Авария на магистральном трубопроводе. Аварии на трубопроводах
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
РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. Согласно РД, все отказы на МН делятся на аварии и инциденты.
Аварией считается внезапный вылив или истечение нефти в результате полного разрушения или частичного повреждения нефтепровода, резервуаров или другого оборудования, сопровождаемое одним или несколькими следующими событиями:
3. воспламенение нефти или взрыв ее паров;
4. загрязнение рек и других водоемов сверх пределов, установленных на качество воды;
5. утечка нефти более 10м 3 .
Инцидентом на магистральном нефтепроводе считается отказ или повреждение оборудования на объектах МН, отклонение от режимов технологического процесса, нарушение законодательных и правовых актов РФ и нормативных документов (устанавливающих правила ведения работ), которые могут сопровождаться утечками нефти менее 10м 3 без загрязнения водотоков. Инцидент происходит без признаков событий, описанных при аварии, но требует проведения ремонтных работ для восстановления дальнейшей безопасной эксплуатации МН.
Аварией на магистральном газопроводе считается неконтролируемый выброс газа в атмосферу или помещения КС, ГРС или автомобильных газонаполнительных станций (АГНКС), которые сопровождаются разрушением или повреждением газопровода или других его объектов, а также одним из следующих событий:
1. смертельный травматизм людей;
2. травмирование с потерей трудоспособности;
3. воспламенение газа или взрыв;
4. повреждение или разрушение объектов МГ;
5. потери газа более 10000м 3 .
Аварийной утечкой на МГ считается неконтролируемый выход транспортируемого газа в атмосферу, помещения КС, ГРС или АГНКС, без признаков событий, описанных выше, но требующий проведения ремонтных работ для обеспечения дальнейшей безопасной эксплуатации газопровода.
Причины аварий:
1. Нарушение требований технологии и государственных стандартов в процессе производства труб.
2. Отклонения от норм проектирования и строительства трубопроводов.
3. Несоблюдение правил эксплуатации трубопроводов.
4. Влияние природных явлений.
Организационно-технические мероприятия при проведении аварийно-восстановительных работ.
Последовательность на нефтепроводах:
1. сооружение земляного амбара или другой емкости для сбора нефти;
2. подготовка ремонтной площадки и размещение на ней технических средств;
3. отключение средств ЭХЗ;
4. вскрытие аварийного участка и сооружение ремонтного котлована;
5. освобождение аварийного участка от нефти;
6. вырезка дефектного участка или наложение муфты;
7. герметизация (перекрытие) внутренней полости нефтепровода;
8. монтаж и вварка новой катушки;
9. заварка отверстий для отвода нефти;
10. контроль качества сварных швов;
11. пуск нефтепровода в эксплуатацию;
12. изоляция отремонтированного участка нефтепровода;
13. включение средств ЭХЗ;
14. засыпка нефтепровода и восстановление обвалования.
Для устранения неполных разрывов поперечных стыков можно использовать двухстворчатые хомуты со свинцовой или резиновой прокладкой.
При небольших разрывах по основному металлу труб можно применять гладкие хомуты, которые привариваются к трубе.
При полном разрыве поперечных стыков, а т.ж. при разрывах продольных стыков труб поврежденные участки полностью удаляют, а на их место вваривают патрубки из труб того же размера. Для вырезки поврежденных участков используют безогневые технологии.
Последовательность на газопроводах:
1. отключение аварийного участка и освобождение его от газа;
2. отключение средств ЭХЗ;
3. земляные работы по сооружению ремонтного котлована;
4. вырезка отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров;
5. установка резиновых шаров для изоляции полости МГ на ремонтируемом участке;
6. вырезка поврежденного участка;
7. вварка новой катушки;
8. проверка качества швов физическими методами контроля;
9. извлечение резиновых шаров;
10. заварка отверстий;
11. вытеснение воздуха из аварийного участка;
12. испытание швов отремонтированного участка под давлением 1 МПа;
13. нанесение изоляции;
14. Испытание трубопровода при рабочем давлении;
15. включение средств ЭХЗ;
16. засыпка трубопровода.
Свищи ликвидируются путем заварки.
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.
– это опасное происшествие на трубопроводе, связанное с выбросом и (или) выливом под давлением опасных химических пожаровзрывоопасных или нейтральных веществ (жидких, газообразных или многофазных), приводящее к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации и наносящее ущерб человеку, объектам техносферы и окружающей среде. Аварийное предельное состояние трубопроводов соответствует полному отказу трубопровода из-за чрезмерных нагрузок и (или) локального повреждения с обязательной потерей целостности трубопровода (течь/разрыв).
Развитие энергетики, в т.ч. атомной, ракетно-космической и авиационной техники, химической промышленности, связано с широким использованием трубопроводов высокого (до 10 Мпа) и сверхвысокого (до 500 Мпа) давления. Непрерывный рост масштабов производства и переработки углеводородного сырья обусловливает увеличение единичных мощностей и концентрации технологических и магистральных трубопроводов общей протяженностью до 400 тыс. км и давлением до 25 Мпа на производственных площадях и магистралях горючих и взрывоопасных продуктов и прежде всего сжиженных углеводородных газов, нефти, широких фракций углеводородов. Это, в свою очередь, ведет к увеличению масштабов, числа и тяжести пожаров, мощности аварийных взрывов и осложнению оперативной обстановки при аварии.
Причинами А. на т. могут быть: механические повреждения из-за усталости, химическая и электрохимическая коррозия, технологические дефекты, внешние электромагнитные воздействия, ошибочные действия операторов и персонала, террористические акты. Крупные аварии и взрывы на трубопроводах, как правило, сопровождаются утечкой радиоактивных теплоносителей, легковоспламеняющихся и химически опасных жидкостей и газов, сжиженных углеводородных газов. Особую опасность представляют большие залповые выбросы этих веществ, при которых создаются значительные трудности локализации аварий и защиты людей.
В последние годы значительно возросло производство, транспортирование и потребление жидкого аммиака на производящих (до 70 тыс. т), перерабатывающих предприятиях, транспортирующих базах (на припортовых базах – до 130 тыс. т). На химических предприятиях в больших объемах производят, хранят и транспортируют жидкий хлор. Быстрый рост его производства обусловливает увеличение объемов складов, а следовательно, и увеличение потенциальной опасности А. на т.
На стартовых ракетных комплексах, использующих жидко-реактивные двигатели, широко применяются специальные трубопроводные системы (с давлением до 60 Мпа и температурами до 1200 °С) для жидких топлив и окислителей, создающих опасность пожаров, взрывов и заражений. В объектах ядерной энергетики по трубопроводам прокачиваются со скоростями до 50 м/с водяной и паровой теплоносители, жидкие металлы (натрий, свинец, висмут) с давлениями до 20 Мпа и температурами до 650 °С. При авариях на таких трубопроводах возникают: опасные струйные течи, разрушающие инженерные сооружения, мощные реактивные силы, перемещающие трубопроводы на десятки и сотни метров; большие осколочные эффекты.
Особо опасны аварии на главных циркуляционных трубопроводах и трубных пучках парогенераторов ядерных энергетических установок с потерей радиоактивного теплоносителя.
Аварии с образованием течи или полным разрушением на технологических и магистральных трубопроводах создают опасность пожаров и загрязнений почв и акваторий. Трубопроводы, транспортирующие широкие фракции углеводородов, при образовании течей создают исключительно высокую опасность взрывов и пожаров вследствие скопления больших масс этих веществ в низинах в связи с большей плотностью, чем плотность воздуха.
Для предотвращения А. на т. используются современные методы расчетов и испытаний на прочность и ресурс, методы штатной и оперативной диагностики (в т.ч. внутритрубной), методы обнаружения и локации течей, специальные системы крепления трубопроводов, их прокладки в каналах и туннелях. Высокую эффективность показывают плакирование трубопроводов и системы коррозионной защиты, системы гашения пульсаций давления и вибраций. Новые технологии ремонтно-восстановительных работ на аварийных трубопроводах (с применением композиционных материалов и материалов с памятью формы) позволяют не останавливать их эксплуатацию. При обнаружении опасных утечек из аварийных трубопроводов используются системы оповещения персонала и населения и достаточно сложные технологии ликвидации последствий аварийных ситуаций.