Российская ФедерацияПриказ Ростехнадзора

Об утверждении Руководства по безопасности "Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности"

приказываю:

2. Установить, что положения Руководства по безопасности "Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности" носят рекомендательный характер.

Врио руководителя
А.В.Ферапонтов

УТВЕРЖДЕНО
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору

Руководство по безопасности

"Методика оценки риска аварий на опасных производственных объектах нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности"

I. Общие положения

2. Настоящее Руководство содержит рекомендации к количественной оценке риска аварий (далее оценка риска) для обеспечения требований промышленной безопасности при проектировании, строительстве, капитальном ремонте, техническом перевооружении, реконструкции, эксплуатации, консервации и ликвидации опасных производственных объектов нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности, и не является нормативным правовым актом.

3. Организации, осуществляющие оценку риска аварий могут использовать иные обоснованные способы и методы, чем те, которые указаны в настоящем Руководстве, в случае, если они получили одобрение Научно-технического совета Ростехнадзора.

4. В настоящем Руководстве применяют сокращения, а также термины и определения, приведенные в его приложениях N 1 и N 2 настоящего руководства .

5. Руководство распространяется на опасные производственные объекты нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности.

II. Общие рекомендации по проведению анализа опасностей и оценки риска аварий

6. Общая процедура анализа опасностей и оценки риска (см. рисунок 1) в соответствии с (РД 03-418-01) , утвержденными постановлением Госгортехнадзора России от 10 июля 2001 года N 30 (далее - Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов), включает планирование и организацию работ, идентификацию опасностей, оценку риска, разработку рекомендаций по уменьшению рисков.

7. Оценку риска аварий опасных производственных объектов нефтегазоперерабатывающей, нефте- и газохимической промышленности рекомендуется проводить при разработке:

декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта, разрабатываемой в соответствии с Порядком оформления декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов и перечень включаемых в нее сведений , утвержденным приказом Ростехнадзора от 29 ноября 2005 года N 893 (РД-03-14-2005);

обоснования безопасности опасного производственного объекта, разрабатываемого в соответствии Общими требованиями к обоснованию безопасности опасного производственного объекта;

проектной документации на строительство или реконструкцию опасного производственного объекта;

документации на техническое перевооружение, капитальный ремонт, консервацию и ликвидацию опасного производственного объекта;

плана по предупреждению и локализации и ликвидации аварий, разрабатываемого в соответствии с Рекомендациями по разработке планов локализации и ликвидации аварий на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах , утвержденными приказом Ростехнадзора от 26 декабря 2012 года N 781 ;

критериев приемлемого риска аварий на опасных производственных объектах, устанавливаемых в федеральных нормах и правилах в области промышленной безопасности, и иных работах, связанных с определением степени опасности и проведением количественной оценки риска аварий на опасных производственных объектах.

8. При оценке риска аварий на опасных производственных объектах рекомендуется учитывать влияние систем противоаварийной защиты, действия средств блокировок, автоматического контроля и регулирования; защитных мероприятий по эвакуации людей; действия аварийно-спасательных формирований.

9. При анализе причин возникновения аварийных ситуаций на опасных производственных объектах рекомендуется рассматривать отказы (неполадки) технических устройств, ошибочные или несвоевременные действия персонала, внешние воздействия природного и техногенного характера с учетом:

а) отказов технических устройств, связанных с типовыми процессами, физическим износом, коррозией, выходом технологических параметров на предельно допустимые значения, прекращением подачи энергоресурсов (электроэнергии, пара, воды, воздуха), нарушением работы систем и/или средств управления и контроля;

б) ошибочных действий персонала, связанных с отступлением от установленных параметров технологического регламента ведения производственного процесса, нарушением режима эксплуатации производственных установок и оборудования, недостаточным контролем (или отсутствием контроля) за параметрами технологического процесса;

в) внешних воздействий природного и техногенного характера, связанных с землетрясениями, паводками и разливами, несанкционированным вмешательством в технологический процесс, диверсиями или террористическими актами, авариями или другими техногенными происшествиями на соседних объектах.

11. Исходные данные, сделанные допущения и предположения, результаты оценки риска аварий на опасных производственных объектах должны быть обоснованы и документально зафиксированы в объеме, достаточном для того, чтобы выполненные расчеты и выводы могли быть повторены и проверены в ходе независимого аудита или экспертизы.

12. Для оценки риска аварий на опасных производственных объектах рекомендуется использовать следующие количественные показатели риска аварии: индивидуальный риск , потенциальный риск , коллективный риск , социальный риск F(x), частота реализации аварии с гибелью не менее одного человека R.

13. Показатели риска аварии являются функцией конкретных исходных данных, которые в свою очередь являются функцией времени.

15. Показатели индивидуального риска и коллективного риска рекомендуется представлять в виде значений вероятности смерти 1 человека или группы лиц (рекомендуется принимать группу равной 10 человек) в течение 1 года.

16. Показатели потенциального риска рекомендуется представлять на ситуационном плане в виде изолиний, кратных отрицательной степени 10, показывающих распределение значений риска гибели людей от поражающих факторов аварий по территории опасного производственного объекта и прилегающей местности в течение 1 года.

17. Показатель социального риска F(x) аварии рекомендуется представлять в виде графика ступенчатой функции, описывающей зависимость ожидаемой частоты аварий, в которых может погибнуть не менее x человек, от числа погибших - x.

Рисунок. 1 - Общая схема анализа опасности и оценки риска

18. Количественная оценка риска аварий включает определение сценариев развития аварии, оценку частоты возможных сценариев аварий, оценку возможных последствий по рассматриваемым сценариям аварий, расчет показателей риска аварии.

а) мгновенный выброс опасных веществ с воспламенением с образованием струевого пламени или колонного пожара вследствие разрыва технологического рубопровода или разрушения емкости, аппарата, установки с газом жидкостью под давлением с распространением следующих поражающих факторов: осколков; ударной волны (воздушной волны сжатия), образующейся в начальные моменты истечения сжатого газа в атмосферу; скоростного напора струи газа, прямого воздействия пламени, теплового излучения от пламени;

б) истечение газа (жидкости) с последующим образованием взрывоопасной газовоздушной смеси, последующее воспламенение смеси и ее взрывное превращение по дефлаграционному типу, а также пожар колонного типа в загроможденном пространстве с распространением следующих поражающих факторов: ударной волны; скоростного напора струи газа, прямого воздействия пламени, теплового излучения от пламени;

в) взрыв топливно-воздушной смеси (ТВС) в емкости, последующие разлив и воспламенение горючих жидкостей и горение в виде пожара разлития с распространением следующих поражающих факторов: осколков, ударной волны, прямого воздействия пламени и теплового излучения от пламени;

г) истечение горючей термодинамически стабильной жидкости из емкости, резервуара, технологического трубопровода с образованием площади разлития и испарением жидкости с поверхности разлива; воспламенение облака ТВС от источника зажигания (автомобиля с работающим двигателем, неисправного электрооборудования или открытого источника огня) на территории промплощадки или вне ее, с последующим распространением поражающих факторов: ударной волны, образующейся при взрывном сгорании смеси; прямого воздействия пламени при сгорании облака ТВС, пожара-вспышки, огненного шара; теплового излучения от пламени пожара разлития;

д) истечение термодинамически нестабильной жидкости из емкости, резервуара, технологического трубопровода или насоса с образованием площади разлития и интенсивным испарением легких фракций с поверхности разлития с образованием, рассеиванием и переносом паров продукта (тяжелее воздуха) вблизи поверхности земли по направлению ветра; воспламенение взрывопожароопасного облака от источника зажигания с последующим распространением вблизи места аварии поражающих факторов: ударной волны, прямого воздействия пламени при сгорании облака ТВС, пожара-вспышки, огненного шара и от пожара разлития; теплового излучения от пламени пожара разлития.

20. При определении сценариев на последних этапах развития аварии рекомендуется учитывать сочетание последовательных сценариев или "эффект домино". Этот эффект рекомендуется учитывать если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

21. Пример сценариев представлен в Приложении N 3 .

22. Частота сценария аварии определяется путем перемножения условной вероятности сценария на частоту возникновения аварии (частоту разгерметизации).

23. Для определения условной вероятности сценария аварии рекомендуется использовать метод построения деревьев событий в соответствии с Методическими указаниями по проведению анализа риска опасных производственных объектов и .

24. В качестве исходного события каждого дерева рекомендуется принимать разгерметизацию технического устройства или его элемента (для технологических трубопроводов - участка). Каждый узел (разветвление) дерева событий должен отражать влияние факторов развития аварии. Общее число конечных ветвей дерева событий соответствует общему числу расчетных сценариев аварии, образующих полную группу несовместных событий (см. пример в Приложении N 4).

25. Для оценки частот разгерметизации технического устройства рекомендуется пользоваться Методическими указаниями по проведению анализа риска опасных производственных объектов и . При отсутствии обоснованных значений рекомендуется для оценки частот разгерметизации использовать метод анализа "деревьев отказов" (ГОСТ Р 27.302-2009 "Надежность в технике. Анализ дерева неисправностей"), построение "моделей отказов" (ГОСТ Р 27.004-2009 "Надежность в технике. Модели отказов") с анализом их последствий (ГОСТ Р 51901.12-2007 "Менеджмент риска. Метод анализа видов и последствий отказов") с учетом влияния методов управления надежностью технических устройств (ГОСТ Р 27.606-2013 "Надежность в технике. Управление надежностью. Техническое обслуживание, ориентированное на безотказность") и методов контроля заданных показателей надежности (ГОСТ Р 27.403-2009 "Надежность в технике. Планы испытаний для контроля вероятности безотказной работы").

26. Показатели надежности и частоты возникновения аварий на оборудовании и трубопроводах объектов, на которых обращается сжиженный углеводородный газ, рекомендуется определять согласно приложению Б к СТО Газпром 2-2.3-569-2011 "Методическое руководство по расчету и анализу рисков при эксплуатации объектов производства, хранения и морской транспортировки сжиженного и сжатого природного газа ОАО "Газпром".

27. При оценке возможных последствий аварий рекомендуется определять вероятные зоны действия поражающих факторов и причиненный ущерб (количество пострадавших).

28. При определении вероятных зон действия поражающих факторов рекомендуется проводить:

а) определение количества опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов аварии;

б) определение количественных параметров, характеризующих действие поражающих факторов (давление и импульс для ударных волн, интенсивность теплового излучения для пламени, размеры пламени и зоны распространения высокотемпературной среды при термическом воздействии, дальность дрейфа облака ТВС до источника зажигания);

в) сравнение рассчитанных количественных параметров с критериями поражения (разрушения).

29. Для определения количества опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов аварии, рекомендуется учитывать деление технологического оборудования и трубопроводов на изолируемые запорной арматурой секции (участки); интервал срабатывания и производительность систем аварийного сброса и опорожнения (в том числе на факел); влияние волновых гидродинамических процессов на режим истечения опасного вещества для протяженных трубопроводных систем (длиной более 500 м).

30. Рекомендуемый порядок расчета истечения опасных веществ из технологических трубопроводов приведен в Приложении N 5 .

31. Массу аварийного выброса опасных веществ рекомендуется определять как массу вещества в аппарате (трубопроводе) с учетом перетоков от соседних аппаратов (участков) в течение времени обнаружения выброса и перекрытия запорной арматуры (задвижек) с учетом массы стока вещества из отсеченного блока (трубопровода). При отсутствии достоверных сведений время обнаружения выброса и перекрытия задвижек рекомендуется принимать равным 600 сек. в случае наличия средств противоаварийной защиты и системы обнаружения утечек и 1800 сек. в случае их отсутствия.

32. Для сценария взрыва облака ТВС в соответствии с Методическими указаниями по оценке последствий аварийных выбросов опасных веществ (РД 03-26-2007), утвержденными приказом Ростехнадзора от 14 декабря 2007 года N 859 (далее - ) количество опасного вещества в облаке рекомендуется определять как сумму масс газовых фракций в аппарате, образовавшихся при кипении жидкости за счет внутренней энергии, поступивших за счет перетока из соседних аппаратов с учетом изменения в процессе выброса состава облака ТВС, температуры и давления согласно термодинамическим расчетам.

33. Для сценария взрыва облака ТВС количество опасного вещества, участвующего в создании поражающих факторов рекомендуется определять на основе количества паров углеводородов, которое при дрейфе облака способно к взрывному превращению.

34. Для сценария образования факельного пламени количество опасного вещества рекомендуется определять с учетом потока (массовой скорости истечения из технических устройств) газа или паро-жидкостной фазы в виде струи.

35. Пример расчета количества опасных веществ приведен в Приложении N 6 .

36. Оценку возможных последствий аварий рекомендуется проводить на основе методических документов, указанных в таблице N 1 .

37. Для сценариев с пожаром пролива в случае примерно равных площадей пролива форму пламени при горении рекомендуется аппроксимировать наклонным цилиндром с радиусом, равным эффективному радиусу пролива. Для этого цилиндра определяются параметры теплового излучения в соответствии с .

38. Для расчета сценариев с образованием огненного шара рекомендуется использовать .

39. Для расчета концентрационных полей при рассеивании и дрейфе облака рекомендуется использовать Методические указания по оценке последствий аварийных выбросов опасных веществ . Для расчета размеров зон поражения при пожаре-вспышке (сгорании) дрейфующего облака размер зоны возможного смертельного поражения людей определяется размерами зоны достижения концентрации, равной половине нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР) согласно .

40. Массу во взрывоопасных пределах, способную участвовать во взрыве, рекомендуется определять согласно Приложению N 3 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" .

41. При отсутствии сведений о распределении источников воспламенения и о вероятности зажигания облака расчет зон поражения при взрыве облаков ТВС рекомендуется выполнять из условия воспламенения облака в момент времени, когда облако ТВС достигает наибольшей массы, способной к воспламенению.

Таблица N 1

Назначение	Документ
1. Расчет параметров ударной волны, зон поражения и разрушения при воспламенении и взрыве облаков топливно-воздушных смесей
2. Расчет концентрации, массы ОВ во взрывоопасных пределах и зон поражения при пожаре-вспышке и взрыве ТВС
3. Определение параметров воздействия и зон поражения при горении пролива, огненном шаре, факельном горении
4. Расчет параметров воздействия и зон поражения при горении ОВ в зданиях
5. Расчет параметров воздействия и зон поражения продуктами горения
6. Расчет параметров воздействия и зон поражения осколками	СТО Газпром 2-2.3-400-2009 "Методика анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий ОАО "Газпром"

43. Последствия сценария со струйным горением и расчета размеров зон поражения термическим излучением рекомендуется определять в соответствии с .

44. Для расчета последствий аварий с выбросом опасных веществ и взрывом облака ТВС в помещениях рекомендуется использовать методы вычислительной гидродинамики.

45. Для расчета размеров зон поражения ударными волнами и расчета вероятности гибели людей, находящихся в зданиях, при взрыве рекомендуется использовать пробит-функцию в соответствии с пунктами 2.2 , 2.3 Приложения N 3 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" . Рекомендуется учитывать, что смертельное поражение людей на открытом пространстве достигается при давлении на фронте ударной волны более 120 кПа.

46. Для оценки гибели людей при пожарах на оборудовании, расположенном в здании, с учетом их эвакуации рекомендуется использовать формулы в соответствии с .

47. Для расчета вероятности гибели людей от поражения токсичными опасными веществами рекомендуется применять формулы согласно .

48. Для расчета вероятности гибели людей от поражения токсичными продуктами горения в помещениях рекомендуется применять формулы согласно .

49. При оценке гибели людей от переохлаждения при проливах испаряющихся сжиженных углеводородных газов рекомендуется принимать, что погибают все люди, оказавшиеся в зоне пролива.

50. При оценке зоны разлета осколков оборудования под давлением рекомендуется руководствоваться положениями Приложения Ж к СТО Газпром 2-2.3-400-2009 "Методика анализа риска для опасных производственных объектов газодобывающих предприятий ОАО "Газпром".

51. При оценке опасности каскадного развития аварии (эффект домино) следует учитывать положения Приложения N 3 к Федеральным нормам и правилам в области промышленной безопасности "Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств" .

52. Для целей страхования ответственности для каждого рассматриваемого сценария рекомендуется проводить расчет максимально возможного числа потерпевших, которое определяется числом людей, оказавшихся в превалирующей зоне действия поражающих факторов (исходя из принципа поглощения большей опасностью всех меньших опасностей).

Расчет ожидаемого количества погибших в зоне действия поражающих факторов с площадью S1 рекомендуется проводить по формуле:

где - функция, описывающая территориальное распределение людей в пределах зоны действия поражающих факторов с учетом изменения распределения людей в зависимости от смены, проведения аварийных/регламентных ремонтных или строительных работ на территории опасного производственного объекта, а также влияния организационных и технических мероприятий, направленных на скорейшую эвакуацию персонала из потенциальной зоны воздействия поражающих факторов, таких как время эвакуации людей из опасной зоны после обнаружения опасности и оповещения об эвакуации; прибытие аварийно-спасательных формирований, в том числе нештатных; перемещение персонала опасного производственного объекта в места сбора при эвакуации - т.е. создание дополнительных мест массового скопления людей;

Коэффициент уязвимости человека, зависящий от защитных свойств помещения, укрытия, в котором может находиться человек в момент аварии, и изменяющийся от 0 (человек неуязвим) до 1 (человек не защищен из-за незначительных защитных свойств укрытия);

Условная вероятность гибели человека в точке территории с координатами (x; y)

53. Величину потенциального риска , год, в определенной точке (а) на территории площадочного объекта и в селитебной зоне вблизи площадочного объекта рекомендуется определять по формуле:

где J - число сценариев развития аварий;

Условная вероятность поражения человека в определенной точке территории (а) в результате реализации j-го сценария развития аварии, отвечающего определенному инициирующему аварию событию.

Вероятность поражения человека в результате реализации j-го сценария развития аварии рекомендуется определять по методическим документам указанным в пункте 36 настоящего Руководства .

Частота реализации в течение года j-го сценария развития аварии, год.

54. Индивидуальный риск для работников объекта рекомендуется оценивать частотой поражения определенного работника объекта в результате аварии в течение года.

Величину индивидуального риска , год, для i-го работника объекта при его нахождении на территории объекта рекомендуется определять по формуле:

где Р(j) - величина потенциального риска в j-й области территории, год;

Вероятность присутствия работника i в j-й области территории;

G - число областей, на которые условно можно разбить территорию объекта, при условии, что величина потенциального риска на всей площади каждой из таких областей можно считать одинаковой;

Коэффициент уязвимости человека, находящегося в j-й области территории объекта.

для третьих лиц - жителей населенного пункта: = 1

для персонала ОПО: = 1

для третьих лиц на отдельно расположенных территориях сторонних (внешних) организаций:

для мест массового скопления людей:

для водителей и пассажиров автотранспорта:

для поездной бригады и пассажиров железнодорожного транспорта:

55. Индивидуальный риск для жителей населенных пунктов рекомендуется определять в соответствии с формулой (3), принимая равным единице. Если не представляется возможным оценить вероятность присутствия жителя в каждой области территории, величину индивидуального риска допускается принимать равной значению потенциального риска в жилой, общественно-деловой или рекреационной зоне.

где - ожидаемые частоты реализаций аварийных ситуаций , при которых гибнет не менее x человек;

N(x) - число сценариев , при которых гибнет не менее x человек.

где - ближайшее большее целое число к значению ожидаемого числа погибших при реализации j-го сценария;

F () - сумма частот сценариев с ожидаемым числом погибших не менее .

Частота аварии с гибелью не менее одного человека равна:

Приложение N 1

службы по экологическому,

от 27 декабря 2013 года N 646

Список сокращений

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

НКПР - нижний концентрационный предел распространения пламени;

ОВ - опасное вещество;

ОПО - опасный производственный объект;

ТВС - топливно-воздушная смесь;

F(х) - социальный риск, год;

F () - сумма частот сценариев с ожидаемым числом погибших не менее ;

J - число сценариев развития аварий соответственно для всего объекта, его отдельных составляющих;

Вероятность присутствия i-го работника в j-ой области территории;

R - радиус зоны избыточного давления при взрыве ТВС, м;

Индивидуальный среднегрупповой риск гибели в аварии отдельного человека из числа персонала, населения и иных физических лиц, год;

Коллективный риск гибели (смертельного поражения) человека при аварии (в т.ч. среднегодовое ожидаемое число погибших среди персонала и третьих лиц), чел./год;

Потенциальный территориальный риск гибели человека от аварии (частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии в данной точке территории) - частота возникновения смертельно поражающих факторов аварии (потенциальный территориальный риск аварии), год;

R - частота возникновения аварии с гибелью не менее 1 человека, год;

Функция, описывающая территориальное распределение людей в дневное время в пределах зоны действия поражающих факторов;

Функция, описывающая территориальное распределение людей в ночное время в пределах зоны действия поражающих факторов, х, у - координаты точки территории;

Приложение N 2
к Руководству по безопасности
"Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах
нефтегазоперерабатывающей, нефте-
и газохимической промышленности",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 27 декабря 2013 года N 646

Термины и определения

В настоящем документе применены следующие термины с соответствующими определениями:

авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или) выброс опасных веществ.

анализ риска аварии: Процесс идентификации опасностей и оценки риска аварии на опасном производственном объекте для отдельных лиц или групп людей, имущества или окружающей природной среды.

взрыв: Неконтролируемый быстропротекающий процесс выделения энергии, связанный с физическим, химическим или физико-химическим изменением состояния вещества, приводящий к резкому динамическому повышению давления или возникновению ударной волны, сопровождающийся образованием сжатых газов, способных привести к разрушительным последствиям.

декларация промышленной безопасности опасного производственного объекта (декларация): Документ, в котором представлены результаты всесторонней оценки риска аварии, анализа достаточности принятых мер по предупреждению аварии и по обеспечению готовности организации к эксплуатации опасного производственного объекта в соответствии с требованиями норм и правил промышленной безопасности, а также к локализации и ликвидации последствий аварии на опасном производственном объекте.

дерево отказов: Логическая схема причинно-следственных закономерностей возникновения аварии, показывающая последовательность и сочетание различных событий (отказов, ошибок, нерасчетных внешних воздействий), возникновение которых может приводить к разгерметизации и последующей аварийной ситуации.

дефлаграция (дефлаграционный взрыв): Взрыв, при котором нагрев и воспламенение последующих слоев взрывчатого вещества происходит в результате диффузии и теплоотдачи, характеризующийся тем, что фронт ударной волны и фронт пламени движутся с дозвуковой скоростью.

идентификация опасностей аварии: Процесс выявления и признания, что опасности аварии на опасном производственном объекте существуют, и определения их характеристик.

обоснование безопасности: Документ, содержащий сведения о результатах оценки риска аварии на опасном производственном объекте и связанной с ней угрозы, условия безопасной эксплуатации опасного производственного объекта, требования к эксплуатации, капитальному ремонту, консервации и ликвидации опасного производственного объекта.

огненный шар: Крупномасштабное диффузионное пламя, реализуемое при сгорании парогазового облака с концентрацией горючего выше верхнего концентрационного передела распространения пламени. Такое облако может быть реализовано, например, при разрыве резервуара с горючей жидкостью или газом под давлением с воспламенением содержимого резервуара.

опасность аварии: Угроза, возможность причинения ущерба человеку, имуществу и (или) окружающей среде вследствие аварии на опасном производственном объекте. Опасности аварий на опасных производственных объектах связаны с возможностью разрушения сооружений и (или) технических устройств, взрывом и (или) выбросом опасных веществ с последующим причинением ущерба человеку, имуществу и (или) нанесением вреда окружающей природной среде.

опасные вещества: Воспламеняющиеся, окисляющие, горючие, взрывчатые, токсичные, высокотоксичные вещества и вещества, представляющие опасность для окружающей природной среды, указанные в приложении 1 к Федеральному закону 21 июля 1997 года N 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объектов" .

оценка риска аварии: Процесс, используемый для определения вероятности (или частоты) и степени тяжести последствий реализации опасностей аварий для здоровья человека, имущества и (или) окружающей природной среды. Оценка риска включает анализ вероятности (или частоты), анализ последствий и их сочетания.

пожар-вспышка: Сгорание облака предварительно перемешанной газопаровоздушной смеси без возникновения волн давления, опасных для людей и окружающих объектов.

пожарный риск: Мера возможности реализации пожарной опасности объекта защиты и ее последствий для людей и материальных ценностей.

риск аварии: Мера опасности, характеризующая возможность возникновения аварии на опасном производственном объекте и тяжесть ее последствий.

составляющие опасного производственного объекта: Участки, установки, цеха, хранилища или другие составляющие (составные части), объединяющие технические устройства или их совокупность по технологическому или территориально-административному принципу и входящие в состав опасного производственного объекта.

сценарий аварии: Последовательность отдельных логически связанных событий, обусловленных конкретным инициирующим (исходным) событием, приводящих к определенным опасным последствиям аварии.

Приложение N 3
к Руководству по безопасности
"Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах
нефтегазоперерабатывающей, нефте-
и газохимической промышленности",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 27 декабря 2013 года N 646

Пример типовых сценариев для установки пиролиза

Сценарий 1. Разрушение частичное аппарата колонного типа в блоке подготовки сырья поступление в окружающую среду парогазовой смеси углеводородов (С2-С3) (фракции С3+), нагретой до 95°С истечение струи газа под давлением образование взрывоопасной паровоздушной смеси дрейф и рассеивание облака попадание струи газа и/или облака в зону нахождения источника зажигания воспламенение струи газа с пожаром-вспышкой и образование факела попадание в зону действия поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 2. Разрушение полное печи пиролиза в блоке пиролиза и первичного фракционирования поступление в окружающую среду газовой смеси (водород, оксид углерода, сероводород, углеводороды С1-С4), нагретой до 850°С образование взрывоопасной газовоздушной смеси мгновенное воспламенение облака ТВС образование факельного пожара попадание в зону действия поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 3. Разрушение полное центробежного компрессора пирогаза и/или компрессорного оборудования, и/или трубопроводной обвязки и арматуры в помещении блока компрессии пирогаза щелочной промывки струйное истечение углеводородных газов (фракции С1-С4) в помещение с его разрушением образование взрывоопасной газовоздушной смеси воспламенение ТВС образование факела горения попадание в зону действия поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 4. Разрушение частичное реактора гидрирования в блоке 1-й ступени гидрирования бензина с диаметром отверстия 100 мм поступление в окружающую среду нагретых до 150°С углеводородов (фракций С5-С8) формирование истекающей струи испарение углеводородов и образование взрывоопасной паровоздушной смеси попадание струи или ВПО в зону нахождения источника зажигания воспламенение струи и горение в виде факельного пожара попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 5. Разрушение полное колонны отгонки в блоке разделения С3Н6/С3Н8 сырья поступление в окружающую среду смеси углеводородов (пропан, пропилен) в парогазовой и жидкой фазе с температурой 45°С формирование пролива интенсивное вскипание жидкофазных углеводородов и образование взрывоопасного облака дрейф и рассеивание облака попадание облака в зону нахождения источника зажигания воспламенение парогазового облака взрыв облака попадание в зону действия поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 6. Разрушение полное колонны отгонки в блоке разделения С3Н6/С3Н8 сырья поступление в окружающую среду смеси углеводородов (пропан, пропилен) в парогазовой и жидкой фазе с температурой 45°С формирование пролива интенсивное вскипание жидкофазных углеводородов и образование взрывоопасного облака мгновенное воспламенение парогазового облака образование площадного пожара попадание в зону действия поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 7. Разгерметизация (частичное разрушение) деметанизатора в блоке разделения С1/С2 поступление в окружающую среду под давлением газообразных углеводородов формирование истекающей газовой струи попадание газовой струи и/или попадание облака топливной смеси в зону нахождения источника зажигания воспламенение газовой струи и образования факела или взрыв облака ТВС попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 8. Разрушение (частичное или полное) соседнего резервуара хранения бутадиена промежуточного парка хранения С4 поступление в окружающую среду паров углеводорода и/или разлив жидкой фазы в обвалование интенсивное испарение жидкой фазы в обваловании смешение паров углеводорода с воздухом и образование ТВС - воздушно-парового облака дрейф и рассеивание ВПО попадание ВПО в зону нахождения источника зажигания воспламенение и взрыв ВПО возможное последующее горение разлитого углеводорода в обваловании попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или соседнего резервуара внешний нагрев рассматриваемого резервуара с бутадиеном выброс вскипающего углеводорода в пароаэрозольном состоянии и формирование взрывопожароопасного облака и разлетом осколков дрейф и воспламенение облака при попадании в зону нахождения источника зажигания объемное горение ("огненный шар") последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 9. Разрушение полное резервуара хранения бензина промежуточного парка хранения бензина поступление в обвалование бензина испарение бензина в обваловании смешение паров бензина с воздухом и образование воздушно-парового облака воспламенение ВПО в месте выброса пожар-вспышка и последующее горение разлитого углеводорода в обваловании попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 10. Разрушение полное резервуара изотермического хранения сырья пиролиза парка сырья пиролиза (углеводороды ряда С2-С3) поступление в окружающую среду паров пропана и бутана и/или разлив жидких углеводородов в обвалование интенсивное испарение жидкой фазы в обваловании смешение паров углеводородов с воздухом и образование воздушно-парового облака дрейф и рассеивание ВПО попадание ВПО в зону нахождения источника зажигания воспламенение и взрыв ВПО попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 11. Разрушение полное резервуара изотермического хранения сырья пиролиза парка сырья пиролиза (углеводороды ряда С2-С3) поступление в окружающую среду паров пропана и бутана и/или разлив жидких углеводородов в обвалование интенсивное испарение жидкой фазы в обваловании смешение паров углеводородов с воздухом и образование воздушно-парового облака и его мгновенное зажигание последующее горение пролива углеводородов в обваловании (пожар) попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий 12. Частичное разрушение трубопроводной обвязки и/или арматуры насоса некондиционного этилена поступление в окружающую среду жидкого углеводорода в виде струи интенсивное испарение жидкого этилена, смешение паров с воздухом воспламенение газовой струи и формирование факела попадание в зону возможных поражающих факторов людей и/или оборудования последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Приложение N 4
к Руководству по безопасности
"Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах
нефтегазоперерабатывающей, нефте-
и газохимической промышленности",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 27 декабря 2013 года N 646

Пример деревьев событий при авариях на оборудовании, содержащем опасные вещества

Первый вариант возможных аварий представляет собой разгерметизацию одного резервуара, с истечением ОВ в обвалование или за его пределы (далее по тексту - сценарий А). Второй вариант состоит в образовании шлейфа паров ОВ на дыхательной арматуре/на зазоре (для резервуаров с плавающей крышей) и его зажигании с формированием факела/очага горения (далее по тексту - сценарий А). В третьем варианте рассматривается образование топливно-воздушной смеси в резервуаре в результате испарения ОВ с последующим воспламенением и взрывом (далее по тексту - сценарий А).

Четвертый вариант представляет собой истечение ОВ из подземного ЖБР в результате переполнения в обвалование или за его пределы (далее по тексту - сценарий А). Пятый вариант состоит в образовании шлейфа паров ОВ на дыхательной арматуре подземного ЖБР и его зажигании с формированием факела/очага горения (далее по тексту - сценарий А). В шестом варианте рассматривается образовании ТВС в подземном ЖБР с последующим воспламенением и взрывом (далее по тексту - сценарий А).

Сценарий А. Частичное или полное разрушение единичного резервуара с ОВ; задвижек, фланцевых соединений, переполнение резервуара при отрыве от резервуара отдельных элементов, их разлет и воздействие на людей и объекты поступление в окружающую среду ОВ (жидкой фазы и паров) с температурой окружающей среды возможное разрушение соседних резервуаров (при полном разрушении аварийного резервуара) разлив ОВ на ограниченной обвалованием поверхности/разлив ОВ за пределами обвалования в случае мгновенного воспламенения воспламенение ОВ на месте выброса, горение ОВ в/за обвалованием и/или в резервуаре/резервуарах в случае отсутствия мгновенного воспламенения частичное испарение ОВ при наличии струйного приподнятого над землей истечения возможно образование капельной взвеси в воздухе образование облака взрывоопасной смеси паров ОВ с воздухом распространение пролива и взрывоопасного облака парогазовой смеси попадание паро-, капельно-воздушного облака или разлитого ОВ в зону нахождения источника зажигания сгорание/взрыв взрывоопасного облака воздействие на людей и объекты волн сжатия, тепловое воздействие (пламя, излучение и контакт с горячими продуктами), воздействие продуктов сгорания облака возможное воспламенение ОВ на месте выброса, горение ОВ в/за обвалованием, в резервуаре/резервуарах воздействие горящего пролива (тепловое излучение, воздействие открытым пламенем, горячие продукты горения) на людей и объекты, в т.ч. образование факелов на дыхательной арматуре и иных технических устройствах, взрывы в соседних резервуарах (в т.ч. находящихся в одном обваловании), попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей и их возгорание, потеря устойчивости резервуаров, дополнительный выброс ОВ в/за обвалование, выброс горящего ОВ при вскипании воды попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и/или объектов окружающей среды последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-1. Конечные ветви "дерева событий", отмеченные словом "Прекращение аварии", при наличии на этих ветвях горения будут сопровождаться воздействиями, перечисленными выше в описании сценариев.

В случае если такое приводит к дополнительному выбросу ОВ и/или появлению новых очагов горения как на рассматриваемом резервуаре, так и на соседних, то соответствующая конечная ветвь на "дереве событий" будет служить отправной точкой нового "дерева событий" данной аварийной ситуации. Например, при горении в обваловании и потере резервуаром устойчивости необходимо рассмотреть также и "дерево событий" для полного разрушения резервуара при наличии мгновенного воспламенения.

На рисунке 4-1 (и на всех последующих рисунках "деревьев событий") не представлены ветвления, связанные с действиями по ликвидации аварии. Такое ветвление происходит по двум путям:

а) прекращение аварии в случае успешных действий;

б) продолжение аварии в случае неудачи.

Данное ветвление должно учитываться при расчете условных вероятностей конечных событий, что достигается путем умножения соответствующей условной вероятности (a, 1-a и т.д.) на условную вероятность успешности тушения пожара. Процедура выполняется для каждой ветви "дерева событий", на которой предпринимается соответствующее действие. Вероятность успешного тушения пожара в резервуаре принимается 0,3. Вероятность успешного тушения пожара за пределами резервуара принимается 0,05.

Рисунок 4-1 - "Дерево событий" разрушения/перелива наземного резервуара (сценарий А)

На рисунке 4-1 принимаются следующие условные вероятности событий:

б) разрушение соседних (находящихся в одном обваловании) резервуаров и дополнительный выброс ОВ (b):

1) для длительных выбросов - 0;

2) для залповых - 0,05;

в) пролив за пределы обвалования (c) - при длительном выбросе: 1 - если приподнятая струя, образующаяся при истечении из резервуара, выпадает за пределы обвалования и 0 в противном случае; при залповом выбросе: 0 - если конструкция обвалования вмещает все выброшенные ОВ исключает перехлест ОВ через обвалование и его разрушение/размыв; 1 - в противном случае;

г) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (d) - 0,05;

д) образование дрейфующего облака топливно-воздушной смеси (e) - для всех дизтоплив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10 кПа - 0, в остальных случаях - 1;

е) образование капельной взвеси ОВ в атмосфере (f) - для бензинов и керосинов при высоте выброса более 5 м - 1; в остальных случаях - 0;

ж) появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (g) - 0,05.

Сценарий А. Образование облака паров ОВ при сбросе через дыхательную арматуру (большие и малые дыхания), в местах негерметичности сочленения пенных камер с корпусом резервуара, открытые люки и т.д., за счет локального испарения на зазоре плавающей крыши загазованность окружающего пространства с образованием объемов ТВС во взрывоопасных пределах, их воспламенение сгорание/взрыв облака ТВС, воздействие на людей и объекты волн сжатия, тепловое воздействие (излучение, пламя и контакт с горячими продуктами), воздействие продуктов образование факела на дыхательной арматуре/на зазоре при стабилизации горения на месте выброса паров воздействие факела на близлежащие объекты, в т.ч. переброс факела на дыхательную арматуру другого резервуара, взрывы в соседних резервуарах из-за нагрева паров внутри резервуара, попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей, разрушение оборудования за счет воздействия пламенем или горячими продуктами горения, задымление распространение горения на весь резервуар, возможно с взрывом ТВС в резервуаре переход горения на поверхность жидкости, возможное обрушение крыши (полное или частичное); выгорание ОВ в резервуаре, воздействие на людей и соседнее оборудование (тепловое излучение, воздействие открытым пламенем, горячие продукты горения), в т.ч. горения на дыхательную арматуру другого резервуара, инициирование новых очагов горения на других резервуарах с плавающей крышей, взрывы в соседних резервуарах из-за нагрева паров внутри резервуара, попадание открытого пламени и искр на резервуары с плавающей крышей, разрушение оборудования за счет воздействия пламенем или горячими продуктами горения, задымление выброс горящего ОВ из резервуара при обрушении крыши (либо при разрушении резервуара, либо при переливе горящего продукта), при проведении пенной атаки образование "карманов", продолжение пожара выброс горящего ОВ при вскипании воды в резервуаре потеря резервуаром устойчивости, его полное разрушение в результате пожара.

"Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-2.

Рисунок 4-2 - "Дерево событий" при выходе газовой фазы с наземного резервуара (сценарий А)

На рисунке 4-2 принимаются следующие условные вероятности событий:

г) при переходе горения на резервуар в резервуаре происходит взрыв (d) - 0,2 - для резервуаров со стационарной крышей и 0 - для резервуаров с плавающей крышей;

д) взрыв вызывает разрушение резервуара (в т.ч. обрушение крыши с переливом горящего продукта) (e) - 0,5;

и) выброс горящего ОВ при вскипании воды в резервуаре (g) - в зависимости от обстоятельств;

к) потеря устойчивости резервуара при пожаре в нем (h) - в зависимости от обстоятельств.

Приведенные условные вероятности могут быть скорректированы с учетом дополнительных решений, направленных на снижение риска аварий на ОПО.

Сценарий А. Образование в резервуаре ТВС (в результате испарения ОВ, подсоса воздуха), инициирование смеси (заряды атмосферного и статического электричества, огневых работ, пирофорные отложения, внешний нагрев и т.д.), сгорание/взрыв внутри резервуара поражение взрывом объектов и людей, прежде всего, находившихся в резервуаре, на крыше вблизи от него (волны сжатия и разрежения - затягивание в резервуар, открытое пламя, горячие продукты взрыва, излучение) возможное последующее разрушение резервуара, образование осколков, воздействие осколков на людей, окружающее оборудование.

а) ОВ начинают поступать из резервуара наружу (вариант 1);

б) ОВ остаются в резервуаре (вариант 2).

В случае варианта 1 дальнейшие события развиваются по сценарию А. В случае развития по варианту 2 после взрыва в резервуаре может начаться пожар, и тогда авария будет развиваться по сценарию А (с момента загорания в резервуаре). Если пожар не возникает, то развитие аварийной ситуации можно считать законченной.

"Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-3.

Сценарии А-А аналогичны сценариям А-А, но, учитывая подземное расположение резервуара, будут иметь место следующие различия:

а) выброс жидкой фазы может возникнуть только при переполнении резервуара, причем разливы при этом могут происходить только на специально предусмотренных местах (приямки и т.д.);

б) полное разрушение резервуара и залповый выброс содержимого исключен, поскольку грунт всегда выполняет функцию стенок.

"Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-4. "Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-5. Дерево событий для сценария А приведено на рисунке 4-6.

Рисунок 4-3 - "Дерево событий" при взрыве внутри наземного резервуара (сценарий А)

На рисунке 4-3 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) при взрыве внутри резервуара образуются разлетающиеся элементы резервуара (a) - 0,02;

б) ОВ остается в резервуаре и не поступает за его пределы (b) - 0,75;

в) зажигание ОВ в резервуаре при отсутствии выброса из него (c).

Рисунок 4-4 - "Дерево событий" разрушения/перелива подземного резервуара (сценарий А)

На рисунке 4-4 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов (d) - 0,05;

б) образование дрейфующего облака топливно-воздушной смеси (e) - для всех дизтоплив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10 кПа - 0, в остальных случаях - 1;

в) появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (g) - 0,05.

Рисунок 4-5 - "Дерево событий" при выходе газовой фазы из подземного резервуара (типа ЖБР) (сценарий А)

На рисунке 4-5 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) воспламенение шлейфа паров ОВ (a) - 0,05;

б) прекращение горения (b) - 0,75;

в) зажигание ОВ в резервуаре (c) - 0,2 или в зависимости от надежности огнепреградителей или с учетом способности потушить пожар на зазоре;

г) при переходе горения на резервуар в резервуаре происходит взрыв (d) - 0,2;

д) взрыв вызывает разрушение резервуара (разрушение крыши) (e) - 0,5;

е) при проведении пенной атаки произошел перелив ОВ - 0,2 (в случае отсутствия данного варианта - пенной атаки - не задается);

ж) образование "карманов", продолжение пожара (f) - 0,2;

л) выброс горящего ОВ при вскипании воды в резервуаре (g) - в зависимости от обстоятельств;

м) потеря устойчивости резервуара при пожаре в нем (h) - в зависимости от обстоятельств.

Рисунок 4-6 - "Дерево событий" при взрыве внутри подземного резервуара (типа ЖБР) (сценарий А)

На рисунке 4-6 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) при взрыве внутри резервуара образуются разлетающиеся элементы крыши резервуара (a) - 0,02;

б) зажигание ОВ в резервуаре при отсутствии выброса из него (c) - 0,2.

Сценарии А-А рассматривают емкости под давлением, в которых исключена возможность внутренних взрывов.

Сценарий А. Разрушение (частичное или полное) емкости с ОВ поступление в окружающую среду ОВ образование и распространение пролива ОВ и ее частичное испарение образование взрывоопасной концентрации паров ОВ в воздухе воспламенение паров ОВ и/или пролива ОВ при наличии источника зажигания сгорание топливовоздушной смеси пожар разлития попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и/или объектов окружающей среды последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

Сценарий А аналогичен сценарию А с той лишь разницей, что подземное расположение емкости предполагает отсутствие возможности полного разрушения и пролива жидкой фазы. "Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-7.

Сценарий А. Разрушение (частичное или полное) емкости с ОВ поступление в окружающую среду ОВ раскрытие емкости, формирование открытого зеркала ОВ и ее частичное испарение образование взрывоопасной концентрации паров ОВ в воздухе воспламенение паров ОВ и/или пролива ОВ при наличии источника зажигания сгорание топливовоздушной смеси пожар разлития попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и/или объектов окружающей среды последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-8.

Рисунок 4-7 - "Дерево событий" при разрушении емкости под давлением (сценарий А)

На рисунке 4-7 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) резервуар сохраняет целостность после появления разрушения (a) - 0,95;

в) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов/факелов (с) - 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости), 0,2 - для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости);

г) образование дрейфующего облака топливно-воздушной смеси (d) - для всех дизтоплив и нефтей с давлением насыщенных паров менее 10 кПа - 0, в остальных случаях - 1;

д) появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (e) - 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости); 0,2 - для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости).

На рисунке 4-8 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) емкость сохраняет целостность после появления разрушения (a) - 0,95;

б) разрушение ниже уровня жидкости (b) - пропорционально отношения средней высоты уровня жидкости (взлива) к высоте резервуара (если нет данных - принимается 0,8);

в) возможность образования капельной взвеси (с) - 0,5;

г) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов/факелов (d) - 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости); 0,2 - для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости);

д) образование дрейфующего облака топливно-воздушной смеси (e) - для всех ОВ с давлением насыщенных паров менее 10 кПа - 0, в остальных случаях - 1;

е) появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (f) - 0,05 для истечения жидкой фазы (отверстие ниже уровня жидкости); 0,2 - для истечения газовой фазы (отверстие выше уровня жидкости).

Рисунок 4-8 - "Дерево событий" при разрушении емкости под давлением (сценарий А)

Сценарий А. Разрушение (частичное или полное) насосного агрегата или подводящего трубопровода поступление (в т.ч. в помещение) ОВ с температурой окружающей среды распространение пролива ОВ в помещении (за его пределами) и ее частичное испарение образование взрывоопасной концентрации паров ОВ в воздухе воспламенение паровоздушной смеси, разлитого ОВ при наличии источника зажигания взрыв/сгорание паров и возможное последующее горение разлитого ОВ пожар разрушение насосной, попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и/или объектов окружающей среды последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

"Дерево событий" для сценария А приведено на рисунке 4-9.

Сценарий А. Разрушение (частичное или полное) технологического трубопровода/трубопроводной арматуры/камеры приема и пуска СОД поступление в окружающую среду нефти разлитого ОВ с температурой окружающей среды образование и распространение пролива, его частичное испарение образование взрывоопасной концентрации паров нефти разлитого ОВ в воздухе воспламенение паров ОВ и/или пролива ОВ при наличии источника зажигания сгорание топливовоздушной смеси пожар разлития попадание в зону возможных поражающих факторов людей, оборудования и/или объектов окружающей среды последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества.

На рисунке 4-9 принимаются следующие условные вероятности событий:

а) возможность образования капельной смеси (a) - 0,3;

б) мгновенное воспламенение и образование горящих проливов/факелов (b) - 0,05;

в) образование топливно-воздушной смеси (c) - для всех ОВ с давлением насыщенных паров менее 3 кПа (насосы в помещении) и 10 кПа (насосы в открытой площадке) - 0, в остальных случаях - 1;

г) появление на пути дрейфующего облака источника зажигания (d) - 0,05.

Таким образом, основными поражающими факторами в случае аварий на площадочных сооружениях являются:

а) ударная волна;

б) тепловое излучение;

в) открытое пламя и горящие ОВ;

г) токсичные продукты горения (в т.ч. с высокой температурой);

д) осколки разрушенного оборудования, обрушения зданий и конструкций.

Рисунок 4-9 - "Дерево событий" при аварии в насосных (сценарий А)

Перечисленные сценарии аварий включают в себя и сценарии, развитие которых сопровождается, так называемым, "эффектом домино". Этот эффект учитывается на последних этапах развития аварии - "последующее развитие аварии в случае, если затронутое оборудование содержит опасные вещества".

Приложение N 5
к Руководству по безопасности
"Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах
нефтегазоперерабатывающей, нефте-
и газохимической промышленности",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 27 декабря 2013 года N 646

При аварийном истечении опасных веществ из разрушенных технологических трубопроводов необходимо учитывать гидравлические параметры трубопроводов и влияние на скорость выброса потерь на трение при движении среды по трубопроводу. Для определения скорости выброса через отверстие разрушение площади S используется следующая система уравнений:

Координата начала трубопровода, - координата конца трубопровода, h () - высотная отметка начала трубопровода, h () - высотная отметка конца трубопровода, p - плотность транспортируемой среды, - давление внутри на месте разрушения, - давление снаружи на месте разрушения, d - диаметр трубопровода, - скорость среды до места разрушения, - скорость среды после места разрушения, - расход на месте выброса, - расход в трубопроводе после места выброса, - расход в трубопроводе до места выброса, - давление в начале трубопровода, - давление в конце трубопровода.

Эта система уравнений (1) содержит шесть переменных, которые нужно отыскивать (,,,,,), используя шесть вышеприведенных уравнений.

При равенстве давления на месте разрушения давлению в окружающей среде третье уравнение не рассматривается.

Коэффициенты сопротивления учитывают трение о стенки и наличие на трубопроводе различных элементов, также способствующих падению давления: стыки, повороты, изменения диаметров, задвижки. Коэффициенты рекомендуется рассчитывать в соответствии со справочником Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям. Под ред. М.О.Штейнберга, 3-е изд., перераб. и доп. М.: Машиностроение, 1997. 672 С. При расчете учитывается и многофазность, если в трубопроводе движется газожидкостная среда.

Давление в начале и в конце трубопровода и определяется в соответствии с характеристиками установленного в начале и в конце оборудования (напорные характеристики насосов, конфигурации соединения насосов, давления в емкостях). После отсечения аварийного участка трубопровода давления в начале и в конце трубопровода и давления в начале и в конце трубопровода полагаются равными давлению насыщенных паров транспортируемой среды (вакуумметрическое давление), а величины , , h (), h () соответствуют положению границы свободного зеркала жидкости в трубопроводе. Эти величины (, , h (), h ()) корректируются соответствующим образом по мере вытекания продукта, в т.ч. с учетом изменения профиля h(х) .

В случае необходимости учета нестационарности процесса истечения за счет изменения граничных условий на трубопроводе (постепенное изменение давлений и подачи) соответствующим образом меняются параметры, входящие в систему выписанных уравнений (5-1) ( и ).

В случае необходимости учета нестационарности процесса истечения за счет циркуляции волн в трубопроводе, система выписанных уравнений (5-1) записывается отдельно для участков разделенных фронтами циркулирующих волн с заданием соответствующих условий скачка параметров на этих фронтах:

При учете наличия фронтов исходная система (5-1) для каждого фронта дополняется дополнительной переменной P - скачок давления на фронте волны, сопровождающийся изменением скорости u. Величина P находится из дополнительного условия (5-2). В формуле (5-2) С - скорость распространения волны в трубопроводе.

Приложение N 6
к Руководству по безопасности
"Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах
нефтегазоперерабатывающей, нефте-
и газохимической промышленности",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 27 декабря 2013 года N 646

Пример расчета параметров выброса массы опасных веществ для технологического блока подготовки сырья производства полиэтилена

Сценарии утечек из аварийных отверстий характеризуются максимальными расходами:

диаметр 100 мм - 35,6 кг/с;
диаметр 50 мм - 8,9 кг/с;
диаметр 25 мм - 2,2 кг/с;
диаметр 12,5 мм - 0,55 кг/с;
диаметр 5 мм - 0,089 кг/с.

Приложение N 7
к Руководству по безопасности
"Методика оценки риска аварий на
опасных производственных объектах
нефтегазоперерабатывающей, нефте-
и газохимической промышленности",
утвержденному приказом Федеральной
службы по экологическому,
технологическому и атомному надзору
от 27 декабря 2013 года N 646

Пример результатов расчета показателей риска для газоперерабатывающего предприятия

Для оценки риска аварий для людей, обслуживающих ОПО, использовались следующие характеристики:

Распределение риска по составляющим объекта приведено в таблице (Таблица 7-1).

Таблица 7-1

Распределение риска по опасным составляющим ОПО

	Параметр	Опасная составляющая комплекса
ледствий			3000 ПЭНД/ПЭВП








Составляющей
Вклад в риск, %
Наиболее опасное оборудование

Примечание: Ввпо - взрывы облаков ТВС; Оп - огненные шары, Пп - площадные пожары; Фп - факельные пожары.

Частота аварии с гибелью не менее 1 человека - 2,5·10-3 1/год.

При этом на различные опасные составляющие приходится:

Частота аварии с гибелью не менее 1 человека - 2,5·10 1/год.

Уровень индивидуального риска персонала с учетом режима работы составляет 1,1810 1/год.

Распределение риска по видам опасности дано ниже (Таблица 7-2).

Таблица 7-2

Распределение риска от видов опасности по объекту

Масштаб поражения персонала в зависимости от вероятностей аварий определяется функцией распределения (F-N кривая) от различных аварий на объекте, которая представлена ниже для различных вариантов аварийных ситуаций (Рисунок 7-1). Поле потенциального риска разрушения зданий представлено на рисунке (Рисунок 7-2).

Рисунок 7-1 - F/N-диаграмма риска гибели людей от различных аварий на объекте

Рисунок 7-2 - Территориальное распределение превышения избыточного давления во фронте УВ (120 кПа) для сценариев Ввпо на объекте

К. т.н. С.Н. Канев, доцент, генеральный директор,
Хабаровский центр энергоресурсосбережения, г. Хабаровск

Цель данной публикации: обратить внимание теплоснабжающих организаций, имеющих лицензию на ремонт средств измерений (СИ) и занимающихся техническим и сервисным обслуживанием узлов учета тепловой энергии, на аспекты, которые возникают при проверке лицензионной деятельности по ремонту СИ, входящих в состав узла учета.

Введение

В январе 2008 г. территориальный орган государственного метрологического надзора (инспекция Ростехрегулирования по Хабаровскому краю) проверил все предприятия г. Хабаровска, которые имеют лицензию на ремонт СИ и занимаются техническим обслуживанием узлов учета тепловой энергии.

По итогам проверки лицензионной деятельности по ремонту средств измерений были составлены протоколы, которые были затем переданы в Арбитражный суд Хабаровского края для возбуждения дела о привлечении лицензиата к административной ответственности.

Отметим, что в ходе проверки фактическая деятельность по ремонту СИ не рассматривалась, проверялась только формальная (бумажная) сторона:

■ наличие нормативно-технической и нормативно-технологической документации;

■ наличие журналов ремонта и передачи СИ на поверку;

■ наличие рабочих СИ, используемых при ремонте СИ;

■ наличие эталонных СИ, используемых при поверке отремонтированных СИ.

Основные замечания проверяющего органа, в частности для группы предприятий Хабаровского центра энергоресурсосбережения, сводились к следующему.

1. Лицензиат нарушил технологию ремонта средств измерений, а именно: своевременно (в срок до окончания поверки) не обеспечил поверку средств измерений, используемых в процессе ремонта.

2. Лицензиат не представил Перечень средств измерений и график поверки средств измерений на 2008 г.

3. Лицензиат нарушил условия проведения ремонта - не заключил договор с Государственной метрологической службой на поверку средств измерений после ремонта: измерительных датчиков давления (манометров и мановаку-умметров).

4. Лицензиат отремонтировал и направил на поверку сужающие устройства, не включенные в лицензируемый вид деятельности.

5. Лицензиат не сообщил в лицензируемый орган - Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии свой новый, зарегистрированный по Госреестру, юридический адрес.

Все замечания подробно будут рассмотрены ниже, а пока отметим, что Арбитражный суд Хабаровского края в первой инстанции признал все доводы проверяющего органа бездоказательными и решил: в удовлетворении требований инспекции по государственному метрологическому надзору Хабаровского края отказать.

Цель данной публикации: обратить внимание организаций, имеющих лицензию на ремонт СИ и занимающихся техническим и сервисным обслуживанием узлов учета тепловой энергии, на аспекты, которые возникают при проверке лицензионной деятельности по ремонту СИ, входящих в состав узла учета.

Рассмотрим следующие понятия:

■ сервисное обслуживание;

■ техническое обслуживание;

■ ремонт;

■ поверка.

Сервисное обслуживание

Понятие «сервисное обслуживание» отсутствует в нормативно-технической документации,

но его можно квалифицировать следующим образом. Сервисное обслуживание - это совокупность услуг, направленных на удовлетворение специфических потребностей каждого конкретного клиента.

Понятие сервисное обслуживание узла учета тепловой энергии включает в себя техническое обслуживание, ремонт и дополнительные сервисные функции, оказываемые потребителю -владельцу узла учета:

■ снятие показаний и анализ данных о тепло-потреблении абонента;

■ анализ нештатных ситуаций, возникающих при эксплуатации;

■ подготовка отчета о теплопотреблении для абонента и оказании помощи при спорных вопросах, возникающих между абонентом и энер-госнабжающей организацией;

■ обучение персонала абонента;

■ оказание консультационных услуг потребителю по вопросам теплоснабжения его объекта;

■ проведение работ по улучшению работы системы теплоснабжения абонента (регулирование, наладка и т.д.).

Техническое обслуживание

В соответствии с техническое обслуживание - это комплекс операций по поддержанию работоспособности изделия при использовании по назначению, ожиданию, хранению и транспортировке. В соответствии с обслуживание - это эксплуатация, ремонт, наладка и испытание оборудования. Эксплуатация - систематическое использование, техническое обслуживание и ремонт теплопотребляющих установок.

Таким образом, техническое обслуживание в соответствии с включает в себя ремонт, а для проведения ремонта в соответствии с необходимо иметь лицензию на ремонт СИ.

Применительно к узлам учета тепловой энергии техническое обслуживание осуществляется в целях контроля за правильностью работы узла учета и включает в себя следующие виды работ:

■ систематический контроль за работой приборов, входящих в состав узла учета и диагностика их технического состояния;

■ текущий ремонт и юстировка СИ;

■ при необходимости демонтаж СИ, их ремонт и последующая поверка.

Ремонт

В соответствии с ремонт - комплекс операций по восстановлению работоспособности изделия и восстановление ресурсов изделий или их составных частей. Различаются следующие виды ремонта и методы ремонта .

Виды ремонта:

■ капитальный - ремонт, выполняемый для восстановления исправности полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые;

■ средний ремонт - ремонт, выполняемый для восстановления исправности и частичного восстановления ресурса изделия с заменой или восстановлением составных частей ограниченной номенклатуры и контролем технического состояния составных частей, выполняемый в объеме, установленном в нормативно-технической документации;

■ текущий (мелкий) ремонт - ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановления работоспособности изделия и состоящий в замене и/или восстановлении отдельных частей;

■ ремонт по техническому состоянию - ремонт, при котором контроль технического состояния выполняется с периодичностью и в объеме, установленном в нормативно-технической документации, а объем и момент начала ремонта определяется техническим состоянием изделия.

Методы ремонта:

■ агрегатный метод ремонта - метод ремонта, при котором неисправные агрегаты заменяются новыми или заранее отремонтированными;

■ метод ремонта специализированной организацией - метод выполнения ремонта организацией, специализированной на операциях ремонта;

■ фирменный ремонт - метод выполнения ремонта предприятием-изготовителем.

Поверка

В соответствии с поверка СИ - совокупность операций, выполняемых органами Государственной метрологической службы с целью определения и подтверждения соответствия СИ установленным техническим требованиям. Средства измерения, подлежащие государственному метрологическому контролю и надзору, подвергаются поверке при выпуске из производства или ремонта.

Итак, если понятие сервисного, технического обслуживания и ремонта можно объединить, то «поверка» никаким образом не связана с этими понятиями. Между ремонтом и поверкой есть лишь косвенная связь: поверка производится после ремонта, т.е. отремонтированные СИ должны быть поверены. Хотя это спорное утверждение, что будет показано ниже.

О необходимости технического обслуживания узлов учета тепловой энергии, особенно на базе отечественных теплосчетчиков, автор говорил еще 13 лет назад . В то время большинство производителей приборов учета теплоты приняли идею о техническом обслуживании узлов учета «в штыки». Они мотивировали это тем, что их продукция не нуждается в техническом обслуживании, т.к. работоспособность их изделий сохраняется в течение всего межповерочного интервала (МПИ), который составляет, как правило, от 3 до 5 лет. После окончания МПИ проводится плановый ремонт приборов и их последующая поверка. Однако этот миф был развенчан после 1 -2 годов эксплуатации этого оборудования.

Практика эксплуатации показала: ни у одного из отечественных теплосчетчиков фактический МПИ на совпадает с паспортным, утвержденным при проведении испытаний на утверждение типа СИ.

Для подавляющего большинства отечественных приборов учета фактический МПИ не превышает 1 года (хотя иногда встречаются образцы, у которых МПИ составляет 2 года) при заявленном МПИ в 3-5 лет.

Сегодня все отечественные производители приборов учета тепла негласно признают данный факт, внося в НТД на приборы учета графу «техническое обслуживание». В этой графе встречаются интересные записи типа:

■ «В случае применения теплосчетчика в условиях теплоносителей, имеющих физико-химический состав, отличающийся от требований нормативных документов, необходимо производить периодическую промывку проточной части преобразователей расхода без абразивных материалов; промывку производить регулярно в сервисном режиме, не допуская метрологического отказа; периодичность промывки проточной части зависит от конкретных условий эксплуатации»;

■ «Если в измеряемой среде возможно выпадение осадка, то преобразователь расхода необходимо периодически промывать с целью устранения отложений; при этом не допускайте механических повреждений внутренней поверхности преобразователя и его электродов»;

■ «При выявлении в процессе эксплуатации желтого налета на внутренней поверхности преобразователя расхода, его необходимо демонтировать и протереть внутреннюю поверхность измерительного участка мягкой тряпкой, чтобы не повредить электроды».

Не правда ли забавно. Во-первых, как определить, соответствует качество теплоносителя нормативным документам или нет. Если даже качество теплоносителя соответствует ГОСТ на выходе из источника, то вовсе не обязательно, что его качество не изменится при протекании по «ржавым» трубам системы теплоснабжения. Во-вторых, каким образом «промывать» проточную часть и каким раствором - об этом в НТД ничего не говорится. И самое главное: как определить, в какой момент необходимо промывать (прочищать) измерительный участок? Как часто надо это делать в условиях эксплуатации? Не изменятся ли при этом метрологические характеристики прибора? Ответа на эти вопросы в НТД на эти СИ Вы не найдете.

В настоящее время необходимость технического обслуживания приборов учета тепла в процессе их эксплуатации не обсуждается. Практически во всех регионах Российской Федерации узлы учета тепла не допускаются к коммерческому учету, если они не находятся на техническом или сервисном обслуживании, хотя 13 лет назад это считалось криминалом.

Прежде чем возвращаться к материалам проверки, еще раз остановимся на понятиях ремонт и поверка СИ.

Для ремонта преобразователей расхода, теплосчетчиков и тепловычислителей не требуется никаких эталонных СИ. При ремонте могут использоваться: комплект ключей и отверток, тестер (мультиметр), осциллограф и т.д. Причем не обязательно, чтобы эти средства были поверены.

После ремонта (с целью определения качества ремонта) эти СИ можно продиагностировать (отюстировать, калибровать) с помощью эталонных СИ на специальных стендах. Это можно делать, а можно и не делать - если Вы уверены в качестве ремонта и не повредили пломбы госповерителя. Причем эту операцию может производить или сама ремонтная организация, или любая другая организация.

И наконец, третья стадия - поверка отремонтированных СИ на специальных стендах с помощью эталонных СИ, которую проводят органы

государственной метрологической службы. Если по результатам поверки изделие признается годным, то это означает, что ремонт произведен качественно.

Отметим, что хотя в и записано, что поверке подлежат СИ при выпуске их из ремонта -не все СИ после ремонта необходимо поверять. Так, например, если проводится текущий (мелкий) ремонт СИ (замена батарейки, блока питания, предохранителя и т.д.) и при этом пломба госповерителя не повреждается, то данное изделие после ремонта можно и не поверять.

В связи с этим возникают интересные вопросы.

1. Промывка, очистка проточной части преобразователя расхода в процессе эксплуатации - это ремонт или техническое обслуживание? Если в процессе эксплуатации изменились метрологические характеристики прибора, т.е. наступил метрологический отказ (не ясно, правда, как это проверить), то это ремонт, на который требуется лицензия и после которого необходимо проводить внеочередную поверку. Если метрологические характеристики не изменились, то это техническое обслуживание и лицензия на ремонт СИ не нужна.

2. Регулировка прибора - это ремонт или не ремонт? Вопрос не прост, как кажется на первый взгляд. Допустим, прибор отрегулировали и изменили его класс на более низкий, например, с 0,25 на 0,5. При этом прибор остался работоспособным. Если это квалифицировать как ремонт,

то для этого требуется лицензия на ремонт, а если это не ремонт, то лицензия не требуется.

Вот на подобных неясностях и неточностях и пытаются сыграть контролирующие органы при проверке лицензионной деятельности по ремонту СИ.

О замечаниях контролирующих органов

Вернемся к замечаниям контролирующих органов, которые приведены в начале данной публикации. Первое грубое нарушение, которое попадает, с точки зрения проверяющего органа, под пункт «б» - это нарушение технологии ремонта, которое заключается в том, что лицензиат в процессе проведения ремонта использовал не своевременно поверенные эталонные СИ с помощью которых, якобы, и осуществлялся ремонт. Отметим, что на самом деле речь шла об эталонных СИ (генератор импульсов, частотомер, магазин сопротивления и т.д.), которые используются при поверке отремонтированных СИ, а не при их ремонте. На момент проверки часть этих эталонов была сдана в поверку, что подтверждалось письмом метрологической службы, принявшей эти приборы в поверку.

Суть данного замечания, которое проверяющий орган инкриминировал лицензиату, сводилась к следующему.

1. В соответствии с Графиком поверки СИ на 2007 г., эталонные СИ должны были быть поверены в декабре 2007 г., а сданы на поверку в январе 2008 г., однако до окончания срока МПИ. Так как лицензиат нарушил График, то это, по мнению инспекции, является нарушением . Отметим, что в договоре на оказание метрологических услуг есть пункт: «Исполнитель обязуется по согласованию с Заказчиком провести поверку СИ, не включенных в График, представленных вне Графика или с нарушенными сроками, указанными в Графике». Однако ссылку на данный пункт договора инспекция не приняла во внимание.

2. Инспекция инкриминировала лицензиату также то, что часть эталонных СИ, которые, по ее мнению, используются для ремонта, в момент проверки отсутствовала (находилась на поверке вХЦСМ). Следовательно, в течение отрезка времени, когда эталонные СИ находились на поверке, у лицензиата отсутствовала возможность осуществления лицензионной деятельности. Он должен был предупредить об этом лицензирующий орган - Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии, однако он это не сделал. Лицензиат обратил внимание инспекции, что в этот период он не проводил ни ремонта, ни поверки, но

это не было принято во внимание. И хотя инспекция не доказала факт ремонта и, следовательно, нарушение технологии ремонта, она все равно посчитала это нарушением и потребовала наказать лицензиата. С точки зрения нормального человека - это абсолютный бред: наказать не за совершение преступления, а за потенциальную возможность осуществления преступления. По логике инспекции получается как у классика: «Если на стене висит ружье, то оно обязательно когда-то выстрелит», а значит, может кого-нибудь убить.

Суд разобрался с данным вопросом следующим образом. Процитируем решение суда: «Исходя из определения «технологический процесс», приведенного в ГОСТ 3.1109-82 «Термины и определения основных понятий», нарушение технологии и изготовления и ремонта СИ означает наличие нарушения производственного процесса при изготовлении и ремонте СИ. Инспекцией не приведено доказательств, что несвоевременная сдача приборов на поверку привела к нарушению технологии ремонта СИ. В момент нахождения приборов на поверке в ХЦСМ последние не могли применяться лицензиатом при ремонте СИ и, как следствие, нарушения технологии ремонта быть не могло».

Рассмотрим далее второе замечание, высказанное в адрес лицензиата контролирующим органом: Лицензиат не представил перечень и график поверки средств измерений на 2008 г. С графиком поверки разобрались: график поверки на 2008 г. находился на момент проверки на согласовании в ХЦСМ и был представлен позднее на судебное разбирательство. А вот по поводу перечня контролирующий орган настаивал на своей позиции, которая заключалась в следующем. В соответствии с , «Периодической поверке подлежат средства измерений, находящиеся в эксплуатации или на хранении; перечни средств измерений, подлежащих поверке, составляют владельцы средств измерений и направляют их в орган Государственной метрологической службы».

Т.е. по логике контролирующих органов лицензиат должен был предъявить инспекции перечень всех средств измерений, находящихся на его балансе и находящихся в эксплуатации или на хранении: электросчетчики, тепло- и водосчетчики, по которым осуществляются коммунальные платежи с ресурсоснабжающими организациями и т.п. Причем, в каком виде должен составляться этот перечень и на какой период он должен составляться, в не уточняется.

Данный перечень у лицензиата отсутствовал, но суд посчитал, что к лицензионной деятельности по ремонту СИ это не относится. Тем не менее, инспекция настаивала на том, что лицензиат нарушил нормативный акт, а именно , а

значит, тем самым нарушил условия проведения лицензионной деятельности. Однако суд не принял к рассмотрению доводы контролирующего органа по данному вопросу.

Хочу обратить внимание всех, кто имеет на своем балансе и эксплуатирует средства измерений на то, что Перечень СИ, подлежащих поверке, необходимо иметь. Это первое, что проверяет инспекция по метрологическому надзору и контролю. Причем это относится не обязательно к проверке деятельности по ремонту СИ.

По мнению автора, данный перечень не нужен ни предприятию-балансодержателю, ни тем более органу государственной метрологической службы (ГМС), осуществляющему поверку СИ. Обе стороны поверяют эти СИ в соответствии со сроками, установленными в НТД на эти СИ и на основании договора на оказание метрологических услуг, ежегодно заключаемого между этими сторонами. Поэтому наличие перечня в -это лишний крючок для территориальных органов Ростехрегулирования, на который они пытаются поймать проверяемую организацию - владельца СИ.

Рассмотрим третье замечание: «Лицензиат нарушил условие проведения ремонта - не включил в договор с ГМС на поверку после ремонта манометров и вакуумметров».

Во-первых, как было указано выше, ремонт и поверка - это разные вещи и нельзя их смешивать. Если данные СИ не были включены в График поверки на 2007 г., то это не нарушило условие проведения ремонта.

Во-вторых, лицензиат обратил внимание проверяющих на то, что данные СИ не ремонтировались им, а были сданы на поверку, т.к. истек срок МПИ.

В-третьих, в договоре лицензиата с ГМС на оказание метрологических услуг есть пункт, в соответствии с которым Исполнитель (ГМС) обязуется по согласованию с Заказчиком (лицензиат) провести поверку СИ, не включенных в график. Поэтому суд не принял во внимание данное замечание и отвел доводы инспекции.

Четвертое замечание инспекции состояло в том, что «Лицензиат отремонтировал и направил на поверку сужающие устройства (СУ), не включенные в лицензируемый вид деятельности». По мнению инспекции - это очень грубое нарушение, т.к. лицензиат осуществлял деятельность по ремонту СУ, не имея на это право. В ходе проверки лицензиат обратил внимание проверяющих на то, что он не ремонтировал СУ, а только сдавал их на поверку в ГМС.

Отметим, что в качестве СУ в г. Хабаровске используются только стандартные диафрагмы, которые, в принципе, не подлежат ремонту. Лицензиат по просьбе потребителей, у которых он обслуживает узлы учета тепла, действительно сдавал на поверку СУ - стандартные диафрагмы, предварительно очистив их от грязи и промыв в керосине, но это не ремонт! Поскольку инспекция не смогла доказать факт ремонта СУ, то суд посчитал ее доводы необоснованными.

И, наконец, последнее - пятое замечание: «Лицензиат не сообщил в лицензируемый орган об изменении своего юридического адреса».

В соответствии с : «В случае реорганизации юридического лица, изменения его наименования или места его нахождения, а также в случае изменения адреса места осуществления лицензируемого вида деятельности лицензиат обязан подать заявление о переоформлении документа, подтверждающего наличие лицензии».

Поскольку ни фактический, ни почтовый адрес лицензиата не изменились, не изменился также адрес места осуществления лицензионной деятельности, а также не произошло реорганизации юридического лица - лицензиата, то лицензиат посчитал, что он действовал в строгом соответствии с и поэтому не уведомил лицензируемый орган об изменении юридического адреса. Суд встал на сторону лицензиата и признал доводы инспекции не обоснованными.

В заключение можно процитировать Решение арбитражного суда Хабаровского края:

«В соответствии с п. 1.4 и 1.5 Кодекса РФ об административных нарушениях лицо подлежит административной ответственности только за те административные правонарушения, в отношении которых установлена его вина, неустранимые сомнения в виновности лица, привлекаемого к административной ответственности, толкуются в пользу этого лица. Положения ст. 65 и 210 Арбитражного процессуального кодекса РФ устанавливают правила, согласно которых обязанность доказывания обязательств, послуживших основанием для привлечения к административной ответственности, возлагается на административный орган, принявший оспариваемое решение (в нашем случае - это инспекция госметрологконтроля)».

Данное решение вытекает также из , а именно: п. 3 ст. 12 «К отношениям, связанным с

проведением лицензирующим органом проверки соблюдения лицензиатом лицензионных требований и условий при осуществлении лицензируемого вида деятельности, применяются положения ».

В соответствии со ст. 3 закона основными принципами защиты прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля(надзора)являются: презумпция добросовестности, т.е. невиновности юридического лица, и, следовательно, контролирующий орган должен доказывать вину проверяемого лица, а не наоборот.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы.

1. Организация, занимающаяся техническим обслуживанием узлов учета тепловой энергии, должна иметь лицензию Ростехрегулирования на ремонт СИ, входящих в состав узла учета.

2. Если территориальные органы Ростехрегулирования будут проверять Вашу лицензионную деятельность по ремонту СИ и в ходе этой проверки они сделают выводы, что вы нарушили условия проведения этой деятельности, то они должны будут доказать вашу виновность, представив соответствующие факты, а Вы при этом не обязаны им помогать, свидетельствуя против себя, предоставляя им те сведения, которые они запрашивают, иногда даже незаконно.

Литература

1. ГОСТ 18322-78. Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения.

2. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей, ГУ Гос-энергонадзора, 1998 г.

3. Федеральный закон № 128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности».

4. Закон об обеспечении единства измерений (в редакции Федерального закона от 10.01.2001 г. № 15-ФЗ).

5. Глухов А.П., Канев С.Н., Путятин В.И. Опыт Хабаровского центра энергоресурсосбережения по обслуживанию приборов учета тепла на предприятиях // Промышленная энергетика. №2, 1995.

6. Положение о лицензировании деятельности по из -готовлению и ремонту средств измерений, утв. постановлением Правительства РФ от 13.08.2006 г. № 493.

7. ПР.50.2.006 «Порядок проведения поверки средств измерений».

8. Федеральный закон о защите прав юридических лиц и индивидуальных предпринимателей при проведении государственного контроля (надзора) № 134-ФЗ от 2001 г.

После ввода в эксплуатацию узла учета составляется договор на техническое обслуживание узлов учета тепловой энергии. Как правило, этим занимается проектно-монтажная организация, проводившая установку, осуществляющая обслуживание ИТП.

Мы выполняем все регламентные работы по ТО, а также и монтаж УУТЭ на высоком профессиональном уровне.

Техническое (сервисное) обслуживание ИТП и УУТЭ необходимо для поддержания работоспособности оборудования, предотвращения аварий, обеспечения бесперебойного съема показателей и контроля за параметрами оборудования и теплоносителя.

Обслуживание узлов учета тепловой энергии позволяет избежать возможных недоразумений, при несоответствии между расчетным и фактическим потреблением тепловой энергии. Такие ситуации иногда возникают, когда теплоэнергетические предприятия несколько искажают показатели и за счет потребителей пытаются списать дополнительные расходы. В таких случаях цена УУТЭ и расходы на обслуживание УУТЭ быстро окупаются.

Как показывает практика, профессиональное и грамотное обслуживание оборудования позволяет не только снизить эксплуатационные расходы, минимизировать риск возникновения поломок, но и существенно уменьшить расход электричества. Посчитано, что регулярное ТО на ИТП с УУТЭ дает возможность в некоторых случаях снизить среднегодовое потребление электроэнергии на 30%.

Регламентное техобслуживание УУТЭ включает в себя следующие услуги.

Плановые контрольные осмотры.
Внеплановые контрольные осмотры.
ТО компонентов УУТЭ.
Ежедневное дистанционное (при наличии технической возможности) снятие и анализ показаний с приборов учета.
Взаимодействие с представителями теплоснабжающей организации.
Отслеживание сроков поверки приборов контроля и учета.

Обслуживание приборов учета тепловой энергии

Узел учета тепловой энергии состоит из вычислителя количества теплоты, термопреобразователей сопротивления, первичных преобразователей расхода, преобразователей давления, датчиков, измерительных приборов и вспомогательного оборудования (блоков питания, контроллеров и т.п).

Техническое обслуживание приборов учета тепла проводится во время одного из контрольных осмотров не реже одного раза в месяц. Оно разделяется на внешний осмотр и профилактическое обслуживание теплосчетчиков.

Во время внешнего осмотра проводится:

визуальное обследование на предмет выявления механических повреждений и неисправностей;
проверка на наличие и целостность пломб;
проверка на предмет изменений, не предусмотренных проектом;
проверка условий эксплуатации и состояния места, где произведена установка УУТЭ;
снятие показаний и запись их в журнал.
очистка помещения и места установки УУТЭ от посторонних предметов, которые препятствуют обслуживанию.

Профилактическое обслуживание включает:

очистку оборудования от пыли;
испытание счетного механизма;
проверку конфигурации (настроек) вычислителя;
настройку и проверку выходных сигналов преобразователей;
проверку вычислителя на присутствие программируемых искажений;
проверку сетевого напряжения;
проверку заземления и трубопровода на предмет отсутствия напряжения и разницы потенциалов;
устранение возможных течей и проверку запорной арматуры;
пуск воды от общего вентиля к узлу.

Нарушение периодичности или регламента проведения технического обслуживания приборов учета тепловой энергии может дорого обойтись. Необнаруженное вовремя мелкое легкоустранимое повреждение, спустя некоторое время может стать причиной серьезной аварии, требующей замены дорогостоящих элементов ИТП и УУТЭ.

Обслуж ивание общедомовых узлов учета в многоквартирных домах, ТСЖ, ЖСК, управляющих компаний, организаций и предприятий.

Гарантийный срок эксплуатации приборов, входящих в состав узла учета, составляет от 1,5 до 4 лет. Как правило, изготовитель приборов указывает, что несет гарантийные обязательства, если монтажные, пуско-наладочные работы проведены специализированной организацией.

Если установка узлов учета выполняется в рамках муниципальной программы, то на основании конкурсного отбора: с несколькими такими специализированными организациями, заключается муниципальный контракт, условиями которого является требование – предоставить пятилетнюю гарантию на выполненные работы и оборудование.

Специализированные организации, часто – это сервисные центры заводов изготовителей, подписываются под таким контрактом, тем самым продлевая гарантийный срок эксплуатации до пяти лет на свой риск. При этом рассчитывают, что именно они и будут заниматься техническим обслуживанием смонтированных их силами узлов учета.

Другая сторона муниципального контракта представляет перспективу иначе: узлы новенькие и исправные, а если что-то сломается, то есть гарантия на пять лет. Отсюда, дальнейшая эксплуатация в ближайшие пять лет представляется не сложнее, чем сбор показаний со счетчиков в конце отчетного периода.

Видимо, сама мысль платить деньги за обслуживание узлов учета предприятию, которое выполнило монтаж и дало пятилетнюю гарантию на выполненные работы, представляется абсурдной.

Исходя из столь упрощенного представления о дальнейшей эксплуатации узлов учета, в тариф закладывается 16 копеек с квадратного метра за обслуживание. Это примерно по 500 рублей в месяц за обслуживание узлов учета одного МКД.

Для оказания услуг по техническому обслуживанию создается новая организация «Лучшая обслуживающая организация города Владимира» (условно), которая по договору с управляющими компаниями обязуется два раза в месяц контролировать состояние пломб и запорной арматуры, а также производить сбор показаний счетчиков в конце каждого месяца.

Сервисные центры, одним из которых мы и являемся, предлагают реально необходимый набор услуг средней стоимостью 1500 - 3500 руб. в месяц за узел учета, но большая часть управляющих компаний отдает предпочтение «пятистам рублям», не углубляясь в содержимое договоров.

Однако, через два-три месяца начался массовый отказ от услуг «Лучшая обслуживающая организация города Владимира» и переход к услугам сервисных центров, то есть к услугам обученных изготовителем специализированных организаций.

В чем причина? Поводом послужило то, что энергоснабжающая организация отказалась принять к расчетам показания многих узлов учета, которые были сняты «Лучшей обслуживающей организацией города Владимира», отметим, с предварительным осмотром состояния пломб и запорной арматуры.

Если «Лучшая обслуживающая организация города Владимира» выполнила договорные обязательства в полном объеме, гарантия на приборы и монтаж действует, а коммерческий учет отсутствует, то причина видимо в неправильной работе организации обслуживания.

Учитывая, что в стране идет массовое внедрение узлов учета, полагаю, что этот рассказ может оказаться полезным тем, кому предстоит заняться обслуживанием узлов учета или организацией обслуживания.

Как организовать обслуживание, чтобы показания приборов учета принимались энергоснабжающей организацией?

Начнем с Федерального закона РФ от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ «О теплоснабжении». Статья 19. Организация коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, устанавливает, что организация коммерческого учета может включать в себя:

1) установку приборов учета;

2) эксплуатацию приборов учета, в том числе снятие показаний приборов учета и передачу их заказчикам данной услуги, поверку, ремонт и замену приборов учета.

Еще один документ. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя от 1995 года. Пункт 9.3. «работы по обслуживанию узла учета, связанные с демонтажом, поверкой, монтажом и ремонтом оборудования, должны выполняться персоналом специализированных организаций…».

Следует, что кроме снятия показаний приборов учета, в обязанность обслуживающей организации необходимо включать выполнение услуг по ремонту и замене приборов учета, независимо от наличия гарантий монтажной организации и завода-изготовителя. Гарантийный ремонт будет произведен бесплатно, но прежде обслуживающая организация должна установить, что причина именно в неисправности прибора. Далее грамотно оформить рекламационный акт, демонтировать прибор, а отправленный на ремонт прибор заменить исправным прибором из своего резервного подменного фонда.

Поверку средств измерений, согласно статье 13 Федерального закона «Об обеспечении единства измерений», осуществляют аккредитованные в установленном порядке в области обеспечения единства измерений юридические лица. Обслуживающие организации не имеют такой аккредитации, но для приборов на поверку их необходимо грамотно демонтировать, подготовить к поверке и после поверки вновь провести монтаж в узле учета. Поэтому целесообразно включить в обязанность обслуживающей организации и эту позицию.

Но это еще не все. Теплоснабжение – сложный технологический процесс. Отсюда сложный коммерческий учет. Показания исправных приборов не всегда могут быть приняты к коммерческим расчетам. Основания?

Статья 2 Федерального закона РФ от 27 июля 2010 г. №190-ФЗ «О теплоснабжении» устанавливает следующие понятия:

Качество теплоснабжения – совокупность установленных нормативными правовыми актами РФ и (или) договором теплоснабжения характеристик теплоснабжения, в том числе термодинамических параметров теплоносителя.

Режим потребления тепловой энергии – процесс потребления тепловой энергии, теплоносителя с соблюдением потребителем тепловой энергии обязательных характеристик этого процесса в соответствии с правовыми актами, в том числе техническими регламентами и условиями договора теплоснабжения.

Статья 15 того же закона устанавливает, что договор теплоснабжения должен определять в том числе:

Величину тепловой нагрузки теплопотребляющих установок потребителя, параметры качества теплоснабжения, режим потребления тепловой энергии;

Ответственность сторон за несоблюдение требований к параметрам качества теплоснабжения, нарушение режима потребления тепловой энергии, в том числе ответственность за нарушение условий о количестве, качестве и значениях термодинамических параметров возвращаемого теплоносителя.

Правила учета тепловой энергии и теплоносителя от 1995 года. Пункт 1.3. устанавливает, что расчеты за полученное тепло осуществляются на основании показаний приборов учета и контроля параметров теплоносителя. Пункт 1.4. устанавливает, что взаимные обязательства по расчетам за тепловую энергию и теплоноситель, а также по соблюдению режимов отпуска и потребления тепловой энергии и теплоносителя определяются договором ….

Поскольку очевидно, что несоблюдение режимов потребления будет отрицательно влиять на энергетическую эффективность, то укажем и на статью 9.16. Кодекса РФ об административных правонарушениях, которая устанавливает ответственность за несоблюдение требований энергетической эффективности предъявляемых к МКД.

Из приведенных ссылок следует, что потребитель может рассчитаться с энергоснабжающей организацией по показаниям приборов учета только в том случае, если нет нарушений режима потребления, нет нарушений «условий о количестве, качестве и значениях термодинамических параметров возвращаемого теплоносителя». В противном случае – штраф, или начисление дополнительного количества, все зависит от договора теплоснабжения. Есть еще один вариант – вывод приборов учета из эксплуатации, с вытекающими последствиями. Рассмотрим этот вариант подробнее, поскольку он имеет отношение к обслуживанию узлов учета.

Итак, энергоснабжающая организация определяет наличие отклонений режима на основании показаний приборов учета. Здесь правомерно сомнение. А действительно ли во внутридомовой системе есть нарушения, которые зарегистрировал прибор, или прибор врет, а в системе все в порядке?

Обратимся к житейскому опыту. Известны ли нам случаи утечек теплоносителя во внутридомовых системах? Да. Что должен зафиксировать прибор? Он зафиксирует разницу массы между полученным из системы теплоносителем и возвращенным обратно в систему. Это нарушение режима? Да.

Известны ли случаи разбалансировки гидравлики внутридомовой системы? Да, многие знают, что когда в части квартир холодно, нужно жаловаться, далее будет рассверлено ограничивающее расход теплоносителя сопло. В «холодных» квартирах станет тепло, а в «теплых» - жарко, но излишки тепла легко удалить через форточку. Что зарегистрирует прибор? Нарушение «условий о количестве, качестве и значениях термодинамических параметров возвращаемого теплоносителя».

Известно еще одно решение – сливать в канализацию теплоноситель из обратного трубопровода? Что должен зафиксировать прибор? Разницу масс между полученным и возвращенным теплоносителем. Это нарушение? Конечно.

Если всем известно, что состояние внутридомовых инженерных систем далеко небезупречно, то можно ли утверждать, что гарантийным, поверенным приборам с пломбами можно верить без сомнений?

Увы, нет. Если есть неисправности внутридомовых систем, значит – есть и их ремонт. При проведении сварочных, сантехнических работ в систему попадают окалина, ржавчина, куски резины, другие посторонние предметы: они застревают в узле учета и создают неприемлемые для эксплуатации приборов условия, что приводит к потере точности измерений. Прибор не требует ремонта, но требуется восстановить рабочие условия его эксплуатации.

Заключаем, что причиной неудовлетворяющих энергоснабжающую организацию показаний приборов может быть как неисправность в системе, так и потеря точности измерений.

Как же разрешает эти сомнения энергоснабжающая организация? Просто. При контроле режима потребления в целях коммерческого учета, энергоснабжающей организации безразлична реальная причина неисправности, она рассматривает лишь фактические показания приборов, а не причины, которые привели к таким показаниям.

Если достоверность показаний приборов вызывает сомнения, то энергоснабжающая организация может вывести узел из коммерческого учета, сославшись на п. 9.10. Правил учета ТЭиТ «работа за пределами норм точности».

Например, в закрытой системе по определению не должно быть разницы масс между подающим и обратным трубопроводом. Если разница есть, то прибор неисправен. Вот такая логика. Логика допустима, поскольку и приборы и внутридомовая система за пределами ответственности энергоснабжающей организации.

Мы подошли к ключевому моменту. Энергоснабжающая организация выводит узлы учета из эксплуатации только тогда, когда она имеет основания усомниться в достоверности показаний приборов, т.к. эти показания не отвечают ожиданиям нормального процесса.

Вывод. Значит, не должно быть показаний, в которых можно усомниться. Никаких фальсификаций! Есть другое единственно правильное решение. Нужна такая технология обслуживания, которая позволяет контролировать показания и устранять причины сомнительных показаний незамедлительно по мере их возникновения.

Этот вывод лежит в основе организации обслуживания узлов учета нашим предприятием.

Основная задача обслуживания – обеспечить нормальную, непрерывную работу узлов учета, при которой результатам учета доверяют все стороны. Нравятся или не нравятся результаты учета, и стороны доверяют (вынуждены доверять) результатам – это разные понятия.

Переходим в область практической реализации этой задачи.

Чтобы устранять причины сомнительных показаний по мере их возникновения, необходимо обнаруживать их по мере возникновения. Значит, нужны программно-технические средства, позволяющие вести непрерывный мониторинг параметров всех узлов учета в приемлемом для решения поставленной задачи темпе. Без возможности осуществлять мониторинг – задача невыполнима!

Мы используем автоматизированную систему сбора информации в качестве системы верхнего уровня и оборудование передачи данных. С частью узлов учета связь осуществляется через модемы. Сбор данных осуществляется автоматически ежесуточно в ночные часы после полуночи. По запросу оператора скачать показания можно в любое время.

Ключевой фигурой является лицо, осуществляющее диспетчерские функции. Это аналитик, способный за столбцами цифр и разноцветными графиками параметров видеть процесс тепло-водоснабжения и отклонения режимов потребления. Некоторые отклонения параметров программа определяет автоматически, но мозг человека остается самым сильным аналитическим аппаратом.

Контроль не сводится к примитивной оценке – «есть показания» или «нет показаний». Отсутствие показаний – это неприятный, но самый простой случай, когда можно легко установить и быстро устранить причину. Сложнее, когда показания есть. Как определить, что этим показаниям можно доверять?

Поскольку метрологические характеристики приборов определить в месте эксплуатации невозможно, то непрерывно оценивается «добротность» показаний. Под «добротностью» показаний понимаем соответствие ожиданиям величины и динамики изменений контролируемых параметров во времени, а также взаимосвязь изменений между зависимыми параметрами.

При обнаружении показаний, не отвечающих критериям «добротности», диспетчер направляет на объект оперативный персонал, который на месте окончательно выясняет, что явилось причиной таких показаний – некорректные измерения нормального режима или корректные изменения ненормального режима.

Благодаря мониторингу, персонал, направляемый на объект, заранее знает – какие действия он должен предпринять, и имеет при себе комплектующие для замены, в случае необходимости.

Важно, что персонал знает не только приборы, но умеет определить и аргументировано доказать неисправность во внутридомовой системе с получением подтверждающей подписи представителя управляющей компании. Это стимулирует (но не гарантирует!) оперативность устранения неисправности во внутридомовой сети и защищает обслуживающую организацию от претензий к приборам учета.

Итак, ключевым моментом обслуживания является то, что обслуживающая, управляющая и ресурсоснабжающая организации, одинаково доверяют или не доверяют показаниям приборов учета, оценивая их добротность.

Если обслуживающая и управляющая организации своевременно устраняют причины, следствием которых явились недобротные показания, то коммерческий учет становится непрерывным и долговременным.

Обобщим минимальные требования, которым должна отвечать обслуживающая организация, способная обеспечить долговременный и непрерывный коммерческий учет:

Организация должна иметь техническую возможность осуществлять непрерывный мониторинг обслуживаемых узлов учета;

Организация должна иметь обученный персонал, способный оценивать «добротность» показаний, полученных при мониторинге;

Организация должна иметь обученный персонал, способный на месте различить неисправности процесса теплоснабжения от неисправностей приборов учета;

Организация должна иметь обученный изготовителем приборов персонал, допущенный к обслуживанию и мелкому ремонту этих приборов;

Организация должна иметь достаточный резервный фонд для оперативной замены неисправных приборов;

Организация должна являться сервисным центром завода изготовителя, приборы которого она обслуживает;

Организация должна иметь многолетний опыт работы в данном направлении.

Если кто-то сегодня испытывает затруднения при выборе обслуживающей организации для организации технического обслуживания узлов учета, то рекомендую учесть изложенные требования или просто обратиться в нашу организацию ООО «Энергоучет». Это избавит Вас от многих ненужных проблем, мешающих заниматься реальным энергосбережением.

На основании выше изложенного мы выполняем следующие работы:

1. Периодическое обслуживание приборов узла учета тепловой энергии (осмотр, снятие и анализ показаний, донастройка, регулировка, мелкий текущий ремонт, проверка электрических связей, проверка уровня масла в гильзах термодатчиков).

2. Распечатка ведомостей теплопотребления, составление отчета и защита его в теплоснабжающей организации.

3. Профилактические работы: демонтаж, монтаж, чистка приборов.

4. Поверка и предповерочная подготовка приборов (отслеживание сроков госповерки).

5. Замена приборов.

6. Ремонт приборов.

7. Пуско-наладочные работы на узле учета тепловой энергии. Сдача в эксплуатацию инспектору теплоснабжающей организации. Составление акта готовности.

8. Вызов инспектора теплоснабжающей организации на сдачу узла учета тепловой энергии (присутствие представителя при проверке теплосчетчика энергоснабжающей организацией).

9. Правильность работы теплосчетчика, утечек, перетопа, недотопа.

10. Ежемесячный анализ показаний приборов учета.

11. Аналитическая работа по выявлению нестандартных (новых) причин выхода приборов из строя и восстановление работоспособности и т.д.

На сегодняшний момент цена обслуживания находится в диапазоне от 500 до 5500 рублей в месяц за один теплосчетчик. Цена формируется из конкретных пожеланий Заказчика и количества и видов работ, которые он хочет видеть на своем объекте. Мы готовы подстроится под каждого нашего Заказчика.

Узел учета тепловой энергии должен использоваться только согласно утвержденной тех. документации и паспортов.

Ответственность за эксплуатацию и сервис приборов несет ответственное лицо, назначаемое руководством компании, в чьем ведении находится оборудование.

Сервисные работы, ремонт и монтаж устройства выполняются лишь специалистами фирм, которые имеют соответствующие допуски на право выполнения работ подобного рода.

ЗАО «АТОНОМНЫЙ ЭНЕРГОСЕРВИС» предоставляет услуги по внедрению «под ключ» узлов учета тепла , а также монтажные работы его частей в отдельности, наладку систем и ввод в эксплуатацию. Наша компания может оказать услуги как по обслуживанию узла учета отдельно, так и в комплексе с остальным оборудованием теплоэнергетического объекта.

Перечень работ, включенных в обслуживание узла учета тепловой энергии:

Плановые работы по сервисному обслуживанию приборов, входящих в состав узла учета:
- внешний осмотр (периодичный) с целью контролирования работы теплосчетчика;
- отслеживание наличия напряжения питания;
- обследование соединений (электрических и механических);
- обследование на наличие внешних повреждений составных частей приборов;
- проверка исправности проложенных кабелей сигналов;
- контроль за присутствием масла в гильзах термопреобразователей сопротивления;
Считывание архивных данных о потреблении тепловой энергии (а также часовых архивов непредвиденных моментов), обработка, составление отчетности и сдача в компанию по теплоснабжению, также предоставление данных заказчику.
Проверка текущих и архивной информации (критериев) с целью контролирования тех. положения, оценки работоспособности приборов. Исследование режимности теплопотребления, сравнение данных с договорными критериями, своевременное уведомление клиента о несоответствии данным договора (изменении и несоблюдении условий использования), исследование и отладка датчиков преобразователей регистрируемых данных, контроль за базами данных и устранение накладок в программах.
Представлять интерес заказчика в компаниях по теплоснабжению при решении спорных моментов по использованию приборов учета.
Небольшой и своевременный ремонт учетных приборов без разбора самого оборудования.
Подготовка узлов учета тепловой энергии к отопительному сезону (проведение плановых и необходимых профилактических работ по обслуживанию приборов).
Сдача узла учета в согласованные сроки теплоснабжающей организации начала отопительного периода. Своевременная сдача отчетов в соответствующую организацию в течение отопительного периода.
Обеспечение (организационная и техническая часть) исполнения ремонтных, поверочных и восстановительных работ при необходимости либо в сроки, устанавливаемые компаниями по контролю.
Организация своевременной метрологической Государственной проверки и контроля узлов учета согласно законодательству и паспортным интервалам.
Ремонтные работы оборудования после уведомления о неисправности приборов.

Обслуживание приборов учета тепловой энергии техническое задание. Обслуживание теплосчетчиков