Аварии на трубопроводах

Аварии на трубопроводах

2

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.

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

Страницы: 1, 2