Взрыв на нефтеперерабатывающем заводе в Техас-Сити в 2005 году

Взрыв на нефтеперерабатывающем заводе BP в Техасе (2005): 15 погибших, 180 раненых. Причины, ущерб $2.1 млрд. Крупнейшая авария в истории нефтепереработки.

27 мин чтения

100%

Источник: Texas City refinery explosion — Wikipedia

Сравнивайте с английским: нажмите на абзац — оригинал откроется в окне. Кнопка EN под абзацем показывает его прямо в тексте.

Содержание

Введение

Смертельная авария на нефтеперерабатывающем заводе в 2005 году

Пожар на нефтеперерабатывающем заводе в 2005 году

Взрыв на нефтеперерабатывающем заводе в Техас-Сити произошел 23 марта 2005 года, когда воспламенилось и с силой взорвалось облако легковоспламеняющихся паров углеводородов в блоке изомеризации нефтеперерабатывающего завода BP в Техас-Сити, штат Техас, что привело к гибели 15 рабочих, ранениям 180 других и серьезному повреждению завода. Все погибшие были подрядчиками, работавшими во временных зданиях, расположенных вблизи установки для поддержки работ по плановому ремонту. Ущерб составил 200 миллионов долларов (млн долларов в). С учетом выплат по искам (2,1 миллиарда долларов), затрат на ремонт, потерь производства и штрафов, этот взрыв стал самой дорогостоящей аварией на нефтеперерабатывающем заводе в мире. Непосредственной причиной аварии стало воспламенение тяжелого облака паров углеводородов, вырвавшегося из переполняющихся рафинатных жидкостей с верхней части сбросного стека. Вероятным источником воспламенения был работающий двигатель автомобиля. Выброс жидкости последовал за автоматическим открытием комплекта предохранительных клапанов на рафинатной ректификационной колонне из-за переполнения. Последующие отчеты о расследовании, проведенные BP, Советом по химической безопасности США (CSB) и независимой комиссией под руководством Джеймса Бейкера, выявили многочисленные технические и организационные недостатки на нефтеперерабатывающем заводе и в корпорации BP. Авария имела далеко идущие последствия как для компании, так и для отрасли в целом. Взрыв стал первым в серии аварий (которая завершилась разливом нефти Deepwater Horizon), серьезно подорвавших репутацию BP, особенно в США. В конечном итоге завод был продан вместе с другими североамериканскими активами. В то же время отрасль предприняла шаги как путем выпуска новых или обновленных стандартов, так и путем усиления государственного надзора за деятельностью нефтеперерабатывающих заводов.

Рафинерия

НПЗ был основан в 1933 году компанией Pan American Refining Corporation. В 1954 году Pan American объединилась с Standard Oil of Indiana, образовав компанию Amoco. BP приобрела нефтеперерабатывающий завод в рамках слияния с Amoco в 1999 году. По состоянию на январь 2005 года он был вторым по величине нефтеперерабатывающим заводом из 23 в Техасе (после Baytown Refinery) и четвертым по величине из 142 в Соединенных Штатах по оперативной мощности, исчисленной в баррелях в сутки. Часто утверждается, что на момент аварии НПЗ был третьим по величине. Это верно, если не учитывать НПЗ Hovensa на Виргинских островах США, но BP удалось значительно улучшить ситуацию. Фактически, в 2004 году комплекс показал рекордную прибыльность, превысив 1 миллиард долларов, что, по словам руководителя бизнес-подразделения и управляющего комплексом Дона Паруса, "было больше, чем у любого другого НПЗ в системе BP". К началу 2005 года НПЗ приносил около 100 миллионов долларов прибыли ежемесячно.

Документы по безопасности и техническому обслуживанию

С 1974 года на нефтеперерабатывающем заводе произошло 23 смертельных случая в результате 20 отдельных аварий. Три из них произошли в 2004 году, за год до взрыва. Почти половина этих смертей была вызвана пожарами или взрывами, последовавшими за выбросами технологических жидкостей. В июле 1979 года на комплексе произошел очень серьезный взрыв, когда углеводороды были выброшены из-за разрушения отвода в верхней конденсационной системе депропанизатора установки алкилирования серной кислотой. Было выпущено более [объема] жидкости. Образовалось обширное облако паров, которое распространилось по ветру примерно на 195 метров (640 футов) до установки флюидного каталитического крекинга (FCC), где произошло воспламенение. Сильно пострадали контрольное здание, установка алкилирования, установка FCC и котел для производства монооксида углерода. Окна были разбиты на расстоянии до 2 километров (1,5 мили). Хотя смертельных случаев не было, материальный ущерб был значительным (24 миллиона долларов, или [сумма] миллионов долларов в текущих ценах). Еще один крупный взрыв произошел в марте 2004 года. Несмотря на отсутствие пострадавших, BP временно эвакуировала нефтеперерабатывающий завод. Полиция перекрыла подъездные дороги и попросила местных жителей не покидать свои дома. Завод в течение нескольких лет содержался в неудовлетворительном состоянии. Начиная с начала 1990-х годов, компании Amoco, а затем BP, внесли существенные сокращения в бюджет, особенно затронувшие расходы на техническое обслуживание. Сразу после слияния BP распорядилась сократить операционные расходы на 25%, что было частично достигнуто за счет снижения расходов на техническое обслуживание и обучение, а также сокращения штата сотрудников, ответственных за безопасность. В 2002 году BP заключила контракт с консалтинговой фирмой A. T. Kearney для анализа «исторических фактов, приведших к ухудшению показателей нефтеперерабатывающего завода в Техас-Сити». В отчете было установлено, что значительное сокращение расходов связано с ухудшением целостности и надежности нефтеперерабатывающего завода. Внутренний аудит BP, проведенный в 2003 году, показал, что «подход к финансам, как к личным средствам», склонность к поиску виноватых и культ статуса подрывали систему охраны труда и промышленной безопасности (HSE), а также общую эффективность работы; состояние активов и инфраструктуры было плохим; руководство не разработало действенных планов; и ресурсов было недостаточно. Аналогичный аудит в 2004 году выявил недостатки во всех элементах управления безопасностью процессов. В январе 2005 года консалтинговая фирма Telos подготовила еще один отчет о внешнем аудите. В нем было выявлено множество проблем безопасности, включая «неисправные сигнализации, истонченные трубы, осыпающиеся куски бетона, выпадающие болты, брошенные сигареты, падающие с высоты 18 метров (60 футов), и персонал, страдающий от воздействия паров». Один из авторов отчета заявил: «Мы никогда не видели объекта, где осознание собственной смертности было бы настолько острым». В отчете также отмечалось: «Большинство респондентов считают, что соблюдение производственных планов и бюджета признается и вознаграждается в первую очередь», «Большинство респондентов на производственном уровне считают, что давление производства, нехватка времени и недостаточная укомплектованность штатом являются основными причинами аварий в Техас-Сити» и что в Техас-Сити существует исключительный страх перед катастрофическими происшествиями. Люди долго говорили и писали о серьезных опасностях в производственных установках, связанных с коррозией под изоляцией (CUI), наличием заброшенного асбеста, проблемами с целостностью трубопроводов, недостаточным количеством запасных насосов и деталей, а также другими опасностями, связанными с оборудованием и эксплуатацией. Среди них целостность трубопроводов упоминалась неоднократно. Даже там, где недавно инвестировались средства в обеспечение целостности трубопроводов, люди сообщали, что часто не могли остановить работу установки, чтобы фактически заменить поврежденную трубу. Такая терпимость к риску «отвлекала» людей от соблюдения стандартных безопасных процедур на рабочем месте или заставляла их сомневаться в приверженности компании принципам безопасности. Некоторые ключевые отчеты о критическом состоянии нефтеперерабатывающего завода дошли до высшего руководства компании. В начале марта 2005 года, всего за несколько недель до взрыва, во внутреннем электронном письме содержалось предупреждение: «Я искренне верю, что мы находимся на пороге чего-то серьезного, и что мы должны принять критически важные решения [ ] для привлечения внимания работников к вопросам безопасности». В годы, предшествовавшие взрыву, наблюдалась высокая текучесть кадров на руководящих должностях: за шесть лет после слияния на комплексе сменилось пять руководителей, что привело к тому, что сотрудники считали, что любая новая инициатива не будет долговечной, и что усилия были сосредоточены на краткосрочной прибыли, а не на долгосрочной устойчивости. На комплексе по-прежнему широко использовались процессы управления безопасностью Amoco, существовавшие до слияния.

Since 1974 there had been 23 fatalities in 20 separate accidents at the refinery. Three of these occurred in 2004, the year prior to the explosion. Almost half of these fatalities were due to fires or explosions ensuing process fluid releases. A very serious explosion affected the complex in July 1979, when hydrocarbons at were released from a failed elbow in the depropanizer overhead condensing system of the sulfuric acid alkylation unit. More than of liquids were discharged. A large vapor cloud formed and traveled downwind about 640 feet (195 m) to the fluid catalytic cracking (FCC) unit, where ignition occurred. A control building, the alkylation unit, the FCC unit, and the carbon monoxide boiler sustained heavy damage. Windows were broken up to 1.5 mile (2 km) away. Although no fatalities occurred, property loss was very significant ($24million, or $million in ). Another large explosion took place in March 2004. Although no one was injured, BP temporarily evacuated the refinery. The police closed the access roads and asked residents not to leave their houses. The plant had been poorly maintained for several years. Starting in the early 1990s, Amoco and later BP made substantial budget cuts, especially affecting maintenance expenditure. Immediately after the merger, in fact, BP ordered a 25% cut in operating costs, which was achieved in part with lower spending in maintenance and training and cutting back on safety staff. In 2002, BP contracted consulting firm A. T. Kearney to understand "the historical facts which have led to the deterioration of the Texas City refinery performance." The report connected the significant reductions in spending with the deterioration in the refinery's integrity and reliability. An internal BP audit conducted in 2003 found that a "checkbook mentality", blame, and status culture eroded HSE as well as general performance; the condition of assets and infrastructure was poor; management had not created meaningful action plans; and that there were insufficient resources. A similar audit in 2004 found fault across all elements of process safety management. Another external audit report was produced by consulting firm Telos in January 2005. It identified numerous safety issues including "broken alarms, thinned pipe, chunks of concrete falling, bolts dropping, cigarettes falling 60 feet (18 m) and staff being overcome with fumes." The report's co author stated, "We have never seen a site where the notion 'I could die today' was so real." The report also stated, "Most interviewees say that production and budget compliance gets recognized and rewarded before anything else", "Most interviewees at the production level say that the pressure for production, time pressure, and understaffing are the major causes of accidents at Texas City" and thatThere is an exceptional degree of fear of catastrophic incidents at Texas City. People talked or wrote at length about serious hazards are in the operating units from CUI, abandoned asbestos, piping integrity issues, inadequate spare pumps and parts, and other equipment and operating hazards. Of these, piping integrity was repeated again and again. Even where there have been recent investments in piping integrity, people reported that they often could not shut the unit down to in fact replace the pipe they had fabricated. The tolerance of these kinds of risk "distracted" people from routine safe practices at the task level, or made them feel skeptical about the commitment to safety at the plant. Some key reports on the preoccupying conditions of the refinery made their way to company board level. In early March 2005, mere weeks before the explosion, an internal e mail warned, "I truly believe that we are on the verge of something bigger happening and that we must make some critical decisions [ ] over getting the workforce's attention around safety." Management turnover had been high in the years leading to the explosion, with the complex having had five managers in the six years since the merger, with the result that employees were under the impression that any new initiative would not last and that efforts were focused on short term profit rather than long term sustainability. The complex was still largely using Amoco safety management processes pre dating the merger.

Завод ISOM

Завод изомеризации (ISOM) на площадке был спроектирован для переработки низкооктановых углеводородов посредством различных химических процессов в углеводороды с более высоким октановым числом, которые затем могли быть использованы для производства неэтилированного бензина. Это достигается путем преобразования молекул углеводородов с прямой цепью в разветвленные. Основным сырьем для установки являлась смесь n-пентана и n-гексана, а основными продуктами – изопентан и изогексан. Завод состоял из системы десульфуризации, изомеризационного реактора Penex, установки рекуперации паров и рециркуляции жидкости, а также колонны ректификации рафината. Эта колонна, имеющая высоту 50 м (170 футов) и форму башни, использовалась для разделения легких углеводородных компонентов, отбираемых с верхней части колонны (в основном пентана и гексана), которые конденсировались и затем перекачивались в резервуар для хранения легкого рафината, в то время как более тяжелые компоненты (в основном C7 и C8) отбирались в нижней части колонны и перекачивались в резервуар для хранения тяжелого рафината. Производительность установки составляла в сутки. На площадке была разработана схема размещения трейлеров и других временных сооружений с учетом близости к опасным производственным объектам. Отчет был повторно подтвержден в 2002 году и по-прежнему основывался на стандартах Amoco, хотя с момента слияния BP и Amoco прошло более трех лет. В свою очередь, рабочая тетрадь Amoco по оценке размещения объектов была основана на Рекомендованной практике 752 Американского института нефти. Следующая оценка размещения объектов должна была состояться в 2007 году, следовательно, любые изменения размещения до этого должны были осуществляться в рамках процесса управления изменениями (MOC). В конце 2004 года были разработаны планы по размещению подрядчиков для работы на UCU в 2005 году: девять одноосных трейлеров и один двухсекционный трейлер непосредственно к западу от установки ISOM. Группа, проводившая оценку MOC для размещения двухсекционного трейлера, установила, что конструкция будет находиться на расстоянии менее 107 м (350 футов) от завода ISOM, при котором требовался специальный анализ рисков в соответствии с положениями рабочей тетради Amoco. Однако у этой группы не было достаточной квалификации для проведения оценки рисков. Введение девяти одноосных трейлеров не было оценено в рамках MOC. Более того, вопреки процедуре, рекомендации, выданные в результате анализа изменения, связанного с размещением двухсекционного трейлера, оставались открытыми, когда трейлеры были заняты в ноябре 2004 года.

The isomerization plant (ISOM) at the site was designed for the conversion of low octane hydrocarbons, through various chemical processes, into hydrocarbons with higher octane ratings that could then be blended into unleaded gasoline. This is achieved by converting straight chain hydrocarbon molecules into branched ones. The main feed to the unit was a mix of n pentane and n hexane, with isopentane and isohexane being the main product. The plant consisted of a desulfurization system, a Penex isomerization reactor, a vapor recovery and liquid recycle unit, and a raffinate splitter. The 170 foot (50 m) tall tower shaped splitter, a distillation column, was used to separate lighter hydrocarbon components from the top of the tower (mainly pentane and hexane), which condensed and were then pumped to a light raffinate storage tank, while the heavier components (mainly C7 and C8) were recovered lower down in the splitter, then pumped to a heavy raffinate storage tank. The unit had an operational capacity of per day. had been created at the facility that established an acceptable layout of trailers and other temporary structures with respect to nearby hazardous process facilities. The report was revalidated in 2002, still based on Amoco's standards although more than three years had passed since the BP–Amoco merger. In turn, Amoco's Facility Siting Screening Workbook was based on the American Petroleum Institute's Recommended Practice 752. The next siting analysis was due to take place in 2007 and, therefore, any siting changes before then would have to be under the management of change (MOC) process. Plans were made late in 2004 to accommodate contractors due to work on the UCU in 2005 in nine single trailers and one double wide trailer immediately west of the ISOM process unit. The team carrying out the MOC assessment for the placement of the double wide trailer identified that the structure would be less than 350 feet (107 m) from the ISOM plant, a distance below which a dedicated risk analysis had to be carried out under Amoco's Workbook provisions. This team, however, lacked the expertise to complete the risk assessment. The introduction of the nine single trailers in the picture was not assessed in an MOC. Further, contrary to procedure, recommendations issued in the analysis of the change involving the placement of the double wide trailer were still open when the trailers were occupied in November 2004.

Рано утром

Процесс запуска начался 23 марта с того, что ведущий оператор ночной смены приступил к первоначальному заполнению вышки сплиттера. Поскольку запуски установок особенно подвержены неожиданным ситуациям, оперативная практика требует применения контролируемой и утвержденной процедуры предварительного обзора безопасности (PSSR). В BP такая процедура была, но в данном случае она не была применена. Передатчик уровня управления процессом был спроектирован для индикации уровня рафината в диапазоне от 5 футов (2 м) от дна вышки сплиттера до уровня 9 футов (3 м). Сигнал аварийного высокого уровня, зависящий от этого передатчика, сработал штатно в 3:09 утра, когда был достигнут уровень 7,6 футов (2 м) от дна. Однако во время запуска было принято решение игнорировать этот сигнал и заполнять до уровня 99% (по показаниям передатчика), чтобы предотвратить повреждение печи, нагревающей дно сплиттера. Операторы не знали, что передатчик уровня управления процессом, который использовался для контроля уровня в сплиттере на протяжении всего процесса запуска, не был откалиброван, и его показания были недостоверными. Независимый аварийный сигнал, активируемый концевым выключателем высокого уровня, также должен был сработать на уровне 7,9 футов (2 м), но этого не произошло. В 5:00 утра ведущий оператор в диспетчерской ISOM проинформировал центральную диспетчерскую и ушел домой раньше. В 6:00 утра прибыл оператор дневной смены (оператор центральной диспетчерской) и начал свой тридцатый подряд 12-часовой рабочий день. К этому времени считалось, что уровень все еще ниже 9 футов, но он уже составлял 13 футов (4 м). В 7:15 утра, более чем на час позже начала смены (6:00 утра), один из двух руководителей дневной смены ("А") прибыл в центральную диспетчерскую. Из-за опоздания он не смог получить необходимый отчет от ночной смены. Во время утреннего совещания 23 марта обсуждалось, что резервуары для хранения тяжелого рафината почти заполнены, и поэтому руководителю второй дневной смены ("B") было указано не продолжать процедуру запуска, но эта информация не была передана. В результате процедура запуска возобновилась незадолго до 9:30 утра по указанию руководителя дневной смены А. Регулирующий клапан уровня сплиттера в тяжелый резервуар был переведен в ручной режим (вместо регулирования его открытия передатчиком уровня) и установлен на 4300 баррелей в сутки. Однако датчик расхода на этой линии был неисправен, и клапан фактически был полностью закрыт. Это, в сочетании с неисправностью всех приборов вышки сплиттера, привело к увеличению уровня жидкости в башне незамеченным и лишило операторов ситуационной осведомленности. В результате последовавшего за мощным взрывом пожара было сильно повреждено около 1,5 миллиона квадратных метров нефтеперерабатывающего завода, оборудование нефтеперерабатывающего завода было повреждено на миллионы долларов. Ударная волна была настолько сильной, что выбила окна в окрестностях на расстоянии до .

The start up process commenced with the night shift lead operator on March 23 carrying out the initial filling of the splitter tower. Because plant start ups are especially prone to unexpected situations, operational practice requires the application of a controlled and approved pre start up safety review (PSSR) procedure. BP had one, but it was not adopted in this case. The process control level transmitter was designed to indicate the raffinate level within a 5 feet (2 m) span from the bottom of the splitter tower to a 9 feet (3 m) level. A high level alarm dependent on this transmitter sounded as intended at 3:09 am, when a level of 7.6 feet (2 m) from the bottom was reached. However, during start up it was common to ignore this alarm and fill up to a level of 99% (as indicated by the transmitter) to prevent damage to the furnace heating the splitter bottom. Unbeknown to the operators, the process control level transmitter, which was used to monitor the level in the splitter during the whole start up operation, was not calibrated and its readings were not reliable. An independent level alarm triggered by a high level switch should also have sounded at 7.9 feet (2 m) but failed to. At 5:00 am, the lead operator in the ISOM satellite control room briefed the central control room and went home early. At 6:00 am, the day shift board operator (central control room operator) arrived and started his thirtieth consecutive day on a 12 hour shift duty. By this time, the level was still believed to be below the 9 foot mark, but it was already at 13 feet (4 m). At 7:15 am, more than one hour late on the commencement of his shift (6:00 am), one of the two day shift supervisors ("A") arrived at the central control room. Because of his lateness, he could not go through the required handover with the night shift. During the morning meeting on March 23, it was discussed that the heavy raffinate storage tanks were nearly full and, therefore, a second day shift supervisor ("B") was told that the start up procedure should not continue, but this information was not passed on. Therefore, the start up procedure resumed just before 9:30 am under instructions from the day shift supervisor A. The splitter level control valve into the heavy storage tank was placed in manual mode (rather than having its opening regulated by the level transmitter) and set at 4,300 bpd. However, the flow transmitter on this line was in error and the valve had actually been closed shut. This, coupled with the malfunctioning of all the splitter tower instruments, allowed the level of liquid in the tower to increase without anyone noticing and caused the operators to lose all situational awareness. An area estimated at of the refinery was badly burned by the fire that followed the violent explosion, damaging refinery equipment worth millions of dollars. The pressure wave was so powerful it blew out windows offsite up to away.

Чрезвычайные ситуации

Команда реагирования на чрезвычайные ситуации немедленно приступила к работе, начав поисково-спасательную операцию. Был отдан приказ о том, чтобы 43 000 человек укрылись в убежищах. К 1:45 дня были мобилизованы силы взаимопомощи, предоставленные IMAS (Техасская городская промышленная система взаимопомощи) и Memorial Hermann Life Flight. Подача на колонну ректификации не была прекращена, но она остановилась в 2:45 дня, когда отключилось электроснабжение. Пожары были взяты под контроль 150–200 пожарными через два часа. К 4:44 дня машины скорой помощи и Life Flight прекратили дежурство. Последнее тело было обнаружено под завалами около 11:00 вечера.

Отчеты о расследовании

Внутренние эксперты BP, а также различные органы и комитеты расследовали взрыв с точки зрения технических, организационных аспектов и культуры безопасности. Внутренние расследования BP включали группу (расследование Могфорда, по имени ведущего следователя), которой было поручено реконструировать цепочку событий, приведших к аварии, и провести детальный анализ первопричин, а также две другие группы (расследования Бонсе и Стэнли), которые сосредоточились на лежащих в основе процедурных и культурных факторах, а также на ответственности руководства. Независимая, авторитетная комиссия (комиссия Бейкера) была сформирована BP по настоятельной рекомендации Совета по химической безопасности США (CSB) для изучения вопросов управления и культуры безопасности. CSB провело собственное детальное и всестороннее расследование, охватывающее как технические, так и процедурные аспекты. Различные комиссии и расследования выявили организационные недостатки, включая сокращение корпоративных расходов, недостаточные инвестиции в инфраструктуру завода, отсутствие корпоративного контроля за культурой безопасности и программами предотвращения крупных аварий, акцент на охране труда в ущерб технологической безопасности, дефектный процесс управления изменениями (который допустил размещение бытовок подрядчиков слишком близко к процессу ISOM), недостаточную подготовку операторов, отсутствие компетентного надзора при пуске оборудования, плохую коммуникацию между сотрудниками и отделами, а также использование устаревших и неэффективных рабочих процедур, которые часто игнорировались. К техническим недостаткам относятся использование сбросного барабана недостаточного размера и устаревшей конструкции, отсутствие профилактического обслуживания систем, критически важных для безопасности, а также неисправные сигнализации и датчики уровня в процессе ISOM.

Доклад Могфорда

Команда экспертов во главе с Джоном Могфордом, старшим вице-президентом группы BP по безопасности и операциям, изучила технические аспекты взрыва и предложила корректирующие действия. 12 мая 2005 года был опубликован предварительный отчет. В ответ на этот отчет Скот Бергер, директор Центра безопасности химических процессов (CCPS) Американского института инженеров-химиков (AIChE), выразил удивление акцентом, сделанным в отчете на индивидуальной ответственности операторов и руководителей предприятия. 9 декабря 2005 года BP опубликовала окончательную редакцию доклада Могфорда. В нем были определены четыре ключевых фактора, без которых авария либо не произошла бы, либо имела бы меньшие последствия: "потеря герметичности; процедуры запуска установки рафинирования и применение знаний и навыков; контроль работ и размещение бытовок; а также конструкция и проектирование системы сброса давления". Кроме того, были выявлены пять критических базовых проблем организационной культуры:

"Бизнес-контекст", включающий рабочую среду, сопротивляющуюся изменениям и характеризующуюся отсутствием мотивации, доверия и целеустремленности. Это сочеталось с нечеткими ожиданиями в отношении руководства и надзора. "Безопасность как приоритет" – руководство не придавало должного значения безопасности технологических процессов в рамках бизнеса. "Организационная сложность и возможности" – отсутствие четкости в распределении ответственности и недостаточная коммуникация. "Неспособность видеть риски" или тенденция к принятию высокого уровня риска из-за недостаточной осведомленности об опасностях. "Отсутствие раннего предупреждения" – неспособность распознавать и реагировать на сигналы, указывающие на ухудшение состояния оборудования и процедур. Однако в окончательном докладе Могфорда не было найдено доказательств того, что кто-либо намеренно принимал решения или совершал действия, подвергающие других риску.

Доклад Стэнли

Компания также сформировала команду из сотрудников BP и внешних экспертов для проведения процессуального и операционного аудита нефтеперерабатывающего завода. Джеймс У. Стэнли, бывший заместитель директора Управления по охране труда и гигиене труда (OSHA), возглавил эту команду. Аудит был сфокусирован на процессах и операциях, управлении инцидентами, контроле работ, оценке рисков и соблюдении нормативных требований, а также на управлении персоналом и подрядчиками, техническом обслуживании, надежности и целостности оборудования. Отчет Стэнли был распространен внутри компании 15 июня 2005 года. В нем было заключено, что для достижения значительных изменений в результатах и поведении высшего и расширенного руководства потребуется существенная работа, несмотря на наличие хорошо разработанных и задокументированных процедур и процессов, а также на общую способность персонала выполнять работу на должном уровне. Среди факторов, "препятствующих успешному выполнению ключевых рабочих процессов", команда выделила: факторы лидерства, включая отсутствие привлечения к ответственности за безопасность и разобщенность между подразделениями, а также другие проблемы; недостаточную осведомленность о рисках, проявляющуюся в самоуспокоенности и систематическом игнорировании рекомендаций, вытекающих из предыдущих аварий; несовершенство и несоблюдение мер по контролю работ; негативные условия труда, проявляющиеся в плохом порядке и недостаточном техническом обслуживании оборудования; а также отсутствие принципов разнообразия и инклюзивности в философии управления подрядчиками.

Доклад Бонсе

Другой внутренней командой руководил де, который был вице-президентом группы BP по Европе. Команда Бонсе расследовала степень соблюдения руководителями завода рамок управления BP и корпоративного кодекса поведения. В итоговом отчете, который был опубликован только после решения суда от 3 мая 2007 года, были выявлены многочисленные просчеты в управлении. В нем также отмечалось, что ответственность руководства в группе BP была размытой, а плохое состояние оборудования завода и недостаточное финансирование технического обслуживания являлись факторами, способствовавшими аварии. В целом, на Техасском городском нефтеперерабатывающем заводе сложилась культура принятия рисков в сочетании с непониманием последствий для безопасности технологических процессов, связанных с предыдущими инцидентами [ ], давняя традиция несоблюдения простых процедур, стремление избегать конфликтов внутри организации и тенденция назначать на ключевые должности людей с недостаточной профессиональной подготовкой. В отчете были указаны четыре руководителя, подлежащие увольнению: Пэт Гоуэр, региональный вице-президент по нефтепереработке в США; Майк Хоффман, вице-президент группы по нефтепереработке и маркетингу в Северной Америке; менеджер комплекса в Техас-Сити Дон Парус; и Уилли Уиллис, руководитель завода в Техас-Сити-Уэст. Отчет сопровождался фотографиями рабочих, погибших на рабочем месте на нефтеперерабатывающем заводе. Парус был менеджером, заказавшим отчет Телос.

Доклад ЦСБ

Учитывая масштаб катастрофы, Совет по химической безопасности изучил систему управления безопасностью на нефтеперерабатывающем заводе в Техас-Сити, а также роль группы BP и роль OSHA как регулирующего органа. Группа CSB прибыла на место происшествия через 48 часов после аварии. Около 13 следователей CSB оставались на месте в течение трех месяцев. Для проведения расследования CSB выделил бюджет в 2,5 миллиона долларов, изучил более 30 000 документов, опросил 370 свидетелей и выполнил компьютерное моделирование и тестирование. Результаты расследования агентства были опубликованы 20 марта 2007 года в отчете объемом 341 страница – самом масштабном, проведенном к тому моменту девятилетним агентством. Выводы отчета были представлены в тот же день на открытом заседании в Техас-Сити.

Недостатки конструкции

Одним из ключевых выводов CSB стало то, что система сброса давления, используемая на установке ISOM, была устаревшей и совершенно неадекватной, поскольку она располагалась в центре завода и могла выбрасывать негорячие тяжелые пары в зоны, где обычно работают люди. CSB установил, что BP проигнорировала или не реализовала многочисленные предупреждения и рекомендации по безопасности, сделанные до взрыва в отношении системы сброса давления ISOM. В 1991 году отдел планирования переработки Amoco предложил отказаться от систем сброса давления, выбрасывающих содержимое в атмосферу, но финансирование этого плана не было включено в бюджет. В 1992 году OSHA выдала предписание компании Amoco за небезопасную конструкцию аналогичной системы сброса давления на другом участке нефтеперерабатывающего завода. Однако Amoco убедила OSHA отозвать это предписание, ссылаясь на менее строгие требования, содержащиеся в Рекомендованной практике API 521. В 1993 году "Проект регулирующих требований Amoco" предложил отказаться от систем сброса давления в атмосферу, но финансирование снова не было одобрено. Несмотря на "Стандарт безопасности процессов № 6" компании Amoco, который запрещал установку новых систем сброса давления в атмосферу и предусматривал постепенный вывод из эксплуатации существующих, в 1997 году Amoco заменила барабан/дымовую трубу сброса давления 1950-х годов, обслуживавшие ректификационную колонну рафината, идентичной системой, вместо того, чтобы перейти на рекомендованные, более безопасные альтернативы. В 2002 году не была использована возможность подключения системы сброса давления ISOM к факельной установке новой установки десульфуризации нефти из-за дополнительных затрат в размере 150 000 долларов США. Также в 2002 году в рамках проекта "Чистые потоки" BP предложила преобразовать барабан сброса давления в резервуар для отсекания факела и направить выбросы на факел. Однако, когда выяснилось, что необходимое исследование по безопасности системы ISOM не было завершено из-за бюджетных ограничений, проект "Чистые потоки" отказался от этой идеи. В период с 1994 по 2004 год произошло по меньшей мере восемь подобных случаев, когда из барабана/дымовой трубы сброса давления ISOM выбрасывались легковоспламеняющиеся пары, два из которых привели к пожару. Однако никаких корректирующих мер не было предпринято. Кроме того, барабан сброса давления не был рассчитан на переполнение сосуда. Это не обязательно было связано с Amoco или BP, а скорее с отсутствием рекомендаций в Рекомендованной практике API 521. Тем не менее, в конкретном сценарии, произошедшем в Техас-Сити, если бы установка для отсекания факела (напорный сосуд, предназначенный для отделения и удаления избыточной жидкости) не была рассчитана на прием переполнения жидкости от вышестоящего оборудования, простое использование факела не предотвратило бы аварию, как заявил следователь CSB Дон Холмстром.

One of the key findings of the CSB was that the blowdown system used at the ISOM unit was antiquated and totally inadequate, being located as it was amid the plant and liable to spew unignited heavy vapors down into normally manned areas. The CSB found that BP had failed to heed or implement multiple warnings and safety recommendations made before the blast regarding the ISOM blowdown system. Among them were:
In 1991, the Amoco refining planning department proposed eliminating blowdown systems that vented to the atmosphere, but funding for this plan was not included in the budget. In 1992, OSHA issued a citation to Amoco for unsafe design of a similar blowdown system elsewhere in the refinery. However, Amoco successfully persuaded OSHA to drop this citation by relying on the less stringent requirements in API Recommended Practice 521. In 1993, the "Amoco Regulatory Cluster Project" proposed eliminating atmospheric blowdown systems, but again, funding was not approved. Despite Amoco's "Process Safety Standard No. 6", which prohibited new atmospheric blowdown systems and called for the phasing out of existing ones, in 1997, Amoco replaced the 1950s era blowdown drum/vent stack that served the raffinate splitter tower with an identical system, instead of upgrading to recommended alternatives that were safer. In 2002, an opportunity to tie the ISOM relief system into the new naphtha desulfurization unit flare system was not taken, due to a US$150,000 incremental cost. Also in 2002, BP's "Clean Streams Project" proposed converting the blowdown drum to a flare knock out tank, and routing discharges to a flare. When it was found that a needed relief study of the ISOM system had not been completed due to budget constraints, the Clean Streams decided not to pursue the option. Between 1994 and 2004, at least eight similar cases occurred in which flammable vapors were emitted by the ISOM blowdown drum/vent stack, of which two resulted in a fire. Yet no corrective action was taken. Furthermore, the blowdown drum was not designed to deal with a vessel overfill. This was not necessarily attributable to Amoco or BP, but rather to a lack of guidance in the API Recommended Practice 521. It is true, however, that in the specific scenario occurred at Texas City, unless the flare knock out drum (a pressure vessel separating and disposing of excess liquid) were to be designed to cope with liquid overfills from upstream equipment, the mere use of a flare would not have prevented an accident from happening, as CSB investigator Don Holmstrom stated.

Необходимость обновления отраслевых стандартов

CSB также выдало рекомендацию Американскому институту нефти (API) и Объединенному профсоюзу работников металлургической промышленности (USW, профсоюз, представляющий работников нефтеперерабатывающих заводов) совместно разработать руководство по пониманию, выявлению и устранению усталости при работе посменно, а также создать показатели эффективности, специфичные для обеспечения безопасности технологических процессов в нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях, поскольку измерение безопасности исключительно на основе производственных показателей, таких как случаи производственного травматизма с потерей рабочего времени, считалось недостаточным для предотвращения крупных аварий на производстве. Другие рекомендации, адресованные API, включали обновление Рекомендуемой практики 752 с добавлением руководящих принципов по безопасному размещению прицепов и временных сооружений на технологических объектах; и обновление Руководства по рекомендуемой практике 521 по системам сброса и снижения давления для выявления переполнения емкостей как потенциальной опасности, подлежащей оценке, обязательное определение размеров резервуаров для утилизации отходов для наиболее неблагоприятных сценариев сброса жидкости, предупреждение об использовании атмосферных сбросных емкостей и дымоходов, подключенных к трубопроводным системам, принимающим легковоспламеняющиеся выбросы из нескольких предохранительных клапанов, и настоятельную рекомендацию использовать подходящие, по своей сути более безопасные альтернативы, такие как факельная установка. CSB пришло к выводу, что слияние Amoco–BP негативно сказалось на способности организации управлять производственными опасностями, поскольку организационные изменения происходили без оценки их последствий для безопасности. Поэтому Совет рекомендовал OSHA включить в их нормативный акт об управлении безопасностью высокоопасных химических веществ, принятый в 1992 году и обычно называемый Управлением безопасностью процессов (PSM), требование об управлении организационными изменениями в дополнение к существующим правилам, касающимся изменений в оборудовании и процедурах. Дополнительная рекомендация была адресована Центру по безопасности химических процессов с целью разработки руководящих принципов по проведению организационного анализа изменений.

The CSB also issued a recommendation for the American Petroleum Institute (API) and the United Steelworkers (USW, the trade union representing refinery workers) to work together to develop a guideline for understanding, recognizing and dealing with fatigue during shift work, as well as to create performance indicators specific to process safety in the refining and petrochemical industries, since measuring safety purely based on eminently occupational indicators such as lost time incidents was seen as insufficient in the context of preventing major process accidents. Other recommendations addressed to API were to update Recommended Practice 752 to include guidelines on the safe placement of trailers and temporary buildings in process plants; and to update Recommended Practice 521 Guide for Pressure Relieving and Depressuring Systems to identify overfilling vessels as a potential hazard for evaluation, to mandate sizing disposal drums for credible worst case liquid relief scenarios, to warn against the use of atmospheric blowdown drums and stacks attached to piping systems receiving flammable discharges from multiple relief valves, and to urge the use of appropriate inherently safer alternatives such as a flare system. The CSB judged that the Amoco–BP merger had negatively impacted the ability of the organization to deal with process hazards, because organizational changes occurred without getting assessed in terms of their consequences on safety. Therefore, the Board recommended to OSHA that their Process Safety Management of Highly Hazardous Chemicals regulation, promulgated in 1992 and usually referred to as Process Safety Management (PSM), should include a requirement for management of organizational changes, in addition to the existing rules on equipment and procedural changes. A complementary recommendation was addressed to the Center for Chemical Process Safety, to the effect of developing guidelines on how to perform organizational management of change reviews.

Отсутствие регулятивного надзора

В США взрыв привел к остановке нескольких установок на нефтеперерабатывающем заводе. В преддверии урагана "Рита" в конце 2005 года весь нефтеперерабатывающий завод был остановлен. После этого BP сосредоточилась на устранении повреждений, вызванных взрывом и ураганом. Возобновление работы технологических установок началось в марте 2006 года. Затраты на ремонт и недополученную продукцию превысили 1 миллиард долларов. Компания также выплатила не менее 2,1 миллиарда долларов в качестве гражданских соглашений. Кроме того, BP уплатила федеральному правительству штрафы в размере 84,6 миллиона и 27 миллионов долларов по запросам OSHA и EPA соответственно. Эта катастрофа стала самой дорогостоящей аварией на нефтеперерабатывающем заводе в мире.

Ответ BP и судьба нефтеперерабатывающего завода

BP начала реализацию плана кризисного управления лишь через шесть часов после взрыва. На следующий день был создан веб-сайт для публикации обновлений об аварии. Главный исполнительный директор лорд Джон Браун посетил завод на следующий день после взрыва. В течение нескольких месяцев после аварии BP имела тенденцию возлагать вину на операторов и руководителей нижнего звена. Жертвы и лидеры профсоюзов расценили это как простое перекладывание ответственности. На тот момент компания последовательно отказывалась публично приносить извинения за произошедшее. Ситуация изменилась 17 мая 2005 года, когда Росс Пиллари, президент BP Products North America, принес публичные извинения, заявив: «Мы сожалеем, что наши ошибки привели к стольким страданиям. Мы приносим извинения тем, кто пострадал, и жителям Техас-Сити», и пообещал «финансовую поддержку и компенсацию» пострадавшим и семьям погибших. 9 декабря BP объявила о выделении бюджета в 1 миллиард долларов на улучшение безопасности на своем нефтеперерабатывающем заводе в Техас-Сити в течение пяти лет. Также были перемещены бытовки подальше от зон, где возможны взрывы, и, что более важно, в марте 2006 года был обнаружен разлив нефти на нефтепроводе в заливе Прудхо-Бей на Аляске, в то время как продолжались многочисленные расследования взрыва в Техас-Сити. Председатель CSB Кэролин Мерритт отметила поразительное сходство между авариями в Техас-Сити и Прудхо-Бей, включая «длительные задержки в реализации, формальное оформление завершения работ, даже если корректирующие меры фактически не были приняты, или простое несоблюдение требований», а также «неэффективное распространение извлеченных уроков, чрезмерная децентрализация функций безопасности и высокая текучесть кадров руководящего состава». В 2007 году на нефтеперерабатывающем заводе BP в Техас-Сити произошла еще одна серьезная авария: 143 работника заявили о травмах, полученных при вдыхании токсичных паров, выделявшихся на заводе. Генеральный директор Джон Браун ушел в отставку в 2007 году по иным причинам, однако он не избежал критики за халатное отношение к вопросам безопасности и сокращение бюджета на нефтеперерабатывающих заводах BP в США. Руководство компанией перешло к Тони Хейворду. Хейворд изменил приоритеты, отказавшись от акцента лорда Брауна на альтернативной энергетике и объявив, что безопасность станет «приоритетом номер один» компании. К этому времени BP уже заняла более извиняющуюся позицию в отношении недавних аварий, особенно в Техас-Сити, с участием руководителей и технических экспертов, которые представляли отчеты о причинах произошедшего и о том, как они работают над предотвращением подобных инцидентов в будущем. Однако всего через три года, в 2010 году, произошел взрыв на платформе Deepwater Horizon и разлив нефти, что оказало серьезнейшее влияние на компанию в мировом масштабе, вновь ставшее результатом деятельности BP в США. В результате Хейворд подал в отставку, а его место занял Боб Дадли, уроженец США. Под руководством Дадли BP объявила в 2011 году о продаже своего нефтеперерабатывающего завода в Техас-Сити в рамках плана по продаже активов для оплаты текущих компенсационных выплат и восстановительных работ после катастрофы Deepwater Horizon. Продажа завода была успешно завершена в начале 2013 года корпорации Marathon Petroleum за 2,5 миллиарда долларов США. Marathon уже владела соседним нефтеперерабатывающим заводом в заливе Галвестон, и в 2018 году объединила оба предприятия в единый нефтеперерабатывающий комплекс. По поводу катастрофы в Техас-Сити было проведено два специальных слушания в Конгрессе. Среди заслушанных были представители API, Baker Panel, CCPS, CSB, EPA и USW, а также родственники жертв. На других слушаниях в Конгрессе, посвященных последующим авариям BP в США, история дела в Техас-Сити последовательно рассматривалась как пример ухудшения культуры безопасности в BP.

BP initiated a crisis management plan only six hours after the explosion. The following day, a website was set up to publish updates on the accident. Chief Executive Lord John Browne visited the plant on the day after the explosion. In the months after the accident BP tended to put the blame on its operators and supervisors. Victims and union leaders considered this amounted to simple scapegoating. At this point, the company consistently chose not to publicly apologize for the accident. This changed on May 17, 2005, when Ross Pillari, president of BP Products North America, made a public apology, saying "We regret that our mistakes have caused so much suffering. We apologize to those who were harmed and to the Texas City community” and promising "financial support and compensation" to the injured and the families of the dead. On December 9, BP said they would put in place a budget of $1 billion to be spent over five years to improve safety at their Texas City refinery. They also relocated trailers away from areas where explosions are possible and, more crucially, in March 2006 when an oil pipeline spill was discovered in Prudhoe Bay, Alaska, while multiple investigations into the Texas City explosion were still ongoing. CSB chairman Carolyn Merritt said there were striking similarities between the accidents of Texas City and Prudhoe Bay, including "long delays in implementation, administrative documentation of close out even though remedial actions were not actually taken, or simple non compliance" as well as "flawed communication of lessons learned, excessive decentralization of safety functions, and high management turnover." A further serious accident occurred at BP Texas City in 2007, when 143 workers at the refinery claimed that they were injured when they inhaled toxic vapors released at the plant. CEO John Browne resigned in 2007 over unrelated issues, although he did not escape criticism for the lax safety culture and the budget cuts at BP's U. S. refineries. Tony Hayward took over at the helm of the company. Hayward shifted emphasis from Lord Browne's focus on alternative energy, announcing that safety would be the company's "number one priority". By this time, BP had already taken a markedly apologetic stance over recent accidents, especially Texas City, with their executives and technical experts giving presentations about what went wrong and how they were working to prevent that from happening again. However, only three years later, the 2010 Deepwater Horizon explosion and oil spill occurred, causing a very serious impact on the company on a global scale, again stemming from BP's operations in the U. S. As a result, Hayward resigned, and his role was taken over by American born Bob Dudley. Under Dudley, BP announced in 2011 that it was selling its Texas City refinery as part of its divestment plan to pay for ongoing compensation claims and remedial activities following the Deepwater Horizon disaster. The sale of the refinery was successfully completed at the start of 2013 to Marathon Petroleum Corporation for US$2.5 billion. Marathon already owned the adjoining Galveston Bay Refinery and in 2018 merged the two sites into one refining complex. Two congressional hearings were held specifically on the Texas City disaster. Among those heard were API, Baker Panel, CCPS, CSB, EPA, and USW representatives, as well as victim relatives. In other congressional hearings dedicated to subsequent BP accidents in the U. S., the Texas City case history was consistently presented within the pattern of degraded safety culture at BP.

Урегулирование с жертвами

BP фигурировала в исках, поданных семьями жертв и пострадавших. Дело Евы Роу, молодой женщины, потерявшей родителей при взрыве, привлекло внимание всей страны. Роу заявила, что не примет мировое соглашение от BP и добьется справедливости в суде. Известный американский журналист Эд Брэдли рассказал ее историю в телевизионной программе "60 минут". 9 ноября 2006 года BP урегулировала дело с Роу, последней из заявителей, после того как ее адвокаты попытались вызвать на допрос Джона Брауна, генерального директора BP на момент аварии. Сумма компенсации, выплаченной Еве Роу, осталась неизвестной. BP также выплатила 32 миллиона долларов больницам и образовательным и исследовательским учреждениям по выбору Роу, включая Центр безопасности технологических процессов имени Мэри Кей О’Коннор при Техасском университете A&M (12,5 миллиона долларов), Медицинский филиал Техасского университета в Галвестоне и его отделение для лечения взрослых с ожогами имени Трумэна Г. Блокера (12,5 миллиона долларов), Колледж материка в Техас-Сити (5 миллионов долларов), Детскую исследовательскую больницу Святого Иуды в Мемфисе, штат Теннесси (1 миллион долларов) и школьную систему Хорнбека, штат Луизиана (1 миллион долларов). Кроме того, BP была вынуждена опубликовать около семи миллионов страниц внутренних документов, включая отчеты Telos и Bonse. Впоследствии Роу приняла участие в одном из слушаний в Конгрессе, посвященных расследованию аварии. По состоянию на сентябрь 2007 года BP урегулировала не менее 1350 из примерно 3000 исков, связанных с аварией. К февралю 2008 года было подано около 4000 претензий, половина из которых была урегулирована на общую сумму, превышающую 1,6 миллиарда долларов. BP также сообщила, что выделила дополнительные 525 миллионов долларов для урегулирования других претензий.

Уголовное преследование

4 февраля 2008 года окружной судья США Ли Розенталь заслушала аргументы по поводу предложения BP признать себя виновной в совершении федерального экологического преступления за два нарушения Закона о чистом воздухе (CAA) с выплатой штрафа в размере 50 миллионов долларов. На слушании пострадавшие от взрыва и их родственники выразили протест против признания вины, назвав предложенный штраф "незначительным". Тем не менее, в итоге соглашение было достигнуто, и BP был назначен трехлетний испытательный срок.

Штрафы

В сентябре 2005 года Управление по охране труда и гигиене труда, которое в отчете CSB было признано не обеспечивающим должного надзора и не обладающим необходимой компетенцией, оштрафовало BP на рекордные 21 миллион долларов за 301 нарушение правил управления безопасностью процессов. В октябре 2009 года OSHA наложило штраф в размере 87 миллионов долларов, превысивший рекорд 2005 года, заявив, что BP не внедрила улучшения в области безопасности после аварии, и отметив, что с момента предыдущего штрафа на нефтеперерабатывающем заводе произошло еще четыре смертельных случая. В своем новом отчете OSHA зафиксировало 709 нарушений безопасности. BP объявила о намерении оспорить штраф. 12 августа 2010 года BP заявила о согласии выплатить 50,6 миллиона долларов из штрафа, наложенного в 2009 году, продолжая оспаривать оставшиеся 30,7 миллиона долларов (сумма штрафа была уменьшена на 6,1 миллиона долларов между моментом его наложения и выплатой первой части). В июле 2012 года OSHA и BP договорились о снижении непогашенной суммы в 30,7 миллиона долларов до 13 миллионов долларов, которые BP и выплатила. Большинство нарушений не были напрямую связаны со взрывом, а касались других инцидентов, таких как две последующие аварии в 2005 году. В феврале 2009 года EPA наложила на BP первый штраф в размере 12 миллионов долларов. Данное соглашение также включало обязательство BP потратить почти 170 миллионов долларов на улучшение экологических показателей, при этом более 150 миллионов долларов были выделены на управление выбросами бензола, а остальная сумма – на хлорфторуглероды и асбест. В сентябре 2010 года EPA и BP достигли соглашения о выплате 15 миллионов долларов по дополнительным обвинениям в нарушениях. По запросу Комиссии Техаса по охране окружающей среды (TCEQ) генеральный прокурор Техаса возбудил судебное разбирательство против BP за нарушения Кодекса о здоровье и безопасности Техаса и Водного кодекса Техаса, включая выброс углеводородов через декомпрессионную установку 23 марта 2005 года, продолжительный выброс бензола из резервуара, поврежденного при взрыве, который продолжался более 25 дней, и десятки других инцидентов.

Влияние на безопасность процесса

Катастрофа оказала значительное влияние на область безопасности процессов. Техас-Сити стал классическим примером, используемым для объяснения недостатков как в управлении, так и в технических средствах защиты на химических производствах. Доклад комиссии Бейкера стал широко известен среди инженеров по безопасности процессов, которые считали его выводы применимыми к другим предприятиям и важными для повышения осведомленности о безопасности процессов в химической промышленности. Это соответствовало цели комиссии, как указано в докладе: «Хотя наш доклад адресован BP, мы намерены, чтобы он был полезен более широкой аудитории. Мы не питаем иллюзий, что недостатки в культуре безопасности процессов, управлении или корпоративном контроле ограничиваются BP. Другие компании и их заинтересованные стороны могут извлечь пользу из нашей работы. Мы настоятельно рекомендуем этим компаниям регулярно и всесторонне оценивать свою культуру безопасности, эффективность систем управления безопасностью процессов и корпоративный контроль за безопасностью с целью выявления возможностей для улучшения. Мы также призываем эти же компании внимательно изучить наши выводы и рекомендации для применения к своим условиям.»