Открытое акционерное общество «федеральная гидрогенерирующая компания-русгидро» (оао «русгидро») стандарт организации

10.4 Анализ неопределённостей результатов оценки рисков 10.4.1 Неопределённости в оценках рисков R(t) связаны: - с используемыми методами анализа рисков по 5.6, 5.6.2, 8.1.1, 8.2.1 и 8.6.1; - с недостаточностью исходной статистической информации по типовым сценариям аварий и катастроф по 5.3, 5.4, 8.3.2 и 8.4.2, поражающих факторов по 10.2.2 и инициирующих факторов по 10.2.3; - с крайне малыми выборками по группам опасных объектов ГО1 – ГО4 по 10.2, типам аварийных и катастрофических ситуаций АС1 – АС5 по 10.3.2.11, категориям чрезвычайных ситуаций по 10.2.4; - с неразвитостью методов анализа и расчёта рисков в предшествующей практике проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС по 5.5 и 8.5. 10.4.2 Наибольшие неопределённости и погрешности при оценках рисков R(t) по 8.3.1.1, 10.3.2.1, 10.3.2.9 и 10.3.4.1 возникают на стадии определения вероятностей (частот) P(t) формирования и реализации аварий и катастроф. Они в наибольшей степени могут проявляться при вероятностном анализе и в меньшей степени при статистическом анализе рисков. Эти неопределённости и погрешности могут увеличиваться от 2-5 раз при переходе к малым вероятностям (до 10-2 ÷ 10-3 1/год) до 5-10 раз и более при переходе к весьма малым вероятностям (до 10-5 ÷ 10-7 1/год - «тяжёлые хвосты распределений»). 10.4.3 Неопределённости и погрешности в определении ущербов U(t) от аварий и катастроф на ГЭС связаны со сложностями анализа их сценариев и оценкой долговременных и вторичных потерь в социальной, техногенной и природной сферах. В целом, эти погрешности могут быть на 20-50% ниже, чем погрешности в определении P(t) по 10.4.2. 10.4.4 Принципиально важное значение в анализе рисков R(t) аварий и катастроф на ГЭС с учётом неопределённостей и погрешностей по 10.4.1-10.4.3 имеют не абсолютные значения рисков, а то обстоятельство, что по величинам рисков следует сравнивать эффективность реализации мероприятий по их снижению в соответствии с 10.3.4. 10.5 Методы оценки параметров территории (зоны) аварийного воздействия 10.5.1 При оценках параметров территории аварийного воздействия следует исходить из четырёх основных методов анализа риска R(t) по 5.6.2 – детерминированных, статистических, вероятностных и имитационных. 10.5.2 При использовании статистических методов оценки рисков R(t) и зон аварийного воздействия учитываются поражающие факторы по 10.2.2, инициирующие факторы по 10.2.3, категории чрезвычайных ситуаций по 10.2.4 и вида штатных и аварийных ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12. Размеры зоны аварийного воздействия по исходной статистической информации должны оцениваться по первичным ущербам U(t) по 10.3.2.2 от аварий и катастроф: - зоны гибели людей и получения увечий; - зоны разрушения компонентов ГЭС, каскадов ГЭС и сопряжённых объектов инфраструктуры; - зоны поражения объектов природной среды при возникновении аварий и катастроф и особенно при прорывах плотин ГЭС. 10.5.3 При вероятностных оценках рисков R(t) по 5.6.2 и 10.3.2.1 зоны воздействия аварий и катастроф должны входить в подынтегральные формулы (11) для рисков. При этом следует учитывать: - вероятности распространения по территории и по времени поражающих факторов (ПФ) по 10.2.2; - вероятности распределения по территории и по времени операторов, персонала ГЭС и населения; - вероятности расположения в опасных зонах объектов сопряжённой инфраструктуры; - географии, топографии неживой и растительной природной среды; - вероятности расположения в опасных зонах объектов животного мира. 10.5.4 При использовании других методов анализа рисков R(t) аварий и катастроф по 5.6.2 следует использовать комбинированные оценки зон аварийного воздействия. 10.5.5 В общем случае зависимости от потенциальной опасности групп объектов ГЭС по 10.2.1, категорий чрезвычайных ситуаций по 10.2.4 и видов аварийных ситуаций по 10.3.2.11 и 10.3.2.12 размеры зон аварийного воздействия могут измениться в весьма широких пределах от 1 – 10 м2 при локальных авариях внутри компонентов ГЭС до 102 ÷ 103 км2 при тяжёлых катастрофах на каскадах ГЭС. 10.6 Методы расчётов основных составляющих ущерба от аварий и катастроф на ГЭС в денежном выражении 10.6.1 Основные составляющие ущербов U(t) следует определять по 8.2.1, 8.3.1, 8.5.1, 8.5.2, 10.3.2 и 10.3.4.1. 10.6.2 Ущербы U(t) по 10.6.1 необходимо оценивать в двух величинах: - в абсолютных или относительных значениях числа погибших людей или получивших увечья UN(t), разрушенных или повреждённых объектов инфраструктуры UТ(t), уничтоженных или повреждённых объектов окружающей природной среды US(t); - в экономических (денежных) показателях, учитывающих ущербы UN(t), UТ(t) и US(t). 10.6.3 Следует учитывать, что преимущество экономических показателей ущербов U(t) состоит в том, что общие экономические ущербы можно получить суммированием (или интегрированием) основных составляющих на основе 8.2.1 и 10.3.2.9 (27) 10.6.4 При использовании детерминированных методов анализа рисков R(t) по 5.6.2 экономический ущерб для объектов ГЭС и сопряжённых объектов инфраструктуры к моменту t возникновения аварии или катастрофы на ГЭС можно определить по формуле , (28) где nT – запас по ресурсу по 10.3.4.9; [t] – расчётный ресурс или срок службы (в годах); СиТ - коэффициент, учитывающий тяжесть последствий аварии или катастрофы (для ГЭС 1 ≤ СиТ ≤ 8); ZT – общие затраты на создание анализируемого объекта. 10.6.5 Для детерминированного анализа экономических ущербов от потери жизни или здоровья людей в случаях аварий и катастроф на ГЭС следует использовать формулу , (29) где (N)i – общее число операторов, персонала и населения в опасной зоне развития аварии или катастрофы; CиN – коэффициент тяжести ЛИ для соответствующих групп i (операторов, персонала, населения); ZN – ущерб от одного ЛИ или потери здоровья одним человеком. Для тяжёлых видов аварий и катастроф на ГЭС по 10.3.2.11 величины можно принять в пределах CиN = 0,1–0,3 для операторов, 0,05÷0,1 для персонала и 0,01 – 0,05 для населения. При тяжёлых каскадных катастрофах на ГЭС величины CиN возрастают: для операторов – до 0,7÷0,9, для персонала – до 0,4÷0,6, для населения – до 0,1÷0,2. При потере жизни величину ZNi следует принять на уровне 105÷3∙105 руб., при потере здоровья с учётом групп инвалидности ZN снижается в 5÷10 раз. 10.6.6 При детерминированном анализе рисков для различных объектов природной среды следует использовать соотношение, аналогичное (29). , (30) где (NS)i – число объектов неживой природы (i =1), растительного мира (i =2) и животного мира (i =3); (CиS)i – коэффициент тяжести потерь для соответствующих групп i объектов природной среды (0 ≤ (CиS)I ≤ 1); ZSi – ущерб от потери или повреждения одного заданного объекта природной среды; – относительное время жизни объекта природной среды к моменту аварии или катастрофы. Величины (CиS)i , (NS)i и ZSi зависят от зон расположения ГЭС и состояния природной среды. 10.6.7 Для случаев тяжёлых катастроф на ГЭС к первичным ущербам по 10.6.1 – 10.6.6 должны быть добавлены вторичные ущербы и затраты U2(t) = Kи ∙ U(t) (31) - для проведения работ по ликвидации чрезвычайных ситуаций; - для ремонтно-восстановительных работ на объектах инфраструктуры и природной среды; - от недовыработки энергии ГЭС, снижения готовности оборудования ГЭС к несению нагрузки (снижения располагаемой мощности ГЭС) и сокращения объёма производств. В зависимости от тяжести аварии и катастрофы величина Kи меняется в широких пределах (0 ≤ Kи ≤ 5). Верхние значения Kи следует относить к случаям остановки эксплуатации, разборки и замены повреждённых и разрушенных компонентов ГЭС и сопряжённых инфраструктур, при рекультивации объектов природной среды. 10.6.8 При использовании статистических методов анализа рисков R(t) и ущербов U(t) от аварий и катастроф по 5.6.2 для различных моментов их возникновения ti следует использовать прямые исходные данные о гибели людей и потере здоровья UN(ti), о повреждениях и разрушениях объектов инфраструктуры UТ(ti) и объектов природной среды US(ti) с определением суммарного ущерба по 10.6.3 U(ti) = UN(ti) + UТ(ti) + US(ti) (32) Далее для различных времён необходимо построить зависимость U(ti) от ti по рисунку 5 и определяется средний ущерб на интервале времени ti (33) 10.6.9 Величина U(ti)С умножается на среднюю частоту Рi возникновения аварии или катастрофы по 8.1.1.1 для оценки риска R(t)i по 10.3.2.1 в денежных величинах руб./год. 10.6.10 При использовании вероятностных методов анализа рисков R(t) по 5.6.2 в соответствии с 10.3.2.1 ущербы U(t) и вероятности P(t) следует получать интегрированием сложных выражений для функций распределения людей, объектов техносферы и природной среды в зонах поражения. 11 Особенности анализа, оценки и прогнозирования риска аварий и катастроф на ГЭС на разных стадиях жизненного цикла 11.1 Анализ, оценка и прогнозирование рисков аварий и катастроф на ГЭС для различных стадий жизненного цикла 11.1.1 Анализ, оценка и прогнозирование рисков R(t) аварий на ГЭС и на гидротехнических сооружениях следует проводить в соответствии со стандартом организации СТО 70238424.27.140.026-2009. В рамках Стандарта этот анализ следует использовать для случаев возникновения катастроф на различных стадиях жизненного цикла оборудования ГЭС с учётом 5.1.2, 5.2.1, 5.4.1, 5.4.2, 8.3.1, 8.4.2, 10.3.3 и 10.3.4. 11.1.2 При определении по (27) – (33) ущербов, характеризующих степень тяжести возможных катастроф для всех стадий жизненного цикла необходимо учитывать проектные особенности гидроузла, здания ГЭС, площадок размещения технологического оборудования, транспортную инфраструктуру. Например, для зданий ГЭС подземного, полуподземного, совмещенного (водосливного) типа тяжесть последствий катастроф, связанных с основным технологическим оборудованием, размещенном в здании ГЭС, повышается и должна особо учитываться при рассмотрении сценариев развития возможных катастроф. 11.1.3 Сценарии развития катастроф на ГЭС должны быть просчитаны с учётом зимнего периода времени и периодов прохождения весеннего половодья и паводков, когда увеличивается вероятность хрупких разрушений и присутствуют технические ограничения возможности организации работ по ликвидации последствий аварийных и катастрофических событий в условиях отрицательных температур, оледенения оборудования и т.п. 11.1.4 Опасные факторы, способные инициировать аварии и катастрофы на ГЭС, рекомендуется подразделять на природные, техногенные и антропогенные. 11.1.5 К природным опасностям и инициирующим катастрофы факторам следует относить процессы и явления: ветровые, волновые, ледовые; температурные и сейсмические воздействия; ливни, оползни, сели, наличие слабых грунтов в основании; карстовые, суффозионные и криогенные процессы. 11.1.6 По этим внешним, по отношению к ГЭС, процессам и явлениям следует оценивать опасные: ветровые, волновые, ледовые, сейсмические, ливневые, оползневые, селевые воздействия Qэ(t), создающие соответствующие напряжения и деформации е(t) в формуле (25) и формуле (26). 11.1.7 К техногенным опасностям, явлениям и процессам, создающим аварии и катастрофы на ГЭС, следует относить все эксплуатационные, монтажные и ремонтные воздействия в штатных условиях, взрывы, пожары, обрушения на объектах ГЭС в аварийных ситуациях. Сюда же следует относить опасности для ГЭС, создаваемые штатными и аварийными воздействиями от промышленных объектов, расположенных в районе размещения ГЭС, от автомобильного или железнодорожного транспорта, от трубопроводов транспортировки природного газа и нефтепродуктов и других пожаро- и взрывоопасных веществ, от падения самолетов и т.д. Кроме того, к техногенным факторам опасности катастроф на ГЭС следует отнести и воздействия от возможных катастроф на ГЭС (или гидротехнических сооружениях), расположенных выше и ниже анализируемой ГЭС в каскаде. 11.1.8 К антропогенным опасностям аварий и катастроф ГЭС следует относить опасности, обусловленные человеческим фактором (ошибки изысканий, проектирования, строительства и эксплуатации ГЭС, неправильные и несанкционированные действия или бездействие персонала в аварийных ситуациях, террористические воздействия). 11.1.9 В качестве типовых сценариев возможных инициирующих технологических нарушений и аварий, ведущих к возникновению катастроф на объектах, безопасность которых регулируется федеральным законом от 21.07.97 № 116-Ф3, приняты: - разрушение или излом деталей оборудования; - падение грузоподъемной машины; - разрушение (обрыв) канатов грузоподъемной машины; - разрушение или повреждение (разрывы) котла, сосуда, трубопровода, работающих под давлением; - разрушение или повреждение (разрывы) емкостей для хранения опасных (горючих) веществ или маслонаполненного оборудования, сопровождающиеся их аварийным разливом и пожаром; - взрывы газопаровоздушных смесей, образующихся при разгерметизации емкостного оборудования, содержащего воспламеняющиеся газы. 11.1.10 К внутренним техногенным опасностям аварий и катастроф на ГЭС следует относить возможность наступления следующих событий: - затопление здания ГЭС вследствие разрушения гидротехнических сооружений (напорного водовода, плотины, здания ГЭС со стороны верхнего и нижнего бьефов), чрезвычайных расходов через створ гидроузла (перелив через плотину), разрушения гидротурбины (срыв крышки турбины, разрушение элементов крышки турбины, разрушение общих коллекторов трубопроводов технического водоснабжения ГЭС или трубопроводов водоснабжения иных пользователей (шлюз, водоснабжение промышленных предприятий); - пожар на оборудовании, огневая и тепловая нагрузка на персонал, оборудование, конструкции здания ГЭС; пожар главного трансформатора, гидрогенератора, станционного маслохозяйства (маслохранилища), маслонаполненного высоковольтного оборудования, маслоемкостей гидроагрегата (бак и ресивер маслонапорной установки, маслованн подшипников), ячеек электротехнического оборудования и кабелей; - задымление, токсичные газы и аэрозоли в машинном зале и производственных помещениях ГЭС; - разрушение сосудов под давлением в здании ГЭС, на плотине, площадке ОРУ, компрессорного оборудования; - короткое замыкание, потеря электропитания собственных нужд оборудования и технических систем, АСУ ТП ГЭС; - аварии на грузоподъёмных механизмах, кранах, падение перемещаемых грузов и оборудования, задевание перемещаемыми мостовыми кранами машинного зала ГЭС грузами за элементы оборудования (в машинном зале – маслонапорная установка системы регулирования гидротурбины, гидрогенератор, маслоприемник гидротурбины, шкафы управления), движение и опрокидывание кранов на гребне плотины от ветровой нагрузки. 11.1.11 Аварийные события в энергосистеме, вызванные нарушением работы оборудования ГЭС, должны рассматриваться на другом иерархическом уровне, при анализе рисков энергосистемы. При анализе рисков аварийных событий на генерирующем оборудовании ГЭС должны учитываться возможные возмущающие воздействия от энергосистемы. 11.1.12 Анализ, оценка и прогнозирование рисков катастроф на ГЭС должны производиться с учётом возможности перехода указанных выше опасных аварийных ситуаций в катастрофические, когда каждое событие может привести само по себе или в сочетании с другими факторами к катастрофе на данной ГЭС или на каскаде ГЭС. На основе этой информации следует формировать опасные ситуации в соответствии с таблицами 1, 5 и 7 и приложением Ж.

Похожие:

	Регламент по организации противопожарных тренировок на объектах ОАО... Открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти "транснефть"		Годовой отчет Акционерное Общество открытого типа ск «класс». Решением годового общего собрания акционеров (Протокол №4 от 27. 04. 1995 г.) изменено...
	Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Верейская, 29, стр. 141, Открытое акционерное общество "Управляющая компания "Объединенная двигателестроительная корпорация"...		Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Роснефть»
	Акционерного Общества «РусГидро» Предприятие: Филиал открытого акционерного общества «РусГидро»- «Саяно-Шушенская гэс имени П. С. Непорожнего» (далее сшгэс)		Сценарий №3. Система автоматизирует поиск месторасположения организации,... Открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти "транснефть"
	Доклад Заказчика по намечаемой хозяйственной деятельности «Нефтеперерабатывающий завод «Открытое акционерное общество «Нефтяная компания «Туймаада-нефть»		Н. Э. Баумана Отчёт к лабораторным работам по курсу «Разработка программного обеспечения» Открытое акционерное общество акционерная компания по транспорту нефти "транснефть"
	Патентам и товарным знакам (19) Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космическогоприборостроения и информационных систем" (оао "Российские...		Патентам и товарным знакам (19) Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космическогоприборостроения и информационных систем" (оао "Российские...
	Патентам и товарным знакам (19) Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт кабельной...		Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных...
	Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных...		Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных...
	Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных...		Патентам и товарным знакам (19) Москва, ул. Авиамоторная, 53, Открытое акционерное общество "Российская корпорация ракетно-космического приборостроения и информационных...