Аварии на нефтепроводах. IV. Аварии на магистральных газопроводах

Cтраница 1

Аварии газопроводов могут привести к тяжелым последствиям как для людей, так и для окружающей природы. Кроме того, при авариях теряется газ на участке между двумя кранами. Большой материальный урон несут потребители газа, которые вынуждены остановить свое производство или применить другие виды топлива. Расходы в результате аварии газопровода могут более чем в 30 раз превышать затраты, необходимые на ремонтные работы. При аварии нефтепровода происходит утечка нефти на участке между двумя задвижками. Это приводит к большим потерям нефти и засорению окружающей среды, а в некоторых случаях к остановке нефтепромысла или нефтеперерабатывающего завода.  

Аварией газопровода считается частичный или полный разрыв трубопровода с выходом газа в окружающую среду.  

При аварии газопровода с выходом газа на поверхность земли необходимо немедленно отключить газ и принять срочные меры по ликвидации аварии.  

Причинами, вызывающими аварии газопровода, могут быть некачественная сварка, перенапряжения в металле из-за неправильной укладки газопровода в траншею, оползни, размывы, корродирующее воздействие грунта, образование в зимнее время гидратиых пробок и другие.  

Одним из основных условий предупреждения аварий газопроводов, связанных с коррозией, эрозией и усталостью металла, яв-шется систематический и своевременный контроль их состояния.  

В полевых условиях при ликвидации аварий газопроводов, производстве ремонтов рабочее место электросварщика обязательно оборудуется деревянным лежаком. Основным рабочим инструментом электросварщика является держатель электродов, от которого в значительной мере зависит удобство работы. Держатель должен прочно удерживать электрод, обеспечивать надежный контакт и допускать быструю и удобную смену электродов без прикосновения к токоведущим и нагретым металлическим частям держателя. Держатель должен иметь минимальный вес и удобный захват. Наиболее существенной частью конструкции держателя электродов является устройство для зажатия электрода. По способу крепления электродов держатели подразделяются на вилочные, пружинные, зажимные и винтовые.  

Институт мерзлотоведения, изучивший причины аварий газопроводов, установил, что не прокладка трубопровода в зоне промерзания грунта явилась причиной этих аварий, а недоброкачественная сварка стыков.  

Значения физико-механических характеристик грунта основания и засыпки.

По данным экспертизы, проведенной на месте аварии газопровода Уренгой-Центр П (февраль 1995 г.), одной из причин послужило защемление в грунте трубы, примыкающей к карстовой полости.  

Оц за 1 ч; т - 3 - - среднее время восстановления аварии газопровода диаметром Оц ч; LJ - длина г - й секции, км.  

В данной главе приведены результаты многолетних металлографических исследований разных групп трубных сталей, разрушенных при авариях газопроводов.  

Кроме отмеченных документов, эксплуатационные организации хранят также техническую приемочную документацию; журналы сварочных работ, сертификаты на материалы, журналы изоляции, журналы испытаний и др. К этой документации обращаются при анализе причин и [ выявлении виновников аварий газопроводов. В процессе текущего обслуживания этими документами не пользуются.  

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.

• 1 июля 1959 г. Мексика, штат Веракрус, Коацакоалькос. Взрыв и пожар на нефтепроводе. Погибли 12 человек, более 100 ранены.
• 19 июля 1960 г. США, штат Висконсин, Меррил. При проведении земляных работ произошла разгерметизация газопровода. Утечка газа с последующим взрывом стали причиной гибли 10 человек.
• 4 марта 1965 г. США, штат Луизиана, Натчиточес. Взрыв на 32-дюймовом газопроводе компании «Теннесси». Погибли 17 человек, 9 получили ранения. Причина - разгерметизация газопровода из-за коррозионного растрескивания под напряжением.
• 29 мая 1968 г. США, штат Джорджия, Хэпвиль. Бульдозер задел дюймовый газопровод у детского сада, в результате произошли взрыв и пожар. Семь детей и двое взрослых погибли, трое детей получили серьезные ранения.
• 4 июня 1989 г. СССР, Уфа. Авария на магистральном продуктопроводе (ВЫ 700, Рра6 = 3,5 -г 3,8 МПа) под Уфой на перегоне между станциями Казаяк и Улу-Теляк на 1710-м км Куйбышевской железной дороги с выбросом и воспламенением паров широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Расстояние дрейфа облака 900-1350 м. В зоне взрыва оказались два пассажирских поезда. Погибли 573 человека, более 600 получили травмы различной степени тяжести. В районе взрыва образовалась зона сплошного завала леса площадью 2,5 км2. В радиусе до 15 км от места взрыва в домах населенных пунктов выбиты стекла, частично разрушены рамы и шиферные фронтоны.
• 17 октября 1998 г. Нигерия, штат Дельта, Джесси. Произошел взрыв на трубопроводе Нигерийской национальной нефтяной корпорации, перекачивающем бензин. Причина аварии - умышленное повреждение трубопровода. Жители ближайших деревень пришли к разрушенному трубопроводу для сбора разлившегося топлива. Произошли взрыв и пожар, в результате которых погибли около 1200 человек. Пожар удалось потушить только 23 октября.
• 10 июля 2000 г. Нигерия, штат Дельта, Джесси. Разгерметизация трубопровода с последующим взрывом. Погибли около 250 человек.
• 16 июля 2000 г. Нигерия, штат Дельта, Варри. При разрушении трубопровода и последующем взрыве погибли 100 жителей деревни.
• 19 августа 2000 г. США, штат Нью-Мексико, Карлсбад. Воспламенение газа при разрыве 30-дюймового газопровода привело к гибели 12 человек, находившихся в кемпинге в 180 м от места аварии. На месте разрыва газопровода образовался котлован 16 м в ширину и 24 м в длину. 15-метровый участок трубы был вырван и выброшен из котлована в виде трех осколков (наибольший - на расстояние 87м). Причина аварии - внутренняя коррозия.
• 30 ноября 2000 г. Нигерия, штат Лагос. Утечка нефтепродукта из трубопровода с последующим воспламенением. Погибли около 60 жителей рыбацкой деревни.
• 19 июня 2003 г. Нигерия, штат Абия. При попытке хищения нефтепродукта из трубопровода произошел взрыв. Погибли 125 жителей близлежащей деревни.
• 30 июля 2004 г. Бельгия, Брюссель. Утечка и взрыв газа на магистральном газопроводе (МГ) (ОЫ 900) газоперерабатывающего завода Ви1а§аг в 40 км от Брюсселя. Цепь взрывов уничтожила две фабрики, оставив между заводами большой кратер. Тела погибших и обломки оборудования были разбросаны в радиусе 500 м от места катастрофы. На расстоянии до 150 м выгорели все припаркованные автомобили, растительность выгорела на расстоянии до 250 м. Действие взрывной волны ощущалось на расстоянии до 10 км от места аварии. Погибли 24 человека (на расстоянии до 200 м), более 120 получили серьезные ожоги и ранения. Большинство погибших - полицейские и пожарные, прибывшие на место утечки по тревоге.
• 17 сентября 2004 г. Нигерия, штат Лагос. При попытке хищения нефтепродукта из трубопровода произошел взрыв. Погибли десятки людей.
• 12 мая 2006 г. Нигерия, штат Лагос. Произошел взрыв на нефтепроводе при попытке хищения нефти. Погибли около 150 человек.
• 26 декабря 2006 г. Нигерия, штат" Лагос. Вандальные действия привели к взрыву нефтепровода. Погибли более 500 человек.
• 16 мая 2008 г. Нигерия, штат Лагос. Бульдозером поврежден подземный нефтепровод. В результате взрыва и последующего пожара погибли около 100 человек.
• 19 декабря 2010 г. Мексика, Сан Мартин Тексмелукан де Лабастида. Взрыв на насосной станции Ре1го1еок Мех1сапо8 привел к разгерметизации нефтепровода с последующим истечением горящей нефти. Погибли 27 человек, 52 были
• ранены. Взрыв вызван неудачной попыткой врезки в нефтепровод в целях хищения нефти.
• 12 сентября 2011 г. Кения, Найроби. В промышленном районе Лунга Лунга разгерметизировался трубопровод Кенийской трубопроводной компании, перекачивающий бензин, дизельное и реактивное топливо. Часть топлива попала в реку. Люди в соседних густонаселенных трущобах Синая начали собирать вытекающее топливо, оно взорвалось, образовав гигантский огненный шар. Пожар распространился на близлежащие трущобы. Источник воспламенения - искры с горящей свалки. Около 100 человек погибли, 116 были госпитализированы с различной степенью ожогов. Тела погибших и фрагменты построек были найдены в 300 м от места взрыва.

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

Ущерб от последствий аварии на трубопроводе "Унеча - Вентспилс" может исчисляться миллиардами рублей. В Министерстве природных ресурсов и охраны окружающей среды Беларуси считают, что ущерб от последствий аварии на российском трубопроводе "Унеча - Вентспилс" будет исчисляться в миллиардах рублей. Об этом в интервью БелаПАН сообщил первый заместитель министра природы Александр Апацкий.

Вместе с тем, по его словам, еще не произведена полная оценка экологического ущерба, нанесенного аварией. "Специалисты ведут мониторинг почвы, в том числе в пойме рек после прохождения весеннего половодья. Кроме того, следует учесть возможность загрязнения почвы теми остатками нефтепродуктов, которые смоются дождями с поверхности земли и проникнут в почву", - сказал замминистра.

Напомним, что 23 марта в 18.20 на поле у деревни Быцево Бешенковичского района Витебской области была зарегистрирована утечка дизельного топлива из магистрального трубопровода диаметром 377 миллиметров, залегающего на глубине 0,8 метра. Аварию удалось локализовать в 23.00.

По словам А.Апацкого, подсчет экологического ущерба от аварии может завершиться 6-8 апреля. "Загрязнены сельскохозяйственные угодья в районе аварии, мелиоративный канал, реки Улла и частично Западная Двина. Авария оставила после себя небольшие пленочные загрязнения поверхностных вод, берегов и речного дна", - сказал замминистра.

Он сообщил, что согласно предварительным данным владельца нефтепровода - российского предприятия "Западтранснефтепродукт" компании "Транснефтепродукт" - объем утечки дизельного топлива составил примерно 120 тонн. "Однако для подсчета объема утечки нефтепродуктов мы должны получить от владельца трубопровода данные по объему дизтоплива, извлеченного из грунта и поверхностных вод", - сказал А.Апацкий.

По его словам, предстоит очистить мелиоративный канал, куда попала основная часть нефтепродуктов, а также провести профилактические работы на почве в районе прорыва трубопровода.

Как полагает А.Апацкий, владелец трубопровода будет оплачивать ущерб, нанесенный экологии Беларуси и Латвии. "Каждый день работ по преодолению последствий аварии увеличивает эту сумму", - подчеркнул замминистра. Вместе с тем, отметил он, уровень предельно допустимых концентраций загрязнителей в пограничном створе Западной Двины находится в рамках нормы - кроме пленки из нефтепродуктов, поступающей на латвийскую сторону.

Последствия аварии на трубопроводе Альметьевск-Нижний Новгород в Нижегородской области ликвидированы на 70%, - Верхне-Волжское БВУ

(НИА "Нижний Новгород" - Любовь Ковалева) Последствия аварии на трубопроводе Альметьевск-Нижний Новгород в Кстовском районе Нижегородской области ликвидированы на 70%. Произведен сбор нефтепродуктов, попавших в реку Шавка и водные объекты, расположенные ниже по течению. Об этом НИА "Нижний Новгород" сообщили в Верхне-Волжском бассейновом водном управлении.

По данным на 15 марта, содержание нефтепродуктов в реке Шавка превысило предельно допустимые концентрации для водоемов рыбохозяйственного значения в девять- 19 раз. Специалисты управления и регионального управления Роспотребнадзора 19 марта возьмут новые пробы воды в реке Шавка. Результаты будут известны 21 марта.

Как сообщалось ранее, утечка дизельного топлива из трубопровода произошла 12 марта около н.п. Слободское Кстовского района Нижегородской области. Утечка повлекла загрязнение нефтепродуктами почв и участка реки Шавки, являющейся притоком Волги. Аварийный участок трубопровода, который располагается под землей, является собственностью ОАО "Средневолжский транснефтепродукт". Верхне-Волжским бассейновым водным управлением совместно с территориальными органами Росприроднадзора и других ведомств осуществляется контроль за ликвидацией аварии. Организован вывоз загрязненного нефтепродуктами льда и снега на очистные сооружения для утилизации.

Произошло загрязнение нефтепродуктами части берега и реки Шавка. Поскольку водозаборы в месте загрязнения реки Шавка отсутствуют, попадание нефтепродуктов в реку Волга удалось предотвратить.

Напомним, что Нижегородская природоохранная прокуратура Волжской межрегиональной природоохранной прокуратуры возбудила уголовное дело по факту утечки нефтепродуктов по ст.247 УК РФ.

Большая часть загрязненной нефтью площади реки Вах в Нижневартовском районе ХМАО очищена. Уже ликвидировано 99% загрязнения водного объекта. Об этом сообщает Нижневартовский межрайонный отдел Росприроднадзора ХМАО.

Площадь оставшегося загрязнения, а также предварительная сумма нанесенного окружающей среде ущерба будет установлена после облета места происшествия 16 октября, отметили в Росприроднадзоре.

Напомним, нефтяное пятно на реке было обнаружено инспекторами Росприроднадзора 13 октября. Общая площадь загрязнения водного объекта составила 4,5 км, по предварительной информации, в воду попало две тонны нефти. По факту загрязнения возбуждено административное производство.

Аварии на трубопроводах и промплощадках, размыв обваловок шламовых амбаров, распыление капельной нефти при сгорании попутного газа на факелах - все это приводит к загрязнению нефтяными углеродами водоемов, почв, к деградации древесности. Основными направлениями природоохранной деятельности предприятий являются: строительство природоохранных объектов, контроль за состоянием природной среды и производственных объектов, профилактика аварий на трубопроводах, мероприятия по охране, рациональному использованием и восстановлению земель, водных ресурсов, атмосферного воздуха, экологического обучение.

Организация и проведение всех природоохранных работ входят в обязанности отделов по охране окружающей среды предприятий - недропользователей. Сейчас положение меняется в лучшую сторону: становится правилом разработка годовых и перспективных планов и мероприятий, их согласование с комитетами.

Практически все добываемое в Ханты-Мансийском округе углеводородное сырье транспортируется по трубопроводам. По территории округа проходит целая сеть нефте- и газопроводов. Общая протяженность магистральных трубопроводов составляет 9 тысяч километров. Помимо магистральных трубопроводов на территории округа действуют внутри и межпромысловые трубопроводы. Общая протяженность магистральных и внутри промысловых трубопроводов составляет более 60 тысяч километров.

Негативное влияние трубопроводного транспорта на окружающую природную среду достаточно велико и многообразно. Наиболее существенный ущерб окружающей среде причиняется авариями на продуктопроводах. Особую опасность загрязнения окружающей природной среды представляют места пересечения трубопроводов с водными объектами.

При прокладке и реконструкции трубопроводов изменяются инженерно- геологические условия, усиливаются термокарстовые процессы, образуются просадки и провалы, активизируются процессы заболачивания. В результате уничтожения естественных мест обитания и нарушения путей миграций уменьшается численность и видовой состав животного мира.

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.

Cтраница 1

Аварии трубопроводов в условиях эксплуатации происходят в основном из-за коррозии металла (33 - 50 %), дефектов строительного происхождения (механические повреждения, дефекты кольцевого шва), дефектов заводского шва, нарушение правил эксплуатации, неисправности оборудования и других. Статистические данные по разрушениям газопроводов и нефтепроводов, представленные в табл. 3.2 за десятилетний период (1967 - 1977 годы), свидетельствуют о достаточно большом числе отказов. Ежегодно происходило более 220 разрушений трубопроводов.  

Анализ аварий трубопроводов, проработавших более 20 лет, показывает, что их старение влияет на увеличение числа отказов. Это прежде всего связано со снижением защитных свойств изоляционных покрытий, с накоплением и развитием дефектов в трубах и сварных соединениях, процессами усталости металла. Снижаются пластические и вязкостные свойства металла и сварных соединений.  

Основными-причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.  

При авариях трубопроводов из-за дефектов тройников (отводов) следует вырезать тройниковый узел целиком и заменить его новым.  

Чаще всего аварии трубопроводов происходят из-за неисправности в месте соединения труб.  

Для предотвращения аварий трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях, необходимо установить влияние изменения условий и параметров эксплуатации на прочность и устойчивость трубопровода, а также найти потенциально опасные участки. Отказам и авариям трубопроводов, проложенных в этих условиях, наряду с другими факторами способствует их чрезмерный изгиб, который сопровождается неравномерной осадкой и нестабильным положением системы грунт-труба-жидкость или газ.  

Основными причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.  

Когда ликвидация аварии трубопровода производится с помощью подводной сварки в кессоне, а для получения качественного шва трубу предварительно нагревают до высоких температур, водолаз-сварщик подвергается двойному воздействию: с одной стороны - высокой температуры газов сварочной дуги, с другой стороны - высокой радиационной температуры, выделяемой трубой. Работа в жаркой, влажной среде кессона, обильное потоотделение, наклоны тела могут вызвать обморочное состояние. Чтобы этого не случилось, нужно обеспечить активное охлаждение работающего, запас воды для питья.  

При ликвидации аварии трубопроводов для сжи - женных газов требуются некоторые дополнительные меры, предосторожности, связанные со спецификой свойств про дуктов.  

Отмечены случаи аварий трубопроводов, вызванных ошибками в выборе труб и арматуры по нормалям, дефектами, допущенными при изготовлении. При монтаже и ремонтных работах необходимо строго контролировать соответствие материалов указанным в проектах, ГОСТах, нормалях и технических условиях. Размещение и способы прокладки газопроводов должны обеспечивать возможность наблюдения за их техническим состоянием. На трубопроводах, транспортирующих сжиженные газы, необходимо устанавливать предохранительные клапаны для сброса газа. На газопроводах, подающих сжиженные газы в емкости, должны быть установлены обратные клапаны между источником давления и запорной арматурой. На всех газопроводах сжиженных газов перед их входом в парк емкостей необходимо установить задвижки, отключающие емкости от внутризаводской сети при аварии или каких-либо неисправностях. На вводах газопроводов горючих газов в производственные цехи и установки должна быть установлена отключающая запорная арматура с дистанционным управлением вне здания.  

Во избежание аварии трубопроводов их прокладывают таким образом, чтобы происходила самокомпенсация тепловых удлинений трубопроводов. Однако достичь-самокомпенсации удается не всегда. В большинстве случаев применяют специальные устройства, называемые компенсаторами.  

Данные о наиболее значительных авариях трубопроводов с полным разрывом стыков показывают, что такие стыки также имели значительный непровар по всей длине шва, достигавший 40 % и даже 60 % толщины стенок, и другие дефекты.  

Тяжесть последствий от аварии трубопровода определяется соотношением размера водоема и количества нефти, попавшего в него. Однако, каковы бы ни были эти соотношения, воздействия такого рода молено считать очень опасными для живой природы.