Аварии на трубопроводах
Аварии на трубопроводах
Федеральное
агентство по образованию
Саратовский
государственный
социально-экономический
университет
кафедра
безопасности жизнедеятельности
Реферат
На
тему:
«Аварии
на трубопроводах».
Студентки
первого курса УЭФ
Григорьевой
Тамары Павловны
Руководитель:
доцент кафедры
Баязитов
Вадим Губайдуллович
Саратов,2007.
Содержание:
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
год.
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.
Крупная авария
произошла на 326 км магистрального нефтепровода Узень - Атырау - Самара на
юго-западе Казахстана. Как сообщает ИТАР-ТАСС, на месте происшествия начаты
аварийно-восстановительные работы. Между тем пока ничего неизвестно о масштабах
и причине аварии, площади загрязнения нефтью и объеме рекультивационных работ.
За последнюю неделю это уже второе крупное происшествие на нефтепроводах
Казахстана. 29 января в результате разрыва металла из-за гидроудара на 156 км
магистрального трубопровода Каламкас - Каражанбас - Актау на землю вылилось
около 200 тонн нефти.
Поэтому полное
устранение или существенное уменьшение интенсивности волновых и вибрационных
процессов в трубопроводных системах позволяет не только в несколько раз
уменьшить количество аварий с разрывами трубопроводов и выходом из строя
трубопроводной арматуры и оборудования, повысить надежность их работы, но также
значительно увеличить срок их эксплуатации.
В настоящее
время для борьбы с пульсациями и колебаниями давления и расхода в
трубопроводных системах используют воздушные колпаки, аккумуляторы давления,
гасители различных типов, ресиверы, дроссельные шайбы, клапаны сброса и т.п.
Они морально устарели, не соответствуют современному развитию науки и техники,
малоэффективны, особенно в случае гидроударов и динамики переходных процессов,
не отвечают требованиям экологической безопасности, о чем свидетельствует
статистика аварийности. На данный момент в России существуют новые технологии,
противоаварийной защиты трубопроводов, которые позволяют гасить все
внутрисистемные возмущения: гидроудары, колебания давления и вибрации.
Принципиально новым высокоэффективным энергонезависимым техническим средством
гашения колебаний давления, вибрации и гидроударов - являются стабилизаторы
давления (СД).
При этом
неизбежно происходят потери нефти, среднестатистический уровень которых
оценивается в 0,15-0,2 т/сут. на один порыв. Кроме того, в окружающую среду
попадают высокоагрессивные смеси, нанося ей значительный ущерб.
Согласно
Государственному докладу «О состоянии промышленной безопасности опасных
производственных объектов, рационального использования и охраны недр РФ в 2006
г.» основными причинами аварий на магистральных трубопроводах в течение 2001 –2006
гг. стали:
внешние
воздействия – 34,3 %, (их общего количества),
брак при
строительстве – 23,2 %,
наружная коррозия
– 22,5 %,
брак при
изготовлении труб и оборудования на заводах – 14,1 %,
ошибочные
действия персонала – 3 %.
Основная
причина аварий на внутрипромысловых трубопроводах – разрывы труб, вызванные
внутренней коррозией. Износ внутрипромысловых трубопроводов достигает 80%,
поэтому частота их разрывов на два порядка выше, чем на магистральных, и
составляет 1,5 – 2,0 разрыва на 1 км. Так, на территории Нижневартовского
района Ханты-Мансийского АО с начала эксплуатации месторождений построено 21
093 км внутрипромысловых и магистральных нефтегазопроводов, большая часть из
которых уже пришла в аварийное состояние, но продолжает эксплуатироваться.
Доминирующей
причиной аварий на действующих газопроводах России является коррозия под
напряжением. За период с 1991 г. по 2001 г. из общего числа аварий по причине
стресс-коррозии было 22,5%. В 2000 г. на ее долю приходится уже 37,4% от всех
аварий. К тому же расширяется география проявления коррозии под напряжением.
Основные фонды
трубопроводного транспорта, как и вся техносфера стареют, магистрали
деградируют с всевозрастающей скоростью. Неизбежно приближаются кризисные
явления. Например, износ основных фондов газотранспортной системы ОАО «Газпром»
составляет около 65%. Таким образом, продление срока безопасной службы
трубопроводных систем является важнейшей задачей транспортников нефти и газа.
В настоящее время
внутритрубное обследование проведено в отношении магистральных нефтепроводов, а
также 65 тыс. км газопроводов из 153 тыс. км общей протяженности. При этом
ремонтируется около 1,5% опасных дефектов от общего количества обнаруженных
дефектов. По данным АК «Транснефть» плотность распределения дефектов коррозии
составляет 14,6 деф./км. Скорость коррозии на значительной части – 0,2 – 0,5
мм/год, но имеет место и значительно большая скорость - от 0,8 до 1,16 мм/год.
Наиболее
уязвимыми на сегодня являются магистральные газопроводы Северного коридора.
Северный коридор представляет собой многониточную систему газопроводов,
проложенных из районов северных месторождений (Уренгойское, Заполярное,
Медвежье и др.) до границ Белоруссии с одной стороны и до границы с Финляндией
– с другой. В том же коридоре проходит трасса строящегося магистрального
газопровода Ямал – Европа. Общая протяженность действующих газопроводов
Северного коридора в однониточном исчислении около 10 тыс. км. Суммарная
производительность газопроводов в головной части составляет 150 млрд. м? газа в
год. В районах прохождения газопровода Ухта – Торжок (1 – 4-я нитки)
производительность газопровода составляет 80 млрд. м2 в год.
В последние годы
выделяется высокая доля аварий именно этого участка магистральных трубопроводов
по причине стресс-коррозии (71,0%). В 2003 г. 66,7% аварий также имели стресс-коррозионные
характер. Возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии,
непрерывно растет. По коридорам Северного коридора за 2001 – 2003 гг. этот
средний возраст составил 24,2 года, максимальный – 28 лет. Примерно 10 лет
назад средний возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии,
составлял 13 – 15 лет.
2. Аварии на
нефтепроводах
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.
Страницы: 1, 2
|