Оценка возможности возникновения каскадного режима развития аварии в местах пересечения технических коридоров магистральных газопроводов ООО 'Газпром трансгаз Югорск'

Оценка возможности возникновения каскадного режима развития аварии в местах пересечения технических коридоров магистральных газопроводов ООО 'Газпром трансгаз Югорск'

Введение

Российская Федерация является одной из ведущих стран мира по добыче, подготовке и транспортировке природного газа. Для этой цели используются газотранспортные системы больших диаметров (до 1400 мм), работающих при больших давлениях (до 7,5 МПа). Газотранспортные системы относятся к объектам повышенной опасности, т.к. на них обращается большое количество пожаровзрывоопасного природного газа.

Одним из объектов РФ, характеризующимся большим количеством газопроводов, компрессорных станций - является ООО «Газпром трансгаз Югорск». По магистральным газопроводам “Газпром трансгаз Югорск” перекачивается более 80% добываемого в России газа, который принимается от северных месторождений Тюменской области: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Юбилейного, Ямсовейского. Ежесуточно транспортируется до 1,3 миллиарда кубометров газа в направлениях Ухта, Пермь, Урал.

Трубопроводный транспорт ООО «Газпром трансгаз Югорск» - сложная техническая система с мощным энергетическим потенциалом.

В составе ООО «Газпром трансгаз Югорск» 47 филиалов, в том числе:

28 линейных производственных управлений магистральных газопроводов;

- 27 тыс. километров в однониточном исчислении магистральных газопроводов диаметром от 1020 до 1420 мм, большая часть которых (21 тыс. км) построена из труб диаметром 1420 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 МПа. Такие трубы производства фирмы “Маннесманн”, а впоследствии и отечественных производителей, были в 1973 году впервые в мировой практике применены именно на системе газопроводов предприятия " Газпром трансгаз Югорск ";

- 209 компрессорных станций;

- 1131 газоперекачивающий агрегат (ГПА) суммарной установленной мощностью 15,2 тыс. МВт; (40% всего парка ОАО «Газпром»). Парк ГПА состоит из 14 типов и модификаций единичной мощностью от 5 до 25 МВт. Причем, газоперекачивающие агрегаты единичной мощностью 16 и 25 МВт были впервые применены именно в «Газпром трансгаз Югорск».

Большое количество газопроводов имеет срок эксплуатации 15-20 лет, но имеются газопроводы со сроками эксплуатации 30 и более лет, построенные в 1966-1967 г. (более 1 тыс. километров), что сказывается на надежности эксплуатации системы газоснабжения.

Наработка агрегатов первых очередей компрессорных станций уже значительно (в 1,5-2 раза) превысила установленный ресурс - 100 тыс. часов. Поэтому, сегодня одной из наиболее острых и насущных проблем для предприятия является реконструкция и техническое перевооружение объектов газотранспортной системы.

Отмеченная возрастная структура магистральных газопроводов и других объектов ООО «Газпром трансгаз Югорск» в значительной степени обуславливают аварийность при эксплуатации газотранспортной системы.

Но, пожалуй, наибольший риск представляют пересечения технических газовых коридоров с другими коридорами или трубопроводами иного назначения. К сожалению, таких сложных узлов достаточно много, в том числе в системе МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» такие как Комсомольская линейно-производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) (162-й км МГ Игрим-Серов), Комсомольская ЛПУМГ (960-й км МГ Уренгой-Ужгород), Правохеттинская ЛПУМГ (площадка №14 206-й км МГ Уренгой - Ужгород).

Решение задач безопасной эксплуатации сложных трубопроводных систем, в том числе пересечений технических коридоров, обеспечивает надежность бесперебойного снабжения населения, промышленности, энергетики газом.

Изложенное выше подтверждает актуальность проведения работы в плане идентификации риска возможных аварий на самых опасных участках МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск», то есть на пересечении технических газовых коридоров, включающих большое количество пересечения линейных газопроводов (до 60 пересечений) и пожаровзрывоопасного вещества (природный газ).

Следует отметить, что основная цель настоящей работы является выработка дифференцированной и комплексной методологии оценки техногенного риска и прогнозирования ущерба в результате аварий с учетом их сценариев, пригодной для любых участков пересечения технических коридоров МГ с учетом конкретных параметров и условий эксплуатации.

Для решения поставленных задач в данной работе использованы следующие исходные данные:

а) ситуационный план и характеристика пересечений газопроводов технических коридоров исследуемого объекта;

б) схема расположения ниток в коридорах газопроводов, расстояние между нитками в коридорах, расстояние между нитками верхнего и нижнего коридоров, характеристика грунтов расположения коридоров;

в) акты технического расследования причин аварий, произошедших на МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» с 1997 по 2006 г.

Использование в настоящее время в качестве основного нормативного документа по оценке безопасности газотранспортных предприятий [1] не позволяет в полной мере оценить параметры аварийных ситуаций в условиях пересечений транспортных коридоров.

1. Характеристика объекта исследований

газопровод технический коридор авария

Особенностью системы магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» является наличие пересечений их технических коридоров.

Объектом оценки опасности пересечений технических коридоров магистральных трубопроводов выбрано Комсомольское ЛПУ МГ, в связи с максимальным количеством пересечений линейных газопроводов (60 пересечений).

Схема объекта исследований представлена на рисунке 1. Характеристика пересечений технических коридоров МГ представлена в таблице 1. Характеристика опасного вещества - природного газа приведены в таблице А1 приложения А.

Расстояние между КС Пунгинская и КС Комсомольская составляет 185 км, при этом расстояние от КС Комсомольская до пересечения на 74 км системы Игрим-Серов-Н.Тагил 111 км; на 161,8 км системы МГ Игрим-Серов-Н.Тагил 25 км; на 179,3 км системы МГ Игрим-Серов-Н.Тагил 5,7 км. Расстояние между КС Ново-Комсомольская и КС Ново-Пелымская составляет 86 км, при этом расстояние от КС Ужгородская до пересечения на 960 км системы Уренгой-Ужгород 2 км.

Газопроводы верхнего коридора Комсомольского ЛПУ МГ имеют срок эксплуатации 23-32 года, а нижних коридоров 15ч23 г. На рисунке 2 приведена возрастная структура газопроводов.

Время закрытия линейных шаровых кранов с применением телемеханики на Комсомольском ЛПУ МГ составляет 4 мин. Идентификация разрушения газопроводов осуществляется по падению давления на 2 атм., фиксируемое оператором КС в течение двух минут с момента начала падения давления.

Схема расположения ниток в коридорах газопроводов представлена на рисунках 3-4. Расстояние между нитками одного коридора Комсомольского ЛПУ МГ составляет от 25,5 до 85 м.

Расстояние между нитками верхних и нижних коридоров Комсомольского ЛПУ МГ находится в пределах 0,2ч1,8 м.

2. Идентификация опасностей

2.1 Статистические данные по авариям на магистральных трубопроводах в Российской Федерации

В качестве базового статистического показателя аварийности на линейных протяженных источниках опасности, каковыми являются МГ, традиционно используется удельная частота (интенсивность) аварий (l), выражаемая в количестве аварий за единицу времени на определенной единице длины трассы.

Обзор статистической информации по отказам и авариям на линейной части МГ необходим для решения следующих задач:

оценка средних значений интенсивности (l_ср) аварий на МГ;

определение основных факторов, влияющих на интенсивность аварий, и их относительного вклада в общие показатели аварийности МГ;

оценка относительной частоты реализации различных исходов аварий на МГ;

В перечне сформулированных задач принципиальное значение при проведении анализа риска имеет достоверное прогнозирование интенсивности аварий, как одной из важнейших составляющих риска, претерпевающей изменения “во времени и пространстве”.

Статистические данные представлены в таблице 2.

Таблица 2

Зависимость интенсивности аварий (аварий/1000 км в год) от диаметра МГ

Интенсивность аварийных отказов в целом по отрасли вышла на уровень 0.22 аварий на 1000 км в год. Несмотря на это, следует признать, что при современном техническом уровне развития производства, качестве сооружения объектов и контроле за их состоянием техногенные аварии остаются неизбежным, объективным и постоянно действующим фактором.

Анализ статистических данных показывает, что с увеличением протяженности МГ практически на ту же величину снижается и удельный показатель аварийности. Это свидетельствует об относительно устойчивом сохранении абсолютного числа аварий по единой системе газоснабжения и проведении целого комплекса превентивных мероприятий за счет внедрения в практику строительства и эксплуатации достижений научно-технического прогресса. В то же время частота возникновения дефектов увеличивается почти пропорционально общему объему ввода МГ в эксплуатацию, что указывает, по существу, на хронический характер низкого качества сварочно-монтажных работ.         В ходе анализа риска возникает необходимость оценки влияния различных факторов на вероятность аварий на МГ, и в этой связи представляет интерес информация о распределении аварий по причинам их возникновения.

Наибольшее число аварий происходило вследствие подземной коррозии (26%), брака сварочно-монтажных работ (26%) и механических повреждений (21%). Анализ статистических данных позволяет выявить определенные закономерности. Так, на МГ больших диаметров (1220¸1420мм) преобладают аварии по причине брака сварочно-монтажных работ. На МГ диаметром 820¸1020 мм главной причиной аварий является наружная коррозия, а на МГ малых диаметров (529¸720 мм и менее) подавляющее большинство аварий происходит из-за механических повреждений труб. Обусловлено это следующими причинами. Известно, что МГ больших диаметров являются наиболее “молодыми”, большая их часть проходит в северных широтах через промышленно-неосвоенные и малонаселенные территории со сложными условиями строительства. А скорость коррозии севернее 60 параллели в естественных почвенных условиях вследствие относительно низких температур составляет не более 0,7¸0,8 гр/дм²×год, в то время как в районах Средней Азии в естественных условиях - 11¸15 гр/дм²×год, при повышении температуры грунта до +40^оС (характерная температура газа на выходе КС при использовании АВО) - 24¸26 гр/дм²×год, а до +60^оС - 40¸45 гр/дм²×год. Проведенный в [2] анализ отказов на всей системе газо- и нефтепродуктопроводов по трем характерным зонам коррозионной активности грунтов ( на севере - дерново-подзолистые почвы, оподзоленные и выщелоченные черноземы; в средней полосе - подзолистые, супесчаные, суглинистые, черноземные, каштановые и темно-каштановые почвы; в южных районах - песчаные почвы, сероземы, солончаки), показал, что интенсивность отказов в северной зоне в 1,4 раза, а в южной - в 16 раз превышает значение l для средней полосы.

Значительная доля аварий вследствие коррозии имеет свои объективные причины. В отечественной практике основным способом пассивной защиты МГ от коррозии остается нанесение в трассовых условиях липких полимерных лент, хотя известно, что необходимый уровень антикоррозионной защиты МГ, особенно большого диаметра, может быть обеспечен только при наличии заводской изоляции. Известно также, что ленточная изоляция уже через 8¸10 лет практически теряет свои свойства, что требует переизоляции действующих МГ.

Характерно, что более 50% коррозионных разрушений на МГ ЕСГ РФ происходило по причине стресс-коррозии (СКР). Наиболее опасными зонами при этом являются “горячие” участки за КС в пределах 15¸40 км [3].

В наибольшей степени СКР подвержены трубопроводы диаметром 1020-1220 мм в силу специфики применяемых для них сталей. На этих МГ было зарегистрировано свыше 90% всех аварий, вызванных СКР.

2.2 Статистические данные по авариям на магистральных трубопроводах ООО «Газпром трансгаз Югорск»

Представлены некоторые материалы официальных актов технического расследования причин ряда аварий, произошедших на магистральных газопроводах ООО «Газпром трансгаз Югорск» за период с 2002 по 2006 г.

На рисунке 1 показана статистика аварийных разрушений за эти 5 лет.

Рисунок 1. Аварийные разрушения на МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск».

Аварии, приводящие к разгерметизации трубопровода, происходят по различным причинам, определяемым источниками негативного воздействия на МТ (или инициирующими событиями) и механизмом этого воздействия. Согласно статистике в качестве таких источников и механизмов фигурируют, в основном, следующие:

наличие стресс-коррозионного дефекта - 40% (9 аварий);

дефект заводского шва - 13% (3 аварии);

низкое качество сварочно-монтажных работ при строительстве - 30% (7 аварий);

низкое качество трубной стали - 13% (3 аварии);

просадка фундамента под линейным краном - 4% (1 авария).

Объем выброса природного газа в атмосферу в среднем составляет 2,0ч2,5 млн.нм³ на одну аварию.

% аварий сопровождалось воспламенением газа, в 75% наблюдался выброс осколков размерами до 22,4х4,46 м, осколки разлетались на расстояние от 16 до 400 м. Максимальные размеры образующихся при аварии траншей составляли: по длине до 50,5 м, по ширине до 23 м.

3. Образование и распространение поражающих факторов аварий на пересечениях магистральных газопроводов

Возникновение аварийных разрывов на магистральных газопроводах связано с физическими эффектами двух видов:

внутренними - нестационарными газодинамическими процессами в самом трубопроводе, определяющими динамику выброса природного газа в атмосферу;

внешними - определяющими воздействие первичных и вторичных факторов разрушения участка трубопровода высокого давления на окружающую среду.

Внешние эффекты сопровождаются:

образованием волн сжатия за счет расширения в атмосфере природного газа, выброшенного под давлением из объема “мгновенно” разрушившейся части трубопровода (50...100 калибров), а также волн сжатия, образующихся при воспламенении газового “шлейфа” и расширении продуктов сгорания;

образованием и разлетом осколков (фрагментов) разрушенного участка трубопровода;

возможностью воспламенения газа и тепловым воздействием пожара на смежные газопроводы и окружающую среду.

4. Причинно-следственные связи развития каскадного режима аварии

Известно, что процедура количественной оценки включает:

а) идентификацию (анализ) опасностей;

б) определение наиболее вероятных событий, которые могут являться причинами аварийных ситуаций;

в) анализ возможный аварийных ситуаций с последующим установлением частот их реализации.

В связи с этим, при идентификации опасностей в местах пересечения МГ одним из основных этапов является анализ и определение путей реализации этих опасностей, т.е. условия и последовательность развития аварий с учетом возможности образования ударной волны, пожара, разлета осколков и других поражающих факторов, возникающих при нарушении герметичности или разрывах газопроводов.

Так как при разгерметизации МГ истечение 2-х струй, как правило, происходит под углом к горизонту более 10°, газ воспламеняется на расстоянии до 100 м от места разрыва газопровода, и тепловое воздействие в случае разрыва верхнего газопровода на нижние газопроводы будет существенно меньшим, чем в случае разрыва нижнего газопровода.

Аналогично, в случае адиабатического расширения газа за счет разрыва нижнего газопровода, воздействие ударной волны, импульса и осколков на верхний газопровод будут существенно выше.

Поэтому при оценке действия поражающих факторов аварий на пересечениях МГ в технических коридорах будет рассматриваться вариант аварии, связанный с разгерметизацией нижнего газопровода.

На рисунке 9 приведена схема причинно-следственных связей реализации каскадного режима аварии на пересечении МГ в технических коридорах, которые в дальнейшем могут быть использованы для разработки «деревьев событий», то есть для определения всех принципиально возможных сценариев аварий.

Анализ показывает, что к основным возможным воздействиям поражающих факторов на верхний газопровод в случае разрыва нижнего газопровода относятся:

а) адиабатическое воздействие УВ за счет расширяющегося газа;

б) воздействие осколков (фрагментов) трубы нижнего газопровода;

в) тепловое воздействие за счет «колонного» шлейфа газа или горения в виде двух струй;

г) воздействие метаемого грунта из траншеи на верхний газопровод.

Используя «деревья событий», рассчитывалась вероятность разрушения смежных МГ в результате аварии на одном из МГ.

Таблица 2

Частота реализации сценариев аварий на Комсомольском ЛПУ МГ

При разрушении нижнего МГ вероятность разрушения одного, двух и более верхних МГ в основном определяется длиной трещины и котлована.

При воздействии поражающих факторов аварии на нижнем МГ вероятность одновременного разрушения всех шести верхних МГ будет соответствовать данным, представленным в таблице 4.

В связи с тем, что верхний газопровод не разрушается от ударной волны, образующейся при адиабатическом расширении газа, то вероятность разрушения верхнего газопровода при аварии на пересечении их в технических коридорах на Комсомольском ЛПУ МГ составит:

от теплового воздействия «пожара в котловане составляет 3,7·10^-6 в год;

от осколков (фрагментов) - 8,6·10^-6 в год;

что суммарно составляет - 1,23·10^-5 в год;

от теплового воздействия «струевого пламени» - 1,1·10 ^-5 в год;

от осколков (фрагментов) - 8,6·10^-6 в год;

что суммарно составляет - 2·10^-5 в год.

Таким образом, вероятность разрушения верхнего газопровода от вышеперечисленных поражающих факторов аварии на нижнем МГ составляет 3,23 ∙10^-5 в год.

Вероятность разрушения нижнего газопровода при отсутствии его разрушения от воздействия воздушной волны, образующейся при адиабатическом расширении газа при аварии пересечений коридоров на Комсомольском ЛПУ МГ:

от теплового воздействия «пожара в котловане составляет 2,1·10^-7 в год;

от осколков (фрагментов) - 2,1·10^-6 в год;

что суммарно составляет - 2,3·10^-6 в год;

от теплового воздействия «струевого пламени» - 9,0·10 ^-7 в год;

от осколков (фрагментов) - 2,1·10^-6 в год;

что суммарно составляет - 3·10^-6 в год.

Таким образом, вероятность реализации каскадного развития аварии при разрушении верхнего МГ на порядок ниже, чем при аварии на нижнем МГ.

Анализ данных, представленных в таблице 4, показывает, что частота реализации аварии на пересечении коридоров МГ на Комсомольском ЛПУ МГ без защитных устройств составляет в пределах 3,0·10^-6 ч2,0·10^-5 1/год, что не превышает среднестатистических показателей техногенных происшествий для однолинейных газотранспортных систем ОАО «Газпром», однако прогнозируемый ущерб при каскадном развитии аварии в местах пересечения коридоров МГ (разрушение одного нижнего МГ и шести верхних МГ) может достигать большой величины.

5. Уменьшение расстояния между линейными запорными устройствами и местом пересечения технических коридоров

Анализ объемно-планировочных решений и компоновки запорной арматуры на МГ в местах их пересечения показывает, что расстояние между ними составляет от 2 до 38 км.

Количество газа, выброшенного при аварии после закрытия запорной арматуры, в основном определяется расстоянием между местом аварии и соответствующими линейными кранами. Очевидно, что уменьшение этого расстояния может обеспечить снижение количества выброшенного газа, а в случае его возгорания - снизить продолжительность теплового воздействия на смежные газопроводы.

Предлагаемым вариантом снижения интенсивности действия поражающих факторов, аварии является установка (перенос) запорных устройств непосредственно к местам пересечений газопроводов технических коридоров. Место установки должно быть выбрано с учетом условий конкретного пересечения, а также при исключении непосредственного воздействия факела на запорное устройство.

Предварительный анализ показывает, что эти расстояния могут быть приняты ориентировочно около 1 км от центра пересечения технических коридоров.

В разделе 7 приведены расчеты интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа при существующем варианте установки запорных устройств и при предлагаемом варианте их переноса.

6. Выбор и обоснование физико-математических моделей расчета характеристик поражающих факторов аварии применительно к условиям пересечения МГ

6.1 Особенности исследуемых видов горения и их теплового воздействия

В случае аварии, сопровождающейся разрывом магистрального газопровода, образованием котлована и воспламенением истекающего газа, возможно интенсивное тепловое воздействие на смежные (пересекающие аварийную магистраль) газопроводы, освобожденные от грунта, что определяет возможность каскадного развития аварии.

В этом случае возможны следующие виды теплового воздействия:

а) непосредственное (лобовое или под некоторым углом) воздействие факельного горения на смежный трубопровод (рисунок 2);

б) дистанционное воздействие факельного горения на смежный трубопровод (рисунок 3);

в) тепловое воздействие при пожаре в котловане на верхний, смежный с аварийным трубопровод (рисунок 4);

г) воздействие встречных потоков горящего газа (пожар в котловане) из аварийного верхнего трубопровода на смежный с ним нижний трубопровод (рисунок 15).

Рисунок 2. Дистанционное воздействие факела при струйном орении

- аварийный трубопровод, 2 - смежный трубопровод, 3 - факел горящего газа

Рисунок 3. Тепловое воздействие при пожаре в котловане на верхний, смежный с аварийным трубопровод: 1 - аварийный трубопровод, 2 - смежный трубопровод, 3 - факел горящего газа

Рисунок 4. Воздействие встречных потоков горящего газа (пожар в котловане) из аварийного верхнего трубопровода на смежный с ним нижний трубопровод. 1 - аварийный трубопровод; 2 - смежный трубопровод; L -расстояние по вертикали между верхним и нижним трубопроводами

Условием реализации такого вида воздействия (рисунок 15) является полное или частичное освобождение нижнего трубопровода от грунта. Анализ особенностей взаимодействия двух встречных высокоскоростных (скорость доходит до 300 м/сек.) потоков газа показывает, что в зонах контакта возникают разнонаправленные потоки газа, воздействующие на грунт в котловане и обеспечивающие его вынос в окружающее пространство.

Условием возможности выноса является обеспечение скорости восходящих потоков свыше скорости витания частиц грунта, которая может быть определена из зависимости (1):

, (1)

где  - критерий Архимеда;

 - критерий Рейнольдса для условий витания;

ρ - плотность частиц грунта, кг/м³;

ρ_с - плотность среды, кг/м³;

d - диаметр частиц, м;

g- ускорение силы тяжести, м/с²;

μ- динамический коэффициент вязкости среды, Па∙с;

при: d=3∙10^-3м; ρ=2 700 кг/м³ (частицы кварца);

ρ_с=0,42 кг/м³; μ=7,2∙10^-5 Па∙с;

значение критерия Архимеда составит Ar=57 700;

тогда:

или

Таким образом, скорость витания группы самых крупных частиц песчаного грунта (d=3мм) во много раз меньше, чем скорость восходящих турбулентных оттоков газа, образующихся при взаимодействии встречных струй. Такие условия обеспечат отрыв частиц от слоя грунта и их вынос из образующегося котлована.

Это обстоятельство подтверждают и данные о глубине образующихся при авариях магистральных газопроводов котлованах, представленные в разделе 2.2. Как видно из приведенных данных она достигает 8м, в то время как обычно отметка нижней образующей трубопровода оставляет 2,5-3,0м от поверхности грунта.

Нагрев смежных с аварийным трубопроводов осуществляется за счет теплообменных процессов.

Теплообмен - это самопроизвольный необратимый процесс распространения теплоты в пространстве, обусловленный разностью температур. Различают три элементарных способа переноса теплоты:

а) теплопроводность - перенос, обусловленный взаимодействием микрочастиц соприкасающихся тел (или частей одного тела), имеющих разную температуру;

б) конвекция - перенос вследствие пространственного перемещения вещества. Наблюдается в текучих средах и, как правило, сопровождается теплопроводностью. Процесс обмена теплотой между твердой поверхностью и жидкостью или газом путем и теплопроводности и конвекции одновременно называется конвективным теплообменом или теплоотдачей;

в) тепловое излучение - перенос посредством электромагнитного поля с двойным взаимным превращением теплоты в энергию поля и наоборот (радиационный теплообмен).

Анализ рассматриваемых вариантов показывает, что в первом случае реализуется в основном радиационно-конвективный теплообмен с последующим перераспределением тепла в стенке за счет теплопроводности. При этом конвективный теплообмен обусловлен обтеканием трубопровода раскаленными продуктами горения факела, а радиационный теплообмен происходит вследствие нахождения трубопровода в среде нагретых продуктов горения.

Во втором случае конвективная составляющая незначительна. Она зависит от расстояния прохождения факела от трубопровода и обусловлена вовлечением в движение окружающего факел воздуха, нагретого продуктами горения. Основной составляющей в этом случае является радиационный теплообмен.

В третьем и четвертом случаях, как и в первом, реализуется радиационно-конвективный теплообмен. Но, вследствие более низких скоростей движения продуктов горения, а также более низких температур горения из-за меньшей интенсивности взаимодействия газа с окружающим воздухом, интенсивность процессов, по-видимому, ниже, чем при непосредственном воздействии факела на смежный трубопровод.

При анализе рассматриваемых случаев следует также учесть, что в соответствии с принятой моделью факельного горения для условий разгерметизации магистральных газопроводов, горение газа происходит на значительном расстоянии (100-150м) от места истечения газа (разрыва). Это объясняется предварительным смешением газа с воздухом.

В рассматриваемых в настоящей работе случаях в это положение следует внести некоторые поправки. Так, в первом случае вследствие турбулизации, возникающей при обтекании смежного с аварийным трубопровода потоком газа будет происходить его интенсивное перемешивание с воздухом, что обеспечит горение смеси вблизи обтекаемой трубы.

Во втором случае возмущения, вносимые смежной с аварийной трубой существенно ниже, воспламенение газа в зоне, близкой к месту его истечения маловероятно, что вызывает необходимость учета длины участка факела, соответствующего расстоянию от места истечения до зоны воспламенения.

В третьем и четвертом случаях турбулизация встречных потоков высока, однако, в стесненных условиях котлована вовлечение окружающего воздуха в зону, близкую к смежному трубопроводу, затрудненно. По-видимому, это приведет к тому, что горение в этой зоне будет возможно при снижении расхода (скорости) газа, поступающего из мест разрыва. С учетом вызванного этими особенностями некоторого ослабления теплового потока (q) примем его реальное значение с коэффициентом 0,65-0,7 от максимально возможного, т.е. 135 квт/м².

6.2 Влияние нагрева на прочностные характеристики трубопроводов

Анализ причинно-следственных связей (рисунок 9) показывает, что пожар в котловане или факельное горение газа являются основными причинами дальнейшего развития каскадного режима аварии (повреждения и разрушения смежных газопроводов за счет теплового воздействия). Это обусловлено снижением прочности магистральных газопроводов с ростом их температуры.

Известно, что предел огнестойкости конструкций определяется временем от начала теплового воздействия до возникновения одного из предельных состояний по огнестойкости [4]:

а) по потере плотности (образование сквозных трещин или отверстий);

б) по потере теплоизоляции;

в) по потере несущей способности конструкции.

Для конструкций с огнезащитными покрытиями учитывают предельные состояния (а) и (б). Для несущих конструкций основным является предельное состояние (в). Это же относится и к магистральным газопроводам, под несущей способностью которых следует понимать снижение прочности, приводящее к их разрыву вследствие внутреннего давления и (или) вследствие существенного прогиба в пространство котлована образованного выходящим газом.

При прямом воздействии «струйного пламени» на металлическую поверхность средний по поверхности контакта тепловой поток, согласно экспериментальным данным фирмы «British Gas», может составлять около 200 кВт/м² [5]. Столь мощная тепловая нагрузка уже через короткое время вызовет резкое ослабление прочностных характеристик металла трубы и ее последующее разрушение под действием внутреннего давления. Для расчета времени термической устойчивости трубопровода или аппарата (τ_у), находящегося в зоне термического воздействия, необходимо найти зависимость временного сопротивления» металла (σ_в) от температуры стенки трубопровода (Т_v).

Зависимость T_v(τ) - это решение дифференциального уравнения, описывающего тепловой баланс в стенке трубы (2):

, (2)

где Т_Г - начальная температура стенки, °С;

α_Г - коэффициент теплоотдачи от горящего факела к стенке, Дж/(с∙°С∙м²);

С_v -удельная теплоемкость материала трубы, Вт/(кг∙°С);

q - внешний тепловой поток, кВт/м²;

m_v - масса 1 м² поверхности трубы, кг;

F - подвергаемая термическому воздействию поверхность трубы, м²;

τ -время, с.

Зависимость временного сопротивления разрыву - σ_в (Т) для трубных марок сталей имеет сложный характер. Например, для сталей марок 08Г2Т, 09Г2С, 10Г2БТЮ2 и импортных сталей по ТУ100-86, наиболее часто применяемых в северных условиях, обобщенная зависимость σ_в (T_v) имеет вид, представленный на рисунке 16 (кривая 1).

Рисунок 4. Зависимость расчетного временного сопротивления разрушению трубной стали от температуры

С приемлемой для нашей задачи погрешностью можно линеаризовать данную зависимость (кривая 2). С учетом условий эксплуатации, качества и технологии изготовления труб вместо σ_в (T_v) далее используется зависимость от температуры расчетного временного сопротивления σ*=[σ_р]=0,61 σ_в (кривая 3) [5]:

- при Т_v = 0 - 250 ÅС s^*(Т_v) = 0,61-589 МПа;

при Т_v = 250 - 550ÅС s^*(Т_v) = 359,3- 1,2·Т_v;

Разрушение трубопровода произойдет, когда σ* сравняется с кольцевыми растягивающими напряжениями (3):

, (3)

где Р_раб - рабочее давление газа, МПа;

D_у - внутренний диаметр трубы, мм;

n=1,1 - коэффициент надежности по нагрузке, учитывающий возможное повышение давления газа на 10%.

Для рассматриваемых условий: Р_раб=7,5 МПа, D_у=1373,6 мм, h=23,2 мм,  МПа, при котором температура разрушения составляет 330°С.

Результаты расчетов времени термической устойчивости трубопроводов 1420x23,2 мм (ТУ 75-86) приведены на рисунке 17 и в таблице 5 [5].

Рисунок 5. Результаты расчетов термической устойчивости трубопроводов

Таблица 4

Результаты расчетов термической устойчивости трубопроводов

Интерполирование этих результатов применительно к рассматриваемым в настоящей работе условиям: тепловой поток q= 135 кВт/м² показывает, что возможное разрушение за счет внутреннего давления может произойти через 5,2 мин [5].

6.3 Расчет интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа при разрушении газопровода

Расчеты интенсивности истечения и количества выбрасываемого газа при разрушении газопровода осуществлялись с помощью данных, представленных в приложении В. При этом расчеты интенсивности истечения газа при разрыве магистрального газопровода (МГ) выполнены отдельно для аварийных потоков из двух концов разрушенного газопровода, то есть рассматривались два аварийных участка: верхний (от нагнетающей КС до точки разрыва) и нижний (от точки разрыва до принимающей КС).

Модель разрыва участка на перегоне между компрессорными станциями КС₁ и КС₂ представлена на рисунке 18.

Давление Р₀ в момент аварии в точке разрыва газопровода рассчитывалось по формуле (4):

, Па (4)

где Р_н, Р_к - давления в начале и в конце газопровода до его разрыва, Па.

Рисунок 6. Схема фрагмента магистрального газопровода:

х₁, х₂ - расстояния от места разрыва до ближайших линейных кранов (аварийные секции 1 и 2), м; L - расстояние между компрессорными станциями, м; L₁, L₂ - расстояние от места разрыва до КС₁ и КС₂ (аварийные участки 1 и 2), соответственно, м; Л₁, Л₂ - линейные краны

Начальный критический массовый расход газа рассчитывался по формуле (5):

, кг/с (5)

где - коэффициент сжимаемости газа в критическом сечении (принимался равным 1);

d₀ - внутренний диаметр трубы, м;

k - показатель адиабаты газа;

R - газовая постоянная, Дж/(кг∙К);

- средняя температура, К.

Расход газа при времени, большем 0,1 с после разрыва газопровода, для первого аварийного участка определялся по формуле (6):

 (6)

где t_Л - время от момента разрыва до отключения линейного крана, с (принималось 360 с);

М_н - масса газа, истекающего в адиабатическом режиме, кг.

М_г - масса газа, находящаяся в аварийном участке газопровода до аварии, кг.

, (7)

_, (8)

, (9)

где  - постоянная времени, с;

а₀ - скорость звука в газе до разрыва, м/с;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

- коэффициент сжимаемости газа до разрыва, при и ;

и  - средние значения давления и температуры для первого аварийного участка газопровода, Па и К.

, (10)

где М_кс - масса газа, которая нагнетается в аварийный участок газопровода компрессорной стацией до момента отсечения аварийного участка, кг (знак + применяется при расчете в первом аварийном участке газопровода, знак - используется при расчете во втором аварийном участке):

 , (11)

где - G_кс - производительность газопровода в нормальном режиме его эксплуатации, кг/с;

 t₂₁ - время от момента аварии до момента полного закрытия станционного охранного крана на нагнетательной компрессорной станции, с.

, (12)

Масса газа, выброшенного из аварийной секции до закрытия крана на линейной части газопровода рассчитывалась по формуле (13):

 , кг (13)

Расход газа на момент закрытия линейного крана Л₁ определялся из выражения (14):

, кг/с (14)

Расход газа для аварийной секции 1 после закрытия крана Л₁ на линейной части:

, кг/с (15)

где ε_х - постоянная времени, с (16):

, (16)

где а_х - скорость звука в отсеченной секции на момент времени t₁₂ , м/с (17):

, (17)

где - средняя температура в отсеченной секции от линейного крана до места разрыва на момент времени t_Л.

Полная масса газа, выброшенного из первого аварийного участка (18):

М₁ = М₁₁ + М_{12 ,} кг (18)

где М₁₂ - масса газа из первой аварийной секции после закрытия линейного крана Л₁, кг (19):

, (19)

Для второй отсеченной секции длиной х₂ расчет производился аналогичным образом.

Для расчетов выбран газопровод Ямбург - Елец 1 между КС Новокомсомольская (КС-20) и КС Новопелымская. В данном случае L₁ = 20 км, L₂ = 80 км, х₁ =18 км, х₂ =18 км.

Кроме того, чтобы определить возможные последствия аварийного разрушения при минимальном расстоянии линейных кранов от мест пересечения технических коридоров проводились расчеты при х₁ =1 км, х₂ =1 км.

Результаты расчетов представлены в таблицах 6,7 и на рисунке 8.

Таблица 6

Интенсивность истечения газа при разрушении газопровода Ямбург- Елец 1

Таблица 7

Интенсивность истечения газа при разрушении газопровода с х₁=1 км, х₂=1 км

Рисунок 7. Зависимость расхода газ от времени, прошедшего с момента аварии

Анализ таблиц 6,7 и рисунка 19 показывает, что до перекрытия линейных кранов в обоих случаях (без и с переносом линейных кранов) через 360 с от момента аварии общий расход истекающего газа в окружающую среду составляет 2756 кг/с. После перекрытия линейных кранов без их переноса истечение газа продолжается достаточно долго (более 1500 с), при этом общий расход истекающего газа в окружающую среду составляет 91 кг/с. В случае переноса линейных кранов уже через 30 с после закрытия линейного крана общий расход истекающего газа в окружающую среду составляет 2 кг/с.

Таким образом, установлено, что перенос запорных устройств к месту потенциальной возможной аварии на пересечении технических коридоров существенно снижает количество выбрасываемого газа в окружающую среду и, соответственно, в случае возгорания газа уменьшается время теплового воздействия на верхний газопровод (до 6,5 минут) от аварийного нижнего газопровода.

Однако, перенос запорных устройств к месту потенциальной возможной аварии на пересечении технических коридоров (до 1 км) не полностью исключает возможность реализации каскадного развития аварии, т.к. время термической стойкости газопровода составляет 5,2 минуты.

Таким образом для полной локализации теплового воздействия на смежный с аварийным газопровод требуются дополнительные технические разработки, которые являются дальнейшими направлениями НИР.

8. Оценка риска

Расчет числа пострадавших среди персонала без учета применения предлагаемых средств защиты МГ (попадание в зоны действия поражающих факторов при аварии в местах пересечения коридоров МГ третьих лиц, населения не прогнозируется) проводился исходя из численности мобильной бригады N_бр , которая может находиться на месте аварии для проведения осмотра, технического обслуживания или ремонта оборудования (эта величина принималась, равной 8 человек в соответствии с [5]).

Условная вероятность попадания бригады (в полном составе) в зоны воздействия поражающих факторов аварии рассчитывалась по формуле (20):

Р = (n_л/365)∙( n_час/24) , (20)

где n_л - количество дней в году нахождения бригады в местах пересечения коридоров МГ;

n_час - среднее количество часов в сутки нахождения бригады в местах пересечения коридоров МГ.

При этом общее число пострадавших принималось равным численности бригады,. а число погибших и раненных принималось равным половине численности бригады [5].

Оценка индивидуального и коллективного рисков производилась по методике [5].

Согласно [6] для определения уровня индивидуального риска следует учитывать природу аварии, долю времени нахождения в «зоне риска» и местонахождение «рискующего». В этой связи индивидуальный риск рассчитывался по формуле (21):

, (21)

где R -индивидуальный риск, 1/год;

Q_i - вероятность реализации i-го сценария аварии в течение года;

Q_пi - условная вероятность поражения человека при реализации i-го сценария аварии;

Р_пр - вероятность присутствия человека в зоне действия поражающих факторов i-го сценария аварии;

n - число сценариев аварий.

Индивидуальный риск на исследуемом объекте рассчитывался для персонала, обслуживающего участок пересечения технических коридоров.

Вероятность присутствия персонала в зоне действия поражающих факторов возможной аварии определялась по формуле (22):

, (22)

где t_I - время нахождения работающего в пределах зон поражающих факторов в одну смену, ч.;

n_i - количество рабочих смен в году;

Т - количество часов в году.

Таким образом, величина индивидуального риска составила 6,7·10^-6 в год.

Коллективный риск рассчитывался по формуле (23):

, (23)

где R_к - коллективный риск, чел./год;

Q_i - вероятность реализации i-го сценария аварии в течение года;

N_i - количество погибших при реализации i-го сценария аварии.

Для определения значения коллективного риска использовались данные таблицы 4.

Консервативная оценка коллективного риска, при которой в результате аварии на Комсомольском ЛПУ МГ может погибнуть в соответствии с [5] 4 чел., составляет 1,1·10^-4 чел. в год.

9. Производственная санитария и гигиена труда

9.1 Химический фактор и пыль на производстве

Таблица 8

Химический фактор и пыль на производстве

9.2 Вредные физические факторы производственной среды

Таблица 9

Вредные и опасные физические производственные факторы

9.3 Тяжесть и напряженность труда

Таблица 10

Оценка тяжести трудового процесса

9.4 Сведения о системе вентиляции

Таблица 11

Сведения о системе вентиляции

9.5 Освещение производственного помещения

Таблица 12

Естественное и совмещенное освещение

9.6 Определение размеров санитарно-защитной зоны

В соответствии с СанПиН 2.1.1.1200-03, рекомендуемые минимальные разрывы от компрессорных станций (разрывы устанавливаются от здания компрессорного цеха):

―      города и поселки - 700 м;

―      водопроводные сооружения - 450 м;

―      малоэтажные жилые здания - 300 м.

10. Патентный поиск

Патент на изобретение - это документ, выдаваемый компетентным государственным органом и удостоверяющий: приоритет изобретения, авторство и исключительное право на изобретение. Действует в пределах территории того государства, ведомство которого его выдало.

Патентный поиск - это процесс отбора соответствующих запросу документов или сведений по одному или нескольким признакам из массива патентных документов или данных, при этом осуществляется процесс поиска из множества документов и текстов только тех, которые соответствуют теме или предмету запроса.

Патентный поиск осуществляется посредством информационно-поисковой системы и выполняется вручную или с использованием соответствующих компьютерных программ, а так же с привлечением соответствующих экспертов.

Предмет поиска определяют исходя из конкретных задач патентных исследований категории объекта (устройство, способ, вещество), а также из того, какие его элементы, параметры, свойства и другие характеристики предполагается исследовать.

Заключение и выводы

В данной дипломной работе-проекте проведена оценка возможности возникновения каскадного режима развития аварии в местах пересечения технических коридоров магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск». Проведен анализ возможных причин и факторов, способствующих возникновению и развитию аварии, а также оценка опасностей с учетом причинно-следственных связей. Рассчитаны вероятности реализаций различных сценариев аварий.

В работе предложен метод существенного снижения риска возникновения каскадного режима развития аварии в местах пересечения технических коридоров МГ (перенос запорной арматуры на расстояние 1 км от центра пересечения). Доказано, что в случае реализации данного предложения значительно снижается количество и время выброса природного газа из аварийного трубопровода, что в свою очередь снижает время теплового воздействия (горение 2-х струй, пожар в котловане) на смежные трубопроводы.

Также были проведены:

оценка индивидуального и коллективного рисков;

расчет экономического и экологического ущербов без учета предложенных мероприятий по снижению риска и с таковыми;

патентный поиск по различной запорной арматуре, применяемой на МГ.

Однако, предложенный метод не исключает возможности возникновения каскадного режима развития аварии, а лишь уменьшает действия поражающих факторов в пределах объекта защиты, но при их распространении (с пониженными характеристиками) на смежные объекты и окружающую среду. Для защиты МГ от теплового воздействия в местах их пересечений, необходимо разработать специальные защитные устройства, которые являются дальнейшим направлением НИР.

Список использованных источников:

1.       Федеральный закон от 21.07.97 г. № 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»

2.         Еникеева С.М., Семякин Б.Н. Концепция организации базы данных по авариям на объектах газовой промышленности //Сб.:Социально-экономические и экологические аспекты анализа риска. СЭИ СО РАН, 1993, c.50-53.

3.       Сварные трубы. Трубы сварные спиралешовные большого диаметра. /Технический каталог// Трубная металлургическая компания. -2007. -с.50-54

.        Аварии и катастрофы. Предупреждение и ликвидация последствий. Учебное пособие в трех книгах. Книга 2. В.А. Котляревский и др. М.: изд-во «АСВ», 1996, 384 с

.        СТО «Газпром» 2-2.3-351-2009. «Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром»

.        Маршалл В. Основные опасности химических производств. М., 1989, 672 с.

.        Постановление Правительства РФ от 12.06.2003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» (в ред. Постановления Правительства РФ от 01.07.2005 г. №410)

.        ГН 2.2.5.686-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

.        ГН 2.2.5.691-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны. Дополнение 1».

.        ГН 2.2.5.687-98 «Ориентировочные безопасные уровни воздействия (ОБУВ) вредных веществ в воздухе рабочей зоны».

.        ГН 1.1.029-95 «Перечень веществ, продуктов, производственных процессов, бытовых и природных факторов, канцерогенных для человека».

.        ГН 2.2.5.563-96 «Предельно допустимые уровни (ПДУ) загрязнения кожных покровов вредными веществами».

.        ГН 2.2.6.709-98 «Предельно допустимые концентрации (ПДК) микроорганизмов-продуцентов, бактериальных препаратов и их компонентов в воздухе рабочей зоны».

.        Р 2.2.2006-05 2.2. Гигиена труда. Гигиенические критерии оценки и классификация условий труда по показателям вредности и опасности факторов производственной среды, тяжести и напряженности трудового процесса.

.        ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны».

.        Справочник по средствам индивидуальной защиты работающих. М. 1992 г., под ред. Э.В. Петросянца, 184 с.

.        ГОСТ 12.1.003 - 83 «Шум .Общие требования безопасности»

18.     СН 2.2.4/2.1.8.562-96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории жилой застройки».

.        СН 2.2.4/2.1.8.566-96 «Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий».

.        СанПиН 2.2.4.1191-03 «Электромагнитные поля в производственных условиях».

.        СанПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений».

.        ГОСТ 12.1.005-88 «Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»

.        СанПин 2.2.4.1294-03. Гигиенические требования к аэроионному составу воздуха производственных помещений.

.        СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы.

.        СНиП 2.04.05-91 Отопление, вентиляция и кондиционирование.

.        СНиП 23-05-95 Естественное и искусственное освещение. - Минстрой России, 1996. - 30 с.

.        СН 181-70 Указания по проектированию цветовой отделки интерьеров производственных зданий промышленных предприятий. - Минстрой России, 1970. - 30 с.

28.     Роспатент [сайт]. URL: <http://www.fips.ru> (дата обращения 13.04.2011)

.        Технико-экономическое обоснование инженерных решений при проектировании химических производств: методические указания/ Н.П. Кочеров - СПб, 2006.

.        Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-418-01 «Методические указания по проведению анализа риска опасных производственных объектов»

.        СТО «Газпром» 2-3.5-141-2005. Газораспределение. Термины и определения.

32.       Методические указания по проведению анализа риска при проектировании и эксплуатации опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» СТО РД «Газпром» 39-1.10-084. - 2003. - М. - С.

33.     Отчет по экспертизе промышленной безопасности в части идентификации риска и ущерба от возможных аварий на ОПО ООО «Тюментрансгаз» в местах пересечения коридоров магистральных трубопроводов // ООО «Городской центр экспертиз».- С-Пб.- 2006 г.

.        Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел А.С. Теплопередача. М., Энергоиздат, 1981. -440с.