(t) нестационарного истечения газа при разрыве М Г
следует выполнять, рассматривая отдельно аварийные потоки газа с интенсивностями G{(t) и G^it) из
двух концов разрушенного газопровода, разделенного разрывом на два аварийных участка:
верхний и нижний (относительно точки разрыва МГ по доаварийному потоку газа: верхний —
от нагнетающей КС до точки разрыва, нижний - от точки разрыва до принимающей КС).
При этом, в качестве основных, влияющих на интенсивность истечения, параметров
следует учитывать: внутренний диаметр МГ, фактическое доаварийное давление газа в МГ в
47

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
точке разрыва, местоположение точки разрыва и время, требуемое для закрытия линейных
кранов, предназначенных для отсечения аварийных участков МГ либо автоматически
(минимальное время отсечения), либо с помощью средств дистанционного управления (время
отсечения зависит от алгоритма идентификации факта аварии и реакции диспетчера), либо с участием
персонала ЛЭС вручную по месту расположения кранов (время отсечения в основном
определяется временем доставки персонала к площадкам крановых узлов транспортным средством).
5.7.3 При расчете объема выброшенного при разрыве МГ газа К(аз дополнительно к
перечисленным выше параметрам следует учитывать продолжительность идентификации
факта аварии на диспетчерских пунктах КС вверх и вниз по потоку и конкретную
технологическую схему обвязки параллельных ниток многониточного МГ.
5.7.4 При определении количества природного газа, участвующего в аварии, Д/.]|{.
должна учитываться вся масса газа, заключенная между сечениями МГ которых достигла волна
разгрузки подавлению, распространяющаяся отточки разрыва. Даже при штатном
срабатывании автоматики или платном реагировании диспетчеров время перекрытия аварийной
секции не может быть меньше 2—5 минут. За это время практически весь газ, находящийся на
перегоне между КС. по крайней мере, за счет газодинамических эффектов, будет определять
интенсивность истечения в месте разрыва и, следовательно, участвовать в аварии (за счет
наличия обратных клапанов и другой запорной арматуры на принимающей КС практически
исключено участие в аварии газа, находящегося в системе газопроводов ниже (по потоку) от
указанной КС). Дополнительно необходимо учитывать как участвующую в аварии часть газа,
находящуюся в системе МГ выше нагнетающей КС. При этом масса этого газа будет
определяться не только временем перекрытия охранных кранов КС, но и величиной падения
давления на нагнетающей КС в результате аварии, вариантами обвязки узлов подключения КС,
алгоритмами срабатывания предохранительных систем на ГПА и рядом других
технологических особенностей КС.
5.7.5 Количество природного газа, участвующее в создании поражающих факторов
аварии А/Пф, зависит от вида поражающего фактора.
5.7.5.1 Количество природного газа, участвующее в формировании зон действия
воздушной волны сжатия М,,ф_1ШС и осколочного воздействия Л/п, оск, определяется массой газа,
заключенной в пределах длины разрушенного участка МГ (см. таблицу 5.8. где приведены
рекомендуемые расчетные значения длины разрывов МГ разных диаметров).
5.7.5.2 Количество газа, участвующее в создании тепловой радиации пожара Л/|1(. , в
каждый данный момент времени определяется массой горящего газа. При практических
применениях КолАР (например, при разработке ДПБ) в качестве М..г рекомендуется указывать
48

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
не фиксированную массу газа, выброшенную из МГ за все время горения, а суммарную (из
двух концов разрушенного МГ) интенсивность аварийного истечения горящего газа G(r) на
характерный момент времени истечения согласно 5.8.6.6 и данным таблицы 5.9. Указанный
подход обусловлен тем фактом, что тепловыделение пожара, определяющее размеры зон
термического воздействия, пропорционально интенсивности истечения газа, убывающей со
временем. При этом для потенциальных реципиентов наиболее критичны значения G(t) в
течение первых минут после разрыва, поскольку наиболее интенсивное и дальнобойное
поражающее тепловое воздействие происходит именно на этом временном отрезке.
5.7.6 Последовательность выполнения данного этапа КолАР:
а) определяются в пределах рассматриваемого п-го ПОУ точки л4,11)п (/// = I J....M) -
середины элементарных отрезков (см. 5.12), в которых будет моделироваться разрыв газопровода;
б) определяются для каждой точки хАт)п:
- расстояние L] от нагнетающей КС;
- фактическое давление Р{) до аварии в предположении, что на выходе нагнетающей
КС давление проектное;
- расстояния Xj и х^ до ближайших линейных кранов J1, и Л-,, расположенных
соответственно вверх и вниз по потоку от места разрыва;
в) задаются значения времени /2(, /]9, /,,, /.,-> от момента разрыва МГ до моментов
закрытия соответственно охранного крана № 21 на выходе нагнетающей КС, охранного крана
№ 19 на входе принимающей КС, ближайших кл'(т)п линейных кранов J1, и Л2 (в соответствии
с описанием расчетных сценариев С-);
г) с использованием приложения Г выбираются модели расчета интенсивности
аварийного истечения и объемов выброса газа с учетом цели КолАР и связанной с ней требуемой
точности расчетов;
д) с использованием выбранной модели истечения рассчитываются зависимости
интснсивностей истечения (массовых расходов) от времени из обоих концов разрушенного
трубопровода в отдельности G,(/), G7(?) и суммарный расход (7(/), объем Vv.u выброшенного
газа и продолжительность гпст истечения для выбранных выше значений /2j, ^9' Л|р ri2 ^ге- для
различных сценариев С-);
е) определяется количество газа Л/ак, участвующее в аварии на МГ;
ж) определяются количества газа Л/„ф.ввс и А/Иф_1КК, участвующие в создании
барического и осколочного поражающих факторов аварии с учетом длины разрыва МГ;
з) оценивается влияние исходных данных на результаты расчета (7j(/), (72(/), C(/), Km,
49

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Результатом выполнения данного этапа КолАР должны быть массивы значений G^(t),
G2U), G(t), Углу Л/ан, Д/Иф для каждой точки х(п^ в пределах каждого п-го ПОУ.
5.7.7 При рассмотрении в рамках проведения КолАР аварийных разрывов МГ на ПОУ,
включающих подземные переходы газопровода через автомобильные или железные дороги,
расчет интенсивности истечения и объема выброшенного газа рекомендуется (для получения
консервативной оценки указанных параметров) проводить без учета конкретной конструкции
перехода (которая может включать защитный кожух, бетонные плиты и т.п.), полагая, что
место разрыва находится на границе перехода, где газопровод не заключен в кожух. В случае
постановки заказчиком КолАР конкретной задачи оценки указанных параметров с учетом
реальной конструкции перехода следует применять специализированные программы расчета.
5.7.8 При рассмотрении аварий на подводных переходах МГ, выполненных
традиционным методом прокладки трубы в траншею по дну водоема, расчет интенсивности истечения и
объемов выброшенного газа выполняется в порядке, изложенном выше для сухопутных
участков, т.е. допускается пренебречь влиянием изменения гидростатического давления в
месте разрыва М Г в русловой части перехода.
При рассмотрении аварий на подводных переходах МГ, выполненных методом
горизонтально-направленного бурения с конструкцией «труба в трубе», влияние внешнего
кожуха на истечение газа (с точки зрения гидравлического сопротивления) при разрыве
газопровода допускается не учитывать. Расчет интенсивности истечения и объема выброшенного газа
выполняется в порядке, изложенном выше для сухопутных участков.
5.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий на магистральных газопроводах
5.8.1 На данном этапе КолАР (этап 3.5 в блок-схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого расчетного сценария С-аварии территориальные распределения основных
физических характеристик U(x\y) следующих поражающих факторов аварии на МГ:
- осколков разрушенного МГ;
- воздушной волны сжатия;
- загазованности;
- тепловой радиации от пожара (в т.ч. прямого воздействия пламени)
с последующей оценкой размеров зон негативного воздействия этих поражающих факторов.
Следует иметь в виду, что расчет зон негативного воздействия первых трех из
перечисленных выше поражающих факторов проводится на данном этапе исключительно в силу
требований нормативных документов Ростехнадзора |2| о необходимости при анализе риска в
рамках разработки ДПБ рассчитывать размеры зон воздействия, количество пострадавших и
ущерб для всех возможных поражающих факторов наиболее вероятного и максимального по
50

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
масштабам аварийных сценариев. Однако на основном этапе КолАР, т.е. при расчете
потенциального, индивидуального, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового
ущерба, рекомендуется учитывать только термические эффекты от пожара (струевых пламен
и пожара колонного типа), как значительно превалирующие по поражающему воздействию
над тремя другими указанными факторами.
5.8.2 При расчете пространственных распределений характеристик разлета осколков и
воздушной волны сжатия необходимым элементом исходных данных является характерная
протяженность (длина) разрыва газопровода.
Процесс разрушения МГ включает три стадии: зарождение разрушения («прорастание»
дефекта на всю тол шину стенки трубы): быстротечное распространение сквозной трешины по
телу грубы; торможение и остановка разрушения (трешины). Необходимым условием для
начала процесса лавинообразного протяженною разрыва стенки трубопровода при проектном
давлении (когда напряжения в теле трубы должны быть заведомо ниже предела текучести
используемой стали) является наличие критического сквозного дефекта (трешины), длина которого
составляет 20...25 % от диаметра трубы. В случае отсутствия начального дефекта разрушение
трубопровода при рабочем давлении может произойди лишь при явлениях катастрофического ухудшения
свойств металла трубы на площади, сравнимой с площадью поперечного сечения трубы.
Основным параметром, определяющим развитие магистральных трещин, является
ударная вязкость металла трубы. С повышением ударной вязкости механизм развития трещин
переходит от хрупкого к вязкому, уменьшаются скорость движения вершины трещины и
длина разрыва.
Согласно 112, 13] распределение числа аварийных разрывов по их размеру для
газопроводов одинакового диаметра и материала при обычном диапазоне изменения давлений и тол-
шин стенок трубы подчиняется закону
"(>Узр)
—— = ехр
\ LVdзр /
(5.13)
где /7(> L „) - число разрывов, длина которых больше L ю:
п{) — число рассматриваемых аварий;
(^paip) - математическое ожидание длины разрыва.
Как показал статистический анализ |14, 15, 16|, экспериментальное распределение
числа разрывов по их длине для газопроводов с диаметрами от 159 до 1420 мм, давлением — от
0,8 до 7,5 МПа, толщинами стенок трубы - от 6 до 18,7 мм не противоречит теоретическому с
вероятностью 0,93.
51

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
К использованию для дальнейших расчетов осколочного и фугасного поражающих
факторов рекомендуются следующие характерные значения длин разрывов МГ, полученные
по результатам анализа статистических данных об авариях на МГ за период 1991-2006 гг. (см.
таблицу 5.8) в предположении, что в 90 % аварийных разрывов МГ данного диаметра длина
разрыва не превысит указанное значение.
Табл и ца 5.8 - Рекомендуемые для использования характерные значения длин разрывов
(L ) для МГ разных диаметров (Ду)
Ду, мм
W м
1400
50
1200
70
1000
54
800
25
700
39
500
16
400
13
300
10
200
6,6
150
5
5.8.3 Разлет осколков трубы при разрыве МГ
5.8.3.1 При разрыве подземного МГ количество образующихся осколков трубы, их
форма и направление полета являются величинами случайными. В рамках проведения КолАР
МГ принято, что направления движения осколков равновероятны, рассеивание осколков по
площади зависит только от расстояния от места разрыва МГ, а зона соответствующего
негативного возхтействия на поверхности земли имеет форму круга.
5.8.3.2 Размеры зоны осколочного воздействия (зоны разлета осколков) определяются
максимальной дальностью /#тач полета осколков, зависящей от начальных скоростей,
сообщаемых фрагментам трубы при разрыве МГ. Оценки размеров зон проводятся либо на основе
статистических данных, либо путем расчета максимальных значений г радиуса разлета
осколков массой т .
5.8.3.3 Согласно статистическим данным разрушения М Г сопровождались в
большинстве случаев образованием относительно небольшого числа фрагментов труб (в пределах от 1
до 15 единиц). Из 271 аварий с разлетом осколков (за период 1991-2000 гг.) в 59 % случаев
дальность рахтета составила до 50 м, в 13 % - от 51 до 100 м, в 12 % - от 101 до 150 м. в 8 % -
от 151 до 200 м, в 6 % — от 201 до 300 м 113|. Среднее значение и максимальная дальность
разлета осколков трубы значительно зависят от характера разрушения оболочки трубы (вязкою
или хрупкого). При авариях на МГ построенных с использованием высоковязких сталей,
часто происходит не разрыв на куски, а верхняя развальцовка труб с образованием 2-3
фрагментов трубопровода как с выбросом их из траншеи, так, зачастую, и без выброса фрагментов
из траншеи. При вязком разрушении МГ диаметром 1400 мм среднее значение дальности
разлета составляет 106,5 м, а максимальное - 180 м, при хрупком - соответственно 171,3 м и 700 м.
При этом в случаях хрупкого разрушения массы фрагментов были существенно меньше, чем
при вязком разрушении.
52

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.8.3.4 При необходимости могут быть выполнены расчеты дальности разлета
осколков трубы. При этом применяемые методы расчета должны базироваться на предположении,
что часть потенциальной энергии сжатого газа расходуется на фрагментацию оболочки трубы
и слоя грунта и приобретение ими начальной скорости. В дальнейшем рассчитывается
динамика движения лих фрагментов в воздухе и определяются размеры зон (на поверхности
земли) их разлета.
Последовательность расчета размеров зон разлета осколков трубы при разрыве М Г
следующая:
а) определить для каждой точки .^"^(см. 5.7) рассматриваемого /7-го ПОУ;
- расстояние L^ от нагнетающей КС;
- фактическое давление Р{) до аварии в предположении, что на выходе принимающей
КС давление проектное;
б) задать длину разрыва L (м) МГс использованием рекомендаций 5.8.2;
в) задать общее количество лоск образующихся при разрушении М Г одинаковых
осколков (рекомендуемое значение яоск = 3+5 ) и рассчитать их размеры по формулам
'i= V (5.14)
/2 = л А (5.15)
'*=- • (5.16)
"ос к
где Ь , D — толщина стенки и внешний диаметр трубы МП соответственно, м;
L - длина разрыва трубы МГ:
г) рассчитать массу т (кг) осколков с рассчитанными выше размерами;
д) в окрестностях каждой точки х{Г]^ рассчитать максимальные дальности разлета
осколков трубы массой т{ку. и размерами /, >; Л х/ ■* с помощью методики, изложенной в
подразделе Ж. 1 приложения Ж. Результатами расчета должны быть массивы значений —
радиусы круговых зон разлета осколков трубы с массами /яоск на поверхности земли в окрестностях
каждой точки л1™* в пределах каждого п-го ПОУ.
5.8.4 Воздушная волна сжатия при разрыве МГ
5.8.4.1 Воздушная волна сжатия (ВВС) возникает при разрыве МГ как следствие
расширения транспортируемого под высоким давлением природного газа. Далее с определенной
задержкой может произойти воспламенение газа - уже вне полости трубопровода при
смешении газа с воздухом до определенных концентраций (5-15 % об.) и одновременном
появлении источника зажигания с необходимым энергетическим потенциалом. Возникающие при
53

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
этом барические эффекты настолько незначительны по сравнению с негативными
эффектами от расширения сжатого газа и тепловым воздействием пожара, что ими можно пренебречь.
5.8.4.2 Нелинейные волновые процессы в грунте (как упругом теле), возникающие при
разрушении газопровода, затухают на расстояниях в несколько метров и не оказывают
негативного воздействия на параллельно уложенные нитки МГ |17|.
5.8.4.3 Последовательность расчета распределения избыточного давления ВВС в
окружающей среде при разрыве МГ:
a) определяются для каждой точки л*01^ (см. 5.7) рассматриваемого /7-го ПОУ:
- расстояние А, от нагнетающей КС;
- фактическое давление Р{) но аварии в предположении, что на выходе принимающей
КС давление равно проектному Р Г):
b) задается длина разрыва Z. МГс использованием рекомендаций 5.8.2;
c) в окрестностях каждой точки л*(п1!1) рассчитываются распределение избыточного
давления ВВС АР, и импульса /с помощью методики, изложенной в Ж.З (приложение Ж).
Результатами расчета должны быть массивы значений &Рф(х,у) и импульса /(л,у),
отражающие территориальные распределения избыточного давления и импульса ВВС вокруг
каждой точки разрыва лд"У.
5.8.5 Зоны загазованности при авариях на МГ
5.8.5.1 Если в момент разгерметизации МГ газ не воспламеняется (сценарии групп Cv
С4), возникает необходимость анализа процессов его рассеяния (дисперсии) в атмосфере для
определения размеров зон загазованности.
Размеры зоны загазованности (с учетом того, что метан не обладает выраженным
токсическим действием) рекомендуется определять по двум концентрационным пределам метана:
- 30 % об. - определяет границу зоны асфиксионной опасности, в пределах которой в
результате снижения концентрации кислорода в воздухе нарушаются обменные процессы в
организме человека и животных и происходит удушье:
- 5 % об. (НКПВ) — определяет границу зоны потенциального термического
воздействия на реципиентов в случае так называемого «позднею поджигания» облака ГВС.
Зона асфиксионного воздействия намного меньше указанной зоны потенциального
теплового воздействия и полностью поглощается последней.
5.8.5.2 При расчете указанных зон следует иметь в виду, что сценарий сгорания облака
ГВС в результате «позднего поджигания» не входит в число расчетных сценариев аварий на
МГ в рамках данного стандарта, поскольку предполагается, что в конечном итоге по своим
последствиям, связанным с воздействием основного поражающего фактора - тепловой ради-
54

С ТО Газпром 2-2.3-351-2009
ации, он сводится к сценариям групп С, или С7. Т.е. принято в рамках Кол АР, что сценарий
задержанного воспламенения облака ГВС замещается сценариями групп С, или О,.
Тем не менее, расчет размеров зон загазованности (как по НКПВ, так и по порогу
асфиксии) рекомендуется выполнять по причинам, изложенным в 5.Х.1.
5.8.5.3 При расчете дисперсии газа в атмосфере рекоменлуек>i рассматривать два
предельных режима формирования опасных зон загазованности, соответствующих группам
сценариев С\ и С4 (см. 5.5):
а) в виде двух невзаимодействующих наклонных или настильных струй (группа
сценариев С4 );
б) в виде восходящею вверх интегрального течения (низкоскоростною колонного
шлейфа) из грунтового котлована (группа сценариев Ся ) (см. рисунок 5.3).
Примечание - При этом должно учитываться следующее. В ближней к источнику области
выбрасываемым газ рассеивается по законам струйного (эжекционного) смешения с воздухом. На
определенном расстоянии от источника средняя осевая скорость струи становится соизмеримой со
скоростью сносящего воздушного потока, и начинает доминировать диффузионный механизм
рассеяния, определяемый турбулентными параметрами атмосферы. Эжекшюнные механизмы
распространения струи в атмосфере приводят к существенному разбавлению природного газа (ниже НКПВ)
непосредственно в пределах струи. По этой причине природный газ не может накапливаться вне пределов
струи и создавать дополнительные объемы пожароопасных концентраций. На размерах струи
значительно сказывается скорость ветра, влияющая на смешение газа с воздухом (см. рисунок 5.4). Так,
скорость ветра 3 м/с приводит почти к двухкратному уменьшению длины струи, скорость ветра 6 м/с - к
трехкратному.
5.5.5.4 Оценка размеров зон возможных иожаровзрывоопасиых концентраций газа при
струевом выбросе (группа сценариев С4) проводится исходя из консервативных соображений
(размеры струй рассчитываются при нулевой скорости ветра).
Последовательность расчета зоны загазованности от 2-х струй при разрыве МП
а) определяются для каждой точки х{п^ исследуемого я-го ПОУ на трассе МП
рассматриваемой в качестве источника аварийною истечения газа (см. 5.7):
- расстояние /., от нагнетающей КС;
- фактическое давление Р{) до аварии в предположении, что па выходе нагнетающей
КС давление равно проектному Р г>;
б) с помощью методики, изложенной в подразделе Е.1 приложения Е, в окрестностях
каждой точки х{п^ ассчи тываются распределения концентрации (С) и скорости {и) газа в стру-
евых потоках.
55

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
б
Рисунок 5.3 — Варианты выброса газа при разрушении МГбез возгорания:
а) выброс в виде 2-х независимых струй из концов разрушенного трубопровода; б) выброс
в виде интегрального шлейфа из образовавшегося «котлована»
5.8.5.5 Расчел более сложного процесса распространения низкоскоростного
интегральною турбулентного шлейфа газа из котлована в условиях действия сносящего ветрового
потока (группа сценариев Ся) должен проводиться по специализированным программам,
реализующим решение системы дифференциальных уравнений в частных производных, отражающих
в консервативной форме законы сохранения массы, импульса и энергии и описывающих
течение газа (в параметрах скорости, плотности, температуры) при различных состояниях
атмосферы и скоростях ветра 118, 19|.
Примечание — Как показывают расчеты по модели | !9|, вследствие резкого убывания
интенсивности выброса газа уже в течение первых нескольких минут после разрыва зона загазованности,
достигнув своих максимальных размеров, сжимается к источнику. При малых скоростях нетра
(до 10 м/с) взрывоопасные концентрации газа у поверхности земли создаются только в месте истечения
56

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
25-
20-
15-
ю-
5-
0.
~. м
Л
V
.I ■ i |
1/•= 0 1
' [■
V
У, м
-10 -5 0 5
Рисунок 5.4 - Размеры и формы струи газа в условиях поперечного обтекания ветровым
потоком. Расход — 4 кг/с, диаметр отверстия 50 мм. Скорости ветра и^ даны в м/с
(в основании «колонны»). При скорости ветра больше 10 м/с ось восходящего конвективного течения
сильно изгибается и наклоняется к поверхности земли вплоть до ее касания и образования на
поверхности земли второй зоны пожароопасных концентраций. В качестве характерного примера на рисунке 5.5
представлены результаты расчета максимальных размеров зоны загазованности (изолиния
концентрации С . = 0,05) по срезу в вертикальной плоскости, полученные для случая разрыва МГ с внешним
диаметром 1420 мм (Рг> - 7,5 МПа) посередине перегона длиной 120 км с образованием начального
интегрального вертикального шлейфа диаметром D.)K = 30 м с начальной дозвуковой скоростью
и{) - 4(7/(р0 * nD2JK)-14 м/с. где G - суммарный расход газа из 2-х концов МГ Класс устойчивости
атмосферы по Паскуиллу - ZX скорость ветра - 10 м/с. шероховатость поверхности земли - 0,03 м. Видно,
что даже при таком крайне маловероятном сценарии развития аварии максимальная протяженность
пожароопасной зоны на уровне поверхности земли не превышает 350 м по направлению ветра, т.е.
величины нормативного минимального расстояния до населенных пунктов, устано&ченного СНиП 2.05.06-85*
для М Г дан ною диаметра.
5.8.5.6 В исключительных случаях по требованию заказчика КолАР по результатам
расчетов по специализированной программе для сценария аварий из группы С3 на плане трассы
М Г строится зона приземной загазованности от «шлейфового» истечения газа, ограниченная
57

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
-100
-50 0
0.99
50
1 г
100 150 200 250 300 350 400 450
Концентрация метана
0,75 0.5 0.1 0.15 0.05 0.025
1 I ~Г
1 I
Рисунок 5.5 — Размеры зоны опасных концентраций природного газа в вертикальной
плоскости симметрии выброса по направлению ветра (цветом отмечены зоны
с концентрацией природного газа в смеси с воздухом выше соответствующего значения.
указанного на подрисуночной шкале). Расход газа из трубопровода 7000 кг/с,
эквивалентный диаметр котлована D — 30 м, скорость ветра u.t =10 м/с, класс
устойчивости атмосферы — D
изолинией НКП В (5 % об.) метана для следующих атмосферных условий: класс устойчивости
атмосферы D. скорость ветра 15 м/с. направление ветра — перпендикулярно оси МП
5.8.6 Тепловая радиация от пожара на МГ
5.8.6.1 Характер горения газа при авариях на газопроводах и масштабы теплового
воздействия пожара на окружающую среду (пространственное распределение тепловых потоков
q(x*\\z) в общем случае зависят от конкретного сочетания следующих факторов:
-диаметра МГ, размера отверстия истечения (трещины) в трубе (диаметр отверстия
истечения при авариях на МГ принимается равным внутреннему диаметру МГ), места
разрыва на перегоне между КС, фактического давления газа в месте разрыва:
» характерного размера (эффективного диаметра) грунтового котлована:
характеристик массива грунта; взаимного положения осей концов разрушенного участка трубопровода.
Факторы первой группы определяют интенсивность и динамику выброса газа из
участков газопровода вверх и вниз по потоку от места разрыва и, в конечном итоге, мощность
теплового излучения от пламени пожара, а факторы второй группы - интегральное газодина-
58

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
мическое поле при взаимодействии высокоскоростных струй газа и конечное положение
фронта пламени в пространстве (геометрическую форму пламени) и времени.
5.8.6.2 Д.1Я оценочных расчетов тепловых потоков </ от пожара на МГ все многообразие
реально возможных вариантов горения и геометрических форм пламени, обусловленных
несимметричным (в общем случае) газодинамическим взаимодействием звуковых струй газа,
неопределенностью положения концов разрушенного МГ и конфигураций грунтового
котлована, может быть сведено к двум основным вариантам, описанным в 5.5.3 как сценарии
группы С, «Пожар в котловане» и сценарии группы С2 «Струевые пламена». При этом пламя
моделируется как твердый тепловой излучатель в форме цилиндра (для группы С,) или усеченного
конуса (для группы С2).
5.8.6.3 Частным случаем сценариев группы С, являются сценарии с одной горящей
струей, рассматриваемые при значительном различии массовых расходов газа в потоках,
истекающих из 2-х концов разрушенного МГ (например, при авариях в начале или конце
перегона между КС).
5.8.6.4 С целью снижения повышенной трудоемкости проведения расчетов q(x4y) и
зависящих от q(x,y) показателей риска, связанной с нестационарностью процесса истечения
газа (7(0 и, следовательно, изменением во времени размеров пламени и теплового потока,
рекомендуется расчеты д(х,у) проводить для постоянного (фиксированного) значения
интенсивности истечения C7(/^J, соответствующего рекомендуемому моменту времени f_,.. (отсчет
времени — от момента разрыва М Г), зависящему от диаметра М Г — см. таблицу 5.9.
Указанные значения г и рассчитанные по ним значения q(x. >\ г ) рекомендуется
применять при расчетах теплового воздействия, прежде всего, на людей с учетом принятого
положения (подтверждаемого статистикой и результатами соответствующих научных
исследований) о том, что тяжелые тепловые поражения людей (вплоть до летального исхода),
находящихся вблизи пожара на МГ (в т.ч. убегающих от пожара), имеют место в пределах первых
минут после возникновения пожара.
5.8.6.5 При расчетах q(x, у), нацеленных на оценку последствий теплового воздействия
на технологическое оборудование, здания, сооружения и компоненты природной среды,
рекомендуется использовать значение характерного времени, равное 90 с, при условии общей
продолжительности теплового воздействия не более 15 мин. В ином случае (более 15 мин.)
Табл и на 5.9 - Значения г для перехода на модель пламени со «стационарными»
параметрами при расчете теплового поражения людей
Условный лиаметр
МГ, Дч„ мм
'рек- С
1400
60
1200
60
1000
60
800
45
700
45
500
30
400
30
300
30
200
30
150-100
30
59

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
следует рассчитывать переменную во времени зависимость q(x,yj) (по полученной ранее
зависимости G(()) в точке расположения рассматриваемого элемента оборудования., здания или
компонента природной среды с дальнейшим расчетом тепловой дозы при заданном времени
воздействия с целью опенки последствий (степени разрушения или поражения) указанных
объектов (см. 5.10).
5.8.6.6 Расчет радиационного теплового воздействия (тепловых потоков q(x,y) пожара
на МГ на прилегающие объекты (на реципиентов термического воздействия) рекомендуется
проводить по следующей формуле
q(\\y)=Er(p(x.y)-\\ (5.17)
где Е{ — интенсивность излучения с единицы поверхности («внешней оболочки») пламени.
кВт/м2;
ф(л\>') — угловой коэффициент облучения единичной площадки;
v — коэффициент поглощения теплового излучения атмосферой.
При этом последовательность расчета распределения тепловых потоков <у(л\>,/) следую-
щая:
а) для каждой точки л(п^ (см. 5.7) п-\а ПОУ исследуемого МГ необходимо
последовательно рассмотреть сценарии 2-х групп: сначала С, — «Пожар в котловане», затем С2 - «Стру-
евые пламена» (для надземных участков МГ рассматриваются только сценарии группы С,).
При этом на первом шаге по рассчитанным в 5.7 зависимостям G(r) (для сценариев группы С,)
или £/,(/), G2(t) (для сценариев группы С2) следует определить фиксированные значения
интенсивностей истечения G(t^J или соответственно G,(/ ), G^(r Л:
у рек' Iх рек7 1х рек7
б) принять, что для сценариев группы С, геометрической формой пламени является
цилиндр (вертикатьный или наклонный), а для сценариев группы С, — усеченный конус
(наклонный или горизонтальный) или горизонтальный полуцилиндр (только для настильных струй);
в) определить с помощью методик, приведенных в приложении Е, размеры пламени
(стационарные или переменные во времени — в зависимости от вида реципиентов и
конкретного сценария при рассмотрении воздействия на оборудование, здания, природную среду -
(см 5.8.6.5)):
- для сценариев группы Сл - по методике подраздела Е.4.1 приложения Е;
- для сценариев группы С2 - по методике подраздела Е.4.2 приложения Е;
г) определить с помощью методики, приведенной в подразделе Ж.5 приложения Ж,
распределения тепловых потоков <7(.\\у) вокруг мест разрыва М Г (точек У"^) на уровне
поверхности земли. При этом расчет значений углового коэффициента облучения рекомендуется
проводить:
60

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- для сценариев группы С, — по формулам (Ж.54)-(Ж.57) для цилиндрического пламени;
- для сценариев группы С2 — по формулам (Ж.58), Ж.59) для пламени в виде
вертикального усеченного конуса или по формуле (Ж.47) путем численного интегрирования — для
пламени в виде наклонного или горизонтального усеченного конуса или по формуле (Ж.52) —для
пламени в виде горизонтального полуцилиндра.
5.8.7 Для подводных переходов МГ, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншею по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных
участках, а также на подводных участках в русловой части водоема на глубинах менее 5 м
расчет распространения поражающих факторов выполняется в порядке, изложенном выше для
сухопутных участков.
5.8.8 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
трубы в траншею по дну водоема, при рассмотрении аварий на подводных участках в
русловой части водоема на глубинах более 5 м рекомендуется принимать, что радиус газовой струи,
выходящей через поверхность воды в атмосферу вертикально вверх гпых, равен
^вых=0^-(3>/С(/рек) + Л), (5.18)
где С(/^„.) —суммарный расход газа на момент времени / . согласно данным таблицы 5.9, кг/с;
Л — глубина в месте разрыва, м.
5.8.9 Для подводных переходов, выполненных методом горизонтально-направленного
бурения с конструкцией «труба в трубе», расчет распространения поражающих факторов
выполняется в порядке, изложенном выше для сухопутных участков.
5.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий
на магистральных газопроводах
5.9.1 На данном этапе КолАР (этап 3.6 в блок-схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого расчетного сценария С- аварии (или, как минимум, для наиболее вероятного и
наиболее масштабного по негативному воздействию сценариев в пределах каждого
рассматриваемого ПОУ):
- зоны потенциального поражения (ЗПП) (не путать с зонами воздействия
поражающих факторов - см. 5.8) людей от расчетных поражающих факторов, перечисленных в 5.8.1;
- ожидаемые количества погибших и раненых среди населения (включая людей,
проживающих в ближайших к МГ населенных пунктах, посетителей мест массового скопления
людей, персонал сторонних организаций, водителей и пассажиров транспортных средств на
переходах через автомобильные и железные дороги, а также через судоходные водные
преграды, сельскохозяйственных работников на сельхозугодьях) в зоне потенциального поражения
от превалирующего («поглощающего» остальные факторы) поражающего фактора;
61

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- ожидаемые количества погибших и раненых среди персонала эксплуатирующей
организации в зоне потенциального поражения от превалирующего поражающего фактора.
5.9.2 В качестве единого целевого уровня поражения человека (единого критерия
поражения) от любых поражающих факторов аварии на МГ при расчетах зон потенциального
поражения следует установить летальный исход (гибель человека).
5.9.3 Зоны потенциального поражения рекомендуется представлять в виде
распределений на поверхности земли вокруг точки разрыва МГ условных вероятностей поражения (от
того или иного поражающего фактора) гипотетического человека со среднестатистическими
возрастными и биологическими характеристиками, условно располагаемого в каждой точке
расчетной сетки на открытой местности и удаляющегося из этой точки от места аварии со
скоростью 2,5 м/с. При нахождении человека в транспортном средстве вместо скорости 2,5 м/с
необходимо принимать скорость движения транспортного средства.
5.9.4 Принцип расчета условных вероятностей поражения человека зависит от вида
поражающего фактора аварии, воздействующего на человека.
5.9.5 При рассмотрении таких поражающих факторов, как ВВС и тепловая радиация,
условная вероятность P(ri|C.jZjj_k) (в сокращенной записи - РП|Г)) поражения человека (т.е.
события Г%кГ состоящего в гибели человека) в точке территории £с координатами (х,у) при
условии воздействия /с-го поражающего фактора в этой точке (те. события Z- ., состоящего в
1|-К
«захвате» точки Е(х,у) зоной воздействия /с-го поражающего фактора при реализации
сценария Cjj) определяется из выражения функции нормального распределения, аргументом
которой является пробит-функция Л-для соответствующего поражающего фактора, отражающая
специфику и определяющая критерий негативного (поражающего) воздействия этого
фактора на организм человека
1 р>~5 ,
«ri|WI|ZiH) = Pni6(A-^) = -^—■ J е ^/2</v, (5.19)
Pr=0 + ft-ln £>чсл, (5.20)
где а, Ь - эмпирические коэффициенты, зависящие от вида воздействия и восприимчивости
к нему людей;
D4CA -доза негативного воздействия - функция физической характеристики конкретного
поражающего фактора и времени его воздействия на человека.
Зависимость (5.19) условной вероятности поражения от пробит-функции
представлена на рисунке 5.6 и в таблице 5.10.
62

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
а:
s
х
о.
о
с
О
I,U |
0,8
0,6
0 4
0,2
0 2 4 6 8 рг
Рисунок 5.6 — Зависимость условной вероятности поражения от пробит-функции
Та б л и ца 5.10 — Зависимость условной вероятности поражения от пробит-функиии
Условная вероятность
поражения />1||f), %
0
10
; 20
; 30
! 40
50
60
70
80
90
0
3,72
4,16
4.48
4,75
5,00
5.25
5,52
5,84
6,28
1
2,67
3,77
4,19
4.50
4,77
5.03
5.28
5.55
5,88
6,34
2
2,95
3.82
4,23
4,53
4.80
5.05
5,31
5,58
5,92
6,41
3
3,12
3,89
4,26
4,56
4,82
5,08
5.33
5,61
5,95
6,48
4
3,25
3,92
4,29
4.59
4,85
5.10
5.36
5,64
5,99
6,55
5
3,38
3,96
4,33
4,61
4,87
5,13
5.39
5.67
6.04
6,64
6
3,45
4.01
4,36
4,64
4,90
5.15
5,41
5.71
6,08
6.75
' 7
3.52
4.05
4,39
4.67
4,92
5.18
5.44
5,74
6.13
6,88
8
3,59
4,08
4,42
4,69
4.95
5.20
5.47
5.77
6.18
7,05
9
3,66
4,12
4,45
4,72
4.97
5.23
5.50
5.81
6.23
7,33
Конкретные значения условной вероятности поражения зависят от вида пробит-
функции. Пробит-функции, описывающие воздействие избыточного давления ВВС и тепловое
воздействие от пожара на человека, находящегося на открытой местности (вне помещения),
приведены в подразделе ИЛ приложения И.
5.9.6 Условная вероятность Ру- ,V.L поражения человека осколками разрушенного МГ в
точке территории Ее координатами (х,у) отождествляется с вероятностью попадания осколка
в человека Р (при этом считается, что человек погибает). При расчете тело человека
моделируется вертикально расположенным цилиндром высотой 1,8 м и радиусом основания 0,3 м.
Вероятность попадания в человека одного из осколков, вылетевших от места разрыва М Г (для
63

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
подземных МГ - из грунтового котлована) при r< rm.lx (см. 5.8.3.4), рассчитывается по
следующим формулам:
- в случае вылета одного осколка
2 L
2-я
- в случае вылета двух осколков
/><2)(K.K(r) = 2.POCK(r)-(/»OCK(r))2, (5.22)
- в случае вылета трех осколков
/^(/i = 3/>0^ (5.23)
где г - расстояние от точки разрыва М Г до точки Дл,у), м;
^<кк ~~ характерный размер осколка, м,
^ОСК-7'(/1 +/2+/3>' 'l=V k=*-b /3=^»*;
Л , D - толщина стенки и внешний диаметр трубы МГ м:
L - длина разрыва трубы МГ м;
*об' ^<>о ~ яиаметр и высота моделирующего тело человека цилиндра, м;
wock "~ °бщее число осколков, образовавшихся при разрушении МГ (не путать с лоск_.,).
5.9.7. Зоны потенциального поражения оттого или иного поражающею фактора
рекомендуется изображать на плане местности в виде изолиний условной вероятности поражения с шагом 10 %
(от 1 % до 100 %). При этом изолинию условной вероятности 100 % следует считать внешней
границей зоны абсолютного (100 %) поражения отданного поражающего фактора, а изолинию условной
вероятности 1 % — внешней границей зоны санитарных потерь и внешней границей ЗПП в целом.
Таким образом, территориально ЗПП в целом идентифицируется как территория,
ограниченная изолинией условной вероятности поражения, равной 1 %.
Определяющим размером круговой ЗПП следует считать радиус /?, окружности,
совпадающей с изолинией условной вероятности поражения, равной 1 % (рисунок 5.7а).
Определяющими размерами эллипсовидной ЗПП следует считать длины как большой
L|0n , так и малой £1м_м полуосей эллипса, образованного изолинией условной вероятности
поражения, равной 1 % (рисунок 5.7,6).
Определяющими размерами ЗПП в виде «лепестка» (например, от струевого пламени)
следует считать длину L|f) п продольной оси симметрии «лепестка», образованного изолинией
условной вероятности поражения, равной 1 %, а также его максимальную полуширину
£]м_п (рисунок 5.7 в).
arctg
"об ~*~ ^оск
/2)1
(5.21)
64

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Л,
Рисунок 5.7 — Возможные формы зон потенциального поражения (т. О — точка разрыва МГ)
5.9.8 Рекомендуемый порядок расчета зон потенциального поражения и ожидаемого
количества пострадавших при реализации конкретного сценария CV аварии на МГ.
5.9.8.1 Если рассматриваемый сценарий С- относится к группе С1 или С1 (с
возгоранием газа), то для целей расчета количества пострадавших рассчитывается ЗПП только от
тепловой радиации; если сценарий С- относится к группе С3 или С4 (без возгорания газа), то для тех
же целей рассчитываются ЗПП только от ВВС и разлета осколков.
5.9.8.2 Исходными данными для расчета ЗПП являются рассчитанные на предыдущем
этапе КолЛР (см. 5.8) территориальные распределения U(x,y) (стационарные или
нестационарные) физических характеристик поражающих факторов, соответствующих
рассматриваемому сценарию (избыточного давления на фронте ВВС АР,(х,у). тепловых потоков д(х\у),
дальности гт,ч разлета осколков массой /jr...).
11111 \ ()L- К.
5.9.8.3 Для расчета ЗПП от воздействия ВВС или тепловой радиации:
- из подраздела И.1 приложения И выбирается пробит-функция, описывающая
негативное воздействие соответствующего поражающего фактора на человека при целевом
уровне поражения, соответствующем летальному исходу (гибели человека);
- для каждой точки (узла) Е расчетной сетки (см. 5.12) в окрестностях точки разрыва
МГ (в плоскости поверхности земли) рассчитывается значение пробит-функции через дозу
негативного воздействия, определяемую, в свою очередь, через значение физической
характеристики U(x,y) поражающего фактора в этой точке сетки и (при необходимости) — через
время воздействия этого фактора на человека (в случае воздействия тепловой радиации доза
рассчитывается с учетом скорости движения человека или транспортного средства, в котором
человек находится, из зоны негативного воздействия);
- по формуле (5.19) по значениям пробит-функции для всех точек сетки
рассчитываются условные вероятности поражения отданного поражающего фактора, и на плане
территории, близлежащей к трассе МГ, строятся изолинии условных вероятностей поражения
вокруг точки разрыва МГ (как минимум, должны быть изолинии 1 % и 100 % поражения).
65

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.9.8.4 Для расчета ЗПП от разлета осколков разрушенного МП
- задается расчетное количество г\кк_ч одинаковых по размеру вылетевших за пределы
котлована осколков (рекомендуемое значение поск__., = (0,3-5-0,6) • /7tK.K, где /?оск - общее
количество образующихся при разрушении МГ осколков, которое рекомендуется принимать в
диапазоне п — Зн-5), с размерами каждого осколка /, х /2 х /3 (см. обозначения к формулам
(5.21)—(5.23) и массой /??(КЖ;
- для каждой точки £ расчетной сетки, характеризующейся расстоянием /*от места
разрыва М Г (г< г - , где г JV - максимальная дальность разлета осколков массой /и lL. и размера-
ми /j x /2 х /3), рассчитывается вероятность Роск попадания осколка в человека, условно
помещаемого в указанную точку, по одной из формул (5.21)—(5.23) - в зависимости от
выбранного значения /г., ._. По полученным значениям /V строятся изолинии вероятностей пораже-
ния осколками в окрестностях точки разрыва МГ
5.9.8.5 После расчета ЗПП от каждого из поражающих факторов рассматриваемого
сценария аварии из групп С3, С4 (без возгорания газа) определяется превалирующая по
размерам зона путем сопоставления изолиний 1 % поражения от ВВС и от'разлета осколков. Для
сценариев с загоранием газа (из групп Ср С2) превалирующей всегда является ЗПП от
тепловой радиации от пожара.
5.9.8.6 Для рассматриваемого сценария производится расчет количества пострадавших
от аварии, которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей ЗПП (исходя
из принципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших опасностей»).
Общие формулы для расчета количества пострадавших Л^ , в том числе количества
погибших Nni6 и раненых N % в ЗПП с площадью S{
^ислр= ^(Л%у)Ууяз(Л%.у)^
(5.24)
^г = J^(^>')-vyHJU,.v)- PilAb(x,y)cls4 (5.25)
^р = ^пстр-^.иг,ч (5.26)
где ц^(х,у) — функция, описывающая территориальное распределение людей в дневное
время в пределах ЗПП;
vvq}(A',y) — коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств помещения,
укрытия, в котором может находиться человек в момент аварии, и изменяющийся отО (человек
неуязвим) до 1 (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия).
66

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Формулы для расчета количества пострадавших в ночное время (под которым
понимается не только время ночных смен, но также выходные и праздничные дни) аналогичны
приведенным выше формулам при подстановке вместо функции ИгД-^У) выражения функции
территориального распределения людей в ночное время— |i U\v).
5.9.9 При практических расчетах рекомендуются нижеследующие алгоритмы расчета
количеств погибших и раненых, различающиеся для разных категорий населения и
персонала. (Во всех описанных ниже алгоритмах рассматривается дневное время. При необходимости
расчетов для ночного времени в качестве абсолютных количеств и плотностей распределения
людей используются «ночные» значения)
5.9.9.1 Расчет числа пострадавших среди жителей населенного пункта (или дачного
комплекса) проводится в предположении нахождения людей вне помещений, т.е. при
vW3(a\v) = I (консервативная оценка, основанная на утверждении, что люди в жилых
кварталах, в отличие от работников производственных организаций, не обязаны находиться на
рабочих местах, расположенных, как правило, в закрытых помещениях с vVH3 < 1).
Общее число пострадавших рассчитывается по формуле
где УУН1| - общее число жителей во всем населенном пункте с общей площадью 5НМ, км2;
^нп-з ~ «поражаемая» площадь населенного пункта, км2, попадающая в пределы
превалирующей ЗПП (см. рисунок 5.8) и находящаяся между изолиниями условной вероятности
поражения со значениями Р1нС^и и ^тГь,г «ограничивающими» всю поражаемую область
населенного пункта.
Число погибших рассчитывается по формуле
^,„-, = Л'ии-псф-0^(Я,11б_н + /,г„б-в)- <5-28)
Число раненых (травмированных) рассчитывается по формуле
N = yv - /V (5 29)
5.9.9.2 Расчет числа пострадавших N1U)|I (втом числе погибших /VmM и раненых /V|U)_p)
на отдельно расположенных территориях сторонних (внешних) организаций, попадающих в
ЗПП. проводится в порядке, аналогичном изложенному для населенных пунктов (см. 5.9.9.1),
с заменой слова «жители» на слово «работники», слов «населенный пункт» на слова
«сторонняя организация» для вариантов наибольшей и наименьшей рабочей смены организации.
При этом полученные по формулам (5.27)—(5.29) значения Wwvn , #|ю_г, Nm умножаются
на коэффициент уязвимости vVHJ =0,2.
5.9.9.3 Расчет числа пострадавших NMC n (в том числе погибших WMC_r и раненых NM )
в местах массового скопления людей, попадающих в ЗП П, проводится в порядке, аналогичном
67

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Рисунок 5.8 — К расчету числа пострадавших в населенном пункте от аварии на МГ
СХ-МСIР С\ СХ-1"
изложенному для населенных пунктов (см. 5.9.9.1), с заменой слова «жители» на слово
«посетители», слов «населенный пункт» на слова «место массового скопления людей» для варианта
проектной заполненности людьми указанного объекта. При этом для случая, когда место
массового скопления людей представляет собой закрытое помещение, полученные по формулам
(5.27)—(5.29) значения WMC_, , ^мсг, Л^мс_р, умножаются на коэффициент уязвимости ууяз =0,5.
5.9.9.4 Расчет числа пострадавших на сельхозугодьях, пересекаемых трассой МГ.
Общее число пострадавших сельхозработников рассчитывается по формуле
(5.30)
где dcx — средняя плотность работающих на сельхозугодьях вдоль М Г во время посевных,
прополочных и уборочных работ, включая водителей сельхозтехники, чел./км2 (допускается в
качестве dcx принимать среднесезонную по административному району (в котором
расположен МГ) плотность сельхозработников на обрабатываемых землях независимо от вида
сельхозкультуры);
^сх-1 ~~ пл°111адь ЗПП, ограниченная изолинией 1 % поражения и границами
сельхозугодий, км2 (т.е. площадь участка земли, являющегося пересечением ЗПП и территории
сельхозугодий) — (см. рисунок 5.9).
Число погибших сельхозработников рассчитывается по формуле
Ncx-v = dcx ^сх-КЮ + 4:ч<5ех-1 - 5сч-100> " °'5'
(5.31)
где ^сх.кЮ — площадь, ограниченная изолинией 100 % поражения и границами сельхозугодий,
км2 (т.е. площадь участка земли, являющегося пересечением зоны 100 % поражения и
территории сельхозугодий).
68

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
МГ
Рисунок 5.9 - К расчету числа пострадавших на сельхозугодьях от аварии на МГ
/V = Л; - N
с\-р сх-псгр с\-г
Число раненых сельхозработников рассчитывается по формуле
(5.32)
5.9.9.5 Расчет числа пострадавших среди водителей и пассажиров при аварии на
подземном переходе МГ через автомобильную дорогу производится при следующих допущениях:
разрыв газопровода происходит в ближайшей к полотну дороги точке МГ вне патрона
(кожуха); транспортные средства не обеспечивают зашиты находящихся в них людей от
воздействия поражающего фактора (v^n =1); среднее количество людей в транспортном средстве
составляет 3 человека.
Общее число пострадавших водителей и пассажиров рассчитывается по формуле
Л'.
=3- L, -co/v
(5.33)
где L, - длина отрезка автодороги в пределах ЗПП, км;
со - средняя интенсивность движения транспортных средств, шт./час (в соответствии со
СНиП 2.05.02-85* |41| для дорог I категории о) = 300 шт./час, для дорог II категории -
200 шт./час; для дорог III категории - 80 шт./час, для дорог IV категории - 20 шт./час, для
дорог V категории — 4 шт./час);
v -средняя скорость движения транспортных средств по автодороге, км/час
(рекомендуется принимать для дорог I категории v = 70 км/час, для дорог II категории — 60 км/час; для
дорог III категории — 50 км/час, для дорог IV, V категорий — 40 км/час).
69

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Число погибших водителей и пассажиров рассчитывается по формуле
где Lm - длина отрезка автодороги в пределах зоны абсолютною (100 %) поражения, км (для
круговых ЗПП Lm = 2/?1()0, где Л,()0— радиус круговой зоны абсолютного поражения).
Число раненых водителей и пассажиров рассчитывается по формуле
уу = /V - N . (5.35)
ал-р ад-истр ад-i у '
5.9.9.6 Расчет числа пострадавших среди пассажиров при аварии на переходе МГ через
железную дорогу производится при следующих допущениях: разрыв газопровода происходит
в ближайшей к железнодорожной колее точке МГ вне патрона (кожуха); в момент аварии
середина поезда, пересекающего подземный переход, находится над осью МГ; вагоны поезда
обеспечивают частичную защиту находящихся в них людей от воздействия поражающего
фактора (v =0,5). При расчете размеров ЗПП скорости движения состава рекомендуется
принимать следующими: для электропоезда и пассажирского поезда дальнего следования -
70 км/час; для скорого поезда - 90 км/час; для скоростного экспресса - 170 км/час.
Общее число пострадавших пассажиров при аварии на переходе через железную
дорогу рассчитывается по формуле
^•..-Mcp^V^i/1^)-^.,»,' (5-36)
где /,, - длина отрезка железной дороги в пределах ЗПП, м;
LBai — длина одного вагона поезда, м (Lim. = 25 м);
/V]uai - количество людей водном вагоне (NUiiu = 54 чел. — лдя плацкартного вагона
поезда дальнего следования, NUm = 132 чел. - для вагона пригородного электропоезда).
Число погибших пассажиров рассчитывается по формуле
NKt.,"0.5-ryil-(Nll)ar/Lm)Um+ L{), (5.37)
где Lm - длина отрезка железной дороги в пределах зоны абсолютного (100 %) поражения, м.
Число раненых пассажиров рассчитывается по формуле
Л'ж.и^^жл-пс.р-^ж;,-,- (5-38)
5.9.9.7 Общие количества погибших /V.rM и раненых N, среди третьих (других) лиц в
результате реализации сценария С- в окрестностях точки разрыва МГ (необходимые для
расчета соответствующей составляющей социально-экономического ущерба (см.5.11 и
приложение Ю) в общем случае следует определять по формулам
N = N 4 N 4 N 4 Л' -4- Л' + N (5 19)
N =/V 4/V4/V 4/V 4/V4/V (5 40)
дд-р нп-р с\-р "ко-р мс-р ад-р ' жд-р" \J.tv/
где указанные в правых частях количества людей рассчитываются в соответствии с
5.9.9.1-5.9.9.6 для дневного времени (т.е. при максимальных количествах людей на объектах).
70

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
(При необходимое! и расчет для ночного времени проводится аналогично). При этом для
конкретного места аварии на трассе М Г в правых частях формул (5.39), (5.40) используются
только те слагаемые, которые соответствуют реально существующим в окрестностях
рассматриваемом точки разрыва М Г объектам (населенным пунктам, автодорогам и т.д. ), попадающим
в ЗПП.
5.9.9.8 Расчет числа пострадавших среди персонала, обслуживающею МГ проводится
исходя из численности мобильной бригады /Vf , которая может находиться непосредственно
на трассе М Г (в любом месте трассы в пределах зоны ответственности Л ПУМ Г
эксплуатирующего данный МГ) для проведения осмотра, технического обслуживания или ремонта
оборудования линейной части МГ. Численность такой территориально локализованной бригады
может варьироваться в значительных пределах (от 1 до S и более человек) в зависимости от
вида выполняемых мероприятий (работ), при этом в составе бригады могут быть сотрудники
разных служб: ЛЭС, ЭХЗ, КИПиА. связи и др. Из-за неопределенности взаиморасположения
на трассе МГ мобильной бригады и ЗПП рекомендуется, кроме определения ожидаемого
числа пострадавших, определить условные вероятности (при условии реализации ЗПП)
попадания бригады в ЗПП и зону 100 % поражения с учетом временного режима нахождения таких
бригад на трассе в течение года.
Условная вероятность попадания бригады (в полном составе) в ЗП П рассчитывается по
формуле
Pu^ = ('>,/^y^J^)(^/Lm). (5.41)
где п — количество дней в году нахождения бригад на трассе МГ в пределах зоны
ответственности Л ПУМ Г, дней;
п — среднее количество часов в сутки нахождения бригады на трассе МГ
(рекомендуется принимать 8 час), час;
L - длина в пределах Л ПУМГ обслуживаемого олнониточного газопровода иди длина
коридора многониточного МГ в составе которого находится обслуживаемая нитка, км;
L} —длина отрезка трассы МГ в пределах ЗПП, км (для круговых ЗПП Lx = 2/?,, где
/?,—радиус круговой ЗПП).
При этом общее число пострадавших /V, |1С принимается равным численности
бригады
/V = Nr . (5.42)
перс-111л р Op '
Число погибших /VJ|e и число раненых /V, принимаются равными половине
численности бригады
^иерс-, = ^иерс-р = 0-5Л,р- (5.43)
71

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Полученные в данном пункте значения /V и /VIlcpc_l использую гея для расчета
первой составляющей социально-экономического ущерба (см. 5.11 и приложение К).
5.9.10 Метод расчета количества пострадавших от аварии на подводном переходе МГ
зависит от технологии исполнения перехода.
5.9.10.1 Для подводных переходов, выполненных меюдом
горизонтально-направленного бурения и имеющих конструкцию «труба в трубе», на которых аварийный выброс газа
происходит по межтрубному пространству с выходом в атмосферу уже на берегу в месте, где
заканчивается кожух (согласно сделанным ранее в 5.5 допущениям), расчет количества
пострадавших осуществляется по описанным выше алгоритмам (см. 5.9.9.1—5.9.9.8).
5.9.10.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом с
прокладкой в траншее по дну водоема, количество пострадавших определяется количеством людей на
судах (плавсредствах), которые могут оказаться в районе разгерметизации МГ в период
навигации (консервативная оценка). Количество пострадавших на судах рекомендуется
определять по алгоритму, аналогичному порядку расчета пострадавших в автотранспортных
средствах, изложенному в 5.9.9.5, который предполагает расчет количества судов, одновременно
попадающих в ЗП П, с учетом интенсивности и средней скорости их движения в
рассматриваемом водоеме (реке). Учет защитных свойств судна рекомендуется осуществлять с помощью
понижающего коэффициента vVHJ, на который умножается число пострадавших, полученное
без учета защиты. При этом рекомендуется ввести три класса судов: крупные пассажирские
суда с количеством людей на борту 500 чел., vVH3 = 0,2; средние пассажирские суда - 50 чел.,
v\h* ~ 0,4; грузовые суда, катера и лодки — 5 чел.,гуяз = 1,0.
5.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на магистральных газопроводах
5.10.1 На данном этапе КолАР (этап 3.7 в блок-схеме на рисунке 5.1) для каждого
принятого для анализа расчетного сценария Сц аварии определяются возможные количества (в
натуральном выражении) следующих имущественных и природных компонентов (объектов),
уничтоженных и поврежденных в результате аварии на МГ:
- зданий и сооружений вблизи трассы МГ;
- технологического оборудования линейной части МП а также другого оборудования
вблизи МГ;
- автотранспортных средств и автодорог на пересечениях МГ с автодорогами;
- железнодорожного транспорта и железных дорог на пересечениях МГ с железными
дорогами;
- надземных инженерных коммуникаций, в т.ч. высоковольтных Л ЭП;
72

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- лесных угодий;
- сельскохозяйственных культур.
Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы определяются объемы
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ - природного газа и продуктов его сгорания -
при возникновении пожара на МП
5.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и
природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, воздушная
волна сжатия, тепловая радиация. В случае, если авария сопровождается воспламенением газа
(группы сценариев С, и С2), при расчетах количеств уничтоженных и поврежденных объектов
учитывается только воздействие тепловой радиации.
5.10.3 При оценке негативного воздействия на объекты указанных выше поражающих
факторов используются 2 типа пороговых критериев поражающего воздействия -
характеристический и лозовый.
Характеристический критерий задается путем указания пороговых (критических)
значений основной физической характеристики поражающего фактора, определяющих
диапазон изменения этой характеристики, соответствующий той или иной степени повреждения (в
соответствии с принятой шкалой степеней повреждения) объекта или его полному
уничтожению (разрушению). Характеристические критерии для того или иного поражающего фактора
рекомендуется использовать в сочетании с построением зон негативного воздействия
поражающих факторов, представляющих собой совокупность изолиний заданных значений (в том
числе пороговых значений) основной физической характеристики этого поражающего
фактора (см. 5.8).
Дозовый критерий задается путем указания диапазона изменения дозы (функции
физической характеристики поражающего фактора и времени его воздействия на объект),
соответствующего той или иной степени повреждения (в соответствии с принятой шкалой
степеней повреждения) объекта или его полному уничтожению (разрушению). Дозовые
критерии рекомендуется использовать при рассмотрении воздействия тепловой радиации на
объекты из негорючих материалов при реализации аварийных сценариев из групп С,, С, в
сочетании с построением так называемых «зон полученных доз» (ЗПД) для стационарных
(неподвижных объектов).
ЗПД представляет собой совокупность изолиний значений (в том числе критических)
доз тепловой радиации, рассчитываемых в каждой точке расчетной сетки вокруг места аварии
по переменному во времени потоку теплового облучения в этой точке в течение заданного
(фиксированного) времени теплового воздействия. Время теплового воздействия (/,OJ) опре-
73

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
леляегся продолжительностью аварийною истечения природной) газа с интенсивностью 6(/)
от момента разрыва МГ (t =0) ло момета снижения интенсивности истечения ло
0.01 G(t=0).
Типы и значения критериев поражающего воздействия для различных поражающих
факторов аварии, используемые при расчетах для разных типов имущественных и природных
компонентов, и принятые шкалы степеней поражения этих компонентов приведены в
таблице 5.11.
5.10.4 При использовании как характеристических, так и лозовых критериев
поражающего воздействия по результатам расчета для конкретного плана размещения имущественных
и природных компонентов (оГгьектов) относительно трассы прохождения МГ должно быть
определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) пли уничтоженных
объектов в результате воздействия каждого поражающего фактора в рамках
рассматриваемого сценария аварии, измеряемое числом (шт.) (если объекты - здания, сооружения,
транспортные средства и г. п.) или площадью (км2) (если объекты — лесные угодья,
сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов России и т.д.).
Итоговое для каждого рассматриваемого сценария С-- количество уничтоженных (Ns)
(или поврежденных (,М}1) объектов каждого вида, предназначенное к дальнейшему
использованию при расчете ущерба в стоимостном выражении, определяется как максимальное из
полученных по каждому поражающему фактору количеств уничтоженных (или
поврежденных) объектов (исходя из принципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших
опасностей, действующих одновременно»)
Л', ~(\m\{N[K) ;V;M|), (S.44)
Л^(тах{Л'<к) yV.V0})- (5.45)
i де Л\(к).Л/,(|К) - количества уничтоженных и поврежденных объектов (соответственно) в
результате воздействия Ало поражающею фактора при реализации сценария Сц.
5.10.5 Рекомендуемый порядок определения количества уничтоженных и
поврежденных стационарных объектов: зданий, сооружений, наружных установок, металлических
конструкций, транспортных средств на стоянке в результате воздействия на них воздушной
волны сжатия (ВВС) (используется характеристический критерий поражающего воздействия)
следующий:
а) на плане местности вокруг рассматриваемой точки х{™'разрыва МГ с нанесенными
изображениями указанных стационарных объектов рассчитывается (см. 5.8) и строится зона
74

Табл и на 5.11 — Критерии поражающего воздействия и принятые степени поражения имущественных и природных компонентов
(поражаемых объектов)
Поражаемые
объекты
(имущество или
компонент
природной среды)
Здания и
сооружения типа
зданий,
транспортные
средства,
автодороги
(наличие
пожарной
нагрузки)
Наружные
установки,
металлические
конструкции,
железные дороги
(отсутствие
пожарной
нагрузки)
Лесные угодья
Сельхозкультуры
Почвы

Поражающий
фактор
Разлет
осколков
Воздушная
волна
сжатия
(ВВС)
Тепловая
радиация
Разлет
осколков
Воздушная
волна
сжатия
Тепловая
радиация
Тепловая
радиация
Тепловая
радиация
Тепловая
радиация i
Тип критерия поражающего
воздействия
Характеристический критерий -
соотношение масс осколка и
объекта
Характеристический критерий -
избыточное давление на фронте
ВВС
Характеристический критерий -
критический тепловой поток
Характеристический критерий -
соотношение масс осколка и
объекта
Характеристический критерий —
избыточное давление на фронте
ВВС
Дозовый критерий -
тепловая доза
Характеристический критерий -
критический тепловой поток
Характеристический критерий -
критический т спловой поток
Характеристический критерий —
критический тепловой поток
Значения
критериев
поражающего
воздействия
См. И.2.2
(приложение И)
См. И.2.1
(приложение И)
См. И.2.3
(Приложение И)
См. И.3.2
(приложение И)
См. И.3.1
(приложение И)
См. И.3.3
(приложение И)
7 кВт/м2
5 кВт/м2
ЗЗкВтДг
Принятая
качественная шкала
степеней повреждения
Слабое повреждение
Среднее повреждение
Сильное повреждение
Полное разрушение
(уничтожение)
Слабое повреждение
Среднее повреждение
Сильное повреждение
Полное разрушение
(уничтожение)
Количественные
значения степени
повреждения АЩ)|ф,
отождествляемой с долей
затратна восстановление
объекта
0,1
0,4
0,7
КО
0,1
0,4
0,7
1,0
Степень повреждения к поир и соответствующая 1
доли затрат на восстановление монотонно
увеличивается от 0,1 до 1,0 при увеличении
тепловой дозы |
Полное выгорание или
повреждение деревьев
до степени
прекращения роста
Полное уничтожение
(необратимая
деградация)
Полное уничтожение
(необратимая
деградация)
1,0
1,0
1,0

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
барическою воздействия ВВС в виде изолинии избыточною давления АРфОТ максимальною
значения до 0,5 кПа:
б) дли каждою потенциально поражаемою объекта (i.e. объема, попадающею в зону
воздействия ВВС, oi раничепную изолинией 0,5 к Па) в ioii ею точке Ш"п- vM). которая ближе
всею к месту разрыва МГ определяется значение избыточною давления ВВС Д/ф_о6 (либо по
ближайшей изолинии зоны воздействии, либо непосредственно из расчетного массива
Л/>ф(х,г)-(см.5.8)):
в) для каждою потенциально поражаемою объекта, производичся ею идентификация,
т.е. отнесение к одному из возможных видов зданий, сооружений, оборудования, транспорт-
мых средств, приведенных в таблицах И.1, И.5 (приложение И):
]) с использованием расечтанных для каждою объекта значений ЛРф o(S с помощью
тех же таблиц И.1.И.5 (приложение И) последовательно проверяется следующее условие пов-
режде н и я объек га
^p^t<^p^ф<^p^l (5.46)
где Л^|)-м-д^|ы» (к =" 1.2.3,4) - соответственно нижний и верхний пределы избыточного
давления, ограничивающие один из четырех (А-й) диапазонов давлений, соответствующих
четырем степеням повреждения (от слабою повреждения до полного разрушения)-. При
выполнении условия рассматриваемому зданию (сооружению) «присваивается»
соответствующая (А—я) степень повреждения и доли затрат A m на восстановление.
л) Результаты выполнения процедуры для каждого объекта оформляются, как показано
в таблице 5.12.
5.10.6 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и
поврежденных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в резуль-
Табл и IIа 5.12 - Перечень поврежденных 'зданий, сооружений, оборудования,
транспортных средств на стоянке в результате воздействия ВВС при реализации сценария
С\4 аварии па n-ом км МГ «А-В», Дх.140() мм (рекомендуемый образец таблицы)
Название и краткая характеристика
здания, сооружения
1 Пятиэтажное кирпичное здание
ООО «N-ское», в плане 30x12 м
2 Садовые одноэтажные
деревянные дома (7 шт.) с/т «Восход»
3 Двухэтажное деревянное строение
(склад сельхозннвентаря)
4 Грузовой автомобиль «ЗИЛ-130» -
1 1 ШТ.
Расстояние от места
разрыва МГ
150 м
85-95 м
45 \\
30 м
Слепень
повреждения
Слабое
повреждение
Среднее
повреждение
Полное
разрушение
Сильное
повреждение
Доля затрат на восста-
новлениеАж))ф
0.1
0,4
1,0
0.7
76

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
тате воздействия на них осколков разрушенного МГ в целом аналогичен описанному выше
для ВВС. При этом используются результаты расчета дальности (/*тач) разлета осколков с
массами т{УСК (см. 5.8). Для определения степеней осколочного повреждения указанных объектов
различных видов при попадании в них осколков следует использовать данные таблицы И.2
(приложение И), где приведены пороговые значения характеристического критерия -
^оск = /7/оск///7об ([де п\кк ~ масса осколка, кг, тп6 - масса потенциально поражаемого
объекта, кг), соответствующие четырем различным степеням повреждении. После вычисления
значения Моск и определения соответствующего А-го диапазона, указанного в таблице И.2
(приложение И), объекту присваивается соответствующая А-я степень повреждения и доля затрат
А, на восстановление. К уничтоженным и поврежденным осколками объектам
причисляются все объекты, находящиеся в пределах дальности разлета (гтяУ) осколков с заданными
массами (/и1КК). Для каждого объекта, расположенного на расстоянии г<гтах (м) от места
аварии, рассчитываются условные вероятности Pt%rJr) попадания в него осколка (из я .„ , оскол-
" I К_ К OLK_.l
ков, вылетевших из котлована; яоск_., рекомендуется принимать как в 5.9) по формулам
(5.21)-(5.23), в которых /?()Г), Aufl — соответственно характерный поперечный размер
(относительно вектора скорости осколка) и высота объекта, м.
Результаты расчетов заносятся в таблицу, аналогичную таблице 5.13
Та б л и ца 5.13 — Перечень поврежденных зданий, сооружений, оборудования,
транспортных средств на стоянке в результате воздействия осколков (яоск_:, = 3,
wock = ^654 кг) при реализации сценария С34 аварии на n-ом км МГ «А-В», Д^ 1400 мм
(рекомендуемый образец таблицы)
Название и краткая характеристика
здания,сооружения
1 Садовый одноэтажный
деревянный дом
2 Двухэтажное деревянное строение
(склад сельхозинвентаря)
3 Грузовой автомобиль «ЗИЛ-130» -
1 шт.
Расстояние от
места разрыва
МГдо
объекта, м
95
45
30

Максимальная
дальность
разлета
осколков,
м
140
140
140
Степень повреждения,
z
моир
Полное разрушение
Сильное повреждение
Полное разрушение.
Вероятность
попадания
осколков в
объекг
0,0057
0,1243
0,0382
5.10.7 При определении количеств уничтоженных и поврежденных единиц
технологического оборудования, наружных установок осколками принимается, что в случае попадания
осколка mock массой в конкретный аппарат, установку, находящиеся под давлением, они
полностью разрушаются (kt = 1) за счет эффектов, обусловленных разгерметизацией аппарата
или установки с последующим выбросом и, как правило, воспламенением содержащихся в
77

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
них опасных вешесгв. К уничтоженным осколками наружным установкам причисляются все
аппарат и установки, находящиеся в пределах дальности разлета (/*ni.,J осколков с
заданными массами (/и ). и далее для этих установок рассчитываются вероятпости попадания в них
осколков в соответствии с 5.10.5.
5.10.8 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и
поврежденных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке как стационарных объектов,
включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой, в результате воздействия
тепловой радиации от пожара (используется характеристический критерий поражающего
воздействия) следующий:
а) для территории вокруг рассматриваемой точки л*01^разрыва М Г с нанесенными
изображениями объектов рассчитывается распределение удельного тепловою потока облучения
от пожара на МГ (см. 5.8) на момент времени т = 90 с после начала истечения и строится
зона теплового воздействия в виде изолиний тепловых потоков*/ от максимального значения
до 7 кВт/м2;
б) для каждою потенциально поражаемого объекта (т.е. объекта, попадающего в зону
теплового воздействия ВВС. ограниченную изолинией 7 кВт/м2), в той ето точке E(xvr vyi),
которая ближе всею к месту аварии, определяется значение удельного тепловою потока */оГ)
(либо по ближайшей изолинии зоны воздействия, либо непосредственно из расчетного
массива с/(х,у) — (см. 5.8);
в) для каждою потенциально поражаемого объекта производится его идентификация.
т.е. отнесение к одному из трех типов зданий, сооружении, транспортных средств,
различающихся по пожарной нагрузке, по таблице ИЗ (приложение И);
г) для каждого идентифицированного потенциально поражаемого объекта,
«характеризуемого» рассчитанным тепловым потоком quCr с помощью матрицы «тепловой поток - тип
зтания по пожарной нагрузке» и матрицы «тепловой поток — вероятность возгорания» (см.
подразделы И. 2.3.2. И. 2.3.3 (приложение И)) определяется степень поражения объекта при
условии возгорания к и вероятность возгорания Pmi] объекта с получением в итоге степени
его повреждения кп (отождествляемой с долей затрат на восстановление) по формуле
мойр пор мол * ' • ■
д) результаты выполнения процедуры .тля каждого здания (сооружения) заносятся в
таблицу, аналогичную приведенной в 5.10.5 таблице 5.12.
5.10.9 Если в поврежденном или полностью разрушенном (в результате воздействия
какою-либо поражающею фактора аварии) здании находилось тсхнолотческое
оборудование, транспортные средства или другое имущество, то степень повреждения кт и соогвет-
7S

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ствуюшая доля затрат на восстановление этого имущества приравниваются к степени
повреждения здания и доле затрат на восстановление здания.
5.10.10 Количества уничтоженных и поврежденных движущихся транспортных средств
при аварии на подземном переходе М Г через автодорогу при воздействии заданного
поражающего фактора рассчитываются по формулам
^р-у=^я-,/3. (5.48)
V,, = **,У3' (5-49)
где jV.n_r N. — число соответственно погибших и раненых людей в транспортных средствах
при воздействии на них заданного поражающего фактора (см. 5.9.9.5). Для поврежденных
транспортных средств при аварии на ггерехоле через автодорогу рекомендуется принимать
степень повреждения и, соответственно, долю затрат, идущую на ремонт, равной А, = 0,2.
Полученные по формулам (5.48), (5.49) дробные (в обшем случае) значения количеств
уничтоженных и поврежденных транспортных средств следует округлять до ближайших
больших целочисленных значений. Так, при расчетном значении /V . = L3 значение /V для
дальнейшего использования следует принимать равным 2.
5.10.11 Количества уничтоженных и поврежденных вагонов движущегося поезда при
аварии на подземном переходе МГ через железную дорогу при воздействии заданного
поражающего фактора рассчитываются по формулам
'W.^WW (5-5D
где /V , ,, yV.x., ^ — число соответственно погибших и раненых людей в поезде при воздействии
Л\„ I- I /К, I - yt
на них заданного поражающего фактора (см. 5.9.9.6); /V|KU — количество людей водном
вагоне (/Vliujl = 54 чел. — для плацкартного вагона поезда дальнего следования, /V,Bar = 132 чел —
для вагона пригородного электропоезда). Для поврежденных вагонов при аварии на перехоле
через железную дорогу рекомендуется принимать степень повреждения и, соответственно,
долю затрат, идущую на ремонт; равной ки = 0,2.
5.10.12 Рекомендуемый порядок определения по лозовому критерию перечня и
количеств уничтоженных и поврежденных наружных установок, металлических конструкций,
железных дорог (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих
пожарной нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара на МГ следующий:
а) на плане местности вокруг рассматриваемой точки л*™* разрыва МГ с нанесенными
изображениями указанных стационарных объектов на основании рассчитанного ранее
(см. 5.8) массива значений тепловых потоков q{x,yj) на прилегающей к точке х{п^ территории
рассчитывается и строится зона полученных доз за время / (см. 5.10.3) в виде изолиний
79

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
тепловых лоз oi максимальною значения до 5000 (кВт/м2)с. При лом тепловая доза в
каждой точке с координатами (v.v) рассчитывается по формуле
0<л-.у)= ^Wiq(.\\yJ)(lK (5.52)
б) для каждою потенциально поражаемою объекта (т.е. объекта, попадающею в ЧПД.
офаннченную изолинией 5000 (кВг/м2)с). в той ею точке F(ao0, гоГ>), когорая ближе всего к
месту разрыва МП определяется значение полученной им тепловой дозы />оГ> (либо по
ближайшей изолинии ЗПД, либо непосредственно из расчетного массива /)(л\г)):
в) с использованием рассчитанных значений /)(). последовательно проверяется
принадлежность каждою потенциально поражаемого объекта к тому или иному классу
чувствительности к тепловому воздействию из числа приведенных в таблице И.6 (приложение И), и
определяются соответствующие установленному для рассматриваемою объекта классу
чувствительности значения нижней D и верхней Z)|ll6 пороговых доз из той же таблицы;
г) по формулам (И.9) приложения И путем подстановки в них значений DnCy D и DMff>
для рассматриваемою объекта определяется степень его повреждения в виде значений £м ,
отождествляемая с долей затрат, меобходимыл для восстановления объекта.
д) результаты выполнения процедуры для каждого объекта заносятся в таблицу,
аналогична приведенной в 5.10.5 таблице 5.12.
5.10.13 Рекомендуемый порядок определения но характеристическому критерию
площадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий от тепловою воздействия следующий:
а) для территории вокр\т рассматриваемой точки разрыва МГс нанесенным контуром
лесных угод nil рассчитывается распределение удельного теплового потока облучения (см. 5.8)
па момент времени / :- 90 с после начала истечения газа и строится зона теплового
воздействия в виде изолинии теплового потока qv = 7 кВт/м2:
б) определяется площадь S ^ (га) уничтоженною леса, попадающего в зону теплового
воздействии, ограниченную изолинией 7 кВт/м2 и контуром лесных уголий (см. рисунок 5.10).
Для характерною случая простирания леса за пределы зоны 7 кВт/м2 (по всему ее
периметру) площадь S приближенно рассчитывается по следующим формулам:
- для круговой зоны тепловою воздействия (см. рисунок 5.11, а)
5,сс.,=О.Ш1.(1и./гг-2.Л7-/жор). (5.53)
где R: - радиус круговой зоны тепловою воздействия, ограниченной изолинией 7 кВт/м2, м;
АМ)р - ширина коридора трубопроводов с учетом ширины расчищенных от
растительности полос по обе стороны от коридора, м (в соответствии с ПТЭ МГ кроме полос между
нитками от растительности очищаются полосы \ю 3 м от осей крайних ниток):
Hi)

CIO Газпром 2-2.3-351-2009
Рисунок 5.10 - К расчету площади уничтоженного леса в результате теплового
воздействии от пожара на МГ
- для зоны теплового воздействия в форме эллипса с большой осью, совпадающей с
осью МГ (для сценариев аварии из группы «Пожар в котловане» с наююнным вдоль оси МГ
пламенем в форме цилиндра) (см. рисунок 5.1 Кб):
5,^ =0,0001.(к- L„ -1ь-2.Ц. Z™p). (5.54)
где £г>, ЛЧ1 - длины, соответственно, большой it малой осей эллипса, образованного
изолинией 7 кВт/м-\ м;
- для зоны теплового воздействия в форме эллипса с большой осью,
перпендикулярной оси МГ (дли сценариев аварии из группы «Пожар в котловане» с наклонным поперек оси
МГ пламенем в форме цилиндра) (см. рисунок 5.11 в);
ll
5lct,,=0,0001.(7c^r4--f-Ac,p)4 (5.55)
где /,v L - длины, соответственно, большой и малой осей эллипса, образованного
изолинией 7 кВт/м2, м;
- для зоны теплового воздействия в форме двух одинаковых «лепестков», центрально
симметричных относительно точки разрыва МГ, с продольными осями, совпадающими с
осью МГ (для сценариев аварии из группы «сгруевые пламена») (см. рисунок 5.11 г);
81

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7 кВт/м2 Лесной массив j
Лесной массив
—мг мг* Т
№
№
№
М г >Мебто-разрываМГ1 м Г
Ф$ Ф^
Лесной массив
ф| Лесной массив^^ ф^ { I ф$ ф$ ф^
Рисунок 5.11 — К расчету площади уничтоженного огнем лесною массива
при возникновении аварии с пожаром на газопроводе
51СС.Ч. =0,0001.(^.^-2 Ц Ц,
V4
кор
:ор
L
h
(5.56)
где LC) — длина продольной оси «лепестка», образованного изолинией 7 кВт/м2, м;
Lsl — максимальная ширина этого же «лепестка», м.
5.10.14 Рекомендуемый порядок определения но характеристическому критерию
площадей уничтоженных сельхозкультур <Sc/xv на обрабатываемых землях от теплового
воздействия идентичен вышеизложенному порядку для лесных угодий, но при этом
рассматриваемая зона уничтожения сельхозкультур ограничена изолинией 5 кВт/м2 и из нее не вычитается
площадь земли, занимаемая собственно коридором газопроводов (в формулах (5.53)ч-(5.56)
остаются только первые слагаемые).
5.10.15 В случае необходимости учета дополнительно выгорающей площади леса или
сельхозугодий за счет распространения пожара при ветровой нагрузке следует
воспользоваться известными методиками учета этого фактора, в частности методикой [20|.
82

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.10.16 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию
площадей уничтоженною тепловым излучением плодородною слоя почвы 5 .. аналогичен
вышеизложенному порядку для лесных угодий, но при этом рассматриваемая зона
уничтожения ограничена изолинией 35 к Вт/м- и из нес не вычитается площадь земли, занимаемая
собственно коридором газопроводов (в формулах (5.53)^(5.56) остаются только первые
слагаемые).
5.10.17 При авариях на подводных переходах М Г оценка количеств уничтоженных и
поврежденных -элементов имущества и компонентов природной среды выполняется в
соответствии с потходами, изложенными в 5.10.1—5.10.16, с учетом ряда особенностей, указанных
в 5.10.17.1-5.И).17.3 для переходов разных конструкций и их участков.
5.10.17.1 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
грубы в траншее по дну водоема, при рассмотрении аварий на береговых, в т.ч. пойменных
участках, опенка количеств уничтоженных и поврежденных имущественных и природных
компонентов, расположенных в окрестностях точки разрыва МГ (как на суше, так и в
прилегающей акватории, включая суда и прочие плавсредства, но исключая биоресурсы водоема),
производится в полном соответствии с 5.10.1—5.10.16 аналогично оценке для сухопутных
участков МГ.
5.10.17.2 Для подводных переходов, выполненных традиционным методом прокладки
грубы в траншее по дну водоема, при оценке последствий от аварий на подводных участках
МГ в русловой части перехода принимается следующее:
- дюкер претерпевает полное разрушение (степень повреждения Лп = I), что
означает необходимость нового строительства перехода в полном объеме (если методы ремонта не
оговорены в технической документации: в противном случае проводится оценка степени
повреждения в соответствии с принятой в проекте технодошей ремонта);
- оценка количеств уничтоженных и поврежденных природных компонентов и
■элементов имущества трут их (третьих) лиц, включая суда и плавсредства в русловой части
перехода, проводится в соответствии с порядком, изложенным в 5.10.1—5.10.12 с учетом
воздействия на эти компоненты поражающих факторов, характерных для принятых расчетных
сценариев для данной конструкции перехода и глубины местоположения аварийного участка
МГ(см. 5.5):
- биоресурсы пересекаемого газопроводом водоема в качестве потенциально
поражаемых природных компонентов не учитываются.
5.10.17.3 Для подводных переходов, выполненных методом
горизонтально-направленною бурения с конструкцией «труба в трубе», оценка количеств уничтоженных и поврежлен-
83

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ных имущественных и природных компонентов производится в соответствии с 5.10.1-5.10.16
с учетом принятых для этого случая расчетных сценариев аварии (см. 5.5), предполагающих
воздействие поражающих факторов аварии только на объекты, находящиеся на суше.
Дополнительно принимается, что степень повреждения дюкера в результате разрыва
основного трубопровода составляет ки = 0,5, что соответствует проведению следующих
работ по восстановлению работоспособности дюкера: извлечение поврежденного
трубопровода из кожуха на полную длину перехода, сварка новой плети и ее обратное протаскивание
через кожух, сварочно-изоляционные работы по присоединению плети к сухопутным
участкам МГ, испытание отремонтированного перехода.
5.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных газопроводах
5.11.1 На данном этапе КолАР (этап 3.8 в блок-схеме на рисунке 5.1) выполняется
опенка ущерба в денежном выражении (российских рублях) для каждого расчетного сценария
С- аварии в выбранных точках каждого ПОУ рассматриваемого МП, и на этой основе -
математическое ожидание ущерба от аварии в каждой точке ПОУ, средние значения ущерба в
пределах ПОУ и в пределах рассматриваемого МГ (а при необходимости — средние значения
ущерба по Л ПУМ Г и ГТО в целом). При этом используются результаты расчета ущербов в
натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного (поврежденного)
имущества и природных компонентов), полученные на предыдущих этапах (см. 5.9; 5.10).
5.11.2 Оценка ущерба от аварии на МГ производится в соответствии с общей
методикой расчета ущерба от аварии на ОПО, приведенной в приложении К, с учетом ряда
изложенных ниже положений, отражающих специфику МГ
5.11.3 Ущерб У^при реализации сценария С-- аварии на МГ складывается из
следующих основных составляющих:
- социально-экономического ущерба У ^Д, (руб.), обусловленного гибелью и
травматизмом обслуживающего Л Ч МГ персонала, а также населения на /ерриториях, прилегающих
к МГ включая работников близлежащих сторонних организаций;
- прямого ущерба производству У*^ (руб.), обусловленного разрушением и
повреждением элементов линейной части МГ и потерями газа;
- ущерба У ЯП дР , (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения;
- ущерба У{% (руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию
ее последствий и расследование аварии;
- экологического ущерба У °^КО| (руб.).
5.11.4 При расчете всех составляющих ущерба в результате реализации того или иною
сценария С- аварии на МГ в качестве учитываемых количеств потенциально поражаемых
84

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
реципиентов (людей, 'элементов имущества и природной среды) следует брать количесгва
реципиентов, подвергаемых воздействию наиболее значимого по масштабам своего
распространения поражающего фактора, создающею наибольшую зону поражения (исходя из
принципа «поглощения наибольшей опасностью всех меньших опасностей, действующих
одновременно»).
5.11.5 При расчете составляющей социально-экономического ущерба, связанной с
гибелью людей, кроме установленных законодательством Российской Федерации выплат
пособий на погребение погибших и пособий в случае смерти кормильца, следует учитывать
компенсационные выплаты 5ктш родственникам погибших, базирующиеся на стоимости
среднестатистической жизни человека 5Ж в Российской Федерации (см. приложение К).
5.11.6 При расчете имущее! венных ущербов ущерб, связанный с полным
уничтожением имущественного объекта, учитывается в виде полной рыночной стоимости 5оГ)
восстановления объекта за вычетом его износа. Ущерб, связанный с частичным повреждением
имущественного объекта, учитывается в виде доли А, ^(>г>от полной рыночной стоимости
восстановления объекта, идущей на ремонт объекта. При этом значение кш есть степень
повреждения имущественного объекта (см. 5.10 и приложение И).
5.11.7 При расчете социально-экономического ущерба (порядок расчета приведен в
подразделе К.2 приложения К) в качестве значений количеств погибших (Л^пс ) и
травмированных (Л/||С ) среди персонала, фигурирующих в формулах (К.З), (К.4), (К.6) (приложение
К), следует использовать соответствующие количества погибших и раненых членов бригад,
работающих в дневное время на линейной части МП полученные в 5.9.9.8.
В качестве значений количеств погибших (WIM.) и травмированных (Л'() ) среди
третьих лиц, фигурирующих в формулах (К.7), (К.8) (приложение К), следует использовать
значения, полученные в 5.9.9.7.
5.11.8 При расчете прямого ущерба производству У{К*}р в результате аварии на МГ в
качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов ГТО следует учитывать
следующие объекты:
а) собственно трубопровод (и соседние с ним нитки при необходимости);
б) площадки линейных крановых узлов (в том числе на соседних нитках);
в) опоры и провода вдолырассовой технологической ЛЭП;
г) блок-боксы системы телемеханики;
л) шкафы ЭХЗ. контрольно-измерительные пункты (колонки);
е) кабели связи;
ж) сооружения и оборудование газоизмерительных станций;
85

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
з) сооружения и оборудование пунктов замера и редуцирования газа;
и) краны, трубопроводы, а также камеры приема-запуска очистных устройств на узле
подключения КС (при аварии вблизи КС);
к) площадки с аварийным запасом труб, запорной арматуры и соединительных деталей:
л) сооружения и оборудование ГРС (при аварии на газопроводе-отводе вблизи ГРС).
м) сооружения и оборудование КС при бесщлейфовом размещении КС.
Порядок расчета У°^р приведен в подразделе К.З приложения К.
5.11.9 При расчете имущественного ущерба другим (третьим) лицам (У\^ 1р ,) в
результате аварии на МГ в качестве потенциально уничтожаемого (повреждаемого) имущества других
(третьих) лиц следует учитывать следующие объекты (прежде всего, в местах нарушений
СНиП 2.05.06-85* |21| в части минимальных безопасных расстояний от МГдо указанных объектов):
а) жилые и общественные здания, сооружения на территории постоянных населенных
пунктов;
б) дома, хозяйственные постройки и зеленые насаждения садоводческих товариществ;
в) здания, сооружения, оборудование сторонних организаций;
г) автотранспортные средства на переходах МГ через автодоррги, в гаражах и на
автостоянках вблизи трасс МГ;
д) автодорожное полотно и объекты обустройства автодорог вблизи подземных
переходов М Г через автодороги;
е) железнодорожные составы на переходах МГ через железные дороги;
ж) железнодорожное полотно и объекты обустройства железных дорог вблизи
подземных переходов МГ через железные дороги;
з) сторонние трубопроводы, .НЭП. кабели вблизи трассы МГ;
и) сельхозкультуры на сельхозугодьях вблизи трасс МГ;
к) речные и морские суда, баржи в местах переходов М Г через водные препятствия.
Порядок расчета У {]{>. :| приведен в подразделе К.4 приложения К.
5.11.10 Затраты У°^ на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и
расследование аварии рекомендуется принимать в размере 10 % от суммарного прямого
имущественного ущерба производству и другим (третьим) лицам
У(У> =() I(V(ij) + V/(ii> ) /SS7^
* ;ia yux ^ up ^ * n\i.;ip..i '• I J.J/J
5.11.11 Экологический ущерб У°^коГ определяемый как вред, нанесенный
компонентам природной среды в результате аварии на МГ, исчисляется в денежном эквиваленге в
форме компенсационных выплат эксплуатирующей организацией за причинение указанного
вреда. При расчете У^кол в результате аварии на МГ следует учитывать:
86

(ТО Газпром 2-2.3-351-2009
- загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа и продуктами его
сгорания;
- выгорание лесных массивов и их повреждение тепловой радиацией до степени
прекращения роста деревьев;
- повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от пожара.
Порядок расчета J/(1J>)KO) приведен в подразделе К.6 приложения К.
Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных
выбросов природного газа определяются в соответствии с 5.7.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов,
площади уничтоженного леса определяются в соответствии с 5.10.13.
Используемые в расчетах ущерба, связанною с повреждением почв, плошали
поврежденных почв определяются в соответствии с 5.10.16.
5.11.12 Математическое ожидание ущерба от аварии в т-\\ точке трассы (с линейной
координатой .Y01}^) /7-го ПОУ с учетом всех расчетных сценариев С- аварии в этой точке,
образующих полную группу событий, рассчитывается по формуле
^^ZZ^^C,,). (5.58)
iH i-l
где У{11} — полный ушерб при реализации сценария С-- в /?/-й точке трассы //-го ПОУ;
Р{С.) — условная вероятность реализации сценария Су.
Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е.
социально-экономического ущерба У [™}.г прямого произволствениою ущерба У °J^, ущерба имуществу других
лиц У("" ,, затрат на ликвидацию и расследование аварии У'";.{, экологического ущерба
^ (m>koi)()1 аваРИ|1 и т~н точке трассы //-го ПОУ рассчитываются по формулам, аналогичным
формуле (5.58) при подстановке в нее вместо У ^значений соответствующих составляющих
ущерба У ilj}r У °J> У\^ г У njF)a, У (lj))Kor рассчитанных для картою сценария Сц.
5.11.13 Среднее значение ущерба в пределах //-го ПОУ рассчитывается по формуле
>'^~i>T. (5.59)
14 т.-Л
где У (т— математическое ожидание ущерба от аварии в т-\\ точке /?-го ПОУ;
М - общее число точек в пределах //-го ПОУ в которых моделируется авария М Г и
рассчитывается ущерб от аварии.
Средние по /i-му ПОУ значения отдельных составляющих ущерба (т.е.
социально-экономического ущерба У 'поу_еГ прямого производственного ущерба У поУ_пгг ущерба имуще -
к?

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ству других лип У(пЬу-им ф г затРат на ликвидацию и расследование аварии У\Ч]оу_ ,.г
экологического ущерба -^(поуоко,) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.59) при
подстановке в нее вместо У ^значений соответствующих составляющих ущерба У (,^г У {1^%
у(т) у (т)ч yw) рассчитанных для каждой т-\\ точки //-го ПОУ.
ИМ.Лр.-'I _ 1 cl )К0.1 г
5.11.14 Среднее значение ущерба для выделенных ПОУ в пределах рассматриваемого
(А-го) М Г рассчитывается по формуле
i N
w(k) _ » V V<n)
умг-Т7 2.упо>- (5.60)
yv n=l
где У{{]\)у — среднее по /7-му ПОУ значение ущерба;
УУ — общее количество ПОУ на трассе рассматриваемого А-го МП
Средние по рассматриваемому (А-му) М Г значения отдельных состаапяюших ущерба (т.е.
социально-экономического ущерба ^'м'|-_сГ пРямого производственного ущерба J^l^p, ущерба
имуществу других лиц У ^1)г_мч v затратна ликвидацию и расследование аварии У{Ш\ ,.,,
экологического ущерба У^г.-Ж01) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (5.60) при
подстановке в нее вместо УViov значений соответствующих состаааяющих ущерба У п&у-сг
уОД*у-пР' У поу-им,Ф.;г yVioy-;ur У Vioy-жо:.' рассчитанных лля каждого /1-го ПОУ А-го МГ
5.11.15 Средние значения ущерба и его составляющих по .9-му ЛПУМГ, в котором
эксплуатируются К газопроводов, и средние значение ущерба и его составляющих по
рассматриваемому ГТО, состоящему из 5ЛПУМГ рассчитываются (при необходимости) в порядке,
аналогичном порядку, изложенному в 5.11.14, с подстановкой в аналогичные расчетные
формулы средних значений ущерба по каждому МГ и каждому ЛПУМГ соответственно.
5Л2 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного
и социального рисков от аварий на магистральных газопроводах
5.12Л На данном этапе КолАР (этап 3.9 в блок-схеме на рисунке 5.1) выполняется
расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков,
характеризующих меру опасности от возможных аварий на МГ для людей, проживающих или работающих
на территориях, прилегающих к ПОУ рассматриваемых МГ Расчет ведется на основании
рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 5.4), условных вероятностей
реализации расчетных сценариев аварии (см. 5.6), зон потенциального поражения (см. 5.9) лля всей
совокупности расчетных сценариев аварий па идентифицированных ПОУ линейной части
рассматриваемых МГ
5.12.2 Расчеты потенциального, индивидуального, коллективного и социального
рисков должны проводиться с помощью специально разрабоганных компьютерных программ
по алгоритмам, изложенным ниже.

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.12.3 Расчет потенциального риска R х(х,у) в точках территории, прилегающей
к n-му ПОУ рассматриваемою МГ (коридора МГ).
5.12.3.1 На территории, прилегающей к рассматриваемому ПОУ, определяется
расчетная область (сетка), в узлах которой требуется определить значения потенциального риска
(рисунок 5.12). Характерные поперечный Н и продольный Lpo размеры расчетной области
рассчитываются по формулам
''р.о ~~ 2 ' Нкр + Якор'
^р.о. ^п'
(5.61)
(5.62)
где //„п — расстояние от крайней нитки технического коридора М Г до внешней границы рас-
кр
четной области, км;
Н - максимальная ширина (разница между максимальным и минимальным
значениями ординаты ниток МГ) технического коридора МГ в пределах ПОУ с учетом
криволинейное™ трассы;
Ln - длина рассматриваемого /7-го ПОУ, км.
Параметр tfLn, км, отражает дальность распространения от места аварии превалирую-
кр
щего поражающего фактора аварии и, как правило, представляет собой расстояние отточки
Фрагмент расчетной сетки
ЗПП
граница расчетной зоны
Боковой участок i
влияния
длиной Ню
-ВО
!^
i кг я
1 a s
!§&
-l-S-S-
граница расчетной зоны
as
Л
Боковой участок
влияния
длиной #
Н„
Рисунок 5.12 - План территории рассматриваемого ПОУ
89

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
разрыва М Г (условно имеющего место на крайней нитке коридора) до внешней границы зоны
потенциального теплового поражения (от пожара на МГ), соответствующей 1% поражению
незащищенного человека, т.е. определяется по результатам соответствующих расчетов ЗПП.
описанных в 5.9. Альтернативно (в упрощенном варианте) указанный параметр Н может
быть рассчитан по формуле
Р Л,
Я -0,5чр- >-, (5.63)
кр V10 1400
где Ро — фактическое давление газа на рассматриваемом ПОУ до аварии, МПа;
Ду - условный диаметр МГ в пределах рассматриваемого ПОУ, мм.
5.12.3.2. Определяется характерный размер квадратных вычислительных ячеек (т.е.
сторона квадрата AL, км), на которые разбивается расчетная область, по формуле
М =
1 р.о.
,V ' (5.64)
где Ny — количество ячеек в поперечном к оси МГ направлении. Рекомендуемые значения Л' .
обеспечивающие достаточную точность вычислений, выбираются из диапазона ЮОч-150.
5.12.3.3 Поскольку на значения потенциального риска в пределах определенной выше
расчетной области влияют не только потенциальные аварии, моделируемые в пределах п-го
ПОУ рассматриваемой нитки МГ, но и аварии на смежных участках ПОУ той же нитки Ml,
непосредственно примыкающих к этому ПОУ с обеих сторон (так называемых «боковых
участках влияния»), то при задании точек разрыва МГ (точек возникновения аварий) при расчете
Rт)1(л\у) следует эти точки задавать не только в пределах рассматриваемого ПОУ, но и на
указанных боковых участках влияния, длина каждого из которых принимается равной характерному
поперечному размеру расчетной области Н (рисунок 5.12). Принимается, что удельные
частоты аварий на боковых участках влияния равны удельной частоте аварий л.п на /7-м ПОУ (см.5.4).
5.12.3.4 Производится разбиение /7-го ПОУ и боковых участков влияния на М
элементарных отрезков с длинами AL, равными характерному размеру ячейки расчетной области
каждый. При этом М вычисляется по формуле
A/=(Ln + 2//Kp)/AI. (5.65)
5.12.3.5 Для элементарных отрезков (с длинами ) в пределах я-го ПОУ и боковых
участков влияния (далее по тексту «/7-й ПОУ с боковыми участками влияния» будет упоминаться
как «/7-й ПОУ») определяется ожидаемая частота аварий (аварий/год) по формуле
/Д1=0.001.А.П-Д/., (5-66)
аварий
где Хп - удельная частота аварий на /7-ом ПОУ, (см. 5.4).
n J тыс. км год
90

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.12.3.6. Принимается, что на каждом элементарном отрезке (условно в середине
отрезка с линейной координатой х{п]\(т = 1,2,..М) - см. 5.7, 5.8) возможно возникновение
аварии (событие А) с определенными выше (см. 5.5) расчетными сценариями {С-},
образующими полную группу событий в каждой точке х01^, с условными вероятностями реализации
каждого расчетного сценария Р(СМ) (см. 5.6). При этом наборы сценариев с
соответствующими условными вероятностями их реализации на каждом элементарном отрезке (в каждой
точке х{п\1) отождествляются с набором сценариев и условными вероятностями,
определенными в 5.6, для точки разрыва МГ на середине рассматриваемого /7-го ПОУ, (т.е.
принимаются одинаковыми для всех элементарных отрезков ДА).
5.12.3.7 Определяются места размещения населения и персонала Л ПУМ Г (в
частности, персонала ЛЭС) на трассе МГ и территории вблизи МГ в расчетной области исходя из
картографических и статистических данных о распределении населения вблизи МГ,
данных о кадровом составе и функциональных обязанностях персонала. Рекомендуется места
размещения персонала ЛЭС выбирать либо на осях ниток МГ, либо на вдольтрассовом
проезде. Места размещения населения (населенные пункты, обрабатываемые сельхозугодья,
места массового скопления людей) в пределах расчетной области обозначаются в виде
площадок простых геометрических форм. Отдельно обозначаются переходы через
автомобильные и железные дороги, судоходные реки и водоемы. Для обозначенных площадок
размещения персонала и населения указывается количество людей на них (или плотность,
чел./км2), доля времени в году нахождения людей на данных площадках, коэффициент
уязвимости vVJIi, отражающий защитные свойства зданий и сооружений, в которых могут
находиться люди (см. 5.9).
5.12.3.8. Определяются территориальные распределения условных вероятностей
поражения (ЗПП — см. 5.9) в расчетной области, т.е. в каждом узле Е(х,у) расчетной сетки в
соответствии с алгоритмами, изложенными в 5.9, рассчитываются условные вероятности Р^™1
(/ — номер группы сценариев,у — номер сценария в группе, т — номер элементарного отрезка
в пределах /7-го ПОУ) гибели людей без учета защитного действия каких-либо укрытий при
каждом сценарии аварии путем последовательного моделирования единичных аварий на
каждом элементарном отрезке ДА(в каждой точкех{т^) с одинаковым набором расчетных
сценариев {Су}. В итоге для каждой точки Е(х,у) расчетной области должно получиться М • Ncil (где
/VC11 - число расчетных сценариев) значений Р{1{™£ (х,у), соответствующих авариям в М точках
x(n^Ha рассматриваемой нитке МГ.
5.12.3.9. В каждом узле расчетной области определяются значения потенциального
риска от аварий на рассматриваемой /с-й нитке МГ по формуле
91

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
М I f(i)
0-w>=/u-X XX СГ^-нИк (5.67)
т--\ i-l y-\
где/д1- ожидаемая частота аварий на элементарном отрезке Д/ //-го ПОУ;
^(шб (Х>У) ~ Ус^°вная вероятность гибели человека в точке Е(х,у) расчетной сетки в
результате реализации сценария С1} аварии в точке л01^- середине т-го элементарного отрезка А7-го ПОУ;
Р(Су|/4) - условная вероятность реализации сценария С- аварии на /7-ом ПОУ
5.12.3.10 При наличии нескольких (АО ниток в техническом коридоре МГ значения
потенциального риска в каждом узле Е(х,у) расчетной области от возможных аварий на любой
из ниток этого технического коридора рассчитываются по формуле
к
?(к)
/W*^> = ZO*J'b (5.68)
k-l
где/?(^п - значение потенциального риска в точке Е(х,у) расчетной области от возможных
аварий на А-й нитке коридора МГ
5.12.3.11 На основе полученною территориального распределения потенциального
риска строятся изолинии потенциального риска в пределах расчетной области с интервалом в
значениях риска, соответствующих смежным изолиниям, равным порядку или половине
порядка величины, вплоть до значения 10~8 в год.
5.12.4 Расчет индивидуального риска Лпк1(л\>?) для различных индивидуумов в точках
территории, прилегающей к /7-му ПОУ рассматриваемого МГ (коридора МГ).
5.12.4.1 Расчет индивидуального риска выполняется как для персонала Л ПУМ Г
обслуживающего линейную часть М Г (в первую очередь, для работников ЛЭС) — см. 5.12.5.5, так и
для представителей различных групп населения, находящихся в определенной выше
расчетной области вдоль трассы МГ: жителей населенных пунктов, садовых товариществ и
отдельно стоящих зданий; посетителей мест массового скопления людей (рынков,
спортивно-зрелищных сооружений, пляжей и т.п.), водителей и пассажиров транспортных средств на
переходах МГ через автомобильные и железные дороги.
5.12.4.2 Расчет индивидуального риска осуществляется на основе рассчитанного
территориального распределения потенциального риска с учетом пространственно-временных
распределений выделенных кагеюрий персонала и групп населения в расчетной области и
степени уязвимости указанных групп людей, зависящей от защитных свойств укрытий или
СИЗ. Индивидуальный риск для человека из выделенной группы в точке £'(a",v)
определяется по формуле
/?ind(A%.v) = 7?pot(A%.y)vyMj(x,v)xriper)U,>'), (5.69)
92

СТО Газпром 2-23-351-2009
где vVH3(x,v) — коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств
помещения (укрытия) или СИЗ в точке Е(х,у) (см. 5.9);
xNpcf>^v'37) -доля времени пребывания человека в точке Е(х,у)ч рассчитываемая как
тппоГЛл\ v) =—! , (5.70)
npL(S ■ 8760
где tlIpC(-)U'j) - среднее время пребывания человека в течение года в точке Е(х,у). ч. Значение
т, cf)(.Yj?) рекомендуется определять не для каждого конкретного индивидуума, а как среднее
значение по рассматриваемой группе (категории) персонала или населения.
5.12.4.3 Для территорий (объектов) компактного размещения групп людей (промпло-
шадок, цехов, участков, кварталов населенных пунктов, больших зданий и т.п.),
характеризующихся четко очерченными границами, рекомендуется рассчитывать средний
индивидуальный риск по объекту по формуле
N
Z^indUn^n)
/С>=^-^ , (5.71)
где Kind(A"n,j>n) — индивидчальный риск в я-той точке в пределах границ рассматриваемого
объекта (территории);
/V — суммарное число расчетных точек в пределах объекта, в которых рассчитывался
«точечный» индивидуальный риск.
5.12.4.4 При расчете индивидуального риска для водителей и пассажиров
транспортных средств на переходах МГ через автомобильные и железные дороги рекомендуется
выделять три группы рискующих:
- группу редкого (условно однократного в год) пересечения МГ, к которой относятся
водители и пассажиры транзитных транспортных средств;
- «непрофессиональную» группу регулярного пересечения МГ. к которой относится
местное население, пересекающее МГ в местах переходов в среднем два раза в сутки при
перемещениях «дом-работа-дом» в среднем 220 суток в году;
- «профессиональную» группу частого регулярного пересечения МГ, к которой
относятся местные профессиональные водители и сопровождающие их работники (кондукторы,
экспедиторы и т.п.), пересекающие МГ более чем 10 раз в сутки в среднем 220 суток в году.
При необходимости более дифференцированного анализа в части определения
индивидуальных рисков вторая и третья группы могут быть подразделены на подгруппы с более
высокой «степенью индивидуализации» (например, подгруппа местного населения, пользующаяся
только электропоездами, подгруппа водителей и пассажиров частных автомобилей и т.д.).
93

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Для представителей первой группы индивидуальный риск принимается пренебрежимо
малым (\{УН в год и ниже).
Для представителей второй и третьей групп рекомендуется рассчитывать средний
индивидуальный риск исходя из указанных выше для этих групп средних параметров частоты
пересечения МГ по формуле
п(кр1) 2 п(МГ) п(кр2) и
о(ср-пср) _ pot tz Apoi "'" Apot "р.о.
*™. = 4 Ш^Г' "■"■>■ "«*•' v>"- <5-72>
где /?( р1^! /?( р1^ - значения потенциального риска в точках пересечения оси дороги с внешней
границей расчетной области по одну и другую сторону от коридора М Г соответственно, 1/год;
R{ р10^— значение потенциального риска в точке пересечения оси дороги и продольной оси
симметрии коридора МГ 1/год:
// - поперечный размер расчетной области (см. 5.12.3.1), км;
v - средняя скорость транспортного средства, км/ч, согласно 5.9.9.5, 5.9.9.6 для
автодорог соответствующих категорий и железнодорожных составов соответствующих типов:
я — среднее количество пересечений коридора МГ в сутки транспортным средством из
рассматриваемой группы;
/7cvi ~~ сРеДнее количество суток регулярного пересечения МГ в год для представителя
рассматриваемой группы (допускается в качестве псуг брать среднее количество рабочих суток в
год для представителя рассматриваемой группы).
vvwj ~~ коэффициент уязвимости реципиентов, обусловленный защитными свойствами
транспортного средства; для автотранспортных средств принимается vvi3 = 1, для
железнодорожных вагонов принимается rVHj =0,5.
5.12.4.5 Индивидуальный риск для персонала, обслуживающего линейную часть МГ
определяется в соответствии с процедурами, приведенными в п. 5.12.5.5.
5.12.5 Расчет коллективного риска /?С()| для группы людей.
5.12.5.1 Коллективный риск рекомендуется рассчитывать отдельно для каждой из
выделенных групп (категорий) персонала и населения, перечисленных в 15.12.4.1, внутри
каждой из которых индивидуумы характеризуются примерно одинаковыми «ренипменталь-
ными» параметрами, такими как: доля времени тмре6 пребывания на определенной
территории и характеристики средств защиты (укрытий), отображаемые коэффициентом ууяз.
5.12.5.2 Коллективный риск допускается рассчитывать либо путем суммирования
средних индивидуальных рисков отдельных индивидуумов из определенной группы, либо на
основе территориального распределения потенциального риска в пределах территории
размещения группы с учетом «дневной» Мг)(л"А') или «ночной» \\и(х,у) плотности размещения
94

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
людей (см. 5.9.8.6) при усредненных по данной группе параметрах т||рсб и vVH}.B последнем
случае формулы для расчета коллективного риска для той или иной группы, размещенной на
ограниченной территории площадью S (км2), в дневное и ночное время соответственно имеют
вид:
лы = *SU'vyHi- Ко1(**Я-Цд(*0'№* (5.73)
С =^б-ууя-,- Кн(^ v)'M„(a%vWv, (5.74)
S
где /?^J,, У?(^, - коллективный риск на территории 5 в дневное и ночное время
соответственно, чел ./год;
^прсб - ^п'сб ~~ Доля времени ( в году) пребывания группы людей на территории S в
дневное и ночное время соответственно.
|лГ1(л\г), ц||(лг,.у) — плотность размещения людей в точках с координатами (л\ у) на
территории 5 в дневное и ночное время соответственно, чел./км2.
5.12.5.3 Коллективный риск в месте перехода МГ через автодорогу рекомендуется
рассчитывать по следующей формуле, выведенной при допущении, что в среднем в каждом
транспортном средстве, пересекающем МГ. находится 3 человека, a vv>!3 =1
СГЛ> =0^5ЧС,)+2-ЛЙГ) + СР2))-^Е:^' (5-75)
утр
где #■£}>, /?(^2), #МГ) - определены выше в 5.12.4.4, 1/год;
со - средняя интенсивность движения автотранспортных средств по автодороге данной
категории, шт./ч;
v — средняя скорость транспортных средств (выбирается в соответствии с категорией
автодороги согласно 5.9.9.5, км/ч;
Н 0 - поперечный размер расчетной области (см. 5.12.3.1), км.
5.12.5.4 Коллективный риск для пассажиров поездов дальнего следования и пригородных
электропоездов в месте перехода М Г через железную дорогу рекомендуется рассчитывать по формуле
/л(кр1> .л п(МП о(кр2)ч к, и
Ыпср-жл) _ lMpoi "*" А Mpoi "*" Mpoi / шгр /vl»ai ' пна\ ' "p.p.
*«>! " 4 V 'Ууяз' (5-76)
n "тр
где Л<^|\ #«g>, #Jjn _ определены выше в 5.12.4.4, 1/год;
со - средняя интенсивность движения поездов по рассматриваемому участку железной
дороги, шт./ч;
95

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
v - средняя скорость среднестатистического поезда, принимается равной 80 км/ч;
/7И - среднее количество вагонов одного среднестатистического поезда, принимается
равным 15 шт.:
vvh4 = ^- "" коэффициент уязвимости реципиентов, обусловленный защитными
свойствами вагона поезда.
// — поперечный размер расчетной области (см. 5.12.3.1), км.
5.12.5.5 Коллективным и индивидуальный риски для работников ЛПУМГ.
обслуживающих линейную часть МГ, рекомендуется определять исходя из следующих предпосылок:
- при осмотре и ремонтах МГ персонал находится рядом с (над) осью МГ или в случае
многониточного коридора МГ — на продольной оси симметрии коридора;
- коэффициент уязвимости работника принимается равным 1;
- территориальное распределение работников по рассматриваемому участку М Г
считается равномерным и характеризуется средней плотностью |и(л) , чел./км, распределения
персонала вдоль трассы МГ с учетом доли времени в году т,фс6 пребывания персонала на
трассе. Указанные характеристики определяются исходя из средней численности бригад и режима
выхода бригад на трассу МГ в течение года, при лом для их расчета допускается использовать
следующие ориентировочные данные: в продолжение года от 140 до 180 дней в течение 8 ч.
каждые сутки на перегоне между двумя линейными КС многониточного коридора М Г длиной
I К) км перемещается бригада численностью от 4 до 10 чел.
С учетом этого коллективный риск для персонала, находящегося на трассе МГ для его
обслуживания или ремонта, на участке протяженностью Lu при vVM. =1, рассчитывается по
формуле:
о(персом) _ ЫМГ) , v / I -
кы - кро\ -ЩЛ)- Ln-TlipciV (э.77)
где R{^{} - среднее значение потенциального риска на оси МГ (или в случае мноюнигочного
коридора МГ - на продольной оси симметрии коридора) в пределах рассматриваемого
участка МГ, 1/год;
ц(л) - средняя линейная плотность распределения работников по оси трассы МГ
(линейной координате л), чел./км;
А - протяженность рассматриваемого участка МГ (например, n-го ПОУ или перегона
между КС), км;
тирсб ~ лсШ1 времени в году пребывания работников Л ПУМ Г на рассматриваемом участке М Г
Индивидуальный риск для работника из числа персонала, обслуживающего
линейную часть МГ на участке протяженностью LlV рассчитывается через коллективный риск по
формуле:
96

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
о( ПСрС'ОН)
Асо1
лг(персом)
'\1ПУ
«(персон) _ _\о\___ /с пи\
где /;(,^г>С(),,) - коллективный риск для персонала, обслуживающею рассматриваемый
участок МГ, рассчитанный по формуле (5.77), чел./год;
;V дну' ° ~ общая численность персонала в составе Л ПУМ Г. в должностные обязанности
которого входит выход на трассу МГ для технического обслуживания и ремонтов линейной
части МГ чел.
5.12.5.6 Общий коллективный риск от аварий на /7-ом ПОУ /?(^п} определяется как
сумма значений коллективного риска по всем рассмотренным местам размещения и
регулярного передвижения людей в пределах расчетной области для данного ПОУ по формуле
н z Q
о(ПОУ) _ ^ £<Л) р(и) v ^ Ыпер-пл) V" Wnep-жл) Нперсон)
"col-n " Z.(Acol-h +/Vol-h >+ ZA'ol-/ + 2-Лч>1-ч + 'lol-n ' (5.79)
h=l 7-1 q=l
где /^0}_)г ^еоИ!- коллективные риски для дневного и ночного времени на /?-й (/? = 1,2...Я)
территории (площадке) проживания или работы людей (населенном пункте, заводе, цехе,
ферме, сельхозучастке и т. ), чел./год: Н — общее количество таких площадок в расчетной
области /7-го ПОУ;
/?(мсс^) - коллективный риск на z-ом (z = 1,2,...,Z) переходе М Г через автодорогу, чел ./год;
Z— общее количество переходов через автодороги в расчетной области /7-го ПОУ;
^1,СсоИ° ~" коллективный риск на q-ow (q = 1,2 Q) переходе МГ через железную дорогу,
чел ./год; Q — общее количество переходов через железные дороги в расчетной области n-го ПОУ.
^u,Ca>i-n) ~~ коллективный риск для персонала Л ПУМ Г, обслуживающею рассматриваемый
/7-ый ПОУ, чел./год (см. формулу (5.77)).
Общий коллективный риск по МГ (коридору МГ) в целом рассчитывается по формуле
N
Лсо1-к "ZA-oi-n • (5.80)
11=1
где /?coi_nV) ~~ общий коллективный риск по /7-му ПОУ:
N - общее количество ПОУ, выделенных в составе МГ (коридора МГ).
Общий коллективный риск для всех анализируемых МГ в составе рассматриваемого
л-го ЛПУМГ рассчитывается как
к
ЫЛПУ) v- ЫМГ)
Acol-s -Z-Acol-k' (5.81)
где Ясо,_к - общий коллективный риск по к-му МГ;
К- общее количество анализируемых МГ в составе рассматриваемого Л ПУМ Г.
97

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Общий коллективный риск R(c^0) для всех Л ПУМ Г в составе рассматриваемого ГТО
s
л(ПО) =у п(ЛПУ)
со! Z, col-s « (5>82)
где /fcol.s - общий коллективный риск по 5-му Л ПУМ Г;
S - общее количество Л ПУМ Г в составе рассматриваемого ГТО.
5.12.6 Расчет социального риска (F/N - кривых) от аварий на n-ом ПОУ
5.12.6.1 Социальный риск рассчитывается для каждого выделенного ПОУ в виде
зависимости частоты F событий (обусловленных возможными авариями в пределах ПОУ при
наличии людей в опасной зоне), при которых погибает не менее /V человек, от этого числа N.
5.12.6.2. Расчет частоты F лля каждого заданного значения количества погибших /V
(N- )
выполняется путем суммирования частот Уут'"" возникновения событий C(Num\ при
которых могут погибнуть УУут человек и каждое из которых есть конъюнкция 2-х событий:
реализации сценария С-- аварии в одной из точек A(n^ п-vo ПОУ и пребывания людей в ЗП П от
превалирующего поражающею фактора соответствующего сценария, по следующей формуле:
м i J(i)r ., д.
m=li=l j=lL
(5.83)
где /V|jm — ожидаемое количество погибших при реализации события C(NUm> , вычисляемое
для каждого сценария аварии в соответствии с алгоритмами, приведенными в 5.9.
(полученные при расчетах нецелочисленные значения N-- округляют по стандартным
математическим правилам);
I — функция «единица-ноль», принимающая значение 1 при /Vjjm> Л; и 0 при N- < /V;
(N- ) ,(N- )
/(д)Д|т < ^(ii)-Um ~" частоты реализации событий C(Num> в дневное и ночное время, 1/год,
вычисляемые по формулам
Л^Ль-^СаИ)-^ (5.84)
■/(H)-ijrn =fM'Pi<C\) H)'Tiipe6' (5.85)
где /aL'^Q И^т!фсГ)'т1-1рсб — параметры, определенные выше в данном подразделе 5.12.
Последовательно задавая с определенным интервалом целочисленные значения /V,
рассчитывают соответствующие им значения F и строят F/N-кривую в прямоугольной системе
координат (по оси ординат — F, по оси абсцисс - N) в линейной или логарифмической шкале.
5.12.7 Социальный риск от возможных аварий на всем анализируемом МГ получают
как сумму /уУУ-кривых, рассчитанных для каждого ПОУ в пределах МГ.
98

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Социальный риск по всем МГ в пределах рассматриваемого Л ПУМ Г рассчитывается
как сумма /уУУ-кривых, полученных для каждого МГ в составе данного Л ПУМ Г
Социальный риск по ГТО в целом рассчитывается как сумма /ул^-кривых, полученных
для каждого J1 ПУМ Г в составе данного ГТО.
5.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий
на магистральных газопроводах
5.13.1 На данном этапе КолАР (этап 3.10 в блок-схеме на рисунке 5.1) выполняется оценка в
денежном выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с
учетом рассчитанных ранее удельных частот (кп) возникновения аварий на каждом ПОУ
анализируемых МГ(см. 5.4) для каждого уровня производственно-технологической иерархии ГТО (если КолАР
проводится для всех МГ в составе ГТО), т.е. дня каждого МП каждого J1 ПУМ Г и для ГТО в целом.
5.13.2 Ожидаемый от возможных аварий на /7-ом ПОУ к-то МГ полный годовой ущерб
(руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим формулам:
- полный годовой ущерб от возможных аварий на /7-ом ПОУ
/»Ъу = 0,001 У';^ •/.„•/.„; (5.86)
- социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на /7-ом ПОУ
Су-сэ=0.«>Ь^поу-сэ^п-/1,; (5.87)
- прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на /7-ом ПОУ
<оу-пр=0'«>«^поу-мр^п-А,; (5.88)
- годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на /7-ом ПОУ
ЧюУ-имлр.:, =0,001.У^у.„МЛр.л. ■ V ^ (5.89)
- годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
/7-ом ПОУ
у\юу-,,=^^Уп1у-,аК^ (5.90)
упЬу-сз — экологический годовой ущерб от возможных аварий на //-ом ПОУ
^^экс«.=0^Ь^^каГ^п^г (5.91)
™е ^поу , упоу-..р ' упоу-им.лр.л. ' упоу-.ш * Упоу-экол -средние значения полного
ущерба и его составляющих от одной аварии на/7-ом ПОУ k-го МП руб. (см. 5.11.13);
Хп — ожидаемая удельная частота аварий на /7-ом ПОУ к-то МГ, аварий/(1000 км в год) -
(см. 5.4.):
Ln - длина я-го ПОУ к-го МГ км.
99

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5.13.3 Ожидаемый от возможных аварий на к-ом МГ 5-го Л ПУМ Г полный годовой
ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
- полный годовой ущерб от возможных аварий на к-ом МГ
N
JW-Z-J'noy (5.92)
- социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на А-ом МГ
N
^МГ-сэ=Х^ПОУ-сз: (5.93)
11=1
- прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на /r-ом МГ
N
,Д> _ V v(n)
>мг-пр " 2-л>поу-пр- (5.94)
п=1
- годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на А:-ом МГ
N
1;<ю _ v «<»>
•>М Г-им.др. л. ~ ^^ПОУ-им.лр.л.4 (5.95)
п=-1
- годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
£-ом МГ
N
>МГ-ла _ Z-г^ПОУ-ла' (5.96)
п=1
- экологический годовой ущерб от возможных аварий на А-ом МГ
N
i;(k> - V vW
•>МГ-жол ~ Z-^ПОУ jKOjr (5.97)
11=1
v(n) „(n) (n) (n) (n) (n)
где "поу , "поу-сэ , ->поу-пр , >поу-им.др.л. , -^поу-ла ч •> поу-экол — ожидаемый полный
годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий ная-ом ПОУ А-го МГ руб./год (см. 5.13.2);
/V — общее количество ПОУ в пределах к-ю МГ шт.
5.13.4 Ожидаемый от возможных аварий на газопроводах s-ro Л ПУМГ полный годовой
ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
- полный годовой ущерб от возможных аварий на М Г 5-го Л ПУМГ
v(s) _ у (к) .
лппу "Z-^мг- (5.98)
к = 1
- социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на М Г 5-го Л ПУМ Г
к
"лпу-сэ - Z-^мг-сэ- (5.99)
к = 1
100

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
прямой годовой ушерб производству от возможных аварий на МГл-го ЛПУМГ
v(s) _ V ,Д>
•\1ПУ-пр
к-1
к
>м'г-пР< (5.100)
годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на М Г 5-го ЛПУМГ
к
,,(s) _ V i.<k>
^ЛПУ-ич.лр.л. ~ Z-^'МГ-iiM.iip.Ji.' (5.101)
к-1
- годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
МГ5-гоЛПУМГ
к
>ТЛПУ-.1а =ZVMr-.a; (5.102)
- экологический годовой ущерб от возможных аварий на М Г 5-го ЛПУМГ
к
„(s) _ v Jk)
>ЛПУ-зко.| ~ ^->МГ- жол ' (5.103)
к=)
,Д> ,Л> ,Д> „(k) lf(k) _,(k)
где Лмг , - мг-о , >'мг-ир , ^мг-им.лр.л. , vMr-.ia , >мг-зкол — ожидаемый полный годовой
ущерб и его составляющие от возможных аварий на £-ом МП руб./год (см. 5.13.3);
К - общее количество М Г в пределах s-ro Л ПУМ Г, щт.
5.13.5 Ожидаемый от возможных аварий на всех газопроводах ГТО полный годовой
ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
- полный годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
.vrTO=Z/iiiy; (5.104)
- социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
■Vrro-c-j = Z-Улпу-сэ' (5.105)
S--1
- прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на всех МГ ГТО
S
З'гго-пр =X-vJiny-i.p' (5.106)
- годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на всех МГ ГТО
s
-vrro -им. л п. л ЛПУ-им.др.л* (5.107)
- годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
всех МГГТО
101

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
S
.vrTO-:ia =Z^niiy-:ia' (5.108)
- экологический годовой ущерб от возможных аварий на всех МГ ГТО
s
•>ТТО-экол = Z-> ЛПУ- жол ' (5.109)
s--l
v<s) v(s) i>(s) v(s) p(s) i>(s)
где >лпу , >лпу-сз , >лпу-пр , ->лпу-им.лр.л. , >лпу-ла , >лпу-экол — ожидаемый полный
годовой ущерб и его составляющие от возможных аварий на газопроводах 5-го Л ПУМ Г руб./год
(см. 5.13.4);
S - общее количество Л ПУМ Г в пределах ГТО, шт.
5.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных газопроводов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска
5.14.1 На данном этапе Кол АР (этап 3.11 в блок-схеме на рисунке 5.1) с целью
выполнения требований п. 22, 24, 31 Порядка |2] и п. 34 раздела IV Методических рекомендаций |22|
(в части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:'
- выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев
аварий на анализируемом М Г (или совокупности МГ в составе Л ПУМ Г или ГТО);
- выделение наиболее опасных участков анализируемого МГ (или среди всех МГ в
составе Л ПУМ Г или ГТО) по показателям риска;
- сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими
показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого
риска.
5.14.2 Выявление сценария Су*ср_шкс аварии с наибольшей вероятностью (частотой)
реализации для анализируемого(ых) МГ выполняется по результатам расчета удельных частот
возникновения аварий на различных ПОУ этих МГ и условных вероятностей реализации
различных сценариев на проанализированных ПОУ. Наиболее вероятным признается сценарий
^ПпСР МЖС) аваРии на л-ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию:
Я(С(вср-макс)} = nmRn . ^ . pn(C.. 1^ „ = ,д _ ууп()у и (5 , , 0)
где Хп — удельная частота возникновения аварий на /7-ом ПОУ, авар./(км год);
Ln — длина А7-го ПОУ, км;
Рп(Су\А) - условная вероятность реализации сценария С- при условии, что произошла
авария А в пределах /i-го ПОУ.
/Vnov — общее количество анализируемых ПОУ.
102

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Выявленный таким образом наиболее вероятный сценарий следует кратко описать с
указанием километража (пикетажа) конкретного ПОУ, на котором он реализуется, размера
ЗПП от превалирующего поражающего фактора, ожидаемого количества пострадавших и
объемов возможною ущерба.
5.14.3 Задачу выявления наиболее опасного по последствиям сценария аварии на ана-
лизируемом(ых) МГ рекомендуется разделить на 3 подзадачи:
- выявление сценария аварии Cijn макс) с максимальной по размерам ЗПП;
- выявление сценария аварии С^~шкс) с максимальным количеством пострадавших;
- выявление сценария аварии С^~макс) с максимальным полным ущербом.
5.14.3.1 Сценарием с максимальной по размерам ЗПП признается сценарий аварии на
/7-ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
/?1(Cgnn-MaKC)) = max)y?{ni;,...« = l,2,...,yVnoy}, (5.111)
где /?, - определяющий размер ЗПП (по границе 1%-го поражения);
^Mj — определяющий размер ЗПП (по границе 1%-го поражения) от превалирующего
ч
Hi
поражающего фактора для сценария С- аварии на /7-ом ПОУ км;
Л/поу — общее количество анализируемых ПОУ.
5.14.3.2 Сценарием с максимальным количеством /V пострадавших признается
сценарий С^ макс) аварии на /7-ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
^(C5J-MaKC)) = max{^,),.../i = l,2,...,yVn0y}, (5.112)
/V(n) r
где '% — ожидаемое количество пострадавших при реализации сценария С~ аварии на п-ом
ПОУ чел.
5.14.3.3 Сценарием с максимальным полным ущербом У признается сценарий
ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
y(Cg-MaKC>) = max{yi(jn),...^ = l,2,..., УУП0У}, (5.113)
W У-макс)
4jn аварии на /7-ом ПОУ анализируемого(ых) МГ, удовлетворяющий условию
v/(n)
где у у - прогнозируемый полный ущерб при реализации сценария С- аварии на а/-ом ПОУ, руб.
Выявленные таким образом наиболее опасные сценарии аварий следует кратко
описать с указанием километража (пикетажа) конкретных ПОУ на которых они реализуются,
размеров ЗПП от превалирующего поражающего фактора, ожидаемых количеств
пострадавших и объемов возможного ущерба.
5.14.4 Выделение наиболее опасных участков анализируемого(ых) МГ по показателям
риска рекомендуется выполнять путем сравнительного анализа всех проанализированных
ПОУ отдельно по уровням индивидуального и коллективного рисков.
103

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Наиболее опасным ПОУ среди всех выделенных на данном МГ участков по
показателю индивидуального риска признается /7-й участок, обозначаемый как ПОУ(пКт6~макс) ,
удовлетворяющий условию
/?ind(^Oy<Rind-MaKt)) = max{/?|nn(>,.../i = l,2,..., Nnoy). (5.114)
/?jnd — индивидуальный риск, изменяющийся по трассе МГ (функция номера ПОУ);
^ind _ наибольший расчетный индивидуальный риск от аварий на /7-ом ПОУ,
полученный для представителей наиболее «рискующей» группы населения или персонала из числа
всех анализируемых групп людей, находящихся вблизи /7-го ПОУ.
Наиболее опасным ПОУ по показателю коллективного риска признается /7-й участок
//СЛКр , удовлетворяющий условию
Лсо1(ЯОУ^С()^^^ (5.115)
/?COi — коллективный риск, изменяющийся по трассе МГ (функция номера ПОУ);
^сы "" суммарный коллективный риск от аварий на /7-ом ПОУ, учитывающий
коллективные риски для всех групп населения и персонала, находящихся вблизи /7-го ПОУ
Для выявленных таким образом наиболее опасных участков анализируемого(ых) МГ
следует указать название(я) МГ, которому(ым) они принадлежат, километраж (пикетаж)
участков, значения коллективного и максимального индивидуального рисков, названия и
расположение относительно оси МГ рискующих групп населения и персонала.
5.14.5 Сравнительный анализ рассчитанных для анализируемого(ых) МГ показателей
риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий или
рекомендуемыми критериями приемлемого (предельно допустимого) риска следует выполнять либо для
выделенных ПОУ в составе анализируемого МГ, либо для анализируемого МГ в целом в
зависимости от целей и задач КолАР, причем отдельно для персонала Л ПУМ Г и населения.
Сравнение рекомендуется проводить по показателям индивидуального и социального риска.
5.14.5.1 По показателю индивидуального риска сравнительный анализ в отношении
населения рекомендуется проводить, сравнивая максимальный индивидуальный риск от
аварий на рассматриваемом n-ом ПОУ /?•"<] или на рассматриваемом МГ в целом - /?^Г) (в
зависимости от целей и задач КолАР), полученный для представителей наиболее «рискующей»
группы населения из числа всех анализируемых групп, находящихся вблизи /?-го ПОУ (или
рассматриваемого МГ в целом) последовательное двумя следующими базовыми показателями:
- со значением среднестатистического индивидуального риска R{^ гибели человека в
техногенных происшествиях (авариях на ОПО и/или при ДТП и/или пожарах в
производственном секторе) на территории того федерального округа Российской Федерации, в котором распо-
104

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ложен анализируемый МГ, полученным по результатам анализа соответствующих статистических
данных за последние 5 лет. При отсутствии таких данных для конкретного федерального округа
допускается использовать среднестатистический показатель по Российской Федерации в целом;
- с одним из рекомендуемых (в зависимости от того, является ли анализируемый МГ
действующим или проектируемым) в Декларации Российского научного общества анализа
риска «О предельно допустимых уровнях риска» |8] для Российской Федерации значений
предельно допустимого риска R^n) , которые для населения составляют:
10~4 в год — для действующих О ПО и
10° в год — для новых (вновь проектируемых) ОПО.
Для персонала Л ПУМ Г рассчитанные значения индивидуального риска
рекомендуется сравнивать со среднестатистическим (по соответствующему федеральному округу или
Российской Федерации в целом) индивидуальным риском гибели персонала от аварий на ОПО,
а также с рекомендуемым предельно допустимым уровнем риска для персонала, принятым
равным 5 • 10~4 в год — для действующих ОПО и 5 • 10~5 в год — для проектируемых ОПО.
При выполнении следующих условий (для населения или персонала)
о(п) п(ср) д(МГ) Ыср) п(п) п(доп) п(МГ) W;ion) ,r 11Av
*ind > ^ind или *ind > ^ind ИЛИ *ind > ^ind ИЛИ Kind > Kjpd > (5-1 ,6)
формулируется вывод о недопустимо высоком уровне опасности на данном ПОУ (или МГ) и
необходимости принятия мер для данного ПОУ (МГ) по снижению риска в отношении
населения или персонала.
5.14.5.2 По показателю социального риска сравнительный анализ в отношении
населения рекомендуется проводить, сравнивая F/N-криъую, полученную для рассматриваемого
«-го ПОУ или рассматриваемого МГ в целом (в зависимости от целей и задач КолАР) с одной
из рекомендуемых (в зависимости от того, является ли анализируемый М Г действующим или
проектируемым) в вышеупомянутой Декларации F/TV-кривых, характеризующих предельно
допустимый социальный риск для населения:
КГ2
F = —г--для действующих ОПО, (5.117)
10"3
F = —— - для проектируемых ОПО. /^ цо\
Для персонала Л ПУМ Г рассчитанные /-/М-кривые рекомендуется сравнивать со
следующими рекомендуемыми здесь функциями
510 2
F = — для действующих ОПО,
N2 (5.119)
105

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Г 3 ' l U ~ г-, ^
г = 5 для проектируемых ОПО. /5 ро)
Если рассчитанные F/yV-кривые при их совместном построении с предельно
допустимыми /7#-диаграммами водной системе координат оказываются выше последних, то
формулируется вывод о недопустимо высоком уровне опасности на данном ПОУ (МГ) и
необходимости принятия мер по снижению риска в отношении населения или персонала.
6 Анализ риска линейной части магистральных
конденсатопрод^ктопроводов
6.1 Блок-схема анализа риска линейной части магистральных
конденсатопродуктопроводов
Анализ риска ЛЧ МКП следует проводить (в части общей последовательности этапов)
в соответствии с приведенной в 5.1 блок-схемой (рисунок 5.1). При этом необходимо
учитывать особенности понятия «авария на ЛЧ МКП», под которой следует понимать
разгерметизацию трубопровода с образованием отверстий, трещин (с площадью сечения от 1 см2) и
разрывов на полное сечение трубы с истечением транспортируемого продукта с воспламенением
или без воспламенения в окружающую среду.
6.2 Планирование и организация работ
6.2.1 Состав исходных информационных материалов для выполнения этапа
планирования и организации работ по анализу риска МКП аналогичен составу материалов,
приведенному в 5.2.1 для МГ
6.2.2 Анализ технического задания.
Типовые (характерные) работы, указываемые в ТЗ на выполнение анализа риска для
МКП, совпадают с типовыми работами по анализу риска для МГ, перечисленными в 5.2.2.
6.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска.
Полный цикл КолАР для ЛЧ МКП с расчетом всего перечня показателей риска (см.
4.2) с использованием методик и математических моделей, приведенных в настоящем
стандарте, проводится в следующих случаях:
- при разработке ДПБ и паспортов безопасности для действующих МКП;
- разработке ДПБ и (или) раздела ИТМ ГОЧС в составе проектной документации на
строительство, расширение, реконструкцию МКП в целом или отдельного участка МКП.
При анализе риска на ранних стадиях проектирования целью анализа риска является
определение только части составляющих риска, а именно: ожидаемой частоты аварий (на
106

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
основе использования статистических данных по авариям на аналогичных МКП), размеров
зон воздействия наиболее опасных поражающих факторов аварий, объемов ущерба и
ожидаемого числа пострадавших среди населения на наиболее критичных участках трассы МКП.
Указанные показатели рассчитываются для различных вариантов прокладки трассы и
вариантов предварительных технических решений по ЛЧ МКП, на основании сравнения
показателей риска разрабатываются рекомендации по размещению трассы и выбору оптимальных
технических решений. Глубину анализа следует ограничить применением инженерных моделей
расчета последствий аварий на МКП, ряд которых представлен в приложениях Д, Е, Ж к
настоящему стандарту.
При разработке ПЛА для ЛЧ МКП целью анализа риска является определение
характерных сценариев аварий и оценка их последствий с дальнейшей разработкой
организационно-технических мероприятий и плана действий персонала по локализации и ликвидации
аварий. ПЛА следует разрабатывать с использованием готовых результатов анализа риска из
декларации промышленной безопасности МКП в части рассмотренных в ней сценариев
аварий и размеров соответствующих зон поражения.
6.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.
Состав группы специалистов для выполнения КолАР ЛЧ МКП в целом аналогичен
составу группы для анализа риска ЛЧ МГ (см. 5.2.4). Рекомендуется также включить в группу
специалиста по технологии трубопроводного транспорта углеводородных жидкостей.
6.2.5 Описание анализируемого(ых) участка(ов) МКП и его окружения следует
выполнять в соответствии с 5.2.5 (заменяя слова «МГ» и «газопровод» на «МКП»). Дополнительно
необходимо получить от заказчика КолАР и систематизировать следующие данные:
- компонентный состав транспортируемой жидкости и ее термодинамические
характеристики;
- протяженность участков конденсатопродуктопровода между линейными задвижками
МКП;
- распределение давления в полости трубы между насосными станциями;
- метеоданные (устойчивость атмосферы, температура воздуха, скорость ветра и его
направление);
- данные по температуре грунта на поверхности земли на глубине укладки МКП;
- рельеф, шероховатость поверхности и степень загроможденности местности.
6.2.6 Обоснование уровней приемлемого риска как базы для сравнения с ними
расчетных показателей риска после проведения КолАР следует выполнять отдельно для населения и
производственного персонала с учетом фоновых рисков, наблюдающихся на территориях
107

СТО Газпром 2-2.3-35 N2009
прохождения анализируемого МКП, а также с учетом существующих рекомендаций по
выбору уровней приемлемого риска (см. 5.14. 6.14).
6.3 Идентификация опасностей на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.3.1 При анализе риска МКП в качестве источника опасности идентифицируется
непосредственно трубопровод, транспортирующий опасное вещество из числа следующих: СУГ.
нестабильный газовый конденсат, ШФЛУ. стабильный газовый конденсат. Процедура
идентификации опасностей на МКП заключается в определении опасных свойств и параметров
состояния транспортируемого продукта, расчете его количества в секциях МКП, определении
возможных причин аварий, видов физических проявлений аварий, а также в предварительном
выделении наиболее опасных (для потенциальных реципиентов) участков трассы МКП.
6.3.2 Исходными информационными материалами для выполнения идентификации
опасностей на МКП являются:
- справочные материалы по характеристикам опасных веществ;
- технологическая схема участка(ов) МКП с трубопроводами-отводами;
- план трасс(ы) участка(ов) МКП с трубопроводами-отводами вместе с участками
прилегающей территории;
- перечень и конструктивно-технологические параметры трубопровода(ов);
- описание природно-климатических условий района расположения трубопровода.
Последовательность выполнения этапа идентификации отражена в 6.3.3—6.3.7.
6.3.3 Определение опасных свойств транспортируемого опасного вещества следует
проводить в порядке, аналогичном изложенному в 5.3.3.
6.3.4 Расчет количества транспортируемого опасного вещества в секциях анализируе-
мого(ых) МКП должен обязательно выполняться при решении вопроса о необходимости
разработки ДПБ для рассматриваемого участка МКП (разработка декларации обязательна, если
фактическое количество транспортируемого опасного вещества на участке при проектном
режиме транспортировки превышает 200 т), а также - при разработке самой декларации
согласно требованиям соответствующего нормативного документа Ростехнадзора |2|.
Расчет следует выполнять посекционно (отдельно для каждой секции трубопровода
между линейными задвижками) с последующим суммированием полученных значений.
Порядок расчета приведен в приложении Б.2.
6.3.5 Определение возможных физических проявлений аварий на МКП
На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления
аварии на МКП, исходя, прежде всего, из термодинамических свойств транспортируемого
продукта и характеристик его взрывопожароопасности.
108

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Наиболее опасными являются аварии на МКП, транспортирующих термодинамически
нестабильные жидкости, такие, например, как нестабильный газовый конденсат, СУП
ШФЛУ. Специфика аварийных выбросов нестабильных флюидов в первую очередь
предопределяется термодинамическими свойствами продукта, а именно низкой температурой кипения
(как правило, значительно ниже температуры воздуха) и высокой плотностью паров
(приблизительно в два раза выше плотности воздуха). При аварии на МКП истекающая под высоким
давлением жидкость из разгерметизированного трубопровода за короткий промежуток
времени размывает грунт засыпки в траншее и далее растекается по поверхности земли. Нарушение
термодинамического баланса вызывает интенсивное кипение и испарение истекающего и
распространяющегося по поверхности земли сжиженного газа. Дополнительно пары
продукта поступают в атмосферу за счет теплообмена жидкости с грунтом и атмосферой. Вследствие
поступления углеводородных паров в атмосферу образуется взрывоопасное облако
паровоздушной смеси, способное при определенных условиях распространяться в приземном слое
атмосферы на значительное расстояние, воспламеняться от источников зажигания и сгорать,
генерируя воздушную волну сжатия.
Исходя из этого, следует различать следующие возможные физические проявления
аварии на трубопроводах нестабильных жидких углеводородов:
- разлив продукта и его испарение без воспламенения паров;
- воспламенение и горение паров сжиженного газа непосредственно в зоне разлива в
виде пожара «колонного» типа;
- дрейф, воспламенение, диффузионное горение облака паров разлившегося продукта;
- горение облака паров продукта в режиме дефлаграции.
Наиболее опасным, с точки зрения размеров зон воздействия и масштабов ущерба,
является дефлаграционное горение облака топливовоздушной смеси (ТВС). Знание
эволюции облака, его параметров позволяет определить зону термической опасности, рассчитывать
характеристики воздушной волны сжатия при сгорании облака, и, таким образом, оценивать
последствия аварий на трубопроводах нестабильных жидких углеводородов.
Указанные физические проявления аварии на МКП могут иметь различные вариации
в зависимости от ряда факторов, таких, например, как характеристики проницаемости и
температура грунта, скорость и направление ветра, класс устойчивости атмосферы,
шероховатость поверхности и т.д. (см. 6.5).
Следует отметить, что высокая концентрация испарившегося конденсата в воздухе,
снижающая содержание кислорода до 15-16 об. %, может привести к удушью человека,
однако, на открытом воздухе при разгерметизации МКП вероятность асфиксии мала.
109

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
При разгерметизации МКП, транспортирующие термодинамически стабильный
продукт, основными физическими проявлениями аварии являются:
- разлив и испарение продукта без воспламенения с загрязнением окружающей среды;
- пожар разлития «колонного» типа.
6.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.
Аварии на МКП происходят, в основном, по тем же причинам (кроме КРН), что и на МГ.
Данный подэтап следует выполнять в соответствии с рекомендациями, изложенными в 5.3.6.
6.3.7 Предварительная идентификация потенциально опасных участков (ПОУ) на
трассе трубопровода.
При идентификации ПОУ на МКП, транспортирующем нестабильные продукты,
следует учитывать возможность распространения паров вытекшего из аварийного участка МКП
флюида в виде взрывоопасного облака на значительные расстояния, что увеличивает как
вероятность зажигания облака, так и площадь возможного поражения и размеры социально-
экономического ущерба.
Для МКП с нестабильным продуктом в качестве ПОУ в первую очередь необходимо
выделять:
а) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 2 км от оси МКП,
расположены населенные пункты, отдельные общественные здания и места массового скопления
людей, комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.
Расположение и длина каждого такого участка определяются по логике, изложенной
в 5.3.7.При этом в данном случае величина Н отражает максимальную дальность
распространения парового облака, ограниченного изолинией концентрации паров продукта
CVIJ = 0,5 * ClJL,nu, и определяется в соответствии с рекомендациями, изложенными в 6.8.
б) Подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к
ним участки МКП по I ... = Hvn в обе стороны от переходов, где //.._— максимальная даль-
ность распространения облака (см. подпункт а).
Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:
а) участки МКП, проходящие по обрабатываемым сельскохозяйственным угодьям;
б) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 2 км от оси МКП,
расположены лесные угодья;
в) участки МКП, на которых расположены площадки линейных задвижек (кранов),
другое наземное оборудование ЛЧ МКП, включая участки по Н в обе стороны по трассе
МКП от мест расположения наземного оборудования;
г) подводные переходы МКП с береговыми размываемыми участками;
ПО

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
л) участки пересечений МКП с различными трубопроводами;
е) участки МКП, на которых когда-либо имели место разрывы и свищи или по
результатам диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы.
Для МКП, транспортирующего термодинамически стабильную углеводородную
жидкость, в качестве ПОУ следует выделять:
а) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МКП,
расположены населенные пункты, отдельные общественные здания и места массового скопления
людей, комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций.
Расположение и длина каждого такого участка определяются по логике, описанной в
5.3.7. При этом величина Н отражает максимальный размер зоны термического воздействия,
ограниченной изолинией теплового потока облучения 10 кВт/м2, от пожара разлития,
определяемый в соответствии с 6.8.
б) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к
ним участки МКП по £аж>1 = Н в обе стороны от переходов (Н определяется аналогично
подпункту а)).
Дополнительно в качестве ПОУ рекомендуется рассматривать следующие участки:
а) участки МКП, проходящие по обрабатываемым сельхозугодьям;
б) участки МКП, вблизи которых, на расстоянии не более 0,5 км от оси МКП,
расположены лесные угодья;
в) участки МКП, на которых расположены площадки линейных задвижек (кранов),
другое наземное оборудование ЛЧ МКП, включая участки по Н в обе стороны по трассе
МКП от мест расположения наземного оборудования;
г) подводные переходы МКП с береговыми участками по 0,5 км;
д) участки пересечений МКП с различными трубопроводами;
е) участки МКП, на которых когда-либо имели место разрывы и свищи или по
результатам диагностирования обнаружены опасные дефекты в стенке трубы.
Следует обозначить на плане трассы МКП границы всех ПОУ для дальнейшего
анализа, определить километраж границ по трассе МКП и пронумеровать ПОУ порядковыми
номерами. Следующие этапы Кол АР проводятся для каждого ПОУ на трассе МКП.
6.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах
6.4.1 Оценка (прогнозирование) ожидаемых частот аварий на линейной части МКП
должна проводиться по методикам ОАО «Газпром», утвержденным в установленном порядке,
втом числе по рекомендуемой в настоящем подразделе.
Ill

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.4.2. При оценке (прогнозировании) ожидаемых частот аварий на линейной части
МКП следует учитывать:
- статистические данные ОАО «Газпром». ОАО «Транснефть» по количеству, частоте и
причинам аварий на трубопроводах, транспортирующих жидкие углеводороды, с разными
технико-технологическими параметрами и географическим положением;
- влияние на вероятность нарушения целостности МКП различных внешних и
внутренних факторов, как-то: природно-климатических условий, технико-технологических,
эксплутационных и возрастных параметров МКП, антропогенных (связанных с
промышленно-хозяйственной деятельностью, плотностью населения) и других факторов,
изменяющихся, как правило, вдоль трассы МКП.
6.4.3. Для оценки (прогнозирования) в рамках проведения КолАР ожидаемых частот
аварий на конкретных участках МКП рекомендуется применять методики, использующие принцип
ч л (МКП) „ -
корректировки среднестатистической удельной частоты аварии лср на российских
трубопроводах, транспортирующих жидкие углеводороды, с помощью системы коэффициентов и/или
балльных оценок, учитывающих неравнозначное на разных участках трасс МКП влияние на
трубопровод упомянутых выше разнородных факторов. Из-за отсутствия специализированных
методик такого типа для конденсатопродуктопроводов рекомендуется использовать методический
подход, изложенный в «Методике экспертной оценки ожидаемой частоты аварий на участке
газопровода (МЭОЧАГаз)», разработанной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» всоставе Рекомендаций 111].
При этом допускается использовать указанную методику [111b части ее разделов 4. 5,
6, 8, кроме приведенных в них среднестатистических значений частоты аварий л = 0,2
(аварий/тыс. км • год) для сухопутных участков трубопроводов и X = 0,36 (аварий/тыс. км • год)
для подводных переходов МГ. При расчете ожидаемой частоты л,п аварий на выделенных на
МКП ПОУ в формулах (2) и (36) указанной методики вместо первых сомножителей 0,2 и 0,36
следует подставлять среднестатистические значения удельных частот аварий соответственно
на сухопутных участках и подводных переходах жидкостных трубопроводов
рассматриваемого типа, определенные по результатам анализа соответствующих статистических данных. Если
рассматриваемые в разделах 6, 8 методики [111 факторы влияния не характерны для МКП, то
соответствующие им балльные оценки должны быть приравнены к нулю.
6.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах
6.5.1 На данном этапе КолАР (этап 3.2 в соответствии с блок-схемой на рисунке 5.1)
следует определить типовые расчетные сценарии аварий на линейной части МКП с
указанием характерных для них поражающих факторов.
112

СТО Газпром 2-2.3-3.51-2009
6.5.2 В соответствии с возможными типами физических проявлений аварии на линейной
части МКП при анализе риска рекомендуется учитывать 3 группы сценариев (см. таблицу 6.1).
6.5.3 Возможные расчетные сценарии Сц каждой группы сценариев в общем случае
опрелеляются различными комбинациями влияющих факторов, проклассифицированных в
таблице 6.2 в соответствии с их влиянием на характер поступления продукта в атмосферу
(«функцию источника») и — на особенности распространения опасных веществ (паров
флюида) или энергии.
Таблица 6.1 - Группы сценариев аварий на линейной части МКП
Обозначение
и название
груп п ы
Р
«Пожар
разлития»
с,
« Сгорание
парового
облака в
дефлагра-
ционном
режиме»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разгерметизация или полное разрушение (разрыв) МКП —> истечение
продукта из МКП в виде парожидкостной смеси —» формирование
лужи разлития —> интенсивное испарение (кипение) продукта —>
воспламенение паров продукта от источника зажигания до начала
масштабного переноса взрывопожароопасного облака по территории
—> развитие пожара пролива -> получение людьми травм и ожогов
различной степени тяжести -» попадание людей, зданий, сооружений,
оборудования ЛЧ МКП, транспорта, растительности в зону
радиационного термического воздействия от пожара —> гибель или
получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм
от воздействия ВВС, уничтожение или повреждение перечисленных
выше материальных объектов и элементов природной среды;
загрязнение атмосферы продуктами сгорания
Разгерметизация или полное разрушение (разрыв) МКП —> истечение
продукта из МКП в виде парожидкостной смеси —> формирование
лужи разлития —» интенсивное испарение (кипение) продукта —>
дисперсия паров в атмосфере и дрейф взрывоопасного облака по
направлению ветра и рельефу местности —> «задержанное»
воспламенение парового облака от источника зажигания (автотехники,
открытого пламени и т.п.) -> сгорание облака паров в
дефлаграционном режиме —> образование воздушной волны сжатия в
результате сгорания ТВС, а также прямое огневое и радиационное
тепловое воздействие на людей, здания, сооружения, оборудование ЛЧ
МКП, транспорт, растительность —> гибель или получение людьми
различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВВС,
обломков, уничтожение или повреждение перечисленных выше
материальных объектов и элементов природной среды; загрязнение
атмосферы продуктами сгорания
Поражающие
факторы
Тепловое
излучение от
пламени,
воздушная
волна сжатия
(ВВС),
токсичные
продукты
сгорания
Прямое
воздействие
пламени и
тепловое
излучение от
пламени,
ВВС,
токсичные
продукты
сгорания
113

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 6. 1
Обозначение
и название
! группы
с3
«Рассейва-.
ние
парового облака
без
воспламенения»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разгерметизация или полное разрушение (разрыв) МКП ~>
истечение продукта из МКП в виде парожидкостной смеси ->
формирование лужи разлития —> интенсивное испарение (кипение) продукта ->
дисперсия паров в атмосфере и дрейф взрывоопасного облака по
направлению ветра и рельефу местности без воспламенения —>
загрязнение окружающей среды углеводородами —> асфиксионное
воздействие на людей, попавших в зону загазованности
Поражающие
факторы
Загрязнение
атмосферы
парами
углеводородов, загрязнение
почвы жидкими
углеводородами
Асфиксионное
воздействие
Табл и ца 6.2 — Факторы, определяющие сценарии аварии на МКП
Фактор
1 Диаметр эквивалентного отверстия истечения
2 Компонентный состав транспортируемого
продукта
3 Время от момента разгерметизации до
перекрытия аварийной секции (время
идентификации аварии + время остановки НС и
закрытия задвижек)
4 Давление в трубопроводе до аварии в месте
разрыва (расположение места аварии
относительно НС)
5 Размеры (плошадь) лужи разлития жидкости
6 Температура грунта
7 Проницаемость грунта
8 Скорость ветра
9 Температура воздуха
10 Метеорологические факторы: скорость и
направление ветра, класс стабильности
атмосферы, влажность воздуха
11 Рельеф местности и шероховатость поверхности
в районе места разрыва
12 Распределение источников зажигания по
территории, прилегающей к месту разрыва МКП
Характер влияния
Определяет интенсивность аварийного
истечения продукта
Определяет интенсивность истечения и
испарения продукта, объем пролива
Влияет на продолжительность аварийного
истечения продукта
Влияет на интенсивность истечения продукта
Определяет интегральную интенсивность
испарения жидкости, задает форму и
геометрические размеры пламени пожара
Влияют на интенсивность испарения разлитой
жидкости
Влияют на особенности рассеивания и переноса
паров в атмосфере, размеры облака; задают угол
и направление наклона пламени при пожаре
разлития; влажность воздуха определяет
проницаемость атмосферы для тепловой радиации
Влияет на особенности переноса и рассеивания
облака тяжелого газа
Влияет на вероятность и момент воспламенения
парового облака и, следовательно, на размеры
зоны прямого огневого и барического
воздействия
114

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 6.2
Фактор
13 Ландшафтные (леса, кустарники) и
топографические условия в месте разрыва МКП
14 Плотность промышленной и жилой застройки
на прилегающих территориях
15 Распределение по территории вблизи места
разрыва других опасных объектов
1 16 Степень оперативности действий персонала и
аварийных служб по локализации аварии и зон их
негативного воздействия
Характер влияния
Влияют на скорость (режим) сгорания облака
тяжелого газа
Определяют степень ограниченности
пространства и тем самым влияют на вероятность
реализации дефлаграционного или близкого к
детонационному режима сгорания облака
Влияет на вероятность реализации каскадного
развития аварии
Влияют на развитие сценариев аварии и размеры
зон негативных воздействий
Формирование набора расчетных сценариев для каждого ПОУ МКП можно выполнять
путем варьирования значений следующих факторов (таблица 6.3 ).
Все вышеперечисленные задающие факторы опосредованно или напрямую влияют на
конфигурацию и размеры зоны воздействия - термического, барического (дефлаграционной
волны сжатия), асфиксионного. Поэтому каждый идентифицированный в ходе анализа риска
МКП расчетный сценарий аварии будет отличаться от другого в общем случае конфигураци-
Табл и ца 6.3 — Некоторые задающие факторы для формирования расчетных сценариев
аварий на МКП
Задающий фактор
Площадь
поперечного сечения
отверстия истечения
Срабатывание
линейных задвижек
Скорость ветра, м/с
Направление ветра
Класс стабильности
атмосферы по
Паскуиллу
На какую
группу
сценариев

распространяется
сх,с2ху
с,,с2,сз
]' 2' 3
t-], Cj, С}
с2, с3
Возможные значения фактора
От 1 см2 до площади, равной площади поперечного сечения
трубопровода
Закрываются обе
задвижки с помощью
SCADA или системы
обнаружения утечек
(СОУ) на границах
аварийной секции
МКП через время Г0.гк;1
0
С
Закрывается одна
задвижка на
границе аварийной
секции МКП через
вРемя Го.кл
5
В
Задвижки на
границах
аварийной
секции не
закрываются
10
ю
-
-
3
А, В, С, Д Еу F
115

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ей и размерами зоны негативного воздействия ломинирующего поражающего фактора этого
сценария и, соответственно, ущербом.
6.5.4 Пользователь стандарта по своему усмотрению может определить число расчетных
сценариев путем задания различных комбинаций значений всех или части факторов из
таблицы 6.3. Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев приведен в таблице 6.4.
6.5.5 При дальнейшем анализе сформированный на данном этапе набор расчетных
сценариев {Су} следует рассматривать на каждом ПОУ трассы МКП, считая указанный набор
полной группой несовместных событий при возникновении разрыва МКП в каждой
рассматриваемой точке ПОУ.
Таблица 6.4 — Рекомендуемый минимальный набор расчетных сценариев
Группа сценариев
к
«Пожар разлития»
к
«Сгорание парового
облака в
дефлаграиионном
режиме»
к
«Рассеивание
парового облака без
воспламенения»
Краткая характеристика сценария в точке разрыва МКП
С, ]■. После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах 1
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение времени
7nol^I, скорость ветра 0 м/с —> Вертикальный горящий «цилиндр»
Ср: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение ^ г
скорость ветра 10 м/с, направление ветра - перпендикулярно направлению
оси МКП, вправо по ходу газа -> Наклонный «правый» горящий «цилиндр»
С|3: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение времени
Т ,, скорость ветра 10 м/с, направление ветра — перпендикулярно
направлению оси МКП, влево по ходу газа —> Наклонный «левый» горящий
«цилиндр»
С2]: После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение времени
ТоткГ скорость ветра 10 м/с, класс устойчивости - Д имеет место зажигание
ТВС в центре облака —> дефлаграиионное горение облака
Сц*. После разрыва МКП на полное сечение линейные задвижки на границах
аварийной секции не закрываются, насосы не отключаются в течение 7"откл.
Имеет место дрейф облака под действием ветра и гравитации, скорость ветра
10 м/с, класс устойчивости атмосферы — /).—> рассеивающийся шлейф газа
6.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.6.1 На данном этапе следует определить для каждого ПОУ условные вероятности
Р(С-\А) реализации каждого расчетного сценария CV] (при условии, что произошел разрыв
МКП — событие А) из сформированного на предыдущем этапе набора {С-}, образующего пол-
116

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ную группу несовместных событий, с учетом имеющихся на данном ПОУ условий и-факторов,
влияющих на возможность реализации того или иного расчетного сценария С{].
6.6.2 Общий подход к определению условных вероятностей реализации различных
расчетных сценариев аварий на ОПО изложен в 5.6. Применительно к МКП следует учитывать
особенности протекания аварии, связанные:
- с возможностью истечения продукта из отверстий (трещин) различных размеров (в
отличие от МГ, где рассматривается только разрыв на полное сечение), реализующихся с
разными условными вероятностями;
- сильной зависимостью размеров зоны распространения тяжелых паровых облаков от
метеопараметров и рельефа местности;
- возможностью зажигания парового облака произвольно распределенными по
территории источниками зажигания с различными вероятностями их «срабатывания».
6.6.3 Рекомендуется к использованию следующее (см. таблицу 6.5), основанное на
результатах анализа статистических данных об аварийных утечках из жидкостных
трубопроводов |23|. распределение относительных частот (статистических условных вероятностей)
реализации утечек с различными массовыми расходами (зависящими от размеров отверстий
истечения).
Таблица 6.5 — Относительная частота реализации утечек из МКП сданной
интенсивностью
Интенсивность истечения флюида , (7, кг/с
Относительная частота
реализации утечек с данной
интенсивностью
для МКП
с Д% > 300 мм
для МКП
с Ду < 300 мм
10-30
(20)
0,35
0,50
30-70
(50)
0,25
0,35
70-130
(100)
0,20
0,15
300
0,15
600
0,05
Для более точного определения спектра размеров аварийных разрывов,
соответствующих им интенсивностей истечения и частот их реализации следует учитывать конструктивные
характеристики и особенности эксплуатации конкретного трубопровода.
6.6.4 Для сценариев группы С, («Пожар разлития») условную вероятность их
реализации рекомендуется рассчитывать по формуле
Р(СЛ
A)=P(B\A)P(G\a)P(u )
Ч>Ф
(6.1)
где Р(В\А) - условная вероятность загорания (событие В) истекающего флюида сразу после
разгерметизации МКП; для ее определения рекомендуется использовать имеющиеся
статистические данные по относительным частотам загорания/незагорания флюида при разрыве
МКП в месте разрыва;
117

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
P(GS\A) - условная вероятность реализации утечки продукта с интенсивностью (7S (т.е.
находящейся в 5-ом диапазоне возможных диапазонов интенсивностей истечения - событие
Cs), зависящей от давления в трубопроводе и размера отверстия разгерметизации (общее
количество диапазонов интенсивностей истечения или диапазонов размеров отверстий
истечения и размеры диапазонов задаются пользователем ) - см. таблицу 6.5;
P(ww) — относительная частота повторяемости в году скорости ветра и в vjz-tom
диапазоне скоростей и ф-ом географическом направлении (общее количество Ч> и размеры
диапазонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число
румбов — Ф) задаются пользователем ) — (см. 6.6.5.2).
6.6.5. Расчет условной вероятности реализации сценариев аварий на МКП из группы С2
«Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме».
6.6.5.1 Реализация конкретного аварийного сценария из группы С2, выражается, в
конечном итоге, в воспламенении от какого либо источника зажигания дрейфующего в
определенном направлении и достигшего своих максимальных (при заданных метеопараметрах)
размеров взрывопожароопасного тяжелого парового облака, образовавшегося при истечении
нестабильной углеводородной жидкости из аварийного МКП.
Условную вероятность реализации каждого сценария CV аварии из данной
группы следует рассчитывать в привязке к конкретной точке £ территории, в которой будет
рассчитываться потенциальный риск, по следующей рекомендуемой формуле (см.
рисунок 6.1)
/>(C2j|/l)=m|/0 Л^ (6.2)
где Я(/? И) — условная вероятность незагорания паров истекающего флюида сразу после
разгерметизации трубопровода;
\А) -см. 6.6.4;
Р(и f ) - относительная частота повторяемости в году скорости ветра и в у-том
диапазоне скоростей и ф-ом географическом направлении (общее количество Ч^ и размеры
диапазонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число
румбов — Ф) задаются пользователем ) — (см. 6.6.5.2);
P{Sey) - относительная частота реализуемости сезона Se^\
P(Cl\u Sey) - относительная частота реализуемости данного класса устойчивости
атмосферы по Паскуиллу при скоростях ветра в s-том диапазоне в v-й сезон Sey — (см. 6.6.5.3);
Р{ЩАВ) — условная вероятность зажигания облака от хотя бы одного источника зажигания
Ик из общего числа К источников зажигания, находящихся в пределах парового облака (в тех
P(GS
118

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Рисунок 6.1 - К расчету сценария аварии на МКП с образованием врывопожароопасного
парового облака
или иных ячейках расчетной области — см. 6.8, 6.12), ограниченного изолинией
концентрации паров С = СНКГ|В, достигшего своих максимально возможных размеров при заданных
интенсивности истечения, метеопараметрах, сезоне - см. 6.6.5.4.
6.6.5.2 Условные вероятности Р(и ) следует определять на основе статистических
данных по повторяемости характерных скоростей ветра с учетом их географических направлений
в разрезе года в районе расположения МКП как относительные частоты реализации ветров,
попадающих в заданные диапазоны скоростей и направлений. Скорость ветра и (\|/ ^l....1? -
номер диапазона скоростей) реализуется в направлении румба <р (<р =1...Ф) в течение года с
относительной частотой Р(и ) <1 (Здесь Ч* — общее число рассматриваемых скоростей ветра;
Ф - общее число румбов розы ветров - географических направлений. Как правило, Ф = 4, 8
или 16 с угловым сектором соответственно в 90°, 45° или 22,5°). Пример формы
представления относительных частот Р(и ) в % дан в таблице 6.6.
6.6.5.3 Условные вероятности P(C/\uVf • Sev) следует определять на основе
статистических данных по повторяемости характерных состояний атмосферы (классы устойчивости
119

Страница отсутствует в
наборе

Страница отсутствует в
наборе

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
цк - плотность распределения источников зажигания, шт/га;
ак - доля времени активности £-го источника зажигания, рассчитываемая по формуле
ак = Ti/(Ta+Ti> (6.6)
где ij - время, в течение которого источник зажигания активен, мин;
та - время (период) между периодами активации источника зажигания, мин;
Vk - частота активации /с-го источника зажигания, I/мин рассчитываемая как
h = \/(4 + h)< (6.7)
где т h - время, в течение которого источник был в контакте с облаком, мин (рекомендуется
принимать 60 мин). Значение нижнего индекса «Л* в величинах F ]v т h определяет, содержит
г|-я элементарная площадка внутренние или внешние источники зажигания. Если источник
внутренний (находится в здании), то вероятность воспламенения облака зависит от скорости
вентиляции здания.
При описании территориального распределения и характеристик источников
зажигания в расчетной области для последующего расчета условной вероятности зажигания облака
рекомендуется пользоваться данными таблицы 6.9.
Таблица 6.9 — Параметры различных типовых источников зажигания периодического
действия
Тип территории
Автостоянка
Бойлерная
Открытое
пламя
Комбинаты
общественного
питания

Производственные зоны
Источник зажигания
Транспортные средства
в «час пик»
Транспортные средства
не в «час пик»
Курение
Котел
Непрерывного действия
внутри и вне зданий
Нечастой активации
внутри и вне зданий
Прерывистого действия
внутри и вне зданий
Курение
Кухонное оборудование
Оборудование тяжелого
машиностроения
; «Среднее» оборудование
Оборудование легкой
промышленности
Р(ИК)
0,2
0,2
1
1
I
1
1
1
0,25
0,5
0,25
0,1
Та
6
6
10
120
-
60
5
5
5
-
-
-
Ti
474
54
470
360
0
420
55
115
25
-
-
-
Ч
0,0125
0,1
0,021
0,25
1
0,125
0,083
0,042
0,167
1
1
1
>Л
0,0021
0,0167
0,0021
0,0021
0
0,0021
0,0167
0,0083
0,0333
0,028
0,035
0,056
мк
160
3
8
200
200
200
200
200
100
50
50
50
122

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 6.9
Тип территории
Складские
зоны
Офис
Источник зажигания
Грузовые работы
Офисное оборудование
/><ИК)
0,1
0,05
Та
10
-
Ti
20
-
ч
0,333
]
*\
0,0333
0,056
ик
10
20
6.6.6 Условную вероятность реализации сценариев аварий из группы С3 «Рассеивание
парового облака без воспламенения» рекомендуется рассчитывать по следующей формуле
Р{С,
А) = Р(В\А)Р(С^\А)Р{ыщ?У P(Sey> Р(С1\и^ • &у). Р(И \АВ), (6.8)
где Р(И\АВ) _ условная вероятность незажигания облака, рассчитываемая по формуле
Р(И\АВ) = Ц(\-Р(Ик)\
(6.9)
где к - номер источника зажигания из общего числа Л^ источников зажигания, находящихся в
пределах облака, ограниченного изолинией концентрации паров С = Снкпв;
ДИк) — вероятность воспламенения (физический потенциал воспламенения) /с-го
источника зажигания.
Остальные обозначения приведены в 6.6.5.1.
6.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов газового
конденсата при авариях на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.7.1 На данном этапе КолАР (№ 3.4 в блок-схеме на рисунке 5.1) необходимо
определить для каждого расчетного сценария С[} аварии:
- зависимости интенсивностей Cs истечения флюида в окружающую среду от времени;
- продолжительность истечения и объем (массу) выброшенного флюида.
6.7.2 При разрыве (разрушении) МКП, транспортирующего вскипающую при
атмосферном давлении жидкость, в нем инициируется сложная совокупность
взаимосвязанных и взаимообусловленных процессов. Однако при инженерных оценках параметров
аварийного истечения флюида из протяженного трубопровода достаточно знать следующие
основные физические закономерности.
Сразу после разрыва МКП от места разрыва по трубопроводу распространяются волны
разгрузки - падения давления с изменением скорости транспортируемого флюида: на участ-
123

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ке до места разрыва (по потоку) среда ускоряется, а на участке после места разрыва -
замедляется, вплоть до образования обратного потока жидкости. В первые секунды после
разрушения, пока идет падение давления в транспортируемой жидкости вблизи отверстия
разгерметизации, происходит выброс жидкой фазы с очень высокой интенсивностью. Выброшенный
на этой стадии продукт вскипает за пределами трубопровода. После частичного спада
давления в полости трубопровода вскипание жидкой фазы происходит уже внутри трубы, и на
выходе наблюдается двухфазный поток, интенсивность которого зависит от целого ряда
факторов: начального термодинамического состояния вскипающей жидкости, ее свойств,
расположения зоны вскипания (фронта вскипания) в трубопроводе. В сечении отверстия
разгерметизации истечение происходит в критическом режиме, то есть местная скорость равна
скорости звука двухфазного потока при термодинамических и теплофизических параметрах смеси,
установившихся на данный момент времени. Такой режим критического истечения продукта
общепринято называть «режимом запирания потока». При продвижении зоны вскипания
вглубь трубопровода интенсивность истечения падает как за счет влияния трения на поток,
так и за счет снижения температуры смеси в аварийном сечении.
Фронты вскипания перемешаются вглубь трубы от места, где произошла
разгерметизация, не сразу, а через некоторое время. Перемещение фронта вскипания возможно только при
условии, что скорость движения фронта относительно среды будет больше скорости
движения самой среды. Вскипание будет происходить в сечении трубы, где давление падает до
давления насыщения паров.
6.7.3 Следует выделить следующие режимы истечения:
- выброс на стадии движения по трубопроводу волн давления;
- истечение двухфазного потока на стадии работы насосов при незакрытых линейных
задвижках;
- истечение двухфазного потока из отсеченного с помощью линейных задвижек
участка, причем в этом случае можно выделить два варианта:
а) когда в отсеченном участке в полости трубопровода распространяется фронт
вскипания;
б) когда зона вскипания распространилась на весь отсеченный участок трубопровода;
- завершение режима двухфазного истечения; при этом, так же как и в предыдущем
режиме, существует два варианта:
а) после того, как существовавший над местом разрушения столб жидкости вытек, из
трубопровода в окружающую среду может поступать лишь газовая фаза как образовавшаяся
124

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
внутри трубы в «газовых подушках», так и образующаяся от кипения и испарения жидкой
фазы, оставшейся в «карманах», созданных рельефом трассы; не исключен и выброс
отдельных объемов жидкости из таких «карманов»;
б) когда давление в достаточно ровном участке трубопровода упало до давления
окружающей среды и при этом жидкая фаза, оставшаяся в трубе, охладилась до температуры
кипения; в этом случае из разрушенного трубопровода будет идти эмиссия паров
транспортируемого продукта и происходить за счет действия силы тяжести истечение жидкой фазы в
режиме неполного перекрытия сечения жидкостью.
6.7.4 Для прогнозирования последствий аварий на МКП рекомендуется рассматривать
лишь те из перечисленных режимов выброса, которые дают определяющий вклад в
формирование облаков, способных распространяться от места аварии. Такому критерию в первую
очередь удовлетворяют два режима:
а) режим до отсечения аварийного участка линейными задвижками при
продолжающейся закачке продукта в трубопровод (напорное истечение);
б) режим самотечного истечения до тех пор, пока в трубопроводе в месте разрушения
имеется избыточное давление и жидкая фаза (самотечный режим).
6.7.5 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов
транспортируемых жидких углеводородов рекомендуется проводить по методикам, изложенным в
приложении Д (подразделы Д. 1, Д.2, Д.З соответственно для случаев образования
«гильотинного» разрыва, трещины и свища).
Соответствующие основные этапы расчета для двух характерных типов
транспортируемого продукта для случая разрыва МКП на полное сечение изложены ниже:
а) жидкость, транспортируемая по МКП, не вскипает при сбросе давления до
атмосферного.
Шаг 1. Подтверждается условие невскипания транспортируемой жидкой фазы при
сбросе давления.
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации.
Шаг 3. По известному профилю трассы определяется уровень высотной отметки, на
которой произошла разгерметизация МКП.
Шаг 4. Определяется максимальная высота трассы на участке от места разрыва до
конца трассы и отметка, на которой достигается эта высота.
Шаг 5. Определяются линейные (по трассе) координаты близлежащих линейных
задвижек - до и после места разрушения.
125

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Шаг 6. Определяется максимальная высота трассы на участке от задвижки до места
разрыва и линейная координата этой точки по трассе.
Шаг 7. Определяется максимальная высота трассы на участке от места разрыва до
задвижки, расположенной после места разрыва, и координата этой точки по трассе.
Шаг 8. Определяются массы жидкого продукта, способные вытечь из двух участков
МКП на этапе самотечного истечения: из участка, расположенного до места аварии, и из
участка, расположенного после (процедура определения этой величины приведена в
подразделе Д. 1.3 приложения Д).
Шаг 9. Определяется количество этапов истечения — 7V = 5:
- первый этап (к = 1) — этап напорного истечения — от момента разрушения до
отключения насосов и перекрытия задвижек;
- второй, третий, четвертый и пятый этапы (к = 2, ...,5) — это этапы самотечного
истечения - от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы
транспортируемого жидкого продукта с обоих концов трубопровода.
Шаг 10. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе:
Шаг 11. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на этапах
самотечного истечения (к — 2, ..., 5) в случае, если не происходит вскипание жидкости.
б) жидкость, транспортируемая по МКП, может вскипать при сбросе давления до
атмосферного:
Шаг 1. Подтверждается условие вскипания транспортируемой жидкой фазы при
сбросе давления.
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации.
Шаг 3. По известному профилю трассы определяется уровень высотной отметки, на
которой произошла разгерметизация МКП.
Шаг 4. Определяются линейные координаты по трассе близлежащих линейных
задвижек - до и после места разрушения.
Шаг 5. Определяется масса жидкого продукта, которая может вытечь из участка МКП
до места разрушения и масса жидкого продукта, которая может вытечь из участка МКП после
места разрушения. Процедура определения этих величин приведена в подразделе Д. 1.3
приложения Д.
Шаг 6. Определяется количество этапов истечения:
Количество этапов N = 3, если перепад высот на отсеченном аварийном участке
составляет более 10 м:
126

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- первый этап (к ~ 1) - этап напорного истечения - от момента разрушения до
отключения насосов и перекрытия задвижек;
- второй, третий этапы (к — 2, 3) — этапы самотечного истечения — от момента
перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого
продукта с обоих концов трубопровода, причем третий этап представляет собой сток жидкой
фазы уже лишь из одного конца трубопровода, сток жидкого продукта из второго уже
закончился.
Количество этапов N = 5, если перепад высот на отсеченном аварийном участке
составляет менее Юм:
- первый этап (к = \) - этап напорного истечения- от момента разрушения до
отключения насосов и перекрытия задвижек;
- второй, третий, четвертый и пятый этапы (к = 2, ..., 5) — этапы самотечного
истечения — от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы
транспортируемого жидкого продукта с обоих концов трубопровода.
Шаг 7. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом
этапе.
Шаг 8. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором и третьем
этапах для случая /V = 3.
Шаг 9. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором, третьем,
четвертом и пятом этапах для случая N = 5 (перепад высотных отметок по трассе отсеченного
участка менее 10 м).
6.8. Расчет распространения поражающих факторов аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах
6.8.1 На данном этапе КолАР (этапе 3.5 в блок-схеме на рисунке 5.1) необходимо
определить для каждого расчетного сценария С- аварии распределение в пространстве основных
физических характеристик (размеров зон негативного воздействия) характерных для данного
сценария следующих поражающих факторов аварии:
- тепловой радиации и непосредственного огневого воздействия при горении с
поверхности разлития продукта;
- воздушной волны сжатия, образующейся в результате расширения продуктов
сгорания при воспламенении парового облака;
- прямого огневого воздействия при воспламенении парового облака;
- продуктов сгорания парового облака;
- загазованности.
127

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Примечание- На основном этапе КолАР, т.е. при расчете потенциального
индивидуального, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового ущерба, рекомендуется учитывать
только термические эффекты от пожара разлития и термобарические эффекты при дефлаграционном горении
облака ТВС, как значительно превалирующие по поражающему воздействию над др\ i ими воздействиями.
6.8.2. Расчет распространения поражающих факторов при пожаре разлития
6.8.2.1 Рекомендуемая методика и алгоритм расчета характеристик горения разлитого
углеводородного флюида - пожара разлития, поражающими факторами которого являются
радиационное тепловое и непосредственное воздействие пламени, подробно представлены в
подразделе Ж.6 приложения Ж и включают следующие допущения и основные этапы:
а) предполагается, что процесс горения является стационарным при постоянной
скорости поступления паров углеводородной жидкости с единицы поверхности в зону горения;
б) из таблицы Ж.9 определяется удельная скорость выгорания разлитой жидкости:
в) определяется эквивалентный диаметр разлива при известном объеме вылившегося
продукта и толщине слоя разлития;
г) определяется высота (длина) видимой (излучающей основную часть тепла) части
пламени с учетом влияния ветра на скорость сгорания, и, следовательно, на длину пламени;
д) рассчитывается угол отклонения пламени от вертикальной оси под действием ветра;
е) учитывается, что при горении топлива в котлованах без ограничивающих стенок
(очаг горения на уровне поверхности земли) наблюдается «волочение» или «переливание»
пламени в основании очага горения под действием ветра за край котлована, при котором оно
как бы стелется по поверхности земли на довольно значительное расстояние;
ж) определяется продолжительность выгорания лужи разлития.
6.8.2.2 Расчел размеров зоны термического воздействия от пожара разлития
выполняется в соответствии с логикой, изложенной в 5.8.6 применительно к пожару «колонного
типа», с использованием модели цилиндрического теплового излучателя, описанной в
подразделе Ж.5 приложения Ж.
6.8.3 Расчет поражающих факторов при распространении парового облака,
сформировавшегося в результате мгновенного испарения (вскипания) и испарения с поверхности
пролива нестабильной жидкости.
6.8.3.1. Расчет процессов дисперсии и дрейфа парового (капельно-аэрозольного)
тяжелого (т.е. с плотностью, большей плотности воздуха) облака, сформировавшегося в
результате мгновенного испарения (вскипания) и испарения с поверхности пролива нестабильной
жидкости, рекомендуется проводить с помощью комплекса методик «ТОКСИ-3» (см.
подраздел Ж.7 приложения Ж).
128

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.8.3.2 Алгоритм расчета рекомендуется строить, учитывая следующие особенности и
принимая следующие допущения и предположения:
- интенсивность смешения паров продукта с воздухом в значительной степени зависит
от плотности самого облака;
- наличие аэрозолей существенно влияет на термодинамическое состояние паров в
облаке;
- при отсутствии ветра (либо при малой скорости и неустойчивости ветра по направлению)
форма образующегося при испарении продукта облака схематизируется в виде приплюснутого (за
счет растекания облака под действием силы тяжести) полуэллипсоида вращения. Причем удвоенную
(с учетом расширения при горении) высоту этого облака следует принять за путь разгона пламени;
- при устойчивой по направлению скорости ветра 0,5 м/с и более форма облака
схематизируется в виде параллелепипеда, вытянутого по направлению ветра;
- при той же скорости ветра, колеблющегося по направлению, форма облака
представляется в плане в виде трапеции, с основанием, расширяющимся по мере удаления от
источника испарения.
6.8.3.3 Применительно к МКП выбирается 4-й вариант по методике «ТОКСИ-3»
разгерметизации «оборудования, содержащего опасное вещество», а именно вариант
«частичного разрушения оборудования», предполагающий продолжительный выброс. Отверстие
разгерметизации при аварии может быть в виде свища, трещины или полного сечения трубы (при
гильотинном разрыве).
6.8.3.4 Предполагается, что при выбросе продукта МКП работает в
регламентированном нормальном режиме транспорта продукта.
6.8.3.5 Предполагается, что через время Гис после разгерметизации МКП происходит
отключение насосов и прекращается подача в аварийный участок трубопровода
транспортируемого продукта при одновременном отсечении линейными задвижками аварийного
участка трубопровода.
Для аварии в виде свища предполагается возможность ликвидации утечки через
некоторое время Тицш.
6.8.3.6 Предполагается, что часть истекающего из МКП продукта разливается по
подстилающей поверхности, а часть распространяется в атмосфере от двух источников:
во-первых, за счет вскипания в процессе истечения (для продукта, нестабильного при атмосферном
давлении) и, во-вторых, за счет испарения из пролива.
6.8.3.7 Из 8 установленных в методике «ТОКСИ-3» стадий протекания аварии, на
которых могут образовываться паровые облака, рекомендуется учитывать применительно к разры-
129

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ву МКП только те стадии, которые характеризуются наиболее интенсивным поступлением
транспортируемого продукта в окружающую среду, к которым относятся:
- истечение жидкой фазы до отсечения аварийного участка;
- истечение жидкой фазы после отсечения аварийного участка;
- испарение с поверхности пролива при отсутствии истечения жидкости из МКП.
6.8.3.8 Поскольку интенсивность выброса из относительно больших отверстий
разгерметизации (с площадью выше нескольких процентов от площади поперечного сечения трубы)
протяженного МКП существенного изменяется во времени, то учет нестационарных эффектов следует
вести в соответствии с приложением 6 методики «ТОКСИ-3» путем разбивки стадий,
характеризующихся нестационарностью интенсивности выброса, на подстадии меньшей продолжительности.
Рекомендуется рассматривать две стадии аварийного процесса:
- истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка (далее - стадия I,
которая будет содержать несколько подстадии);
- испарение с поверхности пролива при отсутствии истечения жидкости из МКП
(далее — стадия II); эта стадия будет состоять только из одной подстадии.
6.8.3.9 Расчет возникновения и распространения облака испарившегося продукта
рекомендуется проводить в соответствии с методикой, приведенной в подразделе Ж.7
приложения Ж с дополнительными расчетами по методикам из приложения Д, в которых
моделируется одна из следующих ситуаций:
- полное разрушение (гильотинный разрыв);
- образование трещины на МКП в 2-х вариантах: 1) трещина с площадью сечения 1%
от площади поперечного сечения трубопровода, 2) трещина с площадью сечения 10 %:
-свищ 0,0001 м2.
6.8.3.10 Рассеяние облака паров продукта в атмосфере рассчитывается с учетом
нестационарных эффектов (приложение 6 методики «ТОКСИ-3»).
6.8.3.11 С учетом указанных в 6.8.3.8 подстадии выделяется /V этапов истечения и
испарения. На момент окончания каждого из этапов определяются следующие величины:
- масса топлива в облаке во взрывоопасных концентрациях;
- размеры облака, ограниченного изолинией концентрации С— СНК11В;
- эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем;
- размеры зоны негативного термического и барического воздействия от сгорания
дрейфующего облака: протяженность в направлении ветра и максимальная ширина в
поперечном направлении. Граница этой зоны определяется изолинией концентрации паров
Су„ = 0,5 СНИ1В- см. 6.8.4.
130

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.8.3.12 За все время процесса истечения продукта и его рассеяния определяются
моменты времени, когда облако имеет максимальные размеры по ширине и протяженности,
и момент времени, когда в облаке во взрывоопасных концентрациях находится максимальное
количество топлива.
6.8.4 Расчет поражающих факторов при дефлаграционном горении облака газа
6.8.4.1 Образующееся в результате разгерметизации МКП паровое облако само по
себе не является значимым поражающим фактором, а является лишь фактором
потенциальной опасности, и только наличие источников зажигания на пути дрейфа облака в
границах изолинии концентрации, равной нижнему концентрационному пределу
воспламенения (С ж), обуславливает воспламенение и сгорание облака по всему объему с
образованием воздушной волны сжатия, т.е. возникновение термического и барического
факторов поражения.
6.8.4.2 Сформировавшееся облако может быть зажжено в одной или нескольких своих
гочках. На рисунке 6.2 приведены пределы воспламеняемости некоторых горючих смесей, а
также зависимости скорости нормального горения от концентрации горючего в смеси.
Основным режимом горения для облаков испарившегося газового конденсата является
дефлаграционный. Дефлаграционное горение характеризуется тем, что фронт пламени
создает при движении впереди себя волну сжатия. Избыточное давление в волне сжатия
увеличивается постепенно от фронта волны к фронту пламени. Максимальные значения
избыточного давления и скоростного напора достигаются перед фронтом пламени. Позади фронта
пламени образуются продукты горения с высокой температурой (1600 — 2500 °С).
Нормальная скорость горения
углеводородных смесей в зависимости
от объемной концентрации
t/H? см/с
40
10
20
10
/(Пропан! \
I \л
—\ мет*
ш \
0 2 4 6 8
Состав смеси, %
10
12
Пределы воспламеняемости
водорода и углеводородов
■
1
Метан
JJ-T7
""ГР НрОП
. Г
1 Kv
ттТ °У
"Ч1 IjCHTaH
Бензин
■г Бензо.
+ Щикло
Вс
Эп
ан
;poi
ан
гил
i
гекс
дарбд J
lhM ММ
■* a/ JIMJlcllI
плен
:а41 till
2 3 4 6 8 10 20 30 50 100
Концентрация, %
Рисунок 6.2 — Характеристики взрывоопасное™ некоторых веществ
131

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.8.4.3 Для определения параметров волны сжатия при воспламенении топливовоз-
душной смеси на открытом воздухе рекомендуется применять методику, изложенную в
подразделе Ж.4 приложения Ж.
Оценка параметров волны сжатия производится по следующему алгоритму:
а) определяется максимальное значение видимой скорости распространения пламени;
б) определяется расчетный путь разгона пламени до максимально реализующегося
значения;
в) принимается, что люди, попадающие во фронт пламени, погибают;
г) определяются максимальные значения параметров дефлаграционного горения,
которые могут быть использованы для оценки повреждений зданий, сооружений, оборудования;
д) определяются максимальные значения параметров воздушной волны сжатия,
которые наблюдаются в момент прихода головы волны разрежения (ГВР).
6.8.4.4 Зона действия термического поражающего фактора — пожара - ограничена
размерами облака с границей по концентрации С = Снкпв. Предполагается, что в пределах
пожароопасного облака при его воспламенении имеет место 100 % поражение всех людей,
находящихся вне специальных укрытий и помещений. Зона действия второго фактора — воздушной
волны сжатия с избыточным давлением 0,1...0,3 бар — находится вне границы Снкпв в
непосредственной близости от нее, причем доля поражения людей в результате воздействия
воздушной волны сжатия не превышает 10...20 % от количества пораженных людей при пожаре.
Воздействие воздушной волны сжатия рекомендуется учитывать косвенно путем увеличения
размеров границы пожароопасного облака до С = 0,5 • СНК1]В. В зависимости от динамики
поступления паров в атмосферу граница облака С = 0,5 ■ С11КПВ увеличивает площадь
поражения на 15...30 % по сравнению с площадью собственно пожара.
При расчете пространственных распределений характеристик волн сжатия и продуктов
дефлаграционного сгорания парового облака ТВС следует принимать гипотезу, что волны
сжатия, продукты сгорания и тепловое воздействие с параметрами, достаточными для
нанесения ущерба оборудованию, зданиям и сооружениям, не выходят за пределы парового
облака, ограниченного изолинией концентрации CVI1 =0,5 ■ Снкпв.
Таким образом, изолиния концентрации CVH =0,5 ■ Снкпв характеризует внешнюю
границу зоны негативного воздействия для сценариев аварий на МКП группы С2.
6.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.9.1 На данном этапе КолАР (этап 3.6 в блок-схеме на рисунке 5.1) следует определить
для каждого расчетного сценария С- аварии (или, как минимум, для наиболее вероятного и
132

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
наиболее масштабного по негативному воздействию сценариев в пределах каждого
рассматриваемого ПОУ на МКП):
- зоны потенциального поражения людей от расчетных поражающих факторов,
перечисленных в 6.8.1;
- ожидаемые количества погибших и раненых среди населения (включая
проживающих в ближайших к МКП населенных пунктах, посетителей мест массового скопления
людей, персонал сторонних организаций, водителей и пассажиров транспортных средств на
переходах через автомобильные и железные дороги, а также через судоходные водные
преграды, сельскохозяйственных работников на сельхозугодьях) в зоне потенциального поражения
от превалирующего («поглощающего» остальные факторы) поражающего фактора;
- ожидаемые количества погибших и раненых среди персонала эксплуатирующей
организации, обслуживающего ЛЧ МКП, в зоне потенциального поражения от превалирующего
поражающего фактора.
6.9.2 Алгоритм расчета количества пострадавших среди персонала и населения от
аварии на МКП аналогичен представленным в 5.9 применительно к МГ. Однако следует
учитывать приведенные в 6.9.3 - 6.9.4 особенности выполнения соответствующих расчетов для
сценариев аварий на МКП из группы С2 «Сгорание парового облака в дефлаграционном режиме».
6.9.3 Принимается, что границей зоны потенциального 100 % поражения
незащищенных людей при реализации сценариев аварий из группы С2 — «Сгорание парового облака в
дефлаграционном режиме» является изолиния концентрации паров в облаке
CVF1 = 0,5 • Снкпв. Все люди в пределах указанной зоны, находящиеся вне специальных
укрытий и зданий, считаются при воспламенении облака погибшими в результате термического и
барического воздействий при сгорании облака, и значение условной вероятности гибели для
всех точек расчетной области в пределах указанной ЗПП принимается равным 1 (/>гиб= 1).
6.9.4 Коэффициент уязвимости людей vVH3 в формуле (5.24), рекомендуемой для
расчета числа пострадавших при реализации аварийных сценариев группы С2 , принимается
равным 1 для людей, находящихся на открытой местности и в типовых зданиях, и принимает
значение в пределах от 0 до 1 (в зависимости от защитных свойств укрытия) для людей,
находящихся в специальных зданиях и укрытиях, способных противостоять воздействию
поражающих факторов при сгорании облака ТВС.
6.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.10.1 На данном этапе для каждого принятого для анализа расчетного сценария
С-аварии (или, как минимум, для наиболее вероятного и наиболее масштабного по негативному
133

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
воздействию сценариев в пределах каждого рассматриваемого ПОУ на МКП) определяются
возможные количества (в натуральном выражении) следующих имущественных и природных
компонентов (объектов), уничтоженных и поврежденных в результате аварии на МКП:
- зданий и сооружений вблизи трассы МКП;
- технологического оборудования линейной части МКП, а также другого
оборудования вблизи МКП;
- автотранспортных средств и автодорог на пересечениях МКП с автодорогами:
- железнодорожного транспорта и железных дорог на пересечениях МКП с железными
дорогами;
- надземных инженерных коммуникаций, в т.ч. высоковольтных Л ЭП;
- лесных угодий;
- сельскохозяйственных культур;
- почв;
- водных сред.
Кроме того, для расчета компенсационных выплат за загрязнение атмосферы, почв,
вод определяются массы выбросов загрязняющих веществ — природного газа, жидких
углеводородов, а также продуктов их сгорания при возникновении пожара.
6.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и
природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: воздушная волна сжатия,
прямое воздействие пожаров (в том числе, фронта горения парового облака ТВС), тепловая
радиация от пожаров, воздействие жидких углеводородов на почву, воду.
6.10.3 При оценке негативного воздействия поражающих факторов аварии на
элементы имущественного комплекса и природной среды в полной мере выполняются требования
5.10.3 относительно применения дозовых и характеристических критериев различных
поражающих воздействий.
При использовании как характеристических, так и дозовых критериев поражающих
воздействий по результатам расчета этих воздействий для конкретного плана размещения
имущественных и природных компонентов на и вблизи площадочного объекта должно быть
определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или уничтоженных
компонентов (объектов) в результате воздействия каждого поражающего фактора в рамках
рассматриваемого сценария аварии, измеряемое в штуках (если объекты - здания,
сооружения, транспортные средства и т.) или площадью (если объекты — лесные угодья,
сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов России и т.п.).
134

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.10.4 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и
поврежденных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке (т.е. стационарных объектов;
включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой) в результате прямого
воздействия пламени и воздействия тепловой радиации от пожара разлития (группа С,
сценариев аварий на МКП) приведен в 5.10.8 и 5.10.9.
6.10.5 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и поврежденных
движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе МКП через автодорогу
или железную дорогу при воздействии заданного поражающего фактора приведен в 5.10.10,
5.10.11. При этом для сценариев аварий из группы С2 («Сгорание парового облака в дефлагра-
ционном режиме») степень повреждения гране портных средств принимается равной 1 (кп = 1).
6.10.6 Рекомендуемый порядок определения по лозовому критерию перечня и
количеств уничтоженных и поврежденных наружных установок и различных металлических кон-
струкций (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной
нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара разлития (группа С}
сценариев аварий на МКП) приведен в 5.10.12.
6.10.7 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию
площадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий, плодородного слоя почв и
сельхозкультур от пожара разлития (группа С] сценариев аварий на МКП) приведен в 5.10.13, 5.10.14
и 5.10.16.
6.10.8 Для сценариев аварий из группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграцион-
ном режиме») предполагается 100 % уничтожение имущественных и природных компонентов в
зоне парового облака, ограниченного изолинией приземной концентрации С „ = 0,5 • C11W,IM1.
6.10.9 Площадь загрязнения почв в результате разлива жидких углеводородов
рекомендуется определять по методике расчета размеров лужи при проливе жидкости, приведенной в
подразделе Е.2 приложения Е.
6.10.10 Массу сброса жидких углеводородов в водоемы в результате разрушения МКП для
последующего расчета ущерба от загрязнения водных объектов (см. К.6.3 приложения К),
рекомендуется определять по методикам, приведенным в подразделах Д.1, Д.2, Д.З приложения Д.
6.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.11.1 На данном этапе КолАР выполняется оценка ущерба в денежном выражении
(российских рублях) для каждого расчетного сценария С- аварии в выбранных точках
каждого ПОУ рассматриваемого МКП, и на этой основе - математическое ожидание ущерба от
аварии в каждой точке ПОУ, средние значения ущерба в пределах ПОУ и в пределах рассматри-
135

Страница отсутствует в
наборе

Страница отсутствует в
наборе

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков
от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.12.1 На данном этапе КолАР (этап 3.9 на рис. 5.1) выполняется расчет
потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков, характеризующих меру
опасности от возможных аварий на МКП для людей, проживающих или работающих на
территориях, прилегающих к ПОУ рассматриваемых МКП. Расчет ведется на основании
рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 6.4), условных вероятностей реализации
расчетных сценариев аварии (см. 6.6), зон потенциального поражения (см. 6.9) для всей
совокупности расчетных сценариев аварий на идентифицированных ПОУ (см. 6.3) линейной
части рассматриваемых МКП.
6.12.2 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков
от аварий на МКП следует выполнять в соответствии с 5.12, заменив в тексте подраздела
аббревиатуру «МГ» на «МКП» и исключив формулу (5.63) для упрощенного расчета
параметра #vn, не применимую для МКП.
кр
6.12.3 При учете сценариев группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграцион-
ном режиме») в ходе расчета потенциального риска по формуле (5.67) следует принимать
для каждого такого сценария Рг„™ =1, а в качестве значений Р(С^А) использовать
результаты расчетов условных вероятностей реализации таких сценариев по формуле (6.2)
раздела 6.6.
6.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах
6.13.1 На данном этапе КолАР (этап 3.10 на рис. 5.1) выполняется опенка в денежном
выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его составляющих с
учетом рассчитанных ранее удельных частот (Хп) возникновения аварий на каждом ПОУ
анализируемого МКП (см. 6.4) для каждого уровня производственно-технологической иерархии
ГТО (если КолАР проводится для всех МКП в составе ГТО).
6.13.2 Ожидаемые годовые ущербы (и их составляющие) от возможных аварий на МКП
рассчитываются в полном соответствии с 5.13 при замене в тексте указанного подраздела
аббревиатуры «МГ» на «МКП» с учетом предварительно рассчитанных средних значений
/- \'(п) \/(п) win) V{n) V<n) V/(n)
ущероа >пОУ И еГО СОСТаВЛЯЮЩИХ ^пОУ-сэ < • ПОУ-пр « ^ПОУ-им лр.л. « ^ПОУ-ла ч ^ПОУ >ко.1 от
аварии на каждом ПОУ каждого рассматриваемого в ходе анализа риска МКП.
138

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных
конденсатопродуктопроводов. Сравнение показателей риска с уровнями
приемлемого риска
6.14.1 На данном этапе КолАР с целью выполнения требований пунктов 22, 24, 31
Порядка |2| (в части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:
- выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев
аварий на анализируемом МКП;
- выделение наиболее опасных участков анализируемого МКП по показателям риска;
- сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими
показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого
риска.
6.14.2 Определение наиболее опасных составляющих МКП и сравнение рассчитанных
показателей риска с уровнями приемлемого риска выполняется в соответствии с 5.14 при
замене в тексте указанного подраздела аббревиатуры «МГ» на «МКП».
6.14.3 Для сценариев группы С2 («Сгорание парового облака в дефлаграционном
режиме») при выявлении сценария с максимальной по размерам ЗПП под ЗПП следует понимать
зону 100 % поражения людей, ограниченную концентрацией парового облака С = 0,5СНКПВ,
а при выявлении сценария с максимальным числом пострадавших под пострадавшими
следует понимать погибших.
7 Анализ риска для площадочных объектов
7.1 Блок-схема анализа риска для площадочных объектов
7.1.1 Блок-схема анализа риска для площадочных объектов приведена на рисунке 7.1.
7.1.2 К площадочным объектам в рамках настоящего стандарта отнесены:
- линейные КС МГ;
- промплощадки ПХГ, каждая из которых включает, как правило, компрессорный(е)
цех(а), установку сепараторов для улавливания углеводородного конденсата, влаги и
механических примесей, установку осушки с насосной, склад ГСМ с насосной, пункт замера газа,
газопроводы-шлейфы подключения к МГ;
- газораспределительные (газосборные) пункты ПХГ;
- ГРС;
- АГНКС;
- насосные станции МКП.
139

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
1 Планирование и организация работ
(состав подэтапов см. на рисунке 4.1)
2 Идентификация опасностей:
2.1 Идентификация опасных свойств используемых в технологическом процессе опасных
веществ (природного газа, метанола, одоранта, турбинного масла, жидких углеводородов) и
оценка их общих количеств в трубопроводах, аппаратах и установках
2.2 Перечисление возможных физических проявлений аварий на трубопроводах и
технологическом оборудовании объекта с указанием поражающих факторов аварии
2.3 Определение возможных причин и условий возникновения аварий на оборудовании объекта
2.4 Предварительная идентификация опасных составляющих площадочного объекта (ОСПО)
3 Оценка риска
3.1 Оценка ожидаемой частоты аварий для различных трубопроводов, аппаратов, агрегатов и
установок объекта с учетом влияния природно-климатических, технико-технологических и
эксплуатационных факторов
3.2 Обоснование основных (расчетных) сценариев аварий на ОСПО (с учетом видов физических
проявлений аварий, вариантов срабатывания запорной арматуры, вариантов атмосферных
условий, характеристик загроможденное™ пространства, наличия источников огня и др.)
3.3 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
3.4 Расчет интенсивностей и объемов аварийных выбросов опасных веществ для выбранных
(в составе расчетных сценариев аварий) вариантов нарушений герметичности оборудования и
вариантов перекрытия потоков запорной арматурой
3.5 Расчет распространения поражающих факторов аварий в окружающей среде для всех
расчетных сценариев аварий на ОСПО
3.6 Расчет условных вероятностей поражения людей и количества пострадавших для расчетных
сценариев аварий на ОСПО
3.7 Расчет объемов поврежденного и уничтоженного имущества и компонентов природной среды
для расчетных сценариев аварий на ОСПО
3.8 Расчет ущербов (по составляющим) в стоимостном выражении для расчетных сценариев
аварий на объекте
3.9 Расчет территориального распределения потенциального риска по площади объекта и вокруг
него. Расчет коллективного, индивидуального и социального рисков для объекта и прилегающих
к нему территорий
ЗЛО Расчет ожидаемых годовых ущербов от возможных аварий в пределах объекта (в
стоимостном выражении— рублей в год) с учетом ожидаемых частот аварий на ОСПО
3.11 Сравнение показателей риска для объекта с уровнями приемлемого риска (или другими
показателями обоснованной базы сравнения). Определение перечня наиболее опасных
составляющих объекта
т
Риск больше приемлемого ?
нет
I да
4 Разработка рекомендаций по уменьшению риска
(повышение конструктивной надежности наиболее
опасных составляющих объекта, совершенствование
технических систем противоаварийной защиты,
изменение компоновки оборудования и т.)
Регистрация
результатов в
базе данных.
Завершение
анализа
риска
Рисунок 7.1 - Блок-схема анализа риска для площадочных объектов
Структура, содержание этапов алгоритма и методический подход к анализу риска для
площадочных объектов определяются следующими особенностями этих объектов:
- высокая производительность указанных объектов и постоянная технологическая
связь этих объектов с МГ, МКП или подводящими газопроводами (а в случае промплощадки
140

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
и газосборных пунктов ПХГ существует также технологическая связь с промысловой сборной
сетью ПХГ) объективно обусловливают в случае аварии выброс в окружающую среду больших
количеств природного газа;
- высокая плотность размещения технологического оборудования, зданий,
сооружений;
- насыщенность площадок электрооборудованием, линиями электроснабжения,
устройствами дистанционного управления и связи, что обусловливает повышенную
вероятность воспламенения газа в случае аварии по сравнению с авариями на ЛЧ МГ;
- значительная стоимость установленного оборудования и значительное количество
обслуживающего персонала (за исключением ГРС, газосборных пунктов ПХГ), что
предопределяет значительный ущерб людям и имуществу эксплуатирующей организации в случае аварии,
- прямой контакт значительной части оборудования с природной средой.
7.1.3 При проведении анализа риска в соответствии с приведенной на рисунке 7.1
блок-схемой под аварией на площадочном объекте подразумевается разрыв
технологического трубопровода на полное сечение или разрушение сосуда, аппарата, технологической
установки, ГПА (или компрессорной установки на АГНКС), насоса, включая их трубопроводную
обвязку, сопровождающийся выбросом содержащегося (обращающегося) в этом
трубопроводе (сосуде, аппарате, ГПА, установке, насосе, трубопроводной обвязке) опасного вещества с
воспламенением или без воспламенения.
7.2 Планирование и организация работ
7.2.1 В состав исходных информационных материалов для выполнения этапа
планирования и организации работ по анализу риска для площадочных объектов входит;
- ТЗ заказчика на выполнение работы, связанной с необходимостью проведения
КолАР для данного площадочного объекта;
- информация о среднестатистических показателях техногенных происшествий в
регионе расположения площадочного объекта и рекомендуемых для Российской Федерации
уровнях приемлемого риска, приведенных в Декларации Российского научного общества
анализа риска [8].
Последовательность выполнения этапа отражена в 7.2.2—7.2.6.
7.2.2 Анализ технического задания. Типовыми (характерными) работами,
указываемыми в ТЗ для площадочных объектов, как правило, являются;
- разработка декларации(й) промышленной безопасности для отдельных действующих
площадочных объектов или всего комплекса площадочных ОПО в составе эксплуатирующей
организации;
141

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- разработка декларации промышленной безопасности и (или) раздела ИТМ ГО ЧС в
составе проектной документации на строительство, расширение, реконструкцию,
техническое перевооружение, консервацию и ликвидацию участков ГТС или ее отдельных объектов:
- проведение анализа риска для обоснования основных компоновочных решений для
площадочных объектов на ранних этапах проектирования;
- разработка паспортов безопасности для действующих объектов;
- разработка планов по локализации и ликвидации аварий (ПЛА) для проектируемых и
действующих объектов.
В зависимости от вида указываемых в ТЗ работ следует определить цели, задачи,
глубину анализа риска и состав группы специалистов для выполнения КолАР в соответствии с
нижеследующими рекомендациями.
7.2.3 Определение цели, задач и глубины анализа риска проводится аналогично
изложенному в 5.2.3 для линейной части МГ.
7.2.4 Организация группы специалистов для выполнения КолАР.
Для проведения работ по анализу риска площадочных объектов рекомендуется
следующий примерный состав специалистов:
- руководитель работ;
- специалист по технологии основных производственных процессов (очистки, ком-
примирования, охлаждения, редуцирования и т. ) для площадочных объектов;
- специалист по К И ПиА объектов;
- специалист по анализу риска ОПО транспорта, хранения и распределения газа и
газового конденсата (рекомендуется наличие квалификации эксперта, осуществляющею
экспертизу деклараций промышленной безопасности и документов в части анализа риска
магистральных трубопроводов, области аккредитации в Системе аккредитации по промышленной
безопасности — 4.1.5.2; 4.2.5.2);
- инженер-программист;
- оператор ЭВМ.
Необходимая численность указанных специалистов в составе конкретной группы
должна определяться количеством анализируемых площадочных объектов и опасных
составляющих (ОСПО) в их составе и требуемой (в соответствии с выявленными целями и задачами
КолАР) глубиной анализа.
7.2.5 Описание анализируемого площадочного объекта и его инфраструктурного
окружения следует выполнять на основе анализа и систематизации следующих информационных
материалов и исходных данных:
142

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- общие сведения о заказчике проекта (только для проектируемых объектов)
(наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);
- общие сведения о эксплуатирующей (для действующих объектов) организации
(наименование, адрес, телефон, Ф.И.О. руководителей);
- технологическая схема объекта с узлом подключения к МГ, МКП,
газопроводу-отводу или подводящему газопроводу;
- план объекта с узлом подключения к МГ, МКП, газопроводу-отводу или
подводящему газопроводу с трубопроводами-шлейфами и инфраструктурой прилегающей территории
(с населенными пунктами, организациями, естественными и искусственными
препятствиями, лесными и сельскохозяйственными угодьями);
- перечень и конструктивно-технологические параметры МГ, МКП или газопровода-
отвода вблизи узла подключения (название, диаметр, давление, категория участка,
протяженность, расстановка линейных кранов, данные по трубам и трубным сталям, изоляционным
покрытиям и др.);
- описание природно-климатических условий района расположения объекта;
- характеристики грунтов (коррозионные, механические, мерзлотные и др.) на
площадочном объекте и вблизи него;
- перечень и технико-технологические характеристики оборудования площадочного
объекта;
- технические характеристики системы автоматизации, дистанционного управления и
телемеханики для рассматриваемого объекта;
- перечень отклонений размещения инфраструктурных объектов на прилегающих к
анализируемому объекту территориях от требований нормативных документов по
минимальным безопасным расстояниям;
- данные о размещении и численности населения близлежащих населенных пунктов;
- данные о размещении и численности работников близлежащих организаций;
- перечень опасных объектов сторонних организаций, которые могут явиться
источником ЧС для площадочных объектов;
- численность, квалификация, режим работы и распределение обслуживающего
персонала по территории производственной площадки объекта;
- данные об имевших место авариях на анализируемом площадочном объекте и
аналогичных объектах;
- результаты диагностических обследований и данные о проведенном ремонте
оборудования объекта.
143

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7.2.6 Обоснование уровня приемлемою (предельно допустимого) риска.
Требования данною пункта аналогичны требованиям 5.2.6.
7.3 Идентификация опасностей на площадочных объектах
7.3.1 При анализе риска для площадочных объектов в качестве мелочников опасносш
идентифицируются такие ОСПО, как: основные технологические трубопроводы, емкоеiи.
аппараты. Г ПА. насосы, технологические установки, транспортирующие или содержащие
основные опасные вещества -- природный газ. газовый конденсат, СУ Г или другие продукты,
а также трубопроводы, аппараты, установки и емкости вспомогательного производства,
транспортирующие или содержащие турбинное масло, метанол, одорант, газовый конденсат,
дизельное топливо, бензин, керосин и другие I СМ. Процедура идентификации заключается
в определении опасных свойств и параметров состояния опасных веществ, расчете их
количеств для разных ОСПО, перечислении возможных физических проявлений аварий для
ОСПО. определении возможных причин аварий, выделении ОСПО, наиболее опасных тля
жизни и здоровья персонала и населения.
7.3.2 Состав информационных материалов дли выполнения данного этана:
- справочные материалы по характеристикам опасных веществ:
- технологическая схема площадочного объекта с указанием всех технологических
линии, в которых обращаются опасные вещества:
- план производственной площадки объекта с прилегающей территорией:
- перечень и конструктивно-технологические параметры трубопроводов, аппаратов,
агрегатов, установок и емкостей, в которых обращаются опасные вещества:
- описание приротно-климатпческих условий района расположении обьекта.
Последовательность выполнении этапа отражена в 7.3.3-7.3.7.
7.3.3 Определение и представление опасных свойств всех опасных веществ,
обращающихся на объекте, проводится аналогично 5.3.3.
7.3.4 Расчет количества опасных веществ для площадочных объектов должен
обязательно выполняться на стадии ОИ проекта в соответствии с требованиями п. 6.2 СП 11-! 13-2002
|4()|. а также - при разработке декларации промышленной безопасности в соответствии с
требованиями соответствующих нормативных документов Ростехнадзора.
В остальных случаях процедура определения количества опасных веществ, как одного
из показателей опасности обьекта, является рекомендуемой, но не обязательной.
Расчет следует выполнять отдельно для каждой технологической составляющей
объекта с последующим суммированием полученных значений. Порядок приближенною расчета
приведен в подразделе Б.2 приложения Б.
144

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7.3.5 Перечисление возможных физических проявлений аварии на площадочном
объекте.
На данном подэтапе рекомендуется перечислить возможные физические проявления
аварий на ОСЛО, которые определяются, прежде всею, взрыво- и(пли) пожароопасностью
природного газа, 1азовою конденсата пли другого основною транспортируемого продукта, а
также метанола, турбинного масла, дизельного топлива и др. ГСМ и высокими значениями
давления в соответствующих ОС ПС).
Природный газ и газовый конденсат по токсикологическим характеристикам
относятся к 4-му классу опасности (слаботоксичные вещества), и по этой причине проявления
аварии, связанные с токсическим поражением от этих веществ, не рассматриваются. Опасность
асфиксии на открытом воздухе незначительна. Для Г PC необходимо рассмотреть токсичность
используемых одорирующих средств.
С учетом этого, основными физическими проявлениями аварий и сопровождающими
их поражающими факторами на площадочных объектах являются следующие:
а) разрыв газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с природным
газом иод давлением с выбросом (истечением) и воспламенением 1аза и образованием струе -
вых пламен или колонною пожара с распространением вблизи места аварии поражающих
факторов: осколков (фрагментов трубы), воздушной волны сжатия, образующейся в
начальные моменты истечения сжатого газа в атмосферу, скоростною напора струи газа, прямого
воздействия пламени, теплового излучения от пламени;
б) разрыв газопровода или разрушение емкости, аппарата, установки с истечением
природного газа в атмосферу, его рассеиванием, образованием зоны загазованности и
последующим задержанным воспламенением и дефлаграпионным сюранием газовозлушной
смеси;
в) утечка природного газа внутри производственного помещения с образованием
взрывоопасной газовоздушной смеси, воспламенение смеси и ее взрывное превращение гюдефла-
i рационному типу с образованием волны сжатия и пожара колонного типа в загроможденном
пространстве:
i) утечка турбинною масла из патрубков масла Г ПА, попадание его на горячие
поверхности ГПА и возгорание с развитием пожара внутри здания компрессорного цеха или
укрытия [ПА с переходом в пожар колонною типа;
д) взрыв топливо-воздушной смеси ( ГВС) в емкостях с газовым конденсатом,
метанолом, дизельным топливом, бензином с последующим разливом и воспламенением горючих
жидкостей и горением в виде пожара разлития с распространением вблизи места аварии пора-
145

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
жающих факторов: осколков емкостей, воздушной волны сжатия, прямого воздействия
пламени и теплового излучения от пламени;
е) утечка горючей термодинамически стабильной жидкости (стабильного газового
конденсата, дизельного топлива, турбинного масла, бензина, метанола) из емкости, резервуара,
технологического трубопровода с образованием лужи разлития и испарением жидкости с
поверхности разлива; воспламенение взрывопожароопасных паров жидкости (ТВС) от
какого-либо источника зажигания, находящегося вблизи лужи разлития с возникновением
воздушной волны сжатия, образующейся при взрывном сгорании смеси, прямого воздействия
пламени при сгорании облака ТВС и теплового излучения от пламени пожара разлития;
ж) утечка термодинамически нестабильной жидкости (газового конденсата, СУГ (на
насосных станциях МКП)) из технологического трубопровода, емкости, резервуара, насоса с
образованием лужи разлития с интенсивным испарением легких фракций с поверхности
разлития с образованием, рассеиванием и переносом паров продукта (тяжелее воздуха) вблизи
поверхности земли по направлению ветра; воспламенение взрывопожароопасного облака от
источника зажигания (автомобиля с работающим двигателем, неисправного
электрооборудования или открытого источника огня) как на территории промплощадки, так и вне ее с
возникновением воздушной волны сжатия, образующейся при сгорании ТВС, прямого
воздействия пламени при сгорании облака ТВС и от пожара разлития, теплового излучения от
пламени пожара разлития;
и) токсическое воздействие одоранта при аварийной разгерметизации емкостей или
трубопроводов с одорантом на ГРС.
Указанные физические проявления аварий на площадочных объектах \ioiyr иметь
различные вариации в зависимости от ряда факторов, таких, например, как диаметр газопровода,
наличие наземного оборудования, зданий и сооружений вблизи места аварии, расстояние от места
разрыва до ближайших запорных (отсечных) устройств, время перекрытия аварийных участков
трубопроводов, скорость и направление ветра, срабатывание противопожарных средств.
7.3.6 Определение возможных причин и условий возникновения аварий.
7.3.6.1 Причины аварий на подземных газопроводах площадочных объектов в
значительной мере аналогичны причинам аварий для линейной части МГ (см. 5.3.6).
7.3.6.2 Основными факторами, способствующими возникновению аварий на КС МГ,
КС ПХГ, являются:
- наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей и т. п.,
т.е. мест с усложненной технологией проведения СМ Р, ухудшенным контролем качества
сварных швов, повышенной концентрацией напряжений;
146

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- наличие значительного числа переходов подземных трубопроводов в надземные,
являющихся местами повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;
- сложная пространственная стержневая конструкция надземных трубопроводов
обвязки компрессорных агрегатов в цехах с большим числом жестких и скользящих опор,
испытывающая значительные переменные температурные и газолинамические
(вибрационные) нагрузки, особенно со стороны нагнетания;
- повышенная вибрация трубопроводов, а также просадки трубопроводов и опор;
- дефекты изготовления оборудования (в первую очередь фасонных частей и арматуры);
- погрешности монтажа;
- недостаточно качественный диагностический контроль и несвоевременное
выполнение ремонтных работ по обеспечению герметичности трубопроводов, емкостей, аппаратов;
- неисправности или отсутствие систем контроля, управления и противоаварийной
зашиты;
- неудовлетворительное техническое состояние оборудования, его конструктивные
недостатки, физический и моральный износ;
- недостаточная профессиональная подготовка произволе!венного персонала.
Аварии на установках, аппаратах и агрегатах объектов КС МГ и КС ПХГ происходят,
как правило, по следующим причинам:
- разгерметизация фланцевого соединения на входе (выходе) установки, аппарата или
агрегата;
- разгерметизация корпуса установки, аппарата или агрегата;
- разрушение фундаментных опор под установкой, аппаратом или агрегатом:
- разгерметизация торцовых уплотнений установки, аппарата или агрегата;
- разгерметизация клапанов на трубопроводах обвязок установок, аппаратов и агрегатов;
- порыв маслопровода;
- порыв (трещина) на полное сечение трубопровода выхлопа импульсного или
пускового газа;
- разгерметизация камеры сгорания турбины;
- отказ системы зажигания в камере сгорания турбины;
- самопроизвольное закрытие шарового крана на технологической линии природного газа;
- самопроизвольное закрытие клапанов на газо(масло)проводах управления установок,
аппаратов или агрегатов;
- отказы отсекающей арматуры на технологических коммуникациях;
- коррозия;
147

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- большой износ оборудования при недостаточно качественном диагностическом
контроле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности
трубопроводов, сосудов, арматуры;
- внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного
характера (теракт);
- нарушения правил технической эксплуатации.
7.3.6.3 Возможные причины и факторы, способствующие возникновению и развитию
аварий на ГРС и АГНКС, в основном, те же, что на КС:
- обращение в трубопроводах и аппаратуре взрывоопасного газа высокого и среднего
давления;
- наличие большого числа арматуры, тройников, переходников, фасонных частей, т.е.
месте повышенной концентрацией напряжений;
- наличие переходов подземных трубопроводов в надземные, являющихся местами
повышенной коррозионной активности и концентрации напряжений;
- сложная пространственная стержневая конструкция надземных газопроводов;
- заводские дефекты оборудования (арматуры, труб);
- большой износ оборудования ГРС при недостаточно качественном диагностическом
контроле и несвоевременном выполнении ремонтных работ по обеспечению герметичности
трубопроводов, емкостей, арматуры;
- ошибки проекта (например, отсутствие обратного клапана на линии аккумуляторов АГНКС);
- нарушение персоналом ПТЭ и ПТБ, ошибки персонала из-за невнимательности или
некомпетентности;
- внешние причины природного (например, удар молнии) или антропогенного
характера (теракт).
Вторичными типовыми причинами аварий могут быть неисправности
предохранительных клапанов, регуляторов давления, запорной арматуры, защитной автоматики,
образование гидратов в трубопроводах, неисправности эжекторов в линии заправки расходных
емкостей одоранта.
Кроме того, на АГНКС, в силу специфики их назначения, дополнительными
причинами аварий могут быть:
- присутствие на территории посторонних лиц (водителей заправляемых автомобилей),
которые по неосторожности или намеренно могут повредить технологические элементы АГНКС;
- возможные неисправности газобаллонной аппаратуры (например, вентилей баллонов)
заправляемых автомобилей, что может привести к срыву заправочной головки с выбросом газа.
148

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7,3.6.4 На под этапе определения возможных причин аварий при анализе конкретной
ОСПО рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий
применительно именно к этой составляющей объекта с учетом реальных условий
эксплуатации и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся
статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на
аналогичных по конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации
составляющих объекта: трубопроводах, установках, аппаратах, агрегатах.
7.3.7 Предварительная идентификация опасных составляющих площадочных объектов.
Опасные составляющие площадочного объекта, для которых в дальнейшем
рассчитываются показатели риска, выделяются на основе подробного анализа технологической схемы,
генплана, перечня основного технологического оборудования объекта с учетом
рассмотренных в 7.3.5 возможных физических проявлений аварий.
7.3.7.1 На КС МГ и КС ПХГ рекомендуется выделять следующие ОСПО:
- участок МГ вблизи КС со стороны низкого давления;
- участок МГ вблизи КС со стороны высокого давления;
- перемычка на узле подключения с краном № 20;
- крановые узлы на узле подключения;
- входной газопровод-шлейф;
- выходной газопровод-шлейф;
- входной и выходной коллекторы пылеуловителей;
- пылеуловители с трубопроводной обвязкой;
- всасывающий коллектор ГПА;
- нагнетательный коллектор ГПА;
- трубопровод пускового контура;
- ГПА в укрытии или здании КЦ;
- всасывающие трубопроводы в составе надземной обвязки ГПА;
- нагнетательные трубопроводы в составе надземной обвязки ГПА;
- газопроводы пускового контура в составе надземной обвязки ГПА;
- коллекторы АВО газа;
- блок АВО газа с обвязкой;
- установка подготовки топливного, пускового, импульсного газа.
7.3.7.2 На ГРС рекомендуется выделять следующие ОСПО:
- входной газопровод;
- узел переключений;
149

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- узел очистки и подогрева газа;
- узел редуцирования;
- узел дросселирования;
- узел сбора конденсата;
- узел одоризации;
- выходные газопроводы.
7.3.7.3 На АГНКС рекомендуется выделять следующие ОСПО:
- входной трубопровод АГНКС;
- входной сепаратор;
- трубопровод подачи газа в машинный зал (от сепаратора до компрессорной установки);
- компрессорная установка с трубопроводной обвязкой в машинном зале;
- трубопровод надземный от компрессорной установки до аккумуляторов газа;
- трубопровод надземный от аккумуляторов до коллектора газораздаточных колонок;
- газораздаточные колонки.
7.3.7.3 По аналогичным приведенным в 7.3.7.1-7.3.7.3 схемам выделяются ОСПО на
других площадочных объектах.
7.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на площадочных объектах
7.4.1 При определении ожидаемой частоты аварий на площадочных объектах
рекомендуется использовать результаты анализа статистической информации ООО «Газпром газна-
дзор» по авариям и отказам на КС МГ, КС ПХГ ГРС, АГНКС, НС, ГРП.
7.4.1.1 Для действующих КС МГ КС ПХГ построенных до 1995 г., в качестве
консервативных оценок удельной частоты аварий (аварийной разгерметизации) различных ОСПО
рекомендуется использовать значения, приведенные в таблице 7.1.
Табл и ца 7.1 — Рекомендуемые консервативные значения ожидаемой частоты
разгерметизации ОСПО и их технологических элементов на действующих КС МГ и КС ПХГ
постройки до 1995 г.
Наименование ОСПО
Магистральный газопровод на участках, прилегающих к КС
Входной газопровод-шлейф, подземный
Выходной газопровод-шлейф, подземный
Всасывающие коллектор и трубопроводы ГПА, коллектор
и трубопроводы пускового контура, подземные
Нагнетательные коллектор и трубопроводы ГПА, подземные
Всасывающие трубопроводы ГПА, надземные (в том числе внутри
укрытий ГПА)
Трубопроводы пускового контура, надземные
Частота аварий,
X-jj, 1/(м ' ГОД) ИЛИ/р, 1/ГОД
3-W>
2-Ю"7 1/(мтод)
4-Ю"7 1/(м • год)
6I0"7 1/(мтод)
9 • К)"7 1/(м • год)
12 Ю-7 1/(м • год)
150

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 7. /
Наименование ОСПО
Нагнетательные трубопроводы Г ПА. надземные (в том числе внутри
укрытий ГПА)
Трубопроводы топливного и пускового газа, диаметром менее 219 мм
Трубопроводы диаметром менее 219 мм
ГПА
Пылеуловители
АВО газа
Крановые узлы, тройники
Блок подготовки топливного и пускового газа
Частота аварий, 1
Хтт, 1/(м • год) или/п, 1/год
15- 10"7 1/(м • год)
6- 1ГГ7 1/(м • год) |
12-Ю"7 1/(м ■ год) J
1 • 10~4 на агрегат/г од
2,5 • 105 на сосуд/ год
2,5 • 10"5 на блок/год
1,5- 10~5 на элемент/год
2,5 • 10° на блок/год
*') Лмг - среднее значение удельной частоты аварий на перегоне между КС.
Примечание — Частота аварий на условно «точечных» ОСПО (ГПА, сепараторах,
пылеуловителях, АВО газа и др.) включает в себя и частоту аварий на трубопроводной обвязке этих ОСПО.
7.4.1.2 Для действующих ГРС, построенных до 1995 г., в качестве консервативных
оценок удельной частоты аварийной разгерметизации различных ОСПО рекомендуется
использовать значения, приведенные в таблице 7.2.
Та б л и ца 7.2- Рекомендуемые консервативные оценки ожидаемой частоты
разгерметизации ОСПО и их технологических элементов на действующих IPC
Наименование ОСПО
Ближайший к ГРС участок подводящего газопровода-отвода
Входной трубопровод ГРС до узла переключения (по ходу газа),
подземный
Выходной трубопровод ГРС после узла переключения, подземный
Участок входного трубопровода после узла переключения (по ходу
газа), надземный
Участок выходного трубопровода до узла переключения (по ходу
газа), надземный
Технологические трубопроводы между узлами очистки, подогрева,
редуцирования
Пылеуловители
Крановые узлы, регуляторы давления, тройники, предохранительные
клапаны
Частота аварий, Хуу,
1/(м • год) или/|г 1/год
2-V)*)
2 • 10"7 1/(м • год)
2- 10"7 1/(м • год)
9-Ю"7 1/(мтод)
9 10 7 1/(м • год)
4Ч0"7 1/(м • год) !
2,5 • 10"5 на сосуд/год
1,5 • 10° на элемент/год
*)/iro - средняя удельная частота аварий на га зо про воде-от воде, к которому подключена ГРС.
П ри меча н и е - В качестве значений удельных частот аварий на внутри площадочных
трубопроводах, емкостях, запорной арматуре ГРП (ГСП) ПХГ и установок очистки газа ПХГ допускается использовать
соответствующие значения частот для технологических трубопроводов, емкостей и арматуры ГРС.
151

Страница отсутствует в
наборе

Страница отсутствует в
наборе

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7.5.2 Сценарный анализ для площадочных объектов рекомендуется строить по
иерархической схеме, включающей группы С- сценариев и входящие в них расчетные сценарии С .
При формировании сценарных групп и расчетных сценариев рекомендуется учитывать не все
возможные физические проявления аварий на площадочных объектах, перечисленные в 7.3.5,
а наиболее значимые из них, характеризуюишеся наиболее масштабными поражающими
факторами с тяжелыми последствиями.
Для обеспечения четкой формализации вероятностных расчетов на дальнейших этапах
расчета риска типовые группы С- расчетных сценариев должны формироваться отдельно для
каждого из следующих типов ОСПО, идентифицируемых с помощью соответствующих
буквенных шифров:
- участки подземных технологических газопроводов: шифр — «ГП»:
- участки надземных наружных технологических газопроводов, включая наружную
обвязку ГПА на КС, обвязку наружных емкостей и аппаратов и сами емкости под давлением
газа на всех рассматриваемых в стандарте площадочных объектах: шифр - «ГНН»;
- участки надземных внутренних технологических газопроводов, расположенных
внутри помещений (включая обвязку ГПА внутри укрытий ГПА или зданий компрессорных
цехов, обвязку закрытых блоков подготовки топливного, пускового импульсного газа на
площадках КС, обвязку газотурбинных электростанций, газопроводы внутри блоков
редуцирования ГРС, помещений компрессорных установок АГНКС и т.п.): шифр — «ГНВ»;
- технологические жидкостные трубопроводы горючих термодинамически стабильных
жидкостей, емкости ГСМ и стабильного газового конденсата, насосное оборудование с
трубопроводной обвязкой: шифр - «ЖС»;
- технологические трубопроводы, емкостное и насосное оборудование (с трубопроводной
обвязкой) для перекачки и хранения термодинамически нестабильных жидкостей
(нестабильного газового конденсата, СУГ) (только на линейных насосных станциях МКП): шифр - «ЖН».
7.5.3 Исходным событием каждого расчетного сценария С-- является событие А,
обозначающее аварийную разгерметизацию одного из М элементов (или элементарных участков —
для трубопроводов), на которые для расчетных целей разбивается каждая ОСПО из числа
перечисленных в 7.5.2 и таблицах 7.1 -7.4 и находящихся в пределах рассматриваемого
площадочного объекта. Для расчетных целей рекомендуется идентифицировать указанные
элементы (элементарные участки) с помощью буквенно-цифрового шифра следующего вида
ПОк-ОСПОп.т, (7.2)
где ПО - буквенный шифр (аббревиатура) типа площадочного объекта со следующими
возможными вариантами: КС, ГРС, ПХГ, АГНКС, НС;
154

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
к — номер площадочного объекта данного типа, условно присваиваемый площадочному
объекту при рассмотрении нескольких площадочных объектов одного типа в рамках
выполняемой работы по КолАР;
ОСПО - буквенный шифр (аббревиатура) типа ОСПО на данном площадочном объекте
со следующими возможными вариантами (см. 75.2): ГП, ГНН, ГНВ, ЖС, ЖН;
п — номер, присвоенный конкретной ОСПО на к -ом площадочном объекте;
т - номер элемента (или элементарного участка) рассматриваемой ОСПО.
7.5.4 При рассмотрении аварийных событий на каждом т-ом элементе (элементарном
участке) той или иной /7-ой ОСПО сформированная совокупность расчетных сценариев {Су}
должна представлять собой полную группу несовместных событий, т.е. должно соблюдаться
следующее равенство
I J(i)
II^CiiH)^ (7.3)
i=i j=i
где / - общее количество сценарных групп для данного типа ОСПО;
J(i) — общее количество расчетных сценариев в /-ой группе,
Р(САА) - условная вероятность реализации расчетного сценария при условии
возникновения аварии А.
7.5.5 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГП (подземные
технологические газопроводы) по физическим проявлениям аналогичны 4-м группам сценариев,
описанным для линейной части подземных МП Эти группы обозначаются С(ГП) (где / = 1,2,.../ —
номер группы сценариев, / = 4 — общее число групп сценариев для ОСПО типа ГП). Перечень
групп с описанием приведен в таблице 7.5.
7.5.6 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГНН (надземные
наружные технологические газопроводы) обозначаются С{(ГНН) (где / = 1,2,.../ — номер группы
сценариев, / = 3 - общее число групп сценариев для ОСПО типа ГНН) и приведены в
таблице 7.6.
7.5.7 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ГНВ (надземные внутренние
технологические газопроводы) обозначаются С*ГНВ) (где/= 1,.../—номер группы сценариев,
1 = 2 — общее число групп сценариев для ОСПО типа ГНВ) и приведены в таблице 7.7.
7.5.8 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ЖС (технологические
жидкостные трубопроводы горючих термодинамически стабильных жидкостей, емкости ГСМ и
стабильного газового конденсата, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой)
обозначаются С*ЖС) (где/= 1,...1 - номер группы сценариев,/ = 2 - общее число групп сценариев
для ОСПО типа ЖС) и приведены в таблице 7.8.
155

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и ца 7.5- Группы сценариев аварий для ОСЛО типа ГП (подземные
технологические газопроводы)
Обозначе-
1 ние и
название
группы
(-(ГП)
Пожар в
котловане
(«Пожар
колонного
типа»)
/-(ГП)
2
Струевые
пламена»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв подземного технологического газопровода —>
образование котлована (как правило, в нормальных («твердых»)
грунтах) —» образование первичной воздушной волны сжатия
за счет расширения компримированного газа в атмосфере —>
разлет осколков трубы и фрагментов грунта —> истечение газа
из котлована в виде «колонного» шлейфа —> воспламенение
истекающего газа с образованием «столба» пламени в форме,
близкой к цилиндрической —> термическое воздействие пожара i
на технологическое оборудование, здания и сооружения
плошадочного объекта, а также на персона,!, оказавшийся вне
помещений --» возможное каскадное развитие аварии при
воздействии поражающих факторов на оборудование под
давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и
горючие жидкости, с распространением поражающих факторов
за пределы объекта —> разрушение или повреждение
оборудования, зданий и сооружений на объекте и, возможно,
имущества 3-х лиц и компонентов природной среды за
пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом
и. возможно, населением) ожогов различной степени тяжести,
а также травм от действия ВВС, осколков
Разрыв газопровода -> «вырывание» плетей разрушенного
газопровода из грунта на поверхность (как правило, в
«слабонесуших» грунтах) -> образование первичной ВВС —>
разлет осколков трубы и фрагментов грунта —> истечение газа
из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных
струй ■--» воспламенение истекающего газа с образованием двух
струй пламени, горизонтальных или наклонных (вверх) —>
прямое и радиационное термическое воздействие пожара на
технологическое оборудование, здания и сооружения
плошадочного объекта, а также на людей, оказавшихся вне
помещений —> возможное каскадное развитие аварии при
воздействии поражающих факторов на оборудование под
давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и
горючие жидкости, с распространением поражающих факторов
за пределы объекта —> разрушение или повреждение
оборудования, зданий и сооружений на объекте и, возможно,
имущества 3-х лиц и компонентов природной среды за
пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом
и, возможно, населением) ожогов различной степени тяжести,
а также травм от действия ВВС, осколков
Поражающие факторы
Разлет осколков.
Воздушная волна
сжатия (ВВС).
Прямое воздействие
пламени.
Тепловое излучение от
пламени.
Токсичные продукты
сгорания
Разлет осколков.
ВВС.
Скоростной напор
струи.
Прямое воздействие
пламени.
Те п л о вое и зл у ч е н и е от
пламени.
Токсичные продукты
сгорания
156

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 7.5

Обозначение и
название
группы
Г(ГП)

«Рассеивание

низкоскоростного
шлейфа
газа»
4

«Рассеивание двух
струй газа»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв газопровода —» образование котлована в грунте (как 1
правило, в нормальных («твердых») грунтах) —> образование
ВВС —» разлет осколков трубы и фрагментов грунта ->
истечение газа из газопровода в виде колонного
низкоскоростного шлейфа —> рассеивание истекающего газа
без воспламенения —» попадание персонала объекта, зданий,
сооружений, технологического оборудования объекта в зону
барического, осколочного воздействия или газового облака —>
получение персоналом травм и повреждение зданий,
сооружений, оборудования с возможной вторичной
разгерметизацией оборудования под давлением в результате
воздействия ВВС и осколков; асфиксия персонала объекта при
попадании в газовое облако; загрязнение атмосферы
природным газом
Разрыв газопровода —> вырывание плетей разрушенного
газопровода из грунта на поверхность (как правило, в
«слабонесущих» грунтах) —> образование ВВС --> разлет
осколков трубы и фрагментов грунта —> истечение газа из
газопровода в виде 2-х свободных независимых струй —>
рассеивание истекающего газа без воспламенения —>
попадание персонала объекта, зданий, сооружений,
технологического оборудования объекта в зону барического,
осколочного воздействия, скоростного напора струи или
газового облака —> получение персоналом травм и повреждение
зданий, сооружений, оборудования с возможной вторичной
разгерметизацией оборудования под давлением в результате
воздействия ВВС, скоростного напора струи и осколков;
асфиксия персонала объекта при попадании в газовое облако
(струю); загрязнение атмосферы природным газом
Поражающие факторы
Разлет осколков.
ВВС.
Попадание природного
газа в атмосферу
Разлет осколков.
ВВС. ,
Скоростной напор
струи.
Попадание природного
газа в атмосферу
7.5.9 Рекомендуемые группы сценариев для ОСПО типа ЖН (технологические
трубопроводы, емкостное и насосное оборудование с трубопроводной обвязкой для перекачки и
хранения термодинамически нестабильных жидкостей (нестабильного газового конденсата,
СУ Г и др.) обозначаются С(ЖН) (где / = !,...! - номер группы сценариев, 1=3 — общее число
групп сценариев для ОСПО типа ЖН) и приведены в таблице 7.9.
7.5.10 Расчетныйу-й сценарий С{- /-й группы сценариев для той или иной ОСПО - это
один из вариантов реализации соответствующей типовой последовательности событий из
таблиц 7.5—7.9. Конкретная реализация сценария определяется рядом факторов, влияющих
на интенсивность и характер поступления опасных веществ в атмосферу («функцию
источника»), на особенности распространения опасных веществ или энергии (тепловой радиации.
157

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица 7.6 - Группы сценариев аварий для ОСПОтипа ГНН (надземные наружные
технологические газопроводы)

Обозначение и наз-
i вание
' группы
С(ГНН)
1
«Пожар

колонного типа в


можденном

странстве»
(Н\ НН)
2
«Струе
вые
пламена»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного наружного технологического газопровода при наличии
вблизи места разрыва преграды (оборудования, сооружения, здания) -->
образование ВВС в момент разрыва —> разлет фрагментов трубы —>
истечение струй газа из концов разорванного газопровода и их
взаимодействие с окружающими преградами, ограничивающими
динамическое распространение струй газа —> воспламенение
образовавшейся газовоздушной смеси с возникновением в условиях
загроможденного пространства пожара колонного типа —>
несрабатывание или безуспешная отработка систем пожаротушения —>
термическое воздействие пожара на технологическое оборудование,
здания и сооружения площадочного объекта, а также на персонал,
оказавшийся вне помещений —» возможное каскадное развитие аварии
при воздействии поражающих факторов на оборудование под давлением,
емкости и аппараты, содержащие природный газ и горючие жидкости, с
распространением поражающих факторов за пределы объекта —>
разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на
объекте и, возможно, имущества 3-х лиц и компонентов природной среды
за пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом и,
возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также
травм от действия ВВС, осколков
Разрыв надземного наружного технологического газопровода ->
образование ВВС в момент разрыва —> разлет фрагментов трубы —»
истечение газа из концов разорванного газопровода в виде
высокоскоростных струй —> воспламенение истекающего газа с
образованием высокоскоростных струй пламени (факелов) —>
несрабатывание или безуспешная отработка систем пожаротушения -»
свободная ориентация факелов в горизонтальной плоскости —> прямое и
радиационное термическое воздействие пожара на технологическое
оборудование, здания и сооружения площадочного объекта, а также на
людей, оказавшихся вне помещений —> возможное каскадное развитие
аварии при воздействии поражающих факторов на оборудование под
давлением, емкости и аппараты, содержащие природный газ и горючие
жидкости, с распространением поражающих факторов за пределы объекта
—> разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на
объекте и, возможно, имущества 3-х лиц и компонентов природной среды
за пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом и,
возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также травм
от действия ВВС, осколков
Поражающие
факторы
Разлет
фрагментов
трубопровод о в и
другого
технологического
оборудования
под
давлением.
ВВС.
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты
сгорания от
вторичных
пожаров
Разлет фраг- 1
ментов
трубопроводов и
другого
технологического
оборудования
под
давлением.
ВВС.
Скоростной
напор струи.
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение от
пламени. '
Токсичные
продукты сго-
рания
158

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 7.6

Обозначение и
название
группы
^(ГНН)
3
!
«Рассеивание
струй
газа без

воспламенения»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного наружного технологического газопровода —>
истечение газа из концов разорванного газопровода в виде
высокоскоростных струй с образованием ВВС в момент разрыва —> разлет
фрагментов трубы —> рассеивание истекаюшего газа без воспламенения ->
попадание персонала объекта, зданий, сооружений, технологического
оборудования объекта в зону барического, осколочного воздействия,
скоростного напора струи или газового облака —> получение персоналом
травм и повреждение зданий, сооружений, оборудования с возможной
вторичной разгерметизацией оборудования под давлением в результате
воздействия ВВС, скоростного напора струи и осколков; асфиксия
персонала объекта при попадании в газовое облако (струю); загрязнение
атмосферы природным газом
Поражающие
факторы
Разлет
осколков.
ВВС.
Скоростной
напор струи.
Попадание
природного
газа в
атмосферу
Та б л и ца 7.7 — Группы сценариев аварий для ОСПО типа ГНВ (надземные внутренние
технологические газопроводы)

Обозначение и
название
группы
(-(ГНВ)
J
«Пожар
колонного
типа в
загроможденном

пространстве»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного технологического газопровода внутри здания
(помещения, укрытия) —» образование ВВС в момент разрыва
трубопровода —> разлет фрагментов трубы —> истечение струй газа из
концов разорванного газопровода и их взаимодействие с
окружающими преградами (в виде стен и смежного оборудования),
ограничивающими динамическое распространение струй газа ->
заполнение здания (укрытия) газовоздушной смесью—>
воспламенение смеси со взрывным эффектом —> частичное или полное
разрушение здания (помещения, укрытия) и смежного оборудования и
трубопроводов в результате взрывного сгорания ГВС с гибелью людей,
находящихся в здании —> возникновение пожара колонного типа в
условиях загроможденного пространства разрушенного здания
(помещения, укрытия) —> термическое воздействие пожара на
технологическое оборудование, здания и сооружения площадочного
объекта, а также на персонал, оказавшийся вне помещений —>
возможное каскадное развитие аварии при воздействии поражающих
факторов на оборудование под давлением, емкости и аппараты,
содержащие природный газ и горючие жидкости, с распространением
поражающих факторов за пределы объекта —> разрушение или
повреждение оборудования, зданий и сооружений на объекте и,
возможно, имущества 3-х лиц и компонентов природной среды за
пределами объекта, гибель или получение людьми (персоналом и,
возможно, населением) ожогов различной степени тяжести, а также
травм от действия ВВС, осколков
Поражающие
факторы
Разлет
осколков.
ВВС.
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
159

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы 7.7

Обозначение и
название
группы
f (ГНВ)
2

«Рассеивание газа без

воспламенения»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разрыв надземного технологического газопровода внутри здания
(помещения, укрытия) -> образование ВВС в момент разрыва
трубопровода —> разлет фрагментов трубы —> истечение струй газа из
концов разорванного газопровода и их взаимодействие с
окружающими преградами (в виде стен и смежного оборудования) ->
частичное разрушение здания (помещения, укрытия) в части
остекления, «легкосбрасываемых» элементов конструкции, смежного
технологического оборудования за счет ВВС, скоростного напора
струи и осколков —> заполнение здания (помещения, укрытия)
газовоздушной смесью и ее истечение в атмосферу без воспламенения
через образовавшиеся проемы в стенах, кровле с дальнейшим
рассеиванием —» попадание персонала, находящегося в здании
(помещении, укрытии) объекта в зону барического, осколочного
воздействия, загазованности, скоростного напора струи -> получение
персоналом механических травм, асфиксия персонала, загрязнение
атмосферы природным газом
Поражающие
факторы
Разлет
осколков.
ВВС.
Скоростной
напор струи.
Попадание
природного
газа в
атмосферу
Таблица 7.8 — Группы сценариев аварий для ОСПО типа ЖС (технологические
жидкостные трубопроводы горючих стабильных жидкостей, емкости ГСМ и стабильного
газового конденсата, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой)
Обозначение
и название
группы
С(ЖС)
1
«Пожар
разлития»
(-(ЖС)
«Утечка
горючей
жидкости
без
воспламенения»
Группа сценариев (типовая последовательность событий)
Разгерметизация жидкостного трубопровода, емкости или обвязки
насоса с горючей жидкостью —> утечка горючей жидкости —>
образование лужи (пролива) горючей жидкости —> испарение горючей
жидкости —> воспламенение паров горючей жидкости от горячей
поверхности или открытого источника огня —> отказ системы
пожаротушения или безуспешная отработка системы пожаротушения
-> возникновение и развитие пожара пролива с перерастанием в
пожар колонного типа —» термическое воздействие пожара на
смежное оборудование, сооружения, здания площадочного объекта,
а также на персонал объекта —> разрушение или повреждение
оборудования, зданий и сооружений на объекте, гибель или получение
людьми ожогов различной степени тяжести
Разгерметизация жидкостного трубопровода, емкости или обвязки
насоса с горючей жидкостью —> утечка горючей жидкости —>
образование лужи (пролива) горючей жидкости —> испарение горючей
жидкости —> рассеивание паров жидкости без воспламенения;
ИЛИ
—> воспламенение паров горючей жидкости от горячей поверхности
или открытого источника огня -» срабатывание системы
пожаротушения с быстрым тушением очага пожара —> рассеивание
паров несгоревшей жидкости; —» отравление персонала парами
жидкости (если жидкость характеризуется токсической опасностью)
Поражающие
факторы
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение от
пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
Токсичное
воздействие
паров
жидкости на
людей.
Загрязнение
атмосферы
160

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Та б л и на 7.9 — Группы сценариев аварий для ОСЛО типа ЖН (технологические
трубопроводы, насосное оборудование с трубопроводной обвязкой для перекачки
и хранения нестабильных жидкостей)

Обозначение и
название
группы
С(ЖН)
i
«Пожар
разлития»
£МЖН)
2
«Сгорание
парового
облака в
дефлагра-
ционном
режиме»
<^(ЖН)
з
«Утечка
продукта и
рассеивание
парового
облака без

воспламенения»
Группа сценариев (типовая последовательность событии)
Разгерметизация или полное разрушение трубопровода или обвязки 1
насоса с нестабильным продуктом ■-> утечка продукта —> вскипание и
двухфазное истечение струи продукта из трещины или отверстия —>
образование лужи (пролива) продукта —> интенсивное испарение
(кипение) продукта —> воспламенение паров продукта от источника
зажигания до начала масштабного переноса взрывопожароопасного
облака по территории объекта —> отказ системы пожаротушения или
безуспешная отработка системы пожаротушения —> развитие пожара
пролива с перерастанием в пожар колонного типа —> термическое
воздействие пожара на смежное оборудование, сооружения здания
площадочного объекта, а также на персонал объекта —> разрушение или
повреждение оборудования, зданий и сооружений на объекте, гибель или
получение людьми ожогов различной степени тяжести
Разгерметизация или полное разрушение трубопровода или обвязки
насоса с нестабильным продуктом -> утечка (пролив) продукта ~>
вскипание и двухфазное истечение струи продукта из трещины или отверстия
—» образование лужи (пролива) продукта —> интенсивное испарение
(кипение) продукта —» дисперсия в атмосфере и перенос на значительное
расстояние взрывопожароопасного тяжелого парового облака ТВС как
по территории объекта, так и за его пределы вблизи поверхности земли
—> «задержанное» воспламенение парового облака от источника
зажигания —> сгорание облака паров в дефлаграиионном режиме ->
образование воздушной волны сжатия в результате сгорания ТВС а также прямое
огневое и радиационное тепловое воздействие на оборудование,
сооружения, здания людей, оказавшихся в пределах облака или вблизи него ->
разрушение или повреждение оборудования, зданий и сооружений на
объекте, гибель или получение людьми ожогов различной степени
тяжести —> переход пламени на источник утечки продукта и лужу пролива с
возникновением пожара разлития
Разгерметизация или полное разрушение трубопровода или обвязки
насоса с нестабильным продуктом -> утечка (пролив) продукта —>
i вскипание и двухфазное истечение струи продукта из трещины или
отверстия —> образование лужи (пролива) продукта -> интенсивное
испарение (кипение) продукта —> дисперсия в атмосфере и перенос
взрывопожароопасного тяжелого парового облака как по территории
объекта, так и за его пределы вблизи поверхности земли без
воспламенения —> асфиксия персонала объекта, попавшего в пределы
облака, в результате вытеснения кислорода из воздуха парами продукта
Поражающие
факторы
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение
от пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
Воздушная
волна
сжатия.
Прямое
воздействие
пламени.
Тепловое
излучение
от пламени.
Токсичные
продукты
сгорания
1 Асфиксион-
i ное
воздействие паров
продукта на
людей.
Загрязнение
| атмосферы
161

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
волн сжатия и др.) в конкретных условиях инфраструктурного окружения, на время и
эффективность локализации аварии на той или иной ОСПО. Указанные «задающие» расчетный
сценарий факторы опосредованно или напрямую влияют на конфигурацию и размеры зоны
воздействия - термического, токсического, барического, механического. Поэтому в конечном
итоге каждый идентифицированный в ходе анализа риска ОСПО расчетный сценарий аварии
будет отличаться от другого в общем случае конфигурацией и размерами зоны опасного
воздействия доминирующего поражающего фактора этого сценария и, соответственно, ущербом.
Ряд влияющих факторов, которые рекомендуется учитывать при формировании
расчетных сценариев, в том числе, и на площадочных объектах, а также общие подходы к
формированию набора расчетных сценариев внутри каждой группы сценариев описаны ранее в 5.5.4; 6.5.4.
Применительно к площадочным объектам важнейшими задающими факторами
(кроме указанных в 5.5.4; 6.5.4), которые в большинстве случаев рекомендуется учитывать
при формировании расчетных сценариев, являются:
- факторы, связанные с адекватностью реагирования диспетчера объекта на аварию;
- факторы, связанные с местом расположения, срабатыванием/несрабатыванием и
временем срабатывания (перекрытия) отсечной запорной арматуры;
- факторы, связанные с местом расположения, срабатыванием/несрабатыванием и
временем срабатывания штатных средств пожаротушения, аварийной вентиляции, других
пассивных и активных средств защиты.
7.5.11 Процедуру формирования расчетных сценариев для каждой заранее
выделенной п-\\ ОСПО рекомендуется выполнять с использованием метода построения
деревьев событий (см. 5.5.5). Исходным событием каждого дерева должно быть событие А —
разгерметизация (разрыв) т-го элемента ОСПО, которое (т.е. событие А) может иметь
дальнейшее развитие в рамках определенных в таблицах 7.5—7.9 (в зависимости от типа
рассматриваемой ОСПО) групп сценариев. При этом каждый узел (разветвление) дерева
событий должен отражать «вмешательство» в ход событий одного из учитываемых
влияющих («задающих») факторов, указанных в 7.5.10. После учета при построении дерева
всех заранее заданных влияющих факторов получившееся на выходе дерева общее число
конечных ветвей соответствует общему числу расчетных сценариев аварии на т-м
элементе n-й ОСПО, образующих полную группу несовместных событий (рисунок 7.2).
При выполнении данной процедуры пользователь по своему усмотрению путем
задания влияющих факторов может определить общее количество расчетных сценариев аварии на
m-м элементе n-й ОСПО, но в любом случае оно не должно быть меньше числа I групп
сценариев, рекомендуемого в таблицах 7.5-7.9 (т.е. по каждой группе сценариев должно быть
определено не менее одного расчетного сценария).
162

Авария - истечение газа при разрыве
надземного газопровода (событие А)
«Колонный» шлейф газа
0
нет
Струсвос истечение
1,0
Пространство загроможденное ,;
0,7
гнет1-да-
нет 1 ,
3Z
«Колонный» шлейф газа
0,75
нет-*—Да
0,7
.нет—да
■ - - | нет L-да-, -
»нст1да, "Я1-1
Струевос истечение
0,25
=3
т4-д
[HeTJ-да-. гнет|-да—. ["с ■ Д* -нет-—да-, .истода, ">" «■ г«*..т_да-)
Г^П рти] Г^П |шПГ^П |пи1 П^П I пи || ра | [пи] Гра~| [пи| Гра] Р™1
ГЬТП
Развитие аварии
0,02
Рассеивания колонного шлейфа!
0,2
-нет
Возникновение пожара колонного типа
0.8
1П
нет—L.
Рассеиванне струи газа
0,2
Закрытие отсечных
кранов прекращение
истечения газа
0,9
X
Продолжение истечения газа
и рассеивание колонного
шлейфа
1 да
JU.
Рассеивание
шлейфа газа
0,8
Л
Возникновение пожара
колонного типа
0,2
Прекращение
пожара
0,97
JZ
Пожар колонного|
типа
0,03
Закрытие отсечных кранов]
прекращение истечения
0,9
Продолжение истечения и
рассеивания струй газа
0.1
ZL
Рассеивание струй газа в
атмосфере
0,8
*-г-
Образование
струсвых пламен
0.2
Прекращение!
пожара J
0,97
Пожар колонного]
типа
0,03
Прекращение!
пожара |
0,97
Струевые
пламена
0.03
Прекращение]
пожара
0,97
Своевременное реагирование
диспетчера (подача команды на
закрытие отсечн кранов)0
-да-
I
Orc^Hj»ie_KgaHbI с£а(югати_?
Прекращение истечения
0,98
-да-
X
_HeMejL£ejiHoe_3aropaHiLe_Z_
Образование струсвых пламен
0,8
J'a^^icjicjrcKTogbi отказали^_
Задержанное^осг].'^е^ение^> _
Система пожаротушения отказала ?
Струевые
пламена
0,03
Рисунок 7.2 - Пример дерева событий (числа обозначают условные вероятности промежуточных событий, РА -развитие аварии,
ПИ - прекращение истечения)
о
н
о
W
я
■о
о
2

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7.5.12 При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО КС МГ
и КС ПХГ рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице 7.10.
Для получения консервативной опенки показателей риска КС при формировании
расчетных сценариев аварий на КС МГ и КС ПХГ рекомендуется принимать, что при разрывах
основных технологических газопроводов, разрушениях емкостей, аппаратов и обвязки ГПА,
расположенных на площадке КС, имеет место:
- срабатывание обратного клапана, установленного на выходе КС и препятствующего
обратному потоку газа из МГ, подключенного со стороны высокого давления КС;
- отказ системы дистанционного управления краном № 7 (на входе КС) на его
закрытие и развитие аварии с подключенным к КС участком МГ со стороны низкого давления.
7.5.13 При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО ГРС
рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице 7.11.
Табл и и а 7.10— Опасные составляющие КС и соответствующие им группы сценариев
аварий
Наименование ОСПО
Магистральный газопровод на участках, прилегающих к КС
Входной газопровод-шлейф, подземный
| Выходной газопровод-шлейф, подземный
Всасывающий и нагнетательный коллекторы ГПА. трубопроводы
пускового контура, подземные
Всасывающий и нагнетательный трубопроводы обвязки ГПА,
подземные
Всасывающие и нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные,
вне укрытия ГПА или здания компрессорного цеха;
| Трубопроводы пускового контура, надземные, наружные
Всасывающие и нагнетательные трубопроводы ГПА, надземные,
внутри укрытия ГПА или здания компрессорного цеха
Трубопроводы топливного и пускового газа, надземные наружные
1 Трубопроводы топливного и пускового газа внутри здания блока
подготовки топливного и пускового газа, укрытия ГПА или здания
1 компрессорного цеха
Емкости блока подготовки топливного и пускового газа
ГПА
Пылеуловители с обвязкой
АВО газа с обвязкой
Крановые узлы, тройники на наружных технологических газопроводах
1 Емкости склада ГСМ с обвязкой; емкости и трубопроводы насосной
| склада ГСМ
Маслопроводы
Характерные группы
сценариев аварий
С (ГП) С (ГП) С (ГП) с <гп>
Ч 'L2 'Ч 'L4 1
С (ГП) с <гп> С <гп> Г <гп>
Ч , ^2 ' Чз ' Ч 1
г (ГП) с <гп> С <ГП) Г <т)
С (ГП) г (ГП) с <ГП) Г <ГП)
Г (ГП) г<ГП) г (ГП) г (ГП)
Ч Ч <Ч 'Ч
С (ГНН) с (ГНН) с (ГНН)
Ч ' Ч ч L з
С (ГНВ) с (ГНВ)
Ч ' Ч
С (ГНН) г (ГНН) с (ГНН)
Ч ' Ч '3
С (ГНВ) (-(ГНВ)
С (ГНВ) с (ГНВ)
1 -2
С (ГНВ) с (ГНВ)
С (ГНН) г (ГНН) г (ГНН)
1 ' 2 ' 3
Г (ГНН) с (ГНН) с (ГНН)
1 '2 3
С (ГНН) с (ГНН) с (ГНН)
Ч > Ч ' Чз
С (ЖС) с <жс>
С (ЖС) С (ЖС)
Ч ' Ч
164

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и ца 7.11 — Опасные составляющие ГРС и соответствующие им группы сценариев
аварий
Наименование ОСПО 1
Ближайший к ГРС участок подводящего газопровода-отвода '
Входной трубопровод ГРС до узла переключения (по ходу una),
подземный
Выходной трубопровод ГРС после узла переключения, подземный
1 Участок входного трубопровода после узла переключения (по ходу
газа), надземный, наружный
Участок выходного трубопровода до узла переключения (по ходу
| газа), надземный, наружный
1 Технологические трубопроводы между узлами очистки, подогрева,
редуцирования, надземные, наружные
Пылеуловители с обвязкой
Технологические трубопроводы внутри блока редуцирования и
| других технологических помещений
Краны, регуляторы давления, тройники, предохранительные
клапаны внутри блока редуцирования
Крановые узлы на наружных газопроводах
Характерные группы 1
сценариев аварий 1
С (ГП) с <гп> Г :! п' Г (,п>
с (гп) с <гп> г <гп> г (ГП)
Ч «Ч • v3 ' Ч
С (ГП) с (ГП) Г (ГП) С <т)
L-| ,L2 ,1.3 ,^-4 |
С (ГНН) г ИНН) г <pHH)
С (ГНН) Г (ПШ) г <ГНН)
t, ,L2 ,1.3
/^ (ГНН) г 0 HH) г (ГНН)
L 1 ' Ч • Чч
С (ГНН) с (ГНН) с (ГНН)
Г (ГНВ) г (ГНН)
1 * Ч
^ (ГНВ) С-<ГНП)
Г (ГНН) г (ГНН) г <ГНН)
! Ll <Ч >Ч
7.5.14 При формировании расчетных сценариев аварий на конкретных ОСПО АГНКС
рекомендуется задавать сценарии из групп, указанных в таблице 7.12.
Табл и ца 7.12 — Опасные составляющие АГНКС и соответствующие им группы сценариев
аварий
Наименование ОСПО
Участок подводящего газопровода и входной газопровод АГНКС,
подземный
Входной газопровод АГНКС, надземный, наружный
Сепараторы газа
Трубопровод к газоподогревателю, надземный, наружный
Газоподогреватели
Компрессорная установка с трубопроводной обвязкой внутри здания
производственно-технологического корпуса
Трубопровод до аккумуляторов газа, подземный
Аккумуляторы газа с наружной обвязкой
Крановые узлы, раздаточные колонки
Характерные группы
сценариев аварий
п (ГП) с (ГП) с <ГП) С <гп>
Uj ,U2 ' Ч^ ' Ч
Г (ГНН) г (ГНН) г (ГНН)
Ч »Ч 'Ч
Г (ГНН) с <ГНН) г (ГНН)
Ч ' Ч >Ч
Г (ГНН) г (ГНН) г (ГНН)
ч > ч > ч
С (ГНН) г (ГНН) г (ГНН)
Ч >Ч ' Ч*
С (ГНВ) г (ГНВ) |
Ч < Ч
/~ (ГП) С (ГП) Г (ГП) Г (ГП)
*-1 i^2 ♦ 3 ■ 4 !
Г (ГНН) <- (ГНН) Г (ГНН)
Г (ГНН) г (ГНН) с (ГНН)
Ч * Ч ' Ч
165

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7.5.15 При формировании расчетных сценариев аварий на ОСЛО НС М КП,
транспортирующих стабильные углеводородные жидкости, рекомендуется для всех ОСПО основной
технологической линии задавать сценарии только из групп С,(жс), С2(жс).
7.5.16 При формировании расчетных сценариев аварий на ОСПО НС МКП,
транспортирующих термодинамически нестабильные жидкости, рекомендуется для всех ОСПО
основной технологической линии задавать сценарии только из групп С,(ж,1), С2(жи), Г.(ж1,).
7.5.17 Каждый сценарий, связанный с возникновением пожара колонного типа (из
групп С,(т), С\(иш\ С,(,,ш), С,(жс))> в конечном итоге характеризуется зоной термического,
воздействия (как наиболее значимого по сравнению с осколочным и барическим при этих
видах аварий), представляющей собой в общем случае вытянутый в плане по направлению
ветра эллипс, ограниченной изолинией заданной пороговой плотности теплового потока (см.
5.8; 7.8) и ориентированной в том в том или ином географическом направлении в
зависимости от направления ветра.
Каждый сценарий, связанный с возникновением струевых пламен горящего газа (из
групп С2(гп), С2(п,н)), в конечном итоге характеризуется зоной термического воздействия
«лепесткового» в плане (или 2-«лепесткового») вида, ограниченной изолинией заданной
пороговой плотности теплового потока (см. 5.8; 7.8) и ориентированной по потокам
истекающего из отверстия разгерметизации газа.
Каждый сценарий, связанный с распространением и сгоранием паровых облаков ТВС
(из группы С2(жн) ), в конечном итоге характеризуется зоной негативного термического и
барического воздействия (как правило, представляющей собой в плане вытянутый по
направлению ветра эллипс), ограниченной изолинией концентрации паров С\,и = 0,5СНК1Ш (см. 6.8,
7.8) и ориентированной в том в том или ином географическом направлении в зависимости от
направления ветра.
Каждый сценарий, связанный с распространением без воспламенения паровых облаков
ТВС (из группы С^(жн) ), в конечном итоге характеризуется максимальными размерами
парового облака (как правило, представляющего собой в плане вытянутый по направлению ветра
эллипс), ограниченного изолинией концентрации паров С = СНК1Ш (см. 6.8,7.8) и
ориентированного в том в том или ином географическом направлении в зависимости от направления
ветра.
7.5.18 При расчетах показателей риска и ожидаемого годового ущерба от аварий на
площадочных объектах (см. 7.12, 7.13) допускается учитывать поражающие эффекты только
от сценариев с горением газа и сгоранием взрывопожароопасных паровых облаков ТВС (т.е.
от сценариев групп С,(гп), С2(т), С,(1НН), С2<гнн), С/,нв), С,(жс\ С,(жн\ С2<жн)), поскольку терми-
166

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ческое (и барическое — в случае взрывного сгорания паровых облаков) воздействия при этих
сценариях по своим масштабам и последствиям значительно превосходят осколочное,
барическое и асфиксионное воздействия, имеющие место при сценариях без мгновенного и
задержанного воспламенения с рассеиванием природного газа или паров углеводородной
жидкости в атмосфере. Учет при расчетах показателей риска сценариев без воспламенения
ограничивается при этом только учетом условных вероятностей их реализации (значения которых на
площадочных объектах, как правило, малы — см. 7.6) для определения (путем вычитания из
1) условных вероятностей реализации основных, <фискогенных», сценариев с горением и
взрывом в полной группе несовместных событий, рассматриваемых на каждом т-ом
элементе /7-й ОС ПО.
Тем не менее, в силу соответствующих требований нормативных документов Ростех-
надзора к содержанию процедуры анализа риска при разработке ДП Б, на промежуточных
этапах КолАР для характерных сценариев аварий на площадочных объектах (из числа всех
рассматриваемых расчетных сценариев) но, прежде всего, для наиболее вероятных и
максимальных по масштабам ущерба сценариев необходимо рассчитывать размеры зон воздействия всех
поражающих факторов, количество пострадавших и ущерб имуществу.
7.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на площадочных объектах
7.6.1 На данном этапе КолАР (этап 3.3 в блок-схеме на рисунке 7.1) следует определить
для каждой рассматриваемой ОСПО на анализируемом площадочном объекте условные
вероятности PiC-^A) реализации каждого расчетного сценария С- (при условии, что произошла
разгерметизация (разрушение) ОСПО - событие А) из сформированного на предыдущем
этапе набора сценариев {С--} для каждого w-ro элемента ОСПО.
7.6.2 При определении условных вероятностей реализации расчетных сценариев
аварий на различных ОСПО рекомендуется базироваться на основных положениях методических
подходов, описанных в 5.6; 6.6, предусматривающих построение деревьев событий. В деревья
событий, кроме основных событий, связанных с разгерметизацией ОСПО,
загоранием/незагоранием опасного вещества, влиянием на характер (вид) истечения опасного вещества,
метеоусловиями следует включать промежуточные события, связанные:
- со срабатыванием/несрабатыванием 7^,7за автоматической и дистанционно
управляемой запорной арматуры, расположенной на территории площадочного объекта, что
влияет на динамику и продолжительность аварийного истечения опасного вещества в
окружающую среду; при этом соответствующие условные вероятности Р(ТУ
Л) рекомендуется опре-
167

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
делять на основе статистических данных по отказам и паспортных данных по надежности
запорной арматуры, привода арматуры и системы управления приводом;
- со срабатыванием/несрабатыванием 7"пжт Гпжт штатных средств пожаротушения,
аварийной вентиляции, других пассивных и активных средств зашиты; при этом
соответствующие условные вероятности Р(Тиж1\А) рекомендуется определять на основе
имеющихся статистических данных по отказам данного оборудования, а также паспортных данных по
его надежности.
7.6.3 Для подземных технологических газопроводов площадочного объекта при
определении условных вероятностей Р(С™ \Л) реализации расчетных сценариев С-0'0 аварии
допускается использовать в полном объеме методический подход, описанный в 5.6. При этом
для примыкающих к КС, ГРС, АГНКСучастков МГ(или соответственно,
газопроводов-отводов, подводящих газопроводов), а также для входного и выходного подземных газопроводов-
шлейфов КС рекомендуется принимать значения условных вероятностей промежуточных
событий, приведенные в таблице 5.7.
Для остапьных подземных технологических газопроводов, расположенных в условиях
плотной производственной застройки площадочного объекта с наличием постоянно,
периодически или эпизодически действующих источников зажигания, рекомендуется увеличить
приведенные в первой графе таблицы 5.7 значения условной вероятности «мгновенного»
(сразу после разгерметизации) загорания истекающего газа на 30 %.
7.6.4 При рассмотрении аварий на надземных наружных и внутренних трубопроводах,
емкостях, аппаратах, установках условную вероятность «мгновенного» загорания горючего
опасного вещества следует задавать в диапазоне значений 0,8—1,0 в зависимости от плотности
размещения оборудования и/или сооружений, среди которых находится анализируемый
технологический элемент, и близости постоянно, периодически или эпизодически действующих
источников зажигания.
7.6.5 Рекомендуемая формула расчета условной вероятности реализацииу-го сценария
с пожаром (из сценарных групп, не связанных с переносом взрывопожароопасного парового
облака и его последующим задержанным воспламенением) на примере аварии из группы
сценариев с разгерметизацией надземного наружного газопровода с возникновением и
развитием открытого пожара колонного типа в загроможденном пространстве имеет вид
/>(С,/ГНН)
\А) = Р(В\А)Р(ТЗА[4)Р(Тпш\4В)Р(С1(ГИН)\АВ)Р(их11Ц)), (7.4)
где Р(В\А) — условная вероятность «мгновенного» загорания истекающего газа;
168

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Р(ТоАА) ~ условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна
изолировать аварийный участок;
Р(Тпжт\АВ) - условная вероятность несрабатывания средств пожаротушения;
Р(С {{ГНИ)\А В) - условная вероятность реализации сценарной группы Cj(rHH) при условии,
что произошло загорание истекающего газа. Зависит от степени загроможденности
пространства: чем больше степень загроможденности, тем больше вероятность сценариев из группы
С,(ГНН) «Пожар колонного типа в загроможденном пространстве»;
Р(и ) - относительная частота повторяемости в году скорости ветра и в \|/-том
диапазоне скоростей и ср-ом географическом направлении (общее количество Ч* и размеры
диапазонов скоростей ветра, а также общее количество учитываемых направлений ветра (число
румбов - Ф) задаются пользователем ) - (см. 6.6.5.2).
7.6.6. Условную вероятность реализации сценариев аварий, связанных с
распространением по территории взрывопожароопасных тяжелых паровых облаков (ТВС),
образовавшихся при истечении нестабильных углеводородных жидкостей, с последующим их возгоранием
от какого-либо источника зажигания (т.е. сценариев из группы С2(ЖН)) следует рассчитывать
по следующей рекомендуемой формуле (на примере разгерметизации технологического кон-
денсатопровода-шлейфа на НС МКП)
Р(С2}(ЖИ)\А) = Р(В\АУР(С$\А) P{T^yP{u^yP(SevYP(Cl\u^Sev)P(M\AB)^ (7.5)
где Р(ТЗА\А) - условная вероятность несрабатывания запорной арматуры, которая должна
изолировать аварийный участок.
Остальные входящие в формулу (7.5) величины описаны в 6.6.5.1.
7.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов опасных
веществ при авариях на площадочных объектах
7.7.1 На данном этапе КолАР (этап 3.4 в блок-схеме на рисунке 7.1) необходимо
определить интенсивности, объемы или массы (в том числе, массы опасных веществ,
непосредственно участвующих в создании поражающих факторов аварии) и продолжительности
аварийных выбросов опасных веществ для заданных (в рамках расчетных сценариев аварий)
вариантов нарушений герметичности ОСПО (т.е. размеров отверстий истечения) и вариантов
перекрытия потоков углеводородов запорной арматурой.
7.7.2 Расчет интенсивности G(t) нестационарного истечения продукта при разрыве
технологических трубопроводов (включая трубопроводы обвязки ГПА, магистральных насосов)
следует выполнять, рассматривая отдельно аварийные потоки продукта с интенсивностями
169

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Gx(t) и G2(t) из двух концов разрушенного трубопровода, разделенного разрывом на два
аварийных участка: верхний и нижний (относительно точки разрыва трубопровода по доаварий-
ному потоку продукта: верхний - с более высоким начальным давлением, нижний - с более
низким начальным давлением).
При рассмотрении случаев разгерметизации аппаратов, емкостей рассчитывается
интенсивность истечения G(t) из образовавшегося единственного отверстия разрыва.
При этом в качестве основных влияющих на интенсивность истечения параметров
следует учитывать: диаметр отверстия истечения; фактическое доаварийное давление продукта в
месте разгерметизации; местоположение аварийного элемента ОСПО в обшей
технологической схеме; время, требуемое для закрытия кранов (задвижек) либо в автоматическом режиме
(минимальное время отсечения), либо с помощью средств дистанционного управления
(время закрытия зависит от алгоритма идентификации факта аварии и реакции диспетчера),
либо с участием персонала объекта вручную по месту расположения кранов или задвижек
(время отсечения в данном случае в основном определяется временем прибытия персонала к
местам расположения запорной арматуры).
Интенсивность истечения продукта рекомендуется рассчитывать по методикам,
приведенным в приложениях Г (подраздел Г.З), Д. При этом на ОСПО с обращением сжатого газа
следует рассматривать разгерметизацию «на полное сечение», а на ОСПО с обращением
жидких углеводородов задавать ряд отверстий разгерметизации разных размеров.
При расчетах интенсивности истечения продукта при авариях на КС МП, КС ПХГ НС
МКП в качестве одного из основных вариантов перекрытия запорной арматуры при аварии на
основных технологических ОСПО рекомендуется рассматривать закрытие (в течение первых
30 с после аварийной разгерметизации) обратного клапана на выходном
трубопроводе-шлейфе и отказ закрытия входного(ой) крана(задвижки) на входном трубопроводе-шлейфе.
7.7.3 При расчете объема (массы) выброшенного при аварии транспортируемого
продукта дополнительно к перечисленным в 7.7.2 параметрам следует учитывать
продолжительность идентификации факта аварии на диспетчерских пунктах управления технологическим
режимом объекта.
7.7.4 При определении количества Мав выброшенного продукта учитывается вся масса
продукта, которая может попасть в окружающую среду через отверстие разгерметизации за
время, необходимое по технологическому регламенту на локализацию и ликвидацию аварии.
При отсутствии в технологическом регламенте указанного значения времени его необходимо
оценить, рассматривая три вида оценок: оптимистическую (автоматическое закрытие
кранов), среднюю (закрытие крана диспетчером с учетом времени на идентификацию аварии) и
170

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
пессимистическую (ручное закрытие кранов). Интенсивность истечения продукта в течение
заданного времени локализации аварии рекомендуется рассчитывать по методикам,
приведенным в приложениях Г, Д.
7.7.5 Количества Л/Пф опасных веществ, участвующие в создании поражающих
факторов аварии на площадочных объектах, зависят от вида поражающего фактора.
7.7.5.1 Количество природного газа, участвующее в формировании зон действия
воздушной волны сжатия Л/Мф_внс и осколочного воздействия Д/.оск определяется:
- для технологических газопроводов— массой газа, заключенной в пределах длины
разрушенного участка трубопровода (см. таблицу 5.8, где приведены рекомендуемые расчетные
значения длины разрывов трубопроводов разных диаметров);
- емкостного оборудования — массой газа в объеме внутренней полости резервуара,
емкости, аппарата.
7.7.5.2 Количество опасного вещества, участвующее в создании тепловой радиации
пожара Л/Пф_т, в каждый данный момент времени определяется интенсивностью горения
(кг/с) газообразных продуктов, либо выбрасываемых из отверстия разгерметизации, либо
поступающих в зону горения с поверхности пролива. При этом для потенциальных
реципиентов наиболее критично воздействие пламени и тепловой радиации в течение первых минут
после разрыва, поскольку наибольшие масштабы поражающего теплового воздействия имеют
место именно на этом временном отрезке.
7.7.5.3 Количество газообразных продуктов в облаке ТВС взрывопожароопасной
концентрации, участвующих в создании термического и барического поражающих факторов при
взрывном сгорании облака, следует определять с учетом времени распространения облака,
массы поступившего в него газообразного и в виде мелкодисперсного аэрозоля продукта,
атмосферных условий, вида и рельефа подстилающей поверхности и ряда других факторов.
Учитывая сложность процесса дисперсии и распространения облака ТВС, соответствующие
расчеты рекомендуется проводить по специализированным методикам, например, ТОКСИ-3
(см. подраздел 6.7, а также Ж.7 приложения Ж).
7.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий
на площадочных объектах
7.8.1 На данном этапе КолАР (этапе 3.5 в блок-схеме на рисунке 7.1) необходимо
определить для каждого расчетного сценария С-аварии распределение в пространстве основных
физических характеристик (размеров зон негативного воздействия) характерных для данного
сценария следующих поражающих факторов аварии:
- прямого огневого действия и тепловой радиации при горении природного газа;
171

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- осколков разрушенной ОСЛО (трубопровода, емкости, аппарата или другого
технологического оборудования);
- воздушной волны сжатия, образующейся при разрушении ОСЛО;
- воздушной волны сжатия, образующейся при сгорании облака ТВС;
- прямого огневого воздействия при сгорании облака ТВС;
- продуктов сгорания облака ТВС:
- загазованности;
- тепловой радиации от пожара разлития.
П р и м е ч а н и е - На основном этапе КолАР, т.е. при расчете потенциального, индиви-
дуапьного, коллективного, социального рисков и ожидаемого годового ущерба, рекомендуется
учитывать только термические эффекты от пожара (струеного и колонного типов) и термобарические
эффекты от распространения дефлаграшюнного фронта пламени по облаку ТВС, как значительно
превалирующие по поражающему воздействию над осколочными, барическими (от расширения газа при
разрыве ОСПО со сжатым газом) воздействиями и загазованностью.
7.8.2 Расчет пространственных распределений характеристик разлета осколков и
воздушной волны сжатия при разгерметизации технологических газопроводов и емкостей со
сжатым газом следует выполнять с учетом рекомендаций, приведенных в 5.8.2; 5.8.3; 5.8.4 с
использованием методик, изложенных в подразделах Ж.1— Ж.4 приложения Ж.
7.8.3 Расчет геометрии пламени и территориального распределения потоков теплового
облучения от пожаров (струевых и колонного типа), возникающих на площадочных объектах
при аварийных истечениях природного газа, следует выполнять с учетом рекомендаций,
приведенных в 5.8.6, с использованием методик, изложенных подразделе Е.4 приложения Е и в
подразделе Ж.5 приложения Ж.
7.8.4 Расчет геометрии пламени и территориального распределения потоков теплового
облучения от пожаров разлития, возникающих на площадочных объектах при аварийных
истечениях жидких углеводородов, следует выполнять в соответствии с рекомендациями,
приведенными в 6.8.2, с использованием методик, изложенных в подразделах Ж.5; Ж.6
приложения Ж (с учетом подразделов Е.2, Е.З приложения Е).
7.8.5 При расчете пространственных распределений концентрации паров облака ТВС
необходимо следовать рекомендациям, приведенным в 5.8.5 и 6.8.3, использовать
методические указания, данные в Ж.7 (приложение Ж) и опирающиеся на методику |24).
7.8.6 При расчете пространственных распределений характеристик волн сжатия и
продуктов дефлаграционного сгорания облака ТВС следует принимать гипотезу, что волны
сжатия, продукты сгорания и тепловое воздействие с параметрами, достаточными для нанесения
ущерба оборудованию, зданиям и сооружениям, а также гибели и ранения людей, не выходят
172

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
за пределы облака ТВС, ограниченного изолинией концентрации паров продукта, равной
половине НКПВ (Суп = 0,5 • Снкпв).
7.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала от аварий
на площадочных объектах
7.9.1 На данном этапе КоЛАР (этап 3.6 в блок-схеме на рисунке 7.1) следует определить
для каждого расчетного сценария Су аварии на каждой выделенной ОСПО (или, как минимум,
для наиболее вероятного и наиболее масштабного по негативному воздействию сценариев)
размеры ЗПП от расчетных поражающих факторов и ожидаемые количества погибших и раненых
среди персонала площадочного объекта и населения (если ЗПП выходят за пределы объекта).
7.9.2 В качестве единого целевого уровня поражения человека (единого критерия
поражения) от любых поражающих факторов аварии на площадочном объекте при расчетах ЗПП
устанавливается летальный исход (гибель человека).
7.9.3 Расчет размеров ЗПП, условных вероятностей поражения и ожидаемого
количества погибших и раненых от аварий на площадочных объектах для сценариев из групп,
описанных в 7.5, следует выполнять в соответствии с рекомендациями 5.9.3—5.9. К) и 7.9.4—7.9.5.
7.9.4 При дефлаграционном сгорании облака ТВС внешняя граница зоны 100 %
потенциального поражения совпадает с изолинией концентрации паров облака С = 0,5 * Снкпв.
То есть все люди, оказавшиеся в момент сгорания облака ТВС на территории, ограниченной
указанной изолинией, считаются погибшими.
7.9.5 Расчет числа пострадавших среди персонала площадочного объекта проводится
исходя из пространственно-временного распределения персонала по территории объекта,
полученного на основе данных о численности работников, работающих в дневную и ночную
смены, и данных об обязанностях персонала в разрезе рабочего дня с учетом нахождения
людей внутри или вне помещений.
7.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на площадочных объектах
7.10.1 На данном этапе КолАР (этап 3.7 в блок-схеме на рисунке 7.1) для каждого
принятого для анализа расчетного сценария С- аварии на том или ином элементе ОСПО (из числа
перечисленных в 7.3.7) (или, как минимум, для наиболее вероятного и наиболее
масштабного по негативному воздействию сценариев) определяются возможные количества (в
натуральном выражении) следующих имущественных и природных компонентов (объектов),
уничтоженных и поврежденных в результате аварии на площадочном объекте:
- зданий и сооружений как на территории площадочного объекта, так и на
прилегающих территориях;
173

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- технологического оборудования площадочного объекта, и смежных с ним объектов;
- автотранспортных средств на переходах ближайших к площадочному объекту
участков МП МКП, подводящих трубопроводов ГРС, АГНКС через автодороги, а также в гаражах
и на автостоянках;
- автодорожного полотна и объектов обустройства дорог, инженерных коммуникаций
на объекте и за его пределами;
- близрасположенных лесных угодий;
- близрасположенных сельскохозяйственных культур;
- почв.
Кроме того, для расчета штрафов за загрязнение атмосферы и почв определяются
объемы выбросов загрязняющих веществ — природного газа, жидких углеводородов и продуктов
их сгорания при возникновении пожара.
7.10.2 В качестве поражающих факторов аварии, воздействующих на имущественные и
природные компоненты (объекты), в общем случае учитываются: разлет осколков, воздушная
волна сжатия, прямое воздействие пожаров (в том числе, фронта горения облака ТВС),
тепловая радиация от пожаров, воздействие жидких углеводородов на почву. Для сценариев аварий
с пожарами (включая дефлаграционное сгорание облака ТВС) при расчетах количеств
уничтоженных и поврежденных элементов имущественного комплекса и компонентов природной
среды учитываются только тепловые воздействия (прямое огневое и радиационное).
7.10.3 При оценке негативного воздействия поражающих факторов аварии на
элементы имущественного комплекса и природной среды в полной мере выполняются требования
5.10.3 относительно применения дозовых и характеристических критериев различных
поражающих воздействии.
При использовании как характеристических, так и дозовых критериев поражающих
воздействий по результатам расчета этих воздействий для конкретного плана размещения
имущественных и природных компонентов на и вблизи площадочного объекта должно
быть определено количество поврежденных (с данной степенью повреждения) или
уничтоженных компонентов (объектов) в результате воздействия каждого поражающего
фактора в рамках рассматриваемого сценария аварии, измеряемое в штуках (если объекты —
здания, сооружения, транспортные средства и т.п.) или площадью (га) (если объекты -
лесные угодья, сельхозкультуры, почвы, поверхностные экосистемы северных регионов
России и т.п. ).
Итоговое для каждого рассматриваемого сценария С- аварии на каждом выделенном
элементе аварийной ОСПО количество уничтоженных (/Vy) (или поврежденных (Nn) объек-
174

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
тов каждого вида, предназначенное к дальнейшему использованию при расчете ущерба в
стоимостном выражении, определяется по формулам 5.44 и 5.45.
7.10.4 Рекомендуемый порядок определения количества уничтоженных и
поврежденных стационарных объектов в результате воздействия волн сжатия приведен в 5.10.5; 5.10.9.
7.10.5 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и
поврежденных стационарных объектов: зданий, сооружений, транспортных средств на стоянке в
результате воздействия на них осколков приведен в 5.10.6-5.10.7,5.10.9.
7.10.6 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и
поврежденных зданий, сооружений и транспортных средств на стоянке как стационарных объектов,
включающих горючие элементы и обладающих пожарной нагрузкой, в результате прямого
воздействия пламени и воздействия тепловой радиации от пожара приведен в 5.10.8 и 5.10.9.
7.10.7 Рекомендуемый порядок определения количеств уничтоженных и
поврежденных движущихся транспортных средств при аварии на подземном переходе через автодорогу
трубопровода-шлейфа КС или НС, смежного с КС или НС участка МГ или МКП,
подводящего трубопровода к ГРС, АГНКС при воздействии заданного поражающего фактора
приведен в 5.10.10. При этом для сценариев аварий из группы С2 («Взрывное сгорание парового
облака в дефлаграционном режиме») степень повреждения транспортных средств
принимается равной 1 (*повр=1).
7.10.8 Рекомендуемый порядок определения по дозовому критерию перечня и
количеств уничтоженных и поврежденных наружных установок и различных металлических
конструкций (т.е. стационарных объектов без горючих элементов и не обладающих пожарной
нагрузкой) в результате воздействия тепловой радиации от пожара приведен в 5.10.12.
7.10.9 Рекомендуемый порядок определения по характеристическому критерию
площадей уничтоженных и поврежденных лесных угодий, плодородного слоя почв и
сельхозкультур от пожара приведен в 5.10.13—5.10.16.
7.10.10 Рекомендуемый порядок определения уничтоженного и поврежденного
имущества и компонентов природной среды в результате взрывного сгорания парового облака в
дефлаграционном режиме приведен в 6.10.
7.10.11 Площадь загрязнения почв в результате разлива жидких углеводородов
рекомендуется определять по методике расчета размеров лужи при проливе жидкости,
приведенной в подразделе Е.2 приложения Е.
7.11 Расчет ущерба от аварий на площадочных объектах
7.11.1 На данном этапе КолАР (этап 3.8 в блок-схеме на рисунке 7.1) выполняется
оценка ущерба в денежном выражении (российских рублях) для каждого расчетного сценария
175

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Су аварии на элементах выделенных опасных составляющих площадочного объекта и на этой
основе - математическое ожидание ущерба от аварии на каждом данном элементе
рассматриваемой ОСПО, средние значения для каждой ОСПО и для объекта в целом. При этом
используются полученные на предыдущих этапах КолАР (см. 7.9: 7.10) результаты расчета ущербов
в натуральных показателях (количества погибших и раненых, уничтоженного
(поврежденного) имущества и природных компонентов).
7.11.2 Оценка ущерба от аварии на площадочном объекте производится в соответствии с
общей Методикой расчета ущерба от аварии на ОПО, приведенной в приложении К, с учетом
ряда изложенных в 7.11.3—7.11.13 положений, отражающих специфику площадочных объектов.
7.11.3 Ущерб Уаи при реализации сценария С^аварии на той или иной ОСПО
складывается из следующих основных составляющих:
- социально-экономического ущерба УД (руб.), обуслоааенного гибелью и
травматизмом персонала площадочного объекта, а также населения на прилегающих к объекту
территориях;
- прямого ущерба производству УПр (руб.). обусловленного разрушением и
повреждением зданий и сооружений, технологического оборудования, транспортных средств и
потерями газа, газового конденсата, СУГ, других продуктов, обращающихся на объекте;
- ущерба ^им.лр.;! (руб.) имуществу других (третьих) лиц, в том числе населения
(только для площадочных объектов, зоны негативного воздействия от аварий на которых выходят
за пределы территории объекта и для которых имеют место нарушения требований СНиП в
части минимальных безопасных расстояний до имущественных объектов 3-х лиц);
- ущерба У^ (руб.), обусловленного затратами на локализацию аварии, ликвидацию
ее последствий и расследование аварии;
- экологического ущерба У-жш (РУб.).
7.11.4 При расчете составляющих ущерба в полной мере применяются положения
5.11.4; 5.11.5:5.11.6.
7.11.5 При расчете социально-экономического ущерба УД (порядок расчета У*1/*
приведен в подразделе К.2 приложения К) в качестве значений числа погибших (#_,., Мг,м.)
и травмированных (/Vnc , N ) среди персонала площадочного объекта и населения,
фигурирующих в формулах (КЗ), (К4). (Кб) - (К8) (приложение К), следует использовать
соответствующие количества погибших и раненых среди работников дневной (наибольшей) смены и
населения, полученные на этапе 3.6 КолАР по рекомендациям 7.9.
7.11.6 При расчете прямого ущерба производству * нр в результате аварии на
площадочном объекте в качестве потенциально поражаемых элементов основных фондов эксплуа-
176

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
тируюшей организации следует учитывать здания, сооружения и технологическое
оборудование, расположенные на территории площадочного объекта, включая перечисленные в 7.3.7
ОСПО с входящими в них технологическими элементами.
Порядок расчета -^„р приведен в подразделе К.З приложения К.
7.11.7 При расчете имущественного ущерба другим (третьим) липам (^„м.ф,) в
результате аварии на площадочном объекте в качестве потенциально уничтожаемого
(повреждаемого) имущества других (третьих) лиц следует учитывать следующие объекты,
расположенные с нарушением требований СНиП 2.05.06-85* |21] в части минимальных безопасных
расстояний:
- жилые и общественные здания, сооружения на территории постоянных населенных
пунктов, коттеджных поселков;
- дома, хозяйственные постройки и зеленые насаждения садоводческих товариществ;
- здания, сооружения, оборудование сторонних организаций;
- автотранспортные средства на переходах ближайших к площадочному объекту
участков МГ, МКП, подводящих трубопроводов ГРС, АГНКС через автодороги, а также в гаражах
и на автостоянках; автодорожное полотно;
- сторонние трубопроводы, ЛЭП, кабели вблизи площадочного объекта;
- сельхозкультуры на сельхозугодьях вблизи площадочного объекта.
Порядок расчета ^имлр.л приведен в подразделе К.4 (приложение К).
7.11.8 Затраты У^ на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и
расследование аварии рекомендуется определять в соответствии с 5.11.10.
7.11.9 При расчете экологического ущерба У-^о:1 в результате аварий на площадочных
объектах следует учитывать:
- загрязнение атмосферного воздуха выбросами природного газа, продуктами сгорания
природного газа, газового конденсата, СУП
- выгорание лесных массивов и их повреждение тепловой радиацией до степени
прекращения роста деревьев;
- повреждение плодородного слоя почвы в результате теплового воздействия от
пожара;
- повреждение плодородного слоя почвы в результате загрязнения жидкими
углеводородами.
Порядок расчета У-£ол приведен в подразделе К.6 (приложение К).
Используемые в расчетах ущерба от загрязнения атмосферы объемы аварийных
выбросов опасных веществ определяются в соответствии с 7.7.
177

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Используемые в расчетах ущерба, связанного с поражением лесных массивов,
площади уничтоженного леса определяются в соответствии с 7.10.9 и 5.10.13.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с повреждением почв тепловой
радиацией, площади поврежденных почв определяются в соответствии с 7.10.9 и 5.10.16.
Используемые в расчетах ущерба, связанного с загрязнением почв жидкими
углеводородами, площади загрязненных почв определяются в соответствии с подразделом Е.2
приложения Е.
7.11.10 Расчет рассмотренных в 7.11.5—7.11.9 составляющих ущерба проводится для
всех расчетных сценариев аварий на выделенных по рекомендациям 7.3.7 опасных
составляющих рассматриваемого площадочного объекта.
7.11.11 Математическое ожидание ущерба от аварии на /н-ом элементе я-й ОСПО с
учетом всех расчетных сценариев С{- аварии в этой точке, образующих полную группу
событий, рассчитывается по формуле
y№=^yM.l*™\C{i), (7.6)
i=i И
где У*и) - полный ущерб при реализации сценария С- аварии на w-ом элементе я-й ОСПО;
Р{плп)(С{) — условная вероятность реализации сценария С-- на m-ом элементе я-й ОСПО.
Математические ожидания отдельных составляющих ущерба (т.е. социально-экономического
ущерба Ус_т3п)« прямого производственного ущерба У,™ , ущерба имуществу других лиц
•^им^рл ' затрат на ликвидацию и расследование аварии У(™п), экологического ущерба
У*™* от аварии на /?/-ом элементе /7-й ОСПО рассчитываются по формулам, аналогичным
формуле (7.6) при подстановке в нее вместо У*и) значений соответствующих составляющих
ущерба Ус-э , ^пр , ^им.лр.л. , Уд* , -^экол , рассчитанных для каждого сценария Су.
7.11.12 Среднее значение ущерба от возможных аварий в пределах всей я-й ОСПО
рассчитывается по формуле
, м
i/(n) __L V v<mn)
->оспо ~ м L<y* < (7.7)
m=l
где У.*тп) - математическое ожидание ущерба от аварии на т-ом элементе я-й ОСПО;
М — общее число элементов данной ОСПО, на которых моделируются аварии.
Средние по я-й ОСПО значения отдельных составляющих ущерба (т.е.
социально-экономического ущерба Уоспо-сэ > прямого производственного ущерба У£}по_пр , ущерба
имуществу других лиц Уоспо-им.лр.л ' затратна ликвидацию и расследование аварии У0спо-ла
экологического ущерба Уоеп0-экол ) рассчитываются по формулам, аналогичным формуле (7.7) при
178

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
у1 -_Lvv,(n)
■'по- ^Z-^ocno4 (7.8)
подстановке в нее вместо У*П1П) значений соответствующих составляющих ущерба У\"} ,
i/Onn) i/(mn) v(mn) v(mn) к. п~пгл
у пр . ^им.лр.л , ^.ш , ^ jko.i , рассчитанных для каждого/77-го элемента а/-и ОС МО.
7.11.13 Среднее значение ущерба в пределах рассматриваемого площадочного объекта
рассчитывается по формуле
N
N
где ^оспо - среднее по п-\\ ОСЛО значение ущерба;
N — общее количество ОС ПО на рассматриваемом площадочном объекте.
Средние по рассматриваемому площадочному объекту значения отдельных
составляющих ущерба (т.е. социально-экономического ущерба У\\о-ы* прямого производственного
ущерба -^по-пр * ущерба имуществу других лиц -^по-им.др.л , затрат на ликвидацию и рассле-
дование аварии У^о_ла , экологического ущерба У\\о-жол ) рассчитываются по формулам,
аналогичным формуле (7.8) при подстановке в нее вместо ^оспо значений соответствующих
составляющих ущерба >'оспо-сэ < уоспо-пр * Уоспо-им.дР... * уоспо-..а - уоспо-жо.,
рассчитанных для каждой /7-й ОСПО.
7.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков
от аварий на площадочных объектах
7.12.1 На данном этапе КолАР (этап 3.9 в блок-схеме на рисунке 7.1) выполняется
расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального рисков,
характеризующих меру опасности от возможных аварий на площадочном объекте для персонала
объекта, а также для населения на прилегающих к объекту территориях. Расчет ведется на
основании рассчитанных ранее ожидаемых удельных частот аварий (см. 7.4), условных
вероятностей реализации расчетных сценариев аварии (см. 7.6), зон потенциального
поражения (см. 7.9) для всей совокупности расчетных сценариев аварий на
идентифицированных ОСПО (см. 7.3; 7.5).
7.12.2 Расчеты потенциального, индивидуального, коллективного и социального
рисков должны проводиться с помощью специально разработанных компьютерных программ
по алгоритмам, изложенным в 7.12.3 — 7.12.7 .
7.12.3 Расчет потенциального риска /? (х,у) в точках территории, прилегающей к
опасным составляющим рассматриваемого площадочного объекта.
7.12.3.1 На плане территории, включающей площадочный объект и прилегающую
местность, определяется прямоугольная (в плане) расчетная область (сетка), в узлах которой
требуется определить значения потенциального риска (рисунок 7.3).
179

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Фрагмент расчетной сетки
Боковой участок
влияния дайной
Граница расчетной зоны
1
Боковой участок
влияния длиной
Рисунок 7.3 — План территории площадочного объекта с расчетной областью
Характерные размеры расчетной области: Нх в направлении «запад-восток» и #v — в
направлении «юг-север» рассчитываются по формулам
Ях="..л-х+2-//кр, (7.9)
Ну =#нл-у +2/Укр-
(7.10)
где Я ., Н - размеры (соответственно, длина - в направлении «запад-восток» и ширина -
в направлении «юг-север») площадочного объекта, представляемого (в плане) в виде
прямоугольника, включающего все выделенные ОСПО, м;
Н - дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего факто-
кр
ра максимальной аварии, км. Указанный параметр, как правило, представляет собой
расстояние от точки разрыва наиболее опасной ОСПО (как правило, трубопровода с наибольшим
диаметром и давлением) до внешней границы зоны потенциального теплового поражения (от
пожара на ОСПО), соответствующей 1 % поражению незащищенного человека, те.
определяется по результатам соответствующих расчетов ЗПП, описанных в 7.9.
180

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Альтернативно (в упрощенном варианте) для объектов с обращением сжатого газа
указанный параметр Hvn может быть рассчитан по формуле
кр
Я -0,5.J^..^L (7.11)
кр V Ю 1400
где Р С) — проектное давление газопровода с максимальным диаметром и максимальным
проектным давлением из числа всех газопроводов площадочного объекта, МПа;
Лу — условный диаметр указанного газопровода, мм.
7.12.3.2. Определяется характерный размер квадратных вычислительных ячеек (т.е.
сторона квадрата AL, м), на которые разбивается расчетная область, по формуле
л/ Н
AL=v (7-12)
где Н = min(//Y, HJ — меньший из 2-х размеров расчетной области, м;
/VH — количество ячеек, заданное на меньшей стороне расчетной области. Рекомендуемые
значения /VR, обеспечивающие достаточную точность вычислений, выбираются из диапазона
100-150.
7.12.3.3 Производится выделение (идентификация) ОСПО (общим количеством /V) на
площадочном объекте. При этом в качестве ОСПО рекомендуется выделять типовые
технологические блоки и участки технологических трубопроводов между ними (см. 7.3), в пределах
каждого из которых следует ожидать возникновения аварий, протекающих по однотипным
сценариям.
7.12.3.4 Выполняется разбиение каждой /?-ой ОСПО на элементы.
При этом линейные ОСПО, т.е. участки трубопроводов разбиваются каждый на
элементарные отрезки с длинами AL, равными характерному размеру ячейки расчетной
области. Число получаемых элементарных отрезков в пределах я-й линейной ОСПО (участка
трубопровода) определяется как
A/ = Ln-_n/Al, (7.13)
где £тт_п - длина участка технологического трубопровода, м.
ОСПО, представляющие собой отдельно стоящие аппараты, емкости, установки,
агрегаты, рекомендуется считать состоящими из одного элемента и отождествлять с одной
вычислительной ячейкой с центром, совпадающим с геометрическим центром ОСПО (таким
образом идентифицируются условно «точечные» ОСПО).
7.12.3.5 Определяются ожидаемые частоты аварий на элементах ОСПО.
181

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Для элементарных отрезков (с длинами AL) технологических трубопроводов
ожидаемая частота аварий (аварий/год) рассчитывается по формуле
/л1.=Чт-п"Д^ (7.14)
где ^тт.п - удельная частота аварий на рассматриваемом технологическом трубопроводе (см.
7.4).
Для условно «точечных» типовых ОСПО в составе типовых площадочных объектов
ожидаемые частоты аварий приведены в 7.4.
7.12.3.6. Принимается, что на каждом элементарном отрезке (условно в середине
отрезка с линейной координатой л-|(1гп) (т = 1,2,..М)) линейной ОСПО (трубопровода) или в
центре условно «точечной» ОСПО возможно возникновение аварии (событие А) с
определенными в 7.5 расчетными сценариями {Cv}4 образующими полную группу событий в каждой
точке л'^П1), с условными вероятностями реализации каждого расчетного сценария P(CvjA)
(см. 7.6.). При этом наборы сценариев с соответствующими условными вероятностями их
реализации на каждом элементарном отрезке (в каждой точке х{^л)) рекомендуется принимать
одинаковыми для всех элементарных отрезков AL в пределах рассматриваемой ОСПО.
7.12.3.7 Определяются места размещения персонала площадочного объекта и
населения в расчетной области с учетом данных о кадровом составе и функциональных
обязанностях персонала, генерального плана объекта, картографических и статистических данных о
распределении населения вблизи площадочного объекта. Оформление плана размещения
людей следует выполнять по аналогии с изложенным в 5.12.3.7.
7.12.3.8. Определяются территориальные распределения условных вероятностей
поражения (ЗПП - см. 7.9) от аварий на каждой (//-й) ОСПО, т.е. в каждом узле Е(х,у) расчетной
сетки в соответствии с алгоритмами, изложенными в 7.9, рассчитываются условные
вероятности Р^Чхчу) (/ - номер группы сценариев, у - номер сценария в группе, т — номер
элементарного отрезка) гибели людей без учета защитного действия каких-либо укрытий при
каждом сценарии аварии путем последовательного моделирования единичных аварий на
каждом элементарном отрезке AL (в каждой точке х^ш)) с одинаковым набором расчетных
сценариев {С|}. В итоге для каждой точки Е(х,у) расчетной области должно получиться (при
упрощающем допущении, что каждая группа сценариев состоит из одинакового количества J
сценариев) М'• /• J значений Р^Чх.у), соответствующих авариям в Л/точкахл^т) на
рассматриваемой /7-й линейной ОСПО, или / • J значений Р^}(хчу)ц если рассматривается условно
«точечная» ОСПО.
7.12.3.9. В каждом узле расчетной области определяются значения потенциального
риска от аварий на каждой рассматриваемой л-й ОСПО по формуле
182

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
м i j
0*'-V> = AL-ElM,'-',<CeH>- (7.15)
гле/л[ - ожидаемая частота аварий на элементарном отрезке AL /7-го ПОУ;
/^п)(л\у) - условная вероятность пюели человека в точке Е(х,у) расчетной селки в
результате реализации сценария Су аварии в точке л**,П1) - середине /?ы о элементарного
отрезка /7-й ОСПО или в центре «точечной» ОСПО;
Р(СХ^Л) - условная вероятность реализации сценария Су аварии на /7-й ОСПО.
7.12.3.10 С учетом возможных аварий на всех N выделенных ОСПО значения
потенциального риска в каждом узле Е(х,у) расчетной области рассчитываются по формуле
N
*ро|<^') = ХО*'->'>- (7-16)
П--.-1
где /?p^t(x,}0 - значение потенциального риска в точке Е(х,у) расчетной области от
возможных аварий на /7-й ОСПО.
7.12.3.11 На основе полученного территориального распределения потенциального
риска строятся изолинии потенциального риска в пределах расчетной области с интервалом в
значениях риска, соответствующих смежным изолиниям, равным порядку или половине
порядка величины вплоть до значения 108 в год.
7.12.4 Расчет индивидуального риска Яш](х,у) для различных индивидуумов в точках
территории, прилегающей к опасным составляющим рассматриваемого площадочного объекта.
7.12.4.1 Расчет индивидуального риска выполняется как для персонала площадочного
объекта, так и для представителей различных групп населения, находящихся в определенной
выше расчетной области: жителей населенных пунктов, садовых товариществ и отдельно
стоящих зданий; посетителей мест массового скопления людей (рынков,
спортивно-зрелищных сооружений, пляжей и т.п.), водителей и пассажиров транспортных средств на переходах
трубопроводов через дороги.
7.12.4.2 Расчет индивидуального риска осуществляется в соответствии с 5.12.4 на
основе рассчитанного территориального распределения потенциального риска с учетом
пространственно-временных распределений выделенных категорий персонала и групп населения в
расчетной области и степени уязвимости указанных групп людей, зависящей от защитных
свойств укрытий или СИЗ.
7.12.5 Расчет коллективного риска от возможных аварий на площадочном объекте.
7.12.5.1 Коллективный риск от возможных аварий на площадочном объекте
рекомендуется рассчитывать на основе территориального распределения потенциального риска
183

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Rpoi(x9y) отдельно для каждой из W выделенных групп (категорий) персонала и населения,
перечисленных в 7.12.4.1, в соответствии с рекомендациями, изложенными в
5.12.5.1—5.12.5.3. Обозначение коллективного риска для vv-й группы - Ясо| _AV) ш
7.12.5.2 Общий коллективный риск от аварий на А-ом площадочном объекте ^."°"k)
определяется как сумма значений коллективного риска /?to) ~w) по всем рассмотренным
группам людей (т.е. местам размещения и регулярного передвижения людей) в пределах
расчетной области
w
->(ПО-к) _ V d(TP-w)
о(по-к) _ v j?(ip-w)
Ясо! ~LHco\ ' (7.17)
W-1
где W — общее число выделенных групп людей, подверженных риску.
Общий коллективный риск Лсо|_s для всех канализируемых площадочных объектов
в составе рассматриваемого л-го Л ПУМ Г рассчитывается как
о(ЛПУ) _ V р(ПО-к)
^col-s -LRca\ ' (7.18)
Ы1
где /?coi " — общий коллективный риск от аварий на /<-ом площадочном объекте;
К — общее количество анализируемых площадочных объектов в составе рассматриваемого
ЛПУМГ.
Общий коллективный риск Ясо1 для всех площадочных объектов в составе
рассматриваемого ГТО, состоящего из 5 Л ПУМ Г, рассчитывается как
s
о(ГТО) _ V- ЫЛПУ) п 1Qv
где ^coi-s — общий коллективный риск по s-му Л ПУМ Г;
S - общее количество ЛПУМГ в составе рассматриваемого ГТО.
7.12.6 Расчет социального риска (F/УУ-кривых) от аварий на площадочном объекте.
7.12.6.1 Социальный риск рассчитывается для каждой выделенной ОСПО в виде
зависимости частоты /'событий (обусловленных возможными авариями на ОСПО при наличии
людей в опасной зоне), при которых погибает не менее N человек, от этого числа /V. Расчет
выполняется в соответствии с 5.12.6.2 при замене аббревиатуры «ПОУ» на «ОСПО».
7.12.6.2 Социальный риск от возможных аварий на всем анализируемом площадочном
объекте получают как сумму /y/V-кривых, рассчитанных для каждой ОСПО.
Социальный риск по всем площадочным объектам в составе рассматриваемого
Л ПУМ Г рассчитывается как сумма F/TV-кривых, полученных для каждого из этих объектов в
отдельности.
184

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Социальный риск по ГТО в целом рассчитывается как сумма F/N-кривых. полученных
для каждого Л ПУМ Г в составе данного ГТО.
7.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения аварий
на площадочных объектах
7.13.1 На данном этапе Кол АР (этап 3.10 в блок-схеме на рисунке 7.1) выполняется
оценка в денежном выражении (российских рублях в год) ожидаемого годового ущерба и его
составляющих с учетом рассчитанных ранее частот /п (для технологических трубопроводов
/ =/тт - см. формулу (7.1)) возникновения аварий на каждой ОСПО для всех выделенных
ОСПО и для площадочного объекта в целом, а также при необходимости - суммарные
годовые ущербы от аварий на площадочных объектах в пределах рассматриваемого Л ПУМ Г и в
пределах всего ГТО.
7.13.2 Ожидаемый от возможных аварий на /7-й ОСПО k-vo площадочного объекта
полный годовой ущерб (руб./год) и его составляющие (руб./год) рассчитываются по следующим
формулам:
- полный годовой ущерб от возможных аварий на /7-й ОСПО
^оспо = -^оспо ' fn' (7.20)
- социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на /7-й ОСПО
-Ч)СПО-сэ "^ОСПО-сэ -/п» (7.21)
- прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на /7-й ОСПО
,,<п) _ i/(n) г
->оспо-пр - ^оспо-пр '/п' (7.22)
- годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на /7-й ОСПО
-им.др.л ^ОС ПО-им.др. л. '/п. (7.23)
- годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
/7-й ОСПО
'ОСПО-ла ~ ^ОСПО-ла '-Mr (7.24)
- экологический годовой ущерб от возможных аварий на /7-й ОСПО
•УоСПО-экод = ^ОСПО-жол 'Л* (7.25)
где ^оспо > уоспо-сэ < ^оспо-пр, J оспо-им.др.л. , уоспо-ла ^ ^оспо экол - средние
значения полного ущерба и его составляющих от одной аварии на /7-й ОСПО, руб. (см. 7.11.12);
fix - частота аварий на /7-й ОСПО, аварий/год. Для линейных ОСПО - технологических
трубопроводов площадочного объекта частота аварий определяется по формуле
185

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Л = /гт = ?,-тт ' L\т + *' Л - (7.26)
А,1Т - ожидаемая средняя удельная частота аварий на технологическом трубопроводе ава-
рий/(м • год) - (см. 7.4.);
LTj — длина технологического трубопровода, м;
s - число крановых узлов и тройников на рассматриваемом трубопроводе, шт.;
/s - частота разгерметизации крановых узлов, тройников, аварий/год (см. 7.4).
Для ОСЛО типа сосудов, аппаратов, агрегатов, состоящих в обшем случае из
нескольких (от одного до М) элементов или рассматриваемых как неделимые ОСЛО, частота аварий
определяется по формуле
м
./п = Zrf-Ати (7 27)
m=l
где/т - частота аварий для /и-го элемента на п-\\ ОСЛО, аварий/год.
7.13.3 Ожидаемый от возможных аварий на £-ом площадочном объекте полный
годовой ущерб и его составляющие (руб./год) рассчитываются по формулам:
- полный годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте
N
Л) =
11-1
„(И _ V г(п)
Упо -Z^ocno' (7.28)
- социально-экономический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном
объекте
N
«чю-сэ " Z* -''оспо-сэ' (7.29)
- прямой годовой ущерб производству от возможных аварий на площадочном объекте
N
у по-пр ~ Z-^оспо-пр > (7.30)
- годовой ущерб имуществу других лиц от возможных аварий на площадочном объекте
N
„(к) _ V и(п)
>ПО-им.лр.л. ~ Z* "ОСПО-им-др-л.4 (7.31)
п=1
- годовые затраты на локализацию, ликвидацию и расследование возможных аварий на
площадочном объекте
N
■С-ла=Х^ОСПО-Ла» (7.32)
п=1
экологический годовой ущерб от возможных аварий на площадочном объекте
186

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
N
„(Ю _ V i,(n>
>ПО-экол ~" А-'ОСПО-жол ч (7.33)
п=--1
,,<п) (\\) .,(n) v(n) (п) .,(п)
r^e -госпо- -vocnocv >оспо-прч ^оспо-им.лр..!.' 3;оспо-ла< >оспо-эм»л - ожидаемый полный
головой ущерб и его составляющие от возможных аварий на п-\\ ОСПО, руб./год;
/V - об шее количество ОСПО в пределах рассматриваемого А-го площадочного объекта, шт.
7.13.4 Ожидаемый полный годовой ущерб от аварий на всех К площадочных объектах в
пределах рассматриваемого s~\o Л ПУМ Г рассчитывается по формуле
v
к
лпу
1>по> (7.34)
к = 1
7.13.5 Ожидаемый полный годовой ущерб от возможных аварий на всех площадочных
объектах всех S Л ПУМ Г в пределах ГТО рассчитывается по формуле
s
Z(s)
>'лпу (7.35)
7.14 Определение наиболее опасных составляющих площадочных объектов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска
7.14.1 На данном этапе КолАР (этап 3.11 в блок-схеме на рисунке 7.1) с целью
выполнения требований пунктов 22, 24, 31 «Порядка оформления декларации промышленной
безопасности опасных производственных объектов и перечня включаемых в нее сведений» |2] (в
части требований к процедуре анализа риска) осуществляется:
- выделение наиболее вероятных и наиболее опасных по последствиям сценариев
аварий на анализируемом площадочном объекте;
- выделение наиболее опасных составляющих анализируемого площадочного объекта
по показателям риска;
- сравнительный анализ рассчитанных показателей риска со среднестатистическими
показателями техногенных происшествий или рекомендуемыми критериями приемлемого риска.
7.14.2 Выявление сценария ^-вер_макс) аварии с наибольшей вероятностью (частотой)
реализации для анализируемого плошадочного объекта выполняется по результатам расчета
частот возникновения аварий на различных ОСПО и условных вероятностей реализации
различных сценариев на проанализированных ОСПО. Наиболее вероятным признается сценарий
^(вер-макс) аварИИ на п-{\ ОСПО анализируемого(ых) объекта, удовлетворяющий условию
P{C^^) = max{fn-Pn{Cii\A),...n = l2,...,N0CT]0}, (7.зб)
где /п - удельная частота возникновения аварий на л-й ОСПО, аварий/год;
187

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Pn(CvjA) - условная вероятность реализации сценарии С-- при условии, что произошла
авария А в пределах /?-й ОСПО.
Л/оспо - обшее количество анализируемых ОСПО.
Выявленный таким образом наиболее вероятный сценарий следует кратко описать с
указанием конкретной ОСПО, на которой он реализуется, размера ЗПП oi превалирующего
поражающего фактора, ожидаемою количества пострадавших и объемов возможного ущерба.
7.14.3 Задачу выяешсния наиболее опасного по последствиям сценария аварии на
анализируемой ОСПО рекомендуется разделить на 3 подзадачи:
- выявление сценария аварии С\ макс) с максимальной по размерам ЗПП;
- выявление сценария аварии С\-л ~чак° с максимальным количеством пострадавших;
- выявление сценария аварии С-£"Ч1акс) с максимальным полным ущербом.
7.14.3.1 Сценарием с максимальной по размерам ЗПП признается сценарий
НЗПП-чакс) ., .. .. г
Cijn аварии на /7-и опасной составляющей анализируемого площадочного объекта,
удовлетворяющий условию
Л|(С^ПП-^ (7.37)
где /?, - определяющий размер ЗПП (по границе 1% поражения);
^|.jj - определяющий размер ЗПП (по границе 1% поражения) от превалирующего
поражающего фактора для сценария С-(аварии на /7-й ОСПО, км;
/V()cno — общее количество анализируемых ОСПО.
Примечание — Для сценариев группы С, «Сгорание парового облака в лефлаграшюнно.м
режиме» в этом сравнении участвуют зоны 100 % поражения с границей CV|| = 0.5 * СММ|В.
7.14.3.2 Сценарием с максимальным количеством /V пострадавших признается
сценарии c(^~NiaKC) аварии на /7-й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта,
удовлетворяющий условию
/У(С^'м;|КС)) = тах{^«п),.../7 = 1,2....,Л'0СП0). (7.38)
ЦП
где Л^п) — ожидаемое количество пострадавших при реализации сценария С- аварии на /7-й
ОСПО, чел.
7.14.3.3 Сценарием с максимальным полным ущербом У признается сценарий
^Пп"макс) аварии на /7-й опасной составляющей анализируемого площадочного объекта ,
удовлетворяющий условию
У(С<У-макс,) = тах{У<п),...Я = 1.2,...,ЛГ0СП0}, (7J9)
где У-п) - прогнозируемый полный ущерб при реализации сценария С- аварии на /7-й ОСПО, руб.
188

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Выявленные таким образом наиболее опасные сценарии аварий следует кратко
описать с указанием конкретных ОСПО, на которых они реализуются, размеров ЗПП от
превалирующего поражающего фактора, ожидаемых количеств пострадавших и объемов возможного
ущерба.
7.14.4 Выделение наиболее опасных составляющих анализируемого площадочного
объекта по показателям риска рекомендуется выполнять путем сравнительного анализа всех
проанализированных ОСПО отдельно по уровням индивидуального и коллективного рисков.
Наиболее опасной составляющей среди всех выделенных на площадочном объекте
ОСПО по показателю индивидуального риска признается я-ая ОСПО, обозначаемая как
OCnO(nRind"MaKC) , удовлетворяющая условию
/?ind(OCnofnd"^ (7.40)
где /?ind— индивидуальный риск (функция номера ОСПО);
^col ~ наибольший расчетный индивидуальный риск от аварий на /?-й ОСПО,
полученный для представителей наиболее «рискующей» группы персонала или населения из числа
всех анализируемых групп людей, находящихся вблизи я-й ОСПО.
Наиболее опасной составляющей по показателю коллективного риска признается /7-я
ОСПО, обозначаемая как ОСПО(пКсо,макс) , удовлетворяющая условию
/?со1(ОСПО(пКсо,-ма-)) = тах{^|),...А3 = 1,2,...,Л'оспо}, (7.41)
где /?со| - коллективный риск (функция номера ОСПО);
Кы ~ суммарный коллективный риск от аварий на /?-й ОСПО, учитывающий
коллективные риски для всех групп персонала и населения, находящихся вблизи п-\\ ОСПО.
Для выявленных таким образом наиболее опасных составляющих анализируемого
площадочного объекта следует указать наименования, обозначения, расположение этих ОСПО,
значения коллективного и максимального индивидуального рисков от аварий на них,
названия и расположение рискующих групп персонала и населения.
7.14.5 Сравнительный анализ рассчитанных для анализируемого площадочного
объекта показателей риска со среднестатистическими показателями техногенных происшествий
или рекомендуемыми критериями приемлемого (предельно допустимого) риска следует
выполнять либо для выделенных ОСПО в составе анализируемого площадочного объекта,
либо для площадочного объекта в целом в зависимости от целей и задач КолАР, причем
отдельно для персонала площадочного объекта и населения.
Сравнение рекомендуется проводить по показателям индивидуального и социального
риска в полном соответствии с рекомендациями, изложенными в 5.14.5.1; 5.14.5.2, заменив
189

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
аббревиатуру «ПОУ» на «ОСПО». аббревиатуру «МГ» на слова «площадочный объект»,
верхний индекс «МГ» в обозначениях индивидуального риска на индекс «ПО».
8 Особенности применения стандарта для анализа риска скважин
и трубопроводов системы сбора газа подземных хранилищ газа
8.1 Анализируемыми опасными составляющими «промысловой» зоны Г1ХГ при
выполнении КолАР являются:
- скважины (включая устьевое оборудование и трубопроводную обвязку устьев);
- газопроводы газосборной сети ПХГ.
Примечание — Газосборные (газораспределительные) пункты ПХГ отнесены к категории
площадочных объектов и рассматриваются в разделе 7.
8.2 Количественный анализ риска применительно к опасным составляющим ПХГ
указанным в 8.1, рекомендуется проводить в соответствии с СТО Газпром (проект)
«Методика анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий
ОАО «Газпром», в котором изложена систематизированная процедура оценки риска для
объектов газодобычи, в том числе, для скважин и сборной сети промысловых газопроводов.
8.3 Для подземных газопроводов газосборной сети ПХГ допускается также выполнять
КолАР в соответствии с процедурой, описанной в разделе 5 для магистральных газопроводов.
8.4 При проведении процедуры идентификации опасностей (выявлении характерных
источников опасности, причин, факторов и сценариев возникновения аварий)
применительно к подземному резервуару хранилища природного газа в отложениях каменной соли
рекомендуется использовать информационные материалы, приведенные в приложении Л.
8.5 При проведении процедуры оценки ожидаемой частоты инцидентов и аварий на
технологических конструкциях (в том числе скважинах) подземного резервуара хранилища
природного газа в отложениях каменной соли рекомендуется использовать статистические
данные и экспертные оценки ООО «Газпром газнадзор» и ООО «Газпром подземгазпром».
9 Рекомендации по использованию результатов анализа риска
при страховании опасного производственного объекта
9.1 В настоящих рекомендациях рассматриваются опасные производственные объекты
(магистральные газопроводы, магистральные конденсатопродуктопроводы, площадочные
объекты), находящиеся в эксплуатации.
9.2 Результаты анализа риска рекомендуется использовать при страховании
гражданской ответственности за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и
190

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
окружающей среде в результате аварии на рассматриваемых в настоящем стандарте опасных
производственных объектах (ОПО).
9.3 Под страхованием гражданской ответственности за причинение вреда жизни,
здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей среде в результате аварии на опасных
производственных объектах понимается совокупность распределительных финансовых
отношений, связанная с возмещением потерь, наносимых имущественным интересам третьих лиц, в
результате аварий и инцидентов на эксплуатируемых ОПО.
9.4 Страхование гражданской ответственности осуществляется путем заключения
соответствующих договоров страхования между эксплуатирующей организацией
(страхователь) и страховой компанией (страховщик), имеющей соответствующую лицензию.
9.5 При определении базовых условий страхования по отдельным объектам
рекомендуется использовать «Правила страхования (стандартные) гражданской ответственности
организаций, эксплуатирующих опасные производственные объекты, за причинение вреда
жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной среде в результате
аварии на опасном производственном объекте», согласованные с Федеральной службой
страхового надзора (письмо от 02.11.2005 г. № 44-11616/02-01).
9.6 Результаты анализа риска рекомендуется использовать при идентификации страховых
рисков, оценке частоты страховых событий, опенке средних, наиболее вероятных и максимально
возможных ущербов, для уточнения (корректировки) базовых страховых тарифов и минимальных
значений страховых сумм (в сторону увеличения), предусмотренных ст. 15 Федерального закона от
21 июля 1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
9.7 Идентификация рисков для целей страхования осуществляется с использованием
методов идентификации опасностей для соответствующего типа ОПО (линейная часть
магистральных газопроводов — раздел 5.3; линейная часть конденсатопродуктопроводов — раздел
6.3; площадочные объекты - раздел 7.3). Результатом идентификации является перечень
страховых рисков, понимаемых как перечень опасностей, которые могут инициировать
случайные события (страховые события), приводящие к материальным, социальным,
экологическим и финансовым потерям у третьих лиц.
9.8 Оценка частоты страховых событий осуществляется с использованием результатов
оценки ожидаемых частот возникновения аварий (разделы 5.4; 6.4; 7.4), которые инициируют
страховые события, а также результатов оценки условных вероятностей расчетных сценариев
аварий (разделы 5.6; 6.6; 7.6).
9.9 Базовые страховые тарифы, рекомендуемые «Правилами страхования
(стандартными) гражданской ответственности организаций, эксплуатирующих опасные производ-
191

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ственные объекты, за причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и
окружающей природной среде в результате аварии на опасном производственном объекте»,
следует уточнять по результатам анализа риска в случае изменения: уровня аварийности, качества
эксплуатации, характера прилегающей местности, изменения других факторов, влияющих на
ожидаемую частоту страховых событий.
9.10 При обосновании условий договоров страхования ответственности за причинение
вреда при эксплуатации ОПО рекомендуется использовать оценки ущерба имуществу
третьих (других) лиц, социально-экономического ущерба, связанного с нанесением вреда
жизни и здоровья населению, а также экологического ущерба, связанного с негативным
воздействием аварии на компоненты окружающей природной среды. Величину суммарного
ущерба рекомендуется использовать для оценки страховой суммы, а значения ущербов по
соответствующим составляющим (ущерб имуществу социально-экономический ущерб,
экологический ущерб) — для оценки лимитов возмещения по видам ущерба.
9.11 Результаты оценки величин ущербов (среднего и максимально возможного)
используются для обоснования страховых сумм по соответствующим договорам страхования отдельных
ОПО. Максимально возможный ущерб определяется как ущерб, связанный с реализацией
наиболее масштабного сценария развития аварии. Средний ущерб определяется как математическое
ожидание ущерба с учетом условных вероятностей реализации всех расчетных сценариев аварии.
9.12 В случае, если средний ущерб по отдельному ОПО превосходит минимальный
размер страховой суммы, установленный ст. 15 Федерального закона от 21 июля 1997 г. № 116-
ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов», рекомендуется в
качестве страховой суммы использовать значение среднего ущерба.
9.13В случае, если по одному договору страхования страхуется ответственность в
отношении нескольких ОПО, то рекомендуется в качестве страховой суммы по договору
устанавливать максимальное значение максимально возможного ущерба, а в качестве лимита
возмещения по одному страховому случаю — максимальное значение среднего ущерба по всем
рассматриваемым ОПО.
9.14 В качестве критерия эффективности страхования гражданской ответственности за
причинение вреда жизни, здоровью или имуществу третьих лиц и окружающей природной
среде в результате аварии на ОПО рекомендуется использовать отношение суммарного
возмещения к суммарной страховой премии по совокупности всех договоров страхования
ответственности за период не менее 5 лет. Если отношение превышает значение 0,7. то
организация данного вида страхования может считаться эффективной, в противном случае требуется
пересмотр условий соответствующих договоров страхования.
192

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение А
(справочное)
Характеристики опасных веществ, обращающихся на опасных производственных
объектах транспорта и хранения газа и газового конденсата
АЛ Характеристики некоторых опасных веществ, обратаюишхся на
производственных объектах ОАО «Газпром», представлены в таблицах А.1 - А.11.
Примечание — Сведения об опасных вешестнах приведены в соответствии сданными
Справочника 1251.
Таблица А.1 - Метан
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Эмпирическая формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
сн4
16,043
газообразное
бесцветный газ
без запаха
Физико-химические свойства
1 Плотность газа при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения при давлении 101,3 кПа, °С
Растворимость в воде при 25 °С
Реакционная способность
0,668
минус 161
Практически не растворим
Растворим в органических растворителях
(этаноле, эфире, четырехлористом углероде, в
углеводородах). При обычных температурах
химически инертен. При высоких - полностью
сгорает, образуя диоксид углерода и воду
Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3
[ ОБУВ в атмосферном воздухе, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помоши пострадавшим от
воздействия вещества
1
4
7000
50
Является сильнейшим наркотиком, однако, в
связи с ничтожной растворимостью его в воде и !
крови, для наркотического эффекта необходимы
высокие концентрации в воздухе, чтобы
создались опасные концентрации в крови,
поэтому относится к малоопасным веществам.
Вызывает раздражение слизистых оболочек глаза,
конъюнктивиты. При сильных отравлениях -
пневмония, потеря сознания
Удалить пострадавшего из вредной атмосферы.
При нарушении дыхания - кислород. При
тяжелом отравлении - госпитализация.
Противопоказаны морфин и адреналин!
193

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы А.1
Наименование параметра
Меры предосторожности
Средства зашиты
Методы перевода вещества в безвредное
состояние
Параметр |
Герметизация аппаратуры и коммуникаций,
вентиляция помещений. Одновременное
присутствие в воздухе сероводорода и
повышенные температуры усиливают
токсический эффект. |
При невысоких концентрациях пригоден
фильтрующий промышленный противогаз. При
высоких концентрациях и нормальном
содержании кислорода - изолирующие
шланговые противогазы. При недостатке
кислорода - кислородные респираторы.
Сжигание
1 Пожаровзрывоопасные свойства 1
Группа горючести
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы распространения
пламени в воздухе, % (об.)
Минимальная энергия зажигания в воздухе, мДж
Нормальная скорость распространения пламени
при 25 °С, м/с
Максимальное давление взрыва, кПа
Минимальная флегматизирующая концентрация
флегматизатора, % об.
Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5
Категория взрывоопасности смеси
поГОСТР51330.11
Средства пожаротушения
горючий газ 1
535 |
5,28-14,1
0,28
0,338
706
диоксида углерода — 24;
азота - 37;
водяного пара - 29;
аргона - 51;
четыреххлористого углерода—13
Т1
ПА
инертные газы
Таблица А.2 — Масло турбинное
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения 1
Торговая марка
| Агрегатное состояние
Внешний вид
1 Запах
^22' ^30' ^4(Г ^57
жидкое
вязкая жидкость от светло-желтого 1
до темно-коричневого цвета
специфический
| Физико-химические свойства
| Плотность, кг/м3
Температура застывания при давлении
101,3 кПа, °С
860-900
марка Т-)2 - минус 15;
марка Тад - минус 10;
марка Т46 - минус 10.
194

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание та бяицы А. 2
Наименование параметра
Растворимость в воле при 25 °С
Реакционная способность
Параметр
не растворимо
Растворяется в растворителях, масла — химически
инертны
Санитарно-гигиенические характеристики 1
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
1 ПДКМ в воздухе рабочей зоны, мг/м3
ОБУВ в атмосферном воздухе, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помоши пострадавшим от
воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства зашиты
Методы перевода вещества в безвредное
состояние
3 1
5
0,05
Малотоксичное. Хроническое отравление может привести
к заболеваниям кожи: масляный фолликулит, токсические
меланодермии, экземы, кератозы, папилломы
При попадании масла на кожу или слизистую оболочку
глаз необходимо обильно промыть кожу теплой мыльной
водой, глаза - теплой водой
В помещениях запрещается обращение с открытым огнем. 1
Электрооборудование, искусственное освещение должны
быть во взрывобезопасном исполнении. Не допускается
использовать инструменты, дающие искру при ударе.
Помещение должно быть оснащено вентиляцией |
Следует применять индивидуальные средства защиты: 1
респираторы, резиновые перчатки, спецодежду, фартук.
Не допускать попадания внутрь организма
При разливе масла необходимо собрать его в отдельную
! тару, место разлива засыпать песком с последующим
удалением массы песка, пропитанного маслом
1 Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Средства пожаротушения
трудногорючая жидкость
марка Т9? - 180;
марка Т3() - 180;
марка Т46 - 195;
марка Т57 - 195
840
1 воздушно-механическая пена, порошки
Та б л и ца А.З — Дизельное топливо
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Марка
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
Марка Л (летнее), Марка 3 (зимнее), Марка А (арктическое)
жидкость
Маслянистая жидкость желто-коричневого цвета
Характерный запах нефтепродуктов
Физико-химические свойства
Плотность, кг/м3
Температура кипения, °С
Растворимость в воде
1 Реакционная способность
835+850
180-f360
не растворяется
химически стабильно
195

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы А,3
Наименование параметра
Параметр
Санитарно-гигиенические характеристики 1
Класс опасности в воздухе рабочей
! зоны
ПДКМ в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства зашиты
Методы перевода вещества в
безвредное состояние
4
300
При попадании в организм вызывает раздражение
слизистых оболочек носа, глотки и глубоких дыхательных
путей, головную боль, головокружение, тошноту. При
хроническом отравлении поражаются желудочно-
кишечный тракт, почки, печень. Раздражает кожу
При легких отравлениях - свежий воздух, покой, тепло.
Освободить от стесняющей дыхание одежды.
Успокаивающие средства. При потере сознания
пострадавшему необходимо придать горизонтальное
положение с несколько опущенной головой. Вдыхание
нашатырного спирта. При тяжелых отравлениях -
ингаляция увлажненным кислородом, при остановке или
резком ослаблении дыхания - искусственное дыхание.
Госпитализация
Максимальное устранение выделения паров, аэрозоля и
контактов с кожей. В помещениях для хранения и работы с
дизельным топливом запрещается обращение с открытым
огнем, искусственное освещение должно быть во
взрывобезопасном исполнении, помещение должно быть
снабжено общеобменной механической вентиляцией. Не
допускается пользоваться инструментами, дающими при
ударе искру. Емкости должны быть герметичны и
защищены от статического электричества
Респираторы, резиновые перчатки, спецодежда, фартук. Не
допускать попадания внутрь организма
Сжигание. При разливе дизельного топлива необходимо
собрать его в отдельную тару, место разлива засыпать
песком с последующим удалением
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Нижний концентрационный предел
распространения пламени, % об.
Средства пожаротушения
Марка Л - ГЖ; Марка 3 - Л ВЖ; Марка А - Л ВЖ
Марка Л - 62; Марка 3 - 40; Марка А - 35
1 Марка Л - 210; Марка 3 - 225; Марка А - 333
Марка Л - 0,5; Марка 3 - 0,6
Воздушно-механическая пена, порошки
196

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица А.4 — Бензин
Наименование параметра |
Параметр |
Обшие сведения
Марка
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
Нормаль-80, Регулятор-91, Премиум-95,
жидкость
бесцветная жидкость
характерный запах нефтепродуктов
Физико-химические свойства
Плотность, кг/м3
Температура замерзания ниже, °С
Растворимость в воде
Реакционная способность
725-5-780 1
минус 60
не растворим
химически стабильно
Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКМ . с в воздухе рабочей зоны,
1 мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства зашиты
Методы перевода вещества в безвредное
состояние
4 1
300/100
Обладает наркотическим действием, раздражает верхние
дыхательные пути, слизистую оболочку глаз и кожу
человека. Постоянный контакт с бензином может вызвать
острые воспаления и хронические экземы
При попадании бензина на открытые участки тела
необходимо его удалить и обильно промыть кожу теплой
мыльной водой; при попадании на слизистую оболочку
глаз обильно промыть глаза теплой водой
В помещениях для хранения и использования бензинов
запрещается обращение с открытым огнем;
электрооборудование, электрические сети и
искусственное освещение должны быть 1
взрывобезопасного исполнения. При работе с бензином i
не допускается использовать инструменты, дающие при
ударе искру. Емкости и трубопроводы, предназначенные
для хранения и транспортирования бензина, должны быть
защищены от статического электричества. Помещения
для работ с бензинами должны быть оборудованы
общеобменной вентиляцией, места интенсивного
выделения паров бензинов должны быть снабжены
местными отсосами
При работе с бензином применяют индивидуальные
средства защиты. Работу в зоне с высокой концентрацией
паров бензина необходимо проводить с применением
средств зашиты органов дыхания: кратковременно -
фильтрующие противогазы марки А, долговременно -
шланговые противогазы
При разливе бензина необходимо собрать его в отдельную
тару; место разлива протереть сухой тряпкой; при разливе
на открытой площадке место разлива засыпать песком с
1 последующим его удалением и обезвреживанием
197

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы Л. 4
Наименование параметра
Параметр
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
ЛВЖ
минус 27 -г минус 39
255 * 370
1 -3-6
Воздушно-механическая пена, при подслой ном тушении -
фторированные пенообразователи
Таблица А.5 - Метанол
Наименование параметра
Параметр
Обшие сведения 1
Формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
1 Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
сн4о
32,04
жидкое
бесцветная жидкость
спиртовой
Физико-химические свойства 1
1 Плотность при 25 °С, кг/м3
Температура кипения,°С
Растворимость в воде
Реакционная способность
786,9 1
64,9
неограниченная
Растворяется в спиртах, аиетоне, бензоле. По химическим
свойствам - типичный одноатомный алифатический
спирт: сочетает свойства очень слабого основания и еще
более слабой кислоты. С щелочными металлами образует
метилаты, с кислотами - сложные эфиры. Окисляется
кислородом воздуха I
| Санитарно-гигиенические характеристики |
1 Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКМ /{. с в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
3 I
15/5
Сильный преимущественно нервный и сосудистый яд
! с резко выраженным кумулятивным эффектом. Слабо
действует на кожу
Задача заключается в удачен и и метилового спирта из
организма, задержке его окисления и борьбе с ацидозом.
При острых отравлениях через рот - промывание желудка
в течение первых 2 ч; внутрь 2-4 л и внутривенно 1 л 5 %
раствора питьевой соды. Под кожу 500 мл 5 % раствора
глюкозы. Противоядие - этиловый спирт: 1 л 5 %
этилового спирта в 5 % водном растворе глюкозы вводят
внутривенно незамедлительно
198

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы А. 5
Наименование параметра
Меры предосторожности
Средства зашиты
Параметр 1
Обязательны местные вытяжные устройства п оошая
вентиляция помещений. Герметизация аппаратуры и
коммуникаций. Замена метилового спирта не юту, где
только возможно, на этиловый синтетический или
гидролизный спирты; изъятие из рецептуры
растворителей. Предупреждение всех о высоко»!
ядовитости метилового спирта как питья. Маркировка
тары и соответствующая окраска трубопроводов с
указанием на токсичность |
Фильтрующий промышленный противогаз. I
| Пожаровзрывоопасные свойства |
Группа горючести
Температура вспышки. °С
1 Температура воспламенения, °С
1 Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
[ Максимальное давление взрыва, кПа
Минимальная флегматизируюшая
концентрация флегматизатора, % об.
Группа взрывоопасной смеси
| по ГОСТ Р 51330.5
Категория взрывоопасное™ смеси
| по ГОСТ Р 51330.11
Средства пожаротушения
лвж 1
ь
13
440
6,98 -г 35,5
620
азота - 49;
диоксида углерода - 32;
водяного пара - 38,6
Т2
НА
Воздушно-механическая пена, порошки,
преимущественно порошки ПСБ и ПФ; при тушении
пенами использовать фторированные пенообразователи с
интенсивностью подачи 0.06 - 0,08 л/(м2 • с)
Та б л и на А.6 — Этантиол (одорант)
Наименование параметра
Параметр
Обшие сведения
1 Формула
| Молекулярная масса, кг/кмоль
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
C2H6S
62,13
жидкое
бесцветная жидкость
резкий, неприятный специфический запах
Физико-химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения,°С
840
37
199

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы А. 6
Наименование параметра
Растворимость в воде
Реакционная способность
Параметр
мало растворим
Мало растворим в эфире, растворим в этаноле
Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДК п в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим от
воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства защиты
2
1
При концентрации 0.001 - 0,002 мг/л и вдыхании в течение
5 минут работоспособность нарушается, но при
многодневном повторении воздействия восстанавливается.
В ничтожных концентрациях пары вызывают
рефлекторную тошноту и головную боль вследствие
отвратительного запаха. В более высоких концентрациях
влияют на центральную нервную систему. Обладает
наркотическим эффектом, характеризующимся особой
мышечной скованностью
При легких отравлениях - свежий воздух, покой, крепкий
чай или кофе. При сильной тошноте - аминазин (0,025 г),
трифтазин (0,001 г) или седативные средства, а также
витамины В6 (10 мг), РР (25 мг), С (100 мг). При упорной
рвоте - внутримышечно 1 - 2 мг 2,5 % раствора аминазина.
При раздражении слизистой глаз, полости рта и носа -
обильно промыть 2 % раствором соды, в нос закапать
несколько капель раствора 0,05 % нафтизина. При
попадании на кожу тщательно обмыть теплой водой с
мылом
Тщательная герметизация всех процессов. Местная и общая
вентиляция помещений. Контроль за содержанием в
воздухе рабочей зоны
Фильтрующий промышленный противогаз. При высоких
концентрациях — изолирующие шланговые противогазы с
принудительной подачей воздуха. Защитные герметичные
очки, зашита кожи, спецодежда
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Группа взрывоопасной смеси
по ГОСТ Р 51330.5
Категория взрывоопасности смеси по
ГОСТ Р 51330.11
Средства пожаротушения
легковоспламеняющаяся жидкость (ЛВЖ)
минус 20
295
2.8-18,0
ТЗ
ИВ
распыленная вода, порошки, аэрозольные составы
200

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Та б л и ца А.7 - Стабильный газовый конденсат
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Состав:
Торговое название
i Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
парафины - 25,05 %, изопарафины - 26,61 %, нафтены - I
35,53 %, ароматические углеводороды - 8,4 %,
олефины 4,4 % |
стабильный газовый конденсат
жидкость
бесцветная жидкость
характерный запах нефтепродуктов
Физико-химические свойства
Давление насыщенных паров, кПа
Плотность при 20 °С, кг/м3
не более 66,7
-770
Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей
зоны
ПДКМ в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства зашиты
Методы перевода вещества в
безвредное состояние
4
300
В случае удушья вынести пострадавшего на открытый
воздух, вызвать медицинского работника. Давать с
перерывами (3—4 подушки в час) кислород. При остановке
дыхания немедленно применить искусственное дыхание до
восстановления естественного
Вся аппаратура, трубопроводы для стабильного газового
конденсата должны быть герметичны, помещения
обеспечены вентиляцией, искусственное освещение должно
быть выполнено во взрывозашищенном исполнении
1 Фильтрующий промышленный противогаз. Изолирующие
, шланговые противогазы с подачей чистого воздуха
Сжигание. Аварийные разливы ликвидируют путем сбора
разлитого конденсата, сбора загрязненной почвы с
последующей рекультивацией территории
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
горючая жидкость
минус 30
Выше 380
1,4-5-8
При загорании небольшого количества конденсата
необходимо использовать следующие средства
пожаротушения: пенные, порошковые, водно-дисперсные
огнетушители, песок, кошму
201

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица А.8 - Нестабильный газовый конденсат
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения
Эмпирическая формула
Состав, % об.
С Н
5 12 +высшие
(смесь углеводородов метанового, нафтенового
и ароматического ряда)
СН4: 4,9-35; С2Н6: 0,18-14,7; C3HS: 0,07-5-14; С4Н10:
0,79-10,5; С3Н12+ВЫСШИС: 29+81; С02: 0.04-8,8; N2: 0,05-0,67
Физико-химические свойства
Давление насыщенных паров, кПа
Плотность, кг/м3
320-3700 1
600-739
Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей
зоны
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства защиты
Методы перевода вещества в
безвредное состояние
4
300
Оказывает вредное воздействие на кожу человека, вызывая
кожные заболевания. Особенно опасно попадание на
слизистые оболочки глаз и рта
В случае попадания на тело смыть водой с мылом. В случае
удушья вынести пострадавшего на открытый воздух,
вызвать медицинского работника. Давать с перерывами
(3-4 подушки в час) кислород. При остановке дыхания
немедленно применить искусственное дыхание до
восстановления естественного
Вся аппаратура, трубопроводы для нестабильного газового
конденсата должны быть герметичны, помещения
обеспечены вентиляцией, искусственное освещение
должно быть выполнено во взрывозащишенном
исполнении
Фильтрующий промышленный противогаз. Изолирующие
j шланговые противогазы с подачей чистого воздуха
В силу малотоксичности химические методы не
предусмотрены. Сжигание. Аварийные разливы
ликвидируют путем сбора разлитого конденсата, сбора
загрязненной почвы с последующей рекультивацией
территории
Пожаровзрывоопасные свойства
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
0,76-12 '
Огнетушашие газовые составы
202

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица А.9 - Этилен! 'л и коль (Этан- 1,2-диол, гликоль)
Наименование параметра
Параметр
Обшие сведения |
Эмпирическая формула |
Структурная формула
Молекулярная масса, кг/кмоль
j Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
с2н6о2 |
носн2-сн2он 1
62,1
жидкое
сиропообразная бесцветная жидкость 1
без запаха I
Физико-химические свойства 1
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения, °С
Растворимость в воде
Реакционная способность
1116
197 j
растворим
Смешивается во всех соотношениях со спиртами, 1
ацетоном, глицерином, ледяной уксусной кислотой,
пиридином, фурфуролом. Нерастворим в ароматических
углеводородах, хлороформе, четыреххлористом углероде,
хлорбензоле, сероуглероде. Мало растворим в эфире.
Этиленгликоль обладает всеми характерными свойствами
гл и колей. Со шелочами он образует соединения типа
адкоголятов - гликоляты; с ионами меди (Си24) и т. п. —
комплексные соединения. При окислении этиленгликоля
получается смесь гликолевого альдегида СН9(ОН)СНО,
гликолевой кислоты СН9(ОН)СООН, глиоксаля
ОНССНО, глиоксалевой кислоты ОН-ССООН и
щавелевой кислоты. С гал ore новодородны ми кислотами
этиленгликоль дает галогенгидрины, с соляной кислотой,
например, этиленхлоргидрин; перегонкой с серной
кислотой он превращается в диоксан, а действием азотной
кислоты — в гликольдинитрат. При дегидратации образует
аиетальдегид. Бурно реагируете пентасульфидом фосфора;
; известны случаи взрыва этиленгликоля в смеси с 70 %
перхлорной кислотой
Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
1 ПДКМ р /сс в воздухе рабочей зоны,
мг/м3
j ОБУВ в атмосферном воздухе, мг/м3
Воздействие на людей
1 Меры предосторожности
1 Средства зашиты
3
10/5
1,000
Острое отравление парами маловероятно ввиду малой
летучести этиленгликоля, а хронические возможны. При
попадании через рот очень токсичен; действует главным
образом на центральную нервную систему и почки
(сосудистый и протоплазматический яд, вызывает ацидоз).
Токсичен сам этиленгликоль и его метаболиты. Проникает
через кожу
1 Вытяжная вентиляция
1 Респираторы или противогаз с фильтром
203

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание та бяицы А. 9
Наименование параметра
Параметр
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
Температура вспышки, °С
Температура самовоспламенения, °С
Нижний концентрационный предел
распространения пламени, % (об.)
Средства пожаротушения
горючая жидкость (ГЖ)
111
410
4,3
распыленная вода, воздушно-механическая пена
Таблица А. 10 - Моноэтаноламин
Наименование параметра
Параметр
Общие сведения |
Эмпирическая формула
Структурная формула
Молекулярная масса, кг/кмолъ
Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
C2H7ON I
H2N-CH2-CH2-OH I
61,08 J
жидкое
бесцветная вязкая жидкость |
специфический
Физико-химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении
101,3 кПа, кг/м3
Температура кипения, °С
Растворимость в воде
Реакционная способность
1020
197 |
растворим
Смешивается со спиртами, плохо в углеводородах и 1
эфире. С металлическим натрием образует алкоголяты,
с минеральными и сильными органическими
кислотами лает кристаллические соли, с жирными кислотами |
образует нейтральные алдукаты |
Санитарно-гигиенические характеристики 1
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м-*
Меры предосторожности
Средства зашиты
2 |
0,5
Помещения, в которых проводятся работы с
препаратом, должны быть оборудованы обшей
ириточно-вытяжной механической вентиляцией; анализ препарата в
лабораториях следует проводить в вытяжном шкафу
Следует применять индивидуальные средства зашиты:
респираторы, резиновые перчатки, спецодежду, фартук.
Необходимо соблюдать меры личной гигиены. Не
допускать попадания вещества внутрь организма
Пожаровзрывоопасные свойства
Группа горючести
| Температура вспышки, °С
| Температура самовоспламенения, °С
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
| Средства пожаротушения
горючая жидкость (ГЖ)
85
410
3,0-И 7,9
| воздушно-механическая пена, тонкораспыленная вода
204

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица А.1 1 —Сероводород
Наименование параметра
Параметр |
Обшие сведения |
Эмпирическая формула |
Молекулярная масса, кг/кмоль I
1 Агрегатное состояние
Внешний вид
Запах
H2S
34,08
газообразное I
бесцветный газ 1
Характерный резкий неприятный запах тухлых яиц.
При высоких концентрациях запах не чувствуется
Физико-химические свойства
Плотность при 20 °С и давлении •
1 101,3 кПа, кг/м3
1 Плотность жидкого сероводорода, кг/м3
1 Плотность пара по воздуху
I Растворимость в воде
Реакционная способность
1,538
938
1,19
на 1 объем воды 4,37 (0 °С); 2,91 (20 °С)
При растворении образуется сероводородная кислота.
Водный раствор сероводорода взаимодействует со
щелочами, образуя сульфиды. Избыток сероводорода
приводит к образованию гидросульфидов. Окисляется
серной кислотой до серы. Взаимодействует с аммиаком.
Разрушающе действует на металлы, особенно при
повышенной температуре или в присутствии влаги, образуя
сульфиды. При обычных температурах устойчив. Является
сильным восстановителем. Легко окисляется галогенами
1 Санитарно-гигиенические характеристики
Класс опасности в воздухе рабочей зоны
ПДКМ в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Воздействие на людей
Меры первой помощи пострадавшим
от воздействия вещества
Меры предосторожности
Средства защиты
Методы перевода вещества в безвредное
состояние
2
10
Токсичный газ, относится к веществам с
остронаправленным механизмом действия, требующим автоматического
контроля за его содержанием в воздухе. Сильный нервный
яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. Раздражает
дыхательные пути и глаза. При высоких концентрациях
запах не чувствуется, так как сероводород быстро
парализует нервные клетки слизистой оболочки носовой полости
человека
Свежий воздух, освободить от стесняющей одежды, покой,
j тепло, ингаляция кислорода. При нарушении дыхания и
асфиксии - длительное искусственное дыхание с
кислородом
Помещения, в которых проводятся работы с
сероводородом, должны быть оборудованы обшей
приточно-вытяжной механической вентиляцией. В
лабораториях работы с H9S следует проводить в вытяжном
шкафу
Фильтрующий противогаз, тщательная зашита глаз,
герметичные очки, спецодежда
Термическое разложение при высокой температуре.
Окислительно-восстановительные и сорбционные
процессы ^
205

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы А. II
Наименование параметра
Параметр
Пожаровзрывоопасмые свойства
Группа горючести
Температура самовоспламенения, Т"
Концентрационные пределы
распространения пламени, % (об.)
Максимальное давление взрыва. кПа
Минимальная флегматизируюшая
концентрация фле г маги затора, % об.
Группа взрывоопасной смеси
по ГОСТ Р 51330.5
Категория взрывоопасности смеси
1 1ЮГОСТР51330.П
[Средства пожаротушения
горючий газ
245
в воздухе — 4,3 -г 4,6
в кислороде - 4,0 + 88,5
в оксиде азота - 20 + 55
500 1
азота - 49;
диоксида углерода - 32;
водяного пара - 38,6
тз
ИВ
j инертные газы
206

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Б
(рекомендуемое)
Порядок расчета количеств опасных веществ на некоторых составляющих
опасных производственных объектов транспорта и хранения газа и газового
конденсата
Б.1 Природный газ
Б. 1.1 Расчет количества (массы) природного газа на анализируемом участке М Г
следует выполнять посекционно (в секциях между линейными кранами) с последующим
сложением полученных «секционных» масс для получения общего количества газа на участке.
Б. 1.2 Приблизительный расчет массы газа Л/, т, в секции МГ осуществляется по
формуле (см. также рисунок Б.1)
(Б.1)
где Р - проектное (абс.) давление на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, МПа;
Рк - расчетное (абс.) давление на входе последующей КС, МПа;
LKC - расстояние между двумя последовательными КС, км;
л' - расстояние от предыдущей КС до середины секции, км;
d0 - внутренний диаметр МГ, мм;
^сски ~ Длина секции газопровода, км;
Т — средняя температура газа в секции (в точке х), К, упрощенно рассчитываемая по
формуле
т = ткнтн-тк).
-кс
-кс
(Б.2)
где Тк - зимняя температура на входе последующей КС, К;
Ти - зимняя температура на выходе предыдущей (по отношению к секции) КС, К.
КС
х
КС
Рисунок Б.1 - Схема МГ с обозначением входных параметров для расчета массы газа
207

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Б. 1.3 Для расчета массы газа Л/, т, в газопроводе-отводе можно использовать формулу
(Б.1), принимая, что LKC = LCCKIl = 1(0, где Lin - полная протяженность газопровода-отвода,
км; Рн - абсолютное давление в точке подключения газопровода-отвода к МГ, МПа: Р -
абсолютное давление в конце газопровода-отвода (на входе ГРС), МПа: х - половина обшей
длины газопровода-отвода, км; 7 — средняя зимняя температура в газопроводе-отводе, К.
Б. 1Л Расчет масс газа Л/, т, в технологических газопроводах (на КС, ГРС, АГН КС и т.д.)
осуществляется по формуле
,2 j
М = РХ ° 1ех 1,51 1(Г3, (Б.З)
где L1CX — длина технологического газопровода, м;
Рч — фактическое (абс.) давление в середине технологического газопровода, М Па;
J0 - условный (внутренний) диаметр технологического газопровода, мм;
Т — средняя зимняя температура газа в технологическом газопроводе, К.
Б. 1.5 Для расчета массы газа Л/, т, в сосудах следует использовать формулу
Р V
М =-^—^1,93,
71
(Б.4)
где Р — рабочее (абсолютное) давление в сосуде, М Па:
Vc — внутренний обьем сосуда, м3;
Т — температура (зимняя) газа в сосуде, К.
Б.2 Опасные вещества в жидком состоянии
Б.2.1 Масса Л/, т, опасною вещества в жидком состоянии в трубопроводе
рассчитывается по формуле
Л/ = 7,854 ■ 10 "4 • dl • Lrpy6 • Ртрап, (Б.5)
где L б - длина трубопровода, км;
р . - плотность опасного вещества в условиях транспортировки, т/м3.
Б.2.2 Масса М, т, опасного вещества в жидком состоянии в сосуде рассчитывается по
формуле
л/ = кс.Рс-а:.з, (Б.б)
где Vc • — внутренний объем сосуда, м3;
р — плотность опасного вещества в условиях содержания в сосуде, т/м-*:
Кл — коэффициент заполнения сосуда.
208

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение В
(рекомендуемое)
Обобщенное дерево отказов для подземного магистрального газопровода
Рисунок ВЛ - Дерево отказов для подземного магистрального газопровода
209

См. предыд. стр.
4-, Л.
[ Критическое состояние дефектов
>
I Рост дефектов различного происхождения [—-А И
i ^ —
Дефекты на этапе эксплуатации
своевременно не выявляются
i
Образование новых и рост
«доэксплуатационных» дефектов
на этапе эксплуатации
J Дефекты не ликвидируются I
Г '
Мехповреждение наземного оборудования ТС
Отсутствие или неудовлетворительное
качество ремонтных работ
Суровые природно-климат.
условия и труднодоступность
дефектных участков МТ
Ч
Низкая квалификация ремонтников |
Отсутствие финансовых
и материальных ресурсов
Нарушение требуемой периодичности
проведения ремонтных работ
Некач-е
диагностика и выявление
дефектов перед
вводом вэксплуат-ю
Дефекты,
полученные при
строительстве МТ
Дефекты,
полученные при
транспортировке труб и об.
ттт
См. след. стр.
■С
Вандализм
1
Диверсия!
Попадание
снаряда, бомбы
Падение ЛА |
Катастрофические
перемещения фунтовых пластов
£'Д А
I Землетрясение!
Обвал
породы
Мощный
оползень
•—I Наезд транспортных средств I
И
Нет защитных
сооружений
вокруг
наземного обор-я
Авария трансп.
средства вблизи
наземного обор-я
Большое количество
погрузочно-разгру-
зоч ных работ
"5
U>
О

См. пред. стр
См.
5
-9|
5-9
пред. стр
4_
См. пред. стр
Й
Внутренняя (химическая)
коррозия и эрозия
Атмосферная коррозия
31
Неэффект, зашита
тренней коррозии
от вну-
и эрозии
Высокая коррозионная
и эрозионная активность
транспортируемой среды
Нарушение
изоляционного покрытия
ИЛИ
Отсутствие или отказ сие
темы ввода ингибитора
-п
Не проводится или
редко проводится очистка
внутр. полости труб-да
Отсутствие или
неисправность системы
регулирования температуры среды
Повреждение внутренней
изоляция трубопровода
Ошибка
проекта
^4_
И
Нарушение
технологии
См. след. стр
ИЛИ
IU
Наличие агрессивных
(H2S, С02,Н20,соли)
и механ. примесей в газе!
Неудовлетворительная
очистка и осушка газа
Деятельность
микроорганизмов (бактерий-
анаэробов)
Внешние факторы,
способствующие атмосферной коррозии
Агрессивный
тип атмосферы
или
и
ИЛИ
Неблагоприятный
химсостав атмосферы: соли.
C02.C!,S02,H2S04,H2S03
Высокая
температура
Дефекты изоляционного
покрытия не исправляются
Неудовлетв. контроль
состояния изоляции
Ни]
Высокая
влажность
U
Наличие дефектов
изоляц. покрытия
•И
Отслаивание
внешней изоляции
Неадекватный для данных
условий материал изоляции
ИЛИ
-J A A A
Неудовлетворит, нанесение
изоляционного покрытия
Мехпоареждение изоляции во время
транспортировки труб, строительства
и эксплуатации трубопровода
Разрушительная деятельность
бактерий и др. организмов
Труб-д на границе
раздела вода/воздух
Труб-д на границе
раздела грунт/воздух
Труб-д в защитном
кожухе на переходе
через а/д или ж/д
Задержка влаги у
стенок труб-да
Т
ИЛИ
tL
Труб-д на опорах
при выходе из
поверхность
3
о
i
о

См. пред. стр.
га
См. пред. стр.
8-9
Подземная
коррозия
Т
Жидкостная коррозия
И
Нарушение
изоляции трубопровода
Дефекты изоляции
не исправляются
Отсутствие, отказ или
неадекватность активных систем
защиты от коррозии
Почвенная
коррозия
ИЛИ
П
Наличие дефектов
изоляц. покрытия
Высокая коррозионная
активность фунта
Электрокоррозия
(блуждающие токи)
а
Неудовл. контроль
состояния изоляции
ИЛИ
Неадекватный для данных
условий материал изоляции
Ошибка
проекта
И
Нарушение
технологии
Неудовл. нанесение
изоляц. покрытия
Разрушит, деятельность
микроорганизмов
ИЛИ
Низкое удельное
сопротивление грунта
Мехповреждение изоляции
во время транспортировки
труб, строительства
и эксплуатации МТ
Высокая
температура грунта
I
Наведенные токи
от систем перем.тока
Наличие рядом с трассой др.
метал, объектов, рельсов
элсктрифии. транспорта,
пром. установок пост, тока
ИЛИ
Разрушительная деятельность
бактерий и др. организмов
| Обводненность грунта
| Засоленность грунта |
РТ
Грунт с высокой
кислотностью
'—| Повреждение изоляции грызунами I
Отказ системы
контроля давления
ИЛИ
8-9
Неадекватные
действия или
бездействие оператора
Превышение рабочего давления в МГ
3
J
Недопустимый рост
давления не предотвращается
Ир—I Рост давления в трубопроводе
—■ =Е
или
Закрыт линейный кран
при работающем ГПА
Отключение
параллельной нитки
Чрезмерно большой приток газа | | Образование гидратной пробки
Ик 1
Н->[ЙЛИ
1ЛЙ]«Ч
Ошибка
оператора
Недостаточ.
осушка газа
Не вводится ингибитор
I 9
Отказ
крана
г—*—i
или|«—|
Ошибка
оператора
См. след. стр.

См. пред. стр.
Изменение
проектного положения оси
трубопровода
I Возникновение локальных напряжений
&
Потеря
устойчивости трубопровода
ИЛИ
Непроектный
профиль траншеи
Вибрация труб-
да в районе КС
Отсутствие или
отказ балласт,
устройств
X
*ГиЛИ~|«—I Деформации труб-да выше допустимых 1
s 1
Усталость металла
*
Циклические нагрузки
Отсутствие или отказ систем
мониторинга смешений фунта
и деформаций трубопровода
I—4Ир—I Появление деформаций трубопровода I
I L_J г _
[или]
Вибрация труб-да
при работе ГПА
Некачественная
подготовка траншеи
Циклические
изменения температуры
окруж. среды
Мероприятия по
уменьшению взаимодействия МГ
и окр. среды неэффективны
Потеря устойчивости из-за воздействия
природных факторов и взаимодействия
трубопровода с окружающей средой
I
Замерзание воды в
обводненных траншеях
Неравномерные
деформации грунта
Охлаждение грунта
г-*—-л '
ИЛИ
[йл
| Движение авто- и
ж/д транспорта
в местах переходов
Обводнение траншеи
ИЛИ
Ошибка |_ I
проекта
Неудовл.
крепление
И
Инженерные
мероприятия по
уменьшению
взаимодействия МГ и окр. среды
неэффективны
Невозможность
установки из-за
труд
недоступности участка
Отсутствие или
отказ систем
мониторинга
устойчивости
трубопровода
Нарушение
естественной миграции вод
илй]*-
Солифлюкция
Пучение ММГ
Транспорт
охлажденного газа
Нарушение темпер. I
режима грунта
Негативные для трубопровода последствия в
результате почвенно-криологических и
гидрологических процессов в районе трассы
Нарушение почвенно-
раститсльного покрова
при строительстве МГ
Перепады
температуры окр. среды
| Развитие термокарста |—4
Обводнение,

заболачиваемость трассы
I I Нарушение естественной ми -
грации вод из-за трассы МГ
ИЛИ
ИЛИ
I
Нарушение
снежного покрова
Протайванис и просадка грунта из-за L I ИЛИ
теплового воздействия груб-да
Размыв траншеи
дождевыми и талыми водами
Нарушение почвенно-
растительного покрова во|
время строительства
Отсутствие или отказ про-
тиволивневых и
противопаводковых сооружений
I
Недостачочнос
охлаждение гл"*л
Неэффективная L Г;~ГГ1| Нскачеств'
^^ КН ИЛИ Г— наложение
теплоизоляция I L , '"J
Неудовлетворит,
обратная засыпка
Ошибка
проекта
теплоизол.
Нарушение
теплоизоляции
П
н
о
О
2

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Г
(рекомендуемое)
Методики расчета интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа
при разрушениях газопроводов
Г.1 Разгерметизация однониточного газопровода
Исходные данные:
л - коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;
d{) - внутренний диаметр трубы, м;
Р{** (Па), T^v (К) - средние давление и температура для первого аварийного участка
газопровода;
Q— производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, млн м3/сут;
Р1Г Рк - давления в начале и конце газопровода до его разрыва, Па;
р - плотность газа при нормальных условиях, г/м3;
/.,, L2 — расстояния от места разрыва до КСХ и КС2 соответственно, м;
хр х2 - расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов, м;
к — показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры:
С,(/) — массовый расход газа, истекающего из первого аварийного участка, (кг/с).
Л/р А/2 — полная масса газа, выброшенная из первого и второго аварийного участков
соответственно, кг.
Порядок расчета
Моделируется разрыв участка газопровода на перегоне между компрессорными
станциями КС{ и КС2 на расстоянии L{ (м) от КС{ (рисунок Г.1). Направление движения газа - слева
направо.
Время, прошедшее от момента аварии до момента полного закрытия станционного
охранного крана К2] на КСГ составляет величину t2X (с) (включает время идентификации
аварии оператором, время принятия им решения об отключении КС и время закрытия охранно-
КС,
-txj и £0 =н ►*
/Л\
ТГ л, >^ л2 ^l2
КС2
L
Рисунок Г.1 — Схема фрагмента магистрального газопровода
214

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
го крана). Аналогичное время для крана K]q на КС2 величину /]9 (с). Ближайшие к месту
аварии линейные краны Л, и Л2 расположены на расстояниях х{ (м) и х7 (м). Линейные краны
полностью закрываются через время /,, (с) от момента аварии. Последовательность развития
аварийного процесса истечения газа следующая. При возникновении аварийного разрыва
вверх и вниз по потоку движется волна разрежения. Идентификация аварийного разрыва
проводится операторами на КС по одному из двух характерных условий: либо по падению
давления на 0,2 МПа в нагнетательном коллекторе компрессорной станции, расположенной вверх
по потоку от места разрыва, либо по срабатыванию антипомпажной зашиты на
компрессорной станции, расположенной вниз по потоку от места разрыва, при снижении
производительности во всасывающем коллекторе на 10 %. На газопроводах, оснащенных современными
средствами телемеханики и автоматизированными системами управления технологическими
процессами (далее АСУ ТП) транспорта газа, возможна автоматическая идентификация
разрыва средствами АСУ ТП, но, тем не менее, решение о закрытии кранов принимается
оператором (диспетчером). После идентификации разрыва газопровода на перегоне между двумя
соседними станциями оператор принимает решение на закрытие охранных кранов КС и
линейных кранов на перегоне. В данном сценарии для большей общности принимается, что
закрытие кранов может происходить не одновременно.
До своего отключения КС] нагнетает на перегон дополнительную массу газа Мкс , а
КС2 забирает из аварийного участка массу Мкс .
Аварийным участком считается участок от места разрыва трубопровода до
компрессорной станции (под первым аварийным участком понимается участок от места разрыва до KCV
соответственно под вторым аварийным участком — участок от места разрыва до КС,).
Аварийной секцией считается участок от места разрыва до ближайшего линейного крана (если
линейный кран отсутствует или не может быть закрыт, - под аварийной секцией понимается
весь аварийный участок и расчет истечения ведется только по формулам первого этапа).
Расчет истечения газа для каждой из аварийных секций производится в два этапа. На
первом этапе рассчитывается аварийный расход газа от момента аварии до момента закрытия
линейного крана. На втором - аварийный расход газа из отсеченной секции (после закрытия
линейного крана) до его полного истечения.
Этап I. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода от момента аварии
до отсечения аварийной секции (на примере расчета для первого аварийного участка)
Давление Р0 в момент аварии в точке разрыва газопровода рассчитывается по формуле
'о =ЛРн-(рн-ркУ-£- (Г.1)
215

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Расход газа G{{t) (кг/с) при / больше 0,1(c) для первою аварийного участка
протяженностью Z.J задается формулой
м ( * л
G](t<tn)= " -ехр -
Ль £l
t
+ —! —• ехр
/
ч)
(Г.2)
Mr — масса газа, находящаяся в аварийном участке газопровода до аварии, кг, рассчитывается
по формуле
М
(Г.З)
-о
'1
рср гср _
где /^ , /1 - средние давление и температура для первого аварийного участка
газопровода, Па (определяются по соотношениям, рекомендованным в СТО Газпром 2-3.5-051-2006);
Zq — коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р[р и Г,ср [26, 27);
Л/
масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода КС] до момента
отсечения аварийного участка, кг (если время закрытия крана меньше времени отключения
КС, т.е. t.{ < t2l, то время г21 в нижеприведенной формуле Г 4 заменяется на Г,);
Я — газовая постоянная, Дж/(кг • К).
Знак «плюс» в выражении Г.З применяется при расчете Мг в первом аварийном
участке газопровода, знак «минус» используется при расчете Л/г во втором аварийном участке.
Предполагается, что отключение кранов на участке от места аварии до КС2 происходит до
полного опорожнения второго аварийного участка (т.е. предполагается, что Mv >0).
М вычисляется по следующей формуле
^кс =скс 'h\<
(Г.4)
где GKC — производительность газопровода (кг/с) в нормальном режиме его эксплуатации.
Величина Л/н (кг) рассчитывается по формуле
2-Л/г-</п
М = -—-
н \Lv4k
( к-Н
1 (* + Пк-1
л]А
\
х-ц
J
к-г-П/2
1 ( k+l
к-1
(Г.5)
ПЬ
2МГ
£i Gn
(Г.6)
где М (кг) — масса газа, истекающего в адиабатическом режиме;
eL — постоянная времени, с, определяется по соотношению
216

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
е? =-
2 Ц Ik-k'Li
3 an
а0 — скорость звука в газе до разрыва, м/с, задается выражением
(Г.7)
a0=fJ^flf,
(Г.8)
G() — начальный критический массовый расход газа, кг/с, рассчитывается по формуле
P.-K'dhyfk
k+1
l-^.Zk.7jP
2 Wk-i)
U' + l
(Г.9)
ZK — коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается равным 1).
Масса газа, выброшенного из аварийной секции на первом этапе истечения,
определяется по формуле
Ми = Мн-
1-ехр
\Л
I nL el.
+ (Л/Г-Л/Н)-
1-ехр
'Л
V fcL J
(ПО)
Расход газа на момент времени /п закрытия линейного крана С^А,), кг/с, задается формулой
^ умг-т„) \ тп 1
(ПИ)
л/.
'л
2
(Л/г-Л/н)
+ ' — ехр
v £l;
Аналогичным образом производится расчет параметров аварийного истечения газа из
второго аварийного участка газопровода.
Этап II. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода после локализации
аварии на примере первой аварийной секции протяженностью хх
Расход газа С,(/) (кг/с) для аварийной секции после закрытия крана на линейной части
(/ > /^) задается формулой
С1(/>гл) = С1(/л).ехр
( t-t ^
1 1 л
£х
(Г12)
ех — постоянная времени, с, определяется по формуле
Бу =-•
2 Х| \к-Х-х{
3 яч
(Г.13)
ах — скорость звука в газе в отсеченной секции на момент времени г12, м/с, задается
формулой
ax=^k.R-Zl*.T?,
(Г.14)
217

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
7^'р - средняя температура в отсеченной секции от линейного крана до места разрыва на
момент времени tА(К) (определяются по соотношениям, рекомендованным в СТО Газпром
2-3.5-051-2006).
Масса газа из первой аварийной секции Мп на втором этапе истечения, определяется
по формуле
M\2=sx-G{(tn). (Г.15)
Полная масса газа, выброшенного из первого аварийного участка, рассчитывается как
сумма масс Л/м и Л/|2 и рассчитывается по формуле
Л/, =Мп+М{2. (Г.16)
Для второй отсеченной секции длиной х2 расчет производится аналогичным образом.
Пример расчета
В качестве характерного примера рассматривается одна нитка газопровода внешним
диаметром 1420 мм с рабочим давлением (расчетные варианты) 7,5 М Па, 10.0 МПа, 12,0 МПа
и 15,0 МПа и протяженностью 120 км.
Гидравлическая эффективность газопровода принята на уровне 97 %, что также
представляется достаточно консервативной оценкой.
Компонентный состав газа (в мольных %) принимался в расчетах следующим:
С,- 98.5; С2- 0,5; N2- 1,0.
Плотность транспортируемого природного газа, приведенная к нормальным условиям
(давление 0,1 МПа, температура 0 °С), составляет 0,70225 кг/м\
Температура газа на входе в газопровод оценочно принималась +10 °С, а температура
прилегающего грунта +5 °С. Коэффициент теплообмена между газом и грунтом принимался
равным 1,2 ккал/(м2 ч • К).
Согласно расчетам значения давления в начале и конце перегона между КС
соответствующие максимальные суточные производительности газопроводов для газопроводов с
различными рабочими давлениями будут следующими:
/>раб= 7,5 МПа: 7,39 МПа -> 5,33 МПа, 0= 92,2 млн м3/суг:
pPa6= Ю,0 МПа: 9,87 МПа -> 7,03 МПа, 0= 130,8 млн м3/сут;
Л«6 = 12,0 МПа
/>раб = 15,0 МПа
11,85 МПа ^8,48 МПа, 0= 156,8 млн м3/сут;
14,82 МПа-> 10,60 МПа, 0= 193,8 млн м3/сут.
Значения коэффициента гидравлического сопротивления при максимальной загрузке
газопроводов составляют: для газопроводов с рабочим давлением 7,5 МПа - 0,00869, с Р б =
10,0 МПа - 0,00858, а с />ра6 = 12,0 МПа и 15,0 МПа - одинаковое значение 0,00854.
218

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Процесс опорожнения линейного участка газопровода рассчитывался на основе
следующих предположений:
- разрыв газопровода — гильотинный (на полное сечение) и происходит в середине
газопровода;
- вмешательство диспетчерской службы происходит либо в случае уменьшения
давления в выходном коллекторе КС в начале перегона, либо в случае входа в режим помпажа
газоперекачивающих агрегатов следующей КС, расположенной в конце перегона;
- время принятия решения по перекрытию аварийного участка после получения
информации с приборов контроля занимает у диспетчерской службы 2 мин.;
- после принятия решения (нажатия «красной кнопки») происходит автоматическое
перекрытие шаровых кранов, которое занимает 1,5 мин.
Рассмотрено два варианта перекрытия аварийного линейного участка:
- вариант А — срабатывают ближайшие к сечению разрыва шаровые краны,
расположенные по предположению каждый на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку от сечения
разрыва — при этом производится опорожнение аварийной секции газопровода длиной 20 км;
- вариант Б — срабатывают только охранные станционные краны, так что производится
опорожнение всего рассматриваемого аварийного участка между КС протяженностью 120 км.
Как показывают расчеты, при расположении сечения разрыва посредине линейного
перегона между КС, оперативное вмешательство диспетчерской службы при разрыве
газопровода во всех рассмотренных случаях происходит вследствие входа в зону помпажа
газоперекачивающих агрегатов на КС2, расположенной вниз по потоку. Время срабатывания антипом-
пажной защиты КС зависит от рабочего давления в газопроводе и составляет 2.52 мин для
газопровода с рабочим давлением 7,5 МПа, 2,65 мин при рабочем давлении 10,0 МПа,
2.74 мин при рабочем давлении 12,0 МПа, и 2,86 мин при рабочем давлении 15,0 МПа. На
рисунках Г.2 — Г.5 приведено сравнение изменения расходов газа во времени для двух
сценариев срабатывания линейных кранов, рассчитанных поточной конечно-разностной и
инженерной методикам.
Сравнение показывает, что максимальные отличия не превышают 15 % и в расчетах
режимов с перекрытием линейных кранов, и в расчетах режимов закрытия только
станционных охранных кранов. Некоторое различие формы графиков в расчетах с
перекрытием линейных кранов (рисунок Г.2; Г.З) связано с различием подхода к учету закрытия
линейных кранов. В точной конечно-разностной модели предполагается, что закрытие
кранов производится в течение 1,5 мин, а в инженерной модели,— что это происходит
мгновенно.
219

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
30000
25000
4* 20000
X
о
О,
15000
10000
5000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Время истечения, мин
7,5 МПа 10,0 МПа 12,0 МПа 15,0 МПа
Вариант А - закрытие линейных кранов на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку газа
от места аварии. Конечно-разностная методика
Рисунок Г.2 — Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
15 МПа
Вариант А — закрытие линейных кранов на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку газа
от места аварии. Инженерная методика
Рисунок Г.З - Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
220

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
30000
25000
20000
t 15000
X
i
10000
5000
0
I
[l
г
и
г*
ft I
Ь ч..
1 V_! **»*'•- 1
1 1 1 1 1 1 1
1
—4*"-**'^=" ^ЧРГ
1
о
10
20
30
70
80
90
100
40 50 6
Время истечения, мин
— 7,5 МПа Ю,0 МПа ■ ■ ■ 12,0 МПа 15,0 МПа
Вариант Б — закрытие кранов на КС вверх и вниз по потоку газа на расстоянии 60 км
от места аварии. Конечно-разностная методика
Рисунок Г.4 — Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
и
cd
з
§
X
о
аз
О.
24000
20000
16000
12000
8000
4000
0
-
-
-
1
1
1
ш\
t
1*
\ \
л *
1 V
V- .
^•ч^^ •*»
* т тт" "^-
JT - - -*- ш~
£-"^^,гу
■ сд -м -1,
20
40
60
80
100
/, мин
7,5 МПа 10 МПа
12 МПа
- - 15 МПа
Вариант Б — закрытие кранов на КС вверх и вниз по потоку газа на расстоянии 60 км
от места аварии. Инженерная методика
Рисунок Г.5 - Динамика суммарного истечения газа из двух концов трубопровода
221

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Г.2 Разгерметизация нитки многониточного газопровода при открытых кранах на
перемычках
Исходные данные:
X — коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;
d() — внутренний диаметр трубы, м;
P\v (Па), Tfv (°K) - средние давление и температура для первого аварийного
участка газопровода;
Q- производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, млн м3/сут;
Лг Л<"" давления в начале и конце газопровода до его разрыва. Па;
р — плотность газа при нормальных условиях, г/м3;
Lv L2~ расстояния от места разрыва до КС{ и КС2 соответственно, м;
Xj. л'т — расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов, м;
к — показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры:
(7j(r) - массовый расход газа, истекающего из первого аварийного участка, кг/с,
Л/|ч А/2 — полная масса газа, выброшенного из первого и второго аварийного участка
соответственно, кг.
Порядок расчета
Разгерметизация многониточного газопровода рассчитывается в предположении, что
число ниток две и более (N > 2).
Моделируется разрыв участка многониточного газопровода на перегоне между
компрессорными станциями КС{ и КС2 на расстоянии L{ (м) от КС{ (рисунок Г.6). Направление
движения газа слева направо.
Рисунок Г.6 - Обобщенная схема многониточного газопровода
222

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Сценарий аварии соответствует таковому для однониточного газопровода. Аварийным
участком считается участок А-С (рисунок Г.7) от места разрыва многониточного
трубопровода до компрессорной станции (под первым аварийным участком понимается участок от места
разрыва до АС,, соответственно под вторым аварийным участком — участок от места разрыва
до /СО,). Аварийной секцией считается участок Б-С (рисунок Г.7) от места разрыва до
ближайшего линейного крана на крановом узле (если линейный кран отсутствует или не может быть
закрыт, - под аварийной секцией понимается весь аварийный участок, и расчет истечения
ведется только по формулам первого этапа).
б)
КС2
v J
i
А
г
К*ь
-£*
-О
Рисунок Г.7 - Эквивалентная схема многониточного газопровода для расчета
аварийного истечения
Характер истечения при аварии многониточного газопровода определяется
соотношением между суммарной пропускной способностью всех ниток и расходом при установившемся
течении газа в аварийной секции от места разрыва до ближайших перемычек между нитками (на
рисунке Г7(а) - участок между точками Б-С). Если секция достаточно длинная, то падение
давления в ней за счет трения велико и, соответственно, квазистационарный расход мал.
Считаем, что истечение из многониточного газопровода эквивалентно истечению из
трубы с переменным (в месте соединения ниток перемычками) сечением. Истечение
рассчитывается по эквивалентной модели, которая многониточную систему от КС до последних
223

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
перед разрывом перемычек аппроксимирует «толстой» трубой А-Б (рисунок Г7(б)) с
эквивалентным сечением, равным сумме поперечных сечений всех ниток, и патрубком Б-С от
кранового узла с перемычками до места разрыва.
В начале истечения реализуется переходный процесс формирования
квазистационарного распределения скорости по длине аварийной секции (патрубка), а затем при его
достижении расход газа далее изменяется достаточно медленно в соответствии с процессами
формирования течения газа в «толстой» трубе (участок А-Б на рисунке Г.7(б)) до времени
перекрытия запорных кранов Jlj.
Расчет истечения газа для каждой из аварийных участков выше и ниже по потоку газа
от места разрыва производится в два этапа. Па первом этапе рассчитывается аварийный
расход газа от момента аварии до момента закрытия линейных кранов Л, и Л2. На втором —
аварийный расход газа из отсеченной секции (после закрытия линейного крана на аварийной
секции) до его полного истечения.
Этап I. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода от момента аварии до
отсечения аварийной секции ?л (на примере расчета для первого аварийного участка)
а) Расчет параметров истечения для переходного процесса
Протяженность первого аварийного участка рассчитывается по формуле (см. рисунок Г.6)
L{=LK]+x{. (Г.17)
Давление Р() в момент аварии в точке разрыва газопровода определяется по формуле
Рц=^-(Р»-РЬ~- (Г.18)
Расход газа G,(r) (кг/с) при t больше 0,1 (с) для первого аварийного участка
протяженностью Т., задается формулой
С,(/) = —^—ехр
' л (Мг-Ми) ( г >
ni2eL;
+ : —• ехр
V bL)
(Г. 19)
А/г — масса газа, находящегося в аварийном участке газопровода до аварии, кг,
определяется из формулы
Знак «плюс» применяется при расчете Мг в первом аварийном участке газопровода,
знак «минус» используется при расчете Мг во втором аварийном участке. Предполагается, что
отключение кранов на участке от места аварии до КС2 происходит до полного опорожнения
второго аварийного участка (т.е. предполагается, что Мг >0).
224

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Мкс — масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода КСХ до момента
отсечения аварийного участка, кг (если время закрытия крана меньше времени отключения
КС, т.е. г( < /7|, то время t2{ в нижеприведенной формуле заменяется на 1Л) рассчитывается по
формуле
^KCt =CKC''21<
(Г.2!)
где GKC - производительность газопровода (кг/с) в нормальном режиме его эксплуатации,
r p-Q-106
вычисляемая как Окс = , где р - плотность газа при нормальных условиях (для мета-
86400
на 0,7168 кг/м3);
Р]Р - среднее давление для первого аварийного участка газопровода. Па;
7jcp — средняя температура газа в первом аварийном участке газопровода в момент
аварии, К;
2qP — коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р\ и 7jcp .
Величина Мн (кг) рассчитывается по формуле
2-Л/г-4
"н =
'0
X-L-yfk
' k+1
1 fA + O
^ Г
\
k-l л МА-^т)
d0
1 f A-+1U-1
v 2 у
^
(Г.22)
Л1_ =
2-Мг
eL-C0
(Г.23)
г, — постоянная времени, с, задается выражением
£i =-
2 L, Л-А.-1,
(П24)
(Г.25)
3 ао V 4)
й0 — скорость звука в газе до разрыва, м/с, определяется по формуле
С0 — начальный критический массовый расход газа, кг/с, рассчитывается по формуле
k+l
(Г.26)
P0-n-dj-4k ( 2 ^
On
4-
^•^■7оСР
£ + 1
2-(k-l)
ZK - коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается 1).
Переходный процесс заканчивается при достижении квазистационарного режима
истечения. Данный режим истечения устанавливается при достижении расхода через сечение
разрыва значения ССТАЦ, кг/с, которое определяется по формуле
225

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
_ р0к4 v
CIAU~4.*.Zk.77'Vn' <Г27>
где vn — скорость газового потока в районе перемычек между нитками (точки А{ и Л2),
необходимая для существования стационарного режима истечения, з&цается выражением
vw=M'a^ (Г.28)
где М — число Маха в рассматриваемой точке газового потока;
а0 — скорость звука в газе до разрыва, м/с.
Значение времени, при котором расход сравнивается с GCTAU, определяется как /СТАц.
Число Маха определяется из решения следующего уравнения
к-к-Х\ 1 1 к + 1 , у о
зг=^-г—"'<^1Т^Гк <Г29)
2
б) Истечение газа после достижения квазистационарного режима истечения
После достижения квазистационарного расхода характер истечения формируется за
счет установления течения в «толстой» трубе. При этом считается, что длина
вышеупомянутой эквивалентной «толстой» трубы равна LK[ (см. рисунок Г.6), а эквивалентный диаметр
вычисляется из соотношения
Яэкв=4>>/^ (Г.30)
Тогда расход газа С,(г) (кг/с) для аварийной секции после завершения переходного
процесса при / > /СТАЦ задается формулой
<?,(/) = ССТАЦ-ехр
Г~ГСТАЦ
еСТЛЦ
(Г.31)
где ^Стдц — время достижения квазистационарного режима истечения, с;
естлц ~~ постоянная времени, с;
_2/VLK1 k-X-LKl
£СТАЦ". п \\ П ' (Г32)
Этап II. Расчет массового расхода газа из аварийного газопровода после локализации
аварии и закрытия линейных кранов на примере первой аварийной секции протяженностью л,
Расход газа <72(/) (кг/с) для аварийной секции после закрытия крана на линейной части
(/ > гл) задается формулой
( t-t< N
(/2(/>/л) = С,(/л)-ехр
-х )
(Г.ЗЗ)
226

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
сч — постоянная времени, с. вычисляется по формуле
tx.|.i.|*±a
3 Оа
(Г.34)
'0
Аналогичным образом производится расчет параметров аварийного истечения газа из
второго аварийного участка газопровода.
Пример расчета
В качестве примера на рисунке Г.8 приведен график зависимости расхода газа от
времени для аварийной секции вверх по потоку при рабочих давлениях 7,5; 12,0 МПа.
В качестве исходных данных были значения из примера Г. 1. Количество параллельных
ниток в расчетах принималось /V = 3 и /V = 5.
10000
9000-Р (■
8000
о
{-.
з
и,
§
X
CJ
О,
7,5 МПа — 3 нитки
12 МПа — 3 нитки
7,5 МПа-5 ниток - .. - 12 МПа-5 ниток
Рисунок Г.8 - График зависимости расхода газа от времени для аварийной секции вверх
по потоку при давлениях 7,5; 12,0 МПа
Г.З Разгерметизация технологической линии на площадочных сооружениях (на примере КС)
Исходные данные:
X — коэффициент гидравлического сопротивления, б/р;
1Х11, £м| - длина и внутренний диаметр трубы МГ, м;
Т{) - средняя температура газа в МГ на входе площадочного сооружения. К;
Р{) — давление в МГ на входе площадочного сооружения до аварии. Па;
р - плотность газа при нормальных условиях (г/м3);
227

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
LMr - длина магистрального газопровода, подводящего газ к площадочному объекту
(КС, ГРСилиАГНКС), м;
I, — длина участка подводящей однородной трубы (с одинаковым диаметром) от узла
подключения МГ (кранового узла) до труб обвязки оборудования площадочного объекта, м;
d{) — внутренний диаметр патрубка, м;
к - показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры:
(7,(0 - массовый расход, (кг/с).
Порядок расчета
Участок трубопровода от МГ до места разрыва на площадочных сооружениях КС,
ГРС и АГНКС может состоять из нескольких участков с различным диаметром труб
исходя из технологической схемы объекта. При этом характер истечения при аварии на
площадочных сооружениях определяется наименьшей пропускной способностью участка
труб с максимальным гидравлическим сопротивлением. Если гидравлическое
сопротивление участка достаточно велико, то падение давления в нем за счет трения велико и
истечение газа быстро переходит в установившийся квазистационарный режим, при этом
квазистационарный расход мал.
Рассмотрим аварию на примере КС (рисунок ПО). На формирование аварийного
выброса сильно влияет, с какой («низкой» или «высокой») стороны от КС произошла
авария. При аварии с «высокой» стороны может реализоваться два варианта:
а) авария между ГПА и отсечным клапаном,
б) авария между отсечным клапаном и крановым узлом Кр8.
Авария типа а) очень быстро обнаруживается, локализуется без крупных последствий и
больших выбросов газа. С точки зрения оценки риска рассматривать эту ситуацию
нецелесообразно. Авария типа б) может быть оценена по методике Г1 приложения Г
При аварии с «низкой стороны» истечение может быть рассчитано по эквивалентной
модели «толстая труба — патрубок», в которой МГ является «толстой» трубой А-Б (рисунки
Г.9, ПО) с присоединенным к ней патрубком Б-С от М Г до места разрыва. В качестве
патрубка принимается однородный участок с наибольшим гидравлическим сопротивлением.
В начале истечения реализуется переходный процесс формирования
квазистационарного распределения скорости по длине (патрубка), а затем при его достижении расход газа
далее изменяется достаточно медленно в соответствии с процессами формирования течения
газа в «толстой» трубе МГ (участок А-Б на рисунке П 1) до времени перекрытия запорного
крана Кр7 (рисунок Г.9).
228

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
мг кр7 ььш
ХЗ 1
«низкая» входящий
сторона шлейф
~
С
KPl ПА
[н><НЕ^-с><Н
коллектор всасывающий
сепараторов коллектор ГПА
Трубопровод Р = 5,5 МПа
^кнд ABO 1кьо
/ Кр8 мг
ни———хь
выходящий «высокая»
шлейф сторона
нагнетельный коллектор
коллектор ГПА ABO
Трубопровод Р — 7,5 МПа
Рисунок Г9 — Эквивалентная схема основного потока газа на липовой КС
кр. №8 л^^-кр\№20
х№7
Ду1200 Рраб 5,4 МПа
МГ
Место аварии
Рисунок ПО - Схема возможной аварии на плошадочных сооружениях КС, ГРС и АГНКС
/ ч
КС,
1 J
А
4"Ч
V*4<
Рисунок Г.1 ] - Эквивалентная схема аварии на площадочных сооружениях КС, ГРС
и АГНКС
229

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Расчет истечения газа производится в два этапа. На первом этапе рассчитывается
аварийный расход газа от момента аварии до момента закрытия линейного крана Кр7. На втором -
аварийный расход газа из отсеченной секции до его полного истечения.
Этап I. Расчет истечения газа от момента аварии до отсечения аварийного участка от МГ
а) Расчет параметров истечения для переходного процесса установления
квазистационарного профиля давления в патрубке.
Расход газа G}(t) (кг/с) при формировании квазистационарного течения газа в
патрубке протяженностью /м задается формулой
GAt)
М,
ЪСЧ.
•ехр
nL ч
к * У— ехр
{ t ^
V £L J
(Г.35)
Mv — масса газа, находящегося в аварийном участке газопровода до аварии, кг,
определяется по формуле
м L^n-dl-P,
4-R-Z^T0
(Г. 36)
ZqP — коэффициент сжимаемости газа до разрыва при параметрах Р() и Т0.
Величина Мн (кг) рассчитывается по формуле
k+l
2-Mvd{)
Н _ k-L-yfk
Ми =
<& f
1
к + \
к-1 X-L
+ L
к+\\Л
( к + \)к-
(Г.37)
пь
2-М,
eLC0
(Г.38)
eL — постоянная времени, с, рассчитывается по формуле
ei =-
2 L{ к-Х-Ц
3 аа
(Г.39)
ап — скорость звука в газе до разрыва, м/с, задается формулой
ao=yjk-R-Z^-T^,
(Г.40)
С0 - начальный критический массовый расход газа, кг/с, вычисляется по формуле
с0=-
Pa-n-dlylk ( 2
k+l
>-^-с
к + \
2-(k-l)
(Г.41)
230

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ZK — коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимается 1).
Переходный процесс заканчивается при достижении квазистационарного режима
истечения. Данный режим истечения устанавливается при достижении расхода через сечение
разрыва значения ССТАЦ, кг/с, которые рассчитывается по формуле
CcTAU = 4-J?.ZAT0cP "' (Г42)
где \'п — скорость газового потока в начале участка с максимальным гидравлическим
сопротивлением (точка Б на рисунке Г.11), необходимая для существования стационарного режима
истечения, задается выражением
Vn =M'%* (ГАЗ)
где А/— число Маха в рассматриваемой точке газового потока:
а{) — скорость звука в газе до разрыва, м/с.
Число Маха определяется из решения следующего уравнения
к-Х-Хх 1 1 Л + 1 . , 2
2
б) Истечение газа после достижения квазистационарного режима истечения.
После достижения квазистационарного расхода характер истечения формируется за
счет установления течения в «толстой» трубе МП Тогда расход газа Gx(t) (кг/с) для аварийной
секции после завершения переходного процесса при t> /СТАЦ задается формулой
Ci(/) = CCTAU-exp -
1 ~ 'СТАЦ
еСТАЦ
где гСТАц — время достижения квазистационарного режима истечения, с;
е - постоянная времени, с, определяется по формуле
(Г.45)
есгАЦ = зТ^^ в ' <Г.46)
J ао V ^мг
Этап П. Расчет массового расхода газа после локализации аварии и закрытия линейных кранов
Расход газа (79(/) (кг/с) для аварийной секции после закрытия запорного крана
(/ > 'закрытие за^ается ФОРМУЛОЙ
G2(t>tJJ) = G] (/л)-ехр
f t-t
1 'закрытия
(Г.47)
231

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
£х — постоянная времени, с, определяется по формуле
2 л*1 \kX-L
3 а{) у а{)
Г. 4 — Частичная разгерметизация газопровода
Исходные данные
d3Kli - эквивалентный диаметр разрыва, м;
d0 — внутренний диаметр трубы, м;
Р{) - давление в месте разрыва газопровода, Па;
м^
(Г48)
R — газовая постоянная, —
К
Т0 — температура газа в газопроводе, К;
к - показатель адиабаты газа, б/р.
Искомые параметры
G — массовый расход газа при частичном разрыве, кг/с.
Порядок расчета
Под частичной разгерметизацией газопровода понимается обрыв штуцера, бобышки,
свиш, трещина длиной до 25 % от диаметра трубы, если площадь сечения разрыва S не
превышает 10 % площади сечения газопровода.
Массовый расход газа при частичной разгерметизации G, кг/с, определяется по формуле
Г — 12
C = M^LM >Т , (Г.49)
где \х — коэффициент расхода, б/р, определяется по формуле (Г.53);
S - площадь сечения разрыва, м2, определяется по формуле (Г.50).
Площадь сечения разрыва S , м2, если она задана как доля сечения трубы Л,
определяется по формуле
(Г.50)
где А - доля сечения трубы, б/р, определяется из данных об аварии;
d0 — внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах
газопровода.
Эквивалентный диаметр разрыва </экв, м, определяется по формуле
45„
(Г.51)
232

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
где Sp — площадь сечения разрыва, м2, определяется по формуле (Г.50).
Соотношение р , б/р, определяется по формуле
Рм=^ (Г.52)
"о
где d3KU - эквивалентный диаметр разрыва, м, определяется по формуле (Г.51);
*/0 - внутренний диаметр трубы, м, определяется изданных о технологических параметрах
газопровода.
Коэффициент расхода ц, б/р, определяется по формуле
ц = 0,40113-0,0524ipM+0,085406pJ+0,47181 р J (Г53)
где р - соотношение, б/р, определяется по формуле (Г.52).
233

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Д
(рекомендуемое)
Методики расчета интенсивности истечения и количества выбрасываемого
продукта при разгерметизации конденсатопродуктопроводов
Д.1 Полный разрыв трубопровода
При разрыве (или разрушении) трубопровода, транспортирующего вскипающую
жидкость, в нем инициируется целая совокупность взаимосвязанных и
взаимообусловленных процессов. В начальный момент времени происходит полный разрыв трубопровода. В
результате от места разрыва по трубопроводу распространяются волны разгрузки. Давление
в этих волнах падает и скорость транспортируемого продукта изменяется: в участке до места
разрыва среда ускоряется, а в участке после него замедляется до такой степени, что имеет
место обратный сток. В первые мгновения после разрушения, пока идет разгрузка на месте
разрушения, происходит выброс жидкой фазы с очень большой интенсивностью,
выброшенный на этой стадии продукт, вскипает за пределами трубопровода. После спада
давления вскипание жидкой фазы происходит уже внутри трубы, и на выходе наблюдается
двухфазный поток. Интенсивность этого потока зависит от целого ряда факторов: начального
состояния вскипающей жидкости, ее свойств, расположения зоны вскипания (фронт
вскипания) в трубопроводе. При этом следует отметить, что у интенсивности истечения
двухфазного потока имеется определенный предел (запирание потока), по достижению которого
эта интенсивность перестает расти, даже если и дальше уменьшать давление, создающее
градиент для выброса.
Следует отметить, что интенсивность истечения в режиме запирания зависит как от
начального состояния, в котором среда находилась перед выбросом, так и от свойств веществ.
Если непосредственно перед выбросом вещество находилось в жидкой фазе при температуре
насыщения, то интенсивность выброса будет зависеть только от этой температуры
насыщения (или от соответствующего ей давления). В рассматриваемой ситуации, когда
непосредственно перед выбросом среда находится только в жидкой фазе, при истечении в запирающем
режиме сначала имеет место именно такой, максимальный расход, затем интенсивность
потока на выходе из трубопровода снижается. В частности, это может быть обусловлено тем, что
на срезе трубопровода, непосредственно перед выбросом, будет находиться среда с
температурой меньшей, чем та, что была у изначально транспортируемой жидкой фазы. Такая
ситуация может возникнуть, если фронт вскипания будет находиться не непосредственно у среза, а
в глубине трубы на некотором расстоянии от него.
234

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Фронты вскипания действительно могут перемещаться вглубь трубы от места, где
произошла разгерметизация. Такое перемещение возможно только при условии, что скорость
движения фронта относительно среды будет больше скорости движения самой среды.
Вскипание происходит там, где давление падает до давления насыщения. Распространению
фронтов вскипания в трубах способствуют ровные участки, в которых отсутствует движение среды
и давление близко к давлению насыщения. Перемещению фронтов вскипания препятствуют
столбы жидкости и нагнетание в трубопровод новых объемов жидкого продукта; в этом
случае фронт вскипания, распространяющийся от места разрушения, может остановиться в
некотором поперечном сечении трубопровода.
Таким образом, при разрушении трубопровода можно выделить следующие режимы:
- непосредственно сразу после разрушения трубопровода очень непродолжительное
время имеет место выброс жидкой фазы с высокой интенсивностью;
- двухфазный выброс на стадии циркуляции по трубопроводу волн давления;
- истечение двухфазного потока в установившемся режиме на стадии работы насосов и
неперекрытых задвижек;
- истечение двухфазного потока только из отсеченного участка за счет избыточного
давления, причем в этом случае можно выделить два варианта:
а) первый, когда над местом разрушения существует столб жидкости, который не
позволяет зоне вскипания распространиться от места разрушения;
б) второй, когда участок трубопровода достаточно ровный и в этом случае зона
вскипания может распространиться на весь трубопровод;
- завершение режима двухфазного истечения за счет избыточного давления,
существовавшего в трубопроводе; при этом, так же как и в предыдущем режиме, существует два
варианта:
а) первый, после того, как существовавший над местом разрушения столб жидкости
вытек, из трубопровода в окружающую среду поступает лишь газовая фаза, которая
образовалась внутри трубы в «газовых подушках» наряду с образующейся от кипения и испарения
жидкости фазой, оставшейся в «карманах», созданных рельефом трассы; не исключен и
выброс отдельных объемов жидкости из таких «карманов»;
б) второй, когда давление в достаточно ровном участке трубопровода упало до
давления окружающей среды и при этом жидкая фаза, оставшаяся в трубе, охладилась до
температуры кипения; в этом случае из разрушенного трубопровода будет идти эмиссия паров
транспортируемого продукта и истечение жидкой фазы за счет действия силы тяжести в режиме
неполного перекрытия сечения жидкостью.
235

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Для прогнозирования последствий аварий на конденсатопродуктопроводе следует
рассматривать лишь те из перечисленных режимов выброса, которые дают определяющий вклад
в формирование облаков, способных распространяться от места аварии. Для формирования
такого облака необходимо, с одной стороны, наличие высокой интенсивности выброса, а с
другой стороны - достаточно долгое время существования выброса. Такому критерию
удовлетворяют два режима:
- режим до отсечения аварийного участка задвижками при продолжающейся закачке
продукта в трубопровод (напорное истечение);
- режим самотечного истечения до тех пор, пока в трубопроводе на месте разрушения
имеется избыточное давление и жидкая фаза (самотечный режим).
При этом в качестве значения расхода в месте разрушения нужно использовать
интенсивность расхода в запирающем потоке, соответствующую максимально возможному значению.
Исходные данные:
d0 — внутренний диаметр трубопровода, м;
L - полная длина трубопровода, м;
х — расстояние от начала трубопровода до места аварии, м;
h(x) — профиль трассы, м;
где х — расстояние по трассе трубопровода от 0 до ^тр,м;
Р(х) — профиль давления в трубопроводе, Па;
ТТр — температура транспортируемого жидкого продукта, К;
Н — напорная характеристика насосов (насоса) на входе, м;
G - расход, м3/с;
z — размер шероховатости внутренней поверхности трубы;
х- — координаты расположения задвижек по трассе, м;
'откл ~ вРемя. за которое происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода;
Я - давление насыщенных паров транспортируемого продукта при температуре Т, , Па;
(с1Р\ (dP\
— - кривая насыщения (или, что то же самое, ф(Г) = Т\ — );
С - теплоемкость жидкой фазы;
vL(7) - температурные зависимости удельного объема жидкой фазы;
h{ (7) - энтальпия жидкой фазы;
Л,^,„.( Т) - связь давления насыщения с температурой:
HdLbl ILL
v = ij/(<7,P) = — (-ф+ J$2 + 2q2(hL(Tw)+ vL<|>-AL)) - уравнение связи удельного объема
Q
двухфазной смеси с давлением в зависимости от некоторого параметра G. Давление входит в
функцию \|/, через ф(7), vL(T), h{ (7) и при замене Г по зависимости Р= PmQVAl]^T)\
236

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ра - атмосферное давление, Па;
р - плотность транспортируемой жидкой фазы, кг/м3;
Р - давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму
перекачки от насосов (насоса) до места разрыва;
^насос ~ давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки;
N - количество этапов истечения, характеризующихся разной величиной осредненной
в пределах этапа интенсивностью выброса;
Искомые параметры:
Свы(] (к) — значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода для
каждого к-го этапа выброса (к = 1, ..., /V), кг/с;
авыб(/0 — массовые доли газовой фазы на каждом этапе выброса, б/р;
G тв(к) — интенсивности поступления жидкости в пролив на каждом этапе выброса, кг/с;
7вы6 (к) - температуры на каждом этапе выброса, К;
t(k) - длительности к-го этапа выброса, с.
Порядок расчета
Д. 1.1 Расчет истечения жидкости, транспортируемой по конденсатопроводу, при условии
что жидкость не вскипает при сбросе давления до величины Рг
Расчет истечения состоит из следующих шагов:
Шаг 1. Проверяется условие невскипания транспортируемой жидкой фазы при сбросе
давления, т.е. выполнения неравенства
^насыш ('тр ) < *а • (Д. 1)
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одного конца
трубопровода), которая равна площади поперечного сечения трубопровода, рассчитывается по формуле
5, = 0,25 • к • d20. (Д.2)
Шаг 3. По известному профилю трассы h(x) определяется Л = h(x ) уровень
высотной отметки, на которой произошел гильотинный разрыв (рисунок Д.1).
Шаг 4. Определяется А"макс максимальная высота трассы на участке от места разрыва до
конца трассы по формуле
Сс= max (Л(х)) (Д-3)
л " л разр * Нр '
и отметка, на которой достигается эта высота х"макс (рисунок Д.1).
Шаг 5. Определяются координаты близлежащих задвижек - до и после места
разрушения — хдо и *после. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в начале кон-
237

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
денсатопродуктопровода), то х.ю = 0, если задвижки отсутствуют после места разрушения
(разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то*ПОС1С = L (рисунок Д. 1).
Шаг 6. Определяется максимальная высота трассы Л' „г (1) на участке от * до места
разрыва и координата этой точки по трассе х\ (I) (рисунок Д.2).
Клкс\= max (Л(л-)> (д.4)
хеУх -сдвижки до ,лр;пр '
Шаг 7. Определяется максимальная высота трассы й"макс (1) на участке от места
разрыва до *1|0СЛС и координата этой точки по трассе х"макс (1) (рисунок Д.2) по формуле
Лмакс1= ™Х (AU)> (Д<5)
лс:\^разр.^ залинжки nocie '
Шаг 8. Определяется последовательность из Л" локальных максимумов,
спускающихся от хткс (1) к месту аварии х'шкс (к) и высотные отметки в этих точках й'Ч1акс (к) (рисунок Д.2)
по формуле
Лмакс(0 = М*М;1КС0)). (Д.6)
Шаг 9. Определяется последовательность из N" локальных максимумов,
спускающихся от*"макс (1) к месту аварии х"макс (к) и высотные отметки в этих точках h "макс (к) (рисунок
Д.2) по формуле
>W(D = Л(*макс (0). (Д.7)
Шаг 10. Определяются массы жидкого продукта Мшт до и Мтт после* кот°Рые
способны вытечь из двух участков конденсатопродуктопровода на этапе самотечного истечения: из
участка, расположенного до места аварии, и из участка, расположенного после (процедура
определения этой величины приведена далее в разделе Д. 1.3 («Определение массы, способной
вытечь из трубопровода в самотечном режиме (после отключения насосов»).
Шаг 11. Определяется количество этапов истечения. Рекомендуемое значение — N = 5
Выделяется первый этап (к = 1) — этап напорного истечения — от момента разрушения
до отключения насосов и перекрытия задвижек.
Выделяются второй, третий, четвертый и пятый этапы (к = 2, ...,/V) - это этапы
самотечного истечения - от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы
транспортируемого жидкого продукта Мвшм Д() и Л/вшм после с обоих концов трубопровода.
Шаг 12. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом
этапе по формуле
^выбрС) = (^выбр доОН^выбр после 0)> (Д.8)
^1) = ^откл* (Д.9)
238

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Рисунок Д. 1 — Схема расположения места разрушения, близлежащих задвижек
и перевальной точки (на участке после места разрушения)
^махс 1 X
Рисунок Д.2 — Схема определения последовательности сходящихся к месту
аварии локальных максимумов
239

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Величина СпыСюдо определяется как решение следующей системы уравнений
-^L + A(0)
98
■ + Л,
Р£
разр
„рИдоО^доО)!
d0 28
Ч«до0))=0,11
68
*Tt
do Re,
= Ч"ло(0)
d0\»M
,Re
до у
PS PS
Сло(1)=0,25я£/02Р1/до(1>
(Д. 10)
где /^ — давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму
перекачки от насосов (насоса) до места разрыва;
Рнасос — давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки;
мД()(1) — скорость транспорта на участке до места разрушения.
Величина Свы6р |ЮС.|е определяется как решение следующей системы уравнений
р
-3- + А
^ "ра ф
Pg
р (т )
' насыш у Ф /
+ k
pg
макс после
^("тклеО))
хмакс ~хразр ""оос Орослс V J|
2g
4v*.cO))=<Ul
г-,
ф
68
\(),25
V "() ^с после J
2
Re
' vпосле
4j|wnoc.e0j
wпосле
(I )= 0,25те^/0р|/||ОСЛС (1 >
(Д.П)
где м (1) — скорость транспорта на участке после места разрушения.
Шаг 13. Определяется расход (7выГ (/с) на этапах самотечного истечения (к — 2Л ..., /V) в
случае если не происходит вскипание жидкости по формуле
^выбр(^) = ^выбр до (^) + ^выбр после №). (Д. 12)
Величина СВЬ|С Д0(Л) определяется как решение следующей системы уравнений
Р
ЧХ* До)
Pg
-+k
pg
разр
^(Ыло(^))^'х^"Цдо(')Ью(^
2g
/ чО,25
^тр 68
^0 Кедо у
>^ело-
4) Ко (*}
(?ло(/с)=0,25^02ридо(А).
(Д. 13)
240

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Величина Свы6р пос 1С(к) определяется как решение следующей системы уравнений
+ h,
Pg
'Рачр
Р
' насыш
h \xk после Vе ))
^("послеС*)}
, 4^/t мосле--Уразр Ц"<кле (* )|»после (^
2g
4<w(*))=o,n
v4>
68
ч0.25
Re
■^ после J
,Re,
_4)Ьосле(*)1
Cnoc-ic (к ) = °>25ти/(?ры110Сле (*),
(Д. 14)
где х (к) и х |е (Л) — координаты на начало А:-го этапа движущихся поверхностей раздела
«жидкий продукт-газ» в отрезках трубы, расположенных до и после места разрушения.
Для к = 2
*ло<2)=*'макс<1>, (Д. 15)
*„осле<2)=*"макс(1). (Д-16)
Для /: = 3,... 5 величины лло(/с) и х11ОСЛС(#0 вычисляются по формулам
хт(к + I) = хю(/с) + ило (А )■/(* )+А/ло (#с)ч
■^после^ + 0 - *после М+ "после \Л / * Vе Г^'после (*)<
(Д. 17)
(Д. 18)
где Д/до(&) и A/nocie(/c) - суммарная протяженность «карманов» на участках до и после места
разрушения, где может остаться транспортируемая жидкая среда при истечении на /с-ом этапе
(на рисунке Д.З представлена графическая интерпретация формул (Д. 17 — Д. 18), она
показывает, как за один /с-й этап длительностью t(k) в конденсатопродуктопроводе происходит
перемещение поверхностей раздела «жидкий продукт-газ»).
Длительность А>го этапа определяется следующим образом:
если А/возм (к) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода до места
разрушения к началу /с-го этапа уже закончился; то длительность вычисляется по формуле
t(k) =
^возм поел'^ J
(N-k + \)\Gmcn(kX
(Д. 19)
если Л/„
■возм. до М = 0> т-е- если сток из участка конденсатопродуктопровода после места
разрушения к началу k-го этапа уже закончился, то длительность вычисляется по формуле
/<*) = -
'** ш\1\* тп\\К)
1 ВОЗМ ДО *
(Д.20)
если Л/„
(к) и М,
(N-k + \p,0(kX
возм. после М не Равны нулю, то t(k) определяется следующим образом:
241

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
/(*) =
- [ ^возмдо(^) .Мтм ,|0СЛС(К)\
возм до v / ^ 'возм после
(к)
mm ; — ~- . ■*.■»! „^и * -, если ^возм ло(*0 М
}(/V-* + l)|G.10(^' |(?110сле(^ Г М*)| |<w(*)
mm
^ВОЗМ ЛоОО. А/врчм ,юслс(*) 1 п , ^ВОЗМЛО<У)^ А/,
Ы*1 Ч^-^|)К0СЛС(^[
если
возм после
(*)
(Д.21)
СдоИ ~ |С„ослс(*Ц '
где Л/вшм :ю (/с) и А/В(ИМ мосле (А) - массы транспортируемого жидкого продукта, сток которых
возможен после начала Л:-го этапа самотечного истечения. При к = 2
Рисунок Д.З — Схема перемещения поверхности раздела «жидкий продукт-газ» от начала
А;-го (а) до начала к + 1-го (б) этапов
242

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Мвозм.до<2> = Ч,о,мд<.. (Д-22)
нозм. после ^ ' возм. после" "'
При к > 2
"юз«. ло (к + I) = Мтш т -Сяо (Л) t(k), (Д.24)
Чю,«. „осле <к + О = Чозм. после "<W (*) «*>• ^25>
Д. 1.2 Расчет истечения при условии, что жидкость, транспортируемая по конденсатопро-
дуктопроводу, может вскипать при сбросе давления до величины Ра
Шаг 1. Подтверждается условие вскипания транспортируемой жидкой фазы при
сбросе давления, т.е. выполнения неравенства
Ртсыт(ТТ,)>Ря. (Д.26)
Шаг 2. Определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с одного конца
трубопровода), которая равна площади поперечного сечения трубопровода
5, = 0,25-я-^20. (Д.27)
Шаг 3. По известному профилю трассы h{x) определяется Лразр = ^(Xpa:jp) уровень
высотной отметки, на которой произошел гильотинный разрыв (рисунок Д. 1).
Шаг 4. Определяются координаты близлежащих задвижек — до и после места
разрушения — х = 0 и *,|ОС 1С. Если до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в начале
конденсатопродуктопровода), толе = 0, если задвижки отсутствуют после места разрушения
(разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то дспосле = £тр (рисунок Д.1).
Шаг 5. Определяют Мвозм — массу жидкого продукта, которая может вытечь из
участка до места разрушения и A/B0JM ПОС]е — массу жидкого продукта, которая может вытечь из
участка после места разрушения (приложение Д. 1.3).
Шаг 6. Определяется количество этапов истечения. Рекомендуется выбрать /V = 3, если
перепад высот на отсеченном аварийном участке составляет более 10 м:
первый этап (к = 1) — этап напорного истечения — от момента разрушения до
отключения насосов и перекрытия задвижек;
второй, третий этапы (к = 2, N) — этапы самотечного истечения — от момента перекрытия
задвижек до полного выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мвош д0
и ^возм nocie c °б°их концов трубопровода, причем третий этап представляет собой сток жидкой
фазы уже лишь из одного конца трубопровода, сток жидкого продукта из второго уже закончился.
Рекомендуется выбрать N = 5, если перепад высот на отсеченном аварийном участке
составляет менее 10 м:
первый этап (к = 1) — этап напорного истечения - от момента разрушения до
отключения насосов и перекрытия задвижек;
243

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
второй, третий, четвертый и пятый этапы (к = 2,..., /V) - этапы самотечного истечения -
от момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы
транспортируемого жидкого продукта Мшт 1()и Л/В(Ш1 послес обоих концов трубопровода.
Шаг 7. Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе
по формулам
свыбр0) = СВЬ|бр ,ю(1) + <7выбр П0СЛС (1), (Д.28)
>U> = Wp
^выбр ло'' / "выбр поме '''
/ ИР\
dP
UT
Ашсыш
т
С Г1?
(Д.29)
(Д.30)
Шаг 8. Определяется интенсивность выброса и длительность на втором и третьем
этапах для случая /V = 3
^выбр'^/ = ^выбр ло \*-'+ Цшбр после (^/'
г(2) = min(MBOiMдо /Сныбрдо(2), А/возм после /Свыбрпослс (2))
^выбр(3) = ^выбр до(3),
если сначала происходит сток на участке после места аварии и
Wbi6pV-*/ ~ ^выбр после '■ ''
(Д.31)
(Д.32)
(Д.ЗЗ)
(Д.34)
если сначала происходит сток на участке до места аварии.
"выбрло^' выбр после'^' выбр;ю '•'' "выбр после '•'■'
тр
UP
^ 'наемш V Р
Шаг 9. Определяются интенсивность выброса и длительность на втором, третьем,
четвертом и пятом этапах для случая N = 5 (перепад высотных отметок по трассе отсеченного
участка менее 10 м).
Шаг 9.1 Определяется интенсивность выброса вначале каждого этапа по формулам
^выбр'^' ^выбрдо'^/"1" ^выбр после '^/ "
~ zuBbi6p после \А> ~
СрТ^Ф
'тр
Q* 'насыш
av
VL
тр
(Д.36)
))
^выбр^) ~ ^выбр до (3) + ^выбр после (3) - 1,5 -
ед^-ф
f ло\
-р'тр
'тр
"лу И-37)
-v,
'насыш
Lip
244

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
^ныбр^*' ^вы6рло'^*+ ^иыбр после '^/ '*
ср7:ф"Ф
6ныс>р(5) - Сьы6рЛ() (5) + Свы6р |ЮС 10 (5) - 0,5
ф/
с„7:т-Ф
р- тр
/:,
in
d/>^
^ * -'масыщ
V, 1
Члр !
(Д.39)
Р !
здесь для каждого отрезка трубы рассматривается по две интенсивности истечения
v
Ср^тр-Ф
тр
dP
dT
л л
и 0,5
Ф'
- v,
Lrp
f (
СрТ'тр-Ф
г fd/4 ^
/■п> dTJ "Vlir
ч их соче-
'насыщ //
тания и образуют приведенные выше четыре варианта расхода.
Шаг 9.2 Определяется давление Р ао (/с) и Я после (к) на месте выброса (срезе
трубопровода) на участках до и после места разрушения, для этого решаются две системы уравнений
[v = V(GBbl6p:l0(*)^)
♦=c"^(4(v-VlV~*~*~*~v
(Д.40)
v = vC(^B«f,p после (*).'')
ф = С,
выбр после
:ле <*>
, ч</ф dhL dvL
(v- v, )—+ ——-ф ——- v
v udP dp * dp
(Д.41)
где
dty dh\ dvL
dp dp' dp
предполагающиеся известными зависимости, получаемые на основании
исходных зависимостей ф(7), h\(T), V]_(T) на линии насыщения Т~ Т Ш^Р).
В парных системах уравнений (Д.39 и Д.40) неизвестными являются v и Р, т.е.
^paW*)) и ^пазрло^) ^ соответственно, v(/> OCjie(^)) и />
разр после
<*)).
Шаг 9.3 Определяется протяженность зоны (расстояние от места разрушения до
фронта вскипания) двухфазного потока Lm(k) и Luocqe(k) в каждом из отсеченных участков.
V-M/(^Bbl6DBO
'выбрдо *
(
^до<*) =
ГО.
7Х
*нас у ip J
</я
"выбр до (*) />р
•In
pa ip до( /с)
vfe,3PJo(*))
(Д-42)
v = V(CBbi6p после .^)
*тлосле^' ^л
*нас\/тр /
J/»
7выбр после
•<*)
In
разр после( к)
V v разр после( к) )
^(^нас^тр))
(Д.43)
245

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Переменные, использованные в уравнениях (Д.42 и Д.43), полностью аналогичны
переменным, описанным в на предыдущем шаге 9.2, X = 0,003.
Шаг 9.4 Определяется даачение на задвижках, отсекижх аварийный участок, Р..Лк) и Рипг,Лк)
(Д.44)
Рт№ = Лисыщ^тр)" еСЛ" *0io<*> < ХРазр " л'з;
1
Свы6рдо (Л) /^„.«х*»
J Т",п
( v(^pa3P;.o(^))l _ 2^(л'разр -А'
'fao(*))
v задвижка ло
>
(Д.45)
еСЛИ ьд0(/с) > А'разр хМлвижка ло'
Люсле**) = ЛюсыиАр)' еСЛИ ^после^) < *за
движка после разр*1
v ЧД^выбр после
! Mioc.ie (А )
\
dP
/иыбр после
«),
In
гра'фиосле(А)
v \ РазР после' '/ \*задвижка до -^разр )•>
[ КСсле(*))
(Д.46)
(Д.47)
еСЛИ ^поелс(л) > -^дшвижк., 1Юсле А'Разр-
Шаг 9.5 Определяется масса продукта, оставшегося в трубопроводе на начало второго
этапа
Л/„
Л/„
. (2) = Мл
(2) = Мн
(Д.48)
(Д.49)
возм после v ' возм после
Определяются массы, остающиеся в каждом участке трубопровода на момент времени,
когда изменяется скорость выброса из этого участка, Л/'10 и Л/'пос;|е по формулам
ло 2Х
]
КЯло(*)) Ч^прлоС*)),
v = ^(^выбрдо (к),Р)
если£до(А:)>хразр-х,юс.ле;
_4 '"f d_f}
20\ ' v2
'выГ>р;ю ^'/>рафлои)
(Д.50)
w' _ хразр хдо ^о
Д°" v,(rTp) 2*
v = ^(GBtit6pim(k),P)
VL \ тр / v\'разрло (*))
4 Ph"(>W
^выбрло <2)/>pa,P:.o<U V
, (Д.51)
если Lm(k) < xp.dip-x1KKAC:
М = ^-
JVi после ^
[ ^(ЛослеОО) Ч^раэр после**))
после
(к),Р)
7выбр нос.
■ле'(2)
"после V* J tp
paipnoc.ie(k) у
(Д.52)
246

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ecjlMZ-noc;.e^)>JC,
л/,'„
после" разр'
— Х]10СЖ *ра:зр
чЮ
2Х
vl(T<P) V(/>pHJp„oc.1c(^))
юле V~/
J 7T
выбр после v-;Ppaipnoc.,c(k)
v = V(^Bbi6p после (*)^)
если Z, после(л) < *r,OCJie- л'Разр-
(Д.53)
Шаг 9.6 Определяются моменты времени массы г'до и / после, в которые изменяется
(уменьшается в два раза) скорость выброса из отрезков трубы, расположенных до и после места
разрушения;
'до =
"^возм2ло ^до
^выбр ло^'
(Д.54)
'после
М - М
JYl возм 2 после уг/после
^выбр после'^'
Шаг 9.7 Определяется длительность к-х этапов истечения (к = 2, 3, 4, /V);
r(2) = minUim,/nocie},
/(3) = min тахидо,гпослс},/после +
2М„
^, 2Л/ло 1
^выбр после'^' ^выбрдо'^']
/(2),
'(4)=
2Л/'
2Л/Д
ДО 4-ITM д^
'после ~'до ~^ оТ'еСЛИ + IF 7у\< после
^выбрло'^' Ц*ыбрдо^'
2А/' 2Л/
t -t Г|ОСле ргпи / t после
;'ло 'после р 0\ 'после "*" ^
^выбр после \^/ Чвыбр после
2М
*■,у' после s f
(2) до
2Л/
——,если
р после v/ ~выор после v~'
t(J\=i и/ i ^после ъ / 2"до
' Vr/ 'после п 'после "*" ^ ,~v ^ 'до ^ ^ ,^\
^выбр послед* '-'выбрдо'^'
2Л/
*■iri после ^ * ,
/Л\ 'до "^
(Д.55)
(Д.56)
(Д.57)
^выбрдо'^'
2А/ . 2Л/
f . ^/ri после , prnu/f)V/ ut I послс - / 4- ^
'после ^ ^ ,у. 'до'сит ' \г/~ 'после п 'после ^ р ,^\ 'до ^ ^
^выбр после v^J ^выбр после' ^/ ^выбр до
2Л/
до
(2)
2Л/
^после если/(2)=
е(2) V '
до
>~' ~выор после ^ <
/^\ ' 2Л/1тгпр • 2 Л/,
,™.и /(2)= /ло и /по,,1е + ^^— < Гло + -
f> Cj\ v / до пекле ^ y^v дОу^. /лч
ивыбр после'z/ °выбр после VZJ ^выбр до ^/
2 Л/ ч . 2Л/1т™ • 2Л/ло
'до +^ ^Г7-'последи /(2)= /до И Гпосле + иосле^> ,до + ло
ивыбрдо^/ ивыбр послед/ °выбрдо'^'
247

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
/(S)= max /1Юсде + 2Л/"»»е /+ 2М™ Ь(4)-/(з>-у(2> (Д.59)
[ ^иыбр после ^' Цшбр до V^' J
Примечание — На шаге 7 и 8 рассмотрен расчет ситуации, когда каждый из участков
трубопровода (до и после места разрушения) имеет перепад высот более 10 м; на шаге 9 рассмотрен расчет
ситуации, когда каждый из участков трубопровода (до и после места разрушения) имеет перепад высот
менее Юм. В случае если с одной стороны трубопровода перепад высотных отметок составляет более,
а с другой стороны менее 10 м следует либо использовать комбинацию методов 7-8 и 9, либо просто
проводить расчет по шагам 8—9.
Д. 1.3 Определение массы, способной вытечь из трубопровода в самотечном режиме (после
отключения насосов)
Аварийный участок ограничен Координатами Задвижек Сдвижка до И Задвижка после-
Отверстие разгерметизации имеет координату х и высотную отметку Л (рисунок Д.4 а).
Масса Л/вшм, которая может вытечь из конденатопродуктопровода после отсечения
аварийного участка, складывается из двух частей: Л/возм до — массы, способной вытечь из участка,
расположенного до места аварии, и А/вшм послс — массы, способной вытечь из участка,
расположенного после места аварии. Расчет этих величин производится следующим образом.
Шаг 1. Определяем А'макс (1) максимальную высоту трассы на участке от х ижка ло до
места разрыва и соответствующую ей координату по трассе х (1) (рисунок Д.4 б) по формуле
ЛМаксО)= , max (И(х)У (Д 60)
л е' ■*задвижка до ,vpaчр '
Шаг 2. Определяем А"макс"(1) максимальную высоту трассы на участке от места разры-
зад|
формуле
ва до х.,а11т1и.„„ rwv..m и соответствующую ей координату по трассе х'.1КГ (1) (рисунок Д.4 б) по
ЗаЛВИЖКа 11 Owl С MaKv,
Лмакс0)= ™Х (*<*)> (Д.61)
^' разр» залвижка после '
Шаг 3. Определяется последовательность из /V локальных максимумов,
спускающихся от хмакс (1) к месту аварии {*'макс (1)}, и высотные отметки в этих точках {А'макс (1)}
(рисунок Д.4 б) по формуле
Лмакс(,) = Лимакс(1)). (Д.62)
Шаг 4. Для каждой точки последовательности {И 'макс(*)К начиная с к = 2,
определяются значения {х (к)} - расстояние по трассе, на котором нисходящий от точки предыдущего
локального максимума {хмакс (к-\), Л'макс (к-\)} прямой участок трубопровода достигает
высотной отметки { А'макс (к)} (рисунок Д.4 б).
248

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Шаг 5. Определяется последовательность из N" локальных максимумов, спускающихся от
х ми* • (1) к месту аварии {х" (1)}, и высотные отметки в этих точках {й" (1) > (рисунок Д.4 б)
Лмакс<1) = А<*
макс
(Д.63)
Шаг 6. Для каждой точки последовательности {Л"макс(Л) Ь начиная с к = 2,
определяются значения {х\к)\ - расстояние по трассе, на котором нисходящий отточки предыдущего
локального максимума {х"макс (А--1) , Л"макс (А-1) } прямой участок трубопровода достигает
высотной отметки {А"макс (А) > (рисунок Д. 1.4 б).
Шаг 7. Для двух участков, монотонно нисходящих от локальных максимумов
Л'' г „, ..1Р(ЛГ") и А' Д/V') (это последние перед местом разрушения, самые низкие, лежаль-
ные максимумы, определенные в 3 и 5), определяем координаты х" ст и х ст , где достигается
уровень А (рисунок Д.4 б).
Шаг 8. Масса, способная вытечь в самотечном режиме из участка трубопровода до
места разрыва Мнош Ж), определяется как сумма масс транспортируемого продукта,
заключенных в участках (х'макс (I), л;(2)), (*чакс (2), х\3)), ..., (х'макс (/V -1) , x\N ')) и (x'mKC (N '), х ст).
Шаг 9. Масса, способная вытечь в самотечном режиме из участка трубопровода после
места разрыва Мтш nocj!e, определяется как сумма масс транспортируемого продукта,
заключенных в участках (х после (/VBenm после), х макс после (N веош после-1) ), ■•• , Цюслс^ )'
после v верш после7
*послеу~7' ""макс.после
верш после
*макс после <2> 7< <*,юсле<2>' *макс.после < I > М Также (хст после, X ^.^(/V^,, тцж) (РИСУНОК Д.4 В, г).
Рисунок Д.4 (а) - Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
249

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
' " макс 1
Рисунок Д.4 (б) - Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
Рисунок Д.4 (в) - Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
250

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Рисунок Д.4 (г) — Схема расчета возможного стока продукта из отсеченного участка
Д 1.4 Пример расчета
Исходные данные:
диаметр трубопровода d0 = 0,426 м;
полная длина трубопровода L = 700 км;
расположение задвижек по: х, = 265 км; х7 = 275 км; х$ — 285 км.... ;
температура транспортируемого жидкою продукта Т = 293 К.
Профиль трассы приведен в таблице Д. 1 и на рисунке Д.5.
Табл и ца Д. 1 — Профиль высотных отметок трубопровода на участке 265—285 км
Расстояние по трассе, км
0,0
265
268
270
272
273
275
285
700
Высотная отметка, м
50,0
50
10
80
20
48
50
50
50
251

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Высотная отметка, м
270 275
Задвижка —— Профиль трассы
280 285 290
Расстояние по трассе, км
Рисунок Д.5 - Профиль трассы на участке 265-285 км
Давление на входе составляет 5,5 МПа, Рпх = 5,5 МПа;
размер шероховатости внутренней поверхности 7 = 0,1 мм;
расход продукта при транспортировке G =0,18 м3/с, что соответствует скорости
перемещения продукта итр = 1,26 м/с;
динамическая вязкость транспортируемого продукта:
11 = 0,15 мПа • с или v = 2,6 10-6 м2/с;
давление насыщенных паров при температуре транспортировки Ри = 0,58 МПа;
плотность транспортируемой жидкой фазы р = 580 кг/м3;
атмосферное давление Р.л = 105 кПа.
Рассматривается авария (гильотинный, разрыв) на отметке хразр = 268 км. Через
t =5 мин после разрыва трубы происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно срабатывают задвижки и отсекаются аварийные
участки трубопровода; предполагается, что задвижки мгновенно перекрывают поток.
Порядок расчета
Поскольку жидкость, транспортируемая по конденсатопродуктопроводу, может вскипать при
сбросе давления до величины Р,г расчет выполняется в соответствии с приложением Д12 Шаг 2:
для Ри = 0,58 МПа проверяется условие (Д.26), условие вскипания транспортируемой
жидкой фазы при сбросе давления;
по формуле (Д.27) определяется площадь сечения отверстия разгерметизации (с
одного конца трубопровода) 5, = 0,143 м2;
252

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
по заданному профилю трассы h(x) (таблица Д. 1 и рисунок Д. 1) определяется высотная
отметка трассы, где произошел разрыв: И = 10 м при аварии на* = 268 км;
по исходным данным определяются координаты близлежащих задвижек: х] = 265 км и
л*2 = 275 км при х = 268 км:
определяются массы жидкого продукта, которые могут вытечь из участков до и после
места разрушения: М В()Ш ло = 248820 кг Л/возч nocjlc = 165880 кг;
для участка 265-275 км перепад высот составляет более 10 м, поэтому количество
этапов истечения составляет /V = 3;
согласно (Д.28) - (Д.59) определяется интенсивность выброса и его
продолжительность на первом этапе;
^выбрло 0) = СНыбр после О = 788 кг/с<
СвыоР(1) = 1576 кг/с;
г(1) = 210,5с.
Определяются интенсивность выброса и длительность на втором и третьем этапах;
с»ыбрло(2>=788кг/с;
^выбр после (2) = 0 КГ/с;
Свы6р(2) = 788 кг/с;
г(2) = 315,8с;
СвибРдо(3) = 0кг/с;
^выбр после О) = 0 кг/с;
Свыбр(0) = 0кг/с;
f(3) = 0c.
Д.2 Образование трещины в стенке трубопровода
Рассматриваются два варианта трещин: первая с площадью дефектного отверстия 1 %
от площади поперечного сечения трубопровода S{ = 0,01 • 0,25 • л • </20(м2), а вторая с
площадью дефектного отверстия 10 % от площади поперечного сечения трубопровода
•У2 = 0,1 • 0,25 • к ■ d2Q (м2).
253

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Исходные данные:
d{) - диаметр трубопровода, м;
h{x) - профиль трассы, м;
л* - расстояние по трассе трубопровода от 0 до L м;
L — полная длина трубопровода, м;
температура транспортируемого жидкого продукта Т К;
АН - изменение напора, м (напорная характеристика насосов (насоса) на входе);
^насос ~~ лавление на входе насосов;
г — размер шероховатости внутренней поверхности трубы, м;
х{ — расположение задвижек по трассе, м;
х — расстояние до места аварии от начала трубопровода, м;
'огкл ~~ вРемя> через которое происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок
трубопровода; это отсечение происходит мгновенно, с;
пасы
dP
Люсыш ~ ^аапение насыщенных паров транспортируемого продукта для температуры Т (К),
dT
кривая насыщения;
С - теплоемкость жидкой фазы;
Рг - атмосферное давление, Па;
р — плотность транспортируемой жидкой фазы, кг/м3;
г| — вязкость жидкой фазы при температуре транспортировки, Па • с;
/V- количество этапов истечения.
Искомые параметры:
Gbhlfr(k) — значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода для
каждого к-\о этапа выброса (к = 1, ..., /V), кг/с;
авы6(А:) — массовая доля газовой фазы в выбросе для каждого к-го этапа выброса (к = 1,
...,/V);
Gn ИВ(А:) — интенсивность поступления жидкости в пролив для каждого к-го этапа
выброса (к = 1, ..., /V), кг/с;
Т ^(к) — температура выброса для каждого к-го этапа выброса (к = 1, ..., /V), К;
t(k) - длительность А-го этапа истечения.
Порядок расчета
Шаг 1. По известному профилю трассы h(x) определяется А = А(х ) уровень высотной
отметки, на котором расположено отверстие разгерметизации (рисунок Д. 1 раздела Д. 1);
254

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Шаг 2. Определяются координаты близлежащих задвижек — до и после места
разрушения - ху{;жижка Ж) и л:задвмжка после. Если до места разрушения задвижки отсутствуют
(разрушение в начале конденсатопродуктопровода), то л- ,,„,....,„ шл = 0, если задвижки отсутствуют
после места разрушения (разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то
*идв..жка после = Lw (рисунок Д.1 раздела Д.1).
Шаг 3. Определяется ймакс максимальная высота трассы на участке от хшвижка до
^ задвижка после'
■^'^'■^чалвижкало Задвижка после * \г-+* )
Шаг 4. Определяются массы жидкого продукта Мтш и Л/вшм после, способные вытечь
из двух участков конденсатопродуктопровода на этапе самотечного истечения: из участка,
расположенного до места аварии, и из участка, расположенного после. Процедура
определения этой величины приведена в разделе Д.1.3;
^возм = Мпозм ло + Мтш после' (Д-65)
Шаг 5. Определяется предварительное количество этапов истечения — N = 5 (далее на
шаге 10 это количество этапов может быть изменено):
первый этап (к = 1) — напорное истечение — от момента разрушения до отключения
насосов и перекрытия задвижек;
остальные этапы (к = 2,..,/V) — самотечное истечение — от момента перекрытия задвижек
до полного истечения жидкой фазы или до момента ликвидации утечки, если эта ликвидация
произошла до выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта Мтш-
Шаг 6. Учитывая, что в зависимости от условий протекания аварии в конденсатопро-
дуктопроводе на месте разрушения транспортируемый продукт может либо вскипать, либо не
вскипать, расчет данной аварийной ситуации следует проводить в две стадии. На первой
стадии предполагается отсутствие вскипания, и в этом предположении выполняется расчет
напорного этапа истечения. По результатам этого расчета получается давление в конденсато-
продуктопроводе на месте разрушения ^ р(1). Если это давление меньше давления
насыщенных паров транспортируемого продукта Рнасыт для температуры Т (К), то это означает,
что в трубопроводе происходит вскипание и необходимо пересчитать интенсивность
истечения, но уже с учетом вскипания.
Шаг 7. Определяется интенсивность выброса (бвыбр(1) и его продолжительность
(/(1) на напорном этапе истечения (к = 1) (в предположении отсутствия вскипания). Для этого
решается следующая система уравнений (значения^ =1,2 соответствуют двум
рассматриваемым размерам трещин)
255

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
■40)
PS
wo
wo
PS
+/W
«*(«лоО)}
Xpa,p »ло(0|^о0)|
2s
+ /W
PS
Чило('))=ои1
PS
-+Ч^р)
= *• ("посте 0))"
тр
_А'разр ""осле Wpioc.ie V J|
2s
68
-ф |
dn Re,
V "тр
0,25
Ч"иослс0))=0,11
ЛО I
W +, 6^
*T,
'Re.io =
40.25
Dp
,чс1кк'.чс У
,Re
^0 Ко 0,)|
V
_^()1Ц1К>с;.еО)|
С|)Ыбр<1) = 0,65^2р(Рразр-/>)
^выбр^) = Gm 0 )~ ^послс 0 )
^..^шсос_ = д_6С2 /,ч
PS PS
<7до(1)=0,25я</(КоО)
^после
(1)=0,25я^р|/послс(1>
(Д.66)
'<» = '«
(Д.67)
где индекс «до» относится к участку трубопровода до места разрушения, а индекс «после» к
участку трубопровода после, например:
и1Ю( 1) - это скорость движения жидкого продукта в трубопроводе до места разрушения;
ыПОС1е(1)- после места разрушения;
Рнх — давление на входе трубопровода, соответствующее установившемуся режиму
перекачки от насосов (насоса) до места разрыва;
Лшсос ~ Давление на входе насоса в установившемся режиме перекачки.
Шаг 8. Если Р^^О), давление на месте разрушения в конденсатопродуктопроводе,
полученное на шаге 7, меньше давления насыщенных паров транспортируемого продукта для
температуры Тгр(К), то вместо значения, определенного согласно шагу 7, используется
значение, посчитанное по следующей формуле
7вы6р
(1)=
d/>
dT
(Д.68)
'('> = Wv
(Д.69)
256

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Шаг 9. Для этапа самотечного истечения сначала рассматривается вариант с
отсутствием вскипания.
Шаг 9.1 Определяется й'макс (1) максимальная высота трассы на участке от х^явижка
до до места разрыва и координата этой точки по трассе х макс (1) (рисунок Д.2 раздела Д.1)
ЛМаксО)= max (А(х)> (Д70)
А е(А сдвижка л о ,Ара ф '
Шаг 9.2 Определяется Л"макс (1) максимальная высота трассы на участке от места
разрыва до *залш|жка ||0С1С и координата этой точки по трассе *"макс (1) (рисунок Д.2 раздела Д. 1)
Амакс<1>= птах (Л(дс)> (Д71)
Ae'Apaip''Малвижка после '
Шаг 9.3 Определяется последовательность из TV4 локальных максимумов,
спускающихся от Умакс (1) к месту аварии {хмакс (к)}, и высотные отметки в этих точках {А макс {к)}
(рисунок Д.2 раздела Д.1)
Амикс<*> = М*Макс<*))- (Д.72)
Шаг 9.4 Определяется последовательность из ЛГ локальных максимумов,
спускающихся от х"макс (1) к месту аварии {х"макс (/:)}, и высотные отметки в этих точках {А макс {к)}
(рисунок Д.2 раздела Д. 1)
"макс (*) = /К*макс(*)). (Д-73)
Шаг 9.5 Определяется количество этапов истечения — УУ = 5, четыре из которых,
второй, третий, четвертый и пятый (к = 2, ...,5) — этапы самотечного истечения — от
момента перекрытия задвижек до полного выхода всей возможной массы
транспортируемого жидкого продукта Мъош ло А/возм поспе с обоих концов трубопровода, причем
возможна ситуация, когда, начиная с некоторого этапа, сток жидкой фазы будет
происходить уже лишь из одного конца трубопровода, сток же из второго уже может
закончиться.
Шаг 9.6 Расход на этапах самотечного истечения (к = 2, ..., 5) в случае если не
происходит вскипание жидкости, определяется из решения следующей системы уравнений ,0;
10В случае если на каком-то этапе /с, на одном из участков (до или после места разрушения) произошел
сток продукта, то соответствующие уравнения в системе Д.74 исключаются из решения. Также следует
поступать, если один из участков вообще отсутствует, что возможно, например, при аварии у задвижки.
257

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
^разр Vе )
И(х:юк)
разр
(*)
+ л.
98
■разр
= *Ы*)>
*»шр-*доА Цло(^)Ко(^
2g
+ "ра зр
Р£
Ч«яо(*))=(Ш
Р.?
^тр 68
</« +Rer,
чО,25
V "О
,Re.
= Х(ипослЛк))г
_4)|идо(*)|
>сле * ~*разр "пчеле (A jpioc-ie (^ )|
2.?
ДО )
ЧИпосле(*))=<М1
^тр
V^ip
68
ч(),25
Re
,Re,
^0 "после
<*1
(Д.74)
после у
Свыбр(А) = 0,6^>/2р(РразР(А)-Яа)
Свыбр(*) = Сдо (* )" Спосле (к )
-СД()(А)=0,25^02р«ло(Л)
(*)=0,25ти/02р*/П№|Д*)
где xR0 (к) и xIIOCjJC (a:) - координаты, на начало к-го этапа, движущихся поверхностей раздела
«жидкий продукт-газ» в отрезках трубы, расположенным до и после места разрушения.
Если при решении системы (Д.74) получилось, что ияо (к) < 0, то
"до (к )= 0, Сдо (к )= 0, <7после (/с )= -<7иыб (/с), w110Cjie (к )=
7 вы б
(*)
0,25тгр^
(Д.75)
Если при решении системы (Д.74) получилось, что и (к) > 0, то
«„осле (А )= 0, <W■(* )= 0, <7да (А )= (7ПЬ|6 (А > «до (к )= - -^Щ-
Для к = 2
^о^^'мяксО),
•>гтч:ле<2)=х"макс<1).
Для А' = 3,... 5 величины а'чо(/с) и -х|1ОС;1е(/0 вычисляются по формулам
*ло k + l = *до к + "до (* >' (* )+ ^ло к <
•*после A f 1 = -^после к + Чюсле V* 7 ' V / ^'после к '
(Д.76)
(Д.77)
(Д.78)
(Д.79)
(Д.80)
где Д/„„ (к) и А/,,,,,,,.,, (к) - суммарная протяженность карманов на участках до и после места
разрушения, где может остаться транспортируемая жидкая среда при истечении на /с-ом этапе
(на рисунке Д.3 представлена графическая интерпретация формул (Д.79)—(Д.80), она
показывает, как за один k-Pi этап длительностью t(k) в конденсатопродуктопроводе происходит
перемещение поверхностей раздела «жидкий продукт-газ»).
258

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Длительность А-го этапа определяется следующим образом:
если Л/1ЮЗМ }Ю(к) = 0, т.е. если сток из участка конденсатопродуктопровода до места
разрушения к началу к-го этапа уже закончился, или G (к) = 0, т.е. сток из этого участка не
происходит, то t(k) определяется следующим образом
/(*) =
1возмк поел
{N-k + \)\Gnocj](kX
(Д.81)
если А/|ЮЗМ(*) „оспе = 0' те- ес/|И СТ0К из участка конденсатопродуктопровода после
места разрушения к началу А-го этапа уже закончился, или <7П0С1|С (к) = 0, т.е. сток из этого
участка не происходит, то t(k) определяется следующим образом:
*** по ш к лп
(Д.82) '
t(k) =
(N-k + \pno(kX
если A/BOiM (к) до и Мвозм (А) после не равны нулю, то /(/с) определяется следующим
образом:
Г(к) =
М
min<
min«
возм к до
л/
возм к после
А/,
(АГ-Л-Ы)|С?Д0(Л)(' |Спосле(*)|
м
возм А до
л/
возм к после
Ы*) Ч^-^ + 'К-ле(^1
если
если
возм к до
м
возм А после
|бдо(*Л ^после^Ц
м,
возм А до < ™ возм к после
(Д.83)
|M*J ~ \Спосж(к] '
где Л/вшм до(к)и Л/возм после(к) - массы транспортируемого жидкого продукта, сток которого
возможен после начала к-то этапа самотечного истечения. При к — 2
А/.
,(2) = Л/,
возм до'
м.
возм после
(2) = Л/,
возм после'
При к > 2
Л/,
возм до
(*+1) = Л/возмдо,-С?Д0(*)/(/с),
л/,
возм пек,
ле <*+D= Чозм после**)" <W<*> **)•
(Д.84)
(Д.85)
(Д.86)
(Д.87)
Шаг 10. Если для какого-либо этапа к Л,азр(Ю давление в месте разрушения
трубопровода упадет ниже величины давления насыщенных паров Ртсыш, то интенсивность выброса
<7ВЬ|бр(£) вместо рассчитанной согласно шагу 9 величине полагается равной
'выбр
<*)=
(Д.88)
Количество этапов истечения при этом изменяется и полагается равным N = к.
Шаг 11. С помощью приложения Д.4 определяются о.ш6(к) и ТвыЬ(к).
По авыб(*) и (7выб(*) определяется </пролив(*) (кг/с)
259

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
^пра1ив(*) = тах{Свыбр(*)(1-2авыбр(Л)),0.0Ь (Д.89)
Пример расчета
В данном примере рассматриваются две конкретные аварийные ситуации.
Исходные данные аналогичны приведенным в разделе Д. 1.4. Дополнительно задано:
Напорная характеристика на входе конденсатопродуктопровода АЯ= 1234-0,02484С2.
Давление на входе насоса P„.tnt„. = 8 105 Па.
Теплоемкость жидкой фазы С = 2,2336 кДж/кг • К.
Рассматриваются аварии на отметке л- п = 268 км. Через /„.„„ = 10 мин после обра-
зования дефектного отверстия происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками, расположенными на хл = 265 км и
х2 = 275 км, отсекается аварийный участок трубопровода; предполагается, что задвижки
мгновенно перекрывают поток. Рассматриваются два размера дефектных отверстий
5, = 1,425 • 10~3 м2 и S2 = 1,425 • 10~2 м2, что составляет соответственно 1 и 10 % площади
поперечного сечения.
Порядок расчета:
- по заданному в исходных данных профилю трассы h(x) определяется высотная
отметка места расположения дефектного отверстия А (1) = 10 м и Л (2) = 80 м;
- по исходным данным определяются координаты близлежащих задвижек — до и после
места разрушения — х = 265 км и Зспослс = 275 км;
- определяется максимальная высотная отметка трассы на участке от л* до х]ЮСК
*»« =80 м
Амакс = max (h(x) )= //(270) = 80; (Д 90)
л'*=(л"ло,л'после)
- определяется масса жидкого продукта А/возм, способного вытечь из
конденсатопродуктопровода на этапе самотечного истечения, с выделением в этой массе, как массы,
способной вытечь из участка, расположенного до места аварии Мтш ао, так и из участка,
расположенного после М „ос ie* ^Ри Разгерметизации на 268 км возможен сток из участка от 265 до
270 км;
М
BOJM ПО
= (У402+3000~)-(и5-7г-0,4262-580 = 248,026 т,
;jie =(n/702+20002)0,25tt0,4262-580 = 165,437 т, (Д91)
^возм до = Мвозм ло + ^возм ло = 4!3'462 Т' (Д.92)
определяется предварительное количество этапов истечения — N = 5;
260

СТО Пвпром 2-2.3-351-2009
- с помощью итераций решается система (Д.66), процедура этого решения выглядит
следующим образом:
а) задается давление на месте разрушения Р.у'<
б) по второму и четвертому уравнениям системы (Д.66) находится скорость движения
жидкости в трубопроводе, после места разрушения ипослс;
в) по девятому уравнению системы (Д.66) определяется расход жидкого продукта в
участке трубы после места разрушения Спос.1С(1);
г) по пятому уравнению системы (Д.66) определяется интенсивность выброса на месте
аварии Свыбр(1);
д) по шестому уравнению системы (Д.66) определяется расход жидкого продукта в
участке трубы до места разрушения С.ю(1);
е) по восьмому уравнению системы (Д.66) определяется скорость движения жидкости
в трубопроводе до места разрушения w ;
и) по седьмому уравнению системы (Д.66) определяется давление на входе трубопрово-
к) по первому и третьему уравнениям системы (Д.66) находится давление на месте
разрушения Яразр.
После этого корректируется значение Я и приведенная выше процедура расчета
повторяется еще раз, до тех пор пока не будет получена требуемая точность.
Для разгерметизации на 268 км (при площади дефектного отверстия 5, = 1,425 • 10"3 м2)
ход расчета по этой итерационной процедуре приведен в таблице Д.2. Давление на месте
разрушения в начале последующей итерации определялось как полусумма этой величины в
начале и в конце предыдущей итерации. Точность расчета, при которой итерации
останавливались, была задана равной 0,1 %.
Таким образом, для отверстия разгерметизации площадью S} = 1,425 • 10~3 м2
рассчитаны следующие значения (х = 268 км):
давление на месте разрушения Я р(1) = 2,960 МПа;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, после места разрушения
%кле = 0,7132 м/с;
расход жидкого продукта в участке трубы после места разрушения
<W<'> = 58,96 кг/с;
интенсивность выброса на месте аварии Свыбр(1) = 49,26 кг/с;
расход жидкого продукта в участке трубы до места разрушения Gao(l) = 108,2;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, до места разрушения мдо = 1,307 м/с;
261

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Та блица Д.2 —. Ход итерационного процесса при расчете напорного этапа истечения
для разгерметизации конденсатопродуктопровода на 268 км, S] = 1,425 • 10~3 м2
Итерация
Р
рачр'
106 Па
"после М/С
кг/с
1 • кг/с
К?ло(1),кг/с
| Идо'М/С
/>вч,Па
| Лшр'Па
1
3.000
0.7199
59,51
49.60
109,1
1,318
7,083
2,857
2
2.928
0,7077
58.51
48.98
107,5
1,299
7,133
3,036
3
2,982
0.7168
59.26
49,44
108,7
1,313
7,095
2,902
4
2.941
0,7100
58,70
49,10
107,8
1,302
7,123
3,002
5
2,972
0,7151
59.12
49,36
108.5
1,310
7.102
2,927
6
2.949
0,7113
58,81
49,17
108,0
1,304
7,118
2,983
7
2,966
0.7142
59,04
49,31
108,4
1,309
7,106
2,941
8
2,953
0,7120
58.87
49,20
108,1
1,305
7,115
2,973
9
2,963
0,7137
59,00
49.28
108,3
1,308
7,109
2,949
10
2.955
0,7124
58.90
49,22
108,1
1,306
7,113
2,967
11
2,961
0.7133
58,97
49,27
108,2
1.308
7,110
2,953
12
2.957
0,7127
58,82
49.23
108,2
1,306
7,112
2.963
13 |
2.960
0.7132
58.96
49,26
108.2 1
1,307!
7,111
2.956
давление на входе трубопровода />вч = 7,111 МПа.
Расчеты для отверстия разгерметизации площадью £, = 1,425 • 10~2 м2 на той же
отметке а' = 268 км дают следующие значения:
давление на месте разрушения Р = 0,4134 МПа;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, после места разрушения
«по** = -0'4°93 м/с;
расход жидкого продукта в участке трубы после места разрушения
<W(D = -33,84 кг/с;
интенсивность выброса на месте аварии С7выб (1) = 163,1 кг/с;
расход жидкого продукта в участке трубы до места разрушения Gm(\) = 129,23 кг/с;
скорость движения жидкого продукта в трубопроводе, до места разрушения
мдо= 1,561 м/с;
давление на входе конденсатопродуктопровода Рпх = 6,405 МПа.
Продолжительность этапа напорного истечения определяется в обоих случаях по
формуле (Д.67)
r(0 = W, =600с- (Д.93)
Полученное значение ^р (1) при размере отверстия S] = 1,425 • 10"3 м2 составляет
2,960 МПа, что больше давления насыщенных паров транспортируемого продукта Ри для
температуры Т (К), Рн =0,580 МПа; поэтому вскипания транспортируемого продукта в трубе не
происходит и пересчета расхода на месте выброса по формуле (Д.68) не требуется.
262

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Для второго размера отверстия разгерметизации Sx = 1,425 ■ 10~3 м2 Рпят( 1) = 0,4! 34 М Па,
чьше Ри =0,580 МПа, поэтому вместо значения бвыбр (I), опредс
используется следующее значение, рассчитанное по формуле (Д.68)
что меньше Ри =0,580 МПа, поэтому вместо значения Giillf (I), определенного согласно шагу 7
Свыбр (I) = 15220.0,01425 j^ =78,55 кг/с. (д,34)
Длительность первого этапа истечения в обоих случаях не меняется по сравнению с
величиной, рассчитанной на шаге 7.
Определяется Лмакс (1) до и хмакс (1) до:
АмакЫло = ШаХ (*<*))= 50 М,
A-e(.vJ0apiUp) (Д.УЗ)
*макс (1) до = 265000 м. (Д.96)
Определяется Амакс после( 1 )и хмакс послс( 1):
"макс I после = ГПах (п(Х)). (П(П\
Определяется #вершдо= I, где
**макс ло 1* ^ ^'макс до ^ берутСЯ СОГЛНСНО Шагу 9. К
Определяется /VBcpui мосле = 1, гделмакс п е (1) и Амакс послс (Л) берутся согласно шагу 9.2.
Выбирается предварительно /V= 5.
Расход при самотечном истечении (к = 2) определяется из решения системы (Д.74)
(2) = 25,99 кг/с, (Д98)
ид0 (2) = -1,765 м/с, (Д.99)
"после (2) = ~2'082 м/с (Д. 100)
Поскольку «„„(2) < 0 , то
«до(2)=0,Сдо(2)=0,(7после(2) = 25,99 кг/с, (ДЛ01)
ДОу
25,99
0,25-3,14159-580-0,426^ (Д.102)
""-с (*)=-Г77ТТТ^Г^ГТТ^Т = -°'3144
По формуле (Д.81) определяется
/(2) = 1591с. (д. ЮЗ)
По формулам (Д.79) и (Д.80) определяется
хдо(3) = 265000+0 1591+0 =265000 м, (Д.104)
*после (3) = 270000 -0.3144 1591 +0 =269500 м. (Д.105)
263

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
По заданному профилю трассы определяются
Л(*до<*))=50м, (Д.Ю6)
Л(* после <*))= 62,5 м. (Д. 107)
По формулам (Д.86) и (Д-87) определяются
W««M*,<3> = 248026 ~ ° ,591 = 248026 кг< (Д-1^)
М*гш поспев) = 165437 - 25-99 1591 = |24087 КГ (Д-109)
Поскольку полученное значение давления на месте разрушения Р (2) = 0,8962 МПа
больше, чем давление насыщенных паров, то расчет проводится для третьего этапа.
Аналогично определяются характеристики для к = 3 этапа
Свыбр(3) = 25,18кг/с, (Д. ПО)
«до (3) = -1,175 м/с, (Д.111)
"после (3) =-1,481 М/С. (Д. II2)
Поскольку м (3) < 0, то
идо(3) = 0 м/с, GJlo(3) = 0,(7MOC.ie(2)=25,18 кг/с, (Д.113)
"после (3)= 1 7= -03046, М/С. (Д 1 ]4)
V 0,25-3,14159-5800,4262 VA-пч;
По формуле (Д.81) определяется
7(3) = 1643 с. (Д. 115)
По формулам (Д.79) и (Д.80) определяются
ха0 (4) = 265000 + 0 1683 + 0 = 265000 м, (Д. 116)
*гюсле (4) = 269500 -0,3046 1643 +0 =269000 м. (Д.117)
По заданному профилю трассы определяются
А(хдо(*))=50м, (Д. 118)
М*после<4))=45м- (Д-И 9)
По формулам (Д.86) и (Д.87) определяются
Мвош до <4) = 248026 - 0 1683 = 248026 кг, (Д. 120)
Каш после <4> = ,24°87 ~ 25'18 |643 = 82716 КГ' <Д121>
Для стадии к = 4 имеем
W4) = 0'7830Mna' (Д-122)
264

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Свыбр(4) = 24,07кг/с, (Д|23)
ило(3) = 0,2912 м/с, (Д. 124)
и„ос:.с(4) = 0м/с, (Д. 125)
Сдо (4) =24.07 кг/с, (Д. 126)
<W (4)= 0 кг/с, (Д. 127)
Г(4) = 5152 с, (Д. 128)
хао5 =265000 + 0,2912-5152+0=266500 м, (Д.129)
А-поае 5 = 269500 -0,3046 -1643 +0 =269000 м, (Д.130)
л(*5до)=30м, (Д.131)
4*5 после )= 45М. (Д. 132)
мтт до<4> = 248026 ~ 24'07 5152= 124017 кг, (Д. 133)
Мшш послед) = 124087 " 25'18 ,643 = 82716 КГ- «l34>
Для стадии к = 5 имеем
/^(5) = 0,7389 М Па, (Д. 135)
СвыбР(5) = 23,28кг/с, (Д. 136)
г(5)=8880с. (Д. 137)
Для отверстия разгерметизации площадью Sx все давления Я (к) > Ри, поэтому
перерасчеты на шаге 10 не выполняются.
С помощью приложения Д.4 определяются авыб0) = авыб(2) = авы6(3) = авыГ>(4) =
а»ыб(5) = °^186 и W> = 7;ы6(2) = Гвыб(3) = Гвыб(4) = Гвыб(5) = 240 К. Определяем скорость
поступления продукта в пролив:
для разгерметизации площадью S}
wпролив
(1) = 30,94 кг/с, (Д138)
СпРолив(2) = 16,32кг/с, (Д. 139)
^пролив
(3) = 15,81 кг/с, (Д. 140)
wпролив
(4) = 15,12 кг/с, (Д.141)
265

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
wпролив
(5) = 14,62 кг/с. (Д. 142)
Таким образом, для отверстия разгерметизации площадью 5, истечение происходит в
пять этапов (N = 5). со следующими характеристиками.
<w,<» =
<W<2) =
СвыГ>(3) =
Свыб(4)=
СвыГ.(5) =
= 49,26 кг/с,
= 25,99 кг/с,
= 25,18 кг/с,
= 24,07 кг/с.
= 23,28 кг/с,
• ^про.ши w -
^нро.пш' ^ * "
^иролшЛ*-/ "
^про.ииД^*"
^прсшж^' ~
-30,94 кг/с,
= 16,32 кг/с,
= 15,81 кг/с,
= 15,12 кг/с,
= 14,62 кг/с.
«1) =
/(2) =
<3) =
г(4) =
/(5) =
= 600 с.
= 1591 с.
И 643 с,
= 5152 с.
= 8880 с.
(Д. 143)
(Д. 144)
(Д. 145)
(Д. 146)
(Д. 147)
а1,ыб(,) = аныб(2) = авы6(3) = аш>1(-)(4)=а|,ыГ>(5)= 0,186, (Д.148)
7»ыб<] > = TBlJ2) = 7-|Ш(,(3) = 7-вы6(4) = 7-выб(5) = 240 К. (Д. 149)
Д.З Образование свища в стенке трубопровода
Исходные данные:
Моделируется разрушение на конденсатопродуктопроводе с размером дефектного
отверстия 5| = 10~4 м2.
J0 - диаметр трубопровода, м;
h(x) — профиль трассы, м;
х — расстояние по трассе трубопровода от 0 до L , м;
L — полная длина трубопровода, м;
Р(х) — профиль давления в трубопроводе по трассе. Па:
G - расход, м3/с:
Рпх — давление на входе трубопровода, Па;
Р — давление на выходе трубопровода, Па;
^ — шероховатость внутренней поверхности трубопровода, м;
г| — вязкость транспортируемого продукта при температуре транспортировки. Па • с;
h(x) - рельеф трассы, м;
Т — температура транспортируемого жидкого продукта,К;
х- - расположение задвижек по трассе, м.
Рассматривается авария на отметке а (м) от начала трубопровода: предполагается,
что через время /OTKJ1(c) происходит отключение насосов и прекращается подача в трубопровод
жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода; это
266

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
отсечение происходит мгновенно. В случае ликвидации утечки задается соответствующее
время ликвидации /1ПШ1Л (с), также отсчитываемое от момента разрушения трубопровода.
^насыт ~~ Дааг]ение насыщенных паров транспортируемого продукта при температуре Ту Па,
Р() - атмосферное давление (Па),
р — плотность транспортируемой жидкой фазы (кг/м3).
Искомые параметры:
Определяется количество этапов истечения /V, характеризующихся разной величиной
осредненной в пределах этапа интенсивностью выброса.
Для каждого А--го этапа выброса (к = 1, ..., N) определяются:
G $(к) - значения интенсивности выброса из конденсатопродуктопровода, кг/с;
авыб(А) — массовая доля газовой фазы в выбросе;
Сп 1ИП(/с) — интенсивность поступления жидкости в пролив, кг/с;
THiAQ(k) — температура выброса, К;
t(k) — длительность к-го этапа истечения, с.
Порядок расчета
Шаг 1. По известному профилю трассы h(x) определяем h = h(x ) уровень высотной
отметки, на котором расположено отверстие разгерметизации (см. рисунок Д.1 раздела Д. 1).
Шаг 2. Определяем координаты близлежащих задвижек — до и после места разрушения —
■*за>1вижка ш и Хшлвижка после* ^сли до места разрушения задвижки отсутствуют (разрушение в
начале конденсатопродуктопровода), то А'задШ1ЖКа JO = 0, если задвижки отсутствуют после
места разрушения (разрушение в конце конденсатопродуктопровода), то х.а™.„,„а niv™= LTn.
Шаг 3. Определяем Лшкс максимальную высотную отметку трассы на участке от
X ПО X
задвижка до ^ задвижка после'
/Wc=xe(x mf )(/7(л)> (Д.150)
ЛС1Лзадвижка ло ,л1алвижка после ' х^ '
Шаг 4. Определяем массу жидкого продукта Л/возм* способного вытечь из конденсата-
продуктопровода на этапе самотечного истечения (процедура определения этой величины
приведена в разделе ДЛ .3.
Шаг 5. Определяем количество этапов истечения — N = 2:
первый этап (к — 1) — напорное истечение — от момента разрушения до отключения
насосов и перекрытия задвижек;
второй этап (к = 2) — самотечное истечение - от момента перекрытия задвижек до
полного истечения жидкой фазы или до момента ликвидации утечки, если эта ликвидация
произошла до выхода всей возможной массы транспортируемого жидкого продукта A/ro.m.
267

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Шаг 6. Определяем интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе
<л,ыбРо)=°-651 V2'l(/><w-^>. <д.1?|)
'(') = Wr (Д.152)
Шаг 7. Определяем интенсивность выброса и его продолжительность на втором этапе
Письма ^ (Д. 153)
f(2) = min( Л/[ЮЗМ /(7выбр(2),гЖКЫ1Л - W,). (д. 154)
Шаг 8. С помощью приложения Д.4 определяются a|ibl6(A:) и ТиыСу(к). По аныГ)(Л) и
G Jk) рассчитывается (7
НрО.'ПШ
(к) (кг/с):
Cnpaii«(A) = таМСвыбр(А:)(1 -2а,|Ь)Г)|1(А.))0.0}.
(Д. 155)
Пример расчета
Исходные данные для расчета аналогичны рассмотренным в Д. 1.4.
Рассматривается авария на отметке х (1) = 268 км. Через /(>1|С| = 1800 с (30 мин) после
образования свиша происходит отключение насосов и прекращается подача в трубопровод
жидкой фазы, одновременно задвижками, расположенными на xi= 265 км и х-, = 275 км,
отсекается аварийный участок трубопровода; предполагается, что задвижки мгновенно
перекрывают поток. Через ?,„„„,, = 21600 с (6 ч) после образования свиша отверстие ликвидируется.
Порядок расчета
Поскольку в явном виде отсутствует профиль давления, он восстанавливается исходя
из имеющихся данных. Для этого следует воспользоваться соотношениями
PKUX=(Pnx+pgW)-pgh(x))-\xp-
2-А,
(Д. 156)
I = 0,11
*тр
68
Re
чО,25
где Re =
dn k
(Д. 157)
В конце трубопровода величина давления составит
Р
'5,5-КГ6
+ 50-580-9,81)
0,11
0,0001 68-2.6-10
-+
<Л
0.25
7- Ю5- -1^1 580-
2
(.158)
0,426 0,426 1,26
50580-9,81= 0,965 МПа.
Профиль давления в рассматриваемом трубопроводе (на участке 265-285 км) выглядит
так, как это показано на рисунке Д.6.
268

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Давление, МПа
265 270 275
■ Задвижка — Профиль трассы
280 285 290
Расстояние по трассе, км
Рисунок Д.6 — Профиль давления в трубопроводе на участке 265-285 км
Далее производятся необходимые вычисления по следующему алгоритму:
- по заданному в исходных данных профилю трассы h(x) определяется высотная
отметка расположения свища Аразр =10 м;
- по исходным данным определются координаты близлежащих задвижек — до и после
места разрушения - хзалвижка до = 265 км и хзадвижка 1шсде = 275 км;
- определяется максимальная высотная отметка трассы на участке от х
задвижка до
ДО
задвижка после4
h
"макс
max
(А(*))=А(270)=80;
(Д. 159)
- определяется масса жидкого продукта Мтш, способного вытечь из конденсатопро-
дуктопровода на этапе самотечного истечения. При разгерметизации на 268 км согласно
приложению Д. 1.3 возможен сток из участка от 265 до 270 км
МШУШ =(V402+30002+ л/702 + 20002)-0,25-л-0,4262-580 =413,462 т; (Д.160)
- выбирается количество этапов истечения — N = 2:
первый этап (к = 1) — напорное истечение;
второй этап (к = 2) - самотечное истечение;
- определяем интенсивность выброса и его продолжительность на первом этапе
Свы5р(1) = 0,610-4Л/5802(3992000-100000)=4,03 кг/с, (Д.161)
/(1) = 1800 с.
(Д. 162)
269

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Определяется интенсивность выброса и его продолжительность на втором этапе.
Для разгерметизации на 268 км
Свыбр(2) = 0,6-10"4^2-9,81-((80-10)580-580+ 2-(580000-100000)580 )=1 ,92 кг/с, (Д.163)
r(2) = min (215344,19800)= 19800 -5,5 ч, (Д.164)
-с помощью приложения Д.4 определяется аныС)(1) = (JW>(2) = 0,186 и 7выГ>(1) =
7^(2) = 240 К.
- определяется скорость поступления продукта в пролив.
Для разгерметизации на 268 км
СПро.шв(0 = 2,53 кг/с, (Д.165)
Спрашв<2) = ,'21 КГ/С. (Д.166)
Д.4 Парообразование из нестабильной жидкости в результате падения давления
Исходные данные:
Т - температура грунта, К;
Тк - температура конденсата. К;
Рк - давление в конденсатопроводе, кг/см2;
Рг — атмосферное давление, кг/см2.
Искомые параметры:
X — мольная доля пара, образующегося при сбросе давления в сечении разрыва и в
результате испарения с поверхности пролива.
Порядок расчета
Сжиженный углеводородный газ представляет собой многокомпонентную смесь
углеводородов метанового ряда. Поэтому для корректного определения доли испарившегося
вещества смеси обычно используют термодинамическую модель фазовых равновесий для
углеводородных смесей, основанную на использовании модифицированного уравнения
состояния Редлиха-Квонга
_ RTK RTKbd
Як=ТГ7" v(v+A) ' <Д,67)
где Гк, Рк — температура и давление смеси;
v - мольный объем;
b, d — коэффициенты, зависящие от компонентного состава смеси;
R— универсальная газовая постоянная.
270

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Решение уравнения (Д. 167) для многокомпонентной смеси представляет собой
громоздкую и сложную математическую задачу. Разработан и опробован альтернативный подход к
расчету доли испарившегося пара х-> основанный на применении T—S диаграмм. При этом T—S
диаграммы для характерных составов транспортируемых сырьевых потоков строятся по
результатам лабораторных исследований.
Расчет удельной интенсивности парообразования при помощи T—S диаграмм
строится следующим образом.
Начальное состояние системы описывается точкой I на диаграмме рисунки Д. 1— Д.9,
которая определяется пересечением линии Тк =270 К, и линии давления, соответствующей
давлению в трубопроводе. Для конденсата, находящегося на линии насыщения при
температуре грунта на глубине заложения, сброс давления приведет к снижению температуры (изоэн-
тальпийный процесс) и вызовет частичное испарение продукта. На Т— S диаграммах рисунки
Д.7-Д.9 этот процесс показан линией 1 -2. Точка 2 определяется пересечением изоэнтальпий-
ной кривой с линией давления, равного атмосферному давлению.
Температура определяется проекцией точки 2 на ось ординат. Температура парокон-
денсатной смеси определяется по оси ординат. На этой же диаграмме показана мольная доля
образующегося пара % в точке 2, которая соответствует термодинамическому состоянию
конденсата в сечении разрыва. Количество определяется линейной интерполяцией между
линиями, построенными для разных значений х-
На втором этапе с помощью Т— S диаграммы получаем долю испарившегося продукта,
разлитого по поверхности земли. При этом вследствие теплопритоков из атмосферы и
массива грунта начинается фракционное испарение разлившегося продукта, которое описывается
на T—S диаграмме, отрезком 2—3. Мольная доля х вещества, испарившегося после нагрева
разлитой жидкости до температуры грунта (20 °С), определяется на диаграмме точкой 3,
которая откладывается на диаграмме движением вдоль линии равного давления (Яа) до
пересечения с горизонтальной линией Т =293 К (20 °С).
Пример расчета
Определить температуру и долю испарившегося вещества, которое образуется на этапе
дросселирования сжиженной многокомпонентной смеси под давление Рк = 5,5 МПа в
сечении разрыва трубопровода. При этом начальная температура смеси, равная температуре
грунта на глубине заложения, составляет Тк = -3 °С (270 К), температура грунта на поверхности
земли Т = 20 °С. Затем определить долю % испарившегося конденсата с поверхности земли.
В качестве примера рассмотрены наиболее типичные составы сырьевых потоков кон-
денсатопроводов и продуктопровода СУГ.
271

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Таблица Д.З - Типичные составы сырьевых потоков.
Метан
Этан
Пропан
Изо-бутан
Н-бутан
Изо-пентан
Н-пентан
45-60
| 60-70
1 70-80
| 80-90
1 90—100
|>100
НГКСбезШФЛУ
(массовые %)
0.0018
0,6859
10,6823
6.6596
9,1835
5,6861
5.1359
1,0157
6,6409
2.2973
3,0642
6,9439
42,0029
НГКСсШФЛУ
(массоные %)
0.0020
0,7209
11,2452
6,9380
9,7229
5,7758
5,2236
1,0057
6,5609
2,2534
2,9852
6,7564
40.8099
СУГ (пропан-бутан
(мольные доли)
0.6
0,4
0,0
Расчет удельной интенсивности парообразования в сечении разрыва при помощи T—S
диаграмм строится следующим образом.
Начальное состояние системы описывается точкой 1 на диаграммах рисунки Д.7-Д.9,
которая определяется пересечением линии Гк =270 К, и линии давления, соответствующей
давлению в трубопроводе. Для конденсата, находящегося на линии насыщения при
температуре грунта на глубине заложения сброс давления приведет к снижению температуры (изоэн-
тальпийный процесс) и вызовет частичное испарение продукта. На T-Sдиаграмме рисунки
Д.7-Д.9 этот процесс показан линией 1-2. Точка 2 определяется пересечением изоэнтальпий-
ной кривой с линией давления, равного атмосферному давлению. Температура паро-конден-
сатной смеси определяется по проекцией точки 2 на ось ординат. На этой же диаграмме
(рисунки Д.7-Д.9) показана мольная доля образующегося пара х в точке 2, которая
соответствует термодинамическому состоянию конденсата в сечении разрыва. Количество
определяется линейной интерполяцией между линиями, построенными для разных значений х-
Для сравнения в таблице Д.4 представлен рассчитанный по уравнению Д. 167
компонентный состав и мольная доля фаз в сечении разрыва конденсатопродуктопровода.
Мольные доли, полученные из решения Д. 167 и с помощью T—Sдиаграмм, совпадают.
На втором этапе с помощью T-Sдиаграммы получаем долю испарившегося продукта,
разлитого по поверхности земли. Оставшаяся после испарения на срезе трубы жидкость
попадает на землю при пониженной температуре. Состав этой жидкости приведен в таблице Д.4.
Вследствие теплопритоков из атмосферы и массива грунта начинается фракционное испаре-
272

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и на Д .4 - Компонентный состав и мольная доля фаз в сечении разрыва
Компоненты
Метан
Этан
Пропан
1 Изо-бутан
Н-бутан
Изо-пентан
Н-пентан
1 Гексан
Гептан
Октан
Нонан
1 Декан+
| Мольная лол я фаз
НГКСбезШФЛУ
(мольные доли)
пар
0.0012
0.1489
0.5748
0.1051
0,1013
0,0208
0.0362
0.0082
0,0029
0.0004
0,0001
0,0001
0.06
жидкость
0.0000
0,0096
0,1638
0,0877
0,1236
0,0635
0,1435
0,1169
0,1178
0,0591
0,0253
0.0893
0.94
НГКСсШФЛУ
(мольные доли)
пар
0.0014
0.1455
0,5785
0,1054
0,1033
0,0203
0.0348
0.0076
0,0027
0.0003
0.0001
0,0001
0.065
жидкость
0,0000
0,0095
0.1686
0,0903
0.1297
0,0641
0,1426
0.1133
0.1139
0.0571
0,0244
0,0864
0.935
Пропан-бутан
(мольные доли)
пар
0,8613
0,1387
0,186
жидкость |
0,5402
0.4598
0,814
ние разлившегося продукта, которое описывается на Г—5 диаграмме отрезком 2-3. Мольная доля
вещества, испарившегося после нагрева разлитой жидкости до температуры грунта
(20 °С), определяются на диаграмме точкой 3, которая откладывается на диафамме движением
вдоль линии равного давления (^АТМ) до пересечения с горизонтальной линией Т =293 К (20 °С).
Состав жидкости на поверхности грунта после нагрева до температуры грунта
представлен в таблице Д.5. Видно, что смесь пропан-бутан полностью испаряется.
Таблица Д. 5 - Состав жидкости на поверхности грунта после нагрева
до температуры грунта
Компоненты
Пропан
Изо-бутан
Н-бутан
Изо-пентан
Н-пентан
Гексан
Гептан
Октан
1 Нонан
Декан+
НГКСбезШФЛУ
(мольные доли)
0,0480
0,0666
ОЛЮ
0,0716
0,1677
0,1496
0,1546
0,0784
0,0336
0,1190
НГКС с фактическим ШФЛУ
(мольные доли)
0,0459
0,0677
0,1162
0,0730
0,1689
0,1478
0,1525
0,0773
0,0332
0,1175
Пропан-бутан
(мольные доли)
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
273

ператур
а, К
| | Темпер
/| 7П_
-is
т "Ztrru
1тура пове!
11
/
10
-1
/XI
о
1 -13
530
Пропан (
Х = 0,186
>хности гр]
Д]
Т 1 / _
1 А _
Т t2
зА
r^
Vj
T/ l
1 Jl/ h
TV 11
■ V I
Til
50» > о
-1120 "8
),60
Бутан 0,40
x-o,i
V Д-
рта|
j ]
IV
/1
2?3 \\
1?-
^ /1
1 '1 / ~i
■ ■/ / 1
~1 / Л —-
?TTjL--.
-bb" _4J
Ю
1 X = 0,2
N/J
rv/ /
Ш.
\t VJ.—-*
/
M^lT"
V \j
0 "200
х = о,з
шЧ
X = 0,4
/TT
\ V
720 950
fttpWIO
N
t—\^
Давление, МПа
\ \
**\ Wl<\
,1.870 joO 2330 2f602790 ,
\
_^J
0,7 0,5 0,40,3 0,20,140,1
f/T/JI
f /
Wfrfov0 i
[7/3940
/ 3
17Ю
7//348r
7^3250
32 34 36 38 40 42
X — количество паровой фазы (мольные доли)
44
46
48
52
54 56 58
Энтропия, ккал/(кмоль К)
Энтальпия, ккал/кмоль

Температура, К
о
О
Ьз
ос
I
Со
5
Ef
•о
аэ
7*
О
о
Е
е
Давление, МПа 0,7 0,6 0,5
ЛГ=0,21
/
0,4 0,35 0,3/0,26 0,24 0,2 0,18 0,14 0,12 0,1
L
55
60 65
% - количество паровой фазы (мольные доли)
70 75
Энтальпия, ккал/кмоль
80
Энтропия, ккал/(кмоль К)
3
а
"О
о
I

3
340
пература, К
-'''х = с
Js"
^\ 1^
^\У 1
и -19
,4200 /
//
/ /
,06 х = 0,
Ss^V
£*
^С\
/\\\
Г
/£^f
л<&
^j/vj
^Л^
£s*\
-1080
70
/
4
/! ■■
Х = 0,194
Давление, МПа
Л^\
/ ^r^^S^T
^\^Y\.
sSj( /Л
>^V^>
Г ^\ ^-^
[ \ ^
\ -500^
90
/
,-;
Х = 0,2
Г А*— \s*
^S\\s^as\^s
F^r^u
Г Jr^Jk
\ ОЛ **
|210 /
r A
—_^«
0,7
/Л /
Vv\sS
Hf^r"
^\jr
по/ \
t*
\^
/1
0,6 0,5 0,4 0,35 0.3 0,26
1 s \ \ 1 i: i l i
у \Л
\ / Jr^^
^К^УК
^У^\*' ^^*
** ^^У
L / 1
\/ 1240
Ы
\
\
\
\#4
//\ч
х = о,з
^^ъ^
рк^г^/
V^v \^
>лЗг
' Jw^^ \
Л 2.
\ 1820 ^
OJU
\^Х ^&
L^^^
\&*£/yy
\\ ^^\ ^^
"\
^ 2400
10 ^
[лигО^Л^
'\г
т2Т
/
0,2 0,18 0,14
1/1 l i
rOV/
\у* \
|\ 443U
4 МП
/\ 3&б{)
3560
70
Температура' поверхности грунта = 29:
/
/
/'
*
/
\
^j
1
К
0,12 0,1
Г \ 530^
4720
56 58 60 62 64 66
X - количество паровой фазы (мольные доли)
68 70 72 74 "Ч\ 76 78
Энтальпия, ккал/кмоль
80 82 84
Энтропия, ккалДюиоль К)
3
■о
о
2

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Е
(рекомендуемое)
Методики расчета пространственно-временного распределения выбрасываемых
продуктов с учетом их физико-химической трансформации
Е.1 Методика расчета параметров облака газа, сформированного при истечении
сверхзвуковой струи газа
Исходные данные:
d{) - внутренний диаметр газопровода, м;
(7Е — массовый расход истекающего газа, кг/с;
Т{) — температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии, град. К.
Искомые параметры
С(с, /\ t) — распределение концентрации метана в пространстве (по оси струи —
координате q и в направлении, поперечном оси струи — по координате г) и времени Л
Порядок расчета
Для критических условий (М = \ — число Маха) аварийного истечения газа из конца
разорванного участка газопровода (в аварийном выходном сечении участка трубопровода)
(индекс «ZT») устанавливаются следующие газодинамические параметры потока (скорость,
плотность, давление), которые определяются по формулам
»Е=«Е=[ — -Л-ТЬ] * (Е.1)
PesPe<') = ——j, (Е.2)
Л-^<'> = ~РЕ<М-Л-7;,>А>а, (ЕЗ)
где иЕ — скорость газа в сечении разрыва, а^ — местная скорость звука;
D_R0
А - - удельная газовая постоянная газа;
\л — молекулярная масса газа;
R() — универсальная газовая постоянная;
к = —~ — показатель адиабаты, Я — атмосферное давление;
Cv a
d0 — диаметр трубы;
Т0 — температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии.
277

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Проверка условия критического истечения (Е.З) по превышению статистического
давления в выходном сечении трубопровода атмосферного давления является обязательной
процедурой и гарантирует правильность применения нижеследующих процедур. Если
условие (Е.З) не выполняется, то истечение газа происходит в дозвуковом режиме, размеры зоны
загазованности небольшие и ими можно пренебречь по сравнению с размерами зон,
наблюдавшимися при звуковом истечении.
После выходного сечения на определенном участке (в пределах нескольких диаметров
трубы) при превышении статическим давлением на срезе трубы атмосферного давления
происходит изоэнтропическое расширение газа с разгоном потока до сверхзвуковых скоростей
(М > 1) и формированием системы скачков уплотнения (без изменения расходных
характеристик в образующемся струйном течении). Для данного участка течения характерна
существенная неравномерность потока. При этом за счет действия скачков уплотнения происходит
потеря полного давления. В конце данного участка давление в поперечной плоскости течения
выравнивается и становится равным атмосферному. Данное сечение в газовой динамике
получило название «изобарическое сечение нерасчетной струи» или «ударная плоскость».
В ударной плоскости (индекс «5») значение газодинамического параметра скорости —
числа X определяется по формуле
^S = l + ^ (Е-4)
Ре "г
где Р — атмосферное давление.
Значения температуры, числа Маха, плотности и диаметра эквивалентного сечения
струи в ударной плоскости рассчитываются по формулам
Ts = TQ-{l-^-Xs2), (E.5)
к + 1
М-= ■ =» (Е.6)
s
jrrr;-
PS=^p (E.7)
ds=do\\ PEU ■ (Е.8)
Распределение скорости и объемной концентрации по осевой (£) координате на
расстояниях, существенно превышающих длину участка расширения, описывается функциями:
278

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
для струй, распространяющихся в неограниченном воздушном пространстве.
|Р< 12.4
для настильных струй, распространяющихся вдоль поверхности земли;
[рГ 15.5
(Е.9)
"mG)=<Vn(0
lpa *,MMS)
(Е.10)
где р - плотность атмосферного воздуха, а функция <p(A/s) определяется следующим образом:
ср( A/s) =
1 - при Л/ < 1,2
l-0,4jA/s-1,2 - при 1,2< A/s<3,6
0,4 - л/и/ А/ >3,6
(Е.11)
Безразмерная координата определяется из соотношения
т 2-Е
4=Т'
(Е.12)
Распределение продольной скорости и концентрации в поперечном к оси струи
направлении г можно задать в виде зависимостей, предложенных Шлихтингом:
— = /<п> = 0-п/2)2.
_^ = Л-Л'\
■ = (1-П/2) ,
(Е.13)
(Е.14)
где
П:
<V^
значение с, принимается равным 0.2^-0.25 (рекомендуется с, = 0.22 ).
На рисунке Е.1 приведены результаты расчета длины и полуширины струи,
соответствующих НКПВ метана, при свободном истечении при сверхкритических параметрах в
неподвижную атмосферу из одного конца поврежденного газопровода диаметром 1 420 мм с
максимальным рабочим давлением 7,5 МПа при разрыве посередине перегона длиной 120 км.
Из полученных результатов видно, что максимальная длина (по оси струи) зоны
загазованности при выбросе из МГ большого диаметра не превышают 800—900 м. С учетом того, что при
независимом выбросе струй из двух концов участка разрыва они будут ориентированы вдоль
исходной оси МГ с возможным отклонением от нее (по оценкам) не более чем на 15—20°,
потенциально опасная (воспламеняемая) зона загазованности не выходит за пределы
нормативных разрывов между МГ и населенными пунктами.
279

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
0 ^ 200 400 600 800
Расстояние по оси струи, м
Рисунок Е.1 — Параметры свободного струйного истечения природного газа из одного конца
поврежденного трубопровода
Е.2 Методика расчета размеров лужи при проливе жидкости
Исходные данные:
G(t) — массовая суммарная интенсивность истечения конденсата из обоих концов
поврежденного трубопровода, кг/с;
RK - радиус кривизны сферической котловины, в которую вытекает продукт, м;
р - плотность пролитого конденсата, кг/м3;
Тип и свойства грунта.
Искомые параметры:
Л - текущий уровень разлитой жидкости, м;
/?3 — радиус «зеркала» разлитой жидкости, м.
Порядок расчета
При аварийной разгерметизации конденсатопроводов происходит истечение под
давлением сжиженного газа и «мгновенное» испарение в окружающем пространстве опреде-
280

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ленной его части. При этом за счет изоэнтальпийного расширения (дросселирования)
оставшаяся часть жидкости охлаждается относительно исходной (в рабочих условиях) температуры
и растекается по поверхности грунта. Поскольку при атмосферном давлении охлажденный
сжиженный газ переходит уже в новое равновесное (насыщенное) состояние, любой подвод
тепла из окружающей среды приводит к дальнейшему испарению части его массы с
одновременным изменением компонентного состава смеси за счет преимущественного
(«фракционного») испарения наиболее высококипящих компонентов.
Таким образом, массовая интенсивность испарения сжиженного газа при аварийном
истечении определяется тремя факторами:
- резким падением давления;
- теплопритоком из массива грунта;
- турбулентно-диффузионным потоком тепла из атмосферы.
Сценарии истечения и растекания жидкости могут быть весьма разнообразны в
зависимости от сезонного состояния поверхности грунта, рельефа местности и других факторов.
Не снижая общности модели, с учетом возможности более полного и качественного учета
теплового баланса, принимается, что разрушение трубопровода и истечение продукта
происходят в природной котловине с геометрическим приближением в виде сферического
сегмента (рисунок Е.2.).
Тогда материальный баланс процесса заполнения котловины записывается в виде
P^- = (\-X)G(0-GmH(t). (E.I5)
где G(t) - массовая суммарная интенсивность истечения конденсата из обоих концов
поврежденного трубопровода, кг/с;
Рисунок Е.2 - Схема истечения конденсата в природную котловину в виде
сферического сегмента
281

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
С||С||(г) - интегральная интенсивность испарения массы сжиженного газа за счет
внешнего теплопритока (за счет охлаждения грунта по «смоченной» поверхности и радиационно-
конвективного теплопритока к разлитой жидкости из атмосферы), кг/с;
X < 1 - коэффициент изоэнтальпийного испарения при истечении жидкости.
Значение коэффициента у, отвечающего за учет парообразования вследствие палении
давления, определяется из системы уравнений состояния в форме Редлиха-Квонга или по
методике, представленной в приложении Д.4:
р — плотность пролитого конденсата, кг/м3;
V — текущий объем разлива для сферического сегмента, который определяется по
следующей формуле
К=-//(3/?з2+/г), (Е.16)
6
где Л, /?3 — текущий уровень жидкости и радиус «зеркала» разлитой жидкости.
Текущее значение площади «смоченной» поверхности массива грунта
5 = 2тс-Лк-А, (Е.17)
где /?к — радиус кривизны сферической котловины — считается известным или задается из
геометрических соображений.
Зная текущее значение V(t). легко определить высоту подъема жидкости Л путем
решения кубического уравнения
Л3-ЗЛКА2+ — =0. (Е.18)
я
Значение R] при известном значении h рассчитывается по соотношению
Я32=Л(2/?К-//). (Е.19)
В случае h « /?к уравнение Е.15 перепишется в виде
dV I
Р— = (1 -x)G(t)-2jnV(t)RK • /</), (E.20)
где/(/) - аппроксимационная зависимость удельной интенсивности испарения, полученная
из обработки экспериментальных данных для различных ситуаций разлива конденсата раз-
кг
личного состава, либо путем численного решения по Методике [28|, J ■
с • м
Рекомендуется в качестве аппроксимации использовать зависимость вида
f(t) = atb. (E.21)
В качестве примера на рисунке Е.З представлены рассчитанные по методике [28]
кривые удельной интенсивности испарения для различных ситуаций разлива конденсата. Расче-
282

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
0,8
о
: 0,6
ас
о
О.
СТЗ
I 0,4
н
о
о
X
1 0,2
н
X
S
0
l\u 2
1
/>
4
8 Ю
Время, мин
Рисунок Е.З - Удельная интенсивность испарения конденсата при кипении на поверхности
грунта: летом (1 - суглинок влажностью 20 %, 2 — торф влажностью 80 %,
3 — песок влажностью 15 %); 4 — зимой
ты проведены для наиболее характерных грунтов, характеристики которых представлены в
таблице ЕЛ.
Аппроксимация полученных зависимостей с помощью уравнения Е.2.7 дает
следующие значения коэффициентов а\\Ь (см. таблицу Е.2).
С использованием уравнения аппроксимации Е.21 уравнение Е.20 интефируется
численно методом Рунге-Кутта. В результате получаем зависимость К(/).
Та б л и цп Е . 1 - Свойства грунтов вдоль трассы трубопровода
Сноистна
Тип грунта
Песок
Суглинок
Торф
Теплопроводность,
Ккад/(м.ч.°С)
тал ы и
1,55
1,24
0,85
мерзлый
1,9
1,5
U
Теплоемкость,
Ккал/(м.ч.°С)
талый
0,294
0,325
0,5
мерзлый
0,233
0,245
0,45
Удельный нес
кг/м3
1800
2000
1200
Характерная
влажность
%
15
20
80
Таблица Е.2 — Вириальные коэффициенты для уравнения Е.2.7 (приложение Е)
Расчетная ситуация
Суглинок, влажность w = 20 %, лето
Сухой песок, w = 15 %, лето
Влажны и торф, w = 80 %, лето
Суглинок, w = 20 %, зима
а
1,806
2,005
1,923
1,063
b
-0,563
-0,541
-0,621
-0,638
283

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Зная V(r) по уравнениям Е.18 и Е.19. определяем R\ и, соответственно, текущую
площадь зеркала.
Пример расчета
В качестве примера на рисунке Е.4 представлена динамика изменения размеров лужи
при проливе конденсата при различных интенсивностях истечения из аварийного
трубопровода (50—1000 кг/с) для радиуса кривизны котловины 750 м.
ос
5
О
S
*
80
60
40
Q.
О
s 20
9
1
3
2
4
^—■
HZJ
10
20
30
40
50 60
Время, мин
I - 50 кг/с; 2 - 100 кг/с; 3 - 500 кг/с; 4 - 1000 кг/с
Рисунок Е.4 -Динамика изменения размеров лужи при проливе конденсата при различных
интенсивностях истечения ю аварийного трубопровода при радиусе кривизны котловины 750 м
Е.З. Методика расчета испарения пролива
Исходные данные
Л3(Г) - зависимость радиуса пролива конденсата от времени, м;
состав продукта (смеси);
Г - температура воздуха, °С;
иъ - скорость ветра, м/с;
Т - температура грунта, °С;
тип и свойства грунта.
Искомые параметры
F{t) — интегральная интенсивность испарения продукта, кг/с;
284

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Порядок расчета
Методика расчета испарения пролива основана на использовании предварительно
рассчитанных для различных ситуаций аппроксимирующих зависимостей удельной
интенсивности испарения и рассчитанных по Методике приложения Е.2 размеров лужи при проливе
конденсата.
Интегральная интенсивность испарения F(t)4 кг/с, вычисляется по формуле
F(t) = nRf(t)-f(t), (E.22)
где /?3(0 - зависимость радиуса пролива конденсата от времени, м, определяется по
Методике приложения Е.2;
fit) — удельная интенсивность испарения конденсата от времени, кг/с определяется по
зависимое™ Е.23.
Удельная скорость испарения конденсата из лужи определяется из уравнения
f(t) = krk2.atb, (E.23)
где коэффициенты а\\Ь определяются из таблицы Е.З;
А, - коэффициент, учитывающий наличие ветра, б/р.;
к2 - коэффициент учета шероховатости поверхности грунта, б/р.
Таблица Е.З — Вириальные коэффициенты для уравнения Е.23
Состав смеси
ШФЛУ, лето,
7" = 10 °С 7 = 10 °С
ШФЛУ. зима, Г1р=-5°С,
7 =-10 СС
Пропан(40)-Бутан(60). лето,
\ Т = 10 °С Т = 10 °С
1 Ф ,w ^» ' воза ,и v'
1 Пропан(40)-Бутан(60), зима,
\Т = -5 °С Т = -10 °С
Пропан(50)-Бутан(50), лето,
\ Т = 10 °С Т = 10 °С
Пропан(50)-Бутан(50), зима,
Т =-5 °Г Т =-10 °С
7Ф J ^' 'воза ,и v'
1 Пропан(60)-Бутан(40), лето,
кф='0оС.ГВОХ1=10оС
1 Пропан(60)-Бутан(40), зима,
Т =-5 "С Г = -10 °С
'гр J v-' 'воза '" ^
Тип грунта
бетон
а = 0,241
/> = - 0,437
а = 0,191
Ь = - 0,43
а = 0,0663
Ь = -0,271
о = 1,046
А = - 0,33
а = 0,0575
/>=-0,28
а = 0,1
6 = - 0,347
а = 0,0575
Ь = - 0,28
а = 0,1
b = - 0,347
песок,
влажность 15 %
а = 0,4424
/> = - 0,411
а = 0,4536
/> = - 0,4172
а = 0.15763
b = - 0,276
о = 0,21
b = - 0,284
а = 0,1456
Ь = - 0,28
с; = 0,2453
/> = - 0,341
а = 0,1456
* = - 0,28
я = 0,2453
Л =-0,341
песок,
влажность 80 %
а = 0,6272
Ь = - 0,4272
а = 0,5152
Ъ = - 0.4224
а = 0,1747
b = - 0,265
a = 0,266
/> = -0,31
а = 0,1532
6=-0,27
а = 0,2638
/> = - 0,335
а = 0,1532
6 = - 0,27
а = 0,2638
/3 = -0,335
суглинок,
влажность 20 %
а = 0,5334
b = - 0,4336
а = 0,4158 1
b = - 0,4224
а = 0,1403
Ь = - 0,26
а = 0,2171
* = - 0,31
а = 0.1341
b = - 0,279
а =0,21
Л = - 0,33
0 = 0,1341
/>=-0,279
о = 0,21 !
b = - 0,33
285

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Коэффициент поправки на ветер определяется по уравнению
*, =1 + 0,0021-ив, (Е.24)
где иъ — скорость ветра, м/с.
Коэффициент поправки на шероховатость поверхности для реальных грунтов
изменяется в пределах 1,5-4,5 и определяется методом экспертной оценки. Наиболее широко
используемое (рекомендуемое) значение — 2,63.
Табл и ца Е.4 - Состав ШФЛУ, используемый для расчета параметров в таблице Е.З
Состав ШФЛУ
Этан
Н-бутан
Гексан
Пропан
Изопентан
Изобутан
Н-пентан
Мольная доля
0,0251 j
0,2341 |
0,0322
0,4953
0,0368
0,087
0,0895
Е.4 Геометрические размеры пламени при горении газа
Характер горения газа при авариях на газопроводах и масштабы теплового воздействия
пожара на окружающую среду зависят от конкретного сочетания целого ряда факторов, среди
которых можно указать такие, как:
- максимальное рабочее давление газа, диаметр газопровода, место разрыва на
перегоне между КС;
- общие размеры разрушения (линейный пробег трещины), характерные размеры
(длина, ширина и глубина) грунтового новообразования; характеристики массива грунта;
взаимное положение осей концов разрушенного участка трубопровода.
Факторы первой группы определяют интенсивность и динамику выброса газа вверх и
вниз по потоку от места разрыва, факторы второй - интегральное газодинамическое поле
взаимодействующих высокоскоростных струй газа.
В качестве базовых вариантов формы пламени пожара при разрывах газопроводов
рекомендуется принимать следующие:
- горение невзаимодействующих настильных (слабо наклонных к горизонту) двух (или
одной) струй газа, истекающих в сверхкритических режимах в противоположных
направлениях из разведенных (относительно исходного положения) концов разрушенного
трубопровода (сценарий - «струевое пламя»);
286

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- горение газового шлейфа, образующегося при встречном газодинамическом
взаимодействии двух потоков газа, истекающих со звуковой скоростью из концов поврежденного
участка трубопровода и с ориентацией интегрального, относительно низкоскоростного,
потока, близкой к вертикальной (сценарий — «пожар в котловане»).
Е.4.1 Расчет геометрических размеров пламени для сценариев группы Сл «Пожар в
котловане»
Для сценариев указанной группы пламя пожара моделируется в виде цилиндрического
твердого теплового излучателя, вертикального или наклонного (рисунок Е.5).
поверхность
грунта
j
\
факел
газопровод
.х
~j^l
Рисунок Е.5 — Схематическое представление пламени пожара на газопроводе при сценариях
группы С{ «Пожар в котловане»
Исходные данные:
С, кг/с — суммарный массовый расход газа при его аварийном истечении из двух
концов разрушенного газопровода на заданный момент времени t (отсчет времени — от момента
разрушения газопровода) или его осредненное значение за заданный промежуток времени Дл
QH — низшая теплота сгорания газа, Дж/кг;
Искомые параметры:
/(ц) / ч
ЬФ - длина (высота) цилиндра пламени, м;
л*1'* — эффектш
эф
Порядок расчета
Искомые парам*
относительно переменных ^ф и и3ф
р("] - эффективный диаметр очага пожара, м;
Искомые параметры определяются путем решения следующей системы уравнений
оо п(ц)
287

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
П(И) _л с. /(H)
"эф-"-3 Ч ' (Е.24)
где Оф — общее тепловыделение пожара, кВт;
Qj — низшая теплота сгорания метана, кДж/кг.
Е.4.2 Расчет геометрических размеров пламени для сценариев группы Г2 «струевые
пламена»
Следует учитывать что из-за физических особенности горения настильных струй при
сверхкритических параметрах истечения природного газа из трубопровода, т.е. когда источник
выброса ориентирован горизонтально и расположен на уровне поверхности земли, в силу
торможения струи и изменения поверхности эжекционного захвата воздуха, длина видимой части
пламени ( Z,*nax ) увеличивается на 20—25 % по сравнению с длиной свободного пламени.
Концевая часть настильного факела (-0,2 L{m.Jx ) имеет выраженное отклонение вверх,
сгорает в виде отдельных языков пламени (см. рисунок Е.6) и вносит относительно
незначительный вклад в общее излучение тепла от факела в окружающее пространство. Также
незначительное влияние на характеристики теплового излучения оказывает начальный («слабосве-
тяшийся») участок факела длиной (0,2—0,25) Z/ma^ .
Как было отмечено выше, при встречном газодинамическом взаимодействии истекающих
в критическом режиме потоков газа в условиях влияния ограничивающих поверхностей
грунтового новообразования может возникать пламя с весьма сложной объемной конфигурацией.
Для сценариев указанной группы пламя моделируется как твердый тепловой
излучатель в виде усеченного конуса, наклонного или горизонтальною (рисунок Е.7).
Рисунок — Е.6 Встречное струевое горение. Излучающая поверхность пламени
представляется в виде конусов
288

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Поверхность фунта
Аварийный газопровод
Рисунок Е.7 — Схематическое представление струевого пламени при сценариях аварий
группы С2 «струевые пламена» (показана одна струя)
Исходные данные:
(J, — интенсивность истечения газа из аварийного участка газопровода выше по
потоку газа от места разрыва, кг/с (определяется по методикам приложения Г);
С2 — ингенсивность истечения газа из аварийного участка газопровода ниже по потоку
газа от места разрыва, кг/с (определяется по методикам приложения Г);
(?,[ - низшая теплота сгорания газа, Дж/кг;
рн — плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;
U{) - скорость ветра, м/с;
w - атмосферная влажность, %;
g — ускорение свободного падения, м/с2;
к - показатель адиабаты газа; б/р;
R - удельная газовая постоянная, ДжДмоль • К);
а — угол наклона к горизонту оси конусообразного пламени, град;
Т{) — температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии, К;
d0 - диаметр трубы, м;
Р — атмосферное давление, Па;
289

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Т0 - температура транспортируемого газа в месте разрыва до аварии, К.
Искомые параметры:
^ф — общая длина струевого пламени (факела), м;
h — отрыв факела от выходного сечения отверстия истечения, м;
RL — длина видимой части конусообразного пламени (высота усеченного конуса), м;
Н/] — ширина малого основания усеченного конуса пламени, м;
W1 — ширина большого основания усеченного конуса пламени, м.
Порядок расчета
Расчет ведется независимо для каждой из 2-х струй.
Для критических условий (Л/ = I — число Маха) аварийного истечения газа из конца
разрушенного участка газопровода (в аварийном выходном сечении участка трубопровода)
(индекс «Е») устанавливаются следующие газодинамические параметры потока (скорость,
плотность и давление)
Ре"М0 = ^Г/Ё' (Е.25)
PE^PE(t) = ~PE(t)-R-T0>Pa,
к + \
где аЕ — местная скорость звука;
/Е = (л d{)2 )/4 — плошадь поперечного сечения трубы;
(7j — массовый расход газа, кг/с соответственно для первой (/ = 1) и вгорой(/ = 2) струй.
Проверка условия критического истечения (Е.25) по превышению статическим
давлением в выходном сечении трубопровода атмосферного давления является обязательной
процедурой и гарантирует правильность применения нижеследующих процедур. Если условие
(Е.25) не выполняется, то истечение газа происходит в дозвуковом режиме, размеры зоны
загазованности небольшие и ими можно пренебречь по сравнению с размерами зон,
наблюдающимися при звуковом истечении.
После выходного сечения на определенном участке (в пределах нескольких диаметров
трубы) при превышении статическим давлением на срезе трубы атмосферного давления
происходит изоэнтропическое расширение газа с разгоном потока до сверхзвуковых скоростей
(Л/> 1) и формированием системы скачков уплотнения (без изменения расходных
характеристик в образующемся струйном течении). Для данного участка течения характерна
существенная неравномерность потока. При этом за счет действия скачков уплотнения происходит
потеря полного давления. В конце данного участка давление в поперечной плоскости течения
290

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
выравнивается и становится равным атмосферному. Данное сечение в газовой динамике
получило название «изобарическое сечение нерасчетной струи» или «ударная плоскость».
В ударной плоскости (индекс «л») значение газодинамического параметра скорости —
числа /ч определяется как
Xs = 1 + -
Реме
(Е.26)
Значения температуры, числа Маха, плотности и диаметра эквивалентного сечения
струи в ударной плоскости приведены ниже.
т^ти.-^Д
Щ =
УаЕ
4гщ
(Е.27)
(Е.28)
PS =
R Те
(Е.29)
/)(стр) _ ,
Ре
l ps • Ms
(Е.30)
Общая длина струи определяется по первой формуле системы (Е.24) (с учетом
заданной интенсивности истечения G] (или С2)
(Е.31)
47р) =o,23-<2j;4 -1,02- £><^р>.
Отрыв факела пламени от среза разорванной трубы (отверстия) Л, м, определяется по
формуле
Л = 0,2-I^V (E.32)
Длина видимой части пламени (высота усеченного конуса) R{, м, определяется по
формуле
^l = C)-/'- (E.33)
Ширина малого основания усеченного конуса Wv м, определяется по формуле
W,=I5</,
1
_1_
15
ЧРгУ
(Е.34)
где p|t — плотность воздуха при Рл и 293 К, кг/м3;
з.
291

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
pj — плотность газа в стандартных условиях, кг/м3.
Ширина большого основания усеченного конуса И^, м, определяется по формуле
^=0.26-^. (Е.35)
Порядок расчета для настильной струи.
Общая длина настильной струи (т.е. горизонтальной струи с источником выброса на
уровне земли) рассчитывается по формуле
/(стр) _ j 9./<стР> /с ^
^ф-паст _1>z ^ф ' (Е.^6)
Остальные геометрические размеры настильной струи рассчитываются аналогично
вышеприведенному алгоритму по формулам Е.32—Е.35.
292

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Ж
(рекомендуемое)
Методики расчета физических параметров и масштабов распространения
поражающих факторов аварий
Ж.1 Разлет фрагментов трубы и грунта подземного газопровода под давлением
Исходные данные:
Р{) - давление газа в трубе МП Па;
Р - атмосферное давление, Па;
/?0 - внутренний радиус трубы, м;
И - расстояние от оси МГ до поверхности грунта, м.
Искомые параметры:
y(t)« \>(t) — зависимости от времени вертикальных значений расстояния и скорости
вылетевшего фрагмента;
л*(/), w(t) — зависимости от времени горизонтальных значений расстояния и скорости
вылетевшего фрагмента.
Порядок расчета
Оценочные расчеты разлета фрагментов грунта и осколков трубы рекомендуется
проводить по модели, расчетная схема которой представлена на рисунке Ж.1. Рассматривается
метание грунта и оболочки трубы сжатым газом при разрушении трубопровода в секторе 2ср.
Принимается, что ось трубопровода заглублена на глубину //, радиус трубы — /?(), давление в
трубе - Р.у
Рисунок Ж.1 - Расчетная схема метания оболочки трубы и грунта сжатым газом
293

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Предполагается, что на выброс грунта из траншеи расходуется часть потенциальной
энергии сжатого газа Аг Массой оболочки трубы для заглубленных газопроводов можно
пренебречь. Закон сохранения энергии на единицу длины траншеи имеет вид
М
груша ' 0
г|- Аг- Л/г,
(Ж.1)
где Мх — масса сжатого газа для единичной длины газопровода (кг/м);
Ах — работа расширения единицы массы газа в предположении адиабатического процесса
(Дж/кг);
Грунта ~" масса метаемого грунта (кг/м);
К0 - скорость метаемой массы грунта (м/с). От общей энергии взрыва
конденсированного ВВ на образование воронки расходуется значительная часть г| энергии взрыва: ~20 % — для
плотных суглинков и глин, до 30^35% — для средних грунтов. В расчетах следует принимать
значение (консервативная оценка) х\ = 0,35. Тогда уравнение для Л/ примет вид
Грунта * Ргрунта " [(И + Д # f ' «Ф" *" %) ~ (А Н~ Ъ f' № J ' (Ж.2)
где АН определяется по формуле
АН
Ко
sirKp'
М определяется из уравнения
2
Мг=ргп-%.
(Ж.З)
(Ж.4)
Для адиабатического расширения значение удельной потенциальной энергии сжатого
газ имеет вид
АР
' Р,(*-0
\-АР k
(Ж.5)
где * = ~рг~ для газа в трубе,
рг — плотность газа
АР = Р0-РЛ.
(Ж.6)
Из уравнения Ж.1 определяется скорость выбрасываемых фрагментов трубы, которая
по принятому приближению совпадает с У().
После выброса из траншеи фрагменты грубы и грунта продолжают свое движение в
атмосфере. Уравнения движения фрагментов грунта и оболочки трубы в воздухе задаются
системой уравнений
294

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
dv
-r-= v,
dt
dv 1 , 2 П 2
- = *-. (Ж.7)
dw ' , 2 ПГ 2"
r// 2
где j\ v— вертикальные значения расстояния и скорости;
л\ vv - горизонтальные значения расстояния и скорости;
/ф, /х,/у. 1/ - эффективный и характерные размеры фрагмента потрем ортогональным осям,
/. - определяется по формуле г^—-—-
сх - коэффициент сопротивления фрагмента в воздухе ( принимается равным 0,2, что
соответствует значению для плохо обтекаемого тела);
рн — плотность воздуха.
Предполагая т{) = рф * /1, где Рф — плотность материала фрагмента, уравнения для
скорости системы (Ж.7) примут следующий вид
dv сх р Г~2 J
Л 2/ф Рф (Ж.9)
dvv
с'х Рв П Г
—^-I-S-VV + W -IV.
А 2/фрф • (Ж. 10)
Решение вышеизложенной линейной системы дифференциальных уравнений
(Ж.9-Ж.10) проводится численным методом Рунге-Кутта четвертого порядка. Зная
зависимости скоростей от времени, интегрированием методом трапеций получаем зависимости от
времени координат вылетевшего фрагмента.
Пример расчета
В качестве примера рассмотрим трубопровод Ду 1400 мм. В соответствии с
требованиями нормативных документов заглубление трубопровода 1400 мм должно быть не менее 1,0 м
от верхней образующей трубы. В расчетах принимается проектное заглубление трубопровода
с возможным отклонением 30 %, т.е. значения 1,3 м; 1,0 м; 0,7 м, что соответствует H/R = 2,86;
2.43; 2,0. В таблице Ж.1 приведены значения скорости грунта (м/с) в момент выброса из
траншеи для давления 7,5 и 12,0 МПа.
Результаты расчетов показывают, что при проектном заглублении трубы диаметром
1400 мм (1 м по верхней образующей) и изменении угла <р от 30 до 60 град, скорость метания
грунта меняется от 74 до 45 м/с.
295

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Та б л и на Ж. 1 - Значения скорости грунта в момент выброса из траншеи
///Л =2.86
///Л =2,43
H/R = 2,0
7,5 М Па
30°
59
74
107
45°
48
59
82
60°
37
45
59
12,0 М Па
30°
77
97
139
45°
63
78
108
60°
49
59
78
Расчеты дальности разлета осколков проводились для масс фрагментов от 1 грамма до
1000 кг в предположении, что фрагменты имеют компактную форму (линейные размеры по
трем ортогональным осям фрагментов равны), плотность грунта равна 2000 кг/м3, а плотность
металла трубы 7800 кг/м3. В таблице Ж.2 приведены результаты расчетов дальности разлета
фрагментов (в метрах) для нормального заложения трубы. В скобках для давления 12.0 М Па и
Ф = 45е приведены результаты при уменьшении глубины заложения трубы (H/R =2,0).
В таблице Ж.З приведены максимальные дальности разлета фрагментов грунта и
оболочки трубы из траншеи (здесь под максимальной дальностью нужно понимать, что не менее
Таблица Ж.2 — Значения дальности метания фрагментов грунта и оболочки трубы из
траншеи (////? = 2,43)
ф
7,5 МПа
30°
45°
60°
12,0 МПа
30°
45°
60° 1
Фрагменты грунта
Г/и = 1 г
/и = 1 кг
\т =1 т
125
247
280
123
220
247
97
180
191
175
393
491
173(230)
368(665)
439(790)
150
268
297
Фрагменты оболочки трубы
\т = 1 г
/и = 1 кг
/и = 1 т
207
273
290
185
242
255
150
219
200
320
465
500
305(440)
425(773)
450(800)
237
283
303
Та б л и на Ж.З- Максимальные дальности метания фрагментов грунта и оболочки трубы
из траншеи
7.5 МПА
H/R = 2,43 (1.0 м)
12.0 МПа
////?= 2,43 (1,0 м)
12,0 МПа
И/Я = 2,0 (0,7 м)
Фрагменты грунта
| /и = 1 г
\т = 1 кг
/и = 1 т
125(100)
220(100)
247(100)
175(140)
368(167)
439(178)
230(184)
665(300)
790(320)
1 Фрагменты оболочки трубы
/и = 1 г
\т — 1 кг
/и =1 т
185(100)
242(100)
255(100)
305(165)
425(175)
450(176)
440(238)
773(319)
800(313)
2%

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
90—95 % фрагментов грунта и оболочки трубы, перемещающихся над поверхностью земли,
окажутся в пределах указанных расстояний). В скобках в таблице указана степень повышения
дальности разлета фрагментов (в процентах) по сравнению с газопроводом «стандартного»
давления 7,5 МПа, числовые характеристики которого принимаются за 100 %.
Как видно из таблицы Ж.З, увеличение энергетического потенциала сжатого газа
разрушенного участка газопровода в 1,6 раза (при 12,0 МПа по сравнению с 7,5 МПа) при одном
и том же заглублении газопровода приводит приблизительно к такому же увеличению
максимальных дальностей разлета фрагментов от места аварии, т.е. можно предположить их
линейную зависимость. Уменьшение глубины прохождения нитки газопровода (см. последний
столбец таблицы Ж.З) приводит к существенному увеличению максимальных дальностей
разлета фрагментов, особенно для крупных фракций как грунта, так и оболочки трубы.
Расчеты движения осколков трубы массой от 0,1 кг до 1000 кг в предположении
компактной формы осколков показывают, что дальности разлета 95 % осколков не превысят
250 м, что несколько превышает результаты анализа статистики разлета осколков при авариях
и связано с принятыми допущениями. В предположении деления трубы длиной 50 м на
3 фрагмента, отсутствия потерь импульса при отрыве фрагмента от основной трубы и учета
аэродинамического сопротивления в предположении равновероятной ориентации фрагмента
по отношению к своей скорости, максимальная дальность разлета (по крайней мере, с 95 %
вероятностью) таких фрагментов не превысит 140 м.
Сравнение с имеющимися экспериментальными результатами представлено для
нескольких имевших место аварийных ситуаций.
Дальность разлета осколков при аварии на газопроводе Валдай - Торжок на
трубопроводе Ду = 1000 мм (см. рисунки Ж.2—Ж.З) при заглублении 1,4 м по оси трубы составил от 40
до 150 м. Металл трубы — 17Г2С. Аналогичная по последствиям авария имела место на
газопроводе Белоусово — Ленинград. Энергетический «эффект взрыва» при авариях на данных
газопроводов составил приблизительно 50 % от «энергии взрыва» трубопровода Д 1400 мм при
давлении 7,5 МПа, что соответствует расчетному значению максимальной датьности 153 м
(средняя 76 м) по предложенной выше модели.
По данным ОАО «Газпром», среднее значение разлета осколков оболочки трубы
Ду1400 мм по транспортным объединениям составило 129,46 м. Из общего количества (85
случаев) аварий только в трех случаях дальность разлета осколков превысила и составила 300 м:
на 350, 400 и 700 м (по одному осколку). При многих авариях осколки (фрагменты) трубы либо
вообще не образовывались, либо оставались в пределах котлована. Расчетная максимальная
дальность (*90 % фрагментов) составила 250 м, средняя дальность - 125 м.
297

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Торжок
разрушившихся труб
Рисунок Ж.2 — Разлет осколков при авариях на газопроводе Белоусово — Ленинград
Зона теплового
воздействия
Куски металла
разрушившихся
труб Хп = 22
Торжок
Направление
ветра
Рисунок Ж.З — Разлет осколков при авариях на газопроводе Белоусово - Ленинград
В Институте геофизики им. СИ. Субботина НАН Украины производилось
искусственное разрушение накладным зарядом конденсированного ВВ отрезка трубы длиной 6 м и диа-
298

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
метром 325 мм при давлении 6 МПа, помещенного в грунт на глубину 0,8 м. Обработка
экспериментов показала, что основная масса оболочки трубы осталась в массиве грунта
(приблизительно 92 %), а в воздухе перемещалось 6 фрагментов трубы. При этом максимальная
дальность разлета фрагментов оболочки составила 84 м (масса фрагмента 8 кг) при средней
дальности разлета шести фрагментов 42 м. Расчеты по предлагаемой методике оценивают
максимальное удаление фрагментов (^90 % фрагментов) на 87 м при средней дальности 43,5 м.
При вязком механизме разрушения оболочки трубы возможно образование только
крупных фрагментов трубы. Дальность разлета крупных фрагментов трубы при проектном
положении трубы не может превысить нескольких десятков метров из-за сильного влияния грунта
на начальную скорость крупноразмерного фрагмента. При непроектном положении
газопровода, обнажении верхней кромки трубы дальность разлета крупноразмерных фрагментов резко
увеличивается и для газопроводов давлением 12 МПа может достигать 500 м.
Ж.2 Разлет осколков и фрагментов наземного оборудования под давлением
Ж.2Л Разлет осколков и фрагментов трубы наземного газопровода
Исходные данные:
Р{) — давление газа в трубе МГ, Па;
/?(), 8 — внутренний радиус и толщина оболочки трубы, м;
рг, роб — плотность газа в трубе и плотность материала оболочки трубы,
соответственно, кг/м3;
L — .длина разрушенного участка, м;
яоск ~~ количество фрагментов, на которые разрывается труба.
Искомые параметры:
y(t) — зависимости от времени вертикальных значений расстояния, на которое
удаляется вылетевший фрагмент, м;
v(t) - зависимости от времени вертикальных значений скорости вылетевшего
фрагмента, м/с;
x(t) — зависимости от времени горизонтальных значений расстояния, на которое
удаляется вылетевший фрагмент, м;
w(t) — зависимости от времени горизонтальных значений скорости вылетевшего
фрагмента, м/с.
Порядок расчета
Рассмотрим разлет фрагментов оболочки грубы или иного наземного оборудования,
находящегося на поверхности земли, т.е. предполагается, что высота над землей небольшая и
не влияет на дальность разлета осколков или фрагментов.
299

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Будем считать, что кинетическая энергия, приобретенная оболочкой разрушенной
трубы или оборудования, составляет г| часть от потенциальной энергии сжатого газа и
определяется соотношением
^l = yVMy.Av, (Ж.1!)
где "'об = 2 • л • /^ • роГ) • 5 • L _ масса оболочки трубы, кг;
Мх = pvkR2{)L - масса газа, кг;
рг роГ) - плотность газа в трубе и плотность материала оболочки трубы, соответственно.
L - длина разрушенного участка;
Р = ~~; - параметр, характеризующий соотношение масс оболочки и сжатого газа.
Уравнение (Ж.2.1) преобразуется в явном виде для скорости фрагмента оболочки трубы
^о=л/2-Р-Л-Л- (Ж. 12)
Альтернативная формула для определения У{)
К =
3-AP-D-K.
0= 2.рп.6-с ' (ЖЛЗ)
где *т =0,5*0,632;
с - скорость звука в воздухе.
АР
По условиям прочности трубы соотношение ^ _ const ТОГда скорость У{) при
фиксированном внешнем диаметре D трубы составляет 150 м/с по формуле (Ж. 1.2) и 165 м/с по
формуле (Ж. 1.3). Для оценочных расчетов рекомендуется принимать У{) = 150 м/с.
Потери энергии сжатого газа на фрагментацию трубы составляет десятые доли
процента от энергии сжатого газа и ими следует пренебречь.
Считаем, что фрагмент трубы имеет следующие характерные значения площади по
трем ортогональным сечениям
'ОС К
С учетом произвольного вращения фрагмента в воздухе в качестве характерной
площади миделя фрагмента можно принять следующие значения
= 5| + S2 + S3 ^
(Ж.15)
ср 3 3
Уравнения движения фрагментов оболочки трубы в воздухе задаются системой уравнений
dy
— = v, (Ж. 16)
dt
300

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
dv
^>^ = ~25ср'Сх"Рв +*2~/^"5,
dx_
dt
■ = w\
dw 1 c /1 2
(Ж.17)
(Ж.18)
(Ж.19)
гдеу, v— вертикальные значения расстояния и скорости;
х, w - горизонтальные значения расстояния и скорости;
сх - коэффициент сопротивления фрагмента в воздухе (сх принимается равным 0,2, что
соответствует значению сх для плохо обтекаемого тела);
рв - плотность воздуха.
Предполагая т0 = рф-^ср , где рф - плотность материала фрагмента, уравнения
Лоск
для скорости (Ж.17) и (Ж.19) преобразуются к виду
dv
сх Рв П 2
-—£_i-°-Vv + w v-g\
dt 21,
I) РФ
Л 2/ф Рф
W.
(Ж.20)
(Ж.21)
Решение вышеизложенной линейной системы дифференциальных уравнений
(Ж.2.10-Ж.2.11) проводится численным методом Рунге-Кутта четвертого порядка. Зная
зависимости скоростей от времени, интегрированием методом тралений получаем зависимости от
времени координат вылетевшего фрагмента.
Пример расчета
Принимаем, что значение сх = 0,2 и отсутствует планирования фрагментов в воздухе,
тогда можно рассчитать максимальный разлет фрагментов оболочки трубы в воздухе (см.
таблицу Ж.4). В нижней строке таблицы в скобках указаны степень увеличения дальности
разлета фрагментов (в %) для газопроводов с давлением 12,0 МПа по сравнению с давлением
7,5 МПа (принимается за 100 %).
Та б л и ца Ж.4 - Максимальные расстояния падения фрагментов оболочки трубы,
лежащей на поверхности земли, от места разрыва (L = 50 м)
Л>1(/>=7,5МПа)
Л>(/» = 12 МПа)
"оск = 1
58
(100)
85
(147)
"пек = 3
139
(100)
203
(146)
«оск=Ю
335
(100)
494
(147)
301

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ж.2.2 Разлет осколков и фрагментов наземного оборудования под давлением
Из консервативных соображений принимается, что кинетическая энергия,
приобретенная оболочкой разрушенной арматуры, емкостного и другого оборудования,
находящегося под давлением газа, составляет половину от потенциальной энергии сжатою газа,
находящегося в них (г| =0,5). Тогда уравнение (Ж.2.2) для скорости фрагментов оболочки
перепишется в следующем виде
Ко^р-диЧ, (Ж.22)
где р - параметр, характеризующий соотношение масс оболочки и сжатого газа;
т — масса газа внутри оболочки;
Аг — удельная потенциальная энергия сжатого газа.
Дальнейшее движение осколков в воздухе проводится по процедуре, представленной
выше в разделе Ж.2.1.
Пример расчета
В качестве примера рассмотрим два типа запорной арматуры и 4 вида сепараторов.
При расчете массы осколков в качестве исходной массы разрушаемого оборудования
для сепаратора принималась масса цилиндрической поверхности сепаратора, для запорной
арматуры - масса корпуса без крышки и привода. Из запорной арматуры рассмотрена
задвижка типа ЗКЛПЭ-75 и шаровой кран типа МА 39096 на Pw = 8,0 МПа. Исходные данные
для расчетов, промежуточные результаты и значения скоростей разлета осколков приведены
в таблице Ж.5.
Та б л и ца Ж. 5 — Исходные данные и результаты расчета начальной скорости осколков при
разрушении запорной арматуры и сепараторов при Р f = 7,4 МПа
Вид арматуры или
емкости
Диаметр, мм
Длина, мм
Толщина стенки, мм
Масса оболочки, кг
ка6'МПа
Объем газа, м1
Масса газа, кг
Соотношение масс, Р
Скорость осколков, м/с
ЗКЛПЭ-75
400
850
-
300
7.4
0,12
7,7
0.0257
96
МА 39096
1000
2360
-
2500
7,4
1.57
100
0,04
121
С-1
2600
14500
64
59100
7,4
70
4480
0,076
167
С-2
2000
14500
62
44040
7,4
45
2880
0,065
154
С-3
2000
700
62
21260
7,4
20
1280
0,06
148
С-4
2000 1
14500
52
36930
6,0
45
2220
0,06
148
302

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ж.З Воздушная волна сжатия при разрыве трубопровода или емкости под давлением
Исходные данные:
Р{) — давление газа в трубе МП Па;
R{) - внутренний радиус трубы, м:
к — показатель адиабаты газа, б/р;
L — длина разрушенной части газопровода, м.
Искомые параметры:
ЛРф — избыточное давление на фронте волны, МПа.
Порядок расчета:
Для расчета параметров волны сжатия при разрыве трубопровода используются
широко применяемые в инженерной практике соотношения М.А. Садовского для сферической
ударной волны ВВ в свободном пространстве (местоположение источника энергии при
наземном взрыве учитывается при определении MTHJ).
Избыточное давление на фронте волны (МПа) определяется по формуле
AD 0,084 0,27 0,7 - п _
A^=-^+-=2-+-=3-; при Л>0,25, (Жв23)
где R — безразмерное расстояние от места разрыва газопровода, определяется по формуле (Ж.26).
Импульс положительной фазы сжатия (КПа • с)
М2/ъ
1+= |дрф(/).Л = 0,4—ШТ. (Ж.24)
о
Период положительной фазы сжатия (с)
т+=1,5.10"3-А/}/|$т->/л. (Ж.25)
Безразмерное расстояние определяется по формуле:
Л=—~, (Ж.26)
/WTHT
где R — расстояние от места разрыва газопровода до точки, в которой необходимо определить
величину избыточного давления реципиента, м;
Млт - тротиловый эквивалент, кг, газа, участвующего в образовании волны сжатия,
определяется по формуле (Ж.27).
303

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Для полусферической (коэффициент 2) волны давления имеем массу (кг) «тротилово-
го эквивалента» в виде
Мтт =l9-iv—*-, (Ж>27)
где 11 - коэффициент энергии, затрачиваемой на образование ударной волны, определяемся
из соотношения (Ж.30);
£, — энергия газа, Дж, участвующего в аварии;
Qim -удельный тепловой эквивалент тротила на единицу массы, принимается равным
Gim =4.24- 106дж/кг.
Значение массы газа Мг кг, участвующего в образовании первичной ударной волны,
определяется формулой
Mi =J-rf02-P0"ZDaiP' (Ж.28)
где d{) - внутренний диаметр трубы, м, определяется из данных о технологических параметрах
газопровода;
р0 - плотность газа в трубе перед аварией кг/м3, L — люпина разрушенною участка
трубопровода, м.
Энергия газа Ег Дж, заключенного в участке трубопровода длиной L ,
рассчитывается по формуле
izRJ(P0-Pd) f
Ei= j^—^ ViP.- (Ж.29)
где /?0 - внутренний радиус трубы, м;
Р{) — давление в месте разрыва газопровода. Па;
Р — атмосферное давление, Па, принимается равным 101300 Па;
к - показатель адиабаты газа, б/р;
L - длина разрушенной части газопровода, м.
Поданным Московского государственного строительного университета (МГСУ), |291
для учета затрат энергии на образование воронки в грунте для «наземного взрыва» при
расчете эквивалентной массы конденсированного ВВ необходимо вводить поправочный
коэффициент г|. равный: для слабо связанных средних грунтов - 0,65: для плотных суглинков и
глин — 0,8.
Коэффициент энергии, затрачиваемый на образование ударной волны
(0,65-для слабосвязанных и средних грунтов
11 = 1ло (Ж.30)
(0,8-для плотных суглинков и глин. v 7
304

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Пример расчета
Результаты расчетов, представленные на рисунке Ж.4 и в таблице Ж.6,
свидетельствуют о том, что возникающая при разрушениях газопроводов воздушная волна сжатия не
представляет прямой угрозы для жизни человека, оказавшегося даже в непосредственной
близости (>50 м) от центра разрыва, и не способна вызвать какие-либо (за исключением
разрушения стекол) повреждения зданий и сооружений, расположенных за пределами существующих
нормативных разрывов. Тротиловыи эквивалент первоначального расширения сжатого газа
изменяется от 670 кг (Р= 7,5 МПа) до 1270 кг (Р= 12,0 МПа).
0,01
0,008
а
| 0,006
5
о 0,004
| 0,002
0 200 400 600 800 1000
Расстояние от места аварии, м
Рисунок Ж.4 — Изменение избыточного давления ВУВ от расстояния от места аварии
Таблица Ж. 6 - Значения избыточного давления (МПа) на фронте воздушной ударной
волны, возникающей при разрушениях газопроводов Ду 1400 мм
Рабочее
давление.
МПа
15,0
12.0
10.0
7,5
Расстояние от «центра» разрыва, м
50
0,0420
0,0380
0,0332
0,0276
100
0,0127
0.0124
0,0118
0,0102
150
0,0079
0,0075
0,0070
0,0061
200
0,0056
0,0053
0,0049
0,0044
250
0,0044
0,0041
0,0038
0,0034
300
0,0037
0.0034
0,0031
0,0028
305
п
1
Л|5МПа
12 МПа
/ /
10 МПа
/
7 5 МПа

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ж.4 Воздушная волна сжатия при воспламенении газовоздушной смеси на открытом
пространстве
Исходные данные:
С— концентрация горючего газа в смеси, кг/м3;
СС1 - стехиомегрическая концентрация газа в смеси с воздухом, кг/м3;
q - теплота сгорания горючего газа, МДж/кг;
Pd — атмосферное давление, Па;
R - расстояние от центра облака, м;
а — скорость звука в воздухе, м/с.
Искомые параметры:
АРф - избыточное давление на фронте взрывной волны. Па;
1+ - импульс фазы сжатия, бар • м - с.
Порядок расчета
Для расчета параметров воздушной волны сжатия в качестве исходных данных
используются результаты моделирования эволюции облака опасного вещества и расчета
пространственно-временного распределения концентрации газовоздушной смеси при промышленных
авариях (приложение Ж.7).
Горение газовоздушной смеси может происходить в двух режимах — детонационном и
дефлаграционном. Типичные профили взрывных нагрузок представлены на рисунке Ж.5.
ЛРф, кПА
10
о
-10
-20
0 10 20 30 40 50 60
ЛЛ}, кПА ^мс
Л
J\
л
V/-
—
б)
0 10 20 30 40 50 60
Г, МС
а) при дефлаграции газовоздушной смеси - волна сжатия и волна разрежения;
б) при детонации газовоздушной смеси - ударная волна и волна разрежения
Рисунок Ж.5 — Типичные профили взрывных нагрузок
^
л
\
У
а)
306

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Детонационное горение
Для расчета параметров воздушных ударных волн при детонации газовоздушной смеси
рекомендуются следующие эмпирические соотношения
1п(/>х) = -1,124-1.66-(1п(Лх)) + 0,26 (1п(/?х))2, (Ж31)
1п(/х) = -3,4217-0,898(1п(/?х))-0,()096-(1п(У?х))2, (Ж.32)
_ АЯф д. Г _ R
Яа ' * 10(£-Яа2),/г " <£//>а)1/3'
Е- эффективный энергозапас газовоздушной смеси, МДж, определяется по соотношению
М-а. С<С„
(Ж.ЗЗ)
Е =
M-q^-, C>C„,
где С — концентрация горючего газа в смеси, кг/м-,
3.
Сст — стехиометрическая концентрация вещества в смеси с воздухом, кг/м ,
<7 — теплота сгорания горючего газа, МДж/кг;
Л/ — масса газа, кг.
Для паров СУГ: ? - 44,0 МДж/кг; Сст * 3,5% об.
Зависимости (Ж.31, Ж.32) справедливы для значений /?х больших R = 0,2 и меньших
R — 24, в противном случае величина Рх полагается равной 18, а в выражение (Ж.32)
подставляется /?х = 0,142.
При расчете параметров взрыва облака, лежащего на поверхности земли, величина
эффективного энергозапаса удваивается.
Дефлагранионное горение
Основными факторами поражения для человека и оборудования при импульсном
лефлаграционном горении газовоздушных облаков являются: фронт пламени; избыточное
давление в воздушной ударной волне и импульс положительной фазы сжатия. Причем
конкретные значения этих параметров в значительной степени зависят от режима дефлаграцион-
ного горения газовоздушной смеси.
Режим дефлаграционного горения определяется по специальной экспертной
таблице, в которой топлива, способные к образованию горючих смесей с воздухом,
разделены на определенные классы по чувствительности к инициированию взрывных
процессов (таблица Ж.7).
307

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Та б л и на Ж. 7 - Классификация горючих смесей по степени чувствительности
Класс 1
Особо чувствительные
вешества (размер
детонационной ячейки
менее 2 см)
аиетилен
винилацетилен
водород
гидразин
изопропилнитрат
метилацетилен
нитрометан
окись пропилена
окись этилена
этилнитрат
Класс 2
Чувствительные
вешества (размер
детонационной ячейки
лежит в пределах от 2 до
10 см)
Акрилонитрил 1
акролеин
бутан
бутилен
бутадиен
1,3 пентадиен
пропан
пропилен
сероуглерод
Этан
этилен
эфиры:
- диметиловый
- дивиниловый
- метил бутиловый
ШФЛУ
Класс 3
Средне чувствительные
вешества (размер
детона-ционной ячейки
лежит в пределах от 10
до 40 см)
Аиетальдегид
ацетон
бензин
винилаиетат
винилхлорид
гексан
генераторный газ
изооктан
метиламин
Мети л ацетат
метилбутил ке кетон
М ети л г i роп ил кетон
метилэтилкетон
октан
пиридин
сероводород
спирты:
- метиловый
- этиловый
- пропиловый
- амиловый
- изобутиловый
- изопропиловый
- циклогексан
- этил форм иат
- этилхлорид
-СПГ
Класс 4
Слабо чувствительные
вешества (размер
детонационной ячейки
больше 40 см)
Аммиак
бензол
декан
дизтопливо
о-дихлорбензол
додекан
керосин
метан
метилбензол
Метил меркаптан
метилхлорид
Нафталин
окись углерода
фенол
хлорбензол
этилбензол
Геометрические характеристики окружающего пространства также разделены на
несколько классов в соответствии со степенью их потенциальной опасности (степенью
загроможденное™) (таблица Ж.8).
В зависимости от типа вещества и степени загроможденное™ пространства
экспертная таблица Ж.9 позволяет определить наиболее вероятный режим импульсного
превращения смеси.
Ниже приводится классификация импульсных режимов превращения топливно-воз-
душной смеси по диапазонам изменения скоростей распространения фронта пламени
(таблица Ж. 10)
308

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и на Ж. 8 — Классификация окружающего пространства
Класс I
Наличие длинных труб, полостей, каверн, заполненных горючей смесью, при сгорании
которой возможно ожидать формирование турбулентных струй продуктов сгорания с
размером не менее трех размеров детонационной ячейки данной смеси. Если размер
детонационной ячейки для данной смеем неизвестен, то минимальный характерный
размер турбулентных струй принимается равным 5 см для вещества класса I; 20 см -
дня вещества класса 2; 50 см - лля вещества класса 3; и 150 см - для вещества класса 4
Класс 2
Сильно загроможденное пространство: наличие полузамкнутых объемов, высокая
плотность размещения технологического оборудования, лес, большое количество
повторяющихся препятствий
Класс 3
Средне загроможденное пространство: отдельно стоящие технологические установки,
резервуары ый парк
Класс 4
Слабо загроможденное и свободное пространство
Табл и иа Ж . 9 — Экспертная таблица определения режима импульсного превращения
Класс смеси
1
2
3
4
Класс окружающего пространства
1
1
1
2
3
2
1
2
3
4
3
2
3
4
5
4
*>
J
4
5
6
Таблица Ж. 10 — Классификация режимов горения
Класс 1
Класс 2
Класс 3
Класс 4
Класс 5
i Класс 6
Детонация или горение со скоростью фронта пламени 500 м/с
Дефлаграния, скорость фронта пламени 300 — 500 м/с ,
Дефлаграция, скорость фронта пламени 200 - 300 м/с
Дефлаграция, скорость фронта пламени 150 — 200 м/с
Дефлаграция, скорость фронта пламени определяется соотношением uf = к{ • М1/6,
где /с, - константа, изменяющаяся в диапазоне от 35 до 43, М - масса топлива,
содержащегося в облаке горючей смеси, кг
Дефлаграция, скорость фронта пламени определяется соотношением uv — к*>- М1/6,
где к2 - константа, изменяющаяся в диапазоне от 17 до 26
В случае дефлаграционного горения облака газовоздушной смеси к параметрам,
влияющим на величины избыточного давления и импульса положительной фазы, добавляются
скорость видимого фронта пламени и степень расширения продуктов сгорания
4 v-i 1| u,sj и,14 |
~й рГ\9 <ж-34)
'х =
R
309

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
/х =
WF
V v
1-0,4
у-П
v J
Uv
'о.Об 0,01 0.0025^
4 —--
V*x
/?
Я
з
У
(Ж.35)
где v - степень расширения продуктов сгорания (для газовых смесей принимается равной 7;
для гетерогенных смесей принимается v = 4.
Последние два выражения справедливы для значений У?х > R = 0,34, в противном
случае вместо R в соотношения (Ж.34, Ж.35) подставляется величина Я .
После определения безразмерных величин давления и импульса фазы сжатия
вычисляются соответствующие им размерные величины
ЬР*=Р*-Ра, (Ж.36)
L=-
10- /v. />2/3.£,/3
(Ж.37)
Ключевым параметром для расчета характеристик ударных воздушных волн во всех
приведенных расчетных соотношениях является масса реагирующей топливно-воздушной
смеси М, величина которой определяется из решения задачи распространения
взрывоопасного облака в соответствии с расчетным распределением концентрации в момент
инициирования воспламенения (приложение Ж.7).
Пример расчета
В качестве примера расчета на рисунке Ж.6 приведена зависимость максимального
давления в волне сжатия в зависимости от скорости пламени при дефлаграционном горении
в атмосфере.
Д/U, кПа
70
50
30
10
50
70
90
110
130
150
170
190
210
230
240
w, м/с
Рисунок Ж.6 - Зависимость максимального давления в волне сжатия в зависимости
от скорости пламени при дефлаграционном взрыве в атмосфере
310

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ж.5 Тепловой поток с поверхности пламени
Исходные данные:
(о — относительная влажность воздуха, %. определяется из метеорологических данных;
Д.- характерный размер источника выброса газа, м;
Р 0 - рабочее давление, МПа;
л' — расстояние от источника излучения тепла до реципиента, м.
Искомые параметры:
£г — интенсивность излучения с единицы поверхности («внешней оболочки») пламени.
кВт/м2;
ф(х, у) — геометрический фактор или так называемый угловой коэффициент облучения
единичной площадки;
v — коэффициент поглощения теплового излучения атмосферой, выражаемый, как
правило, в виде v = я-0,12 • lg(r) (/* — расстояние от источника горения, м; 0,92 < а < 1 —
коэффициент, зависящий от относительной влажности воздуха);
q(x,y) — поток теплового излучения на единицу площади облучаемого объекта, кВт/м2.
Порядок расчета
Для получения инженерных оценок воздействия теплового потока от пламени пожара
при аварии на магистральном газопроводе или конденсатопроводе рекомендуется
использовать подход, основанный на представлении пламени в виде геометрических поверхностей
второго порядка, для которых вычислены аналитические выражения интегралов по поверхности.
Величина потока тепловой радиации q, воспринимаемой наземным объектом на
расстоянии «а» от «центра» горения, пропорциональна выражению
q*——* ' (Ж.38)
Показатель степени п зависит при этом от общих размеров и конфигурации пламени
(от углового коэффициента облучения объекта) и варьируется в пределах l-s-2.
Из (Ж.38) следует, что для сопоставимых условий справедливо соотношение
Я2~ Ъ
1 D ^
V лэф2;
(Ж.39)
Иначе говоря, увеличение диаметра газопровода, например, с 700 мм до 1 400 мм и
рабочего давления с 5,5 МПа до 7,5 МПа, приводит к возрастанию уровня теплового
воздействия пожара на наземные объекты в 4—5 раз и более.
311

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Расчет радиационного теплового воздействия пожаров на газопроводах на
прилегающие объекты q (л\у) проводится по формуле
q(x,y)=Ef -vcp(x,y), (Ж.40)
где v - коэффициент поглощения излучения атмосферой;
£f- интенсивность излучения с единицы поверхности пламени, кВ/м2;
*г=%^ (Ж.41)
5ф - площадь излучающей поверхности, м2;
Си11 — поток теплового излучения, определяемый как часть общего тепловыделения
факела (Qa), кВ/м2*
Сизл =С?ф-П* (Ж.42)
где г| — коэффициент излучения в окружающее пространство, зависящий от динамики
смешения газа с воздухом, т.е. от скорости истечения газа и(), м/с.
Для случая горения свободных настильных струй рассчитывается по соотношению
•rj = 0,11 +0,21 е"(Ш)323У (Ж.43)
Для расчета коэффициента излучения в окружающее пространство в случае «пожара в
котловане» следует использовать для г| следующее приближение
Й-0,25. (Ж.44)
Для случаев «струевого пламени», имеющих место при авариях на газопроводах с
формированием газовых струй со звуковыми скоростями истечения газа (^400 м/с), величина г|
изменяется в диапазоне 0,15—0,2.
Значение удельной интенсивности излучения пламени Ef не может превышать
200 кВ/м2 для горения струи газа, 170 кВ/м2 для случая пожара в котловане и 150 кВ/м2 для
горения конденсата, нефти и продуктов ее переработки. Если расчеты по формуле (Ж.41)
дают более высокие значения £f, то для последующих оценок теплового излучения,
воспринимаемого объектом-приемником, следует использовать для ^максимально возможное
значение 200 кВ/м2( соответственно для конденсата 170 кВ/м2).
Коэффициент поглощения излучения атмосферой (в основном парами воды) определяется как
v = <7-0,121g(r), (Ж.45)
где г— расстояние от источника до облучаемого объекта, м;
а - коэффициент, зависящий от относительной влажности воздуха w %. определяется по
таблице.
312

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Относительная влажность воздуха, и>
Коэффициент «а»
0,2
1,0
0,5
0,96
1,0
0,92
Относительная влажность воздуха w определяется из метеорологических данных.
В общем случае угловой коэффициент облучения ф(л%;0 является геометрической
характеристикой и зависит от взаимного расположения и формы поверхностей источника
излучения и объекта. Угловой коэффициент облучения единичной площадки Т7, от факела с
видимой поверхностью F2 имеет следующий вид
Ф
rCosprcosp2 ,г
= I 7 'dF\* (Ж.46)
к ^
где F, - излучающая поверхность факела, видимая со стороны облучаемой площадки;
(3j - угол между нормалью к поверхности факела F{ и направлением на облучаемую площадку F2\
Р2 - угол между нормалью к облучаемой площадке F2 и направлением на излучающую
поверхность факела F}:
г— расстояние между поверхностью факела Fx и облучаемой площадкой F2,
В общем случае, когда поверхность пламени F{ является объемной и произвольно
ориентированной по отношению к поверхности облучаемой площадки F2, интегрирование
выражения (Ж.46) производится обычно численно. Интеграл (Ж.46) является интегралом по
поверхности Fp т.е. сводится к вычислению двукратного интеграла.
Лая того чтобы вычислить численно интеграл (Ж.46), необходимо всю поверхность
факела разбить на элементарные площадки AF-(c\\. рисунок Ж.7), тогда приближенное
значение интеграла вычисляется по формуле
N М
i=i н
где yj- - подынтегральная функция, вычисляемая для каждой элементарной площадки Д/^,
расположенной на поверхности факела.
Пример такого разбиения для конической поверхности приведен на рисунок Ж.7.
^cosPj -cos(32 )
fu =
n-r2
(Ж.48)
где Pi и р2 — углы между нормалью к соответствующей поверхности и направлением излучения;
г — расстояние между Fx и F2 вдоль направления излучения.
Для вычисления значения ф(х,у) в конкретной точке с координатами (х,у) требуется
численное интегрирование элементарных коэффициентов излучения с объемной
поверхности по соотношениям Ж.47-Ж.48.
313

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Рисунок Ж.7 — Схема аппроксимации усеченного конуса пламени
факела усеченной пирамидой
Для получения инженерных оценок при расчете углового коэффициента
рекомендуется использовать аппроксимацию поверхности пламени следующими приближениями:
- плоскими фигурами (прямоугольник, треугольник, круг);
- сферой;
- лежащим полуцилиндром;
- прямым или наклонным цилиндром;
- полным и усеченным вертикально стоящим конусом.
Для вышеупомянутых поверхностей F{ и специальным образом ориентированных
поверхностей F2 получен ряд аналитических выражений коэффициента <р, которые
рекомендуется использовать при оценках тепловых полей вокруг аварийных факелов на трассе
трубопровода.
а) Излучатель в виде плоской пластины.
Плоский излучатель разбивается на две части, как показано на рисунок Ж.8. Для
каждой из частей расчет ведется по нижеприведенным формулам. После чего результат
суммируется.
314

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ФГ =— Jarctg( —)- Ах Avarctg(^)l + —brctg(—)- ^x2-arctg( A2) к
2тг \ х] J 2я( х2 J
Фв = т-1 Mi •arctg(/4,) + -!-arctg( Я,) + —\ /?2/i2-arctg( Л2) + т^агс1ё( вт) Ь
2л [ Л, J 2п | А2 J
/»,=-
л-, = -—; Л?
Л А"
; х2 = —-\ Л,=
Ч|>|
1
42
^(Л,2+А-,2)
**>•
(Ж.49)
Рисунок Ж.8 — Модель излучателя в виде плоской пластины
б) Сферический излучатель;
Рисунок Ж.9 - Модель сферического излучателя
Угловой коэффициент излучения от сферы для произвольно ориентированных
площадок-приемников излучения ф рассчитывается по формулам.
В случае ^ - т~Р , когда сфера полностью видима
Ф =
fr*
\* J
cosG.
(Ж,50)
315

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
я
В случае ^ - т ~ Р , когда сфера не полностью видима,
X 1
где хт = — ,
г
г— радиус шара, м;
X - расстояние от приемника до центра шара, м;
0 — угол ориентации площадки приемника (угол между нормалью к площадке приемника
и радиус-вектором от площадки к центру шара).
Л2
1 1
Ф = arcsm
2 тг
fiFi
xrsin6
I
7LV
. 2
cos0cos(-
■я-
I cosB)-
(Ж.51)
7LVrfc
в) Излучатель в виде лежащих полуцилиндров;
Угловой коэффициент ф для одиночного настильного факела может быть рассчитан
аналитически, если принять, что излучающая поверхность факела аппроксимируется боковой
поверхностью полуцилиндра, лежащего на поверхности земли с характерной длиной
0,2 Imax < х < 0,8 Атнч и радиусом R ^ 0,15£тах, где 1|ШХ = 1,25 L^. При консервативных
оценках длина полуцилиндра может быть принята равной 1,25 L^.
В этом случае форма пламени имеет вид лежащего на земле полуцилиндра, который имеет
три излучающие поверхности: две концевых поверхности, через которые проходит ось цилиндра,
Место аварии
газопровода
Рисунок Ж. 10 - Модель излучателя в виде двух полуцилиндров
316

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5С) и SC2, и боковую поверхность Sy Вблизи места аварии размещаются два полуцилиндра,
каждый из них аппроксимирует тепловое излучение от соответствующего пламени факела.
Расчет угловых коэффициентов излучения проводится для точек поверхности земли
расположенных на лучах Л,... Л 6 от боковой поверхности пламени, на лучах Л С, и Л С2 от
торцевых поверхностей цилиндра. Лучи Лр Л3, Л4 и Л6 проводятся по нормали к оси цилиндра
через боковую поверхность цилиндра, лучи Л2 и Л5 - по нормали к оси цилиндра на
половине его длины. Лучи ЛС) и ЛС2 проводятся по оси цилиндра в направлении от торцевых
поверхностей, начало этих лучей лежит на торцевых поверхностях цилиндра.
Для лучей Л ,...Л6 угловой коэффициент излучения от лежащего полуцилиндра для
вертикально ориентированных площадок-приемников излучения срп и для горизонтатьно
расположенных площадок ф,-, на поверхности грунта рассчитывается по формулам
Фв
1
2тгЯ,
arctg
к
InH,
2л
arctg
arctg
\W^
Ц ■ arctg
L2 • arctg
+ ' ,' '-• arctg
IVTTTTiJ' 2-Vavz
1 v, + , - i- arctg
m-\)-xl}
Kh2-\)-x2s
|(//2+l).Z2-
Lx2 + Hx2-\
arctg
\{Hx-\)-Xx
lV(//, + i)-z,j
1
+—
In
#7 =
arctg
\H2-\
V+^2
Jx^ti
• arctg
(H2-\)-X2
{i(H2+\\z2
X
Ж В
A*
■Л
R
^,X]=(H] + \)2 + L]\Z] = (H]-\)2+Ll\
(Ж.52)
Л
h
ЭКВ
Л,
-,X2 = (H2 + \)2+ L22,Z2 = (H2-\)2+ L2\
Z)
эф
где /?JKB — эффективный диаметр факела пламени, определяется по формуле /?ЭКм
расстояние по горизонтали от оси цилиндра до места расположения приемника излучения, м;
Z-ф) - длина полуцилиндра пламени с одной стороны от луча, проведенного по нормали к
оси цилиндра, м;
1ф2 - длина полуцилиндра пламени с другой стороны от луча, проведенного по нормали к
оси цилиндра, м.
Для лучей ЛС| и ЛС2 расчет угловых коэффициентов излучения при х > /?экв
проводится по формуле (полуокружность для точек, лежащих на оси)
( \
1
Ф = —
я
arctg -
Я,
v2 + /?2
(Ж.53)
317

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
В силу симметрии течения расчеты удобно проводить только для точек,
расположенных на лучах Л,, Л2 и ЛС1. Для луча Л, имеем 1ф| = 0 и £ф2 = 0,8 ■ /.,.. Для луча Л2 имеем
*•<!>! = '-ф2 =0^4 ' LB- Результаты, полученные для луча Л,, легко переносятся на лучи Л3. Л4 и
Л6; результаты для луча Л2 - на луч Л5; результаты для луча ЛС| - на луч ЛС2.
На поверхности земли под нижней поверхностью полуцилиндра предполагается прямой
огневой контакт с пламенем при тепловых нагрузках на поверхность объектов не менее 200 кВт/м2.
Расчет угловых коэффициентов от второго настильного факела и дальнейший расчет
тепловых потоков в противоположном направлении от места разрыва газопровода строится
аналогичным способом.
г) Излучатель в виде наклонного цилиндра, стоящего на горце.
Рисунок Ж.11 - Модель излучателя в виде наклонного цилиндра
Угловые коэффициенты облучения от пламени в виде наклонного цилиндра для
вертикальной фп и горизонтальной <рг единичных площадок на поверхности грунта на удалении х в
направлении по ветру от центра нижней поверхности цилиндра (точка А, рисунок Ж.11)
рассчитываются по формулам
A-cos 6 1 I-cosG
Я
(//-IsinO) {
tg
Н
(И- L sinO)
Я + 1
X-2-Н-{1+L-sinQ)
JX -2- L-{H + \)-s\nQ-JZ-2- L-(H-\)-sin9
•arctg
cos 9
X-2-L-(H-\)-s\nQ \H-\
Z-2L(H-\)s\ne V//41
Vi+(#2-i)-cos2e
arctg
L-H-jH2-\)-sinQ
[^H2-l-yll-¥(H2-iycos2B
+arctg
(//2-l)sinG
{\1н2-\,]\ + (Н2-\)-со$2в
318

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ф,-=-
arctg
7Г\)
н + \
sinO
(1 + (Я2-1) cos26)
)<л
trctg
L H-(H^ -I) sine
\
+ arctg
I t — ' ««^^ j I
vVtf2-l-Vl+(#2-l)-cos2eJ {\1Н2-\ф + (Н2-\)со<>2в
(Я2-I)-sinO
X-2-(H + \+L-H-smt3)
у/Х-2- L (Я + I)-sinG -yjZ-2- L-(H-\)-sinG
•arctg
/Ar-2-Z.-(A/ + l)-sin-G \H-\
Z-2-Z.-(//-l)-sin0 \H + \
(Ж.54)
H=2-±.L=2{L[~L2\x = (H + \)2+L2,Z=(H- 1)2+/Л
Наклонный цилиндр в направлении, перпендикулярном к плоскости наклона
Фв="
т
L sin 6cos6
2(//2-/2sin20)
In
H2 + L2-\-2L
\Гн:
H
-sinG
H + L -1 + 2Z. - sin(
Я
cosO
arctan
arctan
LH
Ш-
+ sine
1
yJH2 -sin2G
+ arctan
1Я
Л^
sine
V^2-sin2e
Jh2 -s\n2e
2Z.Я cose
yl H2 + L2 sin2 0
H-\
H + \
LH cosG
H2+L2+\
\lH2 + L2sin26 <J«H2 + L2 + \)2-4(H2 + L2sin26)
arctg
f i^ii)VO_2Z.Sine
л/Я+l
7(Я2 + /.2 + 1)2-4(Я2+£25т2е)
' {L2+(H+l)2)slH-\
+arctg
УЯ + 1
+ 2Z.sin6
>/(//2 + L2 + l)2-4(/y2+Z.2sin2e)
319

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
2л
2 arctg
Н
№
IsinG
=.-i-sin9
arctg
fir-
1
1«Я + 1.' V#2-sin20
n/я7^
-2arctg
sin'0
sin 0
-arctg
sinO
V//2-sin20
V#2-sin2eJ
(//2 + Z.2-l)
V(#2 + I2 -l)2 -4(//2 + L2sin20)
' (i2+(// + .)2)V77rr._2/_sin0 ^
arctg
V// + 1
^(H2 + L2+\)2-4(H2i L2sin20)
+arctg
<^i"±i>V«n+2isine л
Уя + i
V( //2 + A2 +1)2 -4(//2 + A2 sin2 G)
н=^л = 2(Ц~^\х = (Н + \)2+12.г=(Н-\)2+ь\
a
•*t>
D
яЬ
где 0 - угол отклонения оси пламени (цилиндра) от вертикали под действием ветра,
рассчитываемый по формуле
cos 6:
1 при U*<1
-0,5
где </.=»;
(mgDJ{
ч-1/3
и;™ при и, > i
(Ж.56)
'S •"■*!>
а - средняя в пределах высоты пламени скорость ветра, м/с;
т - массовая скорость поступления топлива в зону реакции с единицы поверхности очага
горения, кг/м2 • с;
р - плотность паров топлива при температуре поверхности раздела фаз (можно принимать
равной плотности газа при нормальных условиях), кг/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
D . - эффективный (видимый) диаметр очага горения, м.
320

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
<Рь
При отсутствии ветрового воздействия, т.е. при 0 = 0
L(X+Z)
л/У
arctg
arctg
я + Г
н~\
- L arctg
■и
L2 + H2-\
>1Н- ^
slH+\ Г 2-y/X-Z
arctg
' /("//-1)- А-Л
(Я+DZ
7AZ
•arctg!
(//-I)-A'
Я
D
-.£ = ■
2/.л
lj<fl +') z J
Д„
-,А' = (Я + 1)2+ L-,Z=(H -\)- + Ll.
(Ж.57)
Значения <рв и ф, при 0 = 0 можно получить как частный случай общего решения.
Пример расчета
Расчет величины Ф,шх = \J^ + ф|", для различных значений 0 (с подветренной и
наветренной сторон) и характерного отношения L./D., = 3 показан на рисунке Ж. 12. а при 0 = 0
для вертикальной единичной плошадки - на рисунке Ж. 13.
0,50
0,20
0,10
0,05
Рисунок Ж. 12 - Угловой коэффициент облучения единичной плошадки на уровне
поверхности земли от наклонного цилиндра (Яж = D.J2)
321

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
0,001
2 3 4 7 10 20
50 100
Рисунок Ж. 13 — Угловой коэффициент облучения единичной вертикальной площадки
от вертикального цилиндра
322

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
В тех случаях, когда необходимо рассчитать тепловое воздействие пламени не на
поверхность грунта, например на стену или крышу какого-либо производственного здания,
необходимо учитывать эффект оптического затенения. Для случая, показанного на рисунке
Ж. 12, соответствующий коэффициент облучения для горизонтальных плошалок крыши,
например для точки Б, рассчитывается по формуле (Ж.54) с L = Lr
Для вертикальных поверхностей стены (например, узла сопряжения с крышей)
фв =ф(/о) + Ф (Ц).
Верхние индексы (+ и -) означают соответственно наклон пламени в сторону
единичной площадки и от нее.
В качестве иллюстрации на рисуноке Ж. 14 представлены рассчитанные распределения
тепловых потоков на уровне поверхности земли для сценария горения «пожар в котловане» на
газопроводах^ 700 мм и Д 1 400 мм (на конец 1-й мин от начала разрыва и воспламенения
газа) в неподвижной атмосфере. Расчет проводился для случаев с разными соотношениями
120
100
80
40
0
100
> 80
BQ
i бо
&
о
ё
о
т
о
с
О
CQ
О
Г \
V
V
ч
4
40
20
0
100 200 300 400 500
Расстояние от места разрыва, м
\ 1
\
\
чГ"
= 4
50
100
150 200 250
Расстояние от места разрыва, м
А - Ду, 1 400 мм, 1С = 7 000 кг/с; Б - Ду 700 мм, 1(7=1 300 кг/с
Рисунок Ж. 14 — Распределение теплового потока на уровне поверхности земли при пожаре
на газопроводе при сценарии горения «пожар в котловане»
323

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
д) Излучатель в виде усеченного вертик&аьно стоящего конуса;
Рисунок Ж. 15 - Модель факела в Рисунок Ж. 16 — Модель факела в виде
виде усеченного конуса полного конуса
Расчет углового коэффициента излучения при действии на горизонтальную площадку
(плоскость и конус пересекаются) производится по формуле
sinp |,| l + tgzB I 1
Фг
-arclg
l + tgzp
'p2-sVP
+ —arctg
я
p-s-tgP
p+jr-tgp J
1
(h-s)2tg2p~p2-h2
7rV((/'-i')2tg2p + p2 + /72)2-4P2(/l-5)2tg2p
/
•arctg
[ V«Л-5)tgp-p)2 + Л2 (p-s-tgP)J
(Ж.58)
Расчет для полного конуса (плоскость и конус не пересекаются) производится по формуле:
Фг = —arctg
71
-arctg
(p + a-tgp)
f(p--s-tgp)
I
sinp
arctg
l + tg2p
lp2-52.g2p
arctg
|p2-52tg2P
p-^tgp
fp + 5-tgP
(/»-5)2tg2p-p2-/?2
n yj((h-s)2tg2p + p2 + h2)2-4p2(h-s)2lg2p
•arctg
/ kh- 5)tgp+P)2+/?2 (p+^tgp7A
|((/7-5)tgp-P)2 + /»2 (p-5tgp)
(Ж.59)
324

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Ж.6 Методика расчета формы и излучающей способности поверхности пламени пожара разлития
Исходные данные
V — объем вылившегося продукта, м3;
6 - толшина слоя разлития, м;
Р - периметр разлития, м;
S - плошадь поверхности разлития, м2;
w — массовая скорость выгорания с поверхности, кг/(м2 • с);
ув - плотность воздуха, кг/м3;
W{) — скорость ветра, м/с;
уп - плотность паров топлива при температуре поверхности раздела фаз (для
сжиженных газов - при температуре кипения при атмосферном давлении), кг/м3;
р — плотность жидкой фазы вылившегося вещества, кг/м3.
Искомые параметры:
D — эквивалентный диаметр очага горения, м;
/Г — радиус основания пламени с подветренной стороны пламени, м;
/.ф - длина видимой части пламени, м;
q - удельный тепловой поток от пламени, воздействующий на объект, КВт/м2.
Порядок расчета
Методика расчета характеристик горения поверхности разлива включает следующие
основные положения и эмпирические соотношения:
а) процесс горения предполагается стационарным при постоянной скорости
поступления паров углеводородных жидкостей т (кг/м2 • с) с единицы поверхности в зону горения;
б) скорость выгорания жидкостей определяют экспериментально.
Для наиболее часто встречающихся в практике веществ при диаметрах разлива от 10 м и более
рекомендуется использовать значения массовой скороаи выгорания, представленные в таблице
Ж.11.
Та б л и на Ж.11 — Массовая скорость выгорания
Вещество
СНГ
спг
Бутан
Гексан
Гептан
Бензол
Бензин
Керосин
| Метанол
| Этанол
w, кг/(м2 • с)
0,099
0,078
0,078
0,074
0,101
0,085
0,055
0,039
0,015
0,015
Примечание - значения т не зависят от диаметра разлития при турбулентном режиме горения.
325

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
в) эквивалентный диаметр разлива /)экв (м) при известном объеме вылившегося
продукта и толщине слоя разлития рассчитывается по формуле
Д*н =
4К
я-5
(Ж.60)
или при известной площади поверхности разлития и периметра разлития
определяется по следующей формуле
^кв=4'5разл/Л*плч (Ж.61)
где V- объем вылившегося продукта, м3;
5 — толщина слоя разлития, м;
Р 31 - периметр разлития, м;
S л - площадь поверхности разлития, м2.
Данные формулы можно использовать как для круговой формы, так и для случая
разлития в форме прямоугольника при условии, что значение отношения большей стороны к
меньшей составляет не более 2.
г) Длина /ф видимой части пламени определяется гидродинамическими факторами и
рассчитывается по эмпирической формуле Томаса
ьф
а
:42
ЭКН
т
'*V*A
(Ж.62)
экн )
или с учетом влияния ветра на скорость сгорания, и, следовательно, на длину пламени
/ \
( л0,67
-Ф
D
= 55
JkB
т
Ув
л/^Акв J
-(U.){12\U.:
wt
о
'"£Джп
Уп
(Ж.63)
где т — массовая скорость выгорания с поверхности, кг/(м2 * с);
ув — плотность воздуха, кг/м3;
£>экв - эквивалентный диаметр очага горения, м;
W{) - скорость ветра, м/с;
уп - плотность паров топлива при температуре поверхности раздела фаз (для сжиженных
газов - при температуре кипения при атмосферном давлении), кг/м3.
Следует использовать вышеприведенные значения эмпирических коэффициентов в
формуле Томаса (а = 42, b = 0,61), которые получены по результатам экспериментов, выполненных
для широкого диапазона изменения параметров (Ю-3 < L{JD3KB < 10; 10"6 < т/(у3 \jg^KH )<10~2)
применительно к самым различным горючим жидкостям и сжиженным газам.
326

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
д) угол отклонения пламени от вертикальной оси под действием ветра рассчитывается
по соотношению
(I ш<\
cos0= , (Ж.64)
д) при горении топлива в котлованах без ограничивающих стенок (очаг горения на
уровне поверхности земли) наблюдается «волочение» или «переливание» пламени в
основании очага горения под действием вегра за край котлована, при котором оно как бы стелется
по поверхности земли на довольно значительное расстояние. Известные данные по этому
эффекту обобщены эмпирическим уравнением;
*■■=*,
Лэкв
( п/2 \к2 ,„ AM
la
Ув
(Ж.65)
где /?* — радиус основания пламени с подветренной стороны пламени, м;
R — эквивалентный радиус разлития, м;
*, - 1,5:
к2 - 0,069:
Л3-0.
е) продолжительность выгорания лужи разлития определяется по формуле
_бр
гиыгр •> (Ж.66)
т
где (S — толщина слоя разлития, м;
р — плотность жидкой фазы вылившегося вещества, кг/м3;
т — массовая скорость выгорания продукта, кг/(м2 • с).
ж) пламя рассматривается как оптически «серый» монохроматический поверхностный
излучатель;
з) при расчете внешнего излучения сложная, изменяющаяся во времени
геометрическая форма пламени эквивалентируется цилиндрической поверхностью с сохранением
реальных значений высоты и (эквивалентного) диаметра основания пламени;
и) тепловое (радиационное) воздействие q на объект от пламени определяется как
q = Erv-d^ (Ж.67)
где £г— излучение с единицы поверхности (оболочки) видимой части пламени, кВт/м2;
v < I - коэффициент поглощения излучения атмосферой (в основном парами воды) или
защитной водяной завесой;
Ф — угловой коэффициент облучения.
327

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Угловой коэффициент облучения ср определяется в соответствии с разделом Ж.5
к) значения излучения с единицы поверхности видимой части пламени Е{ для
различных углеводородных веществ представлены в таблице Ж.12.
В случае отсутствия в таблице интересующего вещества излучение с единицы
поверхности (оболочки) видимой части пламени £гопределяется с учетом максимально возможной
величины излучения с единицы поверхности пламени fmax, доли энергии образующего
тепловое излучение с поверхности пламени Fs и коэффициента задымления пламени ц,
определяющего часть поверхности пламени загрязненную сажей, дымом и другими продуктами
сгорания (%) по следующим формулам
Е( = £щах -С "^)+ ^саж ^ (Ж.68)
(l^A)1
где Д//с - теплота сгорания горючего материала при температуре кипения, Дж/кг;
(Ж.69)
Табл и ца Ж . 1 2 — Зависимость отношения (L,/D.}Kn) и значения излучения с поверхности
пламени для различных жидкостей
Вещество
D= 1 м
^-ф/^экв
£,-, кВт/м2
D=\0m |
Vft3K»
£,-, кВт/м2 1
Кипящие жидкости
Аммиак
Бутан
Бутадиен
п- Бутан
Этан
Этен
Этилхлорид
Оксид этилена
Метан
Пропан
Пропилен
1,57
4,84
4.88
5,02
4,76
4,52
3,01
2,79
4,59
5.08
4,90
17
86
87
87
96
90
28
37
100
98
92
0,78
2,40
2,42
2,49
2,36
2,24
1,49
1,38
2,29
2,52
2,43
30 |
165 1
168 1
168 1
185 |
173 1
52 1
68
193
188
178
Не кипящие жидкости
Г Ацетон
1 Бензол
1 Этилендиамин
Г Этилформиат
Этилмеркаптан
Гексан
[ Метанол
3,06
4,16
j 2,37
2,86
3,44
4,53
1,59
42
71
36
29
45
87
19
1,52
2.06
1,18
1,42
1,71
2,24
0,79
79
135
66
54
84
166
34
328

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
£саж - излучение с поверхности сажи (принимается равным 20), кВт/м2;
Fs- 0,15-s-0,2;
Fs = 0,15 + 0,2.
л) коэффициент поглощения излучения атмосферой (в основном парами воды) или
защитной водяной завесой определяется по формуле
v = cr(P$-RH-r)-*M4 (Ж.70)
где Я^ — давление насыщенных паров воды в воздухе при температуре окружающей среды, Н/м2;
RH — относительная влажность воздуха, %;
г — расстояние до облучаемого объекта, м (не менее 10 м), м;
с, - 2,02.
м) следующим этапом является расчет угловых коэффициентов облучения
прилегающих объектов от пламени пожара. Угловые коэффициенты излучения рекомендуется
рассчитывать по представленным в приложении Ж.5 моделям излучателя в виде простейших
геометрических фигур;
н) после расчета коэффициентов по уравнениям Ж.68—Ж.70 тепловое воздействие q на
объект от пламени определяется по уравнению Ж.67.
Ж.7 Методика расчета распространения тяжелого облака (облака тяжелого газа),
сформировавшегося в результате мгновенного испарения (вскипании) и испарения с поверхности
пролива нестабильной жидкости
В настоящей методике моделируются следующие ситуации разрушения конденсато-
продуктопровода:
- полное разрушение (гильотинный разрыв);
- образование трещины на конденсатопродуктопроводе (рассматриваются два
варианта трещин: первая с площадью дефектного отверстия 1 %, а вторая с площадью дефектного
отверстия 10 % от площади поперечного сечения трубопровода);
- свищ с размером дефектного отверстия 10~4 м2.
Рассматривается авария на отметке х (м) от начала трубопровода; предполагается,
что через время royKJl (с) происходит отключение насосов и прекращается подача в
трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается аварийный участок трубопровода;
это отсечение происходит мгновенно. В случае ликвидации утечки задается соответствующее
время ликвидации Г1ИВИД (с), также отсчитываемое от момента разрушения трубопровода.
При вскипании и испарении выброшенного из аварийного конденсатопродуктопрово-
да вещества в атмосфере могут образовываться капельно-аэрозольные облака. Эти облака
329

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
представляют опасность, поскольку при наличии источника зажигания могут воспламенять-
ся, причем не только на месте выброса, но и продрейфовав в атмосфере на значительное
расстояние. Отличтельной характеристикой таких облаков является то, что плотность среды в
них больше плотности окружающего воздуха (облака тяжелого газа).
Распространение облаков тяжелого газа имеет специфические особенности.
Во-первых, они растекаются под действием силы тяжести, в результате чего приобретают
приплюснутую форму, стелются по земле. Во-вторых, интенсивность их смешения с воздухом в
значительной степени зависит от плотности в самом облаке. И, в-третьих, наличие аэрозолей,
существенно влияет на термодинамическое состояние в облаке.
При разрушении кондесатопродуктопровода рассматривается следующий сценарий.
Конденсатопродуктопровод работает в регламентированном режиме, когда на входе с
помощью насосов в трубу нагнетается продукт. На некотором расстоянии от начала трубопровода
происходит разрушение трубопровода: образуется свиш, трещина или происходит
гильотинный разрыв; предполагается, что через некоторое время происходит отключение насосов и
прекращается подача в трубопровод жидкой фазы, одновременно задвижками отсекается
аварийный участок трубопровода; это отсечение происходит мгновенно. Возможна ликвидация
утечки через какое-то время.
Из разрушенного конДенсатопродуктопровода вещество поступает в окружающую
среду: часть разливается по подстилающей поверхности, часть остается в атмосфере и
распространяется в ней. Транспортируемый продукт попадает в атмосферу двумя путями: во-
первых, за счет испарения из пролива, и, во-вторых, непосредственно в процессе истечения
за счет мгновенного вскипания при сбросе давления, если такое вскипание будет иметь
место. При испарении из пролива в атмосферу поступает только газовая фаза, за счет
вскипания в атмосфере также оказывается только газовая фаза. Капельно-жидкостная фракция
остается в проливе.
В настоящей методике моделируется распространение в атмосфере облака, с
плотностью больше плотности воздуха, которое состоит из смеси воздуха с парами продукта,
транспортируемого по конденсатопродуктопроводу. Для учета всех этих особенностей при
моделировании рассеяния облаков тяжелого газа применяется методика «ТОКСИ-3»[241.
Согласно приложению 1 методики «ТОКСИ-3» рассматриваемые аварийные ситуации
следует отнести к 4-му сценарию.
Согласно приложению 3 методики «ТОКСИ-3» можно выделить восемь стадий:
- разрушение оборудования и образование первичного облака;
- истечение жидкой фазы до отсечения аварийного участка;
330

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- истечение жидкой фазы после отсечения аварийного участка;
- истечение газа из разрушенного при наличии пролива жидкой фазы и испарение с
пролива;
- истечение газа из разрушенного оборудования при отсутствии пролива жидкой фазы;
- испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из разрушенного
оборудования;
- испарение из разрушенного оборудования при отсутствии пролива;
- ликвидация аварии (ликвидация отверстия разгерметизации и пролива).
На каждой из перечисленных стадий формируются свои облака ОВ в атмосфере. При
этом такие события (стадии), как разрушение оборудования и ликвидация аварии, согласно
«ТОКСИ-3» определяют соответственно начало и конец распространения этой
последовательности (цуга) облаков.
Для рассматриваемых аварий на конденсатопродуктопроводе основной вклад в
уровень опасности будут вносить те из перечисленных стадий, которые характеризуются
наиболее интенсивным поступлением транспортируемого продукта в окружающую среду. Поэтому
следует рассматривать только дрейф облаков, формирующихся именно на этих стадиях.
К ним относятся:
- истечение жидкой фазы до отсечения аварийного участка;
- истечение жидкой фазы после отсечения аварийного участка;
- испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из разрушенного
оборудования.
Выброс при разрушении конденсатопродуктопровода характеризуется существенным
изменения интенсивности во времени и истечением из двух концов при гильотинном
разрыве. Для учета этих особенностей используется приложение 6 методики «ТОКСИ-3»,
касающееся учета нестационарных эффектов. Согласно этому приложению каждая стадия
разбивается на подстадии меньшей продолжительности, которые характеризуются своим набором
данных. Для конденсатопродуктопровода это, прежде всего, характеристики интенсивности
истечения и поступления продукта в атмосферу.
Для рассматриваемой в настоящем приложении аварийной ситуации согласно
методике «ТОКСИ-3» рекомендуется рассматривать две стадии процесса:
- истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка (далее стадия I), эта
стадия будет содержать несколько подстадии;
- испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из разрушенного
оборудования (далее стадия II); эта стадия будет состоять только из одной подстадии.
331

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Исходные данные:
d() — диаметр трубопровода, м;
h(x) - профиль трассы, м;
х - расстояние по трассе трубопровода от 0 до L Ы) (полная длина трубопровода), м;
Р(х) - профиль давления в трубопроводе по трассе, Па (в случае отсутствия такой
информации профиль давления восстанавливается по расходу G (м3/с), давлениям на входе
Рвх (Па) и выходе трубы Ршх (Па), шероховатости внутренней поверхности трубопровода
С, (м), вязкости транспортируемого продукта ц (Па - с) и рельефу трассы Л(х)(м);
Т — температура транспортируемого жидкого продукта. К;
Н ~ a—bG2 — напорная характеристика насосов (насоса) на входе в трубопровод
(Я напор (м), G — расход м3/с, awb — заданные коэффициенты); необходима в случае, если не
происходит вскипания жидкости;
гшср - размер шероховатости внутренней поверхности трубы, необходим только если
не происходит вскипания жидкости;
Aj - расположение задвижек по трассе, м.
Метеоусловия:
Тшш - температура воздуха:
и]{) - скорость ветра на заданной высоте £]();
- класс стабильности атмосферы;
аи — показатель степени в зависимости скорости ветра от высоты;
1иш — характерный размер шероховатое™ поверхности пролива, м;
Т - температура поверхности земли в проливе, К;
Р - атмосферное давление, Па;
ц m - молярный вес воздуха, кг/моль;
сУВ(Ш - теплоемкость воздуха, Дж/кг/К;
Т - температура кипения транспортируемого продукта при атмосферном давлении;
Ркин "" плотность газа при температуре кипения, кг/м3;
молярный вес ц|кш (кг/моль);
Лшснт ~ Дав^ение насыщенных паров транспортируемого продукта, Па:
кривая
<&Р_]
dT
насыш
С ,С^- теплоемкость жидкой и газовой фаз соответственно, Дж/кг/К;
р - плотность жидкой фазы, кг/м3;
"кип ~~ теплога испарения, Дж/кг;
- концентрации на нижнем и верхнем пределах воспламенения.
332

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Искомые параметры:
Lвзрыв(0 - размеры зоны, где возможно воспламенение дрейфующего облака, м;
D 1В([) - максимальная ширина в поперечном направлении, м;
- эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем;
Л/ ш(0 - масса топлива во взрывоопасных пределах, кг;
- момент времени, когда облако имеет максимальные размеры по ширине /)в-зрынмах и
протяженности £|прывмах, с;
- момент времени, когда во взрывоопасных пределах облака находилось максимально
возможное количество топлива A/n.mim K„1Y, с.
ИЗрЫ I) Мал
Порядок расчета
В зависимости от характера разрушения определяются характеристики различных
этапов истечения:
- при полном разрыве трубопровода используется приложение Д. 1;
- при образовании трещин используется приложение Д.2;
- для свища используется приложение Д.3.
В соответствии с этими приложениями определяются:
- общее количество этапов истечения /V, характеризующихся разной интенсивностью
выброса;
-для каждого А-го этапа истечения (к = 1, ..., /V) - Gbb|6(/c) (кг/с) интенсивность
выброса из конденсатопродуктопровода; авыб (к) - массовая доля газовой фазы в выбросе
интенсивность поступления жидкости в пролив G 1Ий(к) (кг/с), температура выброса
ТпыСу(к) (К) и t(k) (с) время завершения k-vo этапа истечения (отсчитывается от начала
аварии).
В соответствии с приложениями Е.2 и Е.З для каждого /с-го этапа истечения
определяются:
- удельная скорость испарения из пролива СИС11 (кг/с/м2), берется на начало А-го этапа;
- эффективный диаметр пролива D |ив(&) (м)< берется на конец к-й стадии) и t л{т)
(с) длительность /и-й стадии.
Расчет по методике «ТОКСИ-3» ведется в рамках 4 сценария для расчета рассеяния -
продолжительный выброс изначально находящегося в жидком состоянии вещества.
Определяется общее по сумме двух стадий (I и II) количество подстадий равное /V+1.
Для стадии I (истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка)
параметры для расчета по методике «ТОКСИ-3» для N временных подстадий на основе исходных
данных формируются входные.
333

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке в
начальном сечении (на месте выброса),
G§(k) = min((l -авы6<*))-Свы6<*),авы6<*). Свыб<*)). (Ж.68)
Суммарный расход продукта во вторичном облаке
G4Ж(A) = «выf,^)•Gвыб(*)+Gж4(A)+0^5•л•(;I1CII(A).Dвыf)(^)•DBЬIf)(A). (Ж.69)
Начальная плотность в выбросе
Р*(*> = Рк„„ ^^ • (Ж.70)
если происходит вскипание транспортируемою продукта и
Pf«>-fc$f .Ж.7.,
если его вскипание не происходит.
Длительность каждой подстадии
г*(*) = /(*)-г<*-1). (Ж.72)
Начальный размер облака (полуширина B-f(k) и высота Н^ж(к))
В?(к) =
0,5^0,25-7c.GHCI1(*)-DBbl6(*)- 0выб(*), если <7Rblf) > С4 + С,
,еслиСвыб-С4+С4.
С4Ж ^ _ (Ж.73)
2Р4 "0эфф4
Для стадии II (испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из
разрушенного оборудования) для последней подстадии К на основе исходных данных
формируем входные параметры.
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке в
начальном сечении (на месте выброса)
<#?=0. (Ж.74)
Суммарный расход продукта во вторичном облаке
<74 = 0,25-л-<7ИСППОДС1(/0- 0ВЫбполс1 ■(*)' Аыбполет <*)■ (Ж.75)
Начальная плотность в выбросе
P4"*tW (Ж76>
если его вскипание не происходит.
334

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Длительность этой подстадии:
'^W.^bW.^-1)- (Ж.77)
Начальный размер облака (полуширина 53и и высота #3И)
В4 = 0.5-^0,25 • ТС • <711Cf| „о^.-, ( /^)- А,Ы6 подст^О' °выб полет (^)- (Ж.78)
С использованием исходных данных (п. 6.7.1 Методики «ТОКСИ-3») и входных
параметров (п. 8.9 Методики «ТОКСИ-3») в соответствии с частью 3 Методики «ТОКСИ-3»
(расчет полей концентрации и токсодозы) для каждой из подстадии определяются искомые
параметры, а именно:
L ып([) - размеры зоны, где возможно воспламенение дрейфующего облака, м;
Z)B ш(/) — максимальная ширина в поперечном направлении, м;
- эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем;
Л/ 1В(/) — масса топлива во взрывоопасных пределах, кг.
Путем перебора значений, полученных на каждой подстадии, определяются
максимальные значения.
Пример расчета
В качестве примера рассматривается конденсатопродуктопровод с характеристиками и
режимом эксплуатации, описанными в приложениях Д.1—Д.З.
Рассматривается аварийная ситуация с образованием трещины на конденсатопродук-
топроводе с площадью дефектного отверстия 1 % от площади поперечного сечения
трубопровода:
- температура воздуха Т1Юух =20 °С;
- скорость ветра на высоте Z\{) = И) м составляет иН) = 1 м/с при классе стабильности
атмосферы «F» (это наиболее опасный с точки зрения метеорологии сценарий; худшие
условия рассеяния) и и]{) = 5 м/с при классе стабильности атмосферы «/)»;
- рассеяние происходит в местности — ровное поле с травой до 15 см;
- температура поверхности, над которой происходит рассеяние, составляет Т — 20 °С,
- атмосферный воздух находится при давлении Р{) =10^ Па: молярный вес воздуха был
принят |1ВОЗГ1 = 29,5(кг/моль).
Ниже приводятся результаты расчетов для двух вариантов погодных условий.
В соответствии с приложением Д.2 определяем:
- общее количество этапов истечения /V = 5;
- для каждого А-го этапа истечения (к = 1, ..., 5) определяем GblAb(k) (кг/с)
интенсивность выброса из конденсатопродуктопровода; авы6(А:) - массовая доля газовой фазы в выбро-
335

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
се, интенсивность поступления жидкости в пролив G'npo,„„(*) (кг/с), температура выброса
7Ш|б(А) (К) и ((к) (с) время завершения к-ю этапа истечения:
Свыб(1) = 49.26 кг/с, GlipaillB(l) = 30,94 кг/с, /(1) =600 с;
<7вы6<2) = 25,99 кг/с, С|1ршив(2)= 16.32 кг/с, «2) = 159!с;
Свы6(3) = 25,18 кг/с, (7про.шв<3)= 15,81 кг/с, К3) = 1643с;
<Лшг>(4) = 24,07 кг/с, С11|ХШ1В<4) = 15,12 кг/с, /(3) = 5152 с;
Свыб<5) = 23,28 кг/с, С11ро,нв(5)= 14,62 кг/с, /(3) = 8880 с;
авыб(|) = авыб(2) = авнб(3) = аВ|>|6(4) = авыб(5)=0.186;
W» = 7^(2) = Гвыб(3) = Гвнй(4) = Гвы6(5) =240 К.
В соответствии с приложениями Е.2 и Е.З для каждого А-го этапа истечения определяем:
- удельная скорость испарения из пролива на начало каждого этапа;
• • • • •
сиси(|)= ^исп^2^ ^^псн^)3" ^ncn(4) ^ ^исн^5) = 0Л)1 (кг/с/м2), при скорости ветра 1 м/с;
• • • • •
Guc\Al) = G\Ku(2) = Guc\\0) = Gucn(4) = СИС1|(5) = 0,02 (кг/с/м2), при скорости ветра 5 м/с;
- эффективный диаметр пролива на конец каждого этапа:
- для скорости ветра 1 м/с;
4ipa„.B<' > = 62'7' ^ Лфо,ив(2) = 45,55 м, 011ра111В<3> = 44,84 м;
^р,,,и„(4) = 43.85м,/)11р();11Ш(5) = 43,15м;
- для скорости ветра 5 м/с;
ДпролииП > = 44,35 м, />|1ролив(2) = 32.21 м, />пра.1ИВ<3) = 31,70 м;
^,ролив(4) = 31,00 м, /)пршив(5) = 30,49 м.
По сценарию 4 методики «ТОКСИ-3» для расчета рассеяния классифицируем
рассматриваемую ситуацию как продолжительный выброс изначально находящегося в жидком
состоянии вещества.
Определяем общее по сумме двух стадий (I и II) количество подстадий равное Л;+1 = 6.
Для стадии I (истечение жидкой фазы до и после отсечения аварийного участка) для N
временных подстадий на основе исходных данных формируем входные параметры для
расчета по методике «ТОКСИ-3».
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке -
начальном сечении (на месте выброса).
336

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
С^(1) = 9.16, (7^(2) =4.84, (7^(3) -4,69, 0^(4) ^48< 05> =4-33 -г/
Суммарный расход продукта во вторичном облаке
<74А(1) =49,26, С4Ж(2) -25.99, С4Ж(3) =25,18, (7^4) -25,07, <74ж(3) =23,28 ю/с.
Начальная плотность в выбросе
р£<1) = 2.87, р?(2) =2,87, рж(3) =2.87.
рж(4) = 2.87, р4ж(5)=2,87.
Длительность каждой подстадии
tf(1) = 600, /4Ж(2)=1591. /4Ж(3)=1643, /ж(4) =5152, /4Ж(5) =88 80 с.
Начальный размер облака (полуширина B-f(k) и высота Я3Ж(А))
при скорости ветра 1 м/с
flf(l) = 27.81, 54ж(2) =20,20, 5Ж(3) =19,88, Я4Ж(4) =19,44, 54ж(5) =19,12,
при скорости ветра 5 м/с
Я4Ж(1) = 19,67, #4Ж(2)=14,28, #4Ж(3) =14.06, Й4Ж(4) =13,74, fl4A(5) =13,52.
Для стадии II (испарение с пролива при отсутствии истечения жидкости или газа из
разрушенного оборудования) для последней подстадии К на основе исходных данных
формируем входные параметры для расчета по методике «ТОКСИ-3».
Начальный расход продукта, находящегося в жидкой фазе во вторичном облаке —
в начальном сечении (на месте выброса) — (7п4 =0 .
Суммарный расход продукта во вторичном облаке - Сп4 = 14,62 .
Начальная плотность в выбросе - р4 = 2.34 кг/м .
Длительность этой подстадии:
- г4 =2900 при скорости ветра 1 м/с;
- /4 = 1450 при скорости ветра 5 м/с.
Начальный размер облака (полуширина /?3И и высота Я3")
- /?4 =19,12, при скорости ветра 1 м/с.
Для каждой из подстадии определяем:
- размеры зоны, где возможно воспламенение дрейфующего облака:
- протяженность в направлении ветра L ыл(1)
^взрывО = 478 м <305 м Д™ НКПВ);
1взрыв(2) = 340 м (213 м для НКПВ);
^взрыв(3> = 338 м (212 м для НКПВ);
337

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
£B,pblB(4) = 336 м (211 мдля НКПВ);
£ВфЫ|1(5) = 334 м (209 м для НКПВ);
1Вфыв(6) = 257 м (167 м для НКПВ).
Распределение концентраций на различных расстояниях при распространении
облаков, образующихся на различных полетали ях, приведено на рисунке Ж.17.
Эффективная площадь возможного поражения открытым пламенем определяется как
трапеция со следующими параметрами:
- верхняя сторона ее примыкает в проливу и имеет размер 57,42 (равный удвоенной
начальной полуширине облака в 27,81 м);
- высота трапеции 478 м;
- основание трапеции 500 м.
Путем перебора значений, полученных на каждой подстадии, определяются
максимальные значения размеров облака в различных направлениях:
- против ветра -0 м;
- по ветру 478 м;
- поперек ветра — 239 м.
100
S
я
л
а
н
X
<и
X
X
О
10
од
[
Г (
Sn^
1КПВ
,5 HKI
1В
W
'•., ",,:.?*'
'***
'•'"?.:Уг.
5i±^
i\+g,*m^
^н
*.-*—■ •
^^^^«etd
f;.v?y.tJ
0 50 100 150 200 250 300 350 400 Расстояние, м
1-я подстадия (истечение жидкости) 4-я подстадия (истечение жидкости)
■ • ■ 2-я подстадия (истечение жидкости) 5-я подстадия (истечение жидкости)
3-я подстадия (истечение жидкости) Испарение пролива
Рисунок Ж.17 — Зависимость объемной концентрации от расстояния, отсчитываемого
от места аварии, на различных подстадиях аварийной ситуации
338

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Масса топлива во взрывоопасных пределах достигает 15 л. Ье изменение ми времени
показано на рисунке Ж. 18.
18
16
14
12
§ Ю
2 8
б
4
2
0 100 200 300 400 500 600 Время, с
Рисунок Ж. 18 - Зависимость массы топлива во взрывоопасных пределах (0,5 НКПВ)
от времени, прошедшего с начала аварии
339

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение И
(рекомендуемое)
Критерии поражающего воздействия различных поражающих факторов
аварии на человека, имущество, компоненты природной среды
ИЛ Критерии и пробит-функции поражающего воздействия на человека
И.1.1 Воздействие воздушной волны сжатия на человека
И. 1.1.1 При анализе воздействия воздушной волны сжатия (ВВС) на человека и
установлении соответствующего критерия поражения в данном СТО Газпром учитывается только
один из ряда действующих на человека негативных факторов ВВС - эффект, обусловленный
метательным действием ВВС, приводящий к летальному исходу за счет травмирования
головы человека при падении человека на землю. Эффекты повреждения легких и барабанных
перепонок, действующие одновременно с метанием человека, но имеющие при этом
меньшие масштабы воздействия, не учитываются.
И. 1.1.2 Критерием поражающего воздействия ВВС с метательным эффектом является
значение избыточного давления АР, (кПа) на фронте ВВС, на основе которого определяется
условная вероятность гибели человека через соответствующую пробит-функиию.
И. 1.1.3 Выражение для пробит-функции гибели человека при травмировании головы
вследствие его метания имеет вид
Рг = -6,04 + 7,1 Ып(-9,12318+0,33881 АРф-
-2,9610"3А^+9,878810 6-Д/^), (И.1)
где AP^ - избыточное давление на фронте ВВС, кПа.
Согласно данной пробит-функции условная вероятность гибели, равная 1%,
соответствует значению АР, = 69 кПа, а вероятность гибели 99 % — значению АРф = 130 кПа.
И Л.2 Воздействие осколков на человека
И. 1.2.1 При анализе воздействия осколков (фрагментов трубопровода, сосуда под
давлением) на человека в данном СТО Газпром учитывается только вероятность попадания
осколка в человека. Вследствие того, что при авариях на ОПО газовой промышленности масса
осколков в большинстве случаев превышает сотни (тысячи) килограмм, принимается, что в
случае попадания осколка в человека он гибнет. При расчете условной вероятное™ попадания
осколка в человека тело человека моделируется вертикально расположенным цилиндром
высотой 1,8 м и радиусом основания 0,3 м (см. 5.9).
340

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
И. 1.3 Воздействие тепловой радиации от пожара на человека
И. 1.3.1 Критерием термического поражающего воздействия является значение
накопленной дозы тепловой радиации Очсл ((Вт/м2)4//; • с), на основе которого определяется
условная вероятность гибели человека через соответствующую пробит-функаию (см. И. 1.3.2 ).
Величина Д|С:| вычисляется по формуле
Д,с.1-£(Я^-А'|Х (И.2)
ы
где цх - среднее значение теплового потока (Вт/м2) за период времени At^ (с) (см. ниже),
воздействующего на человека в процессе его движения, п - число шагов расчетной сетки). Значение
промежутка времени At-r фигурирующего в формуле И.2, определяется значением шага расчетной сетки
AL, задаваемой в окрестностях точки разрыва трубопровода на плоскости поверхности земли
At{=AL/vllC:r (И.З)
И.1.3.2. Пробит-функции гибели человека при термическом поражении имеют вид:
для человека в летней одежде:
Рг = 36,38 + 2,65-111(0^), (И.4)
для человека в зимней одежде:
Рг = 37,23 + 2,56 • 1п(/)че:|), (И.5)
И.1.3.3 Доза тепловой радиации Д1С1 рассчитывается с учетом следующих принятых
допущений:
- при возникновении пожара в условиях плотной застройки или напичия естественных
укрытий человек принимает решение двигаться в сторону ближайшего здания/укрытия, достигает
здания/укрытия и пережидает наиболее активную фазу аварии, покидая укрытие только после
достижения тепловым потоком безопасных значений. При этом принимается, что время
теплового воздействия на человека (время на принятие решения и достижения укрытия) составляет 20 с;
- при возникновении пожара в условиях открытого пространства человек не остается на
месте, а покидает опасную зону со средней скоростью v4cr м/с (рекомендуется принимать
v4C1 = 2,5 м/с), начиная свое движение из точки М(х — дсиач, у = Уиач), соответствующей
положению человека в момент начала воздействия на него тепловой радиации (см. рисунки И. 1, И.2).
Координаты точки М определяются в декартовой системе координате началом в точке
0(д- = 0, у = 0), соответствующей месту возникновения аварии. При этом направление оси X
системы координат на рисунках И.1, И.2 определяется:
- в случае реализации сценария аварии из группы Сх «Пожар в котловане» для МГ (Cj
«Пожар разлития» для МКП) при вертикальном пламени — направлением движения
человека из опасной зоны;
341

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Местонахождение человека
момент возникновения аварии
Маршрут 1
R(x=fx"™>y ~>;нам)
Местонахождение человека
по истечении времени
поел/начала аварии
Место возникновения пожара
Рисунок И.1 - Схема покидания человеком опасной зоны по маршруту I
а)
=дО
R(x = xm4,y = ywi + vt,)
Местонахождение человека по истечении
времени после начала аварии
онахождение человека
,ент возникновения аварии
Направление ветра
б)
fl(* = xlia4,j> = yHOT + v-/,)
Местонахождение человека по истечении
хвремени после начала аварии
Местонахождение человека
^юмент возникновения аварии
"ияп1 У \ У нач/
равлени? оси струи
\Место возникнОвенияттбжара
Рисунок И.2 - Схема покидания человеком опасной зоны по маршруту 2 при реализации
сценария аварии из группы С, «Пожар в котловане» для МГ (С, «Пожар разлития»
для МКП) при наклонном пламени (а) или сценария аварии из группы
С2 «Струевые пламена» для МГ (б)
342

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- в случае реализации сценария аварии из группы С, «Пожар в котловане» для МГ (С,
«Пожар разлития» для МКП) при наклонном пламени — направлением ветра;
- в случае реализации сценария из группы С2 «Струевые пламена» для МГ —
проекцией оси усеченного конуса, моделирующего струю горящего газа, на горизонтальную
плоскость.
Накопление дозы тепловой радиации Д1С1 прекращается при достижении человеком
зоны с интенсивностью теплового потока менее 1,5 кВт/м2 (безопасное значение плотности
теплового потока).
Принимаются следующие расчетные маршруты движения человека:
- маршрут 1: в радиальном направлении от места возникновения пожара в случае
реализации сценария аварии из группы С, «Пожар в котловане» для МГ (С} «Пожар разлития»
для МКП) при вертикальном пламени, как показано на рисунке И.1.
- маршрут 2: от места возникновения пожара в перпендикулярном вектору скорости
ветра направлении в случае реализации сценария аварии из группы С, «Пожар в котловане»
для МГ (Cj «Пожар разлития» для МКП) при наклонном пламени или сценария аварии из
группы С2 «Струевые пламена» для МГ.
При этом текущие координаты покидающего опасную зону человека a'j и у- в момент
времени /(с) (отсчет времени — с момента возникновения пожара на МГ) определяются
следующим образом:
- для маршрута 1: Х[ = *||ач + v4C ( • и у{ = >пач;
- для маршрута 2: х{ = л-нач, у{ = >'пач + vl|e;i • /.
И.2 Критерии поражающего воздействия на здания, сооружения, неподвижные
транспортные средства
И.2.1 Воздействие воздушной волны сжатия на здания, сооружения, неподвижные
транспортные средства
И.2.1.1 Критерием поражающего воздействия ВВС на здания, сооружения,
транспортные средства является значение избыточного давления АР^ (Па) на фронте ВВС. При этом
установленным диапазонам |Д/^Л*; АР^\ значений АР, соответствуют различные степени
повреждения кш i4 зданий, сооружений, транспортных средств (слабое повреждение —
*повр-зд = °-'; среднее повреждение - £|IOBp_3!1 = 0,4; сильное повреждение - к _ж = 0,7;
полное разрушение - *гювр_.п = 1,0). Значение кт hl отождествляется с долей от стоимости
полного восстановления здания (сооружения, транспортного средства), идущей на его ремонт до
полного восстановления — см. таблицу И.1 .
343

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и ца И . 1 - Пороговые значения AP(J) (диапазоны |Л/£_/,; Д^к.,, I )« соответствующие
различным степеням повреждения зданий, сооружений, транспортных средств различных
видов
Наименование здании/сооружения
А/>ф для степеней повреждения. Па 1
слабое
повреждение,
среднее
повреждение,
*mmp-j,i= "<4
сильное
повреждение,
*,к>вр-» = 0'7
Полное 1

разрушение
к =1
ноир-чд
Промышленные, административные и жилые здания |
1 Промышленные здания
с тяжелым металлическим
или железобетонным каркасом
2 Промышленные здания с легким
каркасом и бескаркасной конструкции
3 Бетонные и железобетонные здания и
здания антисейсмической конструкции
4 Тепловые электростанции
5 Складские кирпичные здания
6 Одноэтажные складские помешения с
металлическим каркасом и стеновым
1 заполнением из листового металла
1 7 То же. с крышей и стеновым
заполнением из волнистой стали
I 8 Кирпичные многоэтажные здания (три
| этажа и более)
1 9 Кирпичные маюэтажные здания
| (один-два этажа)
10 Деревянные дома
| 11 Разрушение обычного остекления
| жилых и промышленных зданий
12 Разрушение остекления из
армированного стекла
2 104-3104
104-2104
2,5104-3.5104
1,5104-2.5-104
104-2 104
5 10ч-7 10л
7 103-104
8-103-1,2-104
8103-1,5104
6-103-8103
5Н)2-103
10'-1,5-103
3-104-4И)4
2,5-104~3,5104
8104-1,2105
2,5-104-3,5-104
2104-3104
7103-104
104-1,5-104
1,2-104-2-104
1.5104-2,5104
8-103-1.2-104
103-2,0103
1,5103-2103
4104-5104
3.5104-4.5104
1,5105-2105
3,5-104-4,5-104
3104-4104
104-1,5104
1,5104-2.5104
2-104-3104
2,5104-3,5104
1,2104-2104
2,0103-4103
2-IO-M-I03
>5-104
>4,5104
>21(Р
>4,5104
>4104
>1,51()4
>2,5104
>з-ш4
>3,5-104
>2-104
>410?
>5103
| Здания и сооружения компрессорных станций |
1 13 Укрытия и блок-контейнеры ГПА
(с легким каркасом со стенами типа
| «сэндвич»)
14 Компрессорный цех в капитальном
1 кирпичном или блочном здании
15 Здание производственно-
энергетического блока, здание
служебного ремонтно-
эксплуатационного блока
- кирпичное малоэтажное здание
- блочное с легким каркасом со стенами
типа «сэндвич»)
| 16 Электростанция собственных нужд
17 ГРС, насосные станции ГСМ и
1 водоснабжения, будки КИП
18 Блок-боксы
104-2-104
2 104-3 104
8103-1.5-104
1104-2104
104-3-104
104-2104
| 5-103-104
2,5104-3.5)04
3104-4104
1.5-104-2,5-104
2,5104-3,5104
3104-4104
2-104-3-104
1 104-2104
3,5104-4.5104
4-104-5-104
2,5104-3,5104
3,5-104-4,5-104
4-104-5-104
3104-4104
| 2-104-3-104
>4,5 J04
>5-104
3,5-104-
4,5104
5104
>5104
>4104
1 >з-ю4
344

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Окончание таблицы И.1
Наименование здания/сооружения
АР. для степеней повреждения, Па
слабое
повреждение,
* .p-,, = o,i
среднее
повреждение.
сильное
повреждение,
Полное
разрушение
к — 1
повр-i.i
Электрические сети
19 Кабельные подземные линии
20 Воздушные линии высокого
напряжения
21 Воздушные линии низкого
напряжения на деревянных опорах
5-105-7-105
3104-5104
2-104-4-104
7-105-106
5 104-7 104
4104-6104 '
106-1,5-106
8 104-1,2 105
6 104-
>1,5-106 1
>1,2105
>105
| Средства связи
22 Автомобильные радиостанции
23 Переносные радиостанции
24 Радиорелейные линии
и стационарные воздушные линии связи
25 Тел е фон отеле граф ная аппаратура
26 Постоянные воздушные линии связи
27 Кабельные наземные линии
28 Антенные устройства
1,5 104-2-104
105
310'1
5104
6104
4104
1104-2104
2104-3-104
1,1-105-1,3-105
5 104-7 Ю4
6 104-9 104
7104-9104
4,5-104-5,5-104
2 104-3 104
4.5 104-5,5 104
>1,3-105
>7-104
>9104
>9104
>5,5104
4104
5,5-104 |
>1,3-105 |
>7-104
>9104
>9 104 1
>5,5-104 1
>4104 J
Автомобильные и железные дороги
29 Автодороги с асфальтовым и бетонным
покрытием
30 Железнодорожные пути
3105-4105
IXP-2105
4- 10s-1,510е
г-кг-з-кр
1,5-106-2-106
3-105-5105
>2-10h
>5-105
Транспортные средства
31 Подвижной железнодорожный состав
и энергопоезда
32 Тепловозы и электровозы
33 Грузовые автомобили и автоцистерны
34 Легковые автомобили, автобусы
и специальные машины с кузовами
автобусного типа
35 Транспортные суда
36 Экскаваторы, авто грей деры
37 Гусеничные тягачи и тракторы
38 Транспортные поршневые самолеты
связи и вертолеты
2104-4104
5104-7104
2104-4104
1,5104-2104
| 3104-6104
1 2104-3104
| 3104-4104
7103-8103
4 104-7-104
7-104-105
4 104-5 104
2 104-3 104
6104-8104
ЗЮ4-5104
5-104-7-104
8 Ю3-104
6 104-9 104
10s-1,5-105
5104-6104
3104-5104
8-104-! О5
1 5 104-6 И)4
[ 7 104-8 104
104-1,8104
>9104
>1,5 10s
>6104
>5104
>105
>6 104
>8104
> 1.8 104
345

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
И.2.2 Воздействие осколков на здания, сооружения, неподвижные транспортные средства
И.2.2.1 Критерием поражающего воздействия на здания, сооружения и транспортные
средства является параметр М характеризующий отношение масс осколка и массы
объекта: здания, сооружения или транспортного средства
Моск = /"оск//;7о6ьск,^
(И.6)
где /и(КК —масса осколка в кг,
'"объект ~~ масса объекта в кг.
При этом установленным пороговым диапазонам значений Л/ соответствуют раз-
повр-зд
отождествля-
личные степени повреждения к]Ю зл зданий или сооружений. Значение к
ется с долей от стоимости полного восстановления здания (сооружения, транспортного
средства), идущей на его ремонт до полного восстановления — см. таблицу И.2 .
Та б л и ца И . 2 — Пороговые значения Л/оск, соответствующие различным степеням
повреждения зданий, сооружений, транспортных средств различных видов
Wock = "^/'"объект
Степень
повреждения
0,001-0,01
слабое
повреждение,
%овр-зд — "»'
0,01-0,05
среднее
повреждение,
к =04
Лгювр-зл и'н
0,05-0,1
сильное
повреждение,
к =07
*повр-зд и,/
>0,1
Полное
разрушение
к = 1
повр-зл
И.2.3 Воздействие тепловой радиации от пожара на здания, сооружения, неподвижные
транспортные средства
И.2.3.1 Критерием теплового поражающего воздействия на здания, сооружения,
транспортные средства является значение удельного теплового потока q (кВт/м2).
При этом степень повреждения зданий и сооружений определяется по формуле
к = к - Р
повр-зл иор-зд возГ
(И.7)
где кп Л1 - степень поражения здания, сооружения, транспортного средства при условии его
возгорания (определяется по таблице И.З);
Р - вероятность возгорания материалов (по группам воспламеняемости, согласно
ГОСТ 30402-96) зданий, сооружений, транспортных средств, подвергаемых тепловому
воздействию (определяется по таблице И.4).
И.2.3.2 Степень поражения к ^л здания, сооружения, транспортного средства
определяется типом (по уровню пожарной нагрузки) объекта и значением воздействующего на
объект теплового потока, как показано в таблице И.З.
И.2.3.3 Вероятность Р возгорания материалов, из которых построено (изготовлено)
здание сооружение, транспортное средство, определяется группой воспламеняемости
материала (по ГОСТ 30402-96) и значением воздействующего на объект теплового потока, как
показано в таблице И.4.
346

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Та б л и на И . 3 — Зависимость степени поражения здания, сооружения, транспортного
средства (при условии их возгорания) от воздействующего на них удельного теплового
потока и типа по пожарной нагрузке
Значение
возле й ст ну ю ще го
удельного теплогюго
потока, кВт/м2
Менее 20
1 от 20 включительно
до 25
1 от 25 включительно
до 30
от 30 включительно
1 до 35
| Свыше 35
Степени поражения к _ы зданий, сооружений, транспортных средств 1
при условии их возгорания |
Тип объекта по уровню пожарной нагрузки
офисные и жилые здания,
грузовики и трейлеры с
тентами из горючих
материалов (высокая
пожарная нагрузка)
1,0
1,0
1.0
вспомогательные
п ро и з водст ве н н ы е
здания, транспортные
средства (средняя
пожарная нагрузка)
0,1
0,4
0,7
1,0
ко
основные производственные 1
здания и цеха с минимумом
горючих материалов,
автодороги, железные дороги,
металлические наружные
конструкции (низкая
пожарная нагрузка)
0
0,1
1,0
Та б л и ца И . 4 - Зависимость вероятности возгорания материалов от группы
воспламеняемости (согласно ГОСТ 30402-96) и воздействующего теплового потока
Значение теплового потока,
кВт/м2
Менее 20
от 20 включительно до 25
от 25 включительно до 30
от 30 включительно до 35
Свыше 35 включительно
Вероятность Ртл1 возгорания материалов зданий, !
сооружений, транспортных средств |
группа ВЗ
группа В2
0
1
1
1
1
группа В1
0
0
0
0
1
Группу воспламеняемости материала объекта следует определять по тем внешних
элементам объекта, которые изготовлены из горючих материалов (для зданий - кровля,
оконные рамы; для транспортных средств — тент кузова, деревянные, пластиковые, тканевые
элементы, окрашенные поверхности).
И.З Критерии поражающего воздействия на технологическое оборудование, наружные
установки
И.З. 1 Воздействие воздушной волны сжатия на технологическое оборудование,
наружные установки.
347

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
И.3.1.1 Критерием поражающего воздействия ВВС на технологическое оборудование,
наружные установки является значение избыточного давления АР, (Па) на фронте ВВС. При
этом установленным пороговым диапазонам \АР((^Г АР^\ значений АРф соответствуют
различные степени повреждения А|Ю1фп технологического оборудования и наружных установок
(слабое повреждение - *IIOH|Vof) = 0,1; среднее повреждение - *110|ф.оГ,= 0,4; сильное
повреждение - А:„овр.()б = 0,7; полное разрушение - *Ilolip_lj6 = КО). Значение А11(шр.()6 отождествляется
с долей от стоимости полного восстановления технологического оборудования или наружной
установки, идущей на его ремонт до полного восстановления - (см. таблицу И.5).
Таблица И. 5 - Пороговые значения АР^ (диапазоны lAft^; Л/ф^|), соответствующие
различным степеням повреждения технологическою оборудования или наружных установок
различных видов.
Нанменонание оборудования
ЯфДЛЯ степеней повреждения. Па 1
слабое
повреждение.
среднее
повреждение,
к = 04
сильное
повреждение,
^повр-ои = ®^
Полное
разрушение
]|()Вр-Об
Сооружения и оборудование на объектах газовой промышленности
1 Газопровод подземный
2 Газопровод наземный в обваловании
3 Газопровод надземный
4 Балочные висячие, арочные
переходы через естественные
препятствия и инженерные
коммуникации
5 Линейные крановые узлы и узлы
запуска и приема очистных устройств
6 Вертикальные аппараты (абсорберы,
сепараторы, реакторы, скрубберы и
т.п.):
- колонны высотой до 25 м
7 Пылеуловители
8 Пункт редуцирования газа
9 Трубопроводы газовой обвязки
10 Холодильники, теплообменные
аппараты:
- на нулевой отметке
- на этажерках
11 Компрессорные, котельные,
регуляторные, насосные станции
в кирпичных зданиях
12 Насосы, открытые компрессоры
3105
К5-105
5-103-104
5- Ю3-104
2105
3 104-4104
5103-104
5-103-К)4
5103-104
2-104-4-104
5103-104
8-103-К5-104
1 3104
710s
3-105
3104
104-2-104
3-105
4104-51()4
104-2104
104-2-104
104-2-104
4 104-5 104
ю4-з-ю4
1,5104-2,5104
| 3104-7104
1,2-106
5-105
5104
2,5-104
\0Ь
5Ч04-6-104
2104-3104
2104-3104
2104-3104
1 5 104-105
3-104-5-104
2.5104-3,5-104
1 7-104-КЗ-105
>1,5106 1
> 5-105
>5104-
>2,5104
>10^
>6104 |
>з-ю4
>3104-
>3-104-
| >105
>5104
>4104
>1,3-105
348

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
И.3.2 Воздействие осколков на технологическое оборудование, наружные установки
И.3.2.1 При анализе воздействия осколков (фрагментов трубопровода, сосуда под
давлением) на технологическое оборудование с газом (или другим опасным веществом) под
давлением в данном СТО Газпром учитывается только вероятность попадания осколка
(фрагмента) в установку, аппарат или иной вид оборудования (см. 5.10). Вследствие того, что при
авариях на ОПО газовой промышленности масса осколков в большинстве случаев
превышает сотни (тысячи) килограммов, принимается, что при попадании осколка в аппарат или
установку, находящиеся под давлением, они полностью уничтожаются, причем, главным образом,
за счет разрушительных эффектов, связанных с их разгерметизацией в результате попадания
осколка.
И.3.3 Воздействие тепловой радиации от пожара на технологическое оборудование,
наружные установки
И.3.3.1 Критерием термического поражающего воздействия на технологическое
оборудование и наружные установки является значение поглощенной дозы тепловой радиации,
вычисляемой по формуле
где <7оС) — величина теплового потока на единицу площади, кВт/м2, / — длительность
теплового воздействия, с.
И.3.3.2 Зависимость степени повреждения оборудования кпо С)ботдозы поглощенной
тепловой радиации Do( имеет вид
0 при <7об <12 кВт/м2,
к
"чювр-оо
0,1
0,1
при
f0,9-
^Об(ф
*Л)бор ~
^гиб ~
< D
" ^пор
*Люр
при Дюр<Ло0ор</)П1б,
1пРИ Добор ^Аиб'
(И.9)
где D - пороговое значение дозы поглощенной тепловой радиации (кДж/м2), ниже
которого оборудование получает только слабые повреждения (£,ювр_об =0,1);
/)1иб - значение дозы поглощенной тепловой радиации (кДж/м2), выше которого
оборудование считается полностью разрушенным.
Значения D и /)гибдля различных типов оборудования приведены в таблице И.6.
И.3.3.3 Подземное технологическое оборудование принимается нечувствительным к
термическому воздействию и при любой аварии считается неповрежденным (Лповр.об= 0).
349

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Табл и ца И . 6 - Значения D и 0ги6 для оборудования разных классов чувствительности
к воздействию тепловой радиации
! Класс
i чувствительности
, оборудования
1
(высокочувствительное)
II (средней
чувствительности)
III
(слабочувствительное)
Тип оборудования
ГПА в исполнении без блок-контейнера и индивидуального
укрытия. ТДА, открытые блоки подготовки топливного,
пускового и импульсного газов, открытые электростанции на
собственные нужды, оборудование ПЭБ, ГЩУ и другое
расположенное вне укрытия сложное вспомогательное
оборудование
ГПА в блок-контейнерах и индивидуальных укрытиях, АВО,
сепараторы, пылеуловители, блоки подготовки топливного,
пускового и импульсного газов и электростанции на
собственные нужды в укрытиях, незащищенные крановые
узлы, шкафы ЭХЗ, КПТМГ опоры ЛЭП и другое
незащищенное технологическое оборудование с фланцевыми
соединениями с чувствительными к нагреву материалами-
уплотнителями
Надземные трубопроводы, крановые узлы в защитном
укрытии
кДж/м2
3300
8300
35000
0rmv
кДж/м:
10000
25000
45000
И.4 Критерии поражающего воздействия на компоненты природной среды
И.4.1 Принимается, что единственным поражающим фактором аварий на
рассматриваемых в настоящем СТО Газпром ОПО, способным нанести значимый ущерб компонентам
природной среды (кроме атмосферы), является тепловая радиация.
И.4.2 Критерием поражающего воздействия является критический тепловой поток
q , кВт/м2, рассчитанный на 90-ю секунду после начала аварийного истечения газа.
Значения <; п, при превышении которого происходят необратимые изменения древесной раститель-
ности, лесной полстилки, плодородного слоя почв и сельхозкультур, вызывающие их гибель,
представлены в таблице И.7.
Табл и ца И . 7 - Критические значения теплового потока для различных компонентов
природной среды, соответствующие уничтожению плодородного слоя почв и
растительности
Компонент природной среды
Древесная растительность
Почвы
Лесная подстилка
Сельскохозяйственные культуры
<укр, кВт/м2 '
7
35
5
5
350

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение К
(рекомендуемое)
Методика оценки ущерба от аварий на опасных производственных
объектах ОАО <<Газпром»
K.I Полный ущерб при реализации того или иного расчетного сценария аварии на
опасном производственном объекте (ОПО) рассчитывается по формуле
У =У + У + У + У + У (К.1)
a t--j ир им.ар. i i.a укол4 v1^1/
где Ус_.} — социально-экономический ущерб вследствие гибели и травматизма людей, руб.;
У - прямой ущерб производству ОПО, руб.:
Уич| ) (-- ущерб, связанный с уничтожением и повреждением имущества других (третьих)
лиц (населения , сторонних организаций и т.п.), руб.;
У-, а — затраты на локализацию аварии, ликвидацию ее последствий и расследование
аварии, руб.;
У.ЖО| - экологический ущерб (ущерб объектам окружающей природной среды), руб.
К.2 Социально-экономический ущерб, УсГ вследствие гибели и травмирования людей
рассчитывается по формуле
У =У +У +У +У , (К.2)
с-j 1:11 i.ii i:x;i f.;i..i v '
где УП1, Утп - затраты на компенсацию и проведение мероприятий вследствие
соответственно гибели и травмирования персонала газотранспортного общества (ГТО), руб.;
У1Д.,, УТ1,, - затраты на компенсацию и проведение мероприятий вследствие
соответственно гибели и травмирования других (третьих) лиц, руб.
К2.1 Затраты, связанные с гибелью персонажа ITO ОАО «Газпром» определяются по формуле
ые 5И к - средний размер пособия в случае смерти кормильца, руб.;
5П(>| - средний размер пособия на погребение одного погибшею, руб.:
^коми ~~ компенсационные выплаты родственникам погибших исходя из стоимости
среднестатистической жизни человека, руб.;
A;llc - число погибших среди персонала при реализации рассматриваемого сценария
аварии, чел. (см. 5.9. 6.9, 7.9).
5KON1Ij следует рассчитывать по формуле
*К0М„ = "перс.! ' ^ (K.4)
где 5Ж — стоимость среднестатистической жизни человека для современных условий
Российской Федерации, руб.;
351

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
5Ж следует принимать в диапазоне 1,5-И 5 млн руб., который рекомендован к
использованию в Декларации Российского научного общества анализа риска «Об экономической
оценке жизни среднестатистического человека» 130]. Для уточнения 5Ж рекомендуется
формула
•?ж = Дсрл/£- (К.5)
где Е — норма дисконтирования, которая для персонала дочерних обществ и организаций
ОАО «Газпром» принимается равной норме дисконтирования в ОАО «Газпром»;
Дср) - среднедушевой годовой доход человека, который для персонала ГТО
ОАО «Газпром» принимается равным среднедушевому годовому доходу работников дочерних
обществ и организаций ОАО «Газпром» за последний год, руб.Дгод • чел).
К2.2 Затраты, связанные с травмированием (ранением) персонала ГТО, определяются
по формуле
Ут.н = (■*. + SnM + SJ ■ ЛГперс._р, (K.6)
где Sn - средний размер пособия по временной нетрудоспособности, руб.;
S — средний размер пенсии одному лицу, ставшему инвалидом, руб.;
5М - средний размер расходов, связанный с повреждением здоровья одного
пострадавшего, на его медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию, руб.;
jVf - число травмированных (раненых) среди персонала, чел. (см. 5.9, 6.9, 7.9).
Значения 5П0Г, Sn к, S[V 5ИП, SM определяются с учетом соответствующих положений
Генерального коллективного договора ОАО «Газпром», коллективных договоров его дочерних
обществ и организаций.
К.2.3 Затраты, связанные соответственно с гибелью и травмированием других
(третьих) лиц, определяются по формулам
У,л,,= (^,к + ^о, + ^омм)-^ьГ (К.7)
У-г„л = <■*„ + *,„ + SJ • Vp' <К-8>
где N - общее количество погибших среди других (третьих) лиц при реализации
рассматриваемого сценария аварии, чел. (см. 5.9, 6.9, 7.9);
/Vino — общее количество раненых среди других (третьих) лиц при реализации
рассматриваемого сценария аварии, чел. (см. 5.9, 6.9. 7.9).
Величины 5' „, 5I1#1I, 5U, 5НП, 5М расшифрованы выше, их значения для других (третьих)
II.К llv)l о rill .VI
лиц определяются в соответствии с действующим законодательством.
Значение 5Ж для расчета SKosm для других (третьих) лиц определяется по формуле К.5.
в которой Е =0,08 год-1 - норма дисконтирования (считается постоянной в течение 30 лет —
ожидаемой предстоящей продолжительности жизни человека); Д = 118932 руб./(год • чел) -
352

СТО [Ъзпром 2-2.3-351-2009
среднедушевой доход по Российской Федерации за последний год (по данным Федеральной
службы государственной статистики за 2006 год).
К.З Прямой ущерб производству на ОПО, У , руб., рассчитывается по формуле
У„р = Уо.ф.у + Уаф,1 + У1-м,Г (К-9)
где У0 ф v, У(> ф п - потери эксплуатирующей организации в результате соответственно
уничтожения и повреждения11 своих основных фондов (ОФ), руб.;
Ут м - потери организации в результате уничтожения и повреждения
товарно-материальных ценностей (ТМЦ): продукции, сырья и т.п., руб.
К.3.1 Потери, связанные с уничтожением ОФ, УС)(к v, руб., рассчитываются по формуле
'оо-\ ' и-у
у _ V к(]) • ?(i) . N(i) + V V(i) i/ im
^о.ф.у ~~ Z^ Лмонг \>6-v /vo6-v ^ Zw °-3ii-v4 ik.lU)
i=l ' i=1
где /(>6v — число видов уничтоженного технологического оборудования или наружных установок;
5об у "*"" цена единицы нового аналогичного оборудования или наружной установки /-го
вида за вычетом износа старого(ой), руб.;
^мош — коэффициент, учич ывающий затраты на транспортировку, таможенные пошлины
и монтаж оборудования /-го вида (рекомендуемые значения 1,2-5-1,8 в зависимости от вида
оборудования; при отсутствии точной информации принимать к х = 1,5):
Nl£ - количество уничтоженных единиц оборудования или наружных установок /-го вида;
11п v — число уничтоженных зданий;
зЛ-у '
^зл-\ ~ сумма затрат на разборку завалов и стоимости строительства нового
аналогичного здания за вычетом износа старого, руб.
Количества и перечень уничтоженных единиц каждого вида основных фондов
(оборудования, наружных установок, зданий, транспортных средств) определяются в соответствии с
5.10,6.10,7.10.
К.3.2 При частичном повреждении имущества стоимость ущерба, У0ф„, руб.,
рекомендуется определять либо как полную сметную стоимость ремонта ОФ, либо рассчитывать
по формуле
'об-п ' и-и
У^ - У ки) -«(l)-yv(1) + V к{{) -^° /i/i и
*о.ф.н ~ Z^ *повр-об лоб /vo6-n ^ Z^ Кповр-зд °зд > (К. 11)
i=l i=l
где /обЧ1 - число видов поврежденного технологического оборудования или наружных установок;
11 Поврежденными считаются материальные ценности (здания, сооружения, оборудование,
продукция, и т.д.), которые в результате ремонтно-восстановительных работ после аварии могут быть
приведены в состояние, позволяющее их использовать по первоначальному функциональному
назначению. В противном случае они считаются уничтоженными.
353

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
%овр-об ~~ доля стоимости восстановления оборудования (т.е. стоимости нового аналогично-
го оборудования) /-го вида идущая на его ремонт (соответствует степени повреждения и
принимается в соответствии с И.З (приложение И) с учетом конкретного поражающего воздействия);
Лоо ~ стоимость единимы оборудования /-го вида, руб.;
A/(,J - количество поврежденных елннии оборудования или наружных установок
/-го вида;
^монр 3.1 ~~ ла,я стоимости строительства нового аналогичного здания /-го вида, идущая на
его ремонт (соответствует степени повреждения и принимается в соответствии с И.2
(приложение И) с учетом конкретного поражающего воздействия);
Ьул — стоимость строительства нового аналогичною здания /-го вида, руб.
Количества и перечень поврежденных единим каждого вида основных фондов (оборудования,
наружных установок, зданий, транспортных средств) определяются в соответствии с 5.10, 6.10, 7.10.
КЗ.З Стоимость восстановления объектов (строительства новых аналогичных
объектов) рекомендуется рассчигывать при помощи методов, представленных ниже (либо одного из
них, либо их сочетания), в зависимости от физической доступности и степени достоверности
имеющейся информации.
- Здании:
а) расчет с применением средних удельных показателей стоимости строительства,
полученных на основе анатпза имеющихся данных о реальной стоимости строительства
подобных объектов в данном per ионе;
б) расчет с использованием данных сметной документации, разработанной для
оцениваемых объектов. В случае доступности смет в уровнях цен прошлых лет необходимо
провести пересчет сметной стоимости в уровень современных цен с использованием отраслевых
коэффициентов изменения цен в строительстве;
в) для расчета восстановительной стоимости таких объектов, как вагоны-дома и дома-
контейнеры, блок-боксы, здания ячеистого типа, легкие ангары и т.п., необходимо
использовать информацию организаций, производящих (поставляющих) данные объекты или их
аналоги, с учетом дополнительных затрат на их транспортировку и монтаж.
В случае, если в стоимость оцениваемого здания включена стоимость установленного
технологического оборудования, необходимо учесть этот подтвержденный факт в стоимости.
— Магистральные трубопроводы (магистральные газопроводы и кондеисатопродуктопроводы)'.
а) расчет с использованием данных сметной документации с последующей
корректировкой в уровень современных мен с применением реально действующих отраслевых
строительных коэффициентов удорожания, при этом:
354

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
— стоимость труб определяется отдельно от СМР на основе информации о
современных действующих ценах заводов-изготовителей с последующим учетом всех необходимых
дополнительных затрат (транспортных, таможенных и т.п. расходов);
— значение коэффициента удорожания СМР определяется как его
средневзвешенное значение за нормативный период строительства объекта (нормативные сроки
строительства участков газопроводов определяются согласно СНиП 1.04.03-85 |42]);
б) расчет с использованием в качестве расчетных величин средних удельных
показателей (на один километр линейной части) стоимости строительства, полученных на основе
анализа имеющихся данных о реальной стоимости строительства газопроводов в различных
регионах.
— Специализированное оборудование газовой отрасли: газоперекачивающие агрегаты,
сепараторы, теплообменники и другое оборудование:
В качестве основных источников при определении восстановительной стоимости
специализированного оборудования газовой отрасли рекомендуется использовать данные о
закупках, отраженные в договорах, агентских поручениях, дополнительных соглашениях,
имеющихся в департаментах ОАО «Газпром», а также данные ООО «Газкомплектимпэкс». В
тех случаях, когда оцениваемый агрегат сегодня не закупается, необходимо выполнить выбор
наиболее близкого аналога из группы, закупаемой Обществом.
— Скважины газовые на ПХГ:
а) расчет с использованием имеющейся информации о реальных ценах на бурение и
обустройство по данному ПХГ (включая отсыпку кустов и дорог);
б) расчет с применением средней погонной стоимости скважин;
В случае, если бурение на данном ПХГ не ведется, необходимо корректно выбрать
схожие по условиям ПХГ или месторождения, в том числе с разными горизонтами, где бурение
ведется, а затем использовать данные о стоимости одного погонного метра и/или удорожания
работ для расчета восстановительной стоимости оцениваемых скважин.
При этом должны быть использованы данные о стоимости оборудования скважины
при строительстве реальных объектов как для выполнения непосредственно расчетов, так и
для проверки полученных результатов.
— Прочие сооружения:
Под данным наименованием понимаются такие сооружения, как различные (но не
магистральные) трубопроводы (нефте- и газосборные, технологические, водопровод, канали-
355

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
зация и т.п.), электрические сети, сети связи, автодороги, площадки, мачты, резервуары для
хранения различных продуктов и т.п.
Рекомендуется применять следующие методы расчета восстановительной стоимости
таких сооружений:
а) пересчет имеющейся стоимости сооружения на дату ввода (без учета проведенных
переоценок) к уровню современных цен с применением реально действующих отраслевых
коэффициентов изменения пен в строительстве;
б) расчет с применением средних удельных показателей стоимости строительства,
полученных на основе анализа имеющихся данных о реальной стоимости строительства
подобных объектов в данном регионе;
— Машины и оборудование:
а) расчет с использованием имеющихся в дочерних обществах ОАО «Газпром»,
ООО «Газкомплектимпэкс», департаментах ОАО «Газпром» данных о стоимости групп
оборудования при строительстве реальных объектов;
б) расчет с применением реальных договорных цен заводов-изготовителей с учетом
всех затрат на доставку и установку;
в) расчет с применением коэффициентов удорожания подобных объектов в случае
соответствия необходимой технической информации поданным Росстата.
— Транспортные средства:
Для оценки стоимости автотранспорта рекомендуется использовать различные
информационные источники, в том числе региональные данные для автомобилей, продаваемых на
открытом рынке. В случае оценки стоимости специальной техники необхолимо рассмотреть
все данные, доступные в отрасли, например информацию ООО «Газкомплектимпэкс» и/или
данные дочерних обществ ОАО «Газпром».
В случае, когда техника относительно новая (возраст до 3 лет), возможно применение
обоснованных коэффициентов удорожания поданным Росстата.
При выполнении расчетов стоимости объектов приоритет рекомендуется отдавать
ценовой информации, источником которой является Департамент инвестиций и
строительства ОАО «Газпром», ООО «Газкомплектимпэкс» и подразделения дочерних обществ
ОАО «Газпром», а также информация специализированных подрядных организаций,
непосредственно ведущих строительство объектов ОАО «Газпром».
При оценке объектов, которые не являются специализированными объектами газовой
отрасли, (например, автомобильный транспорт, автомобильные и железные дороги,
тепловые, водопроводные, канализационные и электрические сети и др.) могут быть использованы
356

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
данные, полученные из других источников. В частности, в таких случаях рекомендуется
использовать данные подрядных и проектных организаций, а также справочно-ценовую
информацию, публикуемую ООО «Ко-Инвест».
К.3.4 Потери организации в результате уничтожения (повреждения)
товарно-материальных ценностей (ТМЦ)* У(_м п, руб., определяются по сумме потерь каждого вида
ценностей следующим образом
'тм
у,л,ц = 1лпМ;!, (К. и)
ы
где /|м - число видов утраченных в результате аварии товарно-материальных ценностей;
^тм ~ количество товарно-материальных ценностей /то вида, т или шт.;
5<i) _ стоимость единицы /-го вида товарно-материальных ценностей, руб./т или
руб./шт.
В качестве ТМЦ следует в первую очередь учитывать транспортируемые продукты
(природный газ, конденсат), ГСМ, запасные части на хранении.
Так, ущерб, связанный с безвозвратными потерями транспортируемого продукта,
определяется по формуле
где М У1 — объем (или масса) безвозвратно потерянного продукта, тыс. м3 или т;
S л — внутренняя расчетная (оптовая) цена транспортируемого продукта для
организаций ОАО «Газпром», руб./тыс.м3 или руб./т.
S х определяется в соответствии с ежегодно утверждаемыми внутренними расчетными
(оптовыми) ценами на газ и внутренние расчетные тарифы на услуги по транспортировке и
хранению газа для организаций ОАО «Газпром».
5ТМ. для остальных приобретаемых ТМЦ рекомендуется определять по текущим
закупочным ценам с учетом затрат на их транспортировку и упаковку, таможенных пошлин и прочих
сборов. В качестве Л/тм для таких ТМЦ рекомендуется принимать среднегодовые объемы их
хранения на территориях, попадающих в зону негативного воздействия поражающих
факторов аварии.
К.4 Ущерб имуществу других (третьих) лиц, Уим ;], руб., рассчитывается по аналогии
с расчетом прямого ущерба эксплуатирующей организации (для юридических лиц), а также
на основании рыночной стоимости принадлежащего физическим лицам имущества.
В общем случае ущерб, связанный с уничтожением (повреждением) имущества других
лиц, определяется по формуле
357

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Уим.лр.л = У-.л + Уа/л + Ул.и.к + Уж/д + Ус/х , (К-14)
где Узд - ущерб, связанный с уничтожением и повреждением зданий и сооружений, руб.;
Уа/1 - ущерб при авариях вблизи автодорог; руб.;
Ул.и.к ~ У1цеР6^ связанный с уничтожением линейных инженерных коммуникаций (ЛЭП,
кабель связи и пр.), руб.;
Уж/:[ - ущерб имуществу при авариях вблизи железных дорог, руб.;
Ус/х - ущерб, связанный с уничтожением сельхозкультур вблизи ОПО, руб.
К4.1 Ущерб, связанный с уничтожением и повреждением зданий и сооружений.
Ущерб У.зл зданиям и сооружениям в общем случае возможен в местах нарушений
СНиП 2.05.06-85* |21| в части минимальных безопасных расстояний (МБР) от ОПО до
сторонних промышленных объектов, населенных пунктов (садоводческих товариществ),
отдельных строений и определяется по следующим формулам
Узл = Узд-у + Узл-1, (К. 15)
Узд-у = Z ^зл^^зд-У' (К. 16)
у - Y к{[} . ?(i) ./v(l)
J зл-п /^ "лювр-зл °зд-и ;узл-п • (К 17)
i=l
где I — число видов уничтоженных строений;
'зл-и ~ число видов поврежденных строений;
S{]) — сумма затрат на разборку завалов и стоимости строительства нового
аналогичного здания /-го вида за вычетом износа старого, руб.;
S(l)_ — стоимость нового аналогичного строения, здания, сооружения /-го вида, руб.;
^злу — число уничтоженных строений /-го вида (см. 5.10, 6.10. 7.10);
/у(0 — число поврежденных строений /-го вида (см. 5.10, 6.10, 7.10);
h0) — доля стоимости нового аналогичного строения /-го вида, идущая на его ремонт
*повр-зд
и отражающая степень повреждения строения. Значения к{^ ,_.ы определяются с помощью
соответствующих таблиц и формул из подраздела И.2 приложения И с учетом конкретного
поражающего воздействия .
К4.2 Ущерб, связанный с уничтожением линейных инженерных коммуникаций.
В первую очередь в качестве У;] и к следует учитывать ущерб У1ЭП, связанный с
уничтожением (как правило, в резулыаге воздействия тепловой радиации от пожара)
высоковольтных ЛЭП, как наиболее дорогих сооружений, определяемый по формуле
У,М = *восс • С*оп • *о„ + Sup Lup), (К.18)
358

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
где к =1,2 — коэффициент, учитывающий стоимость работ по восстановлению jun;
S - стоимость опоры ЛЭП, руб.;
/Von - число уничтоженных опор ЛЭП;
S - стоимость 1 погонного метра уничтоженных проводов, руб/п.м.;
L - длина уничтоженных проводов (приравнивается к длине проводов всею аварийного
пролета между опорами ЛЭП), м.
Количество уничтоженных опор и проводов ЛЭП, определяется в соответствии с 5. Ю, 6.10.
К4.3 Ущерб имуществу при авариях вблизи автодорог,
Ущерб имуществу при авариях вблизи автодорог Уа,.г как правило, может иметь место
на переходах МГ и МКП через автодороги, участках совместного параллельного прохождения
трассы трубопровода и автодороги и рассчитывается по формуле
Уа/д = *тр • ("ф-у + V,. • *нонр> + *.«кс • Sm ■ Lav (K.19)
где S — средняя стоимость одного автотранспортного средства, руб. (допускается принимать
в размере 10 тыс. долларов США в рублевом эквиваленте по текущему курсу ЦБ);
ки - доля от стоимости транспортного средства S , идущая на ремонт автотранспортного
средства и зависящая от степени его повреждения (определяется в соответствии с 5.10, 6.10);
S.n — стоимость полотна автомобильной дороги, руб./п.м;
/V , — число уничтоженных автотранспортных средств (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
/V — число поврежденных автотранспортных средств (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
L.vl - длина восстанавливаемого полотна дороги (определяется в соответствии с 5.10, 6.10
как длина полотна, попадающая в зону критического воздействия превалирующего
поражающего фактора), м;
ктУСС = 1,2 - коэффициент, учитывающий стоимость работ по восстановлению полотна
автодороги.
К4.4 Ущерб имуществу при авариях вблизи железных дорог
Ущерб имуществу ОАО «Российские железные дороги» Уж/1, как правило, может иметь
место на переходах МГ и МКП через железные дороги и участках параллельного прохождения
трассы МГ (МКП) и железной дороги и рассчитывается по формуле
у =с.д^ +/V -к + к • (S 1 +
ж/л ваг ваг-у ваг-п повр восс v ж/л.п ж/л.п
+ ^и.к • ^и.к) + ^пср.им' (К.20)
где 5ваг - стоимость изготовления нового железнодорожного вагона за вычетом износа
рассматриваемого вагона, руб.;
359

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
^ваг-у ~ число уничтоженных железнодорожных вагонов (определяется в соответствии с
5.10, 6.10), шт.;
^наг-и ~~ чис;ю поврежденных железнодорожных вагонов (определяется в соответствии с
5.10,6.10), шт.;
А'п - доля стоимости новою железнодорожного вагона, идущая на ремонт
рассматриваемого вагона и зависящая от степени его повреждения (определяется в соответствии с
подразделом И.З приложения И);
^восс = Ы ~ коэффициент, учитывающий стоимость работ по восстановлению полотна
железной дороги;
^ж/л п — стоимость железнодорожного полотна, руб./п.м;
1Ж/1Н - длина разрушенного железнодорожного полотна (определяется в соответствии с
5.10, 6.10 как длина полотна, попадающая в зону критического воздействия превалирующего
поражающего фактора), м;
SV] K - стоимость инженерных коммуникаций вдоль железной дороги (линии связи,
электроконтактные сети, линейные опоры), руб./п.м;
Lu K - длина разрушенных коммуникаций вдоль железной дороги (линии связи,
электроконтактные сети, линейные опоры), м (определяется в соответствии с 5.10, 6.10);
S — стоимость перевозимого имущества в уничтоженных вагонах (допускается
принимать в размере 50 % от стоимости вагона), руб.
К4.5 Ущерб, связанный с уничтожением сельхозкультур Усх , обусловленный
термическим воздействием на сельхозкультуры от возникающею в результате аварии пожара,
определяется исходя из средней за последние 5 лет урожайности сельхозкультуры в данном регионе
(в качестве базовых сельхозкультур можно принимать зерновые) и закупочных цен,
действующих в регионе, по формуле
^ = W <Сс/к • ^ + СВОзДСЛ), (К.21)
где 5c/x_v — площадь уничтоженных сельхозугодий (определяется в соответствии с 5.10, 6.10), га;
Сс/к - местная закупочная цена сельхозкультуры, руб./т;
Р — урожайность сельхозкультуры в данном регионе, т/га;
С — затраты на возделывание 1 га сельскохозяйственной культуры, руб./га.
К.5 Затраты на локализацию аварии, ликвидацию последствий и расследование
аварии, У j , рассчитывают по формуле
где У - расходы, связанные с локализацией аварии и ликвидацией ее последствий, руб.;
У - расходы на расследование аварии, руб.
360

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
При отсутствии информации о значениях Уп ,У значение Ут а допускается принимать
в размере 10 % от стоимости прямого (имущественного) ущерба производству и третьим
лицам
У =0,1 -(У + У ). (К.23)
л.а ч у ир им.др.л' v '
К.6 Расчет экологического ущерба
Под экологическим ущербом в настоящем стандарте понимается вред, нанесенный
компонентам природной среды в результате аварии на ОПО ГТО, который исчисляется в
денежном эквиваленте в форме компенсационных выплат эксплуатирующей организацией
за причинение указанного вреда (т.е. за нарушение ею законодательства в сфере
природопользования, обусловленное причинением вреда компонентам природной среды).
Экологический ущерб, y.Jk01, руб., рассчитывается по следующей формуле
У.кол - «an, + К,ес.ф + Кводн + К11С|1|11, (К.24)
где К - компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного
воздуха, руб.:
К 1ССф - компенсационные выплаты за ущерб лесному фонду и не входящим в лесной
фонд лесам, руб.;
Кво m - компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением водных ресурсов,
руб.;
К||ОЧВ - компенсационные выплаты за ущерб, связанный с загрязнением почвы или
нарушением продуктивных характеристик почвы, руб.
В зависимости от типа ОПО, на котором происходит авария, вклад каждой
составляющей будет различен. При расчете Уэко, в рамках анализа риска для ОПО ГТО достаточно
учитывать только основные составляющие ущерба (с наибольшими вкладами в величину
убытков) в соответствии с таблицей К. 1 (приложение К).
Таблица К. 1 - Учитываемые расчетные составляющие УЭК(>1 для разных типов ОПО ГТО
Тип ОПО ГТО
лч мг
ЛЧ МКП
1 КС, ГРСиАГНКС
НС МКП
ПХГ
Катм
4
4
4
4
4
воли
4
Клес.ф
4
4
4
4
4
К
почв
4
4
Примечание - Ущерб сельхозкультурам отнесен к разряду ущербов имуществу третьих лиц
(см. подраздел К.4 приложения К).
361

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
При оценке экологического ущерба, причиненного аварией, следует
руководствоваться требованиями действующего в Российской Федерации законодательства и нормативных
документов, в том числе, отраслевых, в сфере природопользования и охраны окружающей
среды.
К.6.1 Расчет ущерба, связанною с загрязнением атмосферного воздуха
Расчет компенсационных выплат за ущерб, связанный с загрязнением атмосферного
воздуха вследствие выбросов природного газа, продуктов его сгорания и иных зафязняюших
веществ при авариях на ОПО ГТО, производится в соответствии с постановлениями
Правительства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632 и от 12.06.2003 г. № 344 |31, 32| и
«Инструктивно-методическими указаниями по взиманию платы за загрязнение окружающей
природной среды» [331.
Компенсационные выплаты рассчитываются как плата за сверхлимитный выброс
загрязняющих веществ с применением повышающего коэффициента, равного 5, по формуле
Ка1М = Zs 5 • ms • Л/( ■ KJK • КИ|1ф ■ Кохр, (К.25)
где т- — масса выбросов /-го загрязняющего вещества, т;
/У} — базовый норматив за выброс одной тонны загрязняющего вещества в пределах
установленных лимитов сбросов, руб./т;
Кэк — коэффициент экологической значимости;
КШ[ф — коэффициент, учитывающий инфляцию в соответствии с федеральным законом о
федеральном бюджете на соответствующий год;
К — коэффициент для особо охраняемых природных территорий, в том числе,
лечебно-оздоровительных местностей и курортов, а также для районов Крайнего Севера и приравненных к
ним местностей, Байкальской природной территории и зон экологического бедствия, равный 2.
Масса природного газа или конденсата, выброшенного в результате аварии,
рассчитывается в соответствии с 5.7. 6.7, 7.7 .
Наибольшие компенсационные выплаты за ущерб атмосфере имеют место при
возгорании выброшенных из аварийного технологического оборудования углеводородов, так как
при их горении в условиях недостатка кислорода образуются вредные химические соединения
(СО, NO, N02, сажа), представляющие большую опасность для экологии и обусловливающие
более высокий размер платы за выброс в атмосферу.
В расчетах следует принимать, что из одной тонны сгоревшего природного газа в
среднем образуются следующие количества загрязняющих веществ:
- несгоревший метан — 0,015 т;
- оксид углерода — 0,057 т;
362

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- оксид азота (N0) - 0,00013 т;
- диоксид азога (NO,) - 0,0008 т;
- сажа - 0,03 т.
Для определения количества продуктов сгорания для конденсата рекомендуется
использовать методики |34, 35| и ВРД 39-1.13-034-2004 |36|.
Базовый норматив за выброс одной тонны загрязняющего вещества, /V, и коэффициент
экологической значимости К>ь определяются в соответствии с Постановлением
Правительства «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ
стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих вешеств в поверхностные и
подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» |32|.
К.6.2 Расчет ущерба, связанного с воздействием тепловой радиации от пожара на леса.
Расчет размера ущерба лесам при авариях на МГ и МКП производится в соответствии
с Постановлением Правительства Российской Федерации от 08.05.2007 г. № 273 |37| и
выполняется по формуле
*^=*r*2'VV^WC..cc' (К.26)
гле К] - коэффициент учитывающий вид нарушения лесного законодательства (для случая
«уничтожение или повреждение до степени прекращения роста деревьев» К] = 50);
К2 — повышающий коэффициент, зависящий от времени года (в период с декабря по
январь - 2; в остальные месяцы - 1);
К, — повышающий коэффициент для ставок платы за единицу объема древесины лесных
насаждений (утверждается ежегодно в соответствии с Федеральным законом от 24.07.2007 г.
№ 198-ФЗ|38|);
КА - повышающий коэффициент, учитывающий категорию лесного массива (устанавливается в
соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от08.05.2007 г. № 273 |37|);
V- корневой запас древесины на 1 га, м3/га;
^■iec-Y ~~ п;,ошадь уничтоженного лесного массива, попадающего в зону теплового
воздействия, ограниченную изолинией теплового потока 7 кВт/м2 на конец первой минуты после
начала пожара, га, рассчитывается в соответствии с 5.10.13:
С10С — славка платы за единицу объема лесных ресурсов, руб. (устанавливается в
соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.05.2007 г. № 310 |39|).
К.6.3 Расчет ущерба, связанный с загрязнением водных объектов от аварии на МКП.
Расчет компенсационных выплат за ущерб водным объектам выполняется в
соответствии с постановлениями Правительства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632 и от
12.06.2003 г. №344 |31 ? 321.
363

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Компенсационные выплаты рассчитывают как плата за сверхлимитный выброс
загрязняющих веществ с применением повышающего коэффициента, равного 5. Расчет выплат
выполняется по формуле
Чо.т =5 ' 2-i C.-ii иол ' М\ пол ' *j.mu ' *охр " *инф« (К.27)
где Си Ь(м - норматив платы за сброс одной тонны /-го загрязняющего вещества в пределах
установленных лимитов сбросов, руб./т;
A/j IK).I - масса сброса /-го загрязняющего вещества, т;
А.} иод - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости
поверхностного водного объекта;
А' - коэффициент дчя особо охраняемых природных территорий, в том числе лечебно-
оздоровительных местностей и курортов, а также для районов Крайнего Севера и
приравненных к ним местностей, Байкальской природной территории и зон экологического бедствия,
равный 2.
А|Ш(.— коэффициент, учитывающий инфляцию в соответствии с федеральным законом о
федеральном бюджете на соответствующий год.
Базовый норматив за выброс одной тонны загрязняющего вещества в поверхностные и
подземные водные объекты, Cri 1ЮЧ, и коэффициент экологической значимости, К.ПЮ1,
определяется в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от
12.06.2003 г. №344 |32].
Масса сброса, М{ В()1 рассчитывается в соответствии с 6.7.
К.6.4 Ущерб, связанный с загрязнением или нарушением продуктивной способности
"0ЧВЫ- К..ОЧ1Г
Рекомендуется рассматривать два типовых варианта негативного воздействия на почву:
- загрязнение углеводородами (относится только к авариям на МКП);
- нарушение продуктивных свойств почвы тепловым излучением от пожара.
Расчет компенсационных выплат за ущерб, связанный с негативным воздействием на
почву, производится по формуле
почв ночи-у псшр-у » почв-у ночв-у' v * '
где S _. — площадь утраченного плодородного слоя почвы, га, определяемая в случае
пожара на МГ или МКП в соответствии с 5.10.16 и 6.10.9, а в случае выброса жидких
углеводородов - в соответствии с 6.10.11 как площадь разлития жидких углеводородов;
/;по = 0,20 - глубина утраченного плодородною слоя почвы, м.
рПОМ!4 у = 1,1 - средняя плотность грунта, т/м3;
Cn v - рыночная стоимость одной тонны чернозема, руб./т.
364

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Л
(рекомендуемое)
Идентификация опасностей на подземном резервуаре хранилища природного
газа в отложениях каменной соли
Л.1 Основные опасные составляющие подземного резервуара
Подземный резервуар (ПР) в отложениях каменной соли представляет собой
специально сооружаемую или образовавшуюся при добыче полезных ископаемых горную
выработку, соединенную с дневной поверхностью скважиной или скважинами, которые
трубопроводами связаны с технологическими системами подземного хранилища. ПР — основной
технологический модуль подземного хранилища"1 углеводородов, выполняющий роль
аккумулятора хранимых продуктов.
Общая система ПР в любом исполнении включает следующие потенциально опасные
технологические системы: екважииа(ы), выработка-емкость, технологические трубопроводы.
Л. 1.1 Скважина
Технологическая система скважины в любом исполнении включает системы: устьевое
оборудование (УО) скважины, ствол скважины.
Устьевое оборудование, кроме функциональных узлов, типичных для большинства
подобных конструкций (корпус, задвижки, краны, контрольно-измерительные приборы,
исполнительные механизмы дистанционного управления и диагностики и др.), содержит
конструктивные элементы для шарнирного герметичного крепления подвесных колонн,
испытывающие значительные механические нагрузки. Разрушение или разгерметизация этих
элементов может привести к разгерметизации устьевого оборудования с последующей аварией.
Ствол скважины включает: крепь, эксплуатационные подвесные колонны; внутри-
скважинное оборудование (ВО): уплотнительные элементы (УЭ).
Крепь скважины состоит из направления, промежуточных обсадных колонн (ПОК),
основной обсадной колонны (ООК) цементных колец, отделяющих их между собой и от
горных пород. Различные варианты крепи — количество и длины колонн, сортамент труб, их
материал, тип соединений, параметры цементных колец выполняются согласно требованиям
к ее прочности и герметичности.
Оценка риска технологических систем хранилища, которые принципиально не зависят от ею вида и
осуществляют вспомогательные функции - подготовку, транспорт хранимого продукта и другие,
представляет собой самостоятельную зшшчу, на которую не распространяются рекомендации данного
приложения.
365

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Эксплуатационные колонны (ЭК) представляю! собой подвешенные на опорах УО
внутри ООК (имогла на кондукторах) свободно висяшие системы груб определенной длины,
с муфтовыми (иногда сварными) соединениями. Количество ЭК зависит от технологических
проектных задач и требований надежности. Высоким требованиям надежности отвечает
конструкция ЭК с внешней защитной колонной с ингибитором коррозии между neii и ОК. что
значительно уменьшает вероятность коррозионного разрушения и утечки хранимого
продукта из ЭК через крепь скважины при их негерметичности.
Внутрискважинное оборудование предназначено для снижения вероятности
неуправляемой утечки опасного хранимого вещества за пределы скважины.
Клапан подачи ингибитора служит в системе подачи ингибитора коррозии для
предотвращении коррозионного разрушения колонн с последующей разгерметизацией.
Клапан-отсека гель - для предотвращения утечки через УО на дневную поверхность и
в атмосферу.
Пакерное уплотнение служит для герметичного разделения коллекторов, предохраняя
утечку опасного вещества за пределы своего коллектора.
Л. 1.2 Выработка-емкость
Выработки-емкости создаются в отложениях каменной соли методом подземного
растворения через одну или несколько буровых скважин. Выработки-емкости имеют форму,
близкую к телу вращения вокруг вертикальной оси (вертикальные, создаваемые через одну
скважину), или подобные тоннелю (горизонтальные, создаваемые через одну или несколько
скважин). Выработки-емкости в каменной соли эксплуатируются без крепления.
Выработка-емкость характеризуется глубиной заложения, вместимостью, высотой,
максимальным горизонтальным размером (пролетом). Устойчивость выработки-емкости
определяется следующим:
- прочностными свойствами горных пород, вметающих выработку;
- горным давлением;
- противодавлением хранимого продукта;
- величиной пролета выработки;
- формой выработки.
Противодавление (буферное давление) хранимого продукта определяется способом
эксплуатации подземного хранилища.
Рассольный способ эксплуатации состоит во взаимозамещении хранимого продукта и
рассола. При этом противодавление в выработке-емкости практически постоянно и равно
давлению столба рассола. Рассольный способ эксплуатации применяется, в основном, при
366

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
хранении жидких нефтепродуктов и сжиженных газов. При хранении продуктов газа
рассольная схема применяется, например, когда осуществляется увеличение вместимости
выработки-емкости в процессе эксплуатации.
Безрассольный способ эксплуатации, в зависимости от типа хранимого продукта,
состоит в следующем. При хранении сжатых газов подземный резервуар действует как сухой
газгольдер, давление в выработке меняется в пределах от максимального до буферного. При
хранении жидких продуктов вытеснение может производигься сжатым газом. В этом случае
давление в выработке также меняется в пределах от максимального до буферного.
Л.2 Факторы способствующие возникновению и развитию аварий на составляющих
подземного резервуара
Опасность аварий технологических систем ПР определяется двумя группами опасных
факторов:
- факторами, обусловленными физико-химическими свойствами опасных веществ,
заключенных в технологических системах;
- факторами непредвиденного разрушения конструкций технологических систем.
Л.2.1 Опасные вещества в технологических системах подземного резервуара
Физико-химические свойства как хранимого опасного вещества, так и опасных
технологических веществ, участвующих в рабочем процессе, в случае разгерметизации
соответствующих технологических систем ПР, обусловливают существование пожаро- и взрывоопасное™ и
экологической опасности. Опасность этих веществ в зависимости от способности создавать в
случае аварии опасные факторы оценивается классами физической и химической опасности.
Опасность источников — веществ, заключенных в технологические системы,
определяет проектные мероприятия по их защите, отражающиеся в конструкциях систем -
носителей источников опасности, систем сигнализации, автоматики, пожаротушения.
Класс опасности и показатели пожаровзрывобезопасности определяют также
регламент технологического обслуживания соответствующих систем, в том числе периодичность
визуального контроля, набор контрольно-измерительных приборов, периодичность ремонт-
но-профилактических мероприятий.
Показатели взрыво- и пожароопасности: группа горючести, температура вспышки,
температура воспламенения, температура самовоспламенения, концентрационные пределы
самовоспламенения, условия теплового самовозгорания, минимальная энергия зажигания,
нормальная скорость распространения пламени, скорость выгорания, коэффициент дымооб-
разования и др.
367

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Л.2.3 Факторы, способствующие возникновению разрушений конструкций
технологических систем подземного резервуара
Роль основных разрушительных процессов (событий), влияющих на параметры риска
ПР, определяется качеством этапов его производственного цикла: проектирования,
строительства, эксплуатации, которые создают на каждом из них номенклатуру характерных
факторов риска.
Л.2.3.1. Проектирование
На стадии проектирования основными факторами, способствующими возникновению
аварий, являются:
- несоответствие конструкций и технологических процессов условиям строительства и
эксплуатации, в том числе применение недостаточно апробированных процессов и
конструкций;
- применение технологически несовместимых процессов и конструкций;
- ошибки в расчетах конструкций с учетом граничных условий (давление, градиент
нарастания давления, рН-фактор, срок службы и др.) их работы;
- некачественное исполнение проектов и технической документации, в том числе:
а) проявления некорректности в чертёжно-технической документации и в
формулировках технических условий, имеющие принципиальное значение (ошибки в размерах, в
технологических параметрах, обозначениях и т.д.):
б) нарушения требований «Единой системы конструкторской документации»;
в) низкий уровень автоматизации процессов;
г) низкий уровень диагностики технического состояния конструкций и параметров
рабочих процессов, в том числе дистанционной диагностики;
д) некачественный уровень сигнализации о неисправности;
е) недостаточное применение систем, предотвращающих ошибки в строительстве и
эксплуатации;
ж) недостаточное применение систем и конструкций заводской сборки;
з) отсутствие полного анализа причин и следствий вероятных отказов;
и) неполное или неясное описание профилактических мероприятий, в том числе в
регламенте технического обслуживания;
к) недоступность для контроля начальной стадии разрушения;
л) недостаточная ремонтопригодность конструкций.
- отсутствие авторского контроля разработчика проекта при строительстве и
эксплуатации ПР;
368

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- отсутствие или неэффективная деятельность системы профессиональной
переподготовки и обучения персонала по новым проблемам проектирования, строительства и
эксплуатации, в том числе: по проблемам экологии, надежности, системам АСУПиС, использования
компьютерных систем и др.
Л.2.3.2 Строительство
Строительство подземных хранилищ в отложениях каменной соли представляет
потенциальную опасность в основном процессом размыва выработки-емкости подземного
резервуара, если в нем принимает участие нерастворитель - углеводород, представляющий собой
взрыво- и пожароопасное вещество.
Аварии при строительстве могут быть двух типов: наземные и подземные. Наземная
авария проявляется в разгерметизации устьевого оборудования скважины или насосной
системы, заполненной нерастворителем, выбросе его из системы и распространению по
поверхности (жидкий нерастворитель) или в воздухе (нерастворитель — природный газ).
В качестве аварийных последствий должны рассматриваться: загрязнение почвы и вод,
а также воспламенение разлитого нерастворителя. В результате пожара возможны
человеческие жертвы, разрушение технологического оборудования, загрязнение окружающей среды
продуктами сгорания, а также аварии на объектах, технологически не связанных с
источниками аварии, как на самом хранилище, так и за его пределами.
Подземная авария, вызванная разгерметизацией скважины строящегося резервуара,
проявляется утечкой нерастворителя в заколонное пространство и далее в подземные водные
горизонты или на дневную поверхность и в грунтовые воды. Опасность такой аварии
определяется загрязнением источников питьевой воды для населения и потерей значительной части
хранимого продукта.
На стадии строительства действуют следующие факторы, способствующие
возникновению аварий:
- повреждение труб;
- недоворот в резьбовых соединениях;
- отсутствие изоляционного материала в муфтах;
- некачественный цементаж;
- некачественная установка пакерного уплотнения;
- некачественная установка другого внутрискважинного оборудования;
- некачественные элементы УО;
- некачественная установка элементов УО, применение не регламентируемых
материалов и т. п.;
369

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- нарушение проектной геометрии выработки-емкости;
- некачественное проведение испытаний и другие причины;
- нарушения нормативных требований:
а) некомпетентность,
б) неуправляемость,
в) неорганизованность,
г) некачественная поставка.
Л.2.3.3 Эксплуатация
Опасность аварий при эксплуатации определяется классом опасности хранимого
вещества и типом хранилищ. При этом существуют общие виды аварий, оценка риска
которых должна рассматриваться для всех типов подземных хранилищ в солях:
- разгерметизация ПР с выбросом хранимого продукта:
а) на дневную поверхность,
б) в подземные горизонты;
- разгерметизация технологических систем наземного комплекса:
а) хранимого продукта.
б) других технологических систем, содержащих опасные вещества.
При эксплуатации всех типов хранилищ возможны нарушения регламента
технического обслуживания и другие нарушения, связанные с организацией работ:
- низкий уровень диагностики технического состояния конструкций и параметров
рабочих процессов, в том числе дистанционной диагностики;
- некачественный уровень сигнализации о неисправности;
- отсутствие полного анализа причин и следствий вероятных отказов;
- неполное проведение профилактических мероприятий по регламенту технического
обслуживания;
- недоступность для контроля начальной стадии разрушения;
- неэффективная деятельность системы профессиональной переподготовки и
обучения персонала.
Па стадии эксплуатации номенклатура действующих факторов риска различается в
зависимости от назначения ПР и способа перекачки в нем хранимого продукта: с
подвесными колоннами или без подвесных колонн.
1.3.3.1. С подвесными колоннами.
Действуют факторы риска:
- сверхнормативная скорость потока (рассола);

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
- нарушение концентрации рассола;
- закупорка подвесных колонн;
- нарушения параметров хранимого продукта:
а) подавлению;
б) по скорости;
в) по температуре;
г) абразивный износ и другие причины.
1.3.3.2. Без подвесных колонн:
- сверхнормативное давление;
- сверхнормативная скорость;
- сверхнормативная температура.
Л.З Возможные инциденты, аварии и их причины
Авария на ПР представляет собой разгерметизацию подземного резервуара с утечкой
(выбросом продукта).
Наиболее тяжелые последствия связаны с выбросом хранимого продукта на
поверхность при разрушении устьевого оборудования, так как с ним по известным прецедентам
чаше всего связаны самые опасные события (взрыв, пожар, травматизм) и, как следствие,
наибольший ущерб.
Причинами такой аварии могут быть:
- образование трещины в устьевой обвязке, приводящее к ее разгерметизации;
- неправильные действия персонала при проведении технологических операций,
ремонтных и геофизических работ;
- наезд транспорта;
- преднамеренные действия третьих лиц;
- природные катастрофы.
Повреждение может выражаться в образовании трещин и других дефектов, нарушении
герметичности уплотнений и т. п., что потребует отклонения от нормального режима работы
и проведения ремонта.
Разгерметизация скважины возникает в результате разрушения обсадной колонны и
цементного кольца. Следует отметить, что по истечению определенного промежутка времени
цементное кольцо практически на всех скважинах теряет герметичность. Поэтому можно
считать, что герметичность скважины будет полностью зависеть от герметичности обсадной
колонны труб. В результате реализации одного из исходных событий происходит попадание
продукта в породный массив. При соответствующих геологических условиях продукт может
371

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
попасть в водоносные горизонты или на поверхность. Возможно перекрытие живого сечения
скважины с выводом резервуара из строя.
В качестве первичного инцидента чаще всего происходят:
Смятие обсадной колонны.
Причины аварии:
- тектонические явления и смятие колонны пластичными породами;
- ошибки в проектировании при выборе сортамента труб;
- ошибки в предпроектной подготовке;
- ошибки в эксплуатации;
- случайная несогласованность при комплектации или строительстве и т. д.
Перекрытие открытого ствола скважины.
Причины аварии:
- полное вытеснение продукта из резервуара неконцентрированным рассолом,
вследствие чего происходит подрастворение стенок открытого ствола и обрушение пород со сгенок
скважины.
Тектонические явления
Текучесть пластичных пород в окрестности скважины.
Разрушение выработки-емкости.
Причины аварии:
- тектонические явления;
- снижение давления в резервуаре ниже предельного.
372

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Библиография
11] Федеральный закон от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности
опасных производственных объектов»
|2| Руководящий документ Порядок оформления декларации промышленной
Ростехнадзора РД 03-14-2005 безопасности опасных производственных объектов и
перечень включаемых в нее сведений
131 Ведомственный руководящий Инструкция по техническому расследованию и учету
документ ОАО «Газпром» аварий и инцидентов на опасных производственных
ВРД 39-1.2-054-2002 объектах ОАО «Газпром», подконтрольных
Госгортехнадзору России
|4| Руководящий документ Методические указания по проведению анализа
Госгортехнадзора России риска опасных производственных объектов
РД 03-418-01
|5| Руководящий документ Порядок уведомления и представления территори-
Госгортехнадзора России альным органам Госгортехнадзора информации об
РД-08-204-98 авариях, аварийных утечках и опасных условиях
эксплуатации объектов магистрального
трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей
[6| Федеральный закон от 21.12.1994 г. № 68-ФЗ «О защите населения и территорий от
чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера»
[7] Свод правил МЧС России Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-
СП 11-107-98 технические мероприятия гражданской обороны.
Мероприятия по предупреждению чрезвычайных
ситуаций» проектов строительства
|8| Декларация Российского научного общества анализа риска «О предельно допустимых
уровнях риска» // Проблемы анализа риска. — 2006. - Том 3. — № 2
[9] Э. Дж. Хенли, X. Кумамото. «Надежность технических систем и оценка риска». — М.:
Машиностроение, 1984
[ 10J AIChE/CCPS (1992). Guidelines for hazard evaluation procedures (2-nd ed.). Center for
Chemical Process Safety. American institute of chemical engineers. New York
[11] Рекомендации по учету влияния технико-технологических, природно-климатических и
других факторов при прогнозировании аварийности на МГ ОАО «Газпром»
(утверждены ОАО «Газпром» 27.03.2007 г.)
373

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
112] Поляков В.Н. Обоснование существования масштабного эффекта при разрушении
магистральных трубопроводов// Газовая промышленность. - 1993. - № 3. - С. 20-23
113] Поляков В.Н. Влияние диаметра трубопроводов на характеристики их долговечности //
Газовая промышленность. - 1993. - № 12. - С. 21—23
114] Демченко В.Г, Демченко Г.В. Энергетическая оценка длины разрушения газопровода //
Газовая промышленность. — 1999. — № 12. - С. 11 — 13
[ 15] Поляков В.Н.. Колобанова А.Е., Минеев В.Н. Масштабный эффект при разрушении
газопроводов // Строительство трубопроводов. - 1992. - № 10. - С. 36-38
116] Максименко А.Ф., Клименко Е.Т., Стативко В.Л., Халлыев Н.Х. Определение зоны
безопасности при разрыве газопровода // Газовая промышленность. - 2001. - № 2. -
С. 38-39
[17] Нагорный В., Поляковский В.А., Белинский И.В. Влияние взрыва подземного
трубопровода на окружающую среду // Газовая промышленность. - 2001. - № 4. - С. 67
[18| Methods for the Calculation of Physical Effects. - TNO, CPR HE, Commitree for the
Prevention of Disasters, Second Edition., Voorburg, 1991
] 19] Едигаров A.C., Сулейманов В.А. Математическое моделирование аварийного
истечения и рассеивания природного газа при разрыве газопровода //Математическое
моделирование. - 1995. - т. 7. — № 4. - С. 37—52
120J Методика оценки последствий лесных пожаров (введена в действие указанием МЧС
России от 14.04.1995 г. № 194). - М.: ВНИИ ГОЧС - 1995
]21] Строительные нормы и правила Магистральные трубопроводы
СНиП 2.05.06-85*
[22] Руководящий документ Методические рекомендации по составлению
Госгортехнадзора России декларации промышленной безопасности опасного
РД 03-357-00 производственного объекта
123] Performance of European cross-country oil pipelines. Statistical summary of reported spillages
in 2005 and since 1971. Prepared by the CONCAWE Oil Pipelines Management Group's
Special Task Force on oil pipeline spillages (OP/STF-1). BrusseK May 2007
[24] Моделирование аварийных ситуаций на опасных производственных объектах.
Программный комплекс ТОКСИ+ (версия 3.0) // Сборник документов. Серия 27.
Выпуск 5. — М.: ОАО «НТЦ «Промышленная безопасность», 2006
374

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
|25| Свойсгва вредных и опасных веществ, обращающихся в нефтегазовом комплексе /
Справочник. - Воронеж: ДОАО «Газпроектинжиниринг», 2005
|26| Васильев О.Ф., Бондарев Э.А.. Воеводин А.Ф., Каниболотский М.А. Неизотермическое
течение газа в трубах. - Новосибирск: Наука, 1978. — 127 с
|27| Сулейманов В.А. Расчет нестационарных режимов эксплуатации газопроводов // Изв.
АН СССР. Сер.: «Энергетика и транспорт». - 1987. - Т. 25. - № 1. - С. 134-142
[28| Едигаров А.С. Прогнозирование зон воздействия при авариях на объектах газовой
промышленности методами математического моделирования нестационарных
термогазодинамических и массообменных процессов: Дис. докт. техн. наук. 05.15.13. М.,
1996.432 с.
|29| Мищуев А.В., Комаров А.А. I — Определение динамических нагрузок при внутренних
аварийных взрывах на объектах газовой промышленности. II — Прогнозирование
последствий внутренних аварийных взрывов на объектах газовой промышленности//
Методологические аспекты оценки техногенных и природных рисков: Тр. ВНИИ ГАЗа —
М., 1999. -С. 300-312
1301 Декларация Российского научного общества анализа риска «Об экономической оценке
жизни среднестатистического человека» // Проблемы анализа риска. — 2007. — Том 4. — № 2
|31| Постановление Правительства Российской Федерации от 28.08.1992 г. № 632 «Об
утверждении Порядка определения платы и ее предельных размеров за загрязнение
окружающей природной среды, размещение отходов, другие виды вредного
воздействия»
|32| Постановление Правительства Российской Федерации от 12.06.2003 г. № 344
«О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ
стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в
поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и
потребления»
1331 Инструктивно-методические указания по взиманию платы за загрязнение окружающей
природной среды (утверждены Министерством охраны окружающей среды и природных
ресурсов Российской Федерации 26.01.1993 г., согласованы с Министерством финансов
Российской Федерации 25.01.1993 г., Министерством экономики Российской
Федерации 20.01.1993 г.
375

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
|34| Меюдика расчета выбросов от источников горения при разливе нефти и
нефтепродуктов (утверждена приказом Государственного комитета Российской
Федерации по охране окружающей среды от 05.03.1997 г. № 90)
1351 Методика расчета выбросов вредных веществ в атмосферу при свободном горении
нефти и нефтепродуктов. - Самара: Самарский областной комитет охраны
окружающей среды и природных ресурсов РФ. 1996. - 15 с.
|36| Ведомственный руководящий
документ ОАО «Газпром»
ВРД 39-1.13-034-2004
Методика расчета параметров выбросов и валовых
выбросов вредных веществ от факельных
установок сжигания углеводородных смесей
|37| Постановление Правительства Российской Федерации от 08.05.2007 г. № 273 «Об
исчислении размера вреда, причиненного лесам вследствие нарушении лесного
законодательства»
|38| Федеральный закон от 24.07.2007 г № 198-ФЗ «О федеральном бюджете на 2008 юл и
на плановый период 2009 и 2010 годов»
|39| Постановление Правительства Российской Федерации от 22.05,2007 г. № 310
«О ставках платы за единицу объема лесных ресурсов и ставках платы за единицу
площади лесного участка, находящегося в федеральной собственности»
|40| Свод правил МЧС России
СП 11-113-2002
Порядок учета инженерно-технических
мероприятий гражданской обороны и
мероприятий по предупреждению чрезвычайных
ситуаций при составлении ходатайства
о намерениях инвестирования в строительство
и обоснований инвестиций в строительство
предприятий, зданий
|411 Строительные нормы и правила
СНиП 2.05.02-85*
|42| Строительные нормы и правила
СНиП 1.04.03-85
Автомобильные дороги
Нормы продолжительности строительства и
задела в строительстве предприятий, зданий и
сооружений
376

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
ОКС 13.200
Ключевые слова: методические указания, опасный производственный объект,
ОАО «Газпром», анализ риска, газотранспортное предприятие

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО ПРОВЕДЕНИЮ
АНАЛИЗА РИСКА ДЛЯ ОПАСНЫХ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ
ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ ОАО «ГАЗПРОМ»
СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Издание официальное
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»
Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт
природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»
Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»
Москва 2009

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Предисловие
РАЗРАБОТАН
Обществом с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых
технологий — Газпром ВНИИ ГАЗ»
2 ВНЕСЕН
Управлением проектирования и нормирования Департамента
инвестиций и строительства ОАО «Газпром»
3 УТВЕРЖДЕН распоряжением ОАО «Газпром» от 30 марта 2009 г. № 83
И ВВЕДЕН ВДЕЙСТВИЕ
4 ВЗАМЕН
СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003 «Методические указания по
проведению анализа риска для опасных производственных
объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»
© ОАО «Газпром», 2009
© Разработка ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ», 2009
© Оформление ООО «Газпром экспо», 2009
Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим
законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»
II

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Содержание
1 Область применения 1
2 Нормативные ссылки 2
3 Термины, определения, обозначения и сокращения 3
4 Общие положения 12
4.1 Назначение анализа риска. Цели и задачи анализа риска на различных этапах
жизненною цикла опасного произволе! венного объекта 12
4.2 Структура показателей безопасности и риска 15
4.3 Основные этапы анализа риска 19
5 Анализ риска линейной части магистральных газопроводов 25
5.1 Блок-схема анализа риска линейной части магистральных газопроводов 25
5.2 Планирование и организация работ 26
5.3 Идентификация опасностей на магистральных газопроводах 30
5.4 Опенка ожидаемых частот возникновения аварий
на магистральных газопроводах 35
5.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных газопроводах 36
5.6 Оценка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий на
магистральных газопроводах 43
5.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности
выбросов природного газа при разрывах магистральных газопроводов 47
5.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий на магистральных
газопроводах 50
5.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала
от аварий на магистральных газопроводах 61
5.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества и компонентов
природной среды от аварий на магистральных газопроводах 72
5.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных газопроводах 84
5.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного и социального
рисков от аварий на магистральных газопроводах 88
5.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения
аварий на магистральных газопроводах 99
5.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных газопроводов.
Сравнение показателей риска с уровнями приемлемого риска 102
111

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
6 Анализ риска линейной части магистральных конденсатопродуктопроволов 106
6.1 Блок-схема анализа риска линейной части магистральных
конденсатопродуктопроволов 106
6.2 Планирование и организация работ 106
6.3 Идентификация опасностей на магистральных конденсатопродуктопроводах 108
6.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах 112
6.5 Определение расчетных сценариев аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах 113
6.6 Опенка условных вероятностей реализации расчетных сценариев аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах 116
6.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности
выбросов газового конденсата при авариях на магистральных
конденсатопродуктопроводах 123
6.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий
на магистральных конденсатопродуктопроводах 127
6.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала
от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах 132
6.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества
и компонентов природной среды от аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах 133
6.11 Расчет ущерба от аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах 136
6.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного
и социального рисков от аварий на магистральных
конденсатопродуктопроводах 138
6.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения
аварий на магистральных конденсатопродуктопроводах 138
6.14 Определение наиболее опасных составляющих магистральных
коиденсатопродуктопроводов. Сравнение показателей риска
с уровнями приемлемого риска 139
7 Анализ риска для площадочных объектов 139
7.1 Блок-схема анализа риска для площадочных объектов 139
7.2 Планирование и организация работ 141
7.3 Идентификация опасностей на площадочных объектах 144
IV

СТО Газпром 2-2.3-35 N2009
7.4 Оценка ожидаемых частот возникновения аварий на площадочных объектах 150
7.5 Определение расчетных сценариев аварий на площадочных объектах 153
7.6 Опенка условных вероятностей реализации расчетных сценариев
аварий на площадочных объектах 167
7.7 Расчет интенсивности, общих количеств и продолжительности выбросов
опасных веществ при авариях на площадочных объектах 169
7.8 Расчет распространения поражающих факторов аварий
на площадочных объектах 171
7.9 Расчет количества пострадавших среди населения и персонала
от аварий на площадочных объектах 173
7.10 Расчет количеств уничтоженного и поврежденного имущества
и компонентов природной среды от аварий на площадочных объектах 173
7.11 Расчет ущерба от аварий на площадочных объектах 175
7.12 Расчет потенциального, индивидуального, коллективного
и социального рисков от аварий на площадочных объектах 179
7.13 Расчет ожидаемого годового ущерба с учетом частот возникновения
аварий на площадочных объектах 185
7.14 Определение наиболее опасных составляющих площадочных объектов.
Сравнение показателен риска с уровнями приемлемого риска 187
8 Особенности применения стандарта для анапиза риска скважин
и трубопроводов системы сбора газа подземных хранилищ газа 190
9 Рекомендации по использованию результатов анализа риска
при страховании опасного производственного объекта 190
Приложение А (справочное) Характеристики опасных веществ, обращающихся
на опасных производственных объектах транспорта и хранения газа
и газового конденсата 193
Приложение Б (рекомендуемое) Порядок расчета количеств опасных
веществ на некоторых состаааяющих опасных производственных
объектов транспорта и хранения газа и газового конденсата 207
Приложение В (рекомендуемое) Обобщенное дерево отказов для подземного
магистрального газопровода 209
Приложение Г (рекомендуемое) Методики расчета интенсивности истечения
и количества выбрасываемого газа при разрушениях газопроводов 214
v

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Приложение Д (рекомендуемое) Методики расчета интенсивности истечения
и количества выбрасываемого продукта при разгерметизации
конденсатопродуктопроводов 234
Приложение Е (рекомендуемое) Методики расчета пространственно-временного
распределения выбрасываемых продуктов с учетом их физико-химической
трансформации 277
Приложение Ж (рекомендуемое) Методики расчета физических параметров
и масштабов распространения поражающих факторов аварий 293
Приложение И (рекомендуемое) Критерии поражающего воздействия различных
поражающих факторов аварии на человека, имущество,
компоненты природной среды 340
Приложение К (рекомендуемое) Методика оценки ущерба от аварий на опасных
производственных объектах ОАО «Газпром» 351
Приложение Л (рекомендуемое) Идентификация опасностей на подземном резервуаре
хранилища природного газа в отложениях каменной соли 365
Библиография 373
VI

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Введение
Настоящий стандарт регламентирует выполнение процедуры количественного анализа
техногенного риска эксплуатации опасных производственных объектов транспорта газа и
газового конденсата и подземных хранилищ газа ОАО «Газпром». Стандарт разработан во
исполнение требований Федерального закона «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ в рамках реализации следующих директив
ОАО «Газпром»:
- Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ
ОАО «Газпром» на 2004 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром»
А.Б. Миллером 13.09.2004 г. № 01-69;
- Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006—2010 гг.,
утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером (от 11.10.2005 г. № 01-
106), п. 6.1 «Разработка технологий, технических средств и организационных мероприятий,
направленных на повышение экологической, промышленной, информационной и
антитеррористической безопасности производственного комплекса Общества».
Стандарт разработан с учетом результатов практического использования применяемого
до введения в действие настоящего документа стандарта СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003
«Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов
газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»» на объектах эксплуатирующих организаций
ОАО «Газпром», а также требований федеральных надзорных и контрольных органов в области
промышленной безопасности.
Настоящий стандарт разработан в целях:
- повышения уровня безопасности жизни и здоровья граждан, имущества физических
или юридических лиц, государственного или муниципального имущества и экологической
безопасности;
- повышения уровня промышленной безопасности опасных производственных
объектов транспорта газа и газового конденсата и подземных хранилищ газа ОАО «Газпром»;
- рационального использования ресурсов, направляемых на обеспечение
промышленной безопасности указанных опасных производственных объектов ОАО «Газпром»;
- обеспечения сопоставимости процедур и результатов исследований в области
анализа и оценки риска, обусловленного возможными авариями на опасных производственных
объектах газовой отрасли.
В настоящем стандарте в полной мере учитывается как специфика эксплуатации
технологических объектов транспорта и хранения сжатого газа, а также транспорта газового
конденсата, так и физические особенности протекания аварийных процессов на этих объектах.
VII

СТО Газпром 2-2.3-351-2009
Стандарт содержит подробное описание последовательных этапов количественного
анализа риска применительно к технологическим объектам транспорта газа и газового
конденсата и подземных хранилищ газа ОАО «Газпром» в объеме требований, предъявляемых к
содержанию деклараций промышленной безопасности руководящими документами Ростех-
надзора(РД 03-14-2005, РД 03-357-00, РД 03-418-01).
В документе рассматриваются вопросы:
- оценки ожидаемых частот возникновения аварий;
- построения сценариев развития аварий и оценки масштабов распространения
поражающих факторов аварий;
- оценки негативного воздействия поражающих факторов аварий на человека,
технологическое оборудование, здания, сооружения и другие материальные объекты, а также на
компоненты окружающей природной среды;
- оценки показателей риска для людей, в том числе потенциального, индивидуального,
коллективного и социального рисков;
- оценки ожидаемого материального ущерба от аварий.
Стандарт разработан на основании договора от 17 апреля 2006 г. № 0559-04-16.
Стандарт разработан коллективом авторов из ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ»:
ответственные исполнители: B.C. Сафонов (д.т.н.), СВ. Овчаров (к.т.н.), СА. Ковалев (к.т.н.);
исполнители: СВ. Овчаров (к.т.н.), СА. Ковалев (к.т.н.), СВ. Ганага (к.т.н.), А.В.Мельников,
Е.Н. Желтиков, А.А. Петрулевич (к.т.н.), М.А. Киркин, Т.В. Елаева.
В разработке стандарта также принимали участие: В.Д. Шапиро (к.т.н.), A.M. Почечуев
(ООО «Газпром газнадзор»); И.А. Швыряев, Д.А. Орехова (МГУ им. М.В. Ломоносова);
М.К. Теплов, В.И. Федчук (ООО «Подземгазпром»); СИ. Сумской (ОАО «НТЦ
«Промышленная безопасность»).
VIII