И слышит шепот гордый
ТРУБА и под и над:
"Через четыре года
здесь будет город-сад!"

Здесь взрывы закудахтают
В разгон медвежьих банд...

УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКАЯ ЗАДАЧА
об отступлениях от требований безопасности

Нефтепроводы нефтеперекачивающей станции в городской черте. Необоснованность и недостаточность проектных решений

ДАНО:

Проект специальных технических условий на проектирование объекта: «Реконструкция нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком в черте города» (далее - СТУ).

Согласно требованиям СП 36.13330.2012 не допускается прокладка магистральных трубопроводов по территории населенных пунктов, кроме случаев подключения нефтепроводов (с номинальным диаметром не более DN 700 и рабочим давлением не более 1,2 МПа) к предприятиям перевалки и хранения нефти (пп. 5.4, 5.5 СП 36.13330.2012).

Согласно требованиям СП 125.13330.2012 не допускается транзитная прокладка нефтепродуктопроводов через территории городов и других населенных пунктов, кроме случаев прокладки за пределами селитебной территории городов и других населенных пунктов нефтепродуктопроводов с номинальным диаметром до DN 500 включительно с рабочим давлением не более 2,5 МПа (пп.1.3, 1.2 СП 125.13330.2012).

На реконструируемой нефтеперекачивающей станции с резервуарным парком отдельные реконструируемые участки трубопроводов до DN 1200 с рабочим давлением свыше до 7,4 МПа находятся в административных границах городского округа вне селитебной зоны (далее – объект СТУ).

Действующие требования безопасности СП 36.13330.2012 и СП 125.13330.2012  достаточны для аналогичных трубопроводов с меньшим диаметром (до DN500, до DN700) и c меньшим рабочим давлением (до 2,5 МПа, до 1,2 МПа, соответственно).  

По мнению разработчиков СТУ отсутствуют «альтернативные варианты прокладки реконструируемых участков трубопроводов в стесненных условиях» вне селитебной территории городского округа, и этой ситуацией разработчик обосновывает необходимость СТУ. Фактически необходимость разработки СТУ не вызвана безальтернативностью объекта СТУ, т.к. достаточно снизить давление и уменьшить диаметры трубопроводов до нормируемых значений как минимум по СП 36.13330.2012  или до требований по СП 125.13330.2012.

НАЙТИ:

В связи с явными предполагаемыми отступлениями от требований СП 36.13330.2012 и СП 125.13330.2012, и связи с выявлением недостаточности требований к надежности и безопасности, установленных СП 36.13330.2012 и СП 125.13330.2012, в соответствии с частью 8 статьи 6 Федерального закона от 30.12.2009 г. №384-ФЗ и в соответствии с п. 1 приложения к Приказу Министра регионального развития Российской Федерации № 36 от 01.04.2008 г. требуется разработка специальных технических условий (СТУ).

РЕШЕНИЯ, (А) и (Б):

РЕШЕНИЕ (А) - типовые предожения разработчиков СТУ:

а1. При проектировании объекта СТУ наряду с требованиями настоящих СТУ следует соблюдать требования СП 36.13330.2012, СП 86.13330.2012, РД 153-39.4-113-01  и других нормативных документов, в части, не противоречащей требованиям настоящих СТУ.

а2. Категорию проектируемых трубопроводов объекта СТУ, необходимо принять не ниже «В».

а3.  При расчете на прочность проектируемых участков нефтепроводов следует руководствоваться СП 36.13330.2012, при этом:

-     коэффициент надежности по внутреннему давлению необходимо принять не менее 1,1;

- коэффициент условий работы необходимо принять не более 0,66;

- коэффициент надежности по материалу следует принять равным 1,34.

а4. Коэффициент надежности по назначению для трубопроводов диаметром  1020 мм и менее необходимо принять не менее 1.

а5.  Коэффициент надежности по назначению для трубопроводов диаметром  1200 мм необходимо принять не менее 1,05.

а6. Толщина стенки нефтепроводов диаметром 1220 мм должна определяться расчетом, но должна быть принята не менее X мм для участков с давлением 7,5 МПа, не менее Х-4 мм - для участков с давлением 6,3 МПа.

а7. Толщина стенки нефтепроводов диаметром 1020 мм должна определяться расчетом, но должна быть принята не менее Х-6 мм для участков с давлением 7,5 МПа, не менее Х-9 мм - для участков с давлением 6,3 МПа.

…

а12. Для прокладки проектируемых участков трубопроводов следует предусмотреть траншейный способ, при этом глубина заложения должна составлять не менее 1,2 м от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта.

а13. Проектируемые участки должны быть защищены от воздействия коррозии посредством комплексной защиты покрытиями и средствами электрохимической защиты в соответствии с требованиями  ГОСТ Р 51164-98, СП 36.13330.2012  и настоящего раздела.

…

а19. При проектировании системы ЭХЗ необходимо предусмотреть меры по исключению взаимного вредного влияния проектируемых участков трубопроводов и соседних подземных коммуникаций.

…

а21. В целях обеспечения сохранности нефтепровода необходимо установить опознавательные и предупреждающие знаки с указанием охранной зоны в виде участка земли, ограниченного условными линиями, проходящими не менее чем в  25 м  от оси нефтепровода с каждой стороны.

а22. Для защиты проектируемых трубопроводов от превышения давления необходимо предусмотреть установку узлов с предохранительными устройствами. Количество предохранительных устройств должно быть рассчитано исходя из максимальной производительности магистрального нефтепровода.

а23. Для защиты от превышения давления (свыше Х МПа) трубопроводов резервуарного парка предохранительные устройства необходимо установить на давление открытия не более Y МПа.

а24. Для защиты от превышения давления (свыше X1 МПа) трубопроводов, идущих от подпорных насосов до тройника приемной линии первого магистрального насоса, предохранительные устройства необходимо установить на давление открытия не более Y1 МПа.

а25. Для защиты от превышения давления в линейной части должен быть предусмотрен автоматически открывающийся шаровой кран, установленный до секущих задвижек со сбросом нефти в резервуары аварийного сброса.

а26. Для исключения превышения давления в трубопроводах при загрязненном фильтрующем элементе на фильтрах-грязеуловителях должен быть …

а27. До емкости сбора утечек нефти и дренажа должны быть предусмотрены дренажные трубопроводы. Давление в дренажных трубопроводах не должно превышать …

…

а31. Электропитание систем автоматизации и телемеханизации должно осуществляться по особой группе I категории электроснабжения.

РЕШЕНИЕ (Б) - следует из рассмотрения решения (А):

б1. В СТУ не приведен перечень вынужденных отступлений от требований действующих технических нормативных документов, содержащий обоснование их необходимости и мероприятия, компенсирующие эти отступления, а недостающие нормативные требования изложены в СТУ без соответствия со структурой действующих технических норм в данной области – СП 125.13330.2012 и СП 36.13330.2012 (нарушение п. 7 «Порядка разработки и согласования специальных технических условий для разработки проектной документации на объект капитального строительства», утв. Приказом Минрегиона РФ № 36 от 01.04 2008 (далее – Порядок)).

б2. При разработке СТУ не использовались требования федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утв. Приказом Ростехнадзора № 520 от 6 ноября 2013 г. (далее – ФНП МТ), а также разработанное в целях содействия соблюдению требований ФНП МТ соответствующее руководство по безопасности «Методические рекомендации по оценке степени риска аварий на опасных производственных объектах магистральных нефтепроводов и магистральных нефтепродуктопроводов», утв. Приказом Ростехнадзора № 500 от 7 ноября 2014 г (далее – РБ МН), т.е. не проведен полноценный анализ имеющейся нормативной базы в отношении объекта СТУ, а проведенный неполный анализ не служит основой для выработки недостающих нормативных положений или разработки отсутствующих норм по определенным направлениям  (нарушение п. 6 Порядка).

б3. Разработанные в составе СТУ нормативные положения не компенсируют отступления от требований СП 125.13330.2012 и СП 36.13330.2012, а также не компенсируют выявленную недостаточность требований к надежности и безопасности для объекта СТУ, установленных СП 36.13330.2012 и СП 125.13330.2012, т.к. СТУ не содержат:

1) все основные требования СП 125.13330.2012 для аналогичных и менее опасных по рабочему давлению и номинальному диаметру трубопроводов (см. пп. б4, б5 ниже);

2) исчерпывающие основные требования СП 36.13330.2012 для аналогичных и менее опасных по рабочему давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (см. пп. б6, б7 ниже);

3) все дополнительные требования обеспечивающие надежность и безопасность по сравнению с требованиями, установленными в действующих СП 125.13330.2012 и СП 36.13330.2012, необходимость и достаточность которых обоснована соблюдением соответствующего критерия обеспечения безопасной эксплуатации: опасность аварии, при условии возможного соблюдении для данного объекта СТУ всех требований действующих технических нормативных документов должна быть не ниже, чем для данного проектируемого объекта СТУ с разработанными мероприятиями, компенсирующими отступления от СП 36.13330.2012 и СП 125.13330.2012, при этом характеристики безопасности для данного объекта СТУ должны, в том числе, включать следующие показатели риска аварии (согласно п. 116 ФНП МТ):

- частота аварии на единицу длины трубопровода и на конкретном участке сближения со зданиями и сооружениями, приводящей к гибели не менее N человек (N = 1, 10, 50);

- индивидуальный риск гибели или травмирования человека при аварии на объекте СТУ;

- частота аварии на единицу длины трубопровода и на конкретном участке сближения со зданиями и сооружениями, приводящей к разливу нефтепродукта массой не менее M (M = 100 т, 500 т, 5000 т);

4) обоснования дополнительных требований по сравнению с требованиями, установленными в действующих технических нормативных документах (нарушение п. 8 Порядка).

б4. В СТУ содержатся необоснованные и необоснованно заниженные требования надежности и безопасности по сравнению с действующими требованиями для аналогичных и менее опасных трубопроводов (по рабочему давлению и номинальному диаметру), установленными СП 125.13330.2012, в частности:

- требование п. а2 СТУ в части приятия категории «В» для нефтепровода (выборочное заимствование из п. 5.5 СП 36.13330.2012), для последующего определения коэффициента условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность, необоснованно занижено по сравнению с действующими требованиями п. 6.2 СП 125.13330.2012 для аналогичных, но менее опасных (по рабочему давлению и номинальному диаметру) трубопроводов (в СТУ принято значение данного коэффициента 0,66, а не менее 0,56);

- требования п. а21 СТУ об опознавательных и предупреждающих знаках занижены по сравнению с действующими требованиями для аналогичных и менее опасных трубопроводов (по рабочему давлению и номинальному диаметру), установленными пп. 8.31, 8.33 СП 125.13330.2012;

- требования п. а19 СТУ  о проектировании системы ЭХЗ занижены по сравнению с действующими требованиями для аналогичных и менее опасных трубопроводов (по рабочему давлению и номинальному диаметру), установленными пп. 10.3-10.7 СП 125.13330.2012;

- требования пп. а22-а27 СТУ о системах защиты от превышения давления конкретизируют требование п. 8.28 СП 125.13330.2012 для аналогичных и менее опасных трубопроводов (по рабочему давлению и номинальному диаметру), но содержат необоснованные значения технических характеристик устройств защиты нефтепровода от повышения в нем давления сверх рабочего (отсутствует необходимый расчет, и требование о нем, согласно п. 8.28 СП 125.13330.2012);

- требование п. а32 СТУ в части приятия I категории надежности электроснабжения  необоснованно занижено, т.к. по существу и частично совпадает с действующим требованием п. 8.35 СП 125.13330.2012, установленным для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру трубопроводов (в СТУ принята I категория надежности электроснабжения только для электропитания систем автоматизации  и телемеханизации, а не для всех приемников электрической энергии на объекте СТУ).

б5. В СТУ отсутствуют требования, установленные для аналогичных и менее опасных (по рабочему давлению и номинальному диаметру) трубопроводов в пп. 5.3, 6.2, 6.3, 7, 8, 10 и 11 СП 125.13330.2012.

б6. В СТУ содержатся необоснованные и необоснованно заниженные требования надежности и безопасности по сравнению с действующими требованиями для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов, установленными СП 36.13330.2012 (в СТУ данный свод правил применяется в т.ч. в ред. СНиП 2.05.06-85*), в частности:

- требование п. а2 СТУ в части приятия категории не ниже «В» для нефтепровода необоснованно, т.к. фактически совпадает с действующим требованием п. 5.5 СП 36.13330.2012, установленным для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (и без СТУ требуется категория «В»);

- требование п. а3 СТУ в части приятия коэффициента надежности по внутреннему давлению необоснованно занижено, т.к. фактически совпадает с действующим требованием п. 12.2.1 СП 36.13330.2012, установленным для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (в СТУ приняты минимальные из установленных СП 36.13330.2012 значения коэффициента надежности по внутреннему давлению);

- требование п. а3 СТУ в части приятия коэффициента условий работы трубопровода необоснованно занижено, т.к. фактически совпадает с действующим требованием пп. 5.5, 6.3 СП 36.13330.2012, установленным для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (в СТУ приняты значения коэффициента условий работы трубопровода по СП 36.13330.2012 и проигнорированы требования п. 6.2 СП 125.13330.2012);

- требование п. а3 СТУ в части приятия коэффициента надежности по материалу необоснованно занижено, т.к. фактически дублирует требования п.12.1.2 к принятию коэффициента надежности для труб указанных в Таблице 10 по СП 36.13330.2012 (в СТУ приняты минимальные из установленных СП 36.13330.2012 значения коэффициента надежности по материалу);

- требование пп. а4, а5 СТУ в части приятия коэффициента надежности по назначению необоснованно занижено, т.к. фактически совпадает с положением п.8.3 СНиП 2.05.06-85* для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (в СТУ установлены минимальные значения коэффициентов надежности по назначению из указанных в СНиП 2.05.06-85*). Фактически принятые в СТУ значения коэффициентов надежности по ответственности трубопроводов (в пп. а4, а5 СТУ названы в ред. СНиП 2.05.06-85*  коэффициентами надежности по назначению) существенно занижены по сравнению с установленными СП 36.13330.2012 для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (в СТУ приняты значения данных коэффициентов как 1 и 1,05, а в СП 36.13330.2012 установлены 1,1 и 1,155);

- требование п. а12 СТУ в части заглубления нефтепровода необоснованно, т.к. фактически совпадает с действующим требованием п. 5.5 СП 36.13330.2012, установленным для аналогичных и менее опасных по давлению и номинальному диаметру нефтепроводов (и без СТУ для подобных, но менее опасных трубопроводов требуется заглубление не менее 1,2 м).

б7. В СТУ отсутствуют требования, установленные для аналогичных и менее опасных нефтепроводов (по рабочему давлению и номинальному диаметру) в абз. 2, 6 и 7 п.5.5[1] СП 36.13330.2012. 

б8. Требование пп. а6-а7 СТУ в части приятия  толщины стенки для наиболее опасных трубопроводов  до DN1200 и давлением  до 7.5 МПа  необоснованно и существенно занижено, т.к. отношение фактической толщины стенки к требуемой менее 1,8, что согласно обязательного Приложения Б к РБ МН соответствует максимально опасным значениям балльной оценки по данному учитываемому фактору влияния (10 по десятибалльной шкале).

б9. В пояснительной записке к СТУ "безопасность предлагаемых отступлений от норм … и приемлемость дополнительных мероприятий" подтверждается тем, что согласно проведенным расчетам по Методическому руководству по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах (РД-13.020.00-КТН-148-11) "значение индивидуального риска гибели работника ЛПДС «Ленинск» не превышает одну миллионную в год, что соответствует требованиям статьи 93 Федерального закона «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» № 123-ФЗ от 22.07.2008 г.". Данное утверждение ложно, т.к. согласно п. 1.11. РБ МН и п.5.1.1.4 РД-13.020.00-КТН-148-11 "расчет пожарного риска на объектах защиты ОПО МН (МНПП) и сравнение его с законодательно установленным допустимым значением пожарного риска осуществляется в соответствии с Федеральным законом Российской Федерации от 22.07.2008 № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности»" – ни РД-13.020.00-КТН-148-11, ни РБ МН не пригодны для подобных сравнений пожарного риска. Данные методики предназначены для анализа опасностей аварии и определения степени риска аварии на объекте СТУ до отступления от действующих норм и после такого отступления – без учета и с учетом обоснованных компенсирующих мероприятий. В материалах СТУ такое сравнение не проведено, безопасность проектных решений не обоснована результатами анализа опасностей технологических процессов и количественного анализа риска аварий.

Вывод и предложения по проекту СТУ

1.    Компенсирующие мероприятия в данных СТУ разработаны без надлежащего учета требований  ст. 9[2] и п. 6 ст. 15[3] Федерального закона от 30.12.2009 N 384-ФЗ, и без учета требований ФНП МТ, применение которых является обязательным, что приводит к необоснованности и недостоверности сведений о достаточности и полноте компенсирующих мероприятий, предусмотренных в данном СТУ.

2.    В соответствии с п. 6 ФНП МТ разработка технологического процесса, применение технологического оборудования, выбор типа запорной арматуры и мест ее установки, средств контроля и противоаварийной защиты должны быть обоснованы в проектной документации/документации результатами анализа опасностей технологических процессов и количественного анализа риска аварий, проведенного в соответствии с главой VII "Требования к анализу опасностей технологических процессов и количественному анализу риска аварий на магистральных трубопроводах", при этом в целях содействия соблюдению требований ФНП МТ целесообразно использовать соответствующее РБ МН. В соответствии с абзацем 2 пункта 8 Порядка разработки и согласования специальных технических условий для разработки проектной документации на объект капитального строительства, утвержденного приказом Минрегиона России от 1 апреля 2008 г. № 36 в СТУ для обоснования дополнительных требований должно быть проведено их сравнение с требованиями, установленными в действующих технических нормативных документах, в том числе и по сравнению соответствующих результатов анализа опасностей технологических процессов и количественного анализа риска аварий (до отступления от действующих норм и после такого отступления – без учета и с учетом обоснованных компенсирующих мероприятий).

3.    В СТУ необходимо внести недостающие обоснованные требования в соответствии с замечаниями б1-б9. При этом за основу для разработки дополнительных компенсирующих мероприятий следует взять не только п. 5.5 СП 36.13330.2012, но и СП 125.13330.2012, как целостную систему норм, обеспечивающую безопасность трубопроводов, прокладываемых на территории городов и других населенных пунктов.

(рискпром.рф, июль 2015)