У дома

Помийна яма

Голяма енциклопедия на нефта и газа. Аварии на магистрални линейни тръбопроводи

Страница 1

Авариите на тръбопровода при експлоатационни условия възникват главно поради корозия на метала (33 - 50%), дефекти от строителен произход (механични повреди, дефекти на заваръчните шевове), фабрични дефекти на заварките, нарушаване на правилата за експлоатация, неизправности на оборудването и други. Статистически данни за унищожаването на газопроводи и нефтопроводи, представени в табл. 3.2 за десетгодишен период (1967 - 1977) показват доста голям брой повреди. Повече от 220 повреди на тръбопроводи се случват годишно.

Анализът на аварии в тръбопроводи, които са работили повече от 20 години, показва, че тяхното стареене влияе върху увеличаването на броя на повреди. Това се дължи главно на намаляване на защитните свойства на изолационните покрития, с натрупването и развитието на дефекти в тръбите и заварените съединения и процесите на умора на метала. Намалени пластични и вискозни свойства на метала и заварените съединения.

Основните причини за авариите на тръбопроводите са дефекти в тяхното производство и монтаж, хидравлични удари.

В случай на повреда на тръбопровода поради дефекти в тройниците (чупки), целият тройник трябва да бъде изрязан и заменен с нов.

Най-често авариите на тръбопроводите възникват поради неизправност на кръстовището на тръбите.

За да се предотвратят аварии в тръбопроводи, положени в трудни инженерни и геоложки условия, е необходимо да се установи влиянието на променящите се работни условия и параметри върху здравината и стабилността на тръбопровода, както и да се намерят потенциално опасни зони. Повредите и авариите на тръбопроводите, положени в тези условия, заедно с други фактори, се улесняват от тяхното прекомерно огъване, което е придружено от неравномерно утаяване и нестабилно положение на системата почва-тръба-течност или газ.

Основните причини за повредите на тръбопроводите са дефекти в тяхното производство и монтаж, хидравлични удари.

Когато ликвидирането на авария на тръбопровод се извършва с помощта на подводно заваряване в кесон и за да се получи висококачествен шев, тръбата се загрява предварително до високи температури, водолазът-заварчик се подлага на двойно излагане: от една страна , високата температура на газовете на заваръчната дъга, от друга страна, високата температура на излъчване на тръбата. Работата в гореща и влажна среда на кесона, обилното изпотяване, навеждането над тялото може да причини припадък. За да не се случи това, е необходимо да се осигури активно охлаждане на работещия, доставка на вода за пиене.

При ликвидиране на авария в тръбопроводи за втечнени газове са необходими някои допълнителни мерки, предпазни мерки, свързани със специфичните свойства на продуктите.

Има случаи на аварии на тръбопроводи, причинени от грешки при избора на тръби и фитинги според нормите, дефекти, направени по време на производството. По време на монтажни и ремонтни работи е необходимо стриктно да се контролира съответствието на материалите, посочени в проектите, GOSTs, стандарти и технически спецификации. Разположението и методите за полагане на газопроводи трябва да осигуряват възможност за наблюдение на тяхното техническо състояние. На тръбопроводи, транспортиращи втечнени газове, е необходимо да се монтират предпазни клапани за изпускане на газ. На газопроводи, доставящи втечнени газове към резервоари, трябва да се монтират възвратни клапани между източника на налягане и спирателните вентили. На всички тръбопроводи за втечнен газ трябва да бъдат монтирани вентили, преди да влязат в резервоарния парк, за да изключат резервоарите от вътрешната мрежа в случай на авария или неизправност. На входовете на газопроводи от горими газове към производствени цехове и инсталации трябва да се монтират спирателни вентили с дистанционно управление извън сградата.

За да се избегне авария на тръбопроводите, те се полагат по такъв начин, че да се получи самокомпенсация на топлинните удължения на тръбопроводите. Въпреки това не винаги е възможно да се постигне самокомпенсация. В повечето случаи се използват специални устройства, наречени компенсатори.

Данните за най-значимите аварии на тръбопроводи с пълно разкъсване на фуги показват, че такива фуги също имат значителна липса на проникване по цялата дължина на шева, достигаща 40% и дори 60% от дебелината на стената и други дефекти.

Тежестта на последствията от авария на тръбопровода се определя от съотношението на размера на резервоара и количеството масло, което е попаднало в него. Въпреки това, каквито и да са тези съотношения, въздействия от този вид могат да се считат за много опасни за дивата природа.

Изпратете добрата си работа в базата знания е лесно. Използвайте формата по-долу

Студенти, докторанти, млади учени, които използват базата от знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

Хоствано на http://www.allbest.ru/

Подземни магистрални газопроводи

1. Технологична схема на главния газопровод

Магистралните газопроводи са стоманени тръбопроводи, по които природният или изкуственият газ се транспортира от местата на добив или производство до местата на неговото потребление. Диаметърът на газопровода варира главно от 700 mm до 1400 mm. Дълбочината на полагане на газопровода е от 0,8 до 1 m.

В зависимост от работното налягане газопроводите се разделят на два класа:

1 клас - над 2,5 до 10 MPa включително;

Клас 2 - над 1,2 до 2,5 MPa включително.

Част магистрален газопроводвключва (Фигура 1.1): самият газопровод и неговите клонове, главни съоръжения, компресорна станция, пунктове за контролно-измервателно оборудване, сервиз за ремонт и поддръжка, газоразпределителна станция, подземни газови хранилища, комуникационни и електропреносни линии, инсталации за електрическа защита на газопровода против корозия, спомагателни съоръжения ( водоснабдяване и канализация, строеви имоти, административни и битови съоръжения).

Фигура 1.1 - Състав на главния газопровод, където GSS - газосъбирателни мрежи, GCS - главна компресорна станция, CS - междинна компресорна станция, GC - подземно съхранение на газ

Основните съоръжения служат за пречистване на газа от вредни примеси (отстраняване на влага, отделяне на сяра и други ценни компоненти) и подготовката му за транспортиране.

Компресорни станции(CS) е комплекс от конструкции, предназначени да компресират транспортирания газ до налягане, което да осигури непрекъснатото му доставяне от находището до потребителите.

КС включва: компресорен цех с агрегати за компресиране на газ (пластовото му налягане в полето е ниско), прахоуловители, газопречиствателни станции и други съоръжения.

Когато главният газопровод се приближи до местата на потребление на газ (градове, населени места, предприятия), налягането в него трябва да бъде намалено до нивото, изисквано от потребителите (0,3-1,2 MPa). За това са проектирани газоразпределителни станции (GDS), в които се помещава оборудване за намаляване на налягането, допълнително пречистване и изсушаване на газа.

За регулиране на неравномерното потребление на газ се организират подземни газови хранилища. Те са изградени във водонаситени порести образувания, находища за отработен нефт и газ.

При експлоатацията на магистралните газопроводи се контролират следните основни показатели:

а) налягане на газа в началото и в края на участъка, на изхода от находището и на изходите към газоразпределителните станции;

б) количеството транспортиран газ, температурата му на входа и изхода на компресорната станция, средно за участъка, на входа на газоразпределителната станция;

в) наличието на кондензат, влага, сероводород, тежки въглеводороди и примеси в газа, налягането на входа и изхода на компресорната станция, броя на работещите агрегати и режима им на работа;

г) изправност на оборудването на компресорни и газоразпределителни станции, херметичност на газопровода;

д) режимът на инжектиране на газ в подземни хранилища, режимът на изтегляне на газ от постоянни и буферни потребители и други показатели, характеризиращи състоянието на газопровода, неговите конструкции и оборудване.

За компресиране на големи газови потоци, транспортирани по главните газопроводи, общият капацитет на помпените компресорни агрегати достига 50-60 хиляди kW на една станция. Когато газът се компресира в компресорна станция, към него се предава значително количество топлина. Използването на тръби с голям диаметър за газопроводи води до намаляване на специфичната топлообменна повърхност на тръбите за единица количество транспортиран газ. Следователно по пътя към следващата станция газът не може да се охлади до необходимата температура поради пренос на топлина към околната среда, т.е. температурата му след всяка станция ще се повишава. Максималната температура на транспортирания газ е ограничена чрез осигуряване на стабилността на газопровода, якостните характеристики на изолацията, климатичните и геоложките условия по трасето на газопровода. Следователно става необходимо да се охлади газът след компресия.

В зависимост от горните фактори, температурата на транспортирания газ трябва да бъде 40-70°C.

Фигура 1.2 - Общ изглед на транспортирането на газ

2. Видове аварии по магистрален газопровод

Основните причини за аварии по магистрални газопроводи са следните:

Корозионно разрушаване на газопроводи, 48%;

Брак на СМР (СМР), 21%;

Обобщена група механични повреди, 20%;

Фабрична повреда на тръбата 11%.

Където обобщената група механични повреди е както следва:

Случайни повреди по време на работа, 9%;

Терористични актове, 8%;

Природни въздействия, 3%.

Повечето аварии по главните тръбопроводи са ограничени до изтичане на газ, равно на обема на тръбата до спирателния вентил. Или изгаряне на факла. Но са възможни и големи катастрофи, като напр Железопътна катастрофа край Уфа- най-голямата железопътна катастрофа в историята на Русия и СССР, станала на 4 юни (3 юни московско време) 1989 г. в Иглинския район на Башкирската автономна съветска социалистическа република, на 11 км от град Аша (Челябинска област) на участъка Аша - Улу-Теляк. По време на преминаването на два пътнически влака № 211 "Новосибирск-Адлер" и № 212 "Адлер-Новосибирск" е настъпила мощна експлозия на облак от леки въглеводороди, който се е образувал в резултат на авария на Наблизо минава газопровод Сибир-Урал-Волга. Загиват 575 души (според други източници 645), 181 от тях са деца, повече от 600 са ранени.

На тръбата на продуктопровода Западен Сибир-Урал-Волга, през която се транспортира широка фракция леки въглеводороди (смес от втечнен газ и бензин), се образува тесен процеп с дължина 1,7 м. Поради изтичане на тръбопровод и особено време условия, газ, натрупан в низина, по която на 900 метра от тръбопровода преминава Транссибирската железопътна линия, участъкът Улу-Теляк - Аша на Куйбишевската железопътна линия, 1710-ият километър на магистралата, 11 километра от гара Аша, на на територията на Иглинския район на Башкирската АССР.

Приблизително три часа преди бедствието уредите показаха спад на налягането в тръбопровода. Вместо обаче да търсят теч, дежурният персонал само увеличи подаването на газ, за да възстанови налягането. В резултат на тези действия през близо двуметрова пукнатина на тръбата под налягане изтича значително количество пропан, бутан и други леснозапалими въглеводороди, които се натрупват в низината под формата на „газово езеро“. Възпламеняването на газовата смес може да е станало от случайна искра или цигара, изхвърлена през прозореца на преминаващ влак.

Машинисти на преминаващи влакове са предупредили влаковия диспечер на участъка, че има силно загазяване на участъка, но не са отдали значение на това.

На 4 юни 1989 г. в 01:15 местно време (3 юни в 23:15 московско време), в момента на срещата на два пътнически влака, гръмна мощна обемна газова експлозия и избухна огромен пожар.

Пътниците са 1284 (от тях 383 деца) и 86 души от влаковата и локомотивната бригада. 11 вагона са изхвърлени от релсите от ударната вълна, 7 от тях са напълно изгорели. Останалите 27 коли са изгорели отвън и изгорели отвътре. По официални данни загиват 575 души (според други източници 645), 623 остават инвалиди, след като са получили тежки изгаряния и телесни наранявания. Сред загиналите има 181 деца.

Официалната версия твърди, че изтичането на газ от продуктопровода е станало възможно поради повреда, причинена му от багерна кофа по време на изграждането му през октомври 1985 г., четири години преди бедствието. Течът е започнал 40 минути преди експлозията.

Според друга версия причината за инцидента е корозивното въздействие върху външната част на тръбата на електрически утечки, така наречените "блудащи токове" на железния път. 2-3 седмици преди експлозията се образува микрофистула, след което в резултат на охлаждането на тръбата на мястото на разширяване на газа се появява пукнатина, която нараства по дължина. Течният кондензат напои почвата в дълбочината на изкопа, без да излиза навън, и постепенно се спусна надолу по склона към железопътната линия.

При среща на два влака, вероятно в резултат на спиране, е възникнала искра, която е предизвикала детонация на газа. Но най-вероятно причината за газовата детонация е случайна искра от пантографа на един от локомотивите.

Фигура 2.1 - бедствие край Уфа

3. Увреждащи фактори

Въздействащи фактори при авария на магистрален газопровод:

а) баричният ефект на вълните на компресия, генерирани поради разширяването в атмосферата на природен газ, изхвърлен под налягане от разрушения участък на тръбопровода („първичната“ ударна вълна), се измерва като импулс Kpa?s (обилното разрушаване започва при 100 Kpa?s);

б) баричният ефект на вълните на компресия на въздуха, образувани по време на запалването на газов облак и разширяването на продуктите от неговото горене („вторичната“ ударна вълна) се измерва като импулс Kpa?s (обилното разрушаване започва при 100 Kpa?s) ;

в) термично въздействие на огнена топка по време на запалване на газов облак, обогатен с гориво, измерено като температура?С (праг на болка за човек (разрушаване на кожата) от 50С, разрушаване на тръбопровода 350С);

г) термично въздействие на възпламенени газови струи, измерено като температура? C (праг на болка за човек (разрушаване на кожата) от 50 ° C, разрушаване на тръбопровода 350 ° C).

д) удар на трески (или фрагменти) от тръбата, измерен в kg.

Обекти на поразяване: Човек, Газопроводи, Близки работни съоръжения, Атмосфера.

Анализът на вредните фактори в случай на авария в пресечната точка на главните газопроводи показва, че когато ударна вълна действа върху горния газопровод в резултат на разширението на газ, изхвърлен от долния газопровод, налягането в удара вълновият фронт е от 6,4 MPa, а импулсната стойност е 88,3 kPa ·С. В случай на аварийни прекъсвания, както показва анализът на статистическите данни, е възможно образуването на фрагменти от магистрални газопроводи с тегло над три хиляди килограма. Някои фрагменти могат да достигнат 10 тона. В същото време в 75% от случаите фрагменти от приблизително 25 метра на 4,5 метра се изхвърлят от изкопа на разстояние от 16 до 400 метра. Трябва да се отбележи, че при пластично счупване разстоянието на изтласкване може да достигне 180 метра, а с крехко счупване до 700 метра.

Според изчислителните методи се оказва, че проникването на горния газопровод може да възникне, когато масата на фрагментите надвишава 1300 килограма при пряк удар и 2800 при наклонен. При скорост на фрагмент, равна на скоростта на хвърляне на почвата при ъгъл на отваряне на долния главен газопровод, равен на 30 градуса, горният газопровод се разрушава под въздействието на фрагменти от фрагменти над 240 килограма. Ако ъгълът на отваряне е 60 градуса, газопроводът се разрушава от фрагмент с тегло 1300 кг.

С топлинен ефект върху горния газопровод в съседство с аварийния се получава интересна картина: дължината на факела може да достигне няколкостотин метра, разпространението на огъня в ямата е до 80 метра, температурата в горенето зона достига 1500 ° C, топлинният поток се повишава до 200 kW / m?. Когато газопроводът е изложен на топлинен поток от горящ газ, температурата на разрушаване на газопровода е 330 ° C, а времето, изминало от началото на топлинния ефект до разрушаването, е от три до пет минути.

4. Безопасност на магистрални газопроводи

За да могат да се изключват отделни участъци от газопровода за ремонтни дейности, както и да се пести газ по време на аварийни разкъсвания на газопровода, на главните газопроводи се монтират спирателни кранове поне на всеки 20-25 км . Освен това се монтират спирателни кранове във всички разклонения към консуматорите на газ, на контурите на компресорните станции, по речните брегове и др. За да може да се изпусне газ, ако е необходимо да се изпразни газопроводът, спирането клапани също са монтирани на свещи.

Спирателните вентили са групирани в линейни изключващи устройства. Включва:

b Спирателни вентили с байпас (например кран);

b Продухващи свещи (разположени от крана 5 - 15 m);

b Свещите са проектирани да отделят газ в атмосферата.

Като спирателни вентили се използват вентили, кранове и кранове.

Клапани се наричат такива клапани, които затварят или отварят преминаването на течност или газ чрез завъртане на щепсела.

По дизайн вентилите се разделят на прости въртящи се вентили с прибиращ се щепсел и клапани с принудително смазване, според метода на свързване към тръбопровода - на фланцови, гнездо и заварени краища, според вида на управлението - ръчно задвижване, пневматично задвижване и с пневмохидравлично задвижване. Последните имат резервно ръчно задвижване.

На главните газопроводи се използват вентили с принудително смазване за налягане до 64 kg/cm2. типове 11s320bk и 11s321bk, както и вентили със сферичен затвор.

шибърни кранове

Клапан, в който проходът се отваря чрез повдигане на плосък диск, перпендикулярен на движението на средата, се нарича шибър.

На главните газопроводи се използват само стоманени клапани за налягане до 64 kg / cm? с условен проход от 50 до 600 мм. За шибъри, монтирани на подземни участъци на газопровода, са изградени специални кладенци, които позволяват поддържането на клапаните (пълнене и затягане на уплътнения, смазване, боядисване и др.). Свързващите краища на шибърите са направени както за заваряване, така и за фланцово свързване.

На главните газопроводи вентилите се използват главно като спирателни вентили на измервателни уреди, кондензни колектори, спирателни устройства, редуцирни инсталации и др.

Линейните разединителни устройства с клапани се монтират в специални бетонни или тухлени кладенци с капаци, които се отварят на две половини, междинен под (от подвижни щитове) и метална стълба за спускане в кладенеца. Подземната част на кладенеца е внимателно изолирана от влага. В смените на кладенеца, през който преминава газопроводът, се монтират патрони; празнините между тях и тръбата са запечатани със салникова кутия. Тръбите и фитингите в кладенците трябва да бъдат добре почистени и покрити с водоустойчиви бои.

Фигурата показва диаграми на различни конструкции на линейни разединителни устройства, оборудвани с кранове. Както се вижда от фигурата, линейните спирателни устройства, предназначени за изключване на главния газопровод, имат свещи от двете страни на спирателния вентил за изпускане на газ във всяка от двете секции на газопровода. На спирателния кран на изхода от главния газопровод е монтирана само една свещ зад вентила по посока на газа. При двуредови преходи свещите за продухване се монтират на главните и резервните линии между разединителните възли и на главната линия до възлите.

Корозия на тръбопроводни метали

Корозията на металите е химичен или електрохимичен процес на тяхното разрушаване под въздействието на околната среда. Процесите на разрушаване протичат сравнително бавно и спонтанно.

Експлоатационното състояние на подземните тръбопроводи се влияе от електрохимична корозия. Електрохимична корозия - корозия на метали в електролити, придружена от образуване на електрически ток. Процесът на разрушаване на подземни тръбопроводи възниква под въздействието на околната среда (почвен електролит). Когато металът на тръбата взаимодейства с околната среда, повърхността на тръбопровода се разделя на положителни (анодни) и отрицателни (катодни) секции. Между тези участъци протича електрически ток (ток на корозия) от анода към катода, който разрушава тръбопровода в местата на анодните зони.

Основните фактори, определящи корозивността на почвите са електропроводимост, киселинност, влажност, солев и алкален състав, температура и въздухопропускливост.

Разрушаването на подземни тръбопроводи може да възникне и под въздействието на блуждаещи токове (електрокорозия). Корозията на метала в този случай е свързана с проникването на токове на утечка в тръбата от релсите на електрифицирани превозни средства или други промишлени инсталации за постоянен ток.

Начини за защита на главните газопроводи от пасивна и активна електрохимична корозия.

Пасивната защита включва покриване на повърхността на газопровода с антикорозионна изолация.

Активните методи за защита на газопроводите от корозия включват електричество, което включва катодна, протекторна и дренажна защита. Електрическата защита допълва пасивната защита, която гарантира защитата на газопроводите от корозия на почвата.

Същността на катодната защита се състои в катодната поляризация от външен източник на постоянен ток на металната повърхност на тръбата на газопровода в контакт със земята. Поляризацията се осъществява чрез ток, влизащ от земята в тръбата. Тръбата в този случай е катод по отношение на земята.

Сценарий на събитието

Възможни сценарии на събития по главните тръбопроводи:

Сценарий #1, Пружинно движение на почвата > Допълнителни напрежения в тръбопровода > Разкъсване на газопровод > Изтичане на газ > разсейване на изтичане.

Сценарий #2, Образуване на пукнатина по надлъжна заварка > изтичане на газ > проникване на газ през почвата в тухлен кладенец с линейна структура > образуване на смес газ-въздух > образуване на искра > експлозия на газ-въздух смес.

Сценарий #3, Повреда на изолацията на тръбопровода > Корозия на тръбопровода > Изтъняване на стените на тръбата > Разрушаване на газопровода > Теч на газ > Разсейване на теча.

Сценарий № 4, Нарушаване целостта на газопровода от външни въздействия > изтичане на газ > изгаряне.

Сценарий #5, Температурни натоварвания на газопровода > повреда на тръбата от умора > разкъсване на газопровода > изтичане на газ > изгаряне

Дърво на събитията

По-долу има дърво на грешките, основното събитие на което е аварийно разхерметизиране на газопровода.

Минималните комбинации за пропускане са набор от първоначални събития-предпоставки, задължително (едновременно) възникване, които са достатъчни за възникване на основното събитие (аварии).

Минималните базови комбинации са уравненията за главното събитие.

Уравнението на главното събитие за дадено дърво на грешките ще бъде:

ГОРЕ = 1,2 + 3 + 4,5 + 6 + 7

главен газопровод авария корозия

Тогава изчисляването на вероятността за реализация на събития за главното събитие е както следва:

Qtop = 1,2 + 3 + 4,5 + 6 + 7 = 0,0065525 или като процент 0,65525%

Или вероятността от събития:

Ще има събитие БРАК CMP = 0.05525%

Ще възникне събитието Factory pipe defect = 0,6%.

Хоствано на Allbest.ru

Подобни документи

Използването на тръбопроводния транспорт в Русия като едно от ефективните и икономични средства за газообразни вещества. Причини за корозия на тръбопроводи, аварии на нефтопроводи, газопроводи, водопроводи. Спасяване на пострадали от пожари и експлозии.

резюме, добавено на 24.12.2015 г

Състоянието на подземната тръбопроводна система в Руската федерация през 2008 г. Прилагане на нови технологии. Аварии на нефтопроводи; газопровод; водопровод. Последици от аварии на тръбопроводи. Самоспасяване и спасяване на пострадали при пожари и експлозии на тръбопроводи.

резюме, добавено на 30.04.2008 г

Технически характеристики на авариите. Фактори на радиационна опасност. Възможни начини за облъчване, когато персоналът е в района на аварията на АЕЦ. Оценка на радиационната обстановка при авария. Терапевтична и превантивна работа в огнищата, техните основни етапи.

презентация, добавена на 23.08.2015 г

Признаци на авария на главния тръбопроводен транспорт. Вид отговорност на длъжностни лица и юридически лица за неспазване на изискванията на правилата за предотвратяване и отстраняване на извънредни ситуации. Аварии в хранилища за сгъстен газ и тяхното отстраняване.

тест, добавен на 14.02.2012 г

Основната концепция за аварии, техният приблизителен списък. Човешкият фактор като една от причините за катастрофите. Анализ на аварии в мина Западная-Капитальная (Ростовска област, Новошахтинск), мините Ак Булак Комур, Комсомолская, Юбилейная, Уляновск.

резюме, добавено на 04/06/2010

Видове аварии в радиационно опасни съоръжения. Характеристики на ядрените аварии. Основните фази на хода на авариите, принципите на организация и прилагане на защитни мерки. Изчисляване на нивото на шума в жилищни сгради. Изчисляване на общо промишлено осветление.

резюме, добавено на 04/12/2014

Причини за производствени аварии. Аварии на хидротехнически съоръжения, транспорт. Кратко описание на големи аварии и катастрофи. Спасителни и неотложни аварийно-възстановителни работи при ликвидиране на големи аварии и бедствия.

резюме, добавено на 05.10.2006

Видове сигурност. Класификация на извънредните ситуации. Основните увреждащи фактори при радиационна авария. Принципи на защита срещу йонизиращи лъчения. Вредни, опасни фактори на производствената среда. Въздействие върху тялото на ток, ултразвук.

cheat sheet, добавен на 02/03/2011

Ефектът на силно отровните вещества върху населението, защитата от тях. Характеристики на вредни и силно токсични вещества. Аварии с изпускане на СДЯВ. Последици от аварии в химически опасни съоръжения. Предотвратяване на евентуални аварии в ХОО.

лекция, добавена на 16.03.2007

Класификация на извънредните ситуации. Кратко описание на аварии и катастрофи, характерни за Република Беларус. Аварии в химически опасни, пожароопасни и експлозивни съоръжения. Преглед на природните бедствия. Възможни извънредни ситуации за град Минск.

Федерална агенция за образование

Държава Саратов

социално-икономически университет

Катедра по безопасност на живота

абстрактно

"Аварии на тръбопроводи".

Студенти първа година на UEF

Григориева Тамара Павловна

Ръководител: Доцент на катедрата

Баязитов Вадим Губайдулович

Саратов, 2007 г.

Въведение.

1. Обща информация за състоянието на тръбопроводната система в Руската федерация през 2008 г.;

2. Аварии по нефтопроводи;

3. Аварии по газопровода;

4. Аварии по водоснабдяването;

5. Последици от аварии по тръбопроводи;

6. Самоспасяване и спасяване на пострадали при пожари и експлозии на тръбопроводи;

Заключение.

Библиография.

Въведение:

По отношение на дължината на подземните тръбопроводи за транспортиране на нефт, газ, вода и отпадни води Русия е на второ място в света след САЩ. Но няма друга страна, в която тези тръби да са толкова износени. Според експерти от Министерството на извънредните ситуации на Русия процентът на авариите в тръбопроводите се увеличава всяка година, а през 21 век тези системи за поддържане на живота са износени с 50-70%. Течовете от тръбопроводите нанасят огромни икономически и екологични щети на страната. Особено голям брой аварии стават в градовете в резултат на течове на вода от износени комуникации – канализационна, отоплителна и водопроводна мрежи. От разрушените тръбопроводи водата се просмуква в земята, нивото на подпочвените води се покачва, възникват понори и слягания, което води до наводняване на основите и в крайна сметка заплашва от срутване на сградите. Чуждестранният опит показва, че този проблем може да бъде решен, ако се използват пластмасови тръби вместо стоманени тръбопроводи, а полагането на нови и ремонтът на износени се извършва не по открит, а по безизкопен начин. Предимствата на ремонта на тръбопроводи по безизкопния метод са очевидни: разходите за ремонт се намаляват 6-8 пъти, а производителността на труда се увеличава десетократно.

Има процес на постепенен преход от традиционни строителни материали към нови. По-специално, при полагане и реконструкция на тръбопроводи все повече се използват полимерни тръби. В сравнение със стомана или чугун, те имат редица неоспорими предимства: лекота на транспортиране и монтаж, висока устойчивост на корозия, дълъг експлоатационен живот, ниска цена, гладкост на вътрешната повърхност. В такива тръби качеството на изпомпваната вода не се влошава, тъй като поради хидрофобността на повърхността в тях не се образуват различни отлагания, както се случва в тръбопроводи от стомана и чугун. Пластмасовите тръби не изискват никаква хидроизолация, включително катодна защита, те осигуряват непрекъснат транспорт на вода, нефт и газ без големи разходи за поддръжка.

Опитът от реконструкцията и изграждането на подземни съоръжения в Челябинск показва, че използването на модерни безизкопни технологии може значително да намали разходите и да опрости такава работа. Това важи особено за централните райони на града, където работата по полагане на тръбопроводи по традиционния траншеен начин е свързана със значителни трудности: тези работи често изискват затваряне на проходи, промяна на маршрутите на градския транспорт. Необходими са множество одобрения от различни организации. С въвеждането на най-новите технологии стана възможно да се извърши полагането на тръбопроводи и комунални услуги без отваряне на повърхността и участието на голям брой хора и тежка строителна техника. По този начин не се нарушава движението на градския транспорт, изключва се работата по инсталирането на байпаси, преходни мостове, което е особено важно за град с гъсто застрояване и високо ниво на трафик. Поради липсата на неудобства и неподходящи разходи (в сравнение със строителството в изкопи, разходите за труд се намаляват около 4 пъти), използването на тези технологии е много ефективно. В много случаи използването на съвременни технологии позволява да се изостави изграждането на нови комуникации и чрез реконструкция напълно да се възстановят и подобрят техническите им характеристики.

Използването на най-новите технологии в подземното строителство е предназначено да реши основния проблем - да подобри качеството на подземните съоръжения в процес на изграждане и да гарантира безопасността на тяхната експлоатация. Градската управа обръща голямо внимание на този въпрос. Допускат се да работят само специализирани организации, които имат съответния лиценз. На всички етапи от строителството се извършва многостранен мониторинг, който предоставя данни за напредъка на проекта и промените в околната среда, постоянно наблюдение на промените в нивото на подпочвените води, сляганията в основите на близките сгради и деформацията на почвата. се извършва маса.

1. Обща информация за състоянието на тръбопроводната система в Руската федерация през 2008 г

Промишлените тръбопроводни системи на повечето петролни предприятия в Русия са в предаварийно състояние. Общо на територията на Руската федерация работят 350 000 км вътрешни тръбопроводи, където годишно се регистрират повече от 50 000 инцидента, водещи до опасни последици. Основните причини за високата аварийност при експлоатацията на тръбопроводите са намаляването на капацитета за ремонт, бавните темпове на работа по подмяна на тръбопроводи с изтекъл срок на годност с тръбопроводи с антикорозионно покритие, както и прогресивното стареене на съществуващите мрежи. Само в полетата на Западен Сибир се експлоатират повече от 100 000 км полеви тръбопроводи, от които 30% имат 30-годишен експлоатационен живот, но не повече от 2% от тръбопроводите се сменят годишно. В резултат на това всяка година се случват до 35 000–40 000 инцидента, придружени от нефтени разливи, включително във водни обекти, като броят им нараства всяка година, а значителна част от инцидентите умишлено се скриват от регистрация и разследване.

Аварийността в съоръженията на главния тръбопроводен транспорт намалява с 9%. Системата от магистрални нефтопроводи, газопроводи, нефтопродуктопроводи и кондензатопроводи, работещи на територията на Руската федерация, не отговаря на съвременните изисквания за безопасност.

В процеса на реформиране на икономиката и в резултат на промените на петролните пазари се наблюдава постоянно намаляване на обема на финансиране за ново строителство, основен ремонт, реконструкция, модернизация, поддръжка и текущи ремонти на физически износени и остарели магистрални тръбопроводи. съоръжения. Разработването на ново оборудване, инструменти и технологии за откриване на дефекти на тръбопроводи и оборудване, както и разработването на нови нормативни документи и преразглеждането на остарели са изключително недостатъчно финансирани.

Няма законодателна основа за държавно регулиране на безопасността на експлоатацията на магистрални тръбопроводи и поради това възникна необходимостта от приемането на федерален закон за магистралните тръбопроводи. Разработването на този закон, което започна през 1997 г., все още не е приключило.

В Руската федерация общата дължина на подземните нефтопроводи, водопроводи и газопроводи е около 17 милиона километра, докато поради постоянни интензивни вълни (колебания на налягането, водни удари) и вибрационни процеси участъците от тези комуникации трябва постоянно да се ремонтират и напълно заменени. Въпросите за защита от корозия за производството на нефт, нефт и газ, преработвателната и транспортната промишленост са много актуални, поради консумацията на метал в резервоарите за съхранение на нефт и други конструкции, наличието на агресивна среда и тежките условия на работа на металните конструкции. Загубите, причинени от воден удар и корозия, възлизат на няколкостотин милиарда долара за Министерството на горивата и енергетиката на бившия СССР и около 50 хиляди тона черни метали годишно. При общата динамика на авариите, според експерти, причините за скъсване на тръбопровода са:

60% от случаите - воден чук, падане на налягането и вибрации

25% - корозионни процеси

15% - природни явления и форсмажорни обстоятелства.

През целия период на експлоатация тръбопроводите изпитват динамични натоварвания (пулсации на налягането и свързаните с тях вибрации, воден удар и др.). Те възникват по време на работа на инжекционни блокове, задействане на спирателни тръбопроводни вентили, възникват случайно поради погрешни действия на персонала по поддръжката, аварийни прекъсвания на захранването, фалшива работа на защитата на процеса и др.

Техническото състояние на тръбопроводните системи, експлоатирани в продължение на 20-30 години, оставя много да се желае. Подмяната на износеното оборудване и тръбопроводната арматура се извършва с изключително ниски темпове през последните 10 години. Ето защо има устойчива тенденция за увеличаване на авариите в тръбопроводния транспорт със 7-9% годишно, както се вижда от годишните държавни доклади „За състоянието на околната среда и промишлените опасности на Руската федерация“.

Зачестиха авариите на тръбопроводите, придружени от големи загуби на природни ресурси и широко разпространено замърсяване на околната среда. Според официалните данни само загубите на петрол поради аварии на главните нефтопроводи надхвърлят 1 милион тона годишно, без да се вземат предвид загубите, дължащи се на счупване на вътрешни тръбопроводи.

Ето само няколко примера за аварии на нефтопроводи през 2006 г.:

В резултат на голяма авария на главния нефтопровод „Дружба“ на територията на Суражски район на Брянска област на границата с Беларус теренът, водоемите и земите на държавния горски фонд бяха замърсени с нефт. Заместник-началникът на Росприроднадзор отбеляза, че от пролетта на 2006 г. в участъка на нефтопровода "Дружба", където стана аварията, са открити 487 опасни дефекта. Корозията на тръбопровода е причината за аварията на нефтопровода.

Аварийните работи по газопроводите се класифицират като опасни за пожар и газ, така че тук се обръща голямо внимание на осигуряването на безопасността на ремонтните работи.

При отстраняване на аварии по газопровод се извършват следните работи: изключване на аварийния участък на газопровода и освобождаването му от газ; изключване на средствата за активна защита на тръбопровода от корозия; разкопки; изрязване на отвори в газопровода за монтиране на гумени топки; монтаж на топки за изолиране на кухината на тръбопровода при ремонта

уморена зона; заваръчни работи; проверка на качеството на шевовете чрез методи за физически контрол; отстраняване на спирателни гумени топки; заваряване на отвори; изместване на въздуха от аварийната зона; изпитване на шевовете на ремонтирания участък под налягане 1 MPa; нанасяне на изолационно покритие; изпитване на тръбопроводи под работно налягане; включване на средства за активна защита срещу корозия.

Заваръчните работи по газопровода се извършват при свръхналягане на газа от 200-500 Pa. При по-ниско налягане газопроводът може бързо да се изпразни и в него да влезе въздух, което води до образуване на експлозивна смес. При високо налягане по време на гореща работа се образува голям пламък.

Фистулите, образувани в газопровода, се елиминират чрез заваряване, за което ръбовете на фистулата са внимателно подготвени за заваряване.

Ако на газопровода се появят пукнатини в заварени съединения или по протежение на целия метал, тогава дефектните участъци се отстраняват и на тяхно място се заваряват разклонителни тръби. В същото време от двете страни на дефекта се изрязват отвори за монтиране на гумени заключващи топки. В последния се изпомпва въздух, създавайки налягане от 4-5 kPa, след което се пристъпва към изрязване на аварийната секция. По време на горещи работи налягането на газа в газопровода се следи внимателно. За да направите това, в него се пробива отвор с диаметър 3-4 mm, в който се вкарва фитинг за свързване на 11-образен манометър. Заваръчните работи се извършват по същия начин, както е описано по-рано.

Ако в газопровода има кондензат, той се отстранява преди началото на горещата работа.

В края на заваряването новите шевове се проверяват чрез физически методи за проверка и след това гумените топки се отстраняват. Отворите за топките са заварени. Въздухът се изтласква от газопровода, за което прекъснатата секция се издухва в една посока. Газът се освобождава през запалителната свещ. При продухване налягането на газа не трябва да надвишава 0,1 MPa. Прочистването на газопровода е завършено, ако количеството кислород в газовата смес, изместена през свещите, е не повече от 2% от обема. Ремонтираният участък се тества под работно налягане. След нанасяне на изолационно покритие върху заварената тръба, ремонтираният участък се засипва, като се уплътнява почвата под тръбопровода.

Горещите работи по съществуващи газопроводи, транспортиращи суровини с високо съдържание на сероводород, се препоръчва да се извършват в следния ред. Участък от газопровода в ремонт 2 (фиг. 90) се изключват от линейни кранове 1. В него налягането на газа се намалява до 200 - 500 Ра. Прекомерното налягане на газа се контролира от течни манометри. При извършване на планирани горещи работи по газопроводи, транспортиращи суровини, в които съдържанието на сяра - 246

водородът надвишава d,02 g/m 3 , зоната между тръбопроводните кранове е предварително запълнена с пречистен газ.

В зоната за подмяна 5 тръбопровод, който е маркиран в ямата, се изрязва технологична дупка 6 с диаметър около 160 mm за въвеждане на гумени заключващи черупки в тръбопровода. Ако тръбопроводът съдържа голямо количество течност (вода, кондензат), тогава замененият участък се продухва предварително с газ до пълното му отстраняване. Малко количество течни вещества се изпомпва в специални събирателни контейнери за последващо изхвърляне.

След като тръбопроводът се освободи от течност през технологичния отвор 6 гумени обвивки се вкарват в тръбата от двете й страни 4, които се пълнят с въздух до запушване на потока на тръбопровода. Степента на запълване на спирателните черупки с въздух се контролира визуално и чрез проверка на способността им да се движат през тръбопровода под въздействието на сили от 50-60 N.

Технологична дупка 6 запечатан с еластична конична тапа 9, в чийто централен отвор е херметически закрепен краят на втулката 10 за подаване на инертна среда, а през страничните отвори се прекарват гъвкави тръби 11 10 м дължина за пълнене на черупките с въздух. След това в пространството между черупките се подава под налягане газомеханична пяна, под действието на която гумените черупки 4 преместете се на безопасно разстояние от мястото на гореща работа (до позицията 3), и след това се пълнят с въздух до работно налягане.

За да се предотврати повреда на затварящите черупки на вътрешната повърхност на тръбопровода, се препоръчва да се използват гумени черупки със същия размер, повредени или с изтекъл срок на годност, като защитни капаци. В този случай задайте на 3 черупките се пълнят с въздух до налягане 5-6 kPa.

Ако има сквозна повреда в заменения участък на тръбопровода, тогава той се запечатва с мазилка за периода на движение на черупките. Заключващите черупки лесно се движат през тръбопровода при свръхналягане на средата в пространството между тях не повече от 0,5 kPa. При извършване на тази операция се получава газомеханична пяна с помощта на

специални технически средства чрез напояване на мрежестия пакет в пеногенератора 8 впръсква се в потока отработени газове с пенообразуващ разтвор, подаван от резервоара 12 с пръскачка 7.

След монтиране на заключващите черупки в работно положение, гъвкавите тръби 11 се поставят в кухината на тръбопровода, за да не се повредят по време на пожарното рязане на тръбата. Областта, която трябва да бъде заменена, се изрязва. На негово място се монтира нов елемент. След заваряване на този елемент те преминават към окончателните операции. След завършване на работата в ямата, участъкът от газопровода между тръбопроводните клапани, за да се измести атмосферният въздух от него, се продухва с газ през продухващи свещи до остатъчна обемна фракция на кислород в газа не повече от 2%. При извършване на тази операция затварящите черупки се отстраняват от тръбопровода чрез бутални приемни възли или продухващи свещи.

ОРГАНИЗАЦИЯ И ИЗВЪРШВАНЕ НА РАБОТИ ПО ВРЕМЕ НА ВЗАИМНО СВЪРЗВАНЕ НА КОВОТИ В ЕКСПЛОАТАЦИОННИ ТРЪБОПРОВОДИ

По време на работа често е необходимо да се извърши свързване за свързване на нови линии към съществуващ тръбопровод, устройства за приемане и пускане на прасе, байпасни линии и свързващи контури. Вмъкването е трудоемък и пожароопасен процес. Използваните в момента непламъчни (студени) методи за свързване позволяват да се намали степента на опасност от пожар, да се намали обемът и времето за извършване на 1 работа, която се извършва без спиране на изпомпването на нефт или газ и с практически без загуба на транспортирания продукт.

Разработено е устройство за вкарване на разклонения в главните тръбопроводи за нефт и нефтопродукти, което позволява да се извършва работа без спиране на изпомпването при работно налягане в тръбопровода до 6,4 MPa.

Инсталацията за вкарване на клонове в съществуващи тръбопроводи се състои от електродвигател 16, скоростна кутия 4, крайна фреза. 3 и корпус 14 (фиг. 91).

Червячното колело на редуктора се нарязва по средната равнина на две части. Долна половина 13 форми на червячно колело с шпиндел 8 чифт "винт - гайка", а горната половина 12 е поставен свободно върху главината на долната половина и има гърбици, взаимодействащи с гърбичния съединител //,. който заедно с шпиндела образува подвижна шпонкова връзка. С помощта на превключващия механизъм 5 съединителят на кучето се зацепва с гърбиците на горната половина 12 червячно колело, след това с полусъединителни гърбици 6, твърдо монтиран на скоростната кутия 4. В резултат на това се осъществява съответно работното и ускореното подаване на режещия инструмент.

На скоростна кутия за предпазител на шпиндела 8 обвивка фиксирана 10 с краен изключвател 9, служеща за изключване на електродвигателя, когато режещият инструмент достигне крайно положение, и гърбица 7, която контролира подаването на режещия инструмент.

Като "режещ инструмент" се използва пръстеновиден фреза с челно лице 3, "фиксирани заедно с бормашина 15 в края на шпиндела 8. Устройството е оборудвано със сменяеми корпуси 14 и фрези за изрязване на отвори с различни диаметри. Всички корпуси имат щуцер 1 с фланец 2. Охлаждащата течност се подава през разклонителната тръба.Към нея е прикрепена помпа, с помощта на която се уплътняват корпусът на инсталацията, вентилът и разклонителната тръба, заварени към съществуващия тръбопровод.

Работата по свързващия клон се извършва по следния начин. След отваряне на тръбопровода в точката на свързване изолационното покритие се почиства от повърхността му. В точката на свързване към тръбопровода е заварена разклонителна тръба със същия диаметър като бъдещия изход.

При извършване на заваръчни работи налягането в тръбопровода, през който се изпомпва продуктът, не трябва да надвишава 2 MPa. След завършване на заваръчните работи тя може да бъде увеличена до работна. Към заварената тръба с фланец е прикрепен клапан, под който е монтирана временна опора. Инсталацията се закрепва към ответния фланец на вентила.Преди фрезоването на отвора цялата кухина от тръбопровода до инсталацията се запълва с емулсия за охлаждане и смазване на резника

с помощта на помпа се проверяват корпусът на инсталацията, клапаните и разклонителната тръба, заварена към тръбопровода (налягане, равно на 1,5 работно налягане в тръбопровода). Налягането при пресоване се поддържа в продължение на 5 минути. Не се допускат течове по ставите и изпотяване на заваръчните шевове.

След това режещият инструмент се извежда на повърхността на тръбата през отворен клапан и се фрезова отвор. В края на операцията режещият инструмент, заедно с изрязаното „стотинка“, се прибира в първоначалното си положение. Вентилът се затваря и инсталацията се демонтира. Към вентила е прикрепен клон. Това завършва работата по крана за свързване. При поставяне на разклонение инсталацията се обслужва от един човек. Максималното време за изрязване на отвора е 25 минути. Масата на инсталацията е 306 кг.

Разработена е технология за безпожарен метод за вкарване на разклонения в съществуващи газопроводи с високо налягане. Той напълно елиминира заваръчните работи по съществуващ газопровод поради използването на докинг единица, прикрепена към газопровода с помощта на специален уплътнител и фреза за рязане на отвори.

Докинг единицата се състои от две половини с надлъжни фланци. Едната му половина има разклонителна тръба със заключващо устройство, чийто диаметър съответства на диаметъра на свързания газопровод. Двете половини са свързани с шпилки, след като са монтирани на повърхността на тръбопровода.

Докинг станцията се изработва на специално оборудване индивидуално за всеки диаметър и се уплътнява с повърхността на тръбопровода с помощта на уплътнителен пръстен и уплътнител, осигуряващ абсолютно уплътнение при налягане 5,6-7,5 MPa. Уплътнителят е предназначен за период на експлоатация на газопровода от 20-30 години при температури от +80 до -40°C.

Изходните отвори на съществуващия газопровод се изрязват със специална фреза. Режещият инструмент е комплект фрези със специален профил на зъбите и свредло.

След определяне на точката на свързване на бъдещия изход към тръбопровода, ямата се откъсва, външната повърхност на тръбопровода се почиства от изолационни покрития и продукти от корозия. Върху почистената повърхност на тръбопровода и вътрешната повърхност на двете половини на докинг станцията се нанася тънък слой уплътнител, приготвен на базата на епоксидни смоли с добавяне на необходимите пълнители и пластификатори, които осигуряват надеждна работа на докинг станция през целия период на експлоатация на тръбопровода. В момента на затягане на фиби връзката, уплътнителят запълва черупките и микропукнатините. Надеждността на целия монтаж се проверява чрез хидравличен тест за здравина и плътност. След това към фланеца на заключващото устройство на докинг единицата се монтира фрезова единица.

Фрезовият агрегат е свързан към мобилна електроцентрала. Електрическото задвижване през скоростната кутия предава въртеливото движение на режещия инструмент, който се довежда до тялото на тръбата чрез отворено заключващо устройство. За да се предотврати воден чук по време на потупване под налягане, тялото на тръбата първо се пробива със свредло. След пробиване за 30-40 s, налягането в тръбопровода и кухината на разклонителната тръба се изравнява, след което започва фрезоването. Режимът на смилане се управлява от ръчното колело на захранващото устройство.

Конструкцията на режещия инструмент осигурява навременното отстраняване на чипове и изрязания елемент на тялото на тръбата от работната зона и предотвратява навлизането им в газопровода. В края на фрезоването режещият инструмент се довежда до крайно дясно положение, а заключващото устройство на разклонителната тръба се прехвърля в затворено положение. Чрез продухващия фитинг на инсталацията се изпуска газ от кухината между работния орган на заключващото устройство и свързващия фланец на инсталацията до достигане на атмосферно налягане. Към заключващото устройство на разклонителната тръба е свързан газопровод-изход или технологична линия.

Колко струва да напишете доклада си?

Изберете типа работа Дипломна работа (бакалавър/специалист) Част от тезата Магистърска диплома Курсова работа с практика Теория на курса Есе Есе Изпитни задачи Атестационна работа (VAR / WQR) Бизнес план Изпитни въпроси MBA диплома Дипломна работа (колеж/техникум) Други казуси Лабораторна работа , RGR Онлайн помощ Доклад от практиката Търсене на информация Презентация в PowerPoint Реферат за следдипломна квалификация Придружаващи материали към дипломата Статия Тест Чертежи още »

Аварии на тръбопроводи

Федерална агенция за образование

Държава Саратов

социално-икономически университет

Катедра по безопасност на живота

"Аварии на тръбопроводи".

Студенти първа година на UEF

Григориева Тамара Павловна

Ръководител: Доцент на катедрата

Баязитов Вадим Губайдулович

Саратов, 2007 г.

Въведение.

1. Обща информация за състоянието на тръбопроводната система в Руската федерация през 2008 г.;

2. Аварии по нефтопроводи;

3. Аварии по газопровода;

4. Аварии по водоснабдяването;

5. Последици от аварии по тръбопроводи;

6. Самоспасяване и спасяване на пострадали при пожари и експлозии на тръбопроводи;

Заключение.

Библиография.

Въведение:

Обща информация за състоянието на тръбопроводната система в Руската федерация за 2008 г

60% от случаите - воден чук, падане на налягането и вибрации

25% - корозионни процеси

15% - природни явления и форсмажорни обстоятелства.

Ето само няколко примера за аварии на нефтопроводи през 2006 г.:

Голяма авария е станала на 326 км от магистралния нефтопровод Узен - Атирау - Самара в югозападната част на Казахстан. Според ИТАР-ТАСС на мястото на инцидента са започнали аварийно-възстановителни работи. Междувременно не се знае нищо за мащаба и причината за аварията, зоната на петролно замърсяване и обема на възстановителните работи. През изминалата седмица това е вторият голям инцидент на нефтопроводите на Казахстан. На 29 януари, в резултат на спукване на метал поради воден удар, около 200 тона нефт се разляха на земята на 156 км от главния тръбопровод Каламкас - Каражанбас - Актау.

Следователно пълното премахване или значително намаляване на интензивността на вълновите и вибрационните процеси в тръбопроводните системи позволява не само да се намали няколко пъти броят на авариите с разкъсвания на тръбопроводи и повреда на тръбопроводната арматура и оборудване, но и да се повиши надеждността на тяхната работа, но и значително да увеличи експлоатационния им живот.

Понастоящем за борба с пулсациите и колебанията в налягането и потока в тръбопроводните системи се използват въздушни капачки, акумулатори на налягане, различни видове амортисьори, приемници, дроселни шайби, предпазни клапани и др. Те са остарели, не отговарят на съвременното развитие на науката и технологиите, не са ефективни, особено в случай на воден удар и преходна динамика, не отговарят на изискванията за екологична безопасност, както се вижда от статистиката на авариите. В момента в Русия има нови технологии за аварийна защита на тръбопроводи, които ви позволяват да гасите всички вътресистемни смущения: воден удар, колебания на налягането и вибрации. Фундаментално ново високоефективно енергонезависимо техническо средство за амортизиране на колебанията на налягането, вибрациите и хидравличните удари са стабилизаторите на налягането (SD).

В същото време неизбежно възникват загуби на нефт, чието средно ниво се оценява на 0,15-0,2 тона / ден. за един импулс. В допълнение, силно агресивни смеси навлизат в околната среда, причинявайки значителни щети на нея.

Според държавния доклад „За състоянието на индустриалната безопасност на опасни производствени съоръжения, рационално използване и опазване на недрата на Руската федерация през 2006 г.“ Основни причини за аварии по магистрални тръбопроводи през 2001-2006 г. да стане:

външни влияния - 34,3%, (общият им брой),

брак по време на строителство - 23,2%,

външна корозия - 22,5%,

дефекти в производството на тръби и оборудване във фабрики - 14,1%,

грешни действия на персонала - 3%.

Основната причина за аварии във вътрешните тръбопроводи са разкъсвания на тръби, причинени от вътрешна корозия. Износването на вътрешните тръбопроводи достига 80%, така че честотата на техните счупвания е с два порядъка по-висока, отколкото на главните, и е 1,5 - 2,0 счупвания на 1 км. По този начин от началото на експлоатацията на находището на територията на района на Нижневартовск на Ханти-Мансийския автономен окръг са изградени 21 093 км вътрешни и магистрални нефто- и газопроводи, повечето от които вече са разрушени, но продължават да бъдат опериран.

Основната причина за аварии на съществуващи газопроводи в Русия е корозията под напрежение. За периода от 1991 до 2001 г. 22,5% от общия брой аварии се дължат на стрес корозия. През 2000 г. той вече представлява 37,4% от всички произшествия. Освен това се разширява географията на проявата на корозия под напрежение.

Дълготрайните активи на тръбопроводния транспорт, както и цялата техносфера, остаряват, магистралите се деградират с все по-бързи темпове. Кризите неизбежно наближават. Например, амортизацията на дълготрайните активи на газопреносната система на ОАО "Газпром" е около 65%. По този начин удължаването на безопасния експлоатационен живот на тръбопроводните системи е най-важната задача на превозвачите на нефт и газ.

В момента е извършено вътрешнотръбно проучване по отношение на главните нефтопроводи, както и 65 хил. км газопроводи от 153 хил. км обща дължина. В същото време се отстраняват около 1,5% от опасните дефекти от общия брой открити дефекти. Според Транснефт плътността на разпространение на корозионните дефекти е 14,6 деф./км. Скоростта на корозия в значителна част е 0,2 - 0,5 mm/год., но има и много по-висока скорост - от 0,8 до 1,16 mm/год.

Най-уязвими днес са главните газопроводи на Северния коридор. Северният коридор е многолинейна система от газопроводи, положени от районите на северните находища (Уренгойское, Заполярное, Медвежье и др.) до границите на Беларус от една страна и до границата с Финландия от друга. По същия коридор минава трасето на строящия се газопровод Ямал-Европа. Общата дължина на съществуващите газопроводи на Северния коридор в еднолинейно изчисление е около 10 хиляди км. Общата производителност на газопроводите в горната част е 150 милиарда m? газ на година. В районите, където преминава газопроводът Ухта-Торжок (1-4 линии), капацитетът на газопровода е 80 милиарда м2 годишно.

През последните години има висок дял на авариите на този конкретен участък от главните тръбопроводи поради корозия под напрежение (71,0%). През 2003 г. 66,7% от авариите също са били от стрес-корозионен характер. Възрастта на газопроводите, претърпели аварии от стрес-корозия, непрекъснато нараства. По коридорите на Северния коридор за 2001-2003г тази средна възраст е 24,2 години, максималната е 28 години. Преди около 10 години средната възраст на газопроводите, претърпели аварии от стрес-корозия, беше 13-15 години.

2. Аварии по нефтопроводи

Авариите на тръбопровода възникват не само поради технически причини: има и редица други, основната от които е така нареченият човешки фактор. Огромен брой злополуки възникват в резултат на небрежност, както на служители, така и на началници. Точно това се подчертава в редица други примери.

На 5 юни във Витебска област приключи ремонтът на над 40-километровия участък от руския главен нефтопродуктопровод „Унеча – Вентспилс“. В същото време официално беше обявен виновникът за най-голямата авария по тази транспортна линия.

Както казаха на БелаПАН в дирекцията на руското унитарно предприятие "Запад-Транснефтепродукт" (Мозир), нефтопродуктите се изпомпват по тръбопровода Унеча-Вентспилс вече четиридесет години. По време на диагностиката на тръбопровода през 2005 г. специалистите откриха много дефекти. Собственикът на петролопровода смята за виновник производителя - Челябинския металургичен комбинат (Русия), на базата на който в момента работят четири предприятия. След две аварии на нефтопровода в Бешенковичски район на Витебска област (през март и май 2007 г.) специалисти от „Запад-Транснефтепродукт“ извършиха повторно изследване на тръбопровода и започнаха сами да подменят потенциално опасни участъци. Транспортирането на дизелово гориво от Русия за Латвия през Беларус беше спряно за 60 часа. През това време пет беларуски ремонтни бригади на Запад-Транснефтепродукт от Мозир и Речица (област Гомел), Сенно и Дисна (област Витебск), Кричев (област Могильов) смениха 14 фрагмента от тръбопровода.

Прокуратурата идентифицира Челябинския металургичен завод като виновник за изблиците си на територията на района Бешенкович, който произвежда дефектни тръби през 1963 г.

Припомняме, че на 23 март 2007 г. в район Бешенковичи на Витебска област се случи скъсване на нефтопродуктопровода Унеча-Вентспилс. В резултат на аварията дизеловото гориво през мелиоративния канал и река Ула попадна в Западна Двина и достигна Латвия. Запад-Транснефтепродукт компенсира Министерството на извънредните ситуации на Беларус за загубите, понесени при отстраняване на последствията от аварията на 23 март. Министерството на природните ресурси и опазването на околната среда на Беларус е изчислило щетите, нанесени на околната среда от първото скъсване на петролопровода. Очаква се до 15 юни размерът на щетите да бъде съгласуван със собственика на газопровода и да бъде представен на обществеността.

Вторият пробив на тръбата на нефтопродуктопровода Унеча-Вентспилс стана на 5 май. "Пробивът е локален. От тръбопровода е изтекло малко количество петролни продукти", каза тогава пред БелаПАН министърът на извънредните ситуации на Беларус Енвер Бариев.

Той увери, че аварията няма да има сериозни последици за околната среда. Нефтопродуктите няма да попаднат в реките“, каза министърът.

Симптоматично е, че вторият пробив стана край село Бабоедово, Бешенковичски район, близо до мястото, където стана първият голям пробив на тръба през март.

Както се казва, където е тънко, там се къса.

На 27 февруари 2007 г. в района на Оренбург, на 22 км от град Бугуруслан, се случи изтичане на нефт от вътрешния тръбопровод на отдела за производство на нефт и газ на Бугурусланнефт (подразделение на Оренбургнефт, част от TNK-BP).

За щастие или за съжаление, но разливът, чийто обем, според предварителните оценки на Министерството на извънредните ситуации, е около 5 тона, удари леда на река Болшая Кинел. За съжаление тръбата е протекла точно в района на реката. За щастие изглежда маслото не се е разляло директно във водата, а върху лед с дебелина 40 см.

В Махачкала възникна изтичане на петрол поради порив на нефтопровод. Течът е станал в района на Ленински на града на участък от петролопровод с диаметър 120 милиметра.

Вследствие на скъсване на нефтопровод са излели около 250-300 литра нафта, петното е около десет квадратни метра. За да отстранят аварията, те блокираха притока на петрол в този район.

Петното е затрупано (замърсяването е локализирано)“, съобщиха от Министерството на извънредните ситуации. По думите му няма данни за пострадали.

На място е работила оперативна група на Министерството на извънредните ситуации на Република Дагестан. В момента специалисти от ОАО "Дагнефтегаз" се занимават с ликвидирането на аварията.

Нефтопроводът Омск - Ангарск - най-големият (2 нишки с диаметър 700 и 1000 мм) се простира от западната граница на региона и почти на изток. Изпомпва се суров петрол. Нефтопроводът е собственост на OAO Transsibneft AK Transneft към Министерството на горивото и енергетиката на Руската федерация. В Иркутска област нефтопроводът се експлоатира от Иркутската регионална администрация за нефтопроводи (IRNPU). През 2001 г. IRNPU разработи „План за предотвратяване и премахване на аварийни нефтени разливи на Иркутския регионален нефтопроводен отдел на OAO Transsibneft“ - в процес на съгласуване. Броят на авариите на нефтопровода за периода от 1993 до 2001 г.:

1. Март 1993 г. На 840 км от главния нефтопровод Красноярск - Иркутск (тръбопроводът е повреден от булдозер) 8 хиляди тона нефт се изливат върху релефа. Навременно взетите мерки за локализиране на мястото на пролива позволиха да се сведат до минимум последиците от този инцидент. Разлятият нефт е изпомпван предимно в складове. Замърсената почва е събрана и изнесена за обезвреждане.

2. Март 1993 г. На 643 км от главния нефтопровод Красноярск - Иркутск (разкъсване на нефтопровода поради дефект в заваръчния шев, моментът на аварията не е записан навреме) над 32,4 хиляди тона нефт се изливат върху повърхността. Предприетите спешни мерки за отстраняване на последствията от тази авария позволиха бързо да се неутрализират негативните явления. Въпреки това, около 1 000 тона петрол проникна в недрата и беше локализиран на 150-300 м от действащия икономически прием на подземни води Tyretsky. Около 40% от 2-ри и 3-ти пояси на санитарно-охранителната зона на водохващането се оказаха замърсени с нефт. Още около 1000 тона нефт са проникнали в почвата в района на заблатената заливна част на реката. Ungi и постепенно мигрират надолу по течението към икономически ценния водоносен хоризонт. За да се защити приемът на подпочвени води на Tyretsky от замърсяване с нефт, беше изграден и пуснат в експлоатация специален защитен водоприемник, който „отрязва“ замърсената с нефт вода от водоприемника за комунални услуги в продължение на 9 години. Екологичната и хидрогеоложката обстановка остава тежка от гледна точка на замърсяване с нефт на добитите води от стопанско водохващане. През годините след аварията се извършва държавен екологичен контрол върху провеждането на екологични и хидрогеоложки работи в района на аварията. Всяка година се провеждат съвместни срещи на лица и служби, заинтересовани от почистването на замърсени с нефт земи и подземни хоризонти (земеползватели, екологични органи, санитарен и епидемиологичен надзор, хидрометеорологични служби, хидрогеолози, управление на нефтопроводи) - резултатите от мониторинга за миналото година се обобщават и се определя по-нататъшна програма за работа. До 1999 г. поддръжката на системи за мониторинг и контрол на геоложката среда в района на Тирецкия водоприемник се извършваше по договор на Държавното федерално държавно унитарно предприятие „Иркутскгеология“. От 1999 г. - IRNPU

3. Март 1995 г. На 464 km от главния нефтопровод Красноярск - Иркутск (пукнатина във формата на полумесец на тръбопровода DN 1000 mm, дължина 0,565 m, ширина 0,006 m) 1683 m3 нефт се излива на повърхността. Нефтът по коритото на потока (300 м) достига река Курзанка и се разпръсква върху леда на реката на разстояние 1150 м. По време на ликвидационните работи 1424 m3 нефт са събрани и изпомпани в резервния тръбопровод DN 700 mm. Река Курзанка беше напълно почистена от замърсяване преди началото на пролетното наводнение. Безвъзвратните загуби на петрол са 259 m3, от които са изгорени 218,3 m3. Замърсената с нефт почва от коритото на потока беше отстранена и складирана в кариера, където беше обработена с биоприн.

4. Януари 1998 г. На 373 km от главния нефтопровод Красноярск - Иркутск (380 mm дълга пукнатина на тръбопровода DN 1000 mm) изтичането на нефт на повърхността е около 25 m3, около 20 m3 се събират. Замърсеният сняг беше отстранен в нефтените уловители на Нижнеудинската ПС.

5. Ноември 1999 г. На 565 км от главния нефтопровод Красноярск - Иркутск (дехерметизация на тръбопровод Ду 700, в резултат на повреда на клапана по време на ремонтни работи, последвано от запалване на разлято масло). Замърсената площ е 120 м2, изгорели са 48 тона мазут.

6. Декември 2001 г. на 393,4 km от главния нефтопровод Красноярск - Иркутск (по време на изпразването на резервната линия DN 700 mm, с изпомпване на нефт от PNU в тръбопровода DN 1000 mm), смукателната линия на помпата беше разхерметизиран. На повърхността са се излели около 134 м3 нефт. Нефтът е локализиран в ниска част на релефа - естествено дере, намиращо се на разстояние 80 м от мястото на аварията.След отстраняване на повредата нефтът от дерето - 115 м3 е изпомпван в действащия нефтопровод. Останалият петрол е събран със специален автомобил. Обемът на безвъзвратните загуби на нефт възлиза на 4 m3. Замърсената с нефт повърхност на почвата беше обработена със сорбент Econaft, последвано от отстраняване на замърсената почва в Нижнеудинската ПС. Съгласно заповедта на CRC в района на Иркутск е организиран мониторинг на земите и повърхностните води на реката. Уди

2. Аварии по газопроводи.

В резултат на аварията на газопровода Аксай-Гудермес-Грозни три района на Чечения и част от град Грозни останаха без газ. Сега на мястото на аварията се извършват ремонтно-възстановителни работи, съобщава информационният портал "Кавказки възел".

„Произшествието е станало вечерта на 26 януари, между 19:00 и 20:00 часа“, съобщи чеченското министерство на извънредните ситуации. - Изтичане на газ по главния газопровод е регистрирано на около километър и половина от град Гудермес, близо до село Белорече. Тук, по дъното на река Белка, минава линията на газопровода Аксай-Гудермес-Грозни.

Според експертите причините за спукването на газовата тръба, чийто диаметър е 50 сантиметра, са "изкуствени".

От рано сутринта на мястото на инцидента текат мащабни ремонтно-възстановителни дейности. В ликвидирането на произшествието участват аварийни служби, служители на републиканското Министерство на извънредните ситуации и военни.

В резултат на авария на главния газопровод три района на Чечня остават без газ: Курчалой, Шали и Грозненски. Няма газ и в северната част на чеченската столица.

В Ставрополския край три села останаха без газ поради авария на газопровод.

В Тарашчанския район на Киевска област, на границата с Богуславски район, избухна експлозия на газопровода Уренгой-Помари-Ужгород, собственост на Укртрансгаз.

Транспортирането на природен газ от Русия за Европа по магистралния газопровод беше спряно. Министерството на извънредните ситуации на Украйна каза пред Интерфакс, че газът се доставя в Европа по обходна линия. Това беше потвърдено от Нафтогаз Украйна и Газпром, а по-късно и от ЕС.

Аварията, по актуализирани данни, е станала около 15:15 киевско време (16:15 московско време) в близост до компресорна станция Ставище край село Лука. Взривната вълна е изхвърлила 30-метрово парче тръба с диаметър 1420 мм на 150 м. Газът е бил подаван при налягане 74 атмосфери. Пожарът на мястото на експлозията е потушен. На площ от 1,5 хектара са изгорели зелени площи, включително 100 дървета, съобщиха от Министерството на извънредните ситуации на Украйна.

Без газ са останали 22 населени места в Таращанския район на Киевска област, включително самия районен център, 4 населени места в Богуславски район и 6 в Черкаска област.

Жертви и ранени няма. На мястото на инцидента работят ръководството на главното управление на Министерството на извънредните ситуации в Киевска област, както и служители на Черкаситрансгаз, полицията и районната прокуратура. Води се разследване, наказателно дело все още не е образувано.

Министърът на транспорта и съобщенията на Украйна Микола Рудковски не изключи, че инцидентът може да е резултат от саботаж. „Ситуацията, която имахме на железницата край Киев със 168-ия влак, и този инцидент днес – не е изключено, може да бъде връзка в планираните действия за дестабилизиране на ситуацията в страната“, каза министърът в ефира на украинския Канал 5 в понеделник вечерта.

Компанията "Укртрансгаз", която обслужва този газопровод, твърди, че не е имало скъсване на тръбата. Компанията не съобщава за възможните срокове за отстраняване на последствията от експлозията и възобновяване на транспортирането на газ по газопровода.

„Газопроводът, където стана аварията, вече е блокиран и газът е изпуснат през други клонове“, казаха от „Укртрансгаз“, като добавиха, че в момента няма опасност за другите. От пресслужбата подчертаха, че засегнатият участък се намира в блатиста местност и "блатистата среда влияе негативно на газопровода".

Експлозията няма да засегне транзита на руски природен газ през Украйна за европейските страни, съобщиха от пресцентъра на Нафтогаз Украйна. „Задълженията на Украйна за транзита на природен газ към европейските потребители са напълно изпълнени чрез увеличаване на доставките на газ през други газопроводи, както и чрез изтегляне на газ от подземни хранилища“, каза Олексий Федоров, ръководител на отдела за връзки с обществеността на Нафтогаз Украйна.

Газпром увери, че компанията напълно осигурява изпълнението на задълженията си за доставка на газ на европейските потребители в посока Украйна. Нямаше ограничения за доставките на газ за европейските потребители, съобщиха за ПРАЙМ-ТАСС от пресслужбата на компанията.

Газопроводът Уренгой-Помари-Ужгород е построен през 1983 г. Дължината на газопровода е 4451 км. Проектният капацитет е 32 милиарда кубически метра годишно. Дължината на главния газопровод Уренгой-Помари-Ужгород през територията на Украйна е 1160 км, капацитетът му е 27,9 милиарда кубически метра газ годишно. По трасето на газопровода има девет компресорни станции.

На 24 октомври 2007 г. беше възстановено подаването на газ в Ставрополския край след авария в село Бурлацки, Благодарненски район.

Както съобщи агенция „Росбалт-Юг“ от пресслужбата на Южния регионален център на Министерството на извънредните ситуации на Руската федерация, „предния ден в 11.20 ч., при оран на нивите, разпределително табло на местния газопровод Каменная Балка - Мирное - Журавское с диаметър 514 мм е повреден на 75-ия км.

Пресслужбата съобщи, че не е имало експлозия или пожар и няма пострадали. В 15:00 часа ремонтно-експлоатационният екип на Ставрополкрайгаз възстанови газоснабдяването на населеното място, където живеят 3,5 хиляди души, от които повече от 1 хиляди деца.

3. Аварии по водоснабдяването.

По факта на аварията на главния водопровод в Петровски район на Ставрополския край е образувано наказателно дело по част 1 на чл. 293 от Наказателния кодекс на Руската федерация (небрежност). Както каза на кореспондент на REGNUM в пресслужбата на регионалната прокуратура, прокуратурата на район Петровски разследва случая. Ревизия, извършена от прокуратурата, установи, че главният водопровод е в авария от дълго време. Служителите обаче не са предприели мерки за отстраняване на дефекти и нередности в работата на водопровода и не са предотвратили замръзване на отделни негови участъци.

Прилив на основното водоснабдяване и замръзване на неговите участъци стана възможно поради неправилно изпълнение на служебните задължения от служители на Светлоградския клон на държавното унитарно предприятие на Ставрополския край „Ставрополкрайводоканал“ поради нечестно отношение към услугата.

На 23 януари 2006 г. в 21:25 ч. в района на село Мартиновка, Петровски район, Ставрополски край, има прекъсване на главния водопровод, който е в баланса на светлоградския клон на държавното унитарно предприятие "Ставрополкрайводоканал". В резултат на авария в редица микрорайони на град Светлоград и близките села с общо население над 41 хиляди души е прекъснато водоподаването. Размерът на щетите на държавното унитарно предприятие "Ставрополкрайводоканал" възлиза на 1026 хиляди рубли.

Центърът на Асино е без вода 5 дни. Причината за спирането на водата - порив на водопровода на улицата. Гончарова. Възстановяването на авариралия участък от водопровода се извършва от екипи на АО "Асиновские комунални системи". Както съобщиха на Avtoradio-Tomsk в контролната зала на Asinovskie Utility Systems, тази авария не е засегнала отоплението на жилищни сгради и учебни заведения, а водоснабдяването ще бъде възстановено в близко бъдеще.

Заради авария на водопровода е парализирано движението в района на Земляной вал в Москва

В столицата, в района на Земляной вал, магистрала беше наводнена поради авария на водопровода, съобщава РИА Новости с позоваване на столичното управление на КАТ. Движението на автомобили поради наводняването на три платна на пътя е парализирано.

Аварията на водопровода за студена вода с диаметър 100 милиметра е станала около 17.00 часа. В момента пострадалият участък е затворен, а на мястото работят възстановителни екипи.

Двадесет гаража бяха наводнени днес в резултат на авария на водопровода близо до четиринадесето училище в Октябрьски район на Иркутск. От кладенеца бликна вода, премина през училищния стадион и гаражната кооперация, след което отиде в канализацията. В района има много водопроводи и за специалистите беше трудно да установят мястото на аварията. Фонтанът биеше от два часа следобед и едва в пет беше възможно да бъде ликвидиран. Без вода останаха училище и няколко жилищни сгради.

Раздели