МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДАХ (утв. Приказом ОАО АК Транснефть от 30.12.1999 n 152)


Утверждено
Приказом АК "Транснефть"
от 30 декабря 1999 г. N 152
Согласовано
письмом Госгортехнадзора России
от 7 июля 1999 г. N 10-03/418
МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО
ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДАХ
Методическое руководство предназначено для оценки риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов, в том числе для прогнозирования частоты возникновения возможных аварий, объемов разливов нефти, а также масштабов компенсационных выплат за загрязнение нефтью окружающей природной среды.
Методическое руководство разработано НТЦ "Промышленная безопасность" по заказу ОАО "АК "Транснефть" в соответствии с Мероприятиями по выполнению решений Комиссии Правительства Российской Федерации по оперативным вопросам (протокол от 13 февраля 1996 г. N 3).
Введение
Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах предназначено для оценки (прогноза) частоты аварийных утечек из нефтепроводов, объемов аварийных разливов и потерь нефти, а также для оценки компенсационных выплат за загрязнение нефтью земель, водных объектов и атмосферного воздуха при авариях на линейной части магистрального нефтепровода.
Полученные оценки риска аварий нефтепроводов дают основу для разработки приоритетных мероприятий по повышению промышленной безопасности магистральных нефтепроводов, в том числе организации диагностических и ремонтных работ на линейной части нефтепроводов.
Основу Методического руководства составляют нормативные документы Госгортехнадзора России (РД 08-120-96, РД 08-204-98, РД 03-357-00), Госкомэкологии России (в области оценки ущерба окружающей природной среде от аварий), Минтопэнерго России и АК "Транснефть" (РД Методика оценки ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах), научные разработки НТЦ "Промышленная безопасность", ВНИИГАЗ, МГУ, АЦ ГИН РАН, ФГЦС "Экология".
Методическое руководство разработано НТЦ "Промышленная безопасность" авторским коллективом в составе: М.В. Лисанов, В.Ф. Мартынюк, А.С. Печеркин, В.И. Сидоров, Е.В. Ханин (НТЦ "Промышленная безопасность"), Л.Н. Морозова, И.В. Сахаров, А.Н. Чижов (АЦ ГИН РАН), А.А. Швыряев (МГУ им. М.В. Ломоносова), В.С. Сафонов (ВНИИГАЗ), С.И. Сумской (МИФИ), А.В. Явелов, И.А. Уткина (ФЦГС "Экология"), В.М. Зюзина (САПР ЦИАМ).
В разработке методического руководства принимали участие Ю.В. Лисин, В.А. Галкин (АК "Транснефть").
1. Общие положения
1.1. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах (далее - Методическое руководство) предназначено для оценки (прогноза) частоты аварийных утечек нефти вдоль трассы нефтепровода (технологический риск), оценки воздействия аварийных разливов нефти на различные компоненты окружающей природной среды (экологический риск) и проведения на основе полученных результатов мер по повышению промышленной и экологической безопасности.
1.2. Методическое руководство предназначено для специалистов АК "Транснефть", Госгортехнадзора России, проектных и экспертных организаций, занимающихся транспортировкой нефти и нефтепродуктов.
1.3. Методическое руководство используется:
- при проведении анализа опасностей и риска аварий магистральных нефтепроводов;
- при разработке деклараций промышленной безопасности опасных производственных объектов магистральных нефтепроводов;
- при оценке воздействия на окружающую среду магистральных нефтепроводов;
- при проектировании, строительстве и эксплуатации магистральных нефтепроводов;
- при разработке регламента обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов;
- при страховании ответственности за причинение вреда в случае аварии на магистральном нефтепроводе.
Полученные результаты могут быть использованы по усмотрению Заказчика при проведении конкретных работ.
1.4. В настоящем Методическом руководстве в качестве аварийных разливов нефти понимаются разливы нефти объемом более 1 куб. м или загрязнение любого водотока, реки, озера, водохранилища или любого другого водоема при условии, что оно превысило установленные стандарты качества воды для таких водоемов.
1.5. В Методическом руководстве окружающая природная среда представлена в виде системы, состоящей из следующих основных компонентов: земли, водных объектов, атмосферного воздуха.
Величина ожидаемого ущерба, который может быть нанесен негативным воздействием на окружающую среду, определяется как сумма ожидаемых ущербов для различных компонентов природной среды (в форме платы за сверхнормативное загрязнение природной среды нефтью и нефтепродуктами).
Расчет ожидаемого ущерба вследствие разлива нефти при авариях на магистральном нефтепроводе производится на основании действующих документов, регулирующих порядок начисления и уплаты платежей за загрязнение окружающей среды.
1.6. Методическое руководство целесообразно применять на практике с помощью специально разработанного программного обеспечения, в основу которого положено данное руководство.
2. Термины и определения, сокращения
и условные обозначения
2.1. Термины и определения
Авария - разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ (Федеральный закон Российской Федерации "О промышленной безопасности опасных производственных объектов").
Авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаро- и взрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации (ГОСТ Р 22.0.05-94).
Анализ риска или риск - анализ - процесс идентификации опасностей и оценки риска для отдельных лиц или групп населения, имущества или окружающей среды. Анализ риска заключается в использовании всей доступной информации для идентификации (выявления) опасностей и оценки риска аварии и связанных с ней ситуаций (РД 08-120-96).
Идентификация опасности - процесс выявления и признания, что опасность существует; определение ее характеристик (РД 08-120-96). Является одним из этапов анализа риска (оценки степени риска) аварий на нефтепроводах и включает сбор информации, деление (разбивку) трассы нефтепровода на участки и получение предварительных оценок опасности.
Негативное воздействие на окружающую природную среду - любые прямые или косвенные, немедленные или возникшие через какое-то время, вредные последствия аварии, в частности, для:
а) людей, флоры и фауны;
б) почвы, воды, воздуха и ландшафта;
в) взаимосвязи между факторами, указанными в подпунктах а) и б).
Вред окружающей природной среде - негативные изменения и последствия снижения качества природных ресурсов и среды обитания человека, биологического разнообразия и биопродуктивности природных компонентов, в конечном итоге - снижение эколого - ресурсного потенциала территорий. Понятие "вред" включает в себя прямой и косвенный ущерб, а также убыток.
Опасность - источник потенциального ущерба, вреда или ситуация с возможностью нанесения ущерба (РД 08-120-96).
Потеря нефти - количество нефти, равное разнице между объемом нефти, вытекшей из поврежденного трубопровода, и объемом нефти, собранной в результате работ по ликвидации аварий и ее последствий.
Риск или степень риска - сочетание частоты (или вероятности) возникновения и последствий определенного опасного события. Понятие риска всегда включает два элемента: частота, с которой осуществляется опасное событие, и последствия этого события (РД 08-120-96). Риск оценивается соответствующими показателями, например, ожидаемыми уровнями негативных последствий аварий в годовом исчислении (ожидаемым ущербом, вероятностью возникновения аварий с определенными последствиями и т.п.).
Риск экологический - вероятность возникновения неблагоприятных для природной среды и человека последствий осуществления хозяйственной и иной деятельности. (Инструкция по экологическому обоснованию хозяйственной и иной деятельности, утвержденная Минприроды России 29.12.95.)
Оценка риска или оценка степени риска - процесс, используемый для определения степени риска анализируемой опасности для здоровья человека, имущества или окружающей среды. Оценка риска включает анализ частоты, анализ последствий и их сочетание.
Ущерб - выражение в денежной форме результатов вредного воздействия аварий и их последствий.
Убытки - материальные потери и финансовые издержки (прямые и косвенные) природопользователей (граждан, предприятий, учреждений и организаций независимо от форм собственности), возникающие в результате ликвидации экологических последствий аварии и восстановления нарушенного состояния природной среды (отдельных ее компонентов), потери здоровья, порчи имущества и продукции природопользователей, упущенной выгоды от изменения состояния окружающей среды и природных ресурсов и т.п.
2.2. Используемые сокращения
КИТ - контрольно - измерительные точки;
КР - климатический район по ГОСТ 16350-80;
РНУ (РУМН) - районное нефтепроводное управление;
МН - магистральный нефтепровод;
НПС - нефтеперекачивающая станция;
ЭХЗ - электрохимическая защита трубопровода;
СанПиН - санитарные правила и нормы;
СМР - строительно - монтажные работы;
СНиП - строительные нормы и правила;
ПОС - проект организации строительных работ;
ППР - проект производства строительных работ;
ПТЭ - правила технической эксплуатации нефтепровода;
РД - рабочая документация на нефтепровод;
ТР - технический регламент нефтепровода;
ТхПс - технический паспорт участка нефтепровода.
2.3. Основные условные обозначения
Грi - группы факторов воздействия, определяющих вероятность возникновения аварии;
Пi - градации загрязненности атмосферы хлоридами по ГОСТ 9.039-74;
Ci - градации загрязненности атмосферы сернистым газом и хлоридами по ГОСТ 9.039-74;
В* - средняя балльная оценка трассы МН, полученная на основе балльной оценки каждого участка трассы;
Fn - балльная оценка n-го участка;
Bij - балльная оценка j-го фактора в i-ой группе (по 10-балльной шкале);
Вм - тип подводного перехода МН по классификации СНиП 2.05.06-85*;
Fij - фактор влияния (i - номер группы, j - номер фактора в группе);
pi - доля i-ой группы факторов;
qij - доля j-го фактора в i-ой группе;
Ннас - плотность населения в трехкилометровой полосе вдоль трассы трубопровода, чел/кв. км;
hпг - первоначальная глубина почвенного горизонта, см;
Ji - количество факторов влияния в i-ой группе;
I - количество групп;
Квз - коэффициент пересчета величины ущерба в зависимости от времени самовосстановления почв;
Кзд - коэффициент пересчета ущерба в зависимости от изменения степени деградации почв и земель;
Ки - коэффициент индексации величины ущерба в соответствии с уровнем индекса - дефлятора по отраслям экономики;
Кп - опадо - подстилочный коэффициент;
Ксв - процент охвата сварных стыков контролем физическими методами;
Ксб - процент сбора вылившейся нефти службами эксплуатирующей организации;
Ку - коэффициент увлажнения;
Купг - уменьшение мощности почвенного слоя, %;
Lн - протяженность участка нефтепровода, заключенного между двумя НПС, км;
Lкв - расстояния между катодными выводами при проведении контроля ЭХЗ, км;
Мз - средняя масса потерь нефти, т;
Мр - масса нефти, попавшей в водные объекты, т;
Мрз - масса нефти, загрязнившей водные объекты, т;
Pдоп - допустимое давление в трубопроводе, Па;
Pисп - испытательное давление в трубопроводе, Па;
Pраб - рабочее давление в трубопроводе, Па;
Pфакт - фактическое давление в трубопроводе, Па;
P1 - давление на выходе головной НПС, Па;
Qmax - максимальная подача насосного агрегата, куб. м/с;
Q0 - подача насосного агрегата, куб. м/с;
Q - расход нефти через аварийное отверстие, куб. м/с;
Qi - суммарные веса основных характеристик компонентов биогеоценоза;
R - один из показателей риска (степени риска);
Rd - показатель риска для оценки ожидаемого ущерба от загрязнения окружающей природной среды, руб./год;
в n a
R , R и R - ожидаемый ущерб от загрязнения нефтью
d d d
соответственно водных объектов, земель и атмосферы, руб./год;
в(1т) n(1т) a(1т)
R , R , R - удельный экологический ущерб (в
d d d
расчете на 1 т вытекшей нефти) соответственно от загрязнения
поверхностных вод, почвы и атмосферы, руб./т(год);
Ret - показатель риска, характеризующий эффективную площадь выведения из естественного состояния сухопутных ландшафтов, кв. м/год;
Rer - показатель риска, характеризующий эффективную площадь выведения из естественного состояния водных объектов, кв. м/год;
Rst - показатель риска для оценки ожидаемой площади загрязнения сухопутных ландшафтов, кв. м/год;
Rsr - показатель риска для оценки ожидаемой площади загрязнения водных объектов, кв. м/год;
Rv - показатель риска для оценки ожидаемого объема потерь нефти при аварийных разливах из нефтепровода, куб. м/год;
Re - число Рейнольдса;
Sз - площадь загрязнения поверхности земли, кв. м;
Sp - площадь загрязнения водной поверхности, кв. м;
Sдг - площадь деградированных земель, кв. м:
Sэфф - эффективная площадь дефектного отверстия в нефтепроводе, кв. м;
2
S0 = пи D / 4 - площадь поперечного сечения трубопровода,
кв. м;
D - условный диаметр нефтепровода, см;
tв - температура воздуха, град. C;
тау_исп - количество лет, прошедших с момента последнего испытания повышенным давлением;
тау_кит - количество лет, прошедших с момента проведения последних измерений защищенности трубопровода с помощью выносного электрода в КИТ;
tн - температура нефти, град. C;
тау_свз - количество лет, необходимых для самовосстановления загрязненных земель;
тау_сво - время самовосстановления водных объектов;
тау_сн - количество лет, прошедших с момента проведения последних исследований трубопровода с помощью снарядов - дефектоскопов;
тау_эксп - продолжительность эксплуатации участка трубопровода, лет;
V - общий объем вытекшей нефти, куб. м;
Vз - объем нефти, загрязнившей землю, куб. м;
Vp - объем нефти, попавшей в водные объекты, куб. м;
V1 - объем нефти, вытекшей в напорном режиме с момента повреждения до остановки перекачки, куб. м;
V2 - объем нефти, вытекшей в безнапорном режиме с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, куб. м;
Vэфф - ожидаемый годовой объем нефти, оставшейся на месте разлива после завершения ликвидационных работ, куб. м;
Zм - геодезическая отметка точки аварии, м;
Z1 - геодезическая отметка начала участка нефтепровода, м;
Z2 - геодезическая отметка конца участка нефтепровода, м;
hгр - толщина слоя грунта над верхней образующей трубопровода, м;
n
dt - координата границы n-го участка магистрали при анализе
ij
фактора Fij, км;
n
da - координата границы n-го участка для m-го природно -
ij
антропогенного объекта, км;
N - количество участков на трассе МН;
hдоп - толщина слоя грунта, эквивалентная толщине дополнительного механического защитного покрытия трубопровода, м;
hв - средняя глубина водоемов в створах действующих подводных переходов, м;
hm - глубина заложения нефтепровода, м;
h* - перепад напора в точке истечения через отверстие, м;
kвл - интегральный коэффициент, показывающий, во сколько раз локальная интенсивность аварий отличается от среднестатистической для данной трассы;
kD - коэффициент влияния технологических характеристик материала трубопровода с различными условными диаметрами;
тау1 - интервал времени с момента возникновения аварии до остановки перекачки, мин.;
тау2 - интервал времени с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, мин.;
g - ускорение силы тяжести, м/кв. с;
qиз - удельная величина испарения с поверхности нефтяного пятна на земле, г/кв. м;
qир - удельная величина испарения с поверхности нефтяного пятна на воде, г/кв. м;
ri - разряды основных характеристик компонентов биогеоценоза;
лямбда_n - удельная частота (вероятность) аварий на участке МН, аварий/(км/год);
лямбда_ср - среднестатистическая по отрасли интенсивность аварий за последние 5 лет, аварий/(1000 км/год);
лямбда - среднестатистическая частота аварий (интенсивность) для данной трассы МН, аварий/(1000 км/год);
с
лямбда - удельная частота аварий на участке с возникновением
м
дефектных отверстий определенного размера (по эффективной площади
дефектного отверстия в нефтепроводе Sэфф), аварий/(км/год);
ро_г - удельное электросопротивление грунта, Ом/м;
fкит - частота проведения измерений в контрольно - измерительных точках (КИТ), количество раз/год;
дельта_расч - расчетное значение толщины стенки трубы, мм;
дельта_факт - наименьшее (в пределах данного участка) фактическое значение толщины стенки трубы, см;
ро - плотность нефти, т/куб. м;
ро_в - плотность воздуха, кг/куб. м.
3. Методология оценки степени риска аварий на МН
3.1. Основные принципы оценки степени риска аварий вытекают из положений нормативных документов РД 08-120-96 "Методические указания по проведению анализа риска опасных промышленных объектов" (утв. Госгортехнадзором России, 12.07.1996) и РД "Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах" (утв. Минтопэнерго России, 01.11.1995).
3.2. Оценка степени риска линейной части МН проводится на основе идентификации опасностей и оценки риска отдельных участков, характеризующихся примерно одинаковым распределением удельных показателей риска по всей длине участка. Длина каждого участка трассы МН может быть скорректирована с учетом возможных последствий аварий (например, по наличию на прилегающей территории чувствительных к загрязнению компонентов окружающей природной среды).
3.3. Основные последствия при авариях, сопровождающихся разливом нефти, связаны с негативным воздействием нефти на окружающую природную среду. В связи с этим любой линейный участок МН представляет собой опасность и должен оцениваться определенными показателями риска.
3.4. Оценка степени риска в составе Методического руководства включает:
- прогноз частоты аварийных утечек нефти на линейной части МН и оценку объемов утечки и потерь нефти (технологический риск);
- оценку последствий аварийных утечек нефти для различных компонентов окружающей природной среды;
- проведение (на основе полученных оценок риска) ранжирования участков трассы нефтепровода по степени опасности и приоритетности мер безопасности (управление риском).
3.4.1. Прогноз частоты аварийных утечек из МН проводится с учетом факторов влияния, которые объединены в следующие группы (Приложение 2):
- внешние антропогенные воздействия;
- коррозия;
- качество производства труб;
- качество строительно - монтажных работ;
- конструктивно - технологические факторы;
- природные воздействия;
- эксплуатационные факторы;
- дефекты металла трубы и сварных швов.
Влияние факторов вышеперечисленных групп для каждого участка оценивается методом балльной оценки по десятибалльной шкале. Диапазон изменения и вклад каждого фактора в обобщенную балльную оценку определяется путем суммирования балльных оценок каждого фактора с помощью "весовых коэффициентов". Разработана методика оценки частоты аварии в предположении, что вероятность возникновения аварии пропорциональна величине обобщенной балльной оценки.
3.4.2. Оценка последствий аварийных утечек нефти для различных сценариев аварий включает определение:
- объемов разлива и потерь нефти;
- площади загрязнения сухопутных ландшафтов и водных объектов;
- экологического ущерба, как суммы компенсаций за загрязнение компонентов природной среды;
- ущерба за уничтожение и негативные последствия для животного и растительного мира.
3.5. Для выбранных участков производятся расчеты показателей риска, количество и вид которых зависят от поставленных целей и задач по оценке степени риска. Перечень и источники необходимой информации приведены в Приложении 1.
3.6. С помощью Методического руководства оцениваются показатели риска, характеризующие:
- удельную (локальную) частоту аварийных утечек из нефтепровода (n, определяемую на основе статистических данных по авариям на МН и балльной оценки технического состояния нефтепровода согласно Приложениям 2 и 5);
- частоту образования дефектного отверстия в зависимости от его площади Sэфф (Приложение 3);
- ожидаемые среднегодовые потери нефти за счет аварийных разливов Rv (объем или стоимость потерь) (Приложение 4);
- ожидаемые среднегодовые площади загрязнения сухопутных ландшафтов Rst и водных объектов Rsr (Приложение 4);
- ожидаемый среднегодовой экологический ущерб, как сумма штрафных санкций за загрязнение компонентов природной среды Rd (Приложение 4);
- выведенные из естественного состояния эффективные площади сухопутных ландшафтов Ret и водных объектов Rer, которые определяются на основе частоты аварий, средней площади разлива нефти и времени самовосстановления загрязненных компонентов природной среды (Приложения 4, 6, 7).
3.7. Полученные показатели риска участков трассы МН используются для выявления приоритетов в мероприятиях обеспечения безопасности и выбора оптимальной стратегии технического обслуживания, диагностики и ремонта трубопровода. Кроме того, на основе анализа распределения показателей риска могут быть выбраны участки трассы МН, для которых необходимо более точно оценить показатели риска и разработать рекомендации.
4. Этапы оценки степени риска аварий
на магистральных нефтепроводах
Оценка степени риска аварий на МН проводится в 4 этапа. Схема оценки степени риска приведена на рис. 1, в нее входят следующие этапы:
1. Планирование и организация работ.
2. Идентификация опасностей.
3. Оценка риска аварий.
4. Разработка рекомендаций по управлению риском.
4.1 На этапе "Планирование и организация работ" необходимо:
1) описать причины и проблемы, которые вызвали необходимость проведения оценки риска МН (декларирование промышленной безопасности, оценка воздействия на окружающую природную среду, требования органов местного самоуправления и пр.);
2) четко определить цели и задачи, в том числе выбрать показатели риска, которые будут оцениваться; указать ограничения исходных данных, финансовых ресурсов и другие возможности, определяющие глубину, полноту и детальность анализа;
-----------------------------------------------------------------¬
¦ 1. ПЛАНИРОВАНИЕ И ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ¦
¦----------¬ -----------¬ -----------¬ -----------¬ ----------¬¦
¦¦1.1. Опи-¦ ¦1.2. Опре-¦ ¦1.3. Выбор¦ ¦1.4. Опре-¦ ¦1.5. Под-¦¦
¦¦сание +>+деление +->+методов, +->+деление +>+бо𠦦
¦¦проблемы ¦ ¦целей, ¦ ¦критериев ¦ ¦источников¦ ¦исполни- ¦¦
¦¦ ¦ ¦задач ¦ ¦ ¦ ¦информации¦ ¦телей ¦¦
¦L---------- L----------- L----------- L----------- L----------¦
L------------------------------T----------------------------------
¦
¦
/
-----------------------------------------------------------------¬
¦ 2. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ОПАСНОСТЕЙ ¦
¦-----------¬ --------------------¬ ---------------------¬¦
¦¦2.1. Сбор +---->+2.2. Деление трассы+--->+2.3. Предварительны妦
¦¦информации¦ ¦на участки ¦ ¦оценки опасности ¦¦
¦L----------- L-------------------- L---------------------¦
L------------------------------T----------------------------------
¦
/
------------------------------------------------------------------¬
¦ 3. ОЦЕНКА РИСКА АВАРИЙ ¦
¦----------------------------¬ ------------------------------¬ ¦
¦¦3.1. Оценка частоты утечек ¦ ¦3.2. Оценка последствий уте- ¦ ¦
¦¦нефти для участка нефтепро-¦ ¦чек нефти для участка нефте- ¦ ¦
¦¦вода ¦ ¦провода ¦ ¦
¦¦--------------------------¬¦ ¦ ¦ ¦
¦¦¦3.1.1. Балльная оценка ¦¦ ¦ ¦ ¦
¦¦¦коэффициента влияния Квл ¦¦ ¦ ¦ ¦
¦¦L-----------T--------------¦ ¦----------------------------¬¦ ¦
¦¦ ¦ ¦ ¦¦ 3.2.1. Расчет возможных ¦¦ ¦
¦¦------------/------------¬¦-->+ объемов аварийных утечек ++-¬ ¦
¦¦¦3.1.2. Определение ло- ¦¦¦ ¦¦нефти, площадей загрязнения¦¦ ¦ ¦
¦¦¦кальной частоты аварийных¦¦¦ ¦L--------------T-------------¦ ¦ ¦
¦¦¦утечек нефти лямбда_n ¦¦¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦¦L-----------T--------------¦¦ ¦---------------/-----------¬¦ ¦ ¦
¦¦ ¦ ¦¦ ¦¦3.2.2. Определение экономи-¦¦ ¦ ¦
¦¦------------/------------¬¦¦ ¦¦ческого ущерба от аварии ++-+¬¦
¦¦¦3.1.3. Определение часто-¦¦¦ ¦L----------------------------¦ ¦¦¦
¦¦¦ты образования дефектного++- ¦ ¦ ¦¦¦
¦¦¦отверстия в зависимости ¦¦ ¦ ¦ ¦¦¦
¦¦¦от его площади Sэфф ¦¦ ¦ ¦ ¦¦¦
¦¦L--------------------------¦ ¦ ¦ ¦¦¦
¦L-----------T---------------- L---------------T-------------- ¦¦¦
¦ L---------------¬ ------------------ ¦¦¦
¦----------------------------//-----------------------------¬ ¦¦¦
¦¦ 3.3. Оценка степени риска для участка нефтепровода ¦ ¦¦¦
¦¦----------------------------------------------------------¬ ¦ ¦¦¦
¦¦¦3.3.1. По среднегодовым объемам утечек нефти (куб. м/год)+<+--¦¦
¦¦L---------------------------------------------------------- ¦ ¦¦
¦¦----------------------------------------------------------¬ ¦ ¦¦
¦¦¦ 3.3.2. По ожидаемому экономическому ущербу (руб./год) +<+---¦
¦¦L---------------------------------------------------------- ¦ ¦
¦L-----------------------------T------------------------------- ¦
¦ ¦ ¦
¦------------------------------/-----------------------------¬ ¦
¦¦ 3.4. Оценка риска аварий для всей трассы нефтепровода ¦ ¦
¦¦ ----------------------------------------------------------¬¦ ¦
¦¦ ¦3.4.1. Анализ и обобщение оценки риска каждого участка МН¦¦ ¦
¦¦ L----------------------------------------------------------¦ ¦
¦¦ ----------------------------------------------------------¬¦ ¦
¦¦ ¦ 3.4.2. Ранжирование участков по показателям риска ¦¦ ¦
¦¦ L----------------------------------------------------------¦ ¦
¦L------------------------------------------------------------- ¦
L-------------------------------T----------------------------------
¦
/
------------------------------------------------------------------¬
¦ 4. РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ РИСКОМ ¦
L------------------------------------------------------------------
Рис. 1. Схема проведения анализа риска аварий на МН
3) выбрать методы и по возможности определить критерии приемлемого риска (по согласованию с Заказчиком);
4) определить и описать возможные источники информации о состоянии МН и дать его общее описание;
5) подобрать необходимую группу исполнителей для проведения работ по оценке степени риска; оценить стоимость работ по оценке степени риска аварии МН; указать управленческие решения, которые могут быть приняты по управлению риском.
4.2. На этапе "Идентификация опасностей" необходимо:
1) осуществить сбор и анализ информации в соответствии с Приложением 1;
2) произвести деление линейной части МН на участки;
3) выполнить анализ факторов, влияющих на риск, а также произвести (при необходимости) предварительные оценки опасностей.
4.2.1. Предварительная оценка опасностей производится на каждом отдельном участке трассы. Возможна первоначальная оценка для более крупных участков трассы в зависимости от поставленных целей при оценке риска. При этом:
1) границами участка могут быть месторасположение задвижек, насосных станций или места резкого изменения какого-либо значимого фактора (например, подводный переход, пересечение с транспортной коммуникацией, особенность рельефа местности, наличие населенного пункта и пр.);
2) примерная зона влияния возможных аварий нефтепроводов на компоненты окружающей природной среды колеблется от 200 м (для наземного участка линейной части МН) до 3 км (для перехода через водную преграду). Ориентировочное значение длины сухопутного участка равно 1 - 3 км, при пересечении МН водных объектов длина участка соответствует протяженности перехода через водную преграду. Увеличение числа участков повышает точность оценки показателей риска вдоль линейной части, однако может привести к увеличению стоимости работ вследствие дополнительных затрат на сбор и обработку необходимой информации. Поэтому необходимо оптимизировать длину участка в соответствии с выбранными критериями.
4.3. На этапе "Оценка риска аварий" необходимо провести:
- для каждого участка трассы МН:
1) оценку частоты утечек нефти, в том числе частоты образования дефектного отверстия в зависимости от величины его площади Sэфф;
2) оценку последствий аварий (возможных объемов разливов, площадей загрязнения, экономического ущерба, экологических показателей по времени самовосстановления компонентов окружающей природной среды);
3) оценку степени риска по выбранным показателям риска;
- для всей трассы МН:
1) анализ и обобщение оценки риска каждого участка;
2) ранжирование участков по показателям риска.
4.3.1. Оценка частоты аварийных утечек из нефтепровода приведена в Приложении 2, оценка последствий аварий (объем разлива и площадь загрязнения) - в Приложении 3, оценка показателей риска - в Приложении 4, оценка экологического ущерба - в Приложениях 4, 6, 7.
4.3.2. После завершения оценки риска каждого n-го участка трассы строят зависимость для различных показателей риска R вдоль всей трассы. Эта зависимость будет иметь вид, изображенный на рис. 2, где R(n) - один из показателей риска для n-го участка, xn - расстояние от начала трассы для n-го участка, Ln - длина n-го участка трассы МН, полученная в результате деления трассы МН на участки.
4.3.3. На основе данных по оценке степени риска аварий на МН выделяют участки с наиболее высоким значением риска.
4.3.4. Разбив интервал изменения показателя риска (min R, max R) на равные отрезки и рассчитав суммарную длину различных участков МН Ls, характеризующихся одинаковым уровнем риска, например, удельной частотой лямбда_n, можно построить распределение суммарной длины МН Ls по данному показателю R (рис. 3). Данная зависимость полезна при оценке объема работ по обеспечению безопасности трассы МН.
R /
maxR +-----------------------------T--T-------------¬
+-----------------------------+ +-------------+
+-----------------------------+ +-------------+
+--T---T----------------------+ +-------------+
+--+ +----------------------+ +-------------+
+--+ +---------------T------+ +-------------+
+--+ +--------T------+ ¦ +------T------+
¦ ¦ +--------+ ¦ ¦ ¦ +------+
¦ ¦ +--------+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
minR ¦ ¦ +-/-----+ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ R(n) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+--+---+-/-----+------+------+--+------+------+---->
¦ Xn ¦ Ln ¦ x, км
¦<---->¦<------>¦
Рис. 2. Вид распределения показателя риска R
вдоль трассы МН
Степень риска аварий рекомендуется определять по табл. 1, где в качестве критерия используется среднегодовой ущерб, выраженный в тоннах потерянной нефти или в денежном исчислении на 1000 км длины МН. Допускается использование других критериев риска. Значения коэффициентов критериев зависят от состояния МН, региональных особенностей и возможностей по обеспечению безопасности.
4.3.5. Если показатель риска выше значения, которое может быть определено, как значение "приемлемого риска", то могут быть приняты решения с целью более детального анализа и выработки рекомендаций по управлению риском.
4.4. На этапе "Разработка рекомендаций по управлению риском" подготавливаются рекомендации по оперативному и долговременному управлению риском с целью минимизации отрицательных последствий аварий и обеспечению промышленной безопасности МН.
4.4.1. Полученные оценки показателей риска представляют собой критерии аварийной опасности отдельных участков МН и, следовательно, могут использоваться для разработки оптимальной стратегии технического обслуживания, диагностики и ремонта трубопровода (управление риском). Кроме того, оценки риска для МН в целом могут быть положены в основу выбора долговременной инвестиционной стратегии, при проектировании и проведении экспертизы безопасности МН, для целей декларирования промышленной безопасности, страхования ответственности и аудита.
/
Ls ¦ -----¬
¦ ¦ ¦
¦ -----+ ¦
¦ ¦ ¦ +----¬
¦ ¦ ¦ ¦ +----¬
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----¬ -----¬
+----+ ¦ ¦ ¦ ¦ +----+ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +----¬
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ R
+----+----+----+----+----+----+----+----+----+--------->
¦ Низкая ¦ Средняя ¦ Высокая ¦
¦<------------>¦<------------>¦<------------>¦
Степени риска
Рис. 3. Распределение суммарной длины участков Ls
трассы по показателю риска R
Таблица 1
КРИТЕРИИ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МН
------------------T----------------------T-----------------------¬
¦ Степень риска ¦Ожидаемый объем потерь¦Ожидаемый экологический¦
¦ ¦ нефти Rv, т/год на ¦ ущерб Rd, руб./год на ¦
¦ ¦ 1000 км длины МН ¦ 1000 км длины МН ¦
+-----------------+----------------------+-----------------------+
¦Низкая ¦Менее 0,1 ¦Менее 100 тыс. ¦
+-----------------+----------------------+-----------------------+
¦Средняя ¦0,1 - 100 ¦100 - 10000 тыс. ¦
+-----------------+----------------------+-----------------------+
¦Высокая ¦Более 100 ¦Более 10 млн. ¦
L-----------------+----------------------+------------------------
4.4.2. С помощью анализа распределения показателей риска вдоль трассы МН (рис. 2) решают две основные задачи:
1) разработка и сопровождение оптимальной стратегии диагностики и ремонта трубопровода;
2) определение требуемых мощностей и характера распределения по трассе служб ликвидации последствий аварийных разливов нефти.
4.4.3. Участки с максимальным уровнем риска Rv, характеризующим среднегодовые объемы утечек нефти, в первую очередь должны рассматриваться с точки зрения необходимости обследования, диагностики или ремонта. По завершении диагностических и ремонтных работ соответствующие оценки факторов должны быть скорректированы.
4.4.4. На базе показателей рисков Rst, Rsr, Ret и Rer проводят оценку требований к службам ликвидации последствий аварийных разливов нефти на сухопутных ландшафтах и водных объектах.
Совместное использование показателей рисков Rst, Rsr и Ret, Rer позволяет уточнить распределение служб, привлекаемых для ликвидации последствий аварий, вдоль трассы МН, при этом учитываются не только ожидаемые площади загрязнения (Rst, Rsr), но и возможные экологические последствия аварий через эффективные площади загрязнения Ret и Rer.
в n a
4.4.5. Значения R , R и R могут быть использованы при
d d d
формировании специального экологического фонда предприятия
нефтепроводного транспорта, при проведении экологического аудита и
экологического страхования МН, при разработке декларации
промышленной безопасности объекта.
4.4.6. Значения Rv и Rd могут быть использованы при проектировании - для сравнения опасности различных вариантов прокладки МН или с существующими объектами трубопроводного транспорта.
4.5. Оценка степени риска завершается отчетом по результатам анализа риска.
4.5.1. Отчет по результатам анализа риска должен соответствовать требованиям РД 08-120-96 или иных документов, на основании которых проводится анализ риска (например, документов по декларированию промышленной безопасности). В отчете результаты анализа риска должны быть обоснованы и оформлены таким образом, чтобы выполненные работы и выводы могли быть проверены и повторены специалистами, которые не участвовали в первоначальном анализе.
4.5.2. Отчет по результатам анализа риска должен включать следующие структурные элементы (если нет специальных требований):
Титульный лист.
Список исполнителей с указанием должностей, научных званий, организаций.
Аннотация.
Содержание (оглавление).
Введение.
Описание анализируемой нефтепроводной системы.
Исходные данные и их источники.
Методология анализа риска, исходные предположения и ограничения.
Результаты идентификации опасностей.
Результаты оценки риска.
Рекомендации по управлению риском.
Заключение.
Список использованных источников.
Приложения.
4.5.2.1. Во "Введении" обосновывается проведение анализа риска, цели и задачи работ, границы (местоположение) района работ, виды и объемы выполняемых работ, сроки их проведения, состав исполнителей, отступления от программы работ, их обоснование и другое.
4.5.2.2. В разделе "Описание анализируемой нефтепроводной системы" приводятся сведения об основных технологических характеристиках нефтепроводной системы (диаметр трубопровода, год ввода в эксплуатацию, количество ниток, рабочее давление, производительность МН, описание НПС, насосных агрегатов, конструкции переходов через водные преграды, пересечения с транспортными путями и др.). Должны быть приведены сведения о действующей системе обеспечения безопасности, включая систему управления процессом перекачки нефти, методы обнаружения утечек, характеристики арматуры, наличие аварийно - восстановительных пунктов, средств ликвидации аварий, ход выполнения мероприятий по повышению надежности и безопасности. Необходимо привести статистику произошедших аварий и неполадок, сведения о последствиях аварий и эффективности их ликвидации и другую информацию, позволяющую качественно оценить состояние безопасности МН.
4.5.2.3. В разделе "Исходные данные и их источники" дается подробное описание информации, содержащейся в каждом из источников, сопровождаемое анализом полноты, достоверности, репрезентативности рассматриваемой информации, ее достаточности с точки зрения использования в процедуре анализа риска. Приводится объяснение причин отсутствия необходимой информации.
4.5.2.4. В разделе "Методология анализа риска, исходные предположения и ограничения" рассматриваются особенности применения отдельных элементов методики, изложенной в настоящем Методическом руководстве, для конкретной нефтепроводной системы и имеющейся исходной информации. Анализируются ограничения, накладываемые на применение методики наличием "информационных пробелов", обосновываются предположения о возможном содержании отсутствующей информации. Делаются выводы о допустимости применения методики или ее отдельных элементов в условиях недостаточности исходной информации.
4.5.2.5. В разделе "Результаты идентификации опасностей" описываются процедуры выделения участков анализа риска и предварительной оценки опасностей, включая оценку значимости факторов, влияющих на риск аварии.
4.5.2.6. В разделе "Результаты оценки риска" приводятся результаты расчетов показателей риска разлива нефти для всех участков нефтепровода, а также результаты всех промежуточных этапов расчетов. Расчеты документируются таким образом, чтобы обеспечить возможность их проверочного воспроизведения. В разделе приводятся результаты сравнительного анализа влияния различных факторов на частоту аварий на МН в целом и его отдельных участках. В состав раздела также включаются результаты ранжирования участков нефтепровода по показателям риска.
4.5.2.7. Раздел "Рекомендации по управлению риском" содержит перечень конкретных мероприятий, направленных на снижение частоты аварийных утечек из МН. Перечень мероприятий определяется на основе сведений о наиболее значимых факторах влияния, действующих на рассматриваемом участке МН. Рекомендации могут включать оценку временных, трудовых, материальных и финансовых затрат на проведение профилактических мероприятий по обеспечению безопасности. На основе сопоставления затрат и значений показателей риска планируется оптимальный график проведения мероприятий, выделяются объекты линейной части МН для первоочередного проведения профилактических работ.
4.5.2.8. В "Заключении" кратко рассматриваются основные результаты анализа риска. Должны быть выделены участки с наиболее высокими показателями риска и объяснены причины повышенной опасности этих участков. Приводятся основные выводы и рекомендации по управлению риском по итогам выполненных работ.
4.5.2.9. В "Списке использованных источников" приводится в алфавитном порядке перечень фондовых, опубликованных материалов, нормативно - методических документов, использованных при составлении отчета.
5. Список используемых источников
1. Порядок уведомления и представления информации территориальным органам Госгортехнадзора об авариях, аварийных утечках и опасных условиях эксплуатации на объектах магистрального трубопроводного транспорта газов и опасных жидкостей (РД 08-204-98). Утвержден Постановлением Госгортехнадзора России от 02.04.98 N 23.
2. "Временное положение о порядке взаимодействия федеральных органов и исполнительной власти при аварийных выбросах и сбросах загрязняющих веществ и экстремально высоком загрязнении окружающей природной среды" (зарегистрировано в Министерстве юстиции Российской Федерации 11.09.95 N 946).
3. Временный порядок оценки и возмещения вреда окружающей среде в результате аварии. - М.: Минприроды РФ, 1994. 38 с.
4. Батоян В.В. Принципы районирования территории СССР по устойчивости поверхностных вод к загрязнению при нефтедобыче // Ландшафтно - геохимическое районирование и охрана среды. - М.: Мысль, 1983. С. 118 - 130.
5. ГОСТ 16350-80.
6. ГОСТ 7.32-91. Отчет о научно - исследовательской работе. Структура и правила оформления.
7. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдаванов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. - М.: Недра, 1990. 263 с.
8. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ Минтопэнерго РФ, АК "Транснефть". - М.: Транспресс, 1996. 67 с.
9. Методические рекомендации по инженерно - геологическому обследованию линейной части магистральных нефтепроводов. Руководящий документ АК "Транснефть". - М., 1995.
10. Методические рекомендации по проведению экологического обследования действующих магистральных нефтепроводов (проект, разработанный ФЦГС "Экология" в 1997 г.).
11. Разработка научно обоснованных методических рекомендаций по проведению экологического обследования действующих магистральных нефтепроводов. Отчет о НИР (2 и 3 этапы) / ФЦГС "Экология" (по заказу АК "Транснефть"). - М., 1996.
12. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами // Трубопроводный транспорт нефти. - 1997, N 2.
13. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Минстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 1997. 60 с.
14. Шуйцев Ю.К. Восстановительная способность растительности как основа прогнозного районирования (на примере нефтедобычи) // Ландшафтно - геохимическое районирование и охрана среды. - М.: Мысль, 1983. С. 145 - 154.
15. Лисин Ю.В., Верушин А.В., Лисанов М.В., Мартынюк В.Ф., Печеркин А.С., Сидоров В.И. Концепция методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах // Трубопроводный транспорт нефти. - 1997, N 12. С. 8 - 14.
16. Лисанов М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И. Анализ риска и декларирование безопасности объектов нефтяной и газовой промышленности // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. - 1998, N 1. С. 37 - 41.
17. W. Kent Muhlbauer. Pipeline Risk Management Manuel / Gulf Publishing Company. - 1992. 256 р.
18. Черняев К.В., Васин Е.С., Лисанов М.В. и др. Концепция методического руководства по определению периодичности внутритрубной диагностики магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. - 1997, N 4. С. 16 - 19.
19. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Росляков А.В. Старение труб нефтепроводов. - М.: Недра, 1995. 223 с.
20. Сафонов В.С., Одишария Г.Э., Овчаров С.В., Швыряев А.А. Об особенностях использования статистической информации при анализе риска эксплуатации трубопроводов // Морские и арктические нефтегазовые месторождения и экология: Сб. трудов. - М.: ВНИИГАЗ, 1996. С. 152 - 178.
21. Лисанов М.В., Печеркин А.С., Сидоров В.И., Швыряев А.А., Сафонов В.С., Назаров Н.П., Анисимов С.М., Борно О.И., Толмачев И.В. Оценка риска аварий на линейной части магистральных нефтепроводов // Безопасность труда в промышленности. - 1998, N 9. С. 50 - 56.
22. Методика определения опасности дефектов труб по данным обследования внутритрубными профилемерами / АК "Транснефть". - М.: Транспресс, 1997. 20 с.
23. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами / АК "Транснефть". - М.: Транспресс, 1994. 36 с.
24. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами / АК "Транснефть". - М.: Транспресс, 1997. 32 с.
25. Разработка методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Сопровождение методического руководства по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах с целью утверждения и согласования. Отчет о НИР (5 этап, заключительный) / НТЦ "Промышленная безопасность". - М., 1998.



Приложение 1
ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ,
НЕОБХОДИМАЯ ДЛЯ ОЦЕНКИ СТЕПЕНИ РИСКА АВАРИЙ НА МН
Сбор исходной информации, необходимой для анализа риска, как правило, осуществляется с использованием имеющихся в АО МН, контрольных и надзорных органах государственной власти документов, в том числе предпроектной и проектной документации, материалов инженерных изысканий, отчетов о работах по экологическому обследованию нефтепроводов и других документов (табл. П.1.1). В случае недостаточности указанных материалов в составе работ по анализу риска может предусматриваться дополнительный этап, включающий натурное обследование объектов нефтетранспортной системы, а также природных объектов. Состав работ по обследованию определяется в соответствии с табл. П.1.1. Инженерно - геологическая часть обследования, если в ней есть необходимость, выполняется в соответствии с [9].
Источники исходной информации, указанные в табл. П.1.1, рекомендуется использовать в первую очередь. В то же время необходимо учитывать, что требуемая информация может содержаться в иных документах, полный перечень которых привести невозможно. Документы, указанные в табл. П.1.1, могут иметь отличающиеся наименования.
Помимо документов, приведенных в табл. П.1.1, для получения дополнительных сведений об экологической обстановке на территории размещения объектов МН, уровне аварийности, а также для предварительной оценки опасностей рекомендуется использовать:
информационное сообщение об аварийном сбросе нефти, подготовленное в соответствии с [2], [3];
протокол о нарушении экологических требований законодательства Российской Федерации, составленный по факту аварии в соответствии с требованиями [3];
форму статотчетности N 6-ос "Сведения о загрязнении окружающей среды при авариях на магистральных трубопроводах";
информационное сообщение об экстремально высоком уровне загрязнения окружающей среды нефтью, подготовленное в соответствии с [2];
материалы расследования аварии, проведенного органами государственного контроля, включая материалы лабораторных анализов проб природных сред на определение содержания нефти и нефтепродуктов, расчеты объемов разлившейся нефти, другие сведения в соответствии с [8];
приказ АО МН (РНУ) об образовании службы по ликвидации последствий аварий;
положение о службе по ликвидации последствий аварий или регламент функционирования службы (в том числе перечень технических средств, переданных в распоряжение службы);
план (программа) учений по ликвидации последствий аварий;
отчеты (рапорты) руководителя службы о проведенных ликвидационных работах (включая перечень использованных технических средств);
приказ АО МН (РНУ) об оценке эффективности функционирования службы, выявленных недостатках организации и проведения ликвидационных работ и мерах по устранению недостатков.
Таблица П.1.1
---------------------T--------------------T----------------------¬
¦Обозначение и наиме-¦Содержание исходной ¦Рекомендуемый источник¦
¦нование фактора вли-¦ информации ¦ исходной информации ¦
¦яния ¦ ¦ ¦
+---T----------------+--------------------+----------------------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦ Группа 1: Внешние антропогенные воздействия ¦
+---T----------------T--------------------T----------------------+
¦F11¦Минимальная глу-¦Фактическая толщина ¦1) Проект (ТП), рабо- ¦
¦ ¦бина заложения ¦слоя грунта h, м над¦чая документация (РД),¦
¦ ¦подземного МН ¦верхней образующей ¦технический паспорт ¦
¦ ¦ ¦самого мелкозаглуб- ¦(ТхПс) на рассматрива-¦
¦ ¦ ¦ленного отрезка в ¦емый участок (переход ¦
¦ ¦ ¦пределах рассматри- ¦через водную преграду)¦
¦ ¦ ¦ваемого участка МН ¦2) СНиП 2.05.06-85*, ¦
¦ ¦ ¦ ¦п. 5.1 (при отсутствии¦
¦ ¦ ¦ ¦проектной документации¦
¦ ¦ ¦ ¦или техпаспорта и ¦
¦ ¦ ¦ ¦наличии информации в ¦
¦ ¦ ¦ ¦соответствии с п. 5.1)¦
¦ ¦ ¦ ¦3) h = 0,9 м (для на- ¦
¦ ¦ ¦ ¦земного участка линей-¦
¦ ¦ ¦ ¦ной части МН) при от- ¦
¦ ¦ ¦ ¦сутствии информации в ¦
¦ ¦ ¦ ¦соответствии с п. 5.1 ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F12¦Уровень антропо-¦Плотность населения ¦Карта плотности насе- ¦
¦ ¦генной активнос-¦(Ннас) в среднем на ¦ления в географическом¦
¦ ¦ти ¦участке МН в трех- ¦атласе субъекта РФ или¦
¦ ¦ ¦километровой полосе ¦России ¦
¦ ¦ ¦вдоль трассы ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦Проведение в охран- ¦1) Разрешения на про- ¦
¦ ¦ ¦ной зоне МН строи- ¦изводство работ, вы- ¦
¦ ¦ ¦тельных и других ¦данные линейной эксп- ¦
¦ ¦ ¦работ ¦луатационной службой ¦
¦ ¦ ¦ ¦(ЛЭС) РНУ (АО МН) ¦
¦ ¦ ¦ ¦2) Акты о нарушении ¦
¦ ¦ ¦ ¦правил ведения работ в¦
¦ ¦ ¦ ¦охранной зоне нефте- ¦
¦ ¦ ¦ ¦провода, находящиеся в¦
¦ ¦ ¦ ¦архивах органов архи- ¦
¦ ¦ ¦ ¦тектурно - строитель- ¦
¦ ¦ ¦ ¦ного надзора Минстроя ¦
¦ ¦ ¦ ¦России или РНУ (АО МН)¦
¦ ¦ ¦ ¦1) ТП, РД, ТхПс ¦
¦ ¦ ¦ ¦2) Схема рассматривае-¦
¦ ¦ ¦ ¦мого участка МН ¦
¦ ¦ ¦ ¦3) Схемы коммуникаций,¦
¦ ¦ ¦ ¦находящиеся в архивах ¦
¦ ¦ ¦ ¦органов архитектурно -¦
¦ ¦ ¦ ¦строительного надзора ¦
¦ ¦ ¦ ¦местной администрации ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦Наличие участков ав-¦1) ТП, РД, ТхПс ¦
¦ ¦ ¦томобильных и желез-¦2) Схема рассматривае-¦
¦ ¦ ¦ных дорог в охранной¦мого участка МН ¦
¦ ¦ ¦зоне МН ¦3) Схемы дорожной ¦
¦ ¦ ¦ ¦сети, находящиеся в ¦
¦ ¦ ¦ ¦архивах служб эксплуа-¦
¦ ¦ ¦ ¦тации дорог ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F13¦Степень защищен-¦Наличие и материал ¦1) ТП, РД, ТхПс, пас- ¦
¦ ¦ности наземного ¦ограждения наземного¦порта наземного обору-¦
¦ ¦оборудования ¦оборудования, нали- ¦дования ¦
¦ ¦ ¦чие между авто- или ¦2) Журналы осмотра ¦
¦ ¦ ¦железной дорогой и ¦трассы, регистрации ¦
¦ ¦ ¦наземным оборудова- ¦ремонтных работ ¦
¦ ¦ ¦нием дополнительного¦3) Материалы обследо- ¦
¦ ¦ ¦"барьера", расстоя- ¦вания объектов МН, ¦
¦ ¦ ¦ния от авто- или ¦выполненного для полу-¦
¦ ¦ ¦железной дороги до ¦чения соответствующей ¦
¦ ¦ ¦площадки наземного ¦исходной информации в ¦
¦ ¦ ¦оборудования, нали- ¦составе работ по ана- ¦
¦ ¦ ¦чие предупреждающих ¦лизу риска ¦
¦ ¦ ¦и запрещающих знаков¦ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F14¦Состояние охран-¦Степень расчистки ¦1) Журналы осмотра ¦
¦ ¦ной зоны МН ¦охранной зоны, ¦трассы ¦
¦ ¦ ¦закрепление трассы ¦2) Материалы натурного¦
¦ ¦ ¦знаками ¦обследования охранной ¦
¦ ¦ ¦ ¦зоны МН, выполненного ¦
¦ ¦ ¦ ¦в составе работ по ¦
¦ ¦ ¦ ¦анализу риска ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F15¦Частота патрули-¦Частота обходов ¦1) Правила технической¦
¦ ¦рования ¦участка ¦эксплуатации МН (ПТЭ) ¦
¦ ¦ ¦ ¦или технический регла-¦
¦ ¦ ¦ ¦мент (ТР) ¦
¦ ¦ ¦ ¦2) Журнал осмотра ¦
¦ ¦ ¦ ¦трассы ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F16¦Согласование со ¦Наличие системы со- ¦Схемы коммуникаций, ¦
¦ ¦сторонними орга-¦гласования, планово ¦находящиеся в архиве ¦
¦ ¦низациями прове-¦- картографических ¦органов архитектурно -¦
¦ ¦дения работ в ¦материалов у район- ¦строительного надзора ¦
¦ ¦охранной зоне МН¦ной администрации и ¦местной администрации ¦
¦ ¦ ¦предприятий - земле-¦или предприятий - ¦
¦ ¦ ¦пользователей, слу- ¦землепользователей ¦
¦ ¦ ¦чаи несанкциониро- ¦ ¦
¦ ¦ ¦ванного проведения ¦ ¦
¦ ¦ ¦работ в охранной ¦ ¦
¦ ¦ ¦зоне ¦ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F17¦Разъяснительные ¦Факты ведения разъ- ¦Журнал инструктажа ¦
¦ ¦мероприятия в ¦яснительной работы и¦ ¦
¦ ¦отношении насе- ¦инструктажа ¦ ¦
¦ ¦ления и персона-¦ ¦ ¦
¦ ¦ла предприятий ¦ ¦ ¦
¦ ¦иной ведомствен-¦ ¦ ¦
¦ ¦ной принадлеж- ¦ ¦ ¦
¦ ¦ности ¦ ¦ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦ Группа 2: Коррозия ¦
+---T----------------T--------------------T----------------------+
¦F21¦Наличие и качес-¦Защищенность МН по ¦1) ТП, РД, ТхПс, ПТЭ, ¦
¦ ¦тво работы ЭХЗ ¦протяженности, дав- ¦ТР (в части систем ¦
¦ ¦ ¦ность ввода в дейст-¦ЭХЗ) ¦
¦ ¦ ¦вие ЭХЗ, периодич- ¦2) Инструкция по эксп-¦
¦ ¦ ¦ность техобслужива- ¦луатации системы ЭХЗ ¦
¦ ¦ ¦ния ЭХЗ ¦3) Журнал регистрации ¦
¦ ¦ ¦ ¦ремонтных работ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F22¦Состояние изоля-¦Качество проектных ¦1) Соответствующий ¦
¦ ¦ционного покры- ¦решений по изоляци- ¦раздел ТП, РД, ТхПс, ¦
¦ ¦тия ¦онному покрытию, ¦ПТЭ, ТР ¦
¦ ¦ ¦качество нанесения ¦2) Акты приемки МН в ¦
¦ ¦ ¦покрытия, периодич- ¦эксплуатацию, включая ¦
¦ ¦ ¦ность контроля сос- ¦замечания приемной ¦
¦ ¦ ¦тояния покрытия, ¦комиссии ¦
¦ ¦ ¦качество ремонта ¦3) Журнал регистрации ¦
¦ ¦ ¦изоляции ¦ремонтных работ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F23¦Коррозионная ¦Удельное сопротивле-¦1) Материалы инженер- ¦
¦ ¦активность ¦ние грунта рг, кис- ¦ных изысканий, выпол- ¦
¦ ¦грунта ¦лотность грунта pH, ¦ненных при проектиро- ¦
¦ ¦ ¦деятельность микро- ¦вании МН ¦
¦ ¦ ¦организмов ¦2) При отсутствии ¦
¦ ¦ ¦ ¦вышеназванных материа-¦
¦ ¦ ¦ ¦лов результаты инже- ¦
¦ ¦ ¦ ¦нерно - геологического¦
¦ ¦ ¦ ¦обследования МН в сос-¦
¦ ¦ ¦ ¦таве работ по анализу ¦
¦ ¦ ¦ ¦риска ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F24¦Продолжитель- ¦Продолжительность ¦1) Акты приемки работ ¦
¦ ¦ность эксплуата-¦периода эксплуатации¦по замене (ремонту) ¦
¦ ¦ции МН без заме-¦тау_эксп ¦изоляционного покрытия¦
¦ ¦ны изоляционного¦ ¦2) Журнал регистрации ¦
¦ ¦покрытия ¦ ¦ремонтных работ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F25¦Наличие подзем- ¦Количество металли- ¦1) ТП, РД, схема учас-¦
¦ ¦ных металличес- ¦ческих сооружений, ¦тка трассы МН ¦
¦ ¦ких сооружений и¦энергосистем посто- ¦2) Планы и схемы раз- ¦
¦ ¦энергосистем ¦янного и переменного¦мещений подземных ¦
¦ ¦вблизи МН ¦тока на расстоянии ¦сооружений и коммуни- ¦
¦ ¦ ¦до 200 м от трассы ¦каций, находящиеся в ¦
¦ ¦ ¦ ¦архивах местных орга- ¦
¦ ¦ ¦ ¦нов архитектурно - ¦
¦ ¦ ¦ ¦строительного надзора ¦
¦ ¦ ¦ ¦или предприятий - ¦
¦ ¦ ¦ ¦землепользователей ¦
¦ ¦ ¦ ¦3) При отсутствии ¦
¦ ¦ ¦ ¦вышеуказанных докумен-¦
¦ ¦ ¦ ¦тов материалы натурно-¦
¦ ¦ ¦ ¦го обследования объек-¦
¦ ¦ ¦ ¦тов МН в составе работ¦
¦ ¦ ¦ ¦по анализу риска ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F26¦Проведение изме-¦Расстояние Lкв между¦1) ТП, РД (раздел ¦
¦ ¦рений с целью ¦катодными выводами ¦"Средства электрохими-¦
¦ ¦контроля эффек- ¦и частота измерений ¦ческой защиты") ¦
¦ ¦тивности ЭХЗ ¦fкит ¦2) ПТЭ или ТР (в части¦
¦ ¦ ¦ ¦контроля ЭХЗ) ¦
¦ ¦ ¦ ¦3) Журнал контроля ¦
¦ ¦ ¦ ¦эффективности ЭХЗ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+
¦F27¦Контроль защи- ¦Период времени ¦Журнал контроля защи- ¦
¦ ¦щенности МН ¦тау_кит, прошедший с¦щенности МН ¦
¦ ¦ ¦момента проведения ¦ ¦
¦ ¦ ¦последних измерений ¦ ¦
+---+----------------+--------------------+----------------------+

ГИГИЕНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕНТГЕНОВСКИХ КАБИНЕТОВ, АППАРАТОВ И ПРОВЕДЕНИЮ РЕНТГЕНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ. САНИТАРНЫЕ ПРАВИЛА И НОРМАТИВЫ. СанПиН 2.6.1.802-99 (утв. Минздравом РФ 30.12.1999)  »
Постановления и Указы »
Читайте также