Аварії на газо-, нафто- продуктопроводах та базах і сховищах

Аварія на трубопроводі – це аварія, яка може бути пов’язана з викидом(розливом) шкідливих хімічних чи пожежовибухонебезпечних речовин, що призвела до загибелі людей чи отримання ними тілесних ушкоджень, або завдала шкоди довкіллю. В залежності від виду транспортованого продукту, розрізняють аварії на газопроводах, нафтопроводах, продуктопроводах, компресорних та нафтоперекачуючих станціях, терміналах, газосховищах і нафтобазах.

Протяжність магістральних газопроводів України становить понад 35 тис км, магістральних нафтопроводів – 3.9 тис. км. Їх роботу забезпечує 31 нафтоперекачувальна станція і 89 компресорна газоперекачувальна станція.. Протяжність продуктопроводів становить3.3 тис.км.

Аналіз стану основних фондів та технічного обладнання нафто-, газо- і продуктопроводів показує, що існуюча мережа до теперішнього часу виробила свій ресурс і без відновлення в найближчий час може призвести до підвищення аварійності в цій галузі економіки. При цьому 4.8 тис. км (14%) лінійної частини магістральних газопроводів відпрацювала свій амортизаційний ресурс(термін), а 15 тис.км (44%) мають малонадійні та неякісні антикорозійні покриття з полімерних стрічкових матеріалів, що призводить до інтенсивної корозії металів труб. Необхідність оновлення лінійної частини магістральних газопроводів становить 500 км на рік. Фактичне виконання робіт з капітального ремонту та реконструкції газотранспортної системи майже у 10 раз нижче за потребу.

На Україні існує густа мережа магістральних газопроводів (34 тис. км), нафтопроводів (3,8 тис. км) та продуктопроводів (3,3 тис. км), лінійна частина яких експлуатується у складних і досить різноманітних природних умовах, а тому спектр навантажень та впливів на них дуже широкий. Окрім цього, система трубопроводів має різне конструктивне рішення по всій її протяжності та різні терміни експлуатації. Все це призводить і призведе до відмов нафтогазопроводів.

Як показують статистичні дані, найбільша кількість аварій спостерігається на нафтогазопроводах, які експлуатуються понад 20 років і досягає майже 80% загальної аварійності. В загальному, структура лінійної частини магістральних нафтогазопроводів за терміном експлуатації має такий вигляд: понад 49 років експлуатують 0,08% трубопроводів; від 34 до 48 років – 16,13%; від 24 до 33 років – 14,88%; від 14 до 23 років – 28,21%; до 13 років – 40,7%.

Найбільше впливають на довкілля, як показав вітчизняний і закордонний досвід, відмови нафтопродуктопроводів, оскільки нафта і нафтопродукти є найбільш шкідливими речовинами, при чому їх негативний плив охоплює всі його компоненти: грунтово - рослинний шар, гідросферу та атмосферу.

Негативна дія на грунтово-рослинний шар зводиться в основному до зниження біологічної продуктивності ґрунтів і фітомаси рослинного покриву. Внаслідок просочування та фільтрації через грунти нафтопродукти можуть проникати у грунтові води, де внаслідок конвективного перенесення розповсюджуються на значні відстані, змінюючи якість води у населених пунктах. Наприклад, при пошкодженні продуктопроводу Калуш – Дрогобич (весна, 2000 року) внаслідок забруднення ґрунтових вод дизельним паливом, м.Стебник Львівської області та навколишні села протягом двох місяців залишились без прісної води. Окрім цього, завдано збитків рибному господарству.

Забруднення приземного шару атмосфери при відмові магістральних нафтопроводів відбувається внаслідок випаровування легких фракцій нафти, самовільного її загоряння, а також спалювання нафти та нафтопродуктів із метою ліквідації наслідків забруднення. Негативний вплив забруднювачів атмосфери зумовлений їх токсичністю і подразнювальними властивостями.

Значні збитки довкіллю завдають відмови магістральних газопроводів, що супроводжуються термічним впливом, загазованістю атмосфери, розповсюдженням ударної повітряної хвилі тощо. Наприклад, аварія 6 лютого 1996 року на магістральному газопроводі “Новопсков - Акай - Моздок” призвела, внаслідок впливу теплової радіації, до знищення 11 житлових будинків селища Велика Вергунка Жовтневого району м. Луганськ та до опіків людей .

За деякими даними вітчизняних вчених збитки від однієї відмови магістрального газопроводу, що аналізувалися протягом 10 – літнього періоду спостережень (1988 – 1990 р р.), в середньому становлять: знищення сільськогосподарських угідь – 78 га, вилучення із споживання орних земель – 6.2 га, знищення лісових угідь – 47.5 га.

При відмові продуктопроводів зріджених газів, а саме широкофракційних легких вуглеводнів (ШФЛВ) негативний вплив нафтопродуктів може охопити населені пункти, що знаходяться у зоні ризику при запалюванні пожежно-вибухової вуглеводневої хмари. Такі аварії, що зв’язані з нещасними випадками, за даними British Gas, були зафіксовані у США (штати Арканзас, Оклахома, Техас).

Таким чином, судячи з вищенаведеного, виникає проблема що до забезпечення надійності експлуатації магістральних нафтогазопроводів, оперативного прогнозування ступеня екологічної небезпеки при їх відмові, кількісної оцінцки ризиків небезпеки, що можуть бути здійснені за допомогою критеріїв, індексів небезпеки, принципів одержаних у результаті теоретичних та практичних досліджень, які необхідно враховувати при проектуванні трас нафтогазопроводів.

Крім того, газотранспортна система України включає біля 36,7 тис.км. газопроводів, 13 підземних сховищ газу загальною ємністю понад 30 млрд.м³, 1332 газорозподільчі станції та 60 газовимірювальних станцій. До складу магістральних газопроводів входить 71 компресорна станція (КС), що оснащені 700 газоперекачуючими агрегатами (ГПА) вітчизняного та закордонного виробництва і створюють значне техногенне навантаження на довкілля.

Основним напрямком підвищення енергетичної ефективності роботи газотранспортної системи є енергозбереження, яке базується на впровадженні енергетично, екологічно та економічно ефективних технологій та нової техніки. З цією метою у ДК „Укртрансгаз” розроблені та впроваджуються програми реконструкції КС, лінійної частини газотранспортної системи, газорозподільних і газовимірювальних станцій. У їх реалізації беруть участь вітчизняні науково-дослідні, проектні інститути та науково-виробничі об’єднання.

Програмою реконструкції компресорних станцій передбачена заміна застарілих газоперекачуючих агрегатів (ГПА) або їх приводів на нові, вітчизняні агрегати типу ГПА-Ц-6,3А, ГПА-Ц-6,3С, ГПА-Ц-16С, а приводи авіаційного і суднового типу на ДН-80, ДТ-71П, ДН-70, Д-336-2, Д-336-10 потужністю 6,3¸25 МВт і ККД 31-35% і прийнятними екологічними показниками.

Потрібно відзначити, що така заміна потребує значних капіталовкладень через високу вартість агрегатів і двигунів і може бути проведена за тривалий період (до 2010 року) і не на всіх КС.

Крім того, відзначимо, що температура вихлопних газів нових газотурбінних агрегатів, що надходять на КС, достатньо велика, складає біля 500^оС, і вони є цінними тепловим вторинними енергоресурсами (ВЕР), концепція утилізації яких розроблена автором у даній роботі. Це дозволяє значно знизити витрати газу, а в деяких випадках, зовсім відмовитись від опалювальних котелень і одержати значну економію палива та зменшити викиди шкідливих речовин в атмосферу.

Зауважимо, що в посібнику використані матеріали двох аналітичних оглядів: створення і використання підземних споруджень у кам’яній солі для народного господарства та сучасні науково-технічні рішення забезпечення надійності і безпеки об’єктів транспорту та зберігання зріджених вуглеводневих газів, що проектуються,

Загальна протяжність нафтогазопроводів та продуктопроводів у межах України, більшість яких побудовані ще 20-30 років тому, складає більш як 40 тис км., які за рівнем надійності можна розділити на 3 групи.

Група 1. До цієї групи відносяться нафтогазопроводи, побудовані до 1970 року (понад 10 тис км). Вони вводилися в експлуатацію, в основному, без активного захисту від корозії. Пасивний захист – бітумна ізоляція застосовувалась низької якості з терміном служби від 8 до 12 років. Фасонні деталі трубопроводів були лише зварювальні, польового виготовлення. Перепускні випробувальні тиски склали в основному 1,1 МПа від робочого при тривалості випробування на міцність 6 годин.

Група 2. Нафтогазопроводи цієї групи побудовані у 1970 – 1975 роках (понад 20 тис км). У цей період вводилися в експлуатацію трубопроводи переважно великого діаметра. У проектах їх будівництва передбачалися засоби електрохімічного захисту з енергопостачанням від місцевих джерел, які у більшості випадків вводилися у другу чергу. Частково почали застосовуватись фасонні вироби трубопроводів заводського виготовлення. Час передпускових випробувань газонафтопроводів великого діаметра (1020,1220,1420 мм ) збільшено до 24 годин.

Група 3. Сюди відносяться нафтогазопроводи побудовані після 1975 року (біля 10 тис. км) і характеризується застосуванням фасонних деталей заводського виготовлення, передпускові тиски, підвищені до заводського випробувального тиску, що викликає у металі труб напругу 0,90 - 0,95 нормативної границі текучості протягом 24 години; підвищилась категорійність окремих ділянок нафтогазопроводів. При будівництві газопроводів діаметром 1220 - 1420 мм застосовують труби із заводською ізоляцією полімінеральними матеріалами. Частково такі труби використовувалися при будівництві газопроводу “Союз” на складній ділянці траси у Карпатах.

Виходячи із вищенаведеного, можна дійти висновку, що наявність нафтогазопроводів, які відрізняються термінами будівництва, рівнем прийнятих рішень, рівнем технології будівництва, якістю труб та ізоляційного покриття, об’єктами ремонтно - відновлювальних робіт тощо, ускладнює проведення диференційного аналізу показників надійності.

Шкідливий вплив трубопровідного транспорту на довкілля можливий у випадку відмов лінійної частини нафтогазопроводів, під яким слід розуміти різноманітність їх пошкодженнь, що призводять до витоків нафти і газу.

Вченими та науковцями України, зокрема працівниками Івано-Франківського національного університету Нафти і газу узагальнені результати цих досліджень і удосконалена класифікація основних причин відмови магістральних трубопроводів, які можна об’єднати у техногенні, природні та антропогенні групи (табл. 2.3).

Для обґрунтування потенційних об’ємів витоків нафтопродуктів із трубопроводів за різних варіантів порушення його герметичності, враховуючи “миттєве” руйнування трубопроводу на повний переріз і для прогнозування масштабів негативного впливу аварій на довкілля необхідно виявити специфіку і характерні розміри наскрізних дефектів на трубопроводах.

Таблиця 2.3

Основні причини, що призводять до відмови магістральних трубопроводів.

В загальному, всю низку дефектів, що створюються техногенними, природними та антропогенними факторами, і які можуть призвести до відмови магістральних нафтогазопроводів можна поділити на три групи:

- малі дефекти (корозійні явища);

- середні дефекти (тріщини);

- катастрофічні дефекти (розриви на повний переріз труб “гільйотинний розрив”). На рисунку 1.1 показані два види пошкоджень: корозійні свищі та тріщини.

Наведені групи трубопроводів, як показують статистичні дані [17], розподіляються за частотою позиції таким чином:

-у тілі труби-80%;

-у поздовжньому та поперечному спіральному швах - 11%;

-у поперечному поворотнім та недоповоротнім швах - 5% ;

-у трійнику (в тілі, або по шві), перехіднику, перемичці, засувці, фланці,

прокладці – 4%.

Частота прояву різних форм відмов у різних місцях трубопроводу, у тілі труби становить:

Розривів - 9%, тріщин - 5%, свищів - 81%, - пробоїв стінки -5%.

У повздовжньому шві становить:

Розривів - 80%, тріщин - 20%.

Із них внаслідок заводського браку:

Розривів - 1%, тріщин - 1%.

З вини експлуатації:

розривів (корозійних) 0 10%, тріщин - 1%, свищів (корозійних) - 81%.

1 2

Рис.1.1 Типове пошкодження трубопроводів (за даними П. П. Бородавкіна,

та Б. І. Кіма):

1 - тріщини у трубопроводі; 2 - свищ внаслідок корозії.

Відомо, що випадкова величина проявів різних форм відмов підпорядковується логарифмічно - нормальному закону. Густина ймовірності логарифмічно – нормального розподілу має вигляд:

де X - випадкова величина;

М - коефіцієнт переходу від десяткових логарифмів до натуральних;

- середньоквадратичне відхилення випадкової величини;

- математичне очікування випадкової величини.