Авария на трубопроводе

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

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.  [1]

Анализаварий 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.  [2]

Основными-причинамиаварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.  [3]

Обратите внимание

Приавариях трубопроводов из-за дефектов тройников ( отводов) следует вырезать тройниковый узел целиком и заменить его новым.  [4]

Чаще всегоаварии трубопроводов происходят из-за неисправности в месте соединения труб.  [5]

Основными причинамиаварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.  [6]

Для предотвращенияаварий 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.  [7]

Основными причинамиаварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.  [8]

Когда ликвидацияаварии 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.  [9]

При ликвидацииаварии трубопроводов для сжи — женных газов требуются некоторые дополнительные меры, предосторожности, связанные со спецификой свойств про дуктов.  [10]

Отмечены случаиаварий 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.

Важно

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.  [11]

Крепежные детали для сборки трубопроводов.  [12]

Во избежаниеаварии 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.  [13]

Данные онаиболее 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.  [14]

Тяжесть последствий отаварии 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.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: https://www.ngpedia.ru/id132812p1.html

Вызов: Анализ основных причин аварий, произошедших на магистральных газопроводах — Журнал «Инженерная защита»

Авторы:

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

Алексей Москаленко
ООО «Городской центр экспертиз». Руководитель департамента анализа риска

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

Алексей Тюндер
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, большинство дефектов на газопроводах 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.

Совет

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.

Обратите внимание

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.

Рис. 2.

Распределение аварий на линейной части газопроводов разных диаметров по причинам их возникновения

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.

Таблица 1

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

Таблица 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.

Таблица 3. Изменение интенсивности аварий (кол. аварий / 1000 км в год) на газопроводах РФ различных диаметров, 2000–2010 гг.Таблица 4.

Влияние продолжительности эксплуатации на относительные показатели аварийности газопроводов

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).

Таблица 5. Распределение аварий (в % от общего их числа) для газопроводов разных диаметров в зависимости от срока их эксплуатации

Анализ статистических данных показал, что интенсивность аварий на магистральных трубопроводах имеет выраженный региональный характер, т. е.

Важно

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 протяженные линейные сооружения, 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 коррозионную повреждаемость магистральных трубопроводов. 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.

Совет

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.

Таблица 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.

Обратите внимание

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.
  8. Шумайлов А.С., Гуменов А.Г., Молдованов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1992. – 251 с.
  9. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России: учеб. пособие для вузов/ Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка. — М.: Анализ опасностей, 2003. — 351 с.
  10. Шумайлов А.С., Гуменов А.Г., Молдованов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1992. – 251 с.

Источник: http://territoryengineering.ru/vyzov/analiz-osnovnyh-prichin-avarij-proizoshedshih-na-magistralnyh-gazoprovodah/

Аварии на трубопроводах

В зависимости от назначения и территориального расположения различают магистральный и промышленный (технологический) тру­бопроводный транспорт.

К магистральному трубопроводному транспорту относятся газо­нефтепроводы, по которым транспортируются продукты от мест добычи к местам переработки и потребления — на заводы или в морс­кие порты для перегрузки в танкеры и дальнейшей перевозки.

По ма­гистральным продуктоводам перемещаются готовые нефтепродукты с заводов в районы потребления. Общая протяженность магистральных трубопроводов по терри­тории России составляет около 200 тыс. км. На пути следования они более 5 тыс. раз пересекают различные водные преграды.

Ежегодно на магистральных трубопроводах регистрируются 50-60 крупных ЧС, которые влекут за собой большие экономические и экологиче­ские потери.

Технологические трубопроводы составляют свыше '/3 трубопро­водов промышленных предприятий.

По ним транспортируются газ, пар, жидкость, являющиеся сырьем, полуфабрикатами, готовой про­дукцией, отходами производства или продуктами, необходимыми для нормального течения технологического процесса.

По технологиче­ским трубопроводам транспортируются также вредные для здоро­вья и опасные в пожарном отношении продукты, причем при раз­ных давлениях и температурах.

Для магистральных и межцеховых технологических продуктоводов характерны довольно длинные прямые участки, сравнительно небольшое количество фасонных частей (отводов, крестовин и др.) и сосредоточение арматуры в ограниченном числе точек (компрес­сорные станции, газгольдеры, колодцы).

Важно

Внутрицеховые технологические продуктоводы имеют доволь­но сложную пространственную форму с большим количеством всевозможной арматуры, фасонных частей и сварных соединений. В среднем на 10 м такого продуктовода на нефтеперерабатывающем заводе приходятся 2 задвижки, 4 фланца, 2 отвода, 10 сварных сты­ков, 2 штуцера и т.д.

Продуктоводы имеют несколько составных элементов, в том числе:

— трубы, предназначенные для транспортировки продукта;

— эстакады, колонны, стойки, лотки, подставки, подкладки — на­правляющие и поддерживающие элементы продуктовода;

— насосные и компрессорные станции, осуществляющие поддер­жание необходимого давления в трубах;

— фланцы, штуцера, муфты и др. — используемые в разъемных со­единениях элементы продуктоводов;

— фасонные детали, предназначенные для изменения направления потока (отводы) или диаметра продуктовода (переходы), устройства ответвлений (тройники и тройниковые соединения), а также закры­тия свободных концов продуктоводов (заглушки или днища);

— компенсаторы, применяемые для защиты продуктовода от допол­нительных нагрузок, возникающих при изменении температуры;

— трубопроводную арматуру, представляющую собой конструктив­но обособленные устройства управления, предназначенные для вклю­чения и отключения, распределения, смешивания или сброса транс­портируемого продукта.

Трубопроводная арматура подразделяется по целевому назначе­нию на следующие виды:

— запорная (задвижки, вентили, краны, затворы, клапаны запорные и отсечные);

— регулирующая (вентили и клапаны регулирующие, клапаны ре­дукционные, регуляторы давления);

— фазораспределительная (конденсате-, воздухоотводчики, масло­отделители);

— распределительно-смесительная (краны, клапаны и вентили рас­пределительные и смесительные, распределители);

— предохранительная (клапаны предохранительные, обратные и по­воротные).

Наружные поверх­ности арматуры, в зависимости от материала корпуса, окрашивают:

— из чугуна серого и ковкого — в черный цвет;

— из стали коррозионно-стойкой — в голубой цвет;

— из стали легированной — в синий цвет;

— из стали углеродистой — в серый цвет.

В последнее время наблюдается рост количества ЧС, возникаю­щих на продуктоводах, основными причинами которых являются:

— физический и моральный износ функциональных элементов про­дуктоводов;

— человеческий фактор (подача продукта в трубы под давлением при закрытых задвижках, повреждение элементов продуктоводов при транспортных авариях и др.);

— стихийные бедствия (землетрясения, оползни, обвалы и др.);

— преступные действия людей (теракты, несанкционированное подсоединение к трубопроводу и др.).

Все эти явления способны привести к разрушению или повреж­дению элементов продуктоводов, что может стать следствием:

— выбросов АХОВ, горючих газов, кипящей воды, пара и других агрессивных веществ;

— растеканий нефти и нефтепродуктов;

— пожаров и взрывов;

— загрязнений местности и воздушной среды, вплоть до масшта­бов экологической катастрофы.

При возникновении ЧС на продуктоводах спасатели выполняют следующие виды работ:

— осуществляют в первую очередь спасение и эвакуацию людей из опасной зоны (особенно это касается предприятий, на которых про­изошла авария), а также, при необходимости, из прилегающей к опасной зоне местности;

— производят разведку очага поражения для оценки масштабов и воз­можностей дальнейшего развития ЧС, возможности появления вто­ричных поражающих факторов;

— определяют количество людей, техники, средств защиты, инст­рументов и приборов, необходимых для проведения работ;

— определяют маршруты выдвижения в очаг поражения, последо­вательность выполнения работ, места размещения необходимого оборудования, техники и систем поддержания жизнеобеспечения спасателей на месте аварии;

— осуществляют локализацию аварии и ликвидацию ее последствий.

При повреждении продуктовода в любом случае необходимо не­медленно изолировать аварийные участки с помощью задвижек, зат­воров и других запорных устройств. Одновременно отключаются емкости, останавливается работа насосов, компрессоров.

При круп­ных авариях возможна остановка деятельности всего предприятия. Местонахождение запорных и отключающих устройствспасатели могут определить:

— использовав опыт специальных учений на данном объекте (если они проводились);

— воспользовавшись помощью спасательной службы и техничес­кого персонала объекта;

— по направлению струи выброса — тогда необходимо отключить подачу продукта, перекрыв ближайшее запорное устройство на ава­рийной трубе;

— по технологическим схемам и планам производства, знакам бе­зопасности и указателям.

Дата добавления: 2016-06-15; просмотров: 1493;

Источник: https://poznayka.org/s13788t1.html

Ссылка на основную публикацию