Федеральное агентство по образованию
Саратовский государственный
социально-экономический университет
кафедра безопасности жизнедеятельности
«Аварии на трубопроводах».
Студентки первого курса УЭФ
Григорьевой Тамары Павловны
Руководитель: доцент кафедры
Баязитов Вадим Губайдуллович
Саратов,2007.
Введение.
1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008 год;
2.Аварии на нефтепроводах;
3.Аварии на газопроводе;
4.Аварии на водопроводе;
5.Последствия аварий на трубопроводах;
6.Самоспасение и спасение пострадавших при пожарах и взрывах на трубопроводах;
Заключение.
Список используемой литературы.
Введение:
По протяженности подземных трубопроводов для транспортировки нефти, газа, воды и сточных вод Россия занимает второе место в мире после США. Однако нет другой страны, где эти трубопроводные магистрали были бы так изношены. По оценкам специалистов МЧС России, аварийность на трубопроводах с каждым годом возрастает и в ХХI век эти системы жизнеобеспечения вошли изношенными на 50-70%. Утечки из трубопроводов приносят стране огромный экономический и экологический ущерб. Особенно большое количество аварий происходит в городах в результате утечек воды из изношенных коммуникаций – канализационных, тепловых и водопроводных сетей. Из разрушенных трубопроводов вода просачивается в грунт, повышается уровень грунтовых вод, возникают провалы и просадки грунта, что ведет к затоплению фундаментов, и в конечном счете грозит обрушением зданий. Зарубежный опыт показывает, что эту проблему можно решить, если вместо стальных трубопроводов применять трубы из пластмассы, а прокладку новых и ремонт изношенных осуществлять не открытым, а бестраншейным способом. Преимущества ремонта трубопроводов бестраншейным методом очевидны: затраты на ремонт снижаются в 6-8 раз, а производительность работ возрастает в десятки раз.
Наблюдается процесс постепенного перехода от традиционных строительных материалов к новым. В частности, при прокладке и реконструкции трубопроводов все чаще применяются полимерные трубы. По сравнению со стальными или чугунными они имеют ряд неоспоримых преимуществ: легкость транспортировки и монтажа, высокая коррозионная стойкость, большой срок эксплуатации, невысокая стоимость, гладкость внутренней поверхности. В таких трубах не ухудшается качество перекачиваемой воды, так как за счет гидрофобности поверхности в них не образуется различные отложения, как это происходит в стальных и чугунных трубопроводах. Пластмассовые трубы не требуют никакой гидроизоляции, в том числе и катодной защиты, они обеспечивают постоянную транспортировку воды, нефти и газа без больших затрат на техническое их обслуживание.
Опыт реконструкции и строительства подземных коммуникаций в Челябинске свидетельствует о том, что применение передовых бестраншейных технологий позволяет значительно удешевить и упростить такие работы. Особенно это актуально для центральных районов города, где работы по перекладке трубопроводов традиционным траншейным способом связаны со значительными трудностями: для проведения этих работ часто необходимо закрытие проездов, изменение маршрутов движения городского транспорта. Требуются многочисленные согласования с различными организациями. С внедрением новейших технологий появилась возможность осуществлять прокладку трубопроводов и инженерных коммуникаций без вскрытия поверхности и участия большого количества людей и тяжелой строительной техники. Таким образом, не нарушается движение городского транспорта, исключаются работы по устройству обходов, переходных мостиков, что особенно важно для города с плотной застройкой и высоким уровнем движения транспорта. Благодаря отсутствию неудобств и нецелесообразных затрат (по сравнению со строительством в траншеях трудозатраты снижаются примерно в 4 раза), применение данных технологий весьма эффективно. Во многих случаях применение современных технологий позволяет отказаться от строительства новых коммуникаций и путем реконструкции полностью восстановить и улучшить их технические характеристики.
Применение новейших технологий в подземном строительстве призвано решить главную задачу – повысить качество сооружаемых подземных объектов и обеспечить безопасность их эксплуатации. Правительство города уделяет самое пристальное внимание этому вопросу. К работам допускаются только специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию. На всех стадиях строительства осуществляется многосторонний мониторинг, что обеспечивает получение данных о ходе выполнения проекта и изменениях в окружающей среде, производится постоянный контроль за изменением уровня грунтовых вод, осадками фундаментов близлежащих зданий, деформацией грунтового массива.
1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008
В предаварийном состоянии находятся промысловые трубопроводные системы большинства нефтедобывающих предприятий России. Всего на территории Российской Федерации находится в эксплуатации 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов, на которых ежегодно отмечается свыше 50 тыс. инцидентов, приводящих к опасным последствиям. Основными причинами высокой аварийности при эксплуатации трубопроводов является сокращение ремонтных мощностей, низкие темпы работ по замене отработавших срок трубопроводов на трубопроводы с антикоррозионными покрытиями, а также прогрессирующее старение действующих сетей. Только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется свыше 100 тыс. км промысловых трубопроводов, из которых 30% имеют 30-летний срок службы, однако в год заменяется не более 2% трубопроводов. В результате ежегодно происходит до 35–40 тыс. инцидентов, сопровождающихся выбросами нефти, в том числе в водоемы, причем их число ежегодно увеличивается, а значительная часть инцидентов преднамеренно скрывается от учета и расследования.
Аварийность на объектах магистрального трубопроводного транспорта уменьшилась на 9%. Действующая на территории Российской Федерации система магистральных нефтепроводов, газопроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов не отвечает современным требованиям безопасности.
В процессе реформирования экономики и в результате изменений на рынках нефти происходит постоянное снижение объемов финансирования нового строительства, капитального ремонта, реконструкции, модернизации, технического обслуживания и текущего ремонта физически изношенных и морально устаревших объектов магистральных трубопроводов. Крайне недостаточно финансируются разработки нового оборудования, приборов и технологий дефектоскопии трубопроводов и оборудования, а также разработка новых нормативных документов и пересмотр устаревших.
Отсутствует законодательная база государственного регулирования безопасности функционирования магистральных трубопроводов, в связи с чем назрела необходимость принятия федерального закона о магистральных трубопроводах. Разработка этого закона, начавшаяся в 1997 г., до сих пор не завершена.
В Российской Федерации общая протяженность подземных нефте-, водо- и газопроводов составляет около 17 миллионов километров, при этом из-за постоянных интенсивных волновых (колебаний давления, гидроударов) и вибрационных процессов, участки этих коммуникаций приходится постоянно ремонтировать и полностью заменять. Весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для нефтяной, нефтегазодобывающей, перерабатывающей и транспортирующей отраслей, вследствие металлоемкости резервуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличие здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций. Убытки, вызываемые гидроударами и коррозией, составляли для Минтопэнерго бывшего СССР несколько сотен миллиардов долларов и около 50 тыс. т. черных металлов в год. При общей динамики аварийности, по оценкам экспертов, причинами разрыва трубопроводов являются:
60% случаев – гидроудары, перепады давления и вибрации
25% - коррозионные процессы
15% - природные явления и форс-мажорные обстоятельства.
В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п.
Техническое же состояние эксплуатируемых по 20-30 лет трубопроводных систем оставляет желать лучшего. Замена изношенного оборудования и трубопроводой арматуры в последние 10 лет ведется крайне низкими темпами. Именно поэтому наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте на 7-9% в год, о чем свидетельствуют ежегодные Государственные доклады «О состоянии окружающей природной среды и промышленной опасности Российской Федерации».
Участились аварии на трубопроводах, сопровождающиеся большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды. По официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.
Вот лишь несколько примеров аварий на нефтепроводах за 2006г.:
В результате крупной аварии на магистральном нефтепроводе "Дружба" на территории Суражского района Брянской области на границе с Белоруссией нефтью загрязнены рельеф местности, водные объекты и земли государственного лесного фонда. Заместитель главы Росприроднадзора отметил, что на участке нефтепровода "Дружба", где произошла авария, с весны 2006 года было обнаружено 487 опасных дефектов. Причиной аварии на нефтепроводе послужила коррозия труб.
В Российской Федерации общая протяженность подземных нефте-, водо- и газопроводов составляет около 17 миллионов километров, при этом из-за постоянных интенсивных волновых (колебаний давления, гидроударов) и вибрационных процессов, участки этих коммуникаций приходится постоянно ремонтировать и полностью заменять. Весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для нефтяной, нефтегазодобывающей, перерабатывающей и транспортирующей отраслей, вследствие металлоемкости резервуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличие здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций. Убытки, вызываемые гидроударами и коррозией, составляет несколько сотен миллиардов долларов и около 50 тыс. т. черных металлов в год. При общей динамики аварийности, по оценкам экспертов, причинами разрыва трубопроводов являются:
60% случаев – гидроудары, перепады давления и вибрации
25% - коррозионные процессы
15% - природные явления и форс-мажорные обстоятельства.
В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п.
Техническое же состояние эксплуатируемых по 20-30 лет трубопроводных систем оставляет желать лучшего. Замена изношенного оборудования и трубопроводой арматуры в последние 10 лет ведется крайне низкими темпами. Именно поэтому наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте на 7-9% в год, о чем свидетельствуют ежегодные Государственные доклады «О состоянии окружающей природной среды и промышленной опасности Российской Федерации».
Участились аварии на трубопроводах, сопровождающиеся большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды. По официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.
Вот лишь несколько примеров аварий на трубопроводах:
Тюмень 27 октября 2008 года. На Усть-Балыкском месторождении в Югре произошел прорыв нефтепровода, из-за аварии остановлена работа 23 скважин Солкинского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз», одного из крупнейших добывающих предприятий в России, сообщили «Росбалту» в пресс-службе главного управления МЧС РФ по Ханты-Мансийскому автономному округу. В воскресенье вечером на Усть-Балыкском месторождении в Нефтеюганске загорелась разлитая нефть. Разлив произошел на площади 400 кв. метров.
В Чертковском районе Ростовской области произошел порыв нефтепровода ООО «Приволжский магистральный нефтепровод». Вылилось около 300 куб. метров нефти с последующим возгоранием на площади 600 квадратных метров . В Южном региональном центре МЧС России создан оперативный штаб. Проведены работы по обвалованию места розлива нефтепродуктов. Выкопан и оборудован котлован для временного сбора нефтепродуктов. В трубопроводе находилось 2,4 тысяч тонн нефти. Ущерб составил около 3,5 миллионов рублей .
Авария магистрального нефтепровода в Чертковском районе Ростовской области в мае 2009 года произошлаиз-за коррозии трубы и плохой организации работ по обслуживанию трубопровода, сообщила пресс-служба Ростехнадзора об итогах расследования аварии.
22 апреля 2009.
В 6-ти километрах от поселка Ровное Саратовской области из нефтепровода произошла утечка водонефтяной эмульсии.
Более 100 квадратных метров земли было покрыто плотным слоем осадка. ЧП произошло в 8.30 утра в результате порыва нефтепровода, залегающего в земле на глубине 1,5 метра. По предварительной версии, причиной аварии стала коррозия металла
нефтепровода.
13 апреля 2009 года . Авария на нефтепроводе в Пермском крае. В результате порыва на магистральном нефтепроводе Северокамск -Краснокамск в Краснокамском районе Пермского края произошла утечка нефти в речку Ласьва, которая впадает в Каму. Авария произошла 13 апреля около 22.00 МСК в 200-х метрах от федеральной трассы Пермь-Казань. Специалистами пермского аварийно-спасательного отряда и аварийной бригады Северо-западного магистрального нефтепровода на поверхности реки установлены заграждения. Причина аварии – отверстие в трубопроводе.
26 января 2008 года. Башкирия. Авария на магистральном трубопроводе. В окружающую среду попало 9 куб. м нефти , площадь опыления снега нефтяной пылью составила 1,4 гектара .
19 октября 2009 года. В Брянской области произошел прорыв на нефтепроводе «Дружба». Прорыв на нефтепроводе «Дружба» произошел на 97 километре ветки «Унеча – Мозырь-1″ близ деревни Петровка Злынковского района Брянской области в 09:40 в воскресенье, 19 октября, сообщил начальник отдела ОАО «Магистральные нефтепроводы «Дружба» Михаил Кашеваров. По словам Михаила Кашеварова, прорыв произошел из-за дефекта сварочного шва . В землю вылилось около девяти кубометров нефти , которая растеклась на площади около 50 квадратных метров .
Это лишь малая часть всех аварий. По не официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.
Поэтому полное устранение или существенное уменьшение интенсивности волновых и вибрационных процессов в трубопроводных системах позволяет не только в несколько раз уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя трубопроводной арматуры и оборудования, повысить надежность их работы, но также значительно увеличить срок их эксплуатации.
В настоящее время для борьбы с пульсациями и колебаниями давления и расхода в трубопроводных системах используют воздушные колпаки, аккумуляторы давления, гасители различных типов, ресиверы, дроссельные шайбы, клапаны сброса и т.п. Они морально устарели, не соответствуют современному развитию науки и техники, малоэффективны, особенно в случае гидроударов и динамики переходных процессов, не отвечают требованиям экологической безопасности, о чем свидетельствует статистика аварийности. На данный момент в России существуют новые технологии, противоаварийной защиты трубопроводов, которые позволяют гасить все внутрисистемные возмущения: гидроудары, колебания давления и вибрации. Принципиально новым высокоэффективным энергонезависимым техническим средством гашения колебаний давления, вибрации и гидроударов - являются стабилизаторы давления (СД).
При этом неизбежно происходят потери нефти, среднестатистический уровень которых оценивается в 0,15-0,2 т/сут. на один порыв. Кроме того, в окружающую среду попадают высокоагрессивные смеси, нанося ей значительный ущерб.
Согласно Государственному докладу «О состоянии промышленной безопасности опасных производственных объектов, рационального использования и охраны недр РФ в 2010 г.» основными причинами аварий на магистральных трубопроводах в течение 2001 –2010 гг. стали:
· внешние воздействия – 34,3 %, (их общего количества),
· брак при строительстве – 23,2 %,
· наружная коррозия – 22,5 %,
· брак при изготовлении труб и оборудования на заводах – 14,1 %,
· ошибочные действия персонала – 3 %.
Основная причина аварий на внутрипромысловых трубопроводах – разрывы труб, вызванные внутренней коррозией. Износ внутрипромысловых трубопроводов достигает 80%, поэтому частота их разрывов на два порядка выше, чем на магистральных, и составляет 1,5 – 2,0 разрыва на 1 км. Так, на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского АО с начала эксплуатации месторождений построено 21 093 км внутрипромысловых и магистральных нефтегазопроводов, большая часть из которых уже пришла в аварийное состояние, но продолжает эксплуатироваться.
Доминирующей причиной аварий на действующих газопроводах России является коррозия под напряжением. За период с 1991 г. по 2011 г. из общего числа аварий по причине стресс-коррозии было 22,5%. В 2010 г. на ее долю приходится уже 37,4% от всех аварий. К тому же расширяется география проявления коррозии под напряжением.
Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся техносфера стареют, магистрали деградируют с всевозрастающей скоростью. Неизбежно приближаются кризисные явления. Например, износ основных фондов газотранспортной системы ОАО «Газпром» составляет около 65%. Таким образом, продление срока безопасной службы трубопроводных систем является важнейшей задачей транспортников нефти и газа.
В настоящее время внутритрубное обследование проведено в отношении магистральных нефтепроводов, а также 65 тыс. км газопроводов из 153 тыс. км общей протяженности. При этом ремонтируется около 1,5% опасных дефектов от общего количества обнаруженных дефектов. По данным АК «Транснефть» плотность распределения дефектов коррозии составляет 14,6 деф./км. Скорость коррозии на значительной части – 0,2 – 0,5 мм/год, но имеет место и значительно большая скорость - от 0,8 до 1,16 мм/год.
Наиболее уязвимыми на сегодня являются магистральные газопроводы Северного коридора. Северный коридор представляет собой многониточную систему газопроводов, проложенных из районов северных месторождений (Уренгойское, Заполярное, Медвежье и др.) до границ Белоруссии с одной стороны и до границы с Финляндией – с другой. В том же коридоре проходит трасса строящегося магистрального газопровода Ямал – Европа. Общая протяженность действующих газопроводов Северного коридора в однониточном исчислении около 10 тыс. км. Суммарная производительность газопроводов в головной части составляет 150 млрд. кубических метров газа в год. В районах прохождения газопровода Ухта – Торжок (1 – 4-я нитки) производительность газопровода составляет 80 млрд. м в год.
В последние годы выделяется высокая доля аварий именно этого участка магистральных трубопроводов по причине стресс-коррозии (71,0%). В 2009 г. 66,7% аварий также имели стресс-коррозионные характер. Возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, непрерывно растет. По коридорам Северного коридора за 2005 – 2008 гг. этот средний возраст составил 24,2 года, максимальный – 28 лет. Примерно 10 лет назад средний возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, составлял 13 – 15 лет.
Основным выводом можно считать, что основной причиной аварий на трубопроводах является коррозия металла. Коррозия металла нефтесборных коллекторов и водоводов, как правило, ручейковый или питтинговый характер и обусловлена агрессивными физико-химическими свойствами водной фазы добываемой из недр продукции.
Одна из ключевых проблем обеспечения промышленной и пожарной безопасности - установление минимальных безопасных расстояний между источниками аварий и соседними сооружениями и объектами. Требования к обоснованию минимальных безопасных расстояний, в том числе на основе моделирования и расчета последствий аварий, содержатся в ряде нормативных правовых документов.
Особенно актуальна задача определения минимальных безопасных расстояний в связи с развитием системы магистральных трубопроводов (МТ). Анализ аварийности показывает, что аварии с гибелью людей на российских МТ достаточно редки, однако в условиях их прокладки вблизи населенных пунктов, объектов производственной и транспортной инфраструктуры не исключена возможность поражения людей при аварии. Особый резонанс вызывают крупные промышленные аварии с групповой гибелью людей. Ниже представлены масштабы и особенности некоторых крупных аварий на МТ:
Под минимальным безопасным расстоянием понимается минимальное допустимое расстояние от оси линейной части магистрального трубопровода до соседних зданий, строений, сооружений, населенных пунктов, транспортных путей, устанавливаемое в целях обеспечения безопасности людей.
Среди перечисленных аварий обращают на себя внимание многочисленные случаи взрывов при аварийной разгерметизации на магистральных нефте-и продуктопроводах (МН) в Мексике, Нигерии и Кении, что, очевидно, связано с теплым климатом, способствующим при утечках образованию топлив-но-воздушных смесей (ТВС) из-за повышенной температуры окружающей среды. Большое количество пострадавших обусловлено напряженными социальными условиями близпроживающего населения.
Методические подходы к установлению минимальных безопасных расстояний условно можно разделить на три направления, основанные на использовании: фактических данных о зафиксированных при авариях зонах поражения («апостериорный» подход); расчетов максимальных размеров зон поражения; количественной оценки риска (КОР) аварий.
Достоверность данных в первом случае базируется на представительности статистических данных об известных крупных авариях на МТ, во втором - на расчете и моделировании последствий аварий с наиболее протяженными зонами поражения, в третьем - на учете вероятности возникновения аварии с определенными последствиями и использовании критериев приемлемого (допустимого) риска. В любом из этих подходов могут использоваться «коэффициенты запаса», компенсирующие неполноту существующих знаний и представлений.
Рассмотрим для каких видов МТ (газо-, нефтепроводы, трубопроводы СУГ) и в каких случаях преимущественно используются обозначенные выше подходы к установлению минимальных безопасных расстояний.
Наиболее распространенным и устоявшимся способом является определение безопасных расстояний исходя из опыта происшедших аварий на аналогичных объектах. Этот подход частично (совместно с моделированием последствий) реализован в пп. 3.16, 12.3 СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы». Анализ происшедших достаточно многочисленных аварий на МГ показывает, что размеры зон поражения людей (разлет осколков, тепловое излучение от горения струй) лежат в диапазоне от 100 до 350 м от оси трубы и определяются в первом приближении диаметром и давлением в трубопроводе. В данном случае достаточно представительная статистика аварий не требует, как правило, применения дополнительных «коэффициентов запаса» по безопасности, и минимальные безопасные расстояния принимаются эквивалентными максимальным наблюдавшимся зонам поражения
Опыт аварии под Уфой в 1989 г. обозначил повышенную опасность выбросов сжиженных углеводородных газов (СУГ), связанную с мгновенным вскипанием перегретых жидкостей и образованием протяженных облаков тяжелых газов, способных распространяться у поверхности земли с сохранением способности к воспламенению на расстоянии в несколько километров. Следствие этой катастрофы - десятикратное увеличение нормативных значений безопасных расстояний1 от МТ СУГ до объектов с присутствием людей.
Второй способ установления минимальных безопасных расстояний для МТ - расчет зон поражения при максимальной гипотетической аварии (МГА) с рассмотрением конкретного участка трубопровода (профиль трассы, задвижки и т.д.), свойств транспортируемых углеводородов, технологических параметров перекачки, условий окружающей среды и действий по локализации и ликвидации аварии. «Коэффициент запаса» по безопасности в этом случае неявно заложен в допущениях и предположениях о возникновении и развитии аварии и определяется степенью пессимистичности при выборе рассчитываемого сценария МГА.
Данный детерминистский подход основан на расчете сценария с полным разрушением МТ и максимальной дальностью распространения поражающих факторов при аварийных выбросах опасных веществ. В табл. 1 приведены примеры рассчитанных по программному комплексу ТОКСИ+ зон смертельного поражения человека при авариях на отдельных участках МТ по данным деклараций промышленной безопасности и отчетам по КОР.
Среди основных поражающих факторов, характерных для аварий на МГ, наиболее значимым по размерам зон поражения является термическая радиация от горящих струй газа (см. табл. 1).
При расчете максимальной зоны поражения на МН и МТ СУГ принимается максимальный размер утечки для рассматриваемого участка трассы, консервативно оценивается площадь разлива нефти (нефтепродукта) и рассчитывается расстояние, на которое может дрейфовать облако их паров, сохраняя способность к воспламенению.
Таблица 1
Последствия аварии | Поражающий фактор | Зона действия поражающего фактора, м |
МГОЫ600, Р=5,7МПа |
||
Расширение газа | Барическое (Воздействие^ | |
Механическое воздействие | ||
Горение струи | Термическое воздействие | |
Пожар в котловане | ||
МНОЫ1000, Р=6,ЗМПа |
||
Пожар пролива | Термическое воздействие | |
Воспламенение облака ТВС | ||
МТ ШФЛУ ОМ 700, Р = 5,5 МПа |
||
Пожар пролива | Термическое воздействие | |
Воспламенение облака ТВС | ||
Горение струи |
Рассеяние опасных веществ в атмосфере рассчитывается по Методическим указаниям по оценке последствий аварийных выбросов опасных веществ (РД-03-26-2007) при наихудших условиях рассеяния в приземном слое атмосферы. В качестве консервативной оценки минимального безопасного расстояния при расчете дрейфа пожаровзрывоопасного облака принимается расстояние, на котором облако рассеивается до концентрации, равной половине нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ), что учитывает неоднородность распределения концентрации в облаке. При необходимости рассматриваются и возможность сгорания (взрыва) дрейфующего облака, и соответствующие данному процессу зоны поражения с учетом допущений.
Основанный на анализе последствий аварии подход также применим для определения безопасных расстояний для «типового» участка МГ, так как расстояния, установленные по расчетам термического поражения от горящих струй газа, незначительно отличаются от расстояний, зарегистрированных при авариях, а результаты расчета по модели имеют меньший набор исходных данных и принятых допущений по сравнению с моделями расчета последствий аварий на МН и МТ СУГ.
Третий способ обоснования минимальных безопасных расстояний основан на использовании КОР, позволяющей оценить возможность возникновения аварии, в том числе МГА.
На рассматриваемом участке трассы МТ рассчитываются варианты выброса для всего диапазона размеров дефектных отверстий (от свища до гильотинного разрыва трубопровода) и все возможные исходы аварий на основе дерева событий.
При моделировании распределения в пространстве зон действия поражающих факторов учитываются вероятность возникновения аварии и условная вероятность развития аварии по тому или иному сценарию. Критерии поражения человека определяются по пробит-функции.
В качестве безопасного принимается расстояние, на котором рассчитанное значение потенциального риска гибели человека не превышает уровня, заданного в качестве допустимого.
Согласно п. 4.2.6 Методических указаний по проведению анализа риска опасных производственных объектов (РД 03-418-01) критерии приемлемости риска аварии определяются на основе нормативных правовых документов (например, для МТ горючих веществ целесообразно учитывать критерии) или обосновываются в проектной документации, исходя из опыта эксплуатации аналогичных объектов.
Практика использования КОР по модели, основанной на, при декларировании и разработке специальных технических условий показала, что размер зон поражения и тяжесть последствий при авариях на МТ, определяющие минимальные безопасные расстояния, связаны с технологическими параметрами трубопровода (диаметр, давление), характеристиками перекачиваемого продукта, в том числе пожаро-, взрывоопасными или токсическими свойствами, агрегатным состоянием в трубопроводе (газ, жидкость, в том числе сжиженный газ); особенностями окружающей местности (рельеф); метеоусловиями (температура воздуха, скорость и направление ветра, стратификация (устойчивость) атмосферы); уязвимостью объектов воздействия (наличие селитебных зон, производственных объектов, транспортной инфраструктуры); эффективностью системы обнаружения и ликвидации утечки, действий персонала.
Отметим, что значимость указанных факторов зависит от вида МТ (МГ, МН или МТ СУГ).
Например, основными факторами, определяющими сценарии развития аварий на МГ и зоны поражения людей являются: несущая способность грунта, давление в месте разрыва, расположение места разрыва относительно компрессорных станций и линейных запорных кранов, а метеорологические факторы (скорость и направление ветра, класс стабильности атмосферы, влажность воздуха) влияют незначительно.
Напротив, для МТ СУГ, наибольшая аварийная опасность которых определяется возможностью дрейфа и воспламенения облаков ТВ С, размеры зон поражения существенно зависят от метеорологических факторов в момент аварии.
Также отметим слабое влияние расстояний между узлами запорной арматуры на рассчитанные максимальные зоны поражения при авариях
Расчеты минимальных безопасных расстояний с использованием методологии количественного анализа риска аварий показывают, что для современных продуктопроводов СУГ размеры аварийно-опасных зон для пребывания людей не превышают 1,4 км, тогда как детерминистские расчеты дают оценку размеров зон смертельного поражения до 2,4 км. Соотношения размеров зон, рассчитанных по разным подходам, зависят от вероятности возникновения аварии, рассматриваемой в качестве МГА.
Таким образом, из анализа нормативной базы, аварий и результатов расчета последствий аварийных выбросов опасных веществ и оценки риска аварий на МТ можно сделать следующие выводы:
1. Установлено влияние на размеры зон поражения и безопасных расстояний технологических параметров трубопровода, характеристик перекачиваемого продукта, особенностей окружающей местности, метеоусловий и иных факторов. Значимость указанных факторов зависит от вида МТ (МГ, МН или МТ СУГ), поэтому для решения практических задач необходимы анализ опасности конкретных участков МТ и обоснованный выбор критериев безопасности.
2. Применение методологии количественной оценки риска позволяет обосновывать минимальные безопасные расстояния, размер которых может быть существенно меньше нормативных или определенных зон поражения при МГА.
3. Представленные результаты предлагается использовать при разработке нормативных документов по безопасности объектов трубопроводного транспорта, в том числе законопроекта - Технического регламента о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов и Правил безопасности для магистральных трубопроводов
Таблица 3
Параметры трубопровода | Район прокладки трубопровода | Расстояние по СНиП 2.05.06-85* (до населенных пунктов), м | Зона действия поражающих факторов при МГА, м | Расстояние, м, на котором достигается потенциальный риск гибели человека, год- 1 |
||
ОМ 250, Р а6 = 1 ,8 МПа | Самарская обл. | |||||
ОМ 500, /> ра6 = 3,3 МПа | Ямало-Ненецкий автономный округ | Не определено (для продуктопроводов ОЫ 400 - 3000-5000 м) | ||||
ОМ 700, Р раб = 5,5МПа | Ханты-Мансийский автономный округ |
Аварийные работы на газопроводах относят к огне- и газоопасным, поэтому здесь большое внимание уделяют обеспечению безопасности выполнения ремонтных работ.
При ликвидации аварий на газопроводе выполняют следующие работы: отключение аварийного участка газопровода н освобождение его от газа; отключение средств активной защиты трубопровода от коррозии; земляные работы; вырезание отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров; установка шаров для изоляции полости трубопровода на ремон-
тируемом участке; сварочные работы; проверка качества швов физическими методами контроля; извлечение запорных резиновых шаров; заварка отверстий; вытеснение воздуха из аварийного участка; испытание швов отремонтированного участка под давлением 1 МПа; нанесение изоляционного покрытия; испытание трубопровода под рабочим давлением; включение средств активной защиты от коррозии.
Сварочные работы на газопроводе выполняют при избыточном давлении газа, равном 200-500 Па. При меньшем давлении возможны быстрое опорожнение газопровода и поступление в него воздуха, в результате чего образуется взрывоопасная смесь. При больших давлениях во время проведения огневых работ образуется большое пламя.
Свищи, образовавшиеся в газопроводе, ликвидируют путем заварки, для чего края свища тщательно подготавливают под сварку.
Если на газопроводе появились трещины в сварных стыках или по целому металлу, то дефектные участки удаляют, а на их место вваривают патрубки. При этом по обе стороны от дефекта вырезают отверстия для установки резиновых запорных шаров. В последние закачивают воздух, создавая давление 4-5 кПа, а затем приступают к вырезке аварийного участка. При проведении огневых работ внимательно следят за давлением газа в газопроводе. Для этого в нем сверлят отверстие диаметром 3-4 мм, в которое вставляют штуцер для подсоединения 11-образного манометра. Сварочные работы выполняют аналогично описанным ранее.
Если в газопроводе имеется конденсат, то его перед началом огневых работ удаляют.
По окончании сварочных работ новые швы проверяют физическими методами контроля, а затем извлекают резиновые шары. Отверстия для шаров заваривают. Из газопровода вытесняют воздух, для чего отключенный участок продувают в одном направлении. Газ выпускают через свечу. При продувке давление газа должно быть не более 0,1 МПа. Продувку газопровода заканчивают, если количество кислорода в вытесняемой через свечи газовой смеси составляет не более 2 % по объему. Отремонтированный участок испытывают под рабочим давлением. После наложения на приваренный патрубок изоляционного покрытия отремонтированный участок засыпают, уплотняя грунт под трубопроводом.
Огневые работы на действующих газопроводах, транспортирующих сырье с высоким содержанием сероводорода, рекомендуется проводить в следующем порядке. Участок ремонтируемого газопровода 2 (рис. 90) отключают линейными кранами 1. В нем давление газа снижают до 200 - 500 Па,. Избыточное давление газа контролируют жидкостными манометрами. При выполнении плановых огневых работ на газопроводах, транспортирующих сырье, в котором содержание серо--246
водорода превышает й,02 г/м 3 , участок между линейными кранами предварительно заполняют очищенным газом.
На заменяемом участке 5 трубопровода, который размечен в котловане, вырезают технологическое отверстие 6 диаметром около 160 мм для ввода в трубопровод резиновых запорных оболочек. Если в трубопроводе содержится большое количество жидкости (воды, конденсата), то заменяемый участок предварительно продувают газом до полного ее удаления. Небольшое количество жидких веществ откачивают в специальные сборные емкости для последующей утилизации.
После освобождения трубопровода от жидкости через технологическое отверстие 6 в трубу, по обе стороны от него, вводят резиновые оболочки 4, которые заполняют воздухом до перекрытия проходного сечения трубопровода. Степень заполнения запорных оболочек воздухом контролируют визуально и путем проверки их способности к перемещению по трубопроводу под воздействием усилий в 50-60 Н.
Технологическое отверстие 6 герметизируют эластичной конической пробкой 9, в центральном отверстии которой герметично закреплен конец рукава 10 для подачи инертной среды, а через боковые отверстия пропущены гибкие трубки 11 длиной 10 м для заполнения оболочек воздухом. Затем в пространство между оболочками под давлением подается газомеха-ническая пена, под действием которой резиновые оболочки 4 перемещают на безопасное расстояние от места проведения огневых работ (в положение 3), а потом их заполняют воздухом до рабочего давления.
Для предотвращения повреждения запорных оболочек о внутреннюю поверхность трубопровода в качестве защитных чехлов рекомендуется использовать резиновые оболочки аналогичных размеров, поврежденные или с истекшим сроком хранения. В этом случае установленные в положение 3 оболочки заполняют воздухом до давления 5-6 кПа.
Если в заменяемом участке трубопровода имеется сквозное повреждение, то его на период перемещения оболочек герметизируют с помощью пластыря. Запорные оболочки легко перемещаются по трубопроводу при избыточном давлении среды в пространстве между ними не более 0,5 кПа. При выполнении утой операции газомеханическую пену получают с помощью
|
специальных технических средств путем орошения пакета сеток в пеногенераторе 8 распыленным в потоке выхлопных газов пенообразующим раствором, подаваемым из емкости 12 с помощью распылителя 7.
После установки запорных оболочек в рабочее положение гибкие трубки 11 укладывают в полость трубопровода так, чтобы не повредить их при огневой резке трубы. Заменяемый участок вырезают. На его место устанавливают новый элемент. После вварки этого элемента приступают к заключительным операциям. По завершении работ в котловане участок газопровода между линейными кранами с целью вытеснения из него атмосферного воздуха продувают газом через продувочные свечи до остаточной объемной доли кислорода в газе не более 2 %. При выполнении этой операции запорные оболочки извлекают из трубопровода через узлы приема поршней или продувочные свечи.
ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПРИ ВРЕЗКЕ ОТВОДОВ В ДЕЙСТВУЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ
В процессе эксплуатации часто приходится выполнять врезку для подключения новых линий к действующему трубопроводу, устройства камер приема и пуска скребка, обводных, линий, подключения лупингов. Врезка - процесс трудоемкий и пожароопасный. Применяющиеся в настоящее время безогневые (холодные) способы врезки позволяют уменьшить степень пожароопасности, сокращают объем и время проведения 1 работ, которые осуществляют без остановки перекачки нефти: или газа и практически без потерь транспортируемого продукта.
Для врезки отводов в магистральные нефте- и нефтепродукто-проводы сконструировано устройство, позволяющее проводить, работы без остановки перекачки при рабочем давлении в трубопроводе до 6,4 МПа.
Установка для врезки отводов в действующие трубопроводы состоит из электродвигателя 16, редуктора 4, торцовой фрезы. 3 и корпуса 14 (рис. 91).
Червячное колесо редуктора разрезано по средней плоскости на две части. Нижняя половина 13 червячного колеса образует со шпинделем 8 пару «винт - гайка», а верхняя половина 12 посажена свободно на ступицу нижней половины и-имеет кулачки, взаимодействующие с кулачковой муфтой //,. которая вместе со шпинделем образует подвижное шпоночное соединение. С помощью механизма переключения 5 кулачковая муфта сцепляется то с кулачками верхней половины 12 червячного колеса, то с кулачками полумуфты 6, жестко закрепленной на редукторе 4. В результате этого осуществляется соответственно рабочая и ускоренная подача режущего инструмента.
На редукторе для ограждения шпинделя 8 закреплен кожух 10 с конечным выключателем 9, служащим для отключения электродвигателя при достижении режущим инструментом крайнего положения, и кулачком 7, контролирующим подачу режущего инструмента.
В качестве " режущего инструмента применена то|рцовая кольцевая фреза 3, "закрепленная вместе со сверлом 15 на конце шпинделя 8. Установка оснащена сменными корпусами 14 и фрезами для вырезки отверстий различного диаметра. Все корпуса имеют патрубок 1 с фланцем 2. Через патрубок осуществляется подача "охлаждающей жидкости. К нему крепится насос, с помощью которого проводится огарессовка корпуса установки, задвижки и приваренного к действующему трубопроводу патрубка.
Работу по врезке отвода осуществляют следующим образом. После вскрытия трубопровода в месте врезки с его поверхности очищают изоляционное покрытие. В месте врезки к трубопроводу приваривают патрубок того же диаметра, что и будущий отвод.
При проведении сварочных работ давление в трубопроводе, по которому ведется перекачка продукта, не должно превышать 2 МПа. По окончании сварочных работ оно может быть увеличено до рабочего. К приваренному патрубку с фланцем крепят задвижку, под которой устанавливают временную опору. К ответному" фланцу задвижки крепят установку. Перед фрезерованием отверстия всю полость от трубопровода до установки заполняют эмульсией для охлаждения и смазки режу-
щего инструмента и с помощью насоса опрсссовывают корпус установки, задвижки и приваренный к трубопроводу патрубок (давление равно 1,5 рабочего давления в трубопроводе). Давление опрессовки сохраняют в течение 5 мин. Подтекания в местах соединения и потение сварных швов не допускаются.
После этого режущий инструмент через открытую задвижку подводят к поверхности трубы и фрезеруют отверстие. По окончании операции режущий инструмент вместе с вырезанным «пятаком» отводят в исходное положение. Задвижку закрывают, а установку демонтируют. К задвижке присоединяют отвод. На этом работа по врезке отвода заканчивается. При врезке отвода установку обслуживает один человек. Максимальное время вырезки отверстия составляет 25 мин. Масса установки 306 кг.
Разработана технология безогневого метода врезки отводов в действующие газопроводы под высоким давлением. Она полностью исключает сварочные работы на действующем газопроводе за счет применения стыковочного узла, присоединяемого к газопроводу с помощью специального герметика, и фрезерной установки для вырезки отверстий.
Стыковочный узел состоит из двух половин с продольными фланцами. Одна половина его имеет патрубок с запорным устройством, диаметр которого соответствует диаметру подсоединяемого газопровода. Обе половины соединяются шпильками после их установки на поверхности трубопровода.
Стыковочный узел изготавливают на специальной оснастке индивидуально для каждого диаметра и герметизируют с поверхностью трубопровода посредством уплотнительного кольца и герметика, обеспечивающих абсолютную герметизацию на давления 5,6-7,5 МПа. Герметик рассчитан на период работы газопровода 20-30 лет при температурах от +80 до -40°С.
Отверстия для отвода на действующем газопроводе вырезают специальной фрезерной установкой. Режущий инструмент представляет собой набор коронных фрез со специальным профилем зуба и сверла.
После определения точки подключения будущего отвода к трубопроводу отрывают котлован, наружную поверхность трубопровода очищают от изолирующих покрытий и продуктов коррозии. На зачищенную поверхность трубопровода и внутреннюю поверхность обеих половин стыковочного узла тонким слоем наносят герметик, приготавливаемый на базе эпоксидных смол с добавлением необходимых наполнителей и пластификаторов, которые обеспечивают надежную эксплуатацию стыковочного узла в течение всего периода работы трубопровода. В момент затяжки шпилечного соединения герметик заполняет раковины и микротрещины. Надежность всего узла проверяют гидравлическим испытанием на прочность и герметичность. После этого к фланцу запорного устройства стыковочного узла монтируют фрезерную установку.
Фрезерную установку подключают к передвижной электростанции. Электропривод через редуктор передает вращательное движение режущему инструменту, который подводят к телу трубы через открытое запорное устройство. Для предотвращения гидроудара при врезке под давлением тело трубы сначала просверливают сверлом. После сверления в течение 30- 40 с выравнивают давление в трубопроводе и полости патрубка отвода, затем начинается фрезерование. Режим фрезерования регулируют штурвалом привода подачи.
Конструкция режущего инструмента обеспечивает своевременное изъятие стружки и вырезаемого элемента тела трубы кз рабочей зоны и исключает попадание их в газопровод. По окончании фрезерования режущий инструмент выводят в крайнее правое положение, а запорное устройство на патрубке отвода переводят в закрытое положение. Через продувочный штуцер установки газ сбрасывают из полости между рабочим органом запорного устройства и присоединительным фланцем установки до достижения атмосферного давления. К запорному устройству патрубка присоединяют газопровод-отвод или технологическую линию.
Доминирующими причинами аварий на магистральных газопроводах являются следующие:
Коррозионное разрушение газопроводов, 48%;
Брак строительно-монтажных работ (СМР), 21%;
Обобщенная группа механических повреждений, 20%;
Заводские повреждения труб 11%.
Где, обобщенная группа механически повреждений следующая:
Случайное повреждение при эксплуатации, 9%;
Террористические акты, 8%;
Природные воздействия, 3%.
Большинство аварий на магистральных трубопроводах ограничивается утечкой газа, равной объему трубы до отключающей арматуры. Или горение факела. Но также возможны большие катастрофы, как например, Железнодорожная катастрофа под Уфой - крупнейшая в истории России и СССР железнодорожная катастрофа, произошедшая 4 июня (3 июня по московскому времени) 1989 года в Иглинском районе Башкирской АССР в 11 км от города Аша (Челябинская область) на перегоне Аша - Улу-Теляк. В момент прохождения двух пассажирских поездов №211 «Новосибирск-Адлер» и №212 «Адлер-Новосибирск» произошёл мощный взрыв облака лёгких углеводородов, образовавшегося в результате аварии на проходящем рядом трубопроводе «Сибирь-Урал-Поволжье». Погибли 575 человек (по другим данным 645), 181 из них - дети, ранены более 600.
На трубе продуктопровода «Западная Сибирь-Урал-Поволжье», по которому транспортировали широкую фракцию лёгких углеводородов (сжиженную газобензиновую смесь), образовалась узкая щель длиной 1,7 м. Из-за протечки трубопровода и особых погодных условий газ скопился в низине, по которой в 900 метрах от трубопровода проходила Транссибирская магистраль, перегон Улу-Теляк - Аша Куйбышевской железной дороги, 1710-й километр магистрали, в 11 километрах от станции Аша, на территории Иглинского района Башкирской АССР.
Примерно за три часа до катастрофы приборы показали падение давления в трубопроводе. Однако вместо того, чтобы искать утечку, дежурный персонал лишь увеличил подачу газа для восстановления давления. В результате этих действий через почти двухметровую трещину в трубе под давлением вытекло значительное количество пропана, бутана и других легковоспламенимых углеводородов, которые скопились в низине в виде «газового озера». Возгорание газовой смеси могло произойти от случайной искры или сигареты, выброшенной из окна проходящего поезда.
Машинисты проходящих поездов предупреждали поездного диспетчера участка, что на перегоне сильная загазованность, но этому не придали значения.
4 июня 1989 года в 01:15 по местному времени (3 июня в 23:15 по московскому времени) в момент встречи двух пассажирских поездов прогремел мощный объёмный взрыв газа и вспыхнул гигантский пожар.
В поездах №211 «Новосибирск-Адлер» (20 вагонов, локомотив ВЛ10-901) и №212 «Адлер-Новосибирск» (18 вагонов, локомотив ЧС2-689) находилось 1284 пассажира (в том числе 383 ребёнка) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Ударной волной с путей было сброшено 11 вагонов, из них 7 полностью сгорели. Оставшиеся 27 вагонов обгорели снаружи и выгорели внутри. По официальным данным 575 человек погибло (по другим данным 645), 623 стали инвалидами, получив тяжёлые ожоги и телесные повреждения. Детей среди погибших - 181.
Официальная версия утверждает, что утечка газа из продуктопровода стала возможной из-за повреждений, нанесённых ему ковшом экскаватора при его строительстве в октябре 1985 года, за четыре года до катастрофы. Утечка началась за 40 минут до взрыва.
По другой версии причиной аварии явилось коррозионное воздействие на внешнюю часть трубы электрических токов утечки, так называемых «блуждающих токов» железной дороги. За 2-3 недели до взрыва образовался микросвищ, затем, в результате охлаждения трубы в месте расширения газа появилась разраставшаяся в длину трещина. Жидкий конденсат пропитывал почву на глубине траншеи, не выходя наружу, и постепенно спускался вниз по откосу к железной дороге.
При встрече двух поездов, вероятно в результате торможения, возникла искра, которая послужила причиной детонации газа. Но скорее всего причиной детонации газа явилась случайная искра из-под пантографа одного из локомотивов.
Рисунок 2.1 - катастрофа под Уфой