Аварии на нефтепроводах. Аварии на магистральных трубопроводах и способы их ликвидации

Аварии на трубопроводе происходят не только по техническим причинам: существует и ряд других, основным из которых является так называемый человеческий фактор. Огромное число катастроф происходит в результате халатности, как работников, так и начальства. Именно это и подчёркивается в ряде дальнейших примеров.

5 июня в Витебской области завершен ремонт более чем 40-километрового участка российского магистрального нефтепродуктопровода "Унеча -- Вентспилс". Одновременно был официально объявлен виновник крупнейшей аварии на этой транспортной линии.

Как сообщили БелаПАН в дирекции российского унитарного предприятия "Запад-Транснефтепродукт" (Мозырь), нефтепродукты по трубопроводу "Унеча -- Вентспилс" перекачиваются уже сорок лет. При проведении в 2005 году диагностики трубопровода специалисты обнаружили множество дефектов. Их виновником собственник нефтепровода считает предприятие-изготовителя -- Челябинский металлургический завод (Россия), на базе которого сейчас действуют четыре предприятия. После двух аварий на нефтепроводе в Бешенковичском районе Витебской области (в марте и мае 2007 года) специалисты "Запад-Транснефтепродукта" провели повторное исследование магистрали и собственными силами приступили к замене потенциально опасных участков. Транспортировка дизельного топлива из России в Латвию через Беларусь была приостановлена на 60 часов. За это время пять белорусских ремонтных бригад "Запад-Транснефтепродукта" из Мозыря и Речицы (Гомельская область), Сенно и Дисны (Витебская область), Кричева (Могилевская область) заменили 14 фрагментов нефтепровода.

Виновником его порывов на территории Бешенковичского района прокуратура определила Челябинский металлургический завод, который изготовил дефектные трубы в 1963 году.

Напомним, 23 марта 2007 года в Бешенковичском районе Витебской области произошел порыв нефтепродуктопровода "Унеча -- Вентспилс". В результате аварии дизельное топливо по мелиоративному каналу и реке Улла попало в Западную Двину и добралось до Латвии. "Запад-Транснефтепродукт" компенсировал Министерству по чрезвычайным ситуациям Беларуси убытки по устранению последствий аварии 23 марта. Министерство природных ресурсов и охраны окружающей среды Беларуси подсчитало ущерб, нанесенный экологии от первого разрыва нефтепровода. Предполагается, что до 15 июня сумма ущерба будет согласована с владельцем трубопровода и представлена общественности.

Второй прорыв трубы на нефтепродуктопроводе Унеча-Вентспилс произошел 5 мая. "Прорыв является локальным. Из нефтепровода вытекло небольшое количество нефтепродуктов", -- сказал тогда БелаПАН министр по чрезвычайным ситуациям Беларуси Энвер Бариев.

Он заверил, что авария не принесет тяжелых последствий для окружающей среды. "В реки нефтепродукты не попадут", -- сказал министр.

Симптоматично, что второй прорыв произошел возле деревни Бабоедово Бешенковичского района, вблизи того места, где в марте произошел первый крупный прорыв трубы.

Как говорится, где тонко, там и рвется.

27 февраля 2007 г. в Оренбургской области, в 22 км от г. Бугуруслан из внутрипромыслового трубопровода НГДУ "Бугурусланнефть" (подразделение входящего в "ТНК-ВР" ОАО "Оренбургнефть") произошла утечка нефти.

К счастью, или к несчастью, но разлив, объем которого по предварительным оценкам МЧС составил около 5 т, попал на лед реки Большая Кинель. К несчастью - труба прохудилась как раз в районе реки. К счастью - вроде бы нефть вылилась не прямо в воду, а на лед толщиной 40 см.

В Махачкале из-за порыва на нефтепроводе произошла утечка нефти. Утечка произошла в Ленинском районе города на участке нефтепровода диаметром 120 миллиметров.

В результате порыва нефтепровода вылилось около 250-300 литров нефти, пятно составляет около десяти квадратных метров. Для ликвидации аварии перекрыли поступление нефти на данном участке.

"Пятно обваловано (загрязнение локализовано)", - сообщили в МЧС. По его словам информации о пострадавших не поступала.

На месте работала оперативная группа МЧС Республики Дагестан. На данный момент ликвидацией аварии занимаются специалисты ОАО Дагнефтегаз.

Нефтепровод Омск - Ангарск - наиболее крупный (2 нитки диаметром 700 и 1000 мм) тянется от западной границы области и практически до восточной. Перекачивается сырая нефть. Нефтепровод принадлежит ОАО “Транссибнефть” АК “Транснефть” Министерства топлива и энергетики РФ. По Иркутской области нефтепровод эксплуатирует Иркутское районное нефтепроводное управление (ИРНПУ). В 2001 г. ИРНПУ разработан “План по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти Иркутского районного нефтепроводного управления ОАО “Транссибнефть” - находится на согласовании. Количество аварий на нефтепроводе за период с 1993 г по 2001 г.:

• 1. Март 1993 г. На 840 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (поврежден трубопровод бульдозером) вылилось на рельеф 8 тыс. тонн нефти. Своевременно принятые меры по локализации места пролива позволили свести к минимуму последствия этой аварии. Пролитая нефть в основном была откачена в хранилища. Загрязненный грунт был собран и вывезен на утилизацию.
• 2. Март 1993 г. На 643 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (разрыв нефтепровода из-за дефекта сварного шва, момент аварии не был своевременно зафиксирован) на поверхность излилось более 32,4 тыс. тонн нефти. Принятые срочные меры по ликвидации последствий этой аварии позволили быстро нейтрализовать негативные явления. Однако около 1 тыс. тонн нефти проникло в недра и локализовалось в 150-300 м от действующего Тыретского хозяйственного водозабора подземных вод. Около 40% 2-го и 3-го поясов зоны санитарной охраны водозабора оказались загрязненными нефтью. Еще около 1 тыс. тонн нефти проникло в грунты на участке заболоченной поймы р. Унги и постепенно мигрировала ниже по течению в хозяйственно-ценный водоносный горизонт. Для сохранения Тыретского хозяйственного водозабора подземных вод от загрязнения нефтью был сооружен и задействован специальный защитный водозабор, который уже в течение 9 лет “отсекает” загрязненную нефтью воду от хозяйственного водозабора. Эколого-гидрогеологическая ситуация остается сложной в части загрязнения нефтью извлекаемой воды хозяйственным водозабором. На протяжении всех лет, после аварии осуществлялся государственный природоохранный контроль за ведением эколого-гидрогеологических работ в районе аварии. Каждый год проводятся совместные совещания лиц и служб, заинтересованных в очищении от загрязненных нефтью земель и подземных горизонтов (землепользователей, природоохранных органов, санэпиднадзора, гидрометеослужбы, гидрогеологов, нефтепроводного управления) - подводятся итоги мониторинга за прошедший год и определяется дальнейшая программа работ. Обслуживание систем мониторинга и контроля геологической среды в районе Тыретского водозабора до 1999 г. проводило по договору ГФГУП “Иркутскгеология”. С 1999 г - ИРНПУ
• 3. Март 1995 г. На 464 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (трещина серповидная на трубопроводе Ду 1000 мм, длина 0,565 м, ширина 0,006 м) на поверхность излилось 1683 м3 нефти. Нефть по руслу ручья (300 м) достигла реки Курзанки и растеклась по льду реки на расстояние 1150 м. При ликвидационных работах 1424 м3 нефти было собрано и откачено в резервный трубопровод Ду 700 мм. Река Курзанка до наступления весеннего паводка была полностью очищена от загрязнения. Безвозвратные потери нефти составили 259 м3, из которых 218.3 м3 было сожжено. Загрязненный нефтью грунт из русла ручья был снят и заскладирован в карьере, где организована его обработка биоприном.
• 4. Январь 1998 г. На 373 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (трещина длиною 380 мм на трубопроводе Ду 1000 мм) выход нефти на поверхность около 25 м3, собрано около 20 м3. Вывоз загрязненного снега произведен в нефтеловушки Нижнеудинской НПС.
• 5. Ноябрь 1999 г. На 565 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (разгерметизация трубопровода Ду 700, в результате повреждения задвижки во время ремонтных работ, с последующим возгоранием разлившейся нефти). Площадь загрязнения 120 м2, сгорело 48 тонн нефти.
• 6. Декабрь 2001 г. на 393,4 км магистрального нефтепровода Красноярск - Иркутск (при опорожнении резервной нитки Ду 700мм, с перекачкой нефти ПНУ в трубопровод Ду 1000 мм), произошла разгерметизация всасывающей нитки насоса. На поверхность вылилось около 134 м3 нефти. Нефть локализовалась в пониженной части рельефа - естественный овраг, расположенный от места аварии на расстоянии 80 м. После устранения повреждения нефть из оврага - 115 м3 - откачана в действующий нефтепровод. Остатки нефти собраны спецмашиной. Объем безвозвратных потерь нефти составил 4 м3. Поверхность земли, загрязненная нефтью, обработана сорбентом “Эконафт” с последующей вывозкой загрязненного грунта на Нижнеудинскую НПС. По Предписанию КПР по Иркутской области организован мониторинг земель и поверхностных вод р. Уды

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.  

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.  

авария на трубопроводе, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации. В зависимости от вида транспортируемого продукта выделяют аварии на газопроводах, нефтепроводах и продуктопроводах.

EdwART. Словарь терминов МЧС , 2010

Смотреть что такое "" в других словарях:

Авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических и пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.05 94]. Источник …

авария на магистральном трубопроводе - авария на трубопроводе Авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации. Примечание В зависимости от вида… … Справочник технического переводчика

авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации. В зависимости от вида транспортируемого продукта… … Российская энциклопедия по охране труда

Авария на магистральном трубопроводе - авария натрассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению ЧС. В зависимости от вида транспортируемого продукта выделяют аварии на газопроводах,… … Гражданская защита. Понятийно-терминологический словарь

авария - 3.4 авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; неконтролируемые взрывы и (или) выбросы опасных веществ . Источник: ГОСТ Р 52734 2007: Устройства пломбировочные для опасных… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

ГОСТ Р 22.0.05-94: Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения - Терминология ГОСТ Р 22.0.05 94: Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения оригинал документа: 3.1.3 авария: Опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

ОР 06.00-74.20.55-КТН-002-1-01: Регламент о порядке расследования, оформления документации и организации контроля за ликвидацией последствий аварий, связанных с экологическим ущербом окружающей среде - Терминология ОР 06.00 74.20.55 КТН 002 1 01: Регламент о порядке расследования, оформления документации и организации контроля за ликвидацией последствий аварий, связанных с экологическим ущербом окружающей среде: Авария опасное техногенное… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах - Терминология Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах: Авария разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или)… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Аварии на газопроводах в России в 2007‑2010 гг - 2010 год 26 апреля на Дмитровском шоссе Москвы произошло ЧП на газопроводе. Во время опрессовки трубы из нее вылетела заглушка. В результате погиб один человек, были повреждены 83 автомобиля. На месте ЧП образовалась воронка диаметром 3 метра. 13 … Энциклопедия ньюсмейкеров

Крупные аварии на газопроводах в России в 2007-2012 годах - 2012 26 декабря произошел порыв газопровода диаметром 325 миллиметров, питающего Сочи. На месте порыва газ загорелся, высота пламени достигала трех метров. Подача газа на аварийном участке была прекращена. На время ремонта поврежденного… … Энциклопедия ньюсмейкеров

Федеральное агентство по образованию

Саратовский государственный

социально-экономический университет

кафедра безопасности жизнедеятельности

Реферат

«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.

ООО «Городской центр экспертиз». Руководитель департамента экспертизы промышленной безопасности Зинаида Арсентьева ООО «ГЦЭ-Энерго». Руководитель департамента разработки планов ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС)

ООО «Городской центр экспертиз». Руководитель департамента анализа риска

Антон Чугунов
ООО «Городской центр экспертиз». Эксперт департамента экспертизы промышленной безопасности

ООО «Городской центр экспертиз». Эксперт департамента анализа рисков

Аннотация

На сегодняшний день общая протяженность линейной части магистральных трубопроводов в Российской Федерации составляет более 242 тыс. км, из которых: магистральные газопроводы - 166 тыс. км; магистральные нефтепроводы - 52,5 тыс. км; магистральные продуктопроводы - 21,836 тыс. км. В настоящее время в системе магистрального трубопроводного транспорта эксплуатируется более 7000 поднадзорных Ростехнадзору объектов. Специфика эксплуатации трубопроводного транспорта напрямую связана с риском каскадного развития аварий. Поэтому обеспечение безопасности магистральных нефтегазопродуктопроводов имеет огромное значение для энергетической безопасности страны.

Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение работоспособного состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Многочисленные обследования показывают, что подземные газопроводы, работающие при нормальных режимах, находятся в удовлетворительном состоянии в течение нескольких десятков лет. Этому способствует то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных газопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.

Известно, что основная часть газотранспортной системы России была построена в 70–80-е годы прошлого века. К настоящему времени износ основных фондов по линейной части магистральных газопроводов составляет более половины, а точнее - 5 7,2 %.

Большая часть магистральных газопроводов имеет под земную конструктивную схему прокладки. На подземные трубопроводы воздействуют коррозионно-активные грунты. Под воздействием коррозионного износа металла уменьшается толщина стенки труб, что в свою очередь может привести к возникновению аварийных ситуаций на МГ.

Безопасность объектов трубопроводного транспорта должна быть максимально высокой для обеспечения надежных бесперебойных поставок углеводородного сырья, а угроза возникновения аварий - минимизирована.

Как правило, появляется в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера которых связано с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие газопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность объекта. Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилия специализированных научно-и сследовательских и проектных организаций направлены на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.

Основные сценарии возможных аварий на газопроводах связаны с разрывом труб на полное сечение и истечением газа в атмосферу в критическом режиме (со скоростью звука) из двух концов газопровода (вверх и вниз по потоку). Протяженность разрыва и вероятность загорания газа имеют определенную связь как с технологическими параметрами трубопровода (его энергетическим потенциалом), так и с характеристиками грунта (плотность, наличие каменистых включений). Для трубопроводов большого диаметра (1200–1400 мм) характерны протяженные разрывы (50–70 м и более) и высокая вероятность загорания газа (0,6–0,7).

Горение газа может протекать в двух основных режимах. Первый из них предстает, как правило, в виде двух независимых (слабо взаимодействующих) настильных струй пламени с ориентацией, близкой к оси газопровода. Это характерно в основном для трубопроводов большого диаметра (режим «струйного» пламени). Ко второму следует отнести результирующий (по расходу газа) столб огня с близкой к вертикальной ориентацией (горение «в котловане»). Данный режим горения газа более характерен для трубопроводов относительно малого диаметра.

Рис. 1. Суммарное распределение причин аварий на магистральных газопроводах по данным Ростехнадзора за 2005–2013 гг.

Количество природного газа, способного участвовать в аварии, зависит от диаметра газопровода, рабочего давления, места разрыва, времени идентификации разрыва, особенностей расстановки и надежности срабатывания линейной арматуры. Согласно статистике, средние потери газа на одну аварию варьируются в диапазоне от двух с половиной до трех миллионов кубометров.

Для анализа причин и прогнозирования на ближайшую перспективу ожидае мой интенсивности аварий были использованы данные и обобщения, публикуемые в официальных источниках, в том числе в ежегодных отчетах Ростехнадзора. Результаты анализа сведений, содержащихся в ежегодных отчетах о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (http://www.gosnadzor. ru/public/annual_reports/) приведены в табл. 1.

Обобщенные сведения об аварийности и дефектности на газопроводах ОАО «Газпром» за период с 1991 по 2002 г. приведены табл. 2.

Из вышеприведенных данных видно, что наибольшее число аварий на линейной части МГ происходило вследствие наружной и внутренней коррозии (26 %), брака строительно-монтажных работ (25,8 %) и механических повреждений (21 %).

Отдельно можно выделить аварии, происходившие на участках переходов через водные преграды как наиболее сложные в инженерном отношении участки линейной части МГ.

Необходимо отметить четко прослеживаемую зависимость частоты возникновения аварий на линейной части газопровода от срока его эксплуатации. Данная зависимость представлена в табл. 4. В том числе с разбивкой по различным диаметрам (табл. 5).

Анализ статистических данных показал, что интенсивность аварий на магистральных трубопроводах имеет выраженный региональный характер, т. е. определяется не только общими показателями научно-т ехнического прогресса в отрасли, но и целым рядом локальных факторов климатического, инженерно-г еологического и геодинамического характера, особенностями сооружения и эксплуатации конкретного участка, развитостью промышленной и транспортной инфраструктуры, общей хозяйственной активностью в регионе. Основную опасность аварийной разгерметизации газопроводов представляют:

1. Участки газопроводов после компрессорных станций (до 5 км) - вследствие нестационарных динамических нагрузок;
2. Участки газопроводов на узлах подключения;
3. Участки подводных переходов;
4. Участки, проходящие вблизи населенных пунктов и районов с высоким уровнем антропогенной активности (районы строительства, пересечения с автомобильными и железными дорогами).

Важно отметить, что после 1990 года на газопроводах России не было аварий типа лавинного разрушения. Это явилось результатом повышения уровня технических требований к трубам и сварным соединениям. Кроме того, улучшилось качество проектных работ, вырос уровень технического обслуживания газопроводов.

Имеющиеся статистические данные свидетельствуют о том, что соблюдение установленных нормативных расстояний при укладке в одном коридоре различных веток магистральных газопроводов является мерой, достаточной для предотвращения вариантов цепного развития аварий (т.е. происходящих по принципу «домино»).

Проявление аварийности на магистральных газопроводах, представляющих , носит ярко выраженный территориальный характер. Региональное проявление аварийности связано с различием в разных регионах инженерно-геологических особенностей трасс, состоянием сети дорог, общим уровнем промышленного и сельскохозяйственного развития и проч.

Проведенный анализ показал, что скорость коррозии севернее 60-й параллели в естественных почвенных условиях вследствие относительно низких температур в 15–20 раз выше, чем, например, в районах Средней Азии. Вследствие влияния климатических факторов в совокупности с региональными характеристиками коррозионной активности грунтов интенсивность отказов в северной зоне в 1,4 раза, а в южной – в 16 раз превышает значение λср для средней полосы.

Особое значение имеют показатели региональной сельскохозяйственной и промышленной активности, влияющей на механическую и . Региональный характер проявления аварийности, помимо общих технологических причин и антропогенного влияния, определяется сложными геодинамическими процессами в верхнем слое земной коры.

Анализ показал существенные различия (до 40 раз) в интенсивности аварий в разных областях Российской Федерации. Это необходимо учитывать при анализе риска путем соответствующей коррекции λср по данным аварийности конкретного региона (области) или предприятия. В ряде районов, помимо этого, необходимо производить более детальные уточнения с учетом конкретной местной специфики трассы трубопровода. Из-за отсутствия инженерных методик такие уточнения рекомендуется выполнять введением специального коэффициента, определяемого методом экспертных оценок.

Также нередко причинами отказов являются плановые и глубинные деформации русла рек в створе перехода, размывы берегов, механические повреждения судовыми якорями, волокушами, льдом, потеря устойчивости трубопровода, коррозия и брак труб, а также дефекты строительно-монтажных работ.

Результаты выполненного ООО «ВНИИГАЗ» обобщения данных фирмы «Подводгазэнергосервис» и ИЦ «ВНИИСТ-Поиск» по основным причинам повреждений на подводных переходах приведены в табл. 6.

Аварии в русловой части чаще всего происходят в период весеннего паводка. Благодаря созданной в ОАО «Газпром» системе периодического контроля и профилактического ремонта аварии на этой части переходов сейчас довольно редки. По оценкам специалистов, интенсивность аварий в русловой части переходов примерно в 5–7 раз выше аналогичного показателя для смежных «сухопутных» участков.

В пойменной части подводных переходов разрывы трубопроводов возникают в основном в зимнее время. Это объясняется тем, что из-за нарушения изоляционного покрытия отдельных участков газопроводов на них может возникнуть коррозия, связанная с повышенной увлажненностью почв и интенсивными геохимическими процессами. Ослабленные коррозией участки труб могут быть легко разрушены под воздействием интенсивных сжимающих нагрузок со стороны обводненных грунтов при их промерзании.

Следует выделить основные проблемы, решение которых позволит в некоторой степени уменьшить аварийность объектов газового профиля.

Во-первых, основной упор делается на противодействие видимым (актуальным на сегодня) опасностям в ущерб деятельности по профилактике опасностей на стадии проектирования и ранних стадиях жизненного цикла объекта.
Во-вторых, происходит многократное повторение однотипных чрезвычайных ситуаций по причине отсутствия механизмов учета опыта расследования инцидентов, отказов и аварий в профилактике ЧС на стадиях проектирования, строительства, реконструкции и эксплуатации объекта.

Кроме того, можно отметить недостаточную эффективность действующих служб мониторинга. Службы отслеживания фактической обстановки на предприятиях, как правило, ограничиваются фиксацией «физических» явлений и процессов. Они не встроены в системы, обеспечивающие синтез и анализ наблюдений, принятие управленческих решений и корректировку собственной деятельности.

Литература

1. Материалы ежегодных отчетов о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору за 2004-2014 года (http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/).
2. Промышленная безопасность и надежность магистральных трубопроводов / Под ред. А.И. Владимирова, В.Я. Кершенбаума. – М.: Национальный институт нефти и газа, 2009. 696 с.
3. Башкин В.Н., Галиулин Р.В., Галиулина Р.А. Аварийные выбросы природного газа: проблемы и пути их решения // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2010. № 8. С. 4-11.
4. Лисанов М.В., Савина А.В., Дегтярев Д.В. и др. Анализ Российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта //Безопасность труда в промышленности. 2010. № 7 С. 16-22.
5. Лисанов М.В., Сумской С.И., Савина А.В. и др. Анализ риска магистральных нефтепроводов при обосновании проектных решений, компенсирующих отступления от действующих требований безопасности // Безопасность труда в промышленности. 2010. №3. С. 58-66.
6. Мокроусов С.Н. Проблемы обеспечения безопасности магистральных и межпромысловых нефтегазопродуктопроводов. Организационные аспекты предупреждения несанкционированных врезок // Безопасность труда в промышленности. 2006. № 9. С. 16-19.
7. Ревазов А.М. Анализ чрезвычайных и аварийных ситуаций на объектах магистрального газопроводного транспорта и меры по предупреждению их возникновения и снижению последствий // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2010. № 1. С. 68-70.
Руководитель департамента разработки планов ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС)