Таблица N 5.1. Характеристика опасного вещества

Таблица N 5.1

5.3.4. Расчет количества природного газа в анализируемом(ых) газопроводе(ах) выполняется при решении вопроса о необходимости разработки ДПБ для рассматриваемого участка МГ, при разработке самой ДПБ, а также при определении класса опасности ОПО.

Расчет выполняется посекционно (отдельно для каждой секции газопровода между линейными кранами) с последующим суммированием полученных значений. Последовательность расчета приведена в приложении N 3 к настоящему Руководству.

Примечание. Следует иметь в виду, что количество газа, как таковое, в секции газопровода или на участке между КС не является параметром, определяющим основные характеристики прямого поражающего воздействия при разгерметизации газопровода, а служит лишь критерием отнесения МГ к декларируемым ОПО и определяет максимально возможную длительность существования поражающих факторов при непринятии оперативных мер по локализации аварии.

5.3.5. Определение возможных причин и условий возникновения аварий на линейной части магистральных газопроводов.

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

коррозионное растрескивание под напряжением (далее - КРН или стресс-коррозия);

подземная и атмосферная коррозия;

механические повреждения (строительной техникой, бурильным оборудованием, в результате взрывных работ, актов вандализма и терроризма);

дефекты труб, оборудования и материалов во время их изготовления, транспортировки и СМР;

внутренняя коррозия и эрозия;

циклические нагрузки, приводящие к усталостному разрушению;

природные воздействия (подвижки грунта из-за оползней, селей, карстов, землетрясений, размывов, морозного пучения и др. процессов, эффекты растепления многолетнемерзлых грунтов, обводнение траншей);

нарушения правил технической эксплуатации МГ;

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

противоправные действия.

На данном подэтапе идентификации опасностей при анализе конкретного участка МГ рекомендуется из приведенного списка причин выделить ожидаемые причины аварий применительно именно к этому участку газопровода с учетом реальных условий его эксплуатации и местных действующих факторов окружающей среды, а также с учетом имеющихся статистических данных о причинах и условиях возникновения имевших место ранее аварий на аналогичных по конструктивно-технологическим параметрам и условиям эксплуатации участках МГ. Данный подэтап может рассматриваться как подготовительный для этапа оценки ожидаемой частоты аварий на анализируемом участке МГ с учетом влияния различных факторов на газопровод (пункт 5.4.1 настоящего Руководства).

5.3.6. Предварительная идентификация ПОУ на МГ.

Под ПОУ МГ на данном этапе анализа понимаются 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, на которых при техническом диагностировании выявлено значительное количество дефектов.

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

В качестве ПОУ в первую очередь выделяются:

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

Расположение и длина каждого такого участка определяются следующим образом. Серединой участка является точка пересечения с осью МГ перпендикуляра, проведенного к оси МГ из ближайшей к МГ точки рассматриваемого населенного пункта (здания, места скопления людей). Длина участка определяется выражением:

где H_кр - дальность распространения от места аварии превалирующего поражающего фактора аварии на МГ (тепловой радиации от пожара), км;

L_нп - расстояние от оси МГ до ближайшей к МГ точке населенного пункта (здания, места скопления людей), км.

б) участки МГ, вблизи которых на расстоянии не более 0,5 км от оси МГ расположены комплексы зданий, сооружений, оборудования сторонних организаций. Расположение и длина участков определяется, как сказано в подпункте "а";

в) подземные переходы через автомобильные и железные дороги и примыкающие к ним участки МГ длиной по L_ажд км в обе стороны от переходов, где L_ажд = H_кр - см. формулу (5.56).

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 H_кр в обе стороны по трассе МГ от мест расположения наземного оборудования;

г) подводные переходы МГ с береговыми размываемыми участками;

д) участки пересечений МГ с различными трубопроводами, включая участки МГ длиной H_кр 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.

Рекомендуется 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 и подэтапы КолАР проводятся для каждого выделенного на трассе МГ ПОУ.

5.3.7. Определение расчетных сценариев аварий на линейной части магистральных газопроводов.

5.3.7.1. Применительно к ЛЧ МГ сценарий аварии в обобщенном виде кратко описывается следующим образом: разгерметизация газопровода с выбросом (истечением) природного газа в окружающую среду -> взаимодействие потока газа с компонентами ОС и его физико-химические трансформации в ОС (физическое проявление аварии) -> воздействие поражающих факторов на реципиентов -> поражение реципиентов.

Сценарный анализ рекомендуется строить по иерархической схеме, включающей группы сценариев C₁...C_I и входящие в них расчетные сценарии C₁₁..C_1j..C_1J, C₂₁..C_2j..C_2J,...., C_I1..C_Ij..С_IJ, где i - номер группы сценариев, j - номер сценария в i-ой группе.

5.3.7.2. Группа сценариев аварии - это совокупность сценариев, характеризующихся одним и тем же типом физических проявлений аварии.

Наибольшая энергия при аварии на МГ выделяется при горении газа, с чем связаны и наиболее тяжелые последствия аварии. По этой причине воспламенение или невоспламенение газа определяет следующие наиболее значимые при анализе риска типы физических проявлений аварии на МГ, различающиеся, кроме факта горения/не горения, еще и характером истечения газа:

горение относительно низкоскоростного вертикального или наклонного шлейфа ("колонны") газа, образовавшегося в результате смешения двух струй газа, истекающих из концов разорвавшегося газопровода 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 газопровода, вырванных из грунта (как правило, из "слабонесущего" грунта с низкой связностью) на поверхность земли (для подземного МГ) или сорванных с опор (для надземного участка МГ);

рассеивание без воспламенения низкоскоростного шлейфа газа, истекающего из грунтового котлована;

рассеивание без воспламенения двух свободных высокоскоростных струй газа (настильных или с некоторым углом наклона к горизонту).

В соответствии с указанными типами физических проявлений аварии на ЛЧ МГ рекомендуется учитывать следующие 4 группы сценариев (таблица N 5.2 настоящего Руководства).