Аварії на магістральних трубопроводах. Ліквідація аварій на газопроводі

Сторінка 1

Аварії газопроводів можуть призвести до тяжких наслідків як для людей, так і навколишньої природи. Крім того, при аваріях втрачається газ на ділянці між двома кранами. Великих матеріальних збитків зазнають споживачі газу, які змушені зупинити своє виробництво або застосувати інші види палива. Витрати внаслідок аварії газопроводу можуть більш ніж у 30 разів перевищувати витрати, потрібні на ремонтні роботи. При аварії нафтопроводу відбувається витік нафти дільниці між двома засувками. Це призводить до великим втратнафти та засмічення довкілля, а в деяких випадках до зупинки нафтопромислу чи нафтопереробного заводу.

Аварією газопроводу вважається частковий або повний розрив трубопроводу з виходом газу до навколишнього середовища.

При аварії газопроводу з виходом газу на поверхню землі необхідно негайно відключити газ та прийняти термінові заходиз ліквідації аварії.

Причинами, що викликають аварії газопроводу, можуть бути неякісне зварювання, перенапруги в металі через неправильне укладання газопроводу в траншею, зсуви, розмиви, кородируюча дія грунту, освіта в зимовий часгідратих пробок та інші.

Однією з основних умов попередження аварій газопроводів, пов'язаних з корозією, ерозією і втомою металу, є систематичний і своєчасний контроль їх стану.

У польових умовахпри ліквідації аварій газопроводів, виробництві ремонтів робоче місцеелектрозварювальник обов'язково обладнується дерев'яним лежаком. Основним робочим інструментом електрозварювальника є тримач електродів, від якого значною мірою залежить зручність роботи. Тримач повинен міцно утримувати електрод, забезпечувати надійний контакт і допускати швидку та зручну зміну електродів без дотику до струмоведучих та нагрітих металевих частин тримача. Тримач повинен мати мінімальну вагу та зручне захоплення. Найбільш істотною частиною конструкції тримача електродів є пристрій для затискання електрода. За способом кріплення електродів власники поділяються на вилкові, пружинні, затискні та гвинтові.

Інститут мерзлотознавства, який вивчив причини аварій газопроводів, встановив, що не прокладання трубопроводу в зоні промерзання ґрунту спричинило ці аварії, а недоброякісне зварювання стиків.

Значення фізико-механічних характеристик ґрунту основи та засипки.

За даними експертизи, проведеної дома аварії газопроводу Уренгой-Центр П (лютий 1995 р.), однією з причин послужило защемлення в ґрунті труби, що примикає до карстової порожнини.

Оц за 1 год; т – 3 – – середній час відновлення аварії газопроводу діаметром Оц год; LJ – довжина г – ї секції, км.

У цьому розділі наведено результати багаторічних металографічних досліджень різних груп трубних сталей, зруйнованих при аваріях газопроводів.

Крім зазначених документів, експлуатаційні організації зберігають також технічну приймальну документацію; журнали зварювальних робіт, Сертифікати на матеріали, журнали ізоляції, журнали випробувань та ін. До цієї документації звертаються при аналізі причин і [виявленні винуватців аварій газопроводів. В процесі поточного обслуговуванняцими документами не користуються.

ТОВ «Міський центр експертиз». Керівник департаменту експертизи промислової безпеки Зінаїда Арсентьєва ТОВ «ГЦЕ-Енерго». Керівник департаменту розробки планів ліквідації аварійних ситуацій(ПЛАС)

ТОВ «Міський центр експертиз». Керівник департаменту аналізу ризику

Антон Чугунов
ТОВ «Міський центр експертиз». Експерт департаменту експертизи промислової безпеки

ТОВ «Міський центр експертиз». Експерт департаменту аналізу ризиків

Анотація

На сьогоднішній день загальна протяжність лінійної частини магістральних трубопроводів у Російської Федераціїстановить понад 242 тис. км, у тому числі: магістральні газопроводи - 166 тис. км; магістральні нафтопроводи – 52,5 тис. км; магістральні продуктопроводи – 21,836 тис. км. В даний час у системі магістрального трубопровідного транспортуексплуатується понад 7000 піднаглядових Ростехнагляду об'єктів. Специфіка експлуатації трубопровідного транспорту пов'язана з ризиком каскадного розвитку аварій. Тому забезпечення безпеки магістральних нефтегазопродуктопроводов має значення для енергетичної безпеки країни.

Одною з найважливіших проблемтрубопровідного транспорту є збереження працездатного стану лінійної частини промислових та магістральних трубопроводів. Численні обстеження показують, що підземні газопроводи, які працюють за нормальних режимів, перебувають у задовільному стані протягом кількох десятків років. Цьому сприяє та велика увага, яка приділяється систематичному контролю стану підземних і надземних газопроводів і своєчасна ліквідація дефектів, що з'являються.

Відомо, що основну частину газотранспортної системи Росії було побудовано 70–80-ті роки минулого століття. На сьогодні знос основних фондів лінійної частини магістральних газопроводів становить понад половину, а точніше - 5 7,2 %.

Більшість магістральних газопроводів має під земну. конструктивну схемупрокладання. На підземні трубопроводи впливають корозійно-активні ґрунти. Під впливом корозійного зносу металу зменшується товщина стінки труб, що може призвести до виникнення аварійних ситуацій на МГ.

Безпека об'єктів трубопровідного транспорту має бути максимально високою для забезпечення надійного безперебійного постачання вуглеводневої сировини, а загроза виникнення аварій - мінімізована.

Як правило, з'являється в результаті корозійних та механічних пошкоджень, визначення місця та характеру яких пов'язане з низкою труднощів та великими матеріальними витратами. Цілком очевидно, що розтин газопроводу для його безпосереднього візуального обстеження є економічно невиправданим. До того ж обстежити можна лише зовнішню поверхню об'єкта. Тому протягом останніх роківу нашій країні та за кордоном зусилля спеціалізованих науково- та дослідницьких та проектних організацій спрямовані на вирішення проблеми визначення стану підземних та надземних промислових, магістральних нафтопродуктопроводів без їх розкриття. Ця проблема пов'язана з великими технічними труднощами, проте при використанні сучасних методівта коштів вимірювальної технікивона успішно вирішується.

Основні сценарії можливих аварійна газопроводах пов'язані з розривом труб на повний переріз і закінченням газу в атмосферу критичному режимі(зі швидкістю звуку) із двох кінців газопроводу (вгору та вниз по потоку). Протяжність розриву та ймовірність загоряння газу мають певний зв'язок як із технологічними параметрами трубопроводу (його енергетичним потенціалом), і з характеристиками грунту (щільність, наявність кам'янистих включень). Для трубопроводів великого діаметра(1200-1400 мм) характерні протяжні розриви (50-70 м і більше) і висока ймовірність загоряння газу (0,6-0,7).

Горіння газу може протікати у двох основних режимах. Перший постає, як правило, у вигляді двох незалежних (слабко взаємодіючих) настильних струменів полум'я з орієнтацією, близькою до осі газопроводу. Це характерно переважно для трубопроводів великого діаметра (режим «струменевого» полум'я). До другого слід віднести стовп вогню, що результує (за витратою газу) з близькою до вертикальної орієнтацією (горіння «в котловані»). Цей режим горіння газу більш характерний для трубопроводів щодо малого діаметра.

Рис. 1. Сумарний розподіл причин аварій на магістральних газопроводахза даними Ростехнагляду за 2005-2013 роки.

Кількість природного газу, здатного брати участь в аварії, залежить від діаметра газопроводу, робочого тиску, місця розриву, часу ідентифікації розриву, особливостей розміщення та надійності спрацьовування лінійної арматури. Згідно зі статистикою, середні втрати газу на одну аварію варіюються в діапазоні від двох з половиною до трьох мільйонів кубометрів.

Рис. 2. Розподіл аварій на лінійній частині газопроводів різних діаметрівз причин їх виникнення

Для аналізу причин та прогнозування на найближчу перспективу очікуваної інтенсивності аварій були використані дані та узагальнення, що публікуються в офіційних джерелах, у тому числі в щорічних звітах Ростехнагляду. Результати аналізу відомостей, що містяться у щорічних звітах про діяльність Федеральної службиз екологічного, технологічного та атомного нагляду (http://www.gosnadzor. ru/public/annual_reports/) наведено в табл. 1.

Узагальнені відомості про аварійність та дефектність на газопроводах ВАТ «Газпром» за період з 1991 по 2002 р. наведено табл. 2.

З вищенаведених даних видно, що найбільше число аварій на лінійній частині МГ відбувалося внаслідок зовнішньої та внутрішньої корозії (26%), шлюбу будівельно-монтажних робіт (25,8%) і механічних пошкоджень (21%).

Окремо можна виділити аварії, що відбувалися на ділянках переходів через водні перепонияк найскладніші в інженерному відношенні ділянки лінійної частини МР.

Таблиця 3. Зміна інтенсивності аварій (кільк. аварій / 1000 км на рік) на газопроводах РФ різних діаметрів, 2000-2010 р.р. Таблиця 4. Вплив тривалості експлуатації на відносні показникиаварійності газопроводів

Необхідно відзначити залежність частоти виникнення аварій на лінійній частині газопроводу, що чітко простежується, від терміну його експлуатації. Ця залежність представлена ​​у табл. 4. У тому числі з розбивкою за різними діаметрами (табл. 5).

Таблиця 5. Розподіл аварій (у % від загального їх числа) для газопроводів різних діаметрів залежно від терміну їх експлуатації

Аналіз статистичних даних показав, що інтенсивність аварій на магістральних трубопроводах має виражений регіональний характер, тобто визначається не тільки загальними показникаминауково-технічного прогресу в галузі, а й цілою низкою локальних факторів кліматичного, інженерно-геологічного та геодинамічного характеру, особливостями спорудження та експлуатації конкретної ділянки, розвиненістю промислової та транспортної інфраструктури, загальною господарською активністю в регіоні. Основну небезпеку аварійної розгерметизації газопроводів становлять:

1. Ділянки газопроводів після компресорних станцій(До 5 км) - внаслідок нестаціонарних динамічних навантажень;
2. Ділянки газопроводів на вузлах підключення;
3. Ділянки підводних переходів;
4. Ділянки, що проходять поблизу населених пунктів та районів з високим рівнемантропогенної активності (райони будівництва, перетину з автомобільними та залізницями).

Важливо, що після 1990 року на газопроводах Росії був аварій типу лавинного руйнації. Це стало результатом підвищення рівня технічних вимог до труб та зварних з'єднань. Крім того, покращилася якість проектних робіт, виріс рівень технічне обслуговуваннягазопроводів.

Наявні статистичні дані свідчать про те, що дотримання встановлених нормативних відстаней при укладанні в одному коридорі різних гілок магістральних газопроводів є мірою, достатньою для запобігання варіантам ланцюгового розвитку аварій (тобто, що відбуваються за принципом «доміно»).

Прояв аварійності на магістральних газопроводах, що представляють, носить яскраво виражений територіальний характер. Регіональне прояв аварійності пов'язане з різницею різних регіонахінженерно-геологічних особливостей трас, станом мережі доріг, загальним рівнемпромислового та сільськогосподарського розвитку та ін.

Проведений аналіз показав, що швидкість корозії на північ від 60-ї паралелі в природних ґрунтових умовах внаслідок відносно низьких температуру 15-20 разів вище, ніж, наприклад, у районах Середньої Азії. Внаслідок впливу кліматичних факторів у сукупності з регіональними характеристиками корозійної активності ґрунтів інтенсивність відмов у північній зоні в 1,4 рази, а в південній – у 16 ​​разів перевищує значення λср для середньої смуги.

Особливе значення мають показники регіональної сільськогосподарської та промислової активності, що впливає на механічну та . Регіональний характер прояву аварійності, крім загальних технологічних причин та антропогенного впливу, визначається складними геодинамічними процесами верхньому шаріземної кори.

Аналіз показав суттєві відмінності (до 40 разів) в інтенсивності аварій у різних областяхРосійської Федерації. Це необхідно враховувати при аналізі ризику шляхом відповідної корекції λср за даними аварійності конкретного регіону (області) чи підприємства. У ряді районів, крім цього, необхідно проводити детальніші уточнення з урахуванням конкретної місцевої специфіки траси трубопроводу. Через відсутність інженерних методик такі уточнення рекомендується виконувати запровадженням спеціального коефіцієнта, що визначається методом експертних оцінок.

Також нерідко причинами відмов є планові та глибинні деформації русла річок у створі переходу, розмив берегів. механічні пошкодженнясудновими якорями, волокушами, льодом, втрата стійкості трубопроводу, корозія та брак труб, а також дефекти будівельно-монтажних робіт.

Результати виконаного ТОВ «ВНДІГАЗ» узагальнення даних фірми «Підводгазенергосервіс» та ІЦ «ВНДІСТ-Пошук» з основних причин ушкоджень на підводних переходах наведено у табл. 6.

Аварії в русловій частині найчастіше відбуваються в період весняної повені. Завдяки створеній у ВАТ «Газпром» системі періодичного контролю та профілактичного ремонтуаварії на цій частині переходів зараз досить рідкісні. За оцінками фахівців, інтенсивність аварій у русловій частині переходів приблизно в 5–7 разів вища за аналогічний показник для суміжних «сухопутних» ділянок.

У заплавній частині підводних переходів розриви трубопроводів виникають переважно у зимовий час. Це пояснюється тим, що через порушення ізоляційного покриття окремих ділянок газопроводів на них може виникнути корозія, пов'язана з підвищеною зволоженістю ґрунтів та інтенсивними геохімічними процесами. Ослаблені корозією ділянки труб можуть бути легко зруйновані під впливом інтенсивних навантажень, що стискають з боку обводнених грунтів при їх промерзанні.

Слід виділити основні проблеми, вирішення яких дозволить певною мірою зменшити аварійність об'єктів газового профілю.

По-перше, основний наголос робиться на протидію видимим (актуальним на сьогодні) небезпекам на шкоду діяльності з профілактики небезпек на стадії проектування та ранніх стадіях життєвого циклуоб'єкт.
По-друге, відбувається багаторазове повторення однотипних надзвичайних ситуацій через відсутність механізмів обліку досвіду розслідування інцидентів, відмов та аварій у профілактиці НС на стадіях проектування, будівництва, реконструкції та експлуатації об'єкта.

Крім того, можна відзначити недостатню ефективність діючих моніторингових служб. Служби відстеження фактичної обстановки на підприємствах зазвичай обмежуються фіксацією «фізичних» явищ і процесів. Вони не вбудовані в системи, що забезпечують синтез та аналіз спостережень, прийняття управлінських рішеньта коригування власної діяльності.

Література

1. Матеріали щорічних звітів про діяльність Федеральної служби з екологічного, технологічного та атомного нагляду за 2004-2014 роки (http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/).
2. Промислова безпека та надійність магістральних трубопроводів / За ред. А.І. Володимирова, В.Я. Кершенбаум. - М.: Національний інститут нафти та газу, 2009. 696 с.
3. Башкін В.М., Галіулін Р.В., Галіуліна Р.А. Аварійні викиди природного газу: проблеми та шляхи їх вирішення // Захист навколишнього середовища в нафтогазовому комплексі. 2010. № 8. С. 4-11.
4. Лісанов М.В., Савіна А.В., Дегтярьов Д.В. та ін. Аналіз Російських та зарубіжних даних з аварійності на об'єктах трубопровідного транспорту // Безпека праці в промисловості. 2010. № 7 С. 16-22.
5. Лісанов М.В., Сумський С.І., Савіна А.В. та ін Аналіз ризику магістральних нафтопроводівпри обґрунтуванні проектних рішень, що компенсують відступи від чинних вимог безпеки // Безпека праці промисловості. 2010. №3. З. 58-66.
6. Мокроусов С.М. Проблеми забезпечення безпеки магістральних та міжпромислових нафтогазопродуктопроводів. Організаційні аспекти попередження несанкціонованих врізок // Безпека праці промисловості. 2006. № 9. С. 16-19.
7. Ревазов А.М. Аналіз надзвичайних та аварійних ситуацій на об'єктах магістрального газопровідного транспорту та заходи щодо попередження їх виникнення та зниження наслідків // Управління якістю у нафтогазовому комплексі. 2010. № 1. С. 68-70.
Керівник департаменту розробки планів ліквідації аварійних ситуацій (ПЛАС)

Газопровід - інженерна спорудапризначене для транспортування газу та його продуктів за допомогою трубопроводу.

Магістральним газопроводомназивається трубопровід, призначений для транспорту газу з району видобутку чи виробництва район його споживання, або трубопровід, що з'єднує окремі газові родовища.

Природний газ використовується в Росії як паливо для електричних станцій, теплоелектроцентралей та котелень практично повсюдно, за винятком деяких районів Далекого Сходу та Крайньої Півночі. Будь-які аварії на газопроводах призводять до перебоїв чи припинення подачі газу на електростанції та котельні.

Розриви на магістральних гілках газопроводу є найбільш небезпечними, оскільки в такому разі цілим регіонам загрожує обмеження подачі газу. Істотний ризик виникає і при розривах на розподільчих газопроводах, які безпосередньо ведуть до електростанції, ТЕЦ або котельні. Аварії інших ділянках газової мережі менш значимі, оскільки у часто існує паралельна чи резервна труба.

Складність аварії характеризується завданими збитками та часом, необхідним для відновлення нормальної подачі газу (від кількох годин до кількох діб).

До основних причин аварій на газопроводах різних об'єктів газового господарства належать: - дефекти в зварних стиках; розриви зварних стиків; дефекти у трубах, допущені на заводі-виробнику; розриви компенсаторів; провисання газопроводу; неякісна ізоляція чи її ушкодження; корозійне руйнування газопроводу; пошкодження газопроводів під час виконання земляних робіт; ушкодження надземних газопроводів транспортом; ушкодження від різних механічних; зусиль.

27. Наслідки аварій на трубопроводах

Аварія на об'єкті трубопроводу– це вилив або витікання небезпечної рідини внаслідок повного або часткового руйнування трубопроводу, його елементів, резервуарів, обладнання та пристроїв, що супроводжуються забрудненням річок, озер, водосховищ, ґрунту, рослинності.

На шляху трубопроводів, особливо великої довжини, зустрічається багато перешкод природного та штучного походження: водні перешкоди, транспортні магістралі, пересіченість місцевості (гірська складчастість, пагорби, яри), інші трубопроводи. Для їх подолання на трубопроводах робляться відводи, що дозволяють повторювати згини місцевості або височіти над перешкодами. Аварії, що відбуваються на трубопроводах, у цих місцях мають найбільш небезпечні наслідки, оскільки у разі викиду або розливу продукт, що транспортується, може покрити собою великі площі, вразивши їх і викликавши вторинні наслідки аварії (вибухи, пожежі, порушення екології).

Аварійність магістральних нафтопроводів є одним із головних критеріїв небезпеки, що становить пряму загрозу населенню та навколишньому природному середовищу.

28. Організація своєчасної локалізації та ліквідації арн, вимоги керівних документів

Відповідно до закону Російської Федерації розливи нафти та нафтопродуктів є надзвичайними ситуаціями та їх наслідки підлягають ліквідації.

Локалізація та ліквідація розливів нафти та нафтових продуктів має виконуватися багатофункціональним комплексом завдань, використанням технічних засобівта реалізацією різних методів. Використання технічних засобів ліквідації розливів нафти незалежно від характеру аварійного розливу нафтових продуктів та нафти, перші заходи щодо його усунення спрямовуються на локалізацію нафтових плям, щоб уникнути подальшого поширення та забруднення сусідніх ділянок та зменшення забруднених площ.

Локалізація розливів нафтопродуктів та сирої нафти

У водних акваторіях засобами локалізації та ліквідації розливів нафти та нафтопродуктів є бонові загородження. Важливими функціями бонових загороджень є: запобігання розтіканню на водній поверхні нафти, зменшення концентрації нафтопродуктів для полегшення збирання та тралення нафти від екологічно вразливих районів.

Загороджувальні бони поділяються на:

Відхиляючі – для захисту берега від нафти та нафтопродуктів та огородження їх;

Сорбуючі - поглинаючі нафту та нафтопродукти;

Надувні – що дозволяють швидко розгортати в акваторіях;

Важкі надувні - танкер, що огороджують, у терміналу.

Після того, як розлив нафти вдається локалізувати, наступним етапом стане ліквідація протоки.

Методи ліквідації розливів нафтопродуктів та сирої нафти

Відомо кілька методів локалізації розливу нафтопродуктів: термічний, механічний, біологічний та фізико-хімічний. Головний метод ліквідації протоки нафти – це механічний збір нафтопродуктів. Велика ефективність даного методу досягається на початку розливу, у зв'язку з тим, що товщина нафтового шару залишається великою. Механічний збір утруднений при великій площі поширення, при невеликій товщині шару нафти і під впливом вітру відбувається постійний рух поверхневого шару.

Термічний метод, Застосовується при великій товщині нафтового шару після забруднення до початку утворення емульсій з водою. Метод ґрунтується на випалюванні шару нафти. Він досить добре узгоджується з іншими методами ліквідації розливів.

Механічний метод. Прикладом такого способу може бути збір нафтопродукту скіммерами.

Нафтозбірні пристрої, або скімери, призначені для збирання нафти безпосередньо з поверхні води.

Фізико-хімічний методвикористовує диспергенти і сорбенти і ефективний у разі, коли механічний збір неможливий при маленькій товщині плівки і коли пляма нафтопродуктів, що розлилася, загрожує реальною загрозою екологічно вразливим районам.

Біологічний методзастосовується після фізико-хімічного та механічного методівпри товщині шару щонайменше 0,1мм. Технологія очищення нафтозабрудненої води та ґрунту – біоремедитація, в її основі лежить використання спеціальних мікроорганізмів на основі окислення вуглеводню або біохімічних препаратів.

Вибираючи метод ліквідації розливу нафтопродуктів слід пам'ятати таке: під час проведення робіт з усунення аварії головним є чинник часу, намагаючись не завдати найбільших екологічних збитків, ніж вже існуючий розлив нафти.

Фото: Великі газові та нафтові трубопроводи у США. Червоним позначені трубопроводи, що входять до зони ризику.

10 вересня 2010 року, о 6 годині вечора, до служби порятунку м. Сан-Бруно, в штаті Каліфорнія надійшов тривожний дзвінок. За повідомленнями переляканих свідків, трапився жахливий вибух на автомобільній заправці. Вогонь палахкотів з такою силою, що очевидці підозрювали авіакатастрофу, або теракт. Пам'ять про те, що сталося 11 вересня, давалася взнаки.

Майже година знадобилася на те, щоб встановити справжню причину- їй виявився вибух сталевого газопроводу діаметром 76 см, що належав Тихоокеанській газовій та електричній компанії. Вибух залишив після себе кратер діаметром 51 м, 7,9 м завширшки та глибиною до 12 метрів. Вісім людей загинуло, і понад п'ятдесят поранено. Висота полум'я досягала 300 футів, очевидці повідомляли про вогненній куліі стіна вогню заввишки 1000 футів.

Геологічна служба США зареєструвала результат ударної хвилі, еквівалентний землетрусу в 1.1 бал за шкалою Ріхтера. До ліквідації пожежі було залучено понад 200 пожежників. сильний вітерроздмухував полум'я, ускладнюючи боротьбу з вогнем. Внаслідок вибуху та подальшої пожежі було пошкоджено 35 будинків, три з них були визнані непридатними для проживання.

Фото: Частини газопроводу на вулицях після вибуху.

Фото: Руйнування після вибуху та пожежі у Сан-Бруно

Фото: Застосування авіації для гасіння пожежі у Сан Бруно

Критики стверджують, що трубопроводи мають стати ще безпечнішими в експлуатації. За їхніми словами, багатьох аварій на трубопроводах можна було б уникнути - за належного контролю з боку уряду та посилення заходів безпеки в галузі.

На загальну довжину всіх трубопроводів Америки - 2,5 млн. км, щорічно припадає сотні витоків та розривів, ціною яких стають в окремих випадках і людські життя. І в міру старіння трубопровідних систем ризик аварій на цих лініях тільки збільшуватиметься. При тому, що з 1986 року, при аваріях на трубопроводах вже загинуло понад 500 людей, постраждали понад 4000, а збитки становили майже сім мільярдів доларів.

Причин аварій дуже багато – це і банальна корозія обладнання, і погана якість зварних швів, і навіть стихійні лиха. Так, у 2012 році трубопроводи в штаті Нью-Джерсі зазнали атаки урагану "Сенді", що призвело до виникнення понад 1600 випадків розгерметизації трубопроводу. Усі витоки були взяті під контроль, і ніхто не постраждав, але компанія-оператор зазнала значних збитків і збанкрутувала, залишивши майже 28 тисяч людей без подачі газу.

Нарешті, одна з найбанальніших причин – старість. Трубопроводи просто старіють. Більше половини з них збудовано близько п'ятдесяти років тому. І така ситуація також загрожує аваріями.

Так, у 2011 році, у місті Аллентаунвибухнув газопровід. Загинуло 5 людей, було знищено майже 50 будинків. Причиною було названо перевищення терміну експлуатації - газопровід був виготовлений з чавунних труб 1928 року. 83 роки тому.

Фото: Пожежа вирує у місті Аллентаун, штат Пенсільванія, після вибуху газу в лютому 2011 року

Інша причина виходу трубопроводів з ладу – корозія. Сталь, що знаходиться у дотику до активних середовищ, таких як нафта і газ - закономірно іржавіє.

На корозійних процесів припадає від 15 до 20 відсотків усіх повідомлень про "серйозні інциденти", що в перекладі з бюрократичної мови означає загибель людей, або серйозні збитки майну.

Загалом, аварії через корозію налічують понад 1400 інцидентів з 1986 року.

Скорочення державного контролю

Основна частина державного контролю за функціонуванням тисяч кілометрів нафтопроводів та газопроводівпокладено на невелику агенцію у складі Департаменту транспорту. Це так зване "Управління з безпеки трубопроводів та небезпечних матеріалів" США (Pipelines and Hazardous Materials Safety Administration), скорочено - PHMSA

Агентство стверджує, що лише сім відсотків ліній передачі природного газу, і лише 44% усіх небезпечних ліній передачі рідких нафтопродуктів відповідають суворим критеріям перевірки та перевіряються регулярно. Решта проходить контроль набагато рідше.

Причина тут у давній помилці. У 60-ті і 70-ті роки було прийнято більшість федеральних законівпро безпеку трубопроводів, а також встановлені стандарти безпеки для новозбудованих ліній.

Однак на трубопроводи, побудовані раніше цього терміну, ці правила не поширювалися - просто нереально було навіть для США привести ці трубопроводи до єдиного стандарту безпеки. Саме до таких об'єктів належав газопровід, який вибухнув у місті Сан-Бруно.

Ця магістраль, ділянка якої лопнула вздовж дефектного шва, як показало розслідування, ніколи не проходила тестів на високий тиск. Проте, феномен у цьому, що, оскільки він було встановлено 1956 року, його власник і повинен був проводити таке тестування.

Те, до чого призвела така ситуація – на фотографії:

Фото: Згорілі автомобілі та зруйновані будинки в Сан-Бруно, США після вибуху газопроводу у вересні 2010 року.

Пізніше, у 1990 роках було прийнято додаткові акти, і сьогодні PHMSA набирає персонал для тестування старих трубопроводів у зоні ризику. Сюди належить населені пункти, або великі джерела прісної води. Однак багато старих газопроводів у сільскої місцевостівсе одно не можуть бути охоплені тестуванням.

Інший елемент ризику - це тимчасові та технічні лінії, наприклад магістралі, що сполучають свердловини на родовищах. До них взагалі не застосовні будь-які стандарти регулювання, тому що багато з цих ліній працюють за дуже низький тискта знаходяться у віддалених районах.

Тому урядові агенти не можуть зібрати об'єктивних даних про розриви та протікання, а також про те, чи дотримуються взагалі будь-які стандарти для зварювальних швів, чи глибини залягання на цих об'єктах.

Ще одна проблема, в Останнім часомстала традиційною для США - нестача фінансування. Міф про "супербагату Америку" вже практично прописався у нас у підкірці. Можливо, колись так і було, але сьогодні це саме що міф. Грошей на обслуговування інфраструктури в Америці не вистачаєтак само, як і в Росії, або інших країнах світу.

Причини цього різні, одна з них – гігантські обсяги та відстані. Зокрема, за величезної протяжності ліній передачі нафти та газу в Сполучених Штатах, PHMSA не вистачає ресурсів для адекватного моніторингу мільйонів кілометрів трубопроводів.

Агентство може фінансувати діяльність лише 137 інспекторів, а найчастіше реально працює ще менше. Некомплект персоналу – справжній бич цієї структури. Згідно з звітом, у період між 2001 і 2009 роками агентство повідомляло про кадровий дефіцит в середньому 24 осіб на рік.

За повідомленнями газети "Нью-Йорк Таймс", агенції хронічно не вистачає інспекторів, тому що їх переманюють трубопровідні компанії, які використовують їх для перевірки своїх магістральних ліній.

Шляхи вирішення проблеми

Якщо люди не справляються із моніторингом сотень тисяч кілометрів трубопроводів, то на допомогу має прийти техніка. Одним із виходів із такої ситуації є повсюдна установка запірної арматури з автоматичним дистанційним керуванням, яка може швидко зупинити подачу газу чи нафти у разі аварії.

У липні 2010 року, внаслідок прориву нафтопроводу, в річку Каламаза витекло близько мільйона галонів сирої нафти. Операторам трубопроводу знадобилося майже 17 годин, щоб знайти і вручну перекрити місце розриву. Використання автоматичної арматури дозволило значно скоротити цей час, а значить - зменшити масштаб екологічного забруднення місцевості.

Фото: Контрольно-вимірювальний снаряд Smart Pig

Ці пристрої поміщаються в газопровід і переміщуються в ньому, вимірюючи важливі параметри, такі як деформації труб та пошкодження металу.

Однак не кожен газопровід має відповідний діаметр для використання подібного пристрою, а для регулярної діагностики потрібен частковий демонтаж, а значить простий трубопровод, що знову тягне за собою збитки.

Таким чином, на кону стоять гроші – проти людських життів. Адже поки компанії-оператори вважають збитки, вибухи на газопроводах продовжують забирати людські життя.

У червні 2013 року розрив газопроводу викликав великий вибух та пожежу у містечку Вашингтон-Перріш у штаті Луїзіана.

Фото: Вибух у місті Вашингтон-Перріш, штат Луїзіана

Вибух стався о 5:30 ранку за місцевим часом. Мешканців у радіусі однієї милі від епіцентру вибуху було евакуйовано. Обійшлося без людських жертв, але деякі довколишні будівлі були знищені вогнем. Ця лінія перекачує 3,1 млрд кубічних футів газу на день з Техасу до Південної Флориди. Частина лінії була закрита, і залишається незрозумілим, коли подачу газу буде відновлено. Ведеться слідство, щоб визначити причину вибуху.

15 червня 2015 року, близько 8 години вечора за місцевим часом, страшний вибух потряс околиці містечка Куеро в Техасі.

Величезний стовп вогню було видно за 20 кілометрів. Жителів прилеглих будинків було оперативно евакуйовано. На щастя, обійшлося без людських жертв, проте люди були налякані.

Сторінка 1

Аварії трубопроводів за умов експлуатації відбуваються переважно через корозії металу (33 - 50 %), дефектів будівельного походження (механічні ушкодження, дефекти кільцевого шва), дефектів заводського шва, порушення правил експлуатації, несправності устаткування та інших. Статистичні дані щодо руйнувань газопроводів та нафтопроводів, представлені в табл. 3.2 за десятирічний період (1967 - 1977 роки), свідчать про достатньо великому числівідмов. Щорічно відбувалося понад 220 руйнувань трубопроводів.

Аналіз аварій трубопроводів, які пропрацювали понад 20 років, показує, що їхнє старіння впливає на збільшення кількості відмов. Це перш за все пов'язано зі зниженням захисних властивостейізоляційних покриттів, з накопиченням та розвитком дефектів у трубах та зварних з'єднаннях, процесами втоми металу. Знижуються пластичні та в'язкісні властивості металу та зварних з'єднань.

Основними причинами аварій трубопроводів є дефекти їх виготовлення та монтажу, гідравлічні удари.

При аваріях трубопроводів через дефекти трійників (відводів) слід вирізати трійниковий вузол повністю замінити його новим.

Найчастіше аварії трубопроводів трапляються через несправність у місці з'єднання труб.

Для запобігання аваріям трубопроводів, прокладених у складних інженерно-геологічних умовах, необхідно встановити вплив зміни умов та параметрів експлуатації на міцність та стійкість трубопроводу, а також знайти потенційно небезпечні ділянки. Відмовам та аваріям трубопроводів, прокладених у цих умовах, поряд з іншими факторами сприяє їх надмірний вигин, який супроводжується нерівномірним осадом та нестабільним становищем системи грунт-труба-рідина або газ.

Основними причинами аварій трубопроводів є дефекти їх виготовлення та монтажу, гідравлічні удари.

Коли ліквідація аварії трубопроводу проводиться за допомогою підводного зварювання в кесоні, а для отримання якісного шва трубу попередньо нагрівають до високих температур, водолаз-зварювальник піддається подвійному впливу: з одного боку - високої температуригазів зварювальної дуги, з іншого боку - високої радіаційної температури, що виділяється трубою. Робота в спекотному, вологому середовищі кесона, рясне потовиділення, нахили тіла можуть спричинити непритомний стан. Щоб цього не сталося, потрібно забезпечити активне охолодження працюючого запас води для пиття.

При ліквідації аварії трубопроводів для зріджених газів потрібні деякі додаткові заходи, обережності, пов'язані зі специфікою властивостей продуктів.

Відзначено випадки аварій трубопроводів, спричинених помилками у виборі труб та арматури за нормалями, дефектами, допущеними під час виготовлення. При монтажі та ремонтних роботахнеобхідно суворо контролювати відповідність матеріалів зазначеним у проектах, ГОСТах, нормалях та технічних умов. Розміщення та способи прокладання газопроводів повинні забезпечувати можливість спостереження за їх технічним станом. На трубопроводах, що транспортують скраплені газинеобхідно встановлювати запобіжні клапанидля скидання газу. На газопроводах, що подають скраплені гази в ємності, мають бути встановлені зворотні клапаниміж джерелом тиску та запірною арматурою. На всіх газопроводах зріджених газівперед входом до парку ємностей необхідно встановити засувки, що відключають ємності від внутрішньозаводської мережі при аварії або будь-які несправності. На вводах газопроводів горючих газів виробничі цехита установки повинна бути встановлена ​​відключаюча запірна арматураз дистанційним керуваннямпоза будівлею.

Щоб уникнути аварії трубопроводів, їх прокладають таким чином, щоб відбувалася самокомпенсація теплових подовжень трубопроводів. Однак досягти самокомпенсації вдається не завжди. Найчастіше застосовують спеціальні пристрої, Звані компенсаторами.

Дані про найбільш значні аварії трубопроводів з повним розривом стиків показують, що такі стики також мали значний непровар по всій довжині шва, що досягав 40% і навіть 60% товщини стінок, та інші дефекти.

Тяжкість наслідків від аварії трубопроводу визначається співвідношенням розміру водойми та кількості нафти, що потрапив до нього. Однак, якими б не були ці співвідношення, впливу такого роду можна вважати дуже небезпечними для живої природи.