Последствия аварий на трубопроводах. Виды аварий на магистральном газопроводе
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 трубопроводов в условиях эксплуатации происходят в основном из-за коррозии металла (33 - 50 %), дефектов строительного происхождения (механические повреждения, дефекты кольцевого шва), дефектов заводского шва, нарушение правил эксплуатации, неисправности оборудования и других. Статистические данные по разрушениям газопроводов и нефтепроводов, представленные в табл. 3.2 за десятилетний период (1967 - 1977 годы), свидетельствуют о достаточно большом числе отказов. Ежегодно происходило более 220 разрушений трубопроводов.
Анализ аварий трубопроводов, проработавших более 20 лет, показывает, что их старение влияет на увеличение числа отказов. Это прежде всего связано со снижением защитных свойств изоляционных покрытий, с накоплением и развитием дефектов в трубах и сварных соединениях, процессами усталости металла. Снижаются пластические и вязкостные свойства металла и сварных соединений.
Основными-причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.
При авариях трубопроводов из-за дефектов тройников (отводов) следует вырезать тройниковый узел целиком и заменить его новым.
Чаще всего аварии трубопроводов происходят из-за неисправности в месте соединения труб.
Для предотвращения аварий трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических условиях, необходимо установить влияние изменения условий и параметров эксплуатации на прочность и устойчивость трубопровода, а также найти потенциально опасные участки. Отказам и авариям трубопроводов, проложенных в этих условиях, наряду с другими факторами способствует их чрезмерный изгиб, который сопровождается неравномерной осадкой и нестабильным положением системы грунт-труба-жидкость или газ.
Основными причинами аварий трубопроводов являются дефекты их изготовления и монтажа, гидравлические удары.
Когда ликвидация аварии трубопровода производится с помощью подводной сварки в кессоне, а для получения качественного шва трубу предварительно нагревают до высоких температур, водолаз-сварщик подвергается двойному воздействию: с одной стороны - высокой температуры газов сварочной дуги, с другой стороны - высокой радиационной температуры, выделяемой трубой. Работа в жаркой, влажной среде кессона, обильное потоотделение, наклоны тела могут вызвать обморочное состояние. Чтобы этого не случилось, нужно обеспечить активное охлаждение работающего, запас воды для питья.
При ликвидации аварии трубопроводов для сжи - женных газов требуются некоторые дополнительные меры, предосторожности, связанные со спецификой свойств про дуктов.
Отмечены случаи аварий трубопроводов, вызванных ошибками в выборе труб и арматуры по нормалям, дефектами, допущенными при изготовлении. При монтаже и ремонтных работах необходимо строго контролировать соответствие материалов указанным в проектах, ГОСТах, нормалях и технических условиях. Размещение и способы прокладки газопроводов должны обеспечивать возможность наблюдения за их техническим состоянием. На трубопроводах, транспортирующих сжиженные газы, необходимо устанавливать предохранительные клапаны для сброса газа. На газопроводах, подающих сжиженные газы в емкости, должны быть установлены обратные клапаны между источником давления и запорной арматурой. На всех газопроводах сжиженных газов перед их входом в парк емкостей необходимо установить задвижки, отключающие емкости от внутризаводской сети при аварии или каких-либо неисправностях. На вводах газопроводов горючих газов в производственные цехи и установки должна быть установлена отключающая запорная арматура с дистанционным управлением вне здания.
Во избежание аварии трубопроводов их прокладывают таким образом, чтобы происходила самокомпенсация тепловых удлинений трубопроводов. Однако достичь-самокомпенсации удается не всегда. В большинстве случаев применяют специальные устройства, называемые компенсаторами.
Данные о наиболее значительных авариях трубопроводов с полным разрывом стыков показывают, что такие стыки также имели значительный непровар по всей длине шва, достигавший 40 % и даже 60 % толщины стенок, и другие дефекты.
Тяжесть последствий от аварии трубопровода определяется соотношением размера водоема и количества нефти, попавшего в него. Однако, каковы бы ни были эти соотношения, воздействия такого рода молено считать очень опасными для живой природы.
Газотранспортная система России отличается беспрецедентной в мировой практике концентрацией энергетических трубопроводных мощностей. Многониточные газопроводы объединены в технические коридоры. От газовых месторождений северных районов Тюменской области действует уникальная газотранспортная система из 20 трубопроводов 1220-1420 мм, к которой вскоре присоединятся еще две магистрали диаметром 1420 мм СРТО-Торжок и СРТО-Черноземье, а потом и газопроводы Ямал-Европа. По техническим коридорам транспортируется до 250 млрд м 3 в год, а на отдельных участках суммарная производительность достигает 340 млрд м 3 в год.
Естественно, такая концентрация создает зону высокого риска. Но, пожалуй, наибольший риск представляют пересечения технических газовых коридоров с другими коридорами или трубопроводами другого назначения. К надежности и безопасности таких узлов предъявляются особые требования. Модель оценки риска на пересечениях должна учитывать возможность проявления при авариях «эффекта домино», выводящего из строя пересекающиеся нитки.
Самый чувствительный экологический урон приносят аварии на трубопроводах. При разрушении газопровода и мгновенном высвобождении энергии газа возникают механические повреждения природного ландшафта и рельефа, нарушение целостности почвенно-растительного покрова. Примерно половина аварий сопровождается возгоранием газа. Поэтому механическое и бризантное воздействие усугубляется тепловой радиацией. Радиус термического влияния определяет зону полного поражения окружающего растительного покрова в очаге отказа, имеется зона трансформации ландшафтов, буферная зона при механических повреждениях.
При авариях на газопроводах диаметром 1420 мм максимальный разброс отдельных кусков металла достигал 480 м, зона термического воздействия - 540 м. Потери газа при разрушении газопровода в среднем составляют около 5 млн м 3 .
На газопроводах в 1985-1986 гг. аварии составляли 0,41-0,44% на 1000 км в год, в последние годы 0,18-0,22. Наибольшее количество аварий связано с коррозией под напряжением. Так, в 2009 году аварии по этой причине составили 27% от всех аварий на газопроводах.
Как показывает практика, более 51 % общей длины трассы магистральных трубопроводов прокладывается по лесным массивам. Это обусловливает значительную вероятность возникновения лесных пожаров в результате аварий на газопроводах. На 25% общей длины магистральные газопроводы пересекают пашни и другие сельскохозяйственные угодья. Из-за аварий при термическом воздействии горящего газа происходит выгорание посевов на площадях в сотни гектаров и спекание грунта на глубину нескольких сантиметров.
При разрушении продуктопровода широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) в Башкирии территория поражения составила 2 км 2 .
Имели место аварии трубопроводов с каскадным развитием разрушения. В этом случае выходят из строя последовательно элемент за элементом, конструкция за конструкцией трубопровода. Такого ряда очень редкие аварии наносят наибольший экономический и экологический ущерб. Ярким примером каскадного разрушения трубопровода может служить авария на Южно-Солененском газоконденсатном месторождении в ноябре 1989 г.
Основным источником химического загрязнения атмосферы в трубопроводном транспорте являются компрессорные станции. При использовании для привода турбин природного газа, в результате его сгорания в атмосферу выбрасываются вредные вещества, в том числе окислы азота, окись углерода, окислы серы (в случае, если газ содержит соединения серы). Количество выбросов зависит от типа газотурбинных агрегатов. Их количество составляет около 0,5 млн т на 1 млрд м 3 товарной добычи газа. В 1996 г. они составили 2,5 млн т. Ставится задача за счет модернизации камер сгорания и замены устаревших газоперекачивающих агрегатов снизить содержание оксидов до 50 мг/нм 3 .
ВНИИприроды, изучая трансграничный перенос загрязнителей, установил, что оксиды в продуктах сгорания газа, рассеиваемые ветром с избыточной влагой воздуха, могут образовывать кислоты, которые, выпадая на землю, угнетают растительность, воздействуют на некоторые виды ценных рыб. В результате таких процессов, например, вокруг Норильска возник «лунный ландшафт».
Наибольшее шумовое загрязнение атмосферы происходит за счет работы ГПА и строительных механизмов. Уровни шума на КС значительно превышают действующие санитарные нормы, что создает неблагоприятные условия для обслуживающего персонала и обитания местных диких животных и птиц.
Из-за воздействия шумов животные и птицы вынуждены покидать привычные места ареалов обитания. Известны примеры, когда даже такие приспособленные к жизни в экстремальных условиях виды, как, например, волки, вынуждены откочевывать для вывода потомства на 100-300 км от КС или строящегося объекта.
Метан является парниковым газом и может внести при утечках из газотранспортных систем вклад в глобальное потепление. Один килограмм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенциалу глобального потепления от 21 кг углекислого газа.
Существует расхожее мнение, что не следует заострять внимание на потерях метана в системах газовой промышленности, коль скоро безгранично много его отдают в атмосферу болота, угольные шахты. Из последних в России поступает в атмосферу более 12 млрд м 3 метана в год. Вероятно, значительно больше из болот. И все же, необходимо оценить влияние на климат утечек метана, в том числе из газотранспортных систем при авариях, через свищи и трещины, неплотность арматуры, сбросах при ремонте и переиспытаниях.
В среднем в расчете на один год учтенные потери газа от утечек через свищи и другие повреждения газопроводов как минимум в 1,5 раза выше, чем при аварийном разрыве труб.
Данные РАО «Газпром» подтверждают потери газа при средней дальности транспортировки 2500 км в 1,0% от общего объема перекачки.
Таким образом, газоплотность трубопроводных систем и при сдаче объектов, и еще больше в период эксплуатации является важнейшим фактором экологической дисциплины.
Наиболее тяжелые экологические последствия вызывают аварийные ситуации на нефтепроводах, хотя разрушающий эффект на них значительно меньший, чем на газопроводах. В этом случае доминирующую роль играет выход большого количества нефти при аварийном разливе. Физико-химическое воздействие продукта на почву и воду часто приводит к трудновосстанавливаемому или практически невосстанавливаемому режиму естественного самоочищения.
Разрушение трубопроводов по своему характеру вызывает техногенное воздействие, затрагивающее биохимические процессы, происходящие в атмосфере, в почве и водоемах. В период аварийных ситуаций концентрация нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200-300 мг/л. Загрязнение рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах регионов.
На нефтепроводе Харьяга-Усинск в Коминефть, или, точнее, на промысловом коллекторе длиной 148 км, начиная с 1994 года имели место разрушения с крупными потерями нефти, в основном по причине внутренней коррозии. О потерях при этих авариях до сих пор еще спорят. Истинные размеры разлива нефти оказались в «вилке» между завышенными оценками западных экспертов и мнением российских специалистов. Но и у последних очень разные результаты подсчетов: от 14 до 103 тыс. т. Словом здесь перемешалась политика, бизнес, техника и экология.
Так или иначе, это было большой экологической бедой с загрязнением значительной территории, попаданием нефти в реки Уса и Кольва.
Напомню, что такие аварии дорого стоят. Коминефть для ликвидации последствий разлива нефти получила кредит в 124 млн долларов. Разлив нефти при катастрофе с танкером Эксон Вольдерс обошелся компании «Эксон» более миллиарда долларов.
О масштабах потери нефти из коллектора Вазой-Уса можно судить по данным Коми-нефть о добыче 49 тыс.т нефти из шлама, образовавшегося в результате утечек. Предполагается добыть еще 40 тыс. т. Утечки нефти из трубопроводов на промплощадках в отдельных случаях приобретали катастрофический характер. Так, на территории Пермьнефтеоргсинтеза, Новокуйбышевского и Ангарского нефтеперерабатывающих заводов в результате потерь нефти и нефтепродуктов из трубопроводов и разлива при аварийных ситуациях образовались техногенные залежи, объем которых достигает 900 тыс.т нефтепродуктов. Из одной из них добывается 40-60 т бензина марки 50 в день.
Проведение выборочного ремонта на нефтепроводах по результатам внутритрубной диагностики позволило за период с 1993 г. по 1998 г. уменьшить количество аварий с 0,25 до 0,06 на 1000 км. Конечно, это очень обнадеживающий результат. Еще в 1977 году АК «Транснефть» предстояло вырезать 47 тысяч дефектов на магистральных нефтепроводах, в том числе и строительного происхождения.
Многие ремонты связаны со сливом нефти в амбары, т.е. связаны с нарушением экологии. Однако значительно большие потери нефти через свищи, трещины, неплотности арматуры, сбросы при ремонтах. По данным Европейской организации нефтяных компаний «Конкау» с 1971 по 1995 г. количество разливов (утечек) нефти на 1000 км уменьшилось с 1,4 до 0,4. Как видно, частота отказов (утечек) для хорошо обслуживаемых европейских нефтепроводов значительно большая, чем показатель аварий на российских нефтепроводах, но она и должна сопоставляться с зафиксированными утечками, а не с авариями. По утверждению экологов в условиях острого топливно-энергетического кризиса ежегодно теряется с учетом нефтяных газов в пересчете на нефтяной эквивалент примерно 16 млн т нефти.
К сожалению, до сих пор проектирование трубопроводных систем ведется без предварительной оценки и анализа риска их эксплуатации, т.е. уровня потенциальной опасности для окружающей среды. Задача теории риска - не только выявлять «слабые» звенья технологической цепи, но и прогнозировать развитие событий в случае возникновения аварий. Иначе говоря, речь идет о построении достоверных «сценариев» (т.е. логических схем) развития аварий, а также математическом описании и программном обеспечении сопутствующих физических процессов. Вся эта методология разработана ассоциацией «Высоконадежный трубопроводный транспорт», ВНИИГазом, Российским государственным университетом нефти и газа им. И. М. Губкина.
Серьезную опасность для трубопроводов представляют оползневые процессы, особенно часто наблюдаемые на береговых участках подводных переходов. Перемещение грунта, особенно если оно идет под углом к оси трубопровода, вызывает оползневое давление - пассивное давление в пределах высоты трубы. Следствием этого является изгиб трубопровода в плане, повреждение изоляции и при достижении предельных деформаций разрушение. Так на 9-ти ниточном переходе газопроводов через р. Каму, несмотря на то что крутой оползневый правый берег был существенно уположен в коридоре 600 м (крутизна склона составила 9-10°), в 1990 г. произошел разрыв трубопровода. В результате взрыва образовалась воронка диаметром 40 м. Выполненные дополнительные противооползневые мероприятия оказались недостаточными, и в 1995 г. в результате оползневой деформации произошел разрыв другой нитки газопровода.
По этому переходу Гипроречтранс сделал контрольные расчеты по программе Р изт и подтвердил его неблагополучие. Эта программа оказалась надежным средством оценки оползневой опасности. Ею следует пользоваться при проектировании и мониторинге, когда требуется оценить устойчивость склона, расположение, глубину и протяженность массива грунта, вовлекаемого в оползневой процесс, эффективность мероприятий по инженерной защите склона, выявить наиболее неблагополучные с точки зрения возможных деформаций участки трубопровода.
Оползневые участки - частое явление по трассам трубопроводов. Так, газопровод «Голубой поток» на протяженном участке пересечет оползневый район. Для снижения риска возникновения аварийных ситуаций, связанных с оползневыми процессами, необходимо ускорить выпуск обновленной нормативно-технической документации, регламентирующей современные правила проектирования и расчета сооружений на оползневых склонах.
Для трубопроводов окружающий мир - это грунтовый массив, это земля, живущая по своим законам, в том числе и по законам геодинамики. Но если доказано, что «тектонические стрессы», зарождающиеся в глубинах недр, находят отражение даже в атмосфере, трассируя «метеопятна», то нельзя пренебрегать возможностью влияния этих явлений на трубопроводы, как бы вросшие в земную поверхность.
Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела попытался связать аварийные ситуации на трубопроводах с сейсмическими явлениями. Изучив природу 1021 отказа, Институт пришел к выводу что практически все разрушения на трубопроводах большой протяженности произошли в зонах возможного влияния тектонических разломов. Так интервалы времени между авариями подчинялись определенной периодичности, совпадающей с периодами сейсмической активности, установленной по материалам Таштагольской сейсмостанции.
Для более глубокого изучения и предотвращения аварий Институт предлагает провести геодинамическое районирование земной коры вдоль трасс действующих, строящихся и перспективных трубопроводов.
Отдельные районы Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Востока, где намечается большая программа строительства трубопроводов, сейсмически опасны. Здесь возможны землетрясения 6-10 баллов по шкале МЗК-64. Появление повреждений на трубопроводах обычно наблюдается при интенсивности около 7 баллов по шкале МЗК-64. Разрушения на старых поврежденных коррозией трубопроводах можно ожидать и при меньших по интенсивности сейсмических воздействиях.
Серьезным источником загрязнения окружающей среды являются процедуры очистки полости и испытания трубопроводовперед сдачей в эксплуатацию.
В зависимости от района строительства, сезонности работ, особенностей технологических операций сооружения газопровода его внутренняя полость может быть загрязнена грунтом, продуктами коррозии, сварочным гратом и огарками, водой, снегом, льдом и, наконец, случайно попавшими предметами.
Как показала практика, масса загрязнений в расчете на метр длины очищаемого газопровода диаметром 1420 мм составляет до 0,6 кг, а в отдельных случаях это количество увеличивается в 2-3 раза. Только продукты коррозии составляют 20 г/м 3 объема полости. При продувке участка в 30 км из такого трубопровода выносится до 50 т загрязнений, в том числе до полтонны продуктов коррозии. Выброс такого количества загрязнений через открытый конец газопровода приводит к загрязнению площади до 1000 м в длину и до 300 м в ширину.
При промывке газопроводов диаметром 1420 мм на участке протяженностью 30 км объем загрязненной воды составляет 55 тыс. м 3 . Сброс такого количества воды на рельеф чреват загрязнением и засолением грунта, размывом поверхности и растеплением вечномерзлых грунтов.
Такой неорганизованный сброс запрещен. Вода после промывки направляется в отстойники и после осветления опускается в водоемы. Однако в случае разрушения трубопровода при испытании неизбежен сброс большого объема воды в незапрограммированном месте с развитием эрозионных процессов.
Большой урон окружающей среде наносят сооружение и эксплуатация речных переходов. При строительстве подводных траншей загрязняется вода, происходит нарушение гидрологических условий территории при рытье траншей трубопроводов на водных переходах, нарушение нерестилищ рыб при дноуглубительных работах, подводного складирования грунта для обратной засыпки траншеи после укладки дюкера, заготовки песчано-гравийных смесей в руслах рек. В водотоки попадает растворенная целлюлоза из захороненных на трассе «древесных остатков», отходами древесины захламляются русла рек.
До сих пор в скальных грунтах выполняются буровзрывные работы. Все это резко отрицательно сказывается на ихтиофауне. При проектировании часто не прогнозируются техногенные деформации русел, особенно тундровых рек. С этим связаны многие негативные последствия, обусловленные русловыми процессами.
К зоне риска должно быть отнесено состояние отдельных речных переходов, главным образом, из-за обнажения в русловой части, ненадежного закрепления берегов в створе перехода, невозможности пропуска по отдельным ниткам внутритрубных диагностических снарядов. К тому же следует отметить, что из общей длины в 3500 км речных переходов 40% проложены более 20 лет назад. В годы трубопроводного «бума» ежегодно только в русловой части рек прокладывалось по 30 км дюкеров с переработкой до 15 млн м 3 донного грунта в год. На размытые (открытые) участки подводных трубопроводов действуют гидродинамические силы. Накопление усталостных повреждений может привести к выбросу максимальных динамических напряжений за допустимый уровень, возможен рост трещин до критических размеров и, как следствие, разрушение подводного трубопровода.
В самой технологии укладки дюкеров в траншею на дне водоемов таится много не предвиденных и осложняющих обстоятельств. Гораздо большая надежность и безопасность переходов может быть достигнута при использовании метода наклонно-направленного бурения. В этом случае трубопровод укладывается в скважину, проведенную в массиве ненарушенного грунта на большой глубине. Очевидно, что в этом случае просадки, размывы и всплытие подводного трубопровода, т.е. изменение его проектного положения, исключаются, не нарушается естественный ландшафт, не угнетается флора и фауна.
Главная задача проектировщиков, строителей и эксплуатационников - построить и эксплуатировать экологически безопасные трубопроводы, КС, НС, резервуарные парки и подземные хранилища, а техногенные воздействия, практически, не сказывались бы на окружающей среде, были бы скомпенсированы до нормального фонового состояния природы. Пока этого достигнуть не удается.
Контрольные вопросы:
1. Аварии на магистральных газопроводах.
2. Основной источник загрязнения атмосферы при транспорте нефти и газа.
3. Потери метана в системах газовой промышленности.
4. Аварии на магистральных нефтепроводах.
5. Оползневые процессы на трассах трубопроводов.
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
Одна из ключевых проблем обеспечения промышленной и пожарной безопасности - установление минимальных безопасных расстояний между источниками аварий и соседними сооружениями и объектами. Требования к обоснованию минимальных безопасных расстояний, в том числе на основе моделирования и расчета последствий аварий, содержатся в ряде нормативных правовых документов.
Особенно актуальна задача определения минимальных безопасных расстояний в связи с развитием системы магистральных трубопроводов (МТ). Анализ аварийности показывает, что аварии с гибелью людей на российских МТ достаточно редки, однако в условиях их прокладки вблизи населенных пунктов, объектов производственной и транспортной инфраструктуры не исключена возможность поражения людей при аварии. Особый резонанс вызывают крупные промышленные аварии с групповой гибелью людей. Ниже представлены масштабы и особенности некоторых крупных аварий на МТ:
Под минимальным безопасным расстоянием понимается минимальное допустимое расстояние от оси линейной части магистрального трубопровода до соседних зданий, строений, сооружений, населенных пунктов, транспортных путей, устанавливаемое в целях обеспечения безопасности людей.
- 1 июля 1959 г. Мексика, штат Веракрус, Коацакоалькос. Взрыв и пожар на нефтепроводе. Погибли 12 человек, более 100 ранены.
- 19 июля 1960 г. США, штат Висконсин, Меррил. При проведении земляных работ произошла разгерметизация газопровода. Утечка газа с последующим взрывом стали причиной гибли 10 человек.
- 4 марта 1965 г. США, штат Луизиана, Натчиточес. Взрыв на 32-дюймовом газопроводе компании «Теннесси». Погибли 17 человек, 9 получили ранения. Причина - разгерметизация газопровода из-за коррозионного растрескивания под напряжением.
- 29 мая 1968 г. США, штат Джорджия, Хэпвиль. Бульдозер задел дюймовый газопровод у детского сада, в результате произошли взрыв и пожар. Семь детей и двое взрослых погибли, трое детей получили серьезные ранения.
- 4 июня 1989 г. СССР, Уфа. Авария на магистральном продуктопроводе (ВЫ 700, Рра6 = 3,5 -г 3,8 МПа) под Уфой на перегоне между станциями Казаяк и Улу-Теляк на 1710-м км Куйбышевской железной дороги с выбросом и воспламенением паров широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Расстояние дрейфа облака 900-1350 м. В зоне взрыва оказались два пассажирских поезда. Погибли 573 человека, более 600 получили травмы различной степени тяжести. В районе взрыва образовалась зона сплошного завала леса площадью 2,5 км2. В радиусе до 15 км от места взрыва в домах населенных пунктов выбиты стекла, частично разрушены рамы и шиферные фронтоны.
- 17 октября 1998 г. Нигерия, штат Дельта, Джесси. Произошел взрыв на трубопроводе Нигерийской национальной нефтяной корпорации, перекачивающем бензин. Причина аварии - умышленное повреждение трубопровода. Жители ближайших деревень пришли к разрушенному трубопроводу для сбора разлившегося топлива. Произошли взрыв и пожар, в результате которых погибли около 1200 человек. Пожар удалось потушить только 23 октября.
- 10 июля 2000 г. Нигерия, штат Дельта, Джесси. Разгерметизация трубопровода с последующим взрывом. Погибли около 250 человек.
- 16 июля 2000 г. Нигерия, штат Дельта, Варри. При разрушении трубопровода и последующем взрыве погибли 100 жителей деревни.
- 19 августа 2000 г. США, штат Нью-Мексико, Карлсбад. Воспламенение газа при разрыве 30-дюймового газопровода привело к гибели 12 человек, находившихся в кемпинге в 180 м от места аварии. На месте разрыва газопровода образовался котлован 16 м в ширину и 24 м в длину. 15-метровый участок трубы был вырван и выброшен из котлована в виде трех осколков (наибольший - на расстояние 87м). Причина аварии - внутренняя коррозия.
- 30 ноября 2000 г. Нигерия, штат Лагос. Утечка нефтепродукта из трубопровода с последующим воспламенением. Погибли около 60 жителей рыбацкой деревни.
- 19 июня 2003 г. Нигерия, штат Абия. При попытке хищения нефтепродукта из трубопровода произошел взрыв. Погибли 125 жителей близлежащей деревни.
- 30 июля 2004 г. Бельгия, Брюссель. Утечка и взрыв газа на магистральном газопроводе (МГ) (ОЫ 900) газоперерабатывающего завода Ви1а§аг в 40 км от Брюсселя. Цепь взрывов уничтожила две фабрики, оставив между заводами большой кратер. Тела погибших и обломки оборудования были разбросаны в радиусе 500 м от места катастрофы. На расстоянии до 150 м выгорели все припаркованные автомобили, растительность выгорела на расстоянии до 250 м. Действие взрывной волны ощущалось на расстоянии до 10 км от места аварии. Погибли 24 человека (на расстоянии до 200 м), более 120 получили серьезные ожоги и ранения. Большинство погибших - полицейские и пожарные, прибывшие на место утечки по тревоге.
- 17 сентября 2004 г. Нигерия, штат Лагос. При попытке хищения нефтепродукта из трубопровода произошел взрыв. Погибли десятки людей.
- 12 мая 2006 г. Нигерия, штат Лагос. Произошел взрыв на нефтепроводе при попытке хищения нефти. Погибли около 150 человек.
- 26 декабря 2006 г. Нигерия, штат" Лагос. Вандальные действия привели к взрыву нефтепровода. Погибли более 500 человек.
- 16 мая 2008 г. Нигерия, штат Лагос. Бульдозером поврежден подземный нефтепровод. В результате взрыва и последующего пожара погибли около 100 человек.
- 19 декабря 2010 г. Мексика, Сан Мартин Тексмелукан де Лабастида. Взрыв на насосной станции Ре1го1еок Мех1сапо8 привел к разгерметизации нефтепровода с последующим истечением горящей нефти. Погибли 27 человек, 52 были
- ранены. Взрыв вызван неудачной попыткой врезки в нефтепровод в целях хищения нефти.
- 12 сентября 2011 г. Кения, Найроби. В промышленном районе Лунга Лунга разгерметизировался трубопровод Кенийской трубопроводной компании, перекачивающий бензин, дизельное и реактивное топливо. Часть топлива попала в реку. Люди в соседних густонаселенных трущобах Синая начали собирать вытекающее топливо, оно взорвалось, образовав гигантский огненный шар. Пожар распространился на близлежащие трущобы. Источник воспламенения - искры с горящей свалки. Около 100 человек погибли, 116 были госпитализированы с различной степенью ожогов. Тела погибших и фрагменты построек были найдены в 300 м от места взрыва.
Среди перечисленных аварий обращают на себя внимание многочисленные случаи взрывов при аварийной разгерметизации на магистральных нефте-и продуктопроводах (МН) в Мексике, Нигерии и Кении, что, очевидно, связано с теплым климатом, способствующим при утечках образованию топлив-но-воздушных смесей (ТВС) из-за повышенной температуры окружающей среды. Большое количество пострадавших обусловлено напряженными социальными условиями близпроживающего населения.
Методические подходы к установлению минимальных безопасных расстояний условно можно разделить на три направления, основанные на использовании: фактических данных о зафиксированных при авариях зонах поражения («апостериорный» подход); расчетов максимальных размеров зон поражения; количественной оценки риска (КОР) аварий.
Достоверность данных в первом случае базируется на представительности статистических данных об известных крупных авариях на МТ, во втором - на расчете и моделировании последствий аварий с наиболее протяженными зонами поражения, в третьем - на учете вероятности возникновения аварии с определенными последствиями и использовании критериев приемлемого (допустимого) риска. В любом из этих подходов могут использоваться «коэффициенты запаса», компенсирующие неполноту существующих знаний и представлений.
Рассмотрим для каких видов МТ (газо-, нефтепроводы, трубопроводы СУГ) и в каких случаях преимущественно используются обозначенные выше подходы к установлению минимальных безопасных расстояний.
Наиболее распространенным и устоявшимся способом является определение безопасных расстояний исходя из опыта происшедших аварий на аналогичных объектах. Этот подход частично (совместно с моделированием последствий) реализован в пп. 3.16, 12.3 СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы». Анализ происшедших достаточно многочисленных аварий на МГ показывает, что размеры зон поражения людей (разлет осколков, тепловое излучение от горения струй) лежат в диапазоне от 100 до 350 м от оси трубы и определяются в первом приближении диаметром и давлением в трубопроводе. В данном случае достаточно представительная статистика аварий не требует, как правило, применения дополнительных «коэффициентов запаса» по безопасности, и минимальные безопасные расстояния принимаются эквивалентными максимальным наблюдавшимся зонам поражения
Опыт аварии под Уфой в 1989 г. обозначил повышенную опасность выбросов сжиженных углеводородных газов (СУГ), связанную с мгновенным вскипанием перегретых жидкостей и образованием протяженных облаков тяжелых газов, способных распространяться у поверхности земли с сохранением способности к воспламенению на расстоянии в несколько километров. Следствие этой катастрофы - десятикратное увеличение нормативных значений безопасных расстояний1 от МТ СУГ до объектов с присутствием людей.
Второй способ установления минимальных безопасных расстояний для МТ - расчет зон поражения при максимальной гипотетической аварии (МГА) с рассмотрением конкретного участка трубопровода (профиль трассы, задвижки и т.д.), свойств транспортируемых углеводородов, технологических параметров перекачки, условий окружающей среды и действий по локализации и ликвидации аварии. «Коэффициент запаса» по безопасности в этом случае неявно заложен в допущениях и предположениях о возникновении и развитии аварии и определяется степенью пессимистичности при выборе рассчитываемого сценария МГА.
Данный детерминистский подход основан на расчете сценария с полным разрушением МТ и максимальной дальностью распространения поражающих факторов при аварийных выбросах опасных веществ. В табл. 1 приведены примеры рассчитанных по программному комплексу ТОКСИ+ зон смертельного поражения человека при авариях на отдельных участках МТ по данным деклараций промышленной безопасности и отчетам по КОР.
Среди основных поражающих факторов, характерных для аварий на МГ, наиболее значимым по размерам зон поражения является термическая радиация от горящих струй газа (см. табл. 1).
При расчете максимальной зоны поражения на МН и МТ СУГ принимается максимальный размер утечки для рассматриваемого участка трассы, консервативно оценивается площадь разлива нефти (нефтепродукта) и рассчитывается расстояние, на которое может дрейфовать облако их паров, сохраняя способность к воспламенению.
Таблица 1
Последствия аварии | Поражающий фактор | Зона действия поражающего фактора, м |
МГОЫ600, Р=5,7МПа |
||
Расширение газа | Барическое (Воздействие^ | |
Механическое воздействие | ||
Горение струи | Термическое воздействие | |
Пожар в котловане | ||
МНОЫ1000, Р=6,ЗМПа |
||
Пожар пролива | Термическое воздействие | |
Воспламенение облака ТВС | ||
МТ ШФЛУ ОМ 700, Р = 5,5 МПа |
||
Пожар пролива | Термическое воздействие | |
Воспламенение облака ТВС | ||
Горение струи | ||
Рассеяние опасных веществ в атмосфере рассчитывается по Методическим указаниям по оценке последствий аварийных выбросов опасных веществ (РД-03-26-2007) при наихудших условиях рассеяния в приземном слое атмосферы. В качестве консервативной оценки минимального безопасного расстояния при расчете дрейфа пожаровзрывоопасного облака принимается расстояние, на котором облако рассеивается до концентрации, равной половине нижнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ), что учитывает неоднородность распределения концентрации в облаке. При необходимости рассматриваются и возможность сгорания (взрыва) дрейфующего облака, и соответствующие данному процессу зоны поражения с учетом допущений.
Основанный на анализе последствий аварии подход также применим для определения безопасных расстояний для «типового» участка МГ, так как расстояния, установленные по расчетам термического поражения от горящих струй газа, незначительно отличаются от расстояний, зарегистрированных при авариях, а результаты расчета по модели имеют меньший набор исходных данных и принятых допущений по сравнению с моделями расчета последствий аварий на МН и МТ СУГ.
Третий способ обоснования минимальных безопасных расстояний основан на использовании КОР, позволяющей оценить возможность возникновения аварии, в том числе МГА.
На рассматриваемом участке трассы МТ рассчитываются варианты выброса для всего диапазона размеров дефектных отверстий (от свища до гильотинного разрыва трубопровода) и все возможные исходы аварий на основе дерева событий.
При моделировании распределения в пространстве зон действия поражающих факторов учитываются вероятность возникновения аварии и условная вероятность развития аварии по тому или иному сценарию. Критерии поражения человека определяются по пробит-функции.
В качестве безопасного принимается расстояние, на котором рассчитанное значение потенциального риска гибели человека не превышает уровня, заданного в качестве допустимого.
Согласно п. 4.2.6 Методических указаний по проведению анализа риска опасных производственных объектов (РД 03-418-01) критерии приемлемости риска аварии определяются на основе нормативных правовых документов (например, для МТ горючих веществ целесообразно учитывать критерии) или обосновываются в проектной документации, исходя из опыта эксплуатации аналогичных объектов.
Практика использования КОР по модели, основанной на, при декларировании и разработке специальных технических условий показала, что размер зон поражения и тяжесть последствий при авариях на МТ, определяющие минимальные безопасные расстояния, связаны с технологическими параметрами трубопровода (диаметр, давление), характеристиками перекачиваемого продукта, в том числе пожаро-, взрывоопасными или токсическими свойствами, агрегатным состоянием в трубопроводе (газ, жидкость, в том числе сжиженный газ); особенностями окружающей местности (рельеф); метеоусловиями (температура воздуха, скорость и направление ветра, стратификация (устойчивость) атмосферы); уязвимостью объектов воздействия (наличие селитебных зон, производственных объектов, транспортной инфраструктуры); эффективностью системы обнаружения и ликвидации утечки, действий персонала.
Отметим, что значимость указанных факторов зависит от вида МТ (МГ, МН или МТ СУГ).
Например, основными факторами, определяющими сценарии развития аварий на МГ и зоны поражения людей являются: несущая способность грунта, давление в месте разрыва, расположение места разрыва относительно компрессорных станций и линейных запорных кранов, а метеорологические факторы (скорость и направление ветра, класс стабильности атмосферы, влажность воздуха) влияют незначительно.
Напротив, для МТ СУГ, наибольшая аварийная опасность которых определяется возможностью дрейфа и воспламенения облаков ТВ С, размеры зон поражения существенно зависят от метеорологических факторов в момент аварии.
Также отметим слабое влияние расстояний между узлами запорной арматуры на рассчитанные максимальные зоны поражения при авариях
Расчеты минимальных безопасных расстояний с использованием методологии количественного анализа риска аварий показывают, что для современных продуктопроводов СУГ размеры аварийно-опасных зон для пребывания людей не превышают 1,4 км, тогда как детерминистские расчеты дают оценку размеров зон смертельного поражения до 2,4 км. Соотношения размеров зон, рассчитанных по разным подходам, зависят от вероятности возникновения аварии, рассматриваемой в качестве МГА.
Таким образом, из анализа нормативной базы, аварий и результатов расчета последствий аварийных выбросов опасных веществ и оценки риска аварий на МТ можно сделать следующие выводы:
1. Установлено влияние на размеры зон поражения и безопасных расстояний технологических параметров трубопровода, характеристик перекачиваемого продукта, особенностей окружающей местности, метеоусловий и иных факторов. Значимость указанных факторов зависит от вида МТ (МГ, МН или МТ СУГ), поэтому для решения практических задач необходимы анализ опасности конкретных участков МТ и обоснованный выбор критериев безопасности.
2. Применение методологии количественной оценки риска позволяет обосновывать минимальные безопасные расстояния, размер которых может быть существенно меньше нормативных или определенных зон поражения при МГА.
3. Представленные результаты предлагается использовать при разработке нормативных документов по безопасности объектов трубопроводного транспорта, в том числе законопроекта - Технического регламента о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов и Правил безопасности для магистральных трубопроводов
Таблица 3
Параметры трубопровода | Район прокладки трубопровода | Расстояние по СНиП 2.05.06-85* (до населенных пунктов), м | Зона действия поражающих факторов при МГА, м | Расстояние, м, на котором достигается потенциальный риск гибели человека, год- 1 |
||
ОМ 250, Р а6 = 1 ,8 МПа | Самарская обл. | |||||
ОМ 500, /> ра6 = 3,3 МПа | Ямало-Ненецкий автономный округ | Не определено (для продуктопроводов ОЫ 400 - 3000-5000 м) | ||||
ОМ 700, Р раб = 5,5МПа | Ханты-Мансийский автономный округ | |||||
