Анализ аварийности на объектах трубопроводного транспорта (нефть, нефтепродукты)
Министерство образования и науки
Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего образования
Удмуртский государственный
университет
Институт гражданской защиты
Кафедра безопасности
жизнедеятельности
КУРСОВАЯ РАБОТА
Тема:
Анализ аварийности на объектах
трубопроводного транспорта (нефть, нефтепродукты)
Оглавление
Введение
.
Классификация аварий
2. Сравнительный анализ аварийности в
России и США
. Факторы устойчивости при
воздействии, вызванном внешними причинами
Заключение
Список
литературы
Введение
Актуальность исследования. Развитая система трубопроводного транспорта и его
эффективная работа в настоящее время является одним из важнейших факторов,
наряду с добычей и переработкой нефти, обуславливающих успешную деятельность
любого нефтегазодобывающего предприятия, от деятельности которых зависит и
экономика страны. В связи с этим выбранная тематика, несмотря на узкую
направленность, входит в актуальное русло проблем энергетики России и обращает
внимание на существующую в настоящее время проблему неэффективной эксплуатации
промышленных трубопроводов в силу их высокой подверженности аварийностям.
Именно безаварийная работа системы трубопроводов позволяет доставить весь
объем добытой нефти для переработки и далее до потребителя без повышения ее
себестоимости. В то же время, согласно статистике, количество отказов на
промысловых трубопроводах остается довольно высоким. Это связано в первую
очередь с коррозионным износом трубопроводов.
Стоит отметить, что отказы на промысловых трубопроводах пересекающих
водные преграды, наносят большой экономический ущерб не только из-за потерь
продукта, но и сопровождаются, в большинстве случаев загрязнением окружающей
среды, гибелью флоры и фауны, возникновением пожаров и даже человеческими
жертвами.
Поэтому к трубопроводам предъявляются очень высокие требования, одним из
которых является герметичность.
Среди условий, обеспечивающих избегание неприятных последствий аварийных
отказов, важное место принадлежит своевременному и качественному проведению
профилактических мероприятий.
Цель исследования: провести анализ аварийности на объектах
трубопроводного транспорта (нефть, нефтепродукты).
Задачи исследования:
. Дать классификацию аварий.
2. Провести
сравнительный анализ аварийности в России и США.
. Выделить
факторы устойчивости при воздействии, вызванном внешними причинами.
4. Сделать выводы по проделанной работе.
1. Классификация аварий
Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта продукции скважин
считается нарушение работоспособности, связанное с внезапной полной или
частичной остановкой трубопровода из-за нарушения герметичности трубопровода
или запорной и регулирующей арматуры или из-за закупорки трубопровода.
Повреждением называется нарушение исправного состояния ПТ при сохранении
его работоспособности и не сопровождаемое материальным и экологическим ущербом.
Отказы ПТ делятся на некатегорийные и категорийные, сопровождаемые
несчастными случаями и пожарами.
К категорийным относятся отказы, которые расследуются в соответствии с
инструкцией Госгортехнадзора России (РД 03-293-99 «Положение о порядке
технического расследования причин аварий на опасных производственных
объектах»). К ним относится полное или частичное разрушение объектов добычи и
подготовки нефти и газа, внутрипромысловых трубопроводов, сопровождающееся или
приведшее к разливу (утечке) нефти в объеме 10 и более кубометров или утечкой
природного (попутного) газа в объеме 10 тысяч и более кубометров.
Все остальные отказы некатегорийные расследуются в соответствии с РД
39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке
нефтепромысловых трубопроводов» [2].
Некатегорийные отказы подразделяются по видам нарушений:
разрывы и трещины по основному металлу труб, по продольным и кольцевым
сварным швам;
негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней;
негерметичность запорной и регулирующей арматуры;
потеря герметичности трубопровода от внешних механических воздействий;
потеря пропускной способности трубопровода из-за образования закупорок.
Некатегорийные отказы ПТ подразделяются на отказы 1-й и 2-й групп.
К отказам 1-й группы относятся отказы на внутриплощадочных напорных
внутри- и межпромысловых нефтепроводах на участке от дожимной насосной станции
(ДНС) до центрального пункта сбора (ЦПС) или от комплексного сборного пункта
(КСП) и далее до магистральных нефтепроводов.
К отказам 2-й группы относятся отказы на газопроводах, на нефтесборных
трубопроводах на участке от групповой замерной установки (ГЗУ) до ДНС, а также
на водоводах.
Аварийный разлив нефти (АРН) - любой сброс и поступление нефти,
произошедший как в результате аварии, опасного природного явления, катастрофы
стихийного или иного бедствия, так и при транспортировке нефти, при
строительстве или эксплуатации объекта, а также в процессе производства
ремонтных работ.
Важным аспектом проблемы аварийных разливов нефти является исследование
причин их возникновения. Аварийные разливы продукции скважин на объектах добычи
нефти, как правило, происходят вследствие нарушения герметичности оборудования
и трубопроводов. В большинстве случаев к основным факторам, способствующим
возникновению аварии с разливами нефти относятся:
наличие опасных веществ - нефти и газа - в больших количествах;
проведение технологических процессов под давлением;
наличие в нефти механических примесей, обуславливающих абразивный износ
оборудования и трубопроводов;
коррозионная активность составляющих сырой нефти.
Основные возможные причины и факторы, способствующие возникновению и
развитию аварий на промысловых, межпромысловых трубопроводах:
· Разлив нефти, в результате механического повреждения трубопровода и
линейного оборудования;
· Наличие блуждающих токов в грунте способствует ухудшению
свойств металла стенок трубопровода, создает опасность разгерметизации
нефтепровода;
· Перекачка нефти под избыточным давлением, создает опасность
разгерметизации трубопровода;
· Пересечение трубопровода с автодорогами (воздействие нагрузок
от движения автомобилей и изменение давление в грунте под автомобильными
дорогами);
· Разгерметизация трубопровода, в результате физико-химического
воздействия;
· Несоответствие качества металла и геометрических параметров
труб требованиям ГОСТ, неудовлетворительное качество сварных швов, наличие
циклических нагрузок при перекачке нефти, старение металла труб, укладка
трубопровода в траншею в напряженном состоянии при строительстве и капитальном
ремонте в итоге приведет к разгерметизации нефтепровода;
· Частые пуски и остановки нефтеперекачивающих агрегатов,
быстрые открытия и закрытия задвижек, всевозможные вибрации приводят к
возникновению в трубопроводах нестационарных процессов, сопровождаемых резкими
колебаниями давления, что в свою очередь может привести к разгерметизации
трубопровода;
· Разгерметизация трубопровода, в результате внешнего
воздействия;
· Разгерметизация трубопроводов, в результате землетрясения,
наводнения, оползни и т.д.
2.
Сравнительный анализ аварийности в России и США
Как в России,
так и в США данные по аварийности на трубопроводах собираются на
государственном уровне в соответствии с национальным законодательством. В нашей
стране регулирующим органом выступает Федеральная служба по экологическому,
технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор), в США - Управление по
безопасности трубопроводов и опасным материалам Министерства транспорта (Office
of Pipeline Safety under the Pipeline and Hazardous Materials Safety
Administration, PHMSA). Собираемые данными организациями статистические
сведения находятся в открытом доступе [9, c.84].
На территории
России проложена уникальная по протяженности и производительности система
магистральных трубопроводов нефти, газа и нефтепродуктов. Несмотря на то, что
данные по аварийности демонстрируют низкую вероятность возникновения аварий,
приводящих к гибели людей, в настоящее время существует опасность возникновения
экстренных ситуаций, связанных с эксплуатацией магистральных трубопроводов,
перекачивающих нестабильные углеводородные жидкости, которые при аварийном
выбросе могут образовывать облака топливно-воздушных смесей, характеризующихся
способностью дрейфовать на расстояния до нескольких сотен метров с сохранением
способности к воспламенению.
Одним из
наиболее эффективных способов обеспечения безопасности людей является «защита
расстоянием» - их удаление от опасного источника на необходимую дистанцию.
После уфимской катастрофы 1989 г., унесшей жизни более пятисот человек, в СНиП
2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» был внесен ряд изменений, повлекших
заморозку проектирования и строительства новых продуктопроводов сжиженных
углеводородных газов. Таким образом, установление минимальных безопасных
расстояний до объектов инфраструктуры при проектировании магистральных
трубопроводов сжиженных углеводородных га- зов является одной из ключевых задач
промышленной безопасности в свете государственного Плана развития газо- и
нефтехимии России до 2030 г.
Важнейшей
характеристикой баз данных по аварийности является «экспозиция аварийности»,
указывающая на статистическую устойчивость характеризующих аварийность величин
и измеряемая в километро-годах. Основные сведения об источниках данных по
аварийности на магистральных трубопроводах приведены в табл. 1.
Таблица 1
Основные
характеристики баз данных по аварийности
|
Характеристика / страна
|
Общая протяженность
трубопроводов, тыс. км / экспозиция, всего
|
Магистральные газопроводы
|
Магистральные нефтепроводы
|
Магистральные
нефтепродуктопроводы
|
Магистральные трубопроводы
сжиженных углеводородных газов (МТ СУГ)
|
|
Россия
|
254.5
|
180
|
52.9
|
21.6
|
1.7
|
|
США
|
768.8
|
480.8
|
88.8
|
94.8
|
|
Экспозиция наблюдения
аварийности, млн км/год
|
|
Россия
|
3.5
|
2.3
|
0.86
|
0.31
|
0.02
|
|
США
|
20.0
|
13.0
|
2.0
|
2.8
|
2.2
|
Отметим, что
общее число зарегистрированных аварий в базах данных по состоянию на 2015 г.
составляет в России - 502 и в США - 4019. Данное различие вызвано фактом
покрытия статистическими данными разных периодов: если в США сбор информации
ведется начиная с 1984 г., то в России регулирующие органы начинают публиковать
открытую статистику лишь с 1999 г. Помимо этого, различия в определении
аварийного события в двух странах не позволяют добиться исчерпывающего
сравнительного соответствия (табл. 2). Другим отличием является то, что в
России преобладают сравнительно недавно введенные в эксплуатацию трубопроводы
больших диаметров (более 1 м), а США характеризуются наличием разветвленной
сети старых (возрастом свыше 30 лет) трубопроводов малых диаметров [7, c.16].
Таблица 2
Определение
аварийного события в базах данных по аварийности
|
Характеристика / страна
|
Критерии определения аварии
|
|
Объем утечки, м3
|
Несчастный случай с
летальным исходом
|
Пожар, взрыв
|
Экон. ущерб, в том числе от
загрязнения окружающей среды
|
Другие
|
|
Газопроводы
|
|
Россия
|
Более 10,000
|
+
|
+
|
-
|
Повреждение или разрушение
соседних объектов
|
|
США
|
-
|
+
|
-
|
Более $50,000
|
-
|
|
Нефте- и
нефтепродуктопроводы
|
|
Россия
|
Более 10
|
+
|
+
|
+
|
Превышение объема утечки
легкоиспаряющейся жидкости более 1 м3 в сутки
|
|
США
|
Более 7.9550 баррелей)
|
+
|
+
|
Более $50,000
|
-
|
Основной
статистической характеристикой аварийности на магистральных трубопроводах
является интенсивность аварий (табл. 3), выражающаяся в числе аварий за единицу
времени на единицу длины трубопровода (как правило, за год на 1,000 км).
Таблица 3
Показатели
аварийности российских и американских трубопроводных систем
|
Характеристика / страна
|
Количество аварий
|
Экспозиция наблюдения
аварийности, тыс. км лет
|
Интенсивность аварий, в год
на 1,000 км
|
Интенсивность аварий за
последние 5 лет, в год на 1,000 км
|
|
Газопроводы
|
|
Россия (1999-2015)
|
313
|
2298
|
0.14
|
0.09
|
|
США (1993-2015)
|
1211
|
9400
|
0.13
|
0.11
|
|
Нефте- и
нефтепродуктопроводы, а также МТ СУГ
|
|
Россия (1999-2015)
|
189
|
1165
|
0.18
|
0.07
|
|
США (1993-2015)
|
5100
|
0.53
|
0.43
|
При анализе
этих данных отмечается двукратное снижение аварийности на российских
магистральных газопроводах за последние 10 лет, обусловленное завершением
периода врабатываемости оборудования и применением знаний прошлого опыта
аварий. Следует подчеркнуть, что в силу долгосрочности процессов износа
материала трубопроводов, основной вклад в причины аварийности вносят
непредсказуемые внешние природные и антропогенные воздействия. Ввиду
природно-климатических различий российские магистральные трубопроводы
отличаются повышенными энергетическими затратами, что повышает риск аварийности
объектов и травматизма персонала. Однако в последние годы показатель
интенсивности аварий на магистральных трубопроводах как России, так и США
стабилизировался на отметке 0.1 аварий в год на 1000 км для газопроводов и
около 0,1-0,4 аварий в год на 1000 км для нефте- и нефтепродуктоводов. Данные
по летальному травматизму при авариях приведены в табл. 4.
Таблица 4
Летальные
исходы при авариях на российских и американских трубопроводных системах
|
Характеристика / страна
|
Количество аварий с гибелью
людей, штук
|
Количество погибших при
авариях, чел.
|
Условная вероятность аварий
с гибелью людей
|
Частота гибели людей при
авариях, чел. в год на 1000 км
|
|
Газопроводы
|
|
Россия (2000-2015)
|
11
|
15
|
0,04
|
0,007
|
|
США (1993-2015)
|
23
|
42
|
0,02
|
0,005
|
|
Нефте- и
нефтепродуктопроводы, а также МТ СУГ
|
|
Россия (2000-2015)
|
11
|
14
|
0,06
|
0,012
|
|
США (1993-2015)
|
26
|
39
|
0,01
|
0,008
|
На рисунках
1, 2 показано распределение аварий на магистральных газо- и нефтепроводах, а
также нефтепродуктоводах по причинам их возникновения. Как следует из данных,
для магистральных газопроводов России наиболее типичны аварии, вызванные
коррозией (49%) и дефектами оборудования или матери- ала (32%), в США эта
причина является главной, на нее приходится 27% всех аварий. Что касается
аварий на нефтепроводах, то в России подавляющей (60% случаев) причиной
является внешнее воздействие, в то время как в США - дефекты оборудования или
материала (26%), коррозия (24%) и внешнее воздействие (20%) [10, с.95].
Рис. 1.
Распределение числа аварий на магистральных газопроводах в зависимости от
причин их возникновения (%):
- внешнее
воздействие; 2 - дефекты оборудования или материала; 3 - коррозия; 4 -
природное воздействие; 5 - ошибочные действия персонала; 6 - другое
Рис. 2.
Распределение числа аварий на магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах в
зависимости от причин их возникновения (%):
1 - внешнее
воздействие; 2 - дефекты оборудования или материала; 3 - коррозия; 4 -
природное воздействие; 5 - ошибочные действия персонала; 6 - другое
авария
трубопровод безопасность зарубежный российский
3. Факторы
устойчивости при воздействии, вызванном внешними причинами
Согласно
зарубежным данным по аварийности на трубопроводных системах, именно толщина
стенки и глубина залегания - доминирующие факторы устойчивости при воздействии,
вызванном внешними причинами [9, c.84].
В частности,
повышенная толщина позволяет выдерживать механическое воздействие многих видов
землеройной техники, а большая глубина затрудняет доступ к трубопроводу.
Очевидно, что увеличение толщины стенки будет основным фактором, снижающим риск
разрушения трубопровода под действием внутреннего давления за счет большего
запаса прочности. Так, согласно статистике, при толщине стенки менее 5 мм
основной причиной утечек считается внешнее воздействие (более 60% случаев). При
увеличении толщины стенки вклад фактора внешнего воздействия снижается до
20-25%, а при толщине стенки 10 мм и более частота утечек по причине внешнего
воздействия снижается в 15-30 раз.
Анализируя
риск гибели людей (расчет зон поражения), эффективность инженерных сооружений
оценивают путем уменьшения радиуса пролива нефти (максимального приближения
края горящего пролива к объектам). При оценке влияния этих сооружений на
экологический риск предполагают, что их наличие исключает попадание нефти в
водные объекты, тем самым существенно уменьшая компенсационные выплаты за
загрязнение окружающей среды.
Для оценки
достаточности компенсирующих мероприятий применяют методологию анализа риска
(для объектов с присутствием людей) и экологического ущерба (для водных
объектов).
Порядок
оценки для объектов с присутствием людей:
)
рассчитывают риски для участка ненормативного сближения без компенсирующих
мероприятий;
) полученное
значение риска удовлетворяет требованиям [1] - компенсирующие мероприятия не
требуются;
) значение
риска не удовлетворяет требованиям [1] - рассчитывают риск с учетом различных
компенсирующих мероприятий (увеличение толщины стенки и заглубления
трубопровода, инженерные мероприятия). По результатам данных расчетов
определяют необходимый перечень компенсирующих мероприятий для участка
ненормативного сближения: увеличение толщины стенки и заглубления трубопровода,
применение инженерных мероприятий, либо мероприятий в комплексе.
Порядок
оценки для водных объектов:
)
рассчитывают ожидаемый экологический ущерб для участка ненормативного сближения
без компенсирующих мероприятий;
) полученное
значение ожидаемого экологического ущерба соответствует низкой степени риска
[8] - компенсирующие мероприятия не требуются;
) значение
ожидаемого экологического ущерба не соответствует требованиям низкой степени
риска [8] - рассчитывают ожидаемый экологический ущерб с учетом инженерных
компенсирующих мероприятий, не допускающих попадание нефти в водные объекты.
Результаты
данных расчетов подтверждают достаточность применения инженерных мероприятий.
Для оценки достаточности компенсирующих мероприятий при прокладке
магистрального нефтепровода на ненормативном сближении с населенными пунктами,
железными и автомобильными дорогами, садами, промышленными зонами используют
расчет индивидуального риска гибели человека [6, с.59].
За последние
12 лет на трубопроводах США произошло 525 серьезных аварий, в результате
которых 200 человек погибли, 747 получили ранения, материальный ущерб достиг
539 млн. долл. Среди недавних примеров - разлив нефти в г. Маршалл, штат
Мичиган в июле 2010 г., взрыв газотранспортной системы в г. Сан-Бруно, штат
Калифорния в сентябре 2010 г. и взрыв газораспределительной системы в г. Остин,
штат Техас в январе 2012 г.
В течение
последнего десятилетия Управление по безопасности трубопроводов и опасным
материалам Министерства транспорта США потребовало от операторов трубопроводов
реализации ряда программ по безопасности, нацеленных на существенное снижение
угроз на трубопроводных системах страны. Осуществляется Программа управления
целостностью - Integrity Management Program (IMP), направленная на выявление и
предотвращение нарушений в работе трубопроводов. Было принято более 1400
правоприменительных мер против операторов трубопроводов, наложено более 3 млн.
долл. гражданско-правовых санкций [9, c. 84].
Для
обеспечения высоких стандартов безопасности трубопроводной системы США бюджет
2014 г. предлагает реформы, связанные с увеличением финансирования и
пересмотром программы безопасности трубопроводов Департамента транспорта. В
настоящее время обследованием 4,2 млн. км трубопроводов занимаются 135
инспекторов [9, c.84].
Таблица 5
Безопасные
расстояния и другие законодательно установленные способы обеспечения
безопасности при прокладке магистральных трубопроводов на густонаселенных
территориях в США
|
Тип трубопровода
|
Газопроводы
|
Нефте- и
нефтепродуктопроводы, МТ СУГ
|
|
Классификация территорий
|
Деление территорий вдоль
магистрального трубопровода на 4 класса по плотности застройки
|
-
|
|
Требования по безопасным
расстояниям
|
Не установлены
|
15 м от жилых домов,
промышленных зданий и мест скопления людей
|
|
Способы обеспечения безо-
пасности при прокладке трубопроводов на густонаселенных территориях
|
Ограничение уровня
расчетных кольцевых напряжений величиной 0,72÷0,4 от нормативного предела текучести металла трубы.
Уменьшение расстояния между за- движками (с 16 до 4 км). Увеличение глубины
заложения/ высоты засыпки. Ограничение рабочего давления
|
Требование по соблюдению
безопасных расстояний (15 м) может быть отменено при дополнительном
заглублении МТ на 0.3 м
|
|
Нормативные документы
|
Pipeline Safety
Regulations - 49CFR Parts 190, 191, 192, 193, 194, 195, 198 and 199, revised
as of October 1, 2011, U.S. Department of Transportation, Research and
Special Programs Administration, Washington, D.C.
|
В таблице 5
приведена общая информация по безопасным расстояниям при прокладке
магистральных трубопроводов на густонаселенных территориях в США.
Заключение
В результате проделанной работы нами был проделан анализ аварийности на объектах
трубопроводного транспорта (нефть, нефтепродукты).
При эксплуатации промышленных трубопроводов (водоводы высокого давления,
нефтесборные коллектора, напорные и магистральные трубопроводы и т.д.)
существует актуальная проблема в том, что при порыве трубопроводов происходит
загрязнение окружающей среды, которое в свою очередь влечет за собой огромные
экологические штрафы и затраты на ликвидацию последствий аварии со стороны
эксплуатирующего предприятия. А так же существенный урон экологии.
Особое место занимают порывы на переходах трубопроводов через реки и
озера, а так же порывы в пойменной зоне водных объектов. Порывы трубопроводов
на водных объектах гораздо опаснее порывов на наземной части тем, что
многократно увеличивается площадь загрязнения, время и средства на локализацию
зоны загрязнения и ликвидацию последствий аварии, а так же наносится более
серьезный вред окружающей среде. Ежегодно в бассейны рек и водоемы попадают
сотни тысяч тонн нефти, в результате на воде образуется тонкая пленка,
препятствующая газообмену. Основная задача при ликвидации последствий аварийных
разливов нефтепродуктов на водной поверхности - ни при каких обстоятельствах не
допустить загрязнения береговой полосы, так как в этом случае затраты на
ликвидацию последствий аварии возрастают многократно.
Сложность устранения аварийных разливов на водных поверхностях
заключается в том, что возникает необходимость привлечения дорогостоящего
оборудования и спецтехники (моторные лодки, боновые заграждения, нефтесборное
оборудование и техника). Дополнительная сложность заключается (в большинстве случаев)
в отсутствии подъездных путей для спецтехники.
Не стоит также забывать о том, что пластовая вода (сеноман) полностью
растворяется в воде (в отличие от нефти) и приводит к гибели растительного и
животного мира
Список
литературы
1. Федеральный
закон от 22 июля 2008 г. №123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной
безопасности» // Собрание законодательства Российской Федерации. 2008. №30. Ст.
3579.
2. РД
39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке
нефтепромысловых трубопроводов».
3. РД
03-293-99 «Положение о порядке технического расследования причин аварий на
опасных производственных объектах».
4. СП
34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции
промысловых нефтегазопроводов».
5. ВСН
005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов».
. Лисанов
М.В. и др. Анализ риска магистральных нефтепроводов при обосновании проектных
решений, компенсирующих отступления от действующих требований безопасности //
Безопасность труда в промышленности. - 2010. - №3. - С. 51-59.
. Лисанов
М.В. и др. Анализ российских и зарубежных данных по аварийности на объектах
трубопроводного транспорта // Безопасность труда в промышленности. - 2010. -
№7. - С. 16- 22.
. Методическое
руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Сер.
27. Вып. 1. М.: Промышленная безопасность, 2005. 118 с.
. Олейник
А.П. Сравнительный анализ аварийности на объектах трубопроводного транспорта в
России и США // Вестник РУДН. - №4. - 2016. - с.84-90.
. Савина
А.В. Анализ риска аварий при обосновании безопасных расстояний от магистральных
трубопроводов сжиженного углекислого газа до объектов с присутствием людей:
дисс. ... канд. техн. наук. М.: ЗАО НТЦ ПБ, 2013.