Собственный опыт

Виды аварий на магистральном газопроводе. Ликвидация аварии на газопроводах

22.09.2019

Cтраница 1


Аварии газопроводов могут привести к тяжелым последствиям как для людей, так и для окружающей природы. Кроме того, при авариях теряется газ на участке между двумя кранами. Большой материальный урон несут потребители газа, которые вынуждены остановить свое производство или применить другие виды топлива. Расходы в результате аварии газопровода могут более чем в 30 раз превышать затраты, необходимые на ремонтные работы. При аварии нефтепровода происходит утечка нефти на участке между двумя задвижками. Это приводит к большим потерям нефти и засорению окружающей среды, а в некоторых случаях к остановке нефтепромысла или нефтеперерабатывающего завода.  

Аварией газопровода считается частичный или полный разрыв трубопровода с выходом газа в окружающую среду.  

При аварии газопровода с выходом газа на поверхность земли необходимо немедленно отключить газ и принять срочные меры по ликвидации аварии.  

Причинами, вызывающими аварии газопровода, могут быть некачественная сварка, перенапряжения в металле из-за неправильной укладки газопровода в траншею, оползни, размывы, корродирующее воздействие грунта, образование в зимнее время гидратиых пробок и другие.  


Одним из основных условий предупреждения аварий газопроводов, связанных с коррозией, эрозией и усталостью металла, яв-шется систематический и своевременный контроль их состояния.  

В полевых условиях при ликвидации аварий газопроводов, производстве ремонтов рабочее место электросварщика обязательно оборудуется деревянным лежаком. Основным рабочим инструментом электросварщика является держатель электродов, от которого в значительной мере зависит удобство работы. Держатель должен прочно удерживать электрод, обеспечивать надежный контакт и допускать быструю и удобную смену электродов без прикосновения к токоведущим и нагретым металлическим частям держателя. Держатель должен иметь минимальный вес и удобный захват. Наиболее существенной частью конструкции держателя электродов является устройство для зажатия электрода. По способу крепления электродов держатели подразделяются на вилочные, пружинные, зажимные и винтовые.  

Институт мерзлотоведения, изучивший причины аварий газопроводов, установил, что не прокладка трубопровода в зоне промерзания грунта явилась причиной этих аварий, а недоброкачественная сварка стыков.  

Значения физико-механических характеристик грунта основания и засыпки.  

По данным экспертизы, проведенной на месте аварии газопровода Уренгой-Центр П (февраль 1995 г.), одной из причин послужило защемление в грунте трубы, примыкающей к карстовой полости.  

Оц за 1 ч; т - 3 - - среднее время восстановления аварии газопровода диаметром Оц ч; LJ - длина г - й секции, км.  

В данной главе приведены результаты многолетних металлографических исследований разных групп трубных сталей, разрушенных при авариях газопроводов.  

Кроме отмеченных документов, эксплуатационные организации хранят также техническую приемочную документацию; журналы сварочных работ, сертификаты на материалы, журналы изоляции, журналы испытаний и др. К этой документации обращаются при анализе причин и [ выявлении виновников аварий газопроводов. В процессе текущего обслуживания этими документами не пользуются.  

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

хорошую работу на сайт">

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Подземные магистральные газопроводы

1. Технологическая схема магистрального газопровода

Магистральные газопроводы - это стальные трубопроводы, по которым транспортируется природный или искусственный газ от мест добычи или производства к местам его потребления. Диаметр газопровода, в основном, варьируется от 700 мм до 1400 мм. Глубина прокладки газопровода от 0,8 до 1 м.

В зависимости от рабочего давления газопроводы подразделяют на два класса:

1 класс - свыше 2,5 до 10 МПа включительно;

2 класс - свыше 1,2 до 2,5 МПа включительно.

В состав магистрального газопровода входят (Рисунок 1.1): собственно газопровод и его ответвления, головные сооружения, компрессорная станция, пункты контрольно-измерительной аппаратуры, ремонтно-эксплуатационная служба, газораспределительная станция, подземные хранилища газа, линии связи и электропередачи, установки электрозащиты газопровода от коррозии, вспомогательные сооружения (водоснабжения и канализации, усадьбы линейных обходчиков, административные и хозяйственно-бытовые объекты).

Рисунок 1.1 - Состав магистрального газопровода, где ГСС - газосборные сети, ГКС - головная компрессорная станция, КС - промежуточная компрессорная станция, ГХ - подземное хранилище газа

Головные сооружения служат для очистки газа от вредных примесей (удаления влаги, отделения серы и других ценных компонентов) и подготовки его к транспортировке.

Компрессорные станции (КС) - это комплекс сооружений, предназначенный для сжатия транспортируемого газа до такого давления, которое обеспечило бы бесперебойную подачу его от месторождения до потребителей.

В состав КС входят: компрессорный цех с установками для сжатия газа (его пластовое давление на промысле невелико), пылеулавливатели, установки для очистки газа и другие объекты.

При подходе магистрального газопровода к местам потребления газа (городам, поселкам, предприятиям) давление в нем должно быть снижено до уровня, необходимого потребителям (0,3-1,2 МПа). Для этого предназначены газораспределительные станции (ГРС), в которых размещается аппаратура по снижению давления, дополнительной очистке и осушке газа.

Для регулирования неравномерности потребления газа устраивают подземные газохранилища. Сооружают их в водонасыщенных пористых пластах, отработанных нефтяных и газовых месторождениях.

При эксплуатации магистральных газопроводов контролю подлежат следующие основные показатели:

а) давление газа в начале и в конце участка, на выходе с промысла и на отводах на газораспределительные станции;

б) количество транспортируемого газа, температура его на входе и выходе компрессорной станции, средняя по участку, на входе в газораспределительную станцию;

в) наличие конденсата, влаги, сероводорода, тяжелых углеводородов и загрязнений в газе, давление на входе и выходе компрессорной станции, количество работающих агрегатов и режим их работы;

г) исправность оборудования на компрессорных и газораспределительных станциях, герметичность газопровода;

д) режим закачки газа в подземные хранилища, режим отбора газа постоянными и буферными потребителями и другие показатели, характеризующие состояние газопровода, его сооружений и оборудования.

Для компримирования больших потоков газа, транспортируемых по магистральным газопроводам, суммарная мощность перекачивающих компрессорных установок достигает 50-60 тыс. кВт на одной станции. При сжатии газа на компрессорной станции ему сообщается значительное количество теплоты. Применение для газопроводов труб большого диаметра вызывает уменьшение удельной теплообменной поверхности труб на единицу количества транспортируемого газа. Поэтому по пути следования к следующей станции газ не может охладиться до необходимой температуры за счет теплоотдачи в окружающую среду, т.е. его температура после каждой станции будет повышаться. Максимальная температура транспортируемого газа ограничивается обеспечением устойчивости газопровода, прочностными характеристиками изоляции, климатическими и геологическими условиями на трассе газопровода. Поэтому возникает необходимость охлаждения газа после сжатия.

В зависимости от перечисленных факторов температура транспортируемого газа должна составлять 40-70°С.

Рисунок 1.2 - Общий вид транспортировки газа

2. Виды аварий на магистральном газопроводе

Доминирующими причинами аварий на магистральных газопроводах являются следующие:

Коррозионное разрушение газопроводов, 48%;

Брак строительно-монтажных работ (СМР), 21%;

Обобщенная группа механических повреждений, 20%;

Заводские повреждения труб 11%.

Где, обобщенная группа механически повреждений следующая:

Случайное повреждение при эксплуатации, 9%;

Террористические акты, 8%;

Природные воздействия, 3%.

Большинство аварий на магистральных трубопроводах ограничивается утечкой газа, равной объему трубы до отключающей арматуры. Или горение факела. Но также возможны большие катастрофы, как например, Железнодорожная катастрофа под Уфой - крупнейшая в истории России и СССР железнодорожная катастрофа, произошедшая 4 июня (3 июня по московскому времени) 1989 года в Иглинском районе Башкирской АССР в 11 км от города Аша (Челябинская область) на перегоне Аша - Улу-Теляк. В момент прохождения двух пассажирских поездов №211 «Новосибирск-Адлер» и №212 «Адлер-Новосибирск» произошёл мощный взрыв облака лёгких углеводородов, образовавшегося в результате аварии на проходящем рядом трубопроводе «Сибирь-Урал-Поволжье». Погибли 575 человек (по другим данным 645), 181 из них - дети, ранены более 600.

На трубе продуктопровода «Западная Сибирь-Урал-Поволжье», по которому транспортировали широкую фракцию лёгких углеводородов (сжиженную газобензиновую смесь), образовалась узкая щель длиной 1,7 м. Из-за протечки трубопровода и особых погодных условий газ скопился в низине, по которой в 900 метрах от трубопровода проходила Транссибирская магистраль, перегон Улу-Теляк - Аша Куйбышевской железной дороги, 1710-й километр магистрали, в 11 километрах от станции Аша, на территории Иглинского района Башкирской АССР.

Примерно за три часа до катастрофы приборы показали падение давления в трубопроводе. Однако вместо того, чтобы искать утечку, дежурный персонал лишь увеличил подачу газа для восстановления давления. В результате этих действий через почти двухметровую трещину в трубе под давлением вытекло значительное количество пропана, бутана и других легковоспламенимых углеводородов, которые скопились в низине в виде «газового озера». Возгорание газовой смеси могло произойти от случайной искры или сигареты, выброшенной из окна проходящего поезда.

Машинисты проходящих поездов предупреждали поездного диспетчера участка, что на перегоне сильная загазованность, но этому не придали значения.

4 июня 1989 года в 01:15 по местному времени (3 июня в 23:15 по московскому времени) в момент встречи двух пассажирских поездов прогремел мощный объёмный взрыв газа и вспыхнул гигантский пожар.

В поездах №211 «Новосибирск-Адлер» (20 вагонов, локомотив ВЛ10-901) и №212 «Адлер-Новосибирск» (18 вагонов, локомотив ЧС2-689) находилось 1284 пассажира (в том числе 383 ребёнка) и 86 членов поездных и локомотивных бригад. Ударной волной с путей было сброшено 11 вагонов, из них 7 полностью сгорели. Оставшиеся 27 вагонов обгорели снаружи и выгорели внутри. По официальным данным 575 человек погибло (по другим данным 645), 623 стали инвалидами, получив тяжёлые ожоги и телесные повреждения. Детей среди погибших - 181.

Официальная версия утверждает, что утечка газа из продуктопровода стала возможной из-за повреждений, нанесённых ему ковшом экскаватора при его строительстве в октябре 1985 года, за четыре года до катастрофы. Утечка началась за 40 минут до взрыва.

По другой версии причиной аварии явилось коррозионное воздействие на внешнюю часть трубы электрических токов утечки, так называемых «блуждающих токов» железной дороги. За 2-3 недели до взрыва образовался микросвищ, затем, в результате охлаждения трубы в месте расширения газа появилась разраставшаяся в длину трещина. Жидкий конденсат пропитывал почву на глубине траншеи, не выходя наружу, и постепенно спускался вниз по откосу к железной дороге.

При встрече двух поездов, вероятно в результате торможения, возникла искра, которая послужила причиной детонации газа. Но скорее всего причиной детонации газа явилась случайная искра из-под пантографа одного из локомотивов.

Рисунок 2.1 - катастрофа под Уфой

3. Поражающие факторы

Поражающие факторы при аварии на магистральном газопроводе:

а) барического воздействия волн сжатия, образующихся за счет расширения в атмосфере природного газа, выброшенного под давлением из разрушенного участка трубопровода («первичная» ударная волна), измеряется как импульс Кпа?с (обильные разрушения начинаются при 100 Кпа?с);

б) барического воздействия воздушных волн сжатия, образующихся при воспламенении газового облака и расширении продуктов его сгорания («вторичная» ударная волна), измеряется как импульс Кпа?с (обильные разрушения начинаются при 100 Кпа?с);

в) термического воздействия огненного шара при воспламенении переобогащенного топливом газового облака, измеряется как температура?С (болевой порог для человека (разрушение кожи) от 50С, разрушение трубопровода 350С);

г) термического воздействия воспламенившихся струй газа, измеряется как температура?С (болевой порог для человека (разрушение кожи) от 50 ?С, разрушение трубопровода 350 ?С).

д) воздействие осколков (или фрагментов) трубы, измеряется как кг.

Объекты поражения: Человек, Газопровода, Рядом находящиеся эксплуатационные объекты, Атмосфера.

Анализ поражающих факторов при аварии в местах пересечения магистральных газопроводов показывает, что при воздействии ударной волны на верхний газопровод в результате расширения газа, выбрасываемого из нижнего газопровода, давление во фронте ударной волны составляет от 6,4 МПа, а значение импульса составляет 88,3 кПа·с. При аварийных разрывах, как показывает анализ статистических данных, возможно образование осколков магистральных газопроводов массой более трех тысяч килограмм. Некоторые фрагменты могут достигать 10 тонн. При этом выброс осколков из траншеи в 75% случаях размером примерно 25 метров на 4,5 происходит на расстояние от 16 до 400 метров. Следует отметить, что при вязком разрушении расстояние выброса может достигать 180 метров, а при хрупком - до 700 метров.

По расчетным методикам получается так, что сквозные пробития верхнего газопровода могут возникнуть когда масса осколков будет превышать 1300 килограмм при прямом ударе и 2800 - при косом. При скорости осколка, равной скорости метания грунта при угле раскрытия нижнего магистрального газопровода равном 30 градусам, верхний газопровод разрушается под воздействием осколочных фрагментов более 240 килограмм. Если угол раскрытия равен 60 градусам, газопровод разрушается от осколка массой 1300 кг.

При тепловом воздействии на смежный аварийному верхний газопровод, получается интересная картина: длина факела может достигнуть нескольких сотен метров, распространение пожара в котловане - до 80 метров, температура в зоне горения достигает 1500 ?С, тепловой поток вырастает до 200 кВт/м?. При воздействии на газопровод теплового потока горящего газа температура разрушения газопровода составляет 330 ?С, а время прошедшее от начала теплового воздействия, до разрушения составляет от трех до пяти минут.

4. Безопасность магистральных газопроводов

Чтобы иметь возможность отключать отдельные участки газопровода для ремонтных работ, а также для сохранения газа во время аварийных разрывов газопровода, на магистральных газопроводах не реже чем через 20-25 км устанавливают запорную отключающую арматуру. Кроме того, запорная арматура устанавливается во всех ответвлениях к потребителям газа, на шлейфах компрессорных станций, на берегах рек и др. Чтобы иметь возможность сбрасывать газ при необходимости опорожнения газопровода, запорную арматуру устанавливают также и на свечах.

Запорная арматура группируется в линейные отключающие устройства. В неё входит:

ь Запорная арматура с байпасом (например, кран);

ь Продувочные свечи (расположены от крана 5 - 15 м);

ь Свечи предназначены для сбрасывания газа в атмосферу.

В качестве запорной арматуры применяются краны, задвижки и вентили.

Кранами называется такая запорная арматура, которая закрывает или открывает проход жидкости или газа путем поворота пробки.

По конструкции краны делятся на простые поворотные краны с выдвижной пробкой и краны с принудительной смазкой, по способу присоединения к трубопроводу - на фланцевые, муфтовые и с концами под приварку, по роду управления - с ручным управлением, с пневмоприводом и с пневмогидравлическим приводом. Последние имеют дублирующий ручной привод.

На магистральных газопроводах применяются краны с принудительной смазкой на давление до 64 кГ/см? типа 11с320бк и 11с321бк, а также краны со сферическим затвором.

Задвижки

Запорная арматура, в которой проход открывается путем подъема плоского диска перпендикулярно движению среды, называется задвижкой.

На магистральных газопроводах применяют только стальные задвижки на давление до 64 кГ/см? с условным проходом от 50 до 600 мм. Для задвижек, устанавливаемых на подземных участках газопровода, строятся специальные колодцы, дающие возможность обслуживать арматуру (набивать и подтягивать сальники, смазывать, красить и т. д.). Присоединительные концы задвижек делаются как под приварку, так и для фланцевого соединения.

На магистральных газопроводах вентили применяются главным образом как запорная арматура на контрольно-измерительных приборах, конденсатосборниках, узлах запорных устройств, редуцирующих установках и др.

Линейные отключающие узлы с задвижками монтируют в специальных бетонных или кирпичных колодцах с раскрывающимися на две половины крышками, промежуточным полом (из съемных щитов) и металлической лестницей для спуска в колодец. Подземная часть колодца тщательно изолируется от попадания влаги. В сменках колодца, через который проходит газопровод, устанавливаются патроны; зазоры между ними и трубой уплотняются с помощью сальникового устройства. Трубы и арматура в колодцах должны быть тщательно вычищены и покрыты водостойкими красками.

На рисунке показаны схемы различных конструкций линейных отключающих узлов, оборудованных кранами. Как видно из рисунка, линейные отключающие узлы, предназначенные для перекрытия основной магистрали газопровода, имеют свечи по обе стороны отключающего крана для сбрасывания газа на любом из двух участков газопровода. На отключающем кране отвода от магистрального газопровода устанавливается только одна свеча за краном по направлению газа. На двухниточных переходах продувочные свечи устанавливаются на основной и резервной нитках между отключающими узлами и на основной нитке до узлов.

Коррозия металлов трубопровода

Коррозия металлов - химический или электрохимический процесс разрушения их под воздействием окружающей среды. Процессы разрушения протекают относительно медленно и самопроизвольно.

На эксплуатационное состояние подземных трубопроводов оказывает воздействие электрохимическая коррозия. Электрохимическая коррозия - коррозия металлов в электролитах, сопровождающаяся образованием электрического тока. Процесс разрушения подземных трубопроводов происходит под воздействием окружающей среды (почвенного электролита). При взаимодействии металла трубы с окружающей средой поверхность трубопровода разделяется на положительные (анодные) и отрицательные (катодные) участки. Между этими участками от анода к катоду протекает электрический ток (ток коррозии), который разрушает трубопровод в местах анодных зон.

Основными факторами, определяющими коррозионную активность грунтов, являются электропроводимость, кислотность, влажность, солевой и щелочной состав, температура и воздухопроницаемость.

Разрушение подземных трубопроводов может происходить также и под воздействием блуждающих токов (электрокоррозия). Коррозия металла в этом случае связана с проникновением на трубу токов утечки с рельсов электрифицированного транспорта или других промышленных установок постоянного тока.

Способы защиты магистральных газопроводов от электрохимической коррозии пассивный и активный.

Пассивная защита включает покрытие поверхности газопровода противокоррозионной изоляцией.

К активным способам защиты газопроводов от коррозии относится электрическая, которая включает катодную, протекторную и дренажную защиты. Электрозащита дополняет пассивную защиту, чем обеспечивается предохранение газопроводов от почвенной коррозии.

Сущность катодной защиты заключается в катодной поляризации посторонним источником постоянного тока металлической поверхности трубы газопровода, соприкасающегося с землей. Поляризация осуществляется током, входящим из грунта в трубу. Труба при этом является катодом по отношению к грунту.

Сценарий событий

Возможные сценарии событий на магистральных трубопроводах:

Сценарий №1, Весенняя подвижка грунтов > Дополнительные напряжения в трубопроводе > Разрыв газопровода > Утечка газа > рассеивание утечки.

Сценарий №2, Образование трещины по продольному сварному шву > утечка газа > проникновение газа по грунту в кирпичный колодец линейного сооружения > образование газовоздушной смеси > Образование искры > Взрыв газовоздушной смеси.

Сценарий №3, Нарушение изоляции трубопровода > коррозия трубопровода > утончение стенки трубы > разрушение газопровода > утечка газа > рассеивание утечки.

Сценарий №4, Нарушение целостности газопровода внешним воздействием > утечка газа > факельное горение.

Сценарий №5, Температурные нагрузки на газопровод > усталостное разрушение труб > разрыв газопровода > утечка газа > факельное горение

Дерево событий

Ниже представлено дерево отказов, головным событием которого является аварийная разгерметизация газопровода.

Минимальные пропускные сочетания - это набор исходных событий-предпосылок, обязательного (одновременного) возникновения, которых достаточно для появления головного события (аварий).

Минимальные базовые сочетания - уравнения для головного события.

Уравнение головного события для данного дерева отказа будет:

TOP = 1.2 + 3 + 4.5 + 6 + 7

магистральный газопровод авария коррозия

Тогда расчет вероятности реализации событий для головного события, следующий:

Qtop = 1.2 + 3 + 4.5 + 6 + 7 = 0.0065525 или в процентах 0.65525%

Или вероятность событий:

Произойдет событие БРАК СМР = 0.05525%

Произойдет событие Заводской дефект труб = 0.6%.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

    Использование в России трубопроводного транспорта как одного из эффективных и экономичных средств газообразных веществ. Причины коррозии на трубопроводе, аварий на нефтепроводах, газопроводе, водопроводе. Спасение пострадавших при пожарах и взрывах.

    реферат , добавлен 24.12.2015

    Состояние системы подземных трубопроводов в РФ на 2008 год. Применение новых технологий. Аварии на нефтепроводах; газопроводе; водопроводе. Последствия аварий на трубопроводах. Самоспасение и спасение пострадавших при пожарах и взрывах на трубопроводах.

    реферат , добавлен 30.04.2008

    Технические характеристики аварий. Факторы радиационной опасности. Возможные пути облучения при нахождении личного состава в районе аварийной АЭС. Оценка радиационной обстановки при аварии. Лечебно-профилактические работы в очагах, их основные этапы.

    презентация , добавлен 23.08.2015

    Признаки аварии на магистральном трубопроводном транспорте. Вид ответственности должностных и юридических лиц за невыполнение требований правил по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций. Аварии на хранилищах сжатого газа и их устранение.

    контрольная работа , добавлен 14.02.2012

    Основное понятие об авариях, примерный их перечень. Человеческий фактор как одна из причин аварий. Анализ аварий на шахте "Западная-Капитальная" (Ростовская обл., г. Новошахтинск), шахтах "Ак Булак комур", "Комсомольская", "Юбилейная", "Ульяновская".

    реферат , добавлен 06.04.2010

    Виды аварий на радиационно-опасных объектах. Особенности аварий атомной энергетики. Основные фазы протекания аварий, принципы организации и проведения защитных мероприятий. Расчет уровня шума в жилой застройке. Расчет общего производственного освещения.

    реферат , добавлен 12.04.2014

    Причины техногенных аварий. Аварии на гидротехнических сооружениях, на транспорте. Краткая характеристика крупных аварий и катастроф. Спасательные и неотложные аварийно-восстановительные работы при ликвидации крупных аварий и катастроф.

    реферат , добавлен 05.10.2006

    Виды безопасностей. Классификация чрезвычайных ситуаций. Основные поражающие факторы при радиационной аварии. Принципы защиты от ионизирующего излучения. Вредные, опасные факторы производственной среды. Воздействие на организм тока, ультразвука.

    шпаргалка , добавлен 03.02.2011

    Действие сильнодействующих ядовитых веществ на население, защита от них. Характеристика вредных и сильнодействующих ядовитых веществ. Аварии с выбросом СДЯВ. Последствия аварий на химически опасных объектах. Профилактика возможных аварии на ХОО.

    лекция , добавлен 16.03.2007

    Классификация чрезвычайных ситуаций. Краткая характеристика аварий и катастроф, характерных для Республики Беларусь. Аварии на химически опасных, пожаро- и взрывоопасных объектах. Обзор стихийных бедствий. Возможные чрезвычайные ситуации для г. Минска.

3 ноября на участке в районе населенного пункта Алмазово Московской области высокого давления "Оборники- Щитниково" и начался пожар. Высота пламени достигала до 10 метров.
По предварительным данным, без газоснабжения могут находиться три населенных пункта - Балашиха, Монино, Черная.
В садовом товариществе "Алмаз-1" Щелковского района .

19 октября в городе Ижевске на подземном газопроводе высокого давления - трубу повредил подрядчик, проводивший работы по благоустройству пешеходного перехода. В результате аварии без газа остались два района города с населением около 110 тысяч человек (население Ижевска - около 600 тысяч человек) и 31 промышленное предприятие.

10 сентября в Москве в районе 89-го километра МКАД при проведении работ по опрессовке труб газопровода бригадой рабочих газовой службы . В результате аварии погибли три человека.

В ночь на 18 мая на участке магистрального газопровода Моздок-Казимагомед в Кизилюртовском районе республики Дагестан . В результате без газа остались города Кизилюрт и Хасавюрт, а также ряд населенных пунктов Кизилюртовского, Хасавюртовского и Казбековского районов республики. Жертв нет.

26 апреля на Дмитровском шоссе Москвы произошло . Во время опрессовки нового газоотвода в доме 64 произошел взрыв сжатого воздуха. Один человек погиб, с травмами различной тяжести были госпитализированы двое прохожих и прораб "Газтеплостроя".

2009
28 сентября произошел прорыв магистрального газопровода в районе 32-го километра Новорижского шоссе в ближнем Подмосковье. произошел в результате того, что водитель легкового автомобиля не справился с управлением и врезался в задвижку газопровода. В результате возник сильный пожар, мужчина погиб. Из-за аварии без газа остались две больницы, временно была прекращена подача газа в 1095 коттеджей, 200 квартир и семь котельных.

В ночь с 9 на 10 мая на Озерной улице на западе Москвы , признанный самым большим в послевоенной истории столицы. На его тушение ушло свыше 15 часов, пострадали пять человек, сгорели и получили повреждения более 80 автомашин. По данным специалистов Ростехнадзора, причиной взрыва на газопроводе стали нарушения при строительстве в 1980 году и при ремонте в 1996 году, а также некачественный материал, из которого сделан трубопровод.

2008
17 февраля (Новгородская область). При разрыве газопровода произошли загорание газа и значительный выброс пламени. Пламя из газопровода подожгло три строения, находившиеся от места разрыва на расстоянии примерно в 200 метров. Два частных жилых дома были полностью уничтожены. В них проживали 11 человек, среди которых было несколько детей. Двум жительницам сгоревших домов в связи с пережитым стрессом потребовалась медпомощь. Одна из них была госпитализирована в Валдайскую центральную районную больницу. В результате аварии в течение почти двух часов было перекрыто движение по федеральной трассе Москва - Санкт-Петербург.

13 января в результате взрыва на магистральном газопроводе в Тоснинском районе Ленинградской области возник пожар. В момент пожара высота огненного столба достигала 100 метров. На момент локализации пожара выгорело около 0,5 гектара окружающей газопровод территории. Жертв и пострадавших не было.

2007
В ночь на 26 июля произошли взрыв и пожар на магистральном газопроводе во Всеволжском районе Ленинградской области на участке Северная ТЭЦ (Петербург) - Лаврики (Ленинградская область). Газопровод является частью единой системы газоснабжения Санкт-Петербурга и области. Авария сопровождалась сильным выбросом пламени и дыма, принявшим форму гриба, что вызвало панику среди жителей города. В районе происшествия загорелся лес и торфяники на площади около двух гектаров. В борьбе с огнем были задействованы 25 пожарных расчетов. Пострадавших нет.

Материал подготовлен на основе информации РИА Новости

– это опасное происшествие на трубопроводе, связанное с выбросом и (или) выливом под давлением опасных химических пожаровзрывоопасных или нейтральных веществ (жидких, газообразных или многофазных), приводящее к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации и наносящее ущерб человеку, объектам техносферы и окружающей среде. Аварийное предельное состояние трубопроводов соответствует полному отказу трубопровода из-за чрезмерных нагрузок и (или) локального повреждения с обязательной потерей целостности трубопровода (течь/разрыв).

Развитие энергетики, в т.ч. атомной, ракетно-космической и авиационной техники, химической промышленности, связано с широким использованием трубопроводов высокого (до 10 Мпа) и сверхвысокого (до 500 Мпа) давления. Непрерывный рост масштабов производства и переработки углеводородного сырья обусловливает увеличение единичных мощностей и концентрации технологических и магистральных трубопроводов общей протяженностью до 400 тыс. км и давлением до 25 Мпа на производственных площадях и магистралях горючих и взрывоопасных продуктов и прежде всего сжиженных углеводородных газов, нефти, широких фракций углеводородов. Это, в свою очередь, ведет к увеличению масштабов, числа и тяжести пожаров, мощности аварийных взрывов и осложнению оперативной обстановки при аварии.

Причинами А. на т. могут быть: механические повреждения из-за усталости, химическая и электрохимическая коррозия, технологические дефекты, внешние электромагнитные воздействия, ошибочные действия операторов и персонала, террористические акты. Крупные аварии и взрывы на трубопроводах, как правило, сопровождаются утечкой радиоактивных теплоносителей, легковоспламеняющихся и химически опасных жидкостей и газов, сжиженных углеводородных газов. Особую опасность представляют большие залповые выбросы этих веществ, при которых создаются значительные трудности локализации аварий и защиты людей.

В последние годы значительно возросло производство, транспортирование и потребление жидкого аммиака на производящих (до 70 тыс. т), перерабатывающих предприятиях, транспортирующих базах (на припортовых базах – до 130 тыс. т). На химических предприятиях в больших объемах производят, хранят и транспортируют жидкий хлор. Быстрый рост его производства обусловливает увеличение объемов складов, а следовательно, и увеличение потенциальной опасности А. на т.

На стартовых ракетных комплексах, использующих жидко-реактивные двигатели, широко применяются специальные трубопроводные системы (с давлением до 60 Мпа и температурами до 1200 °С) для жидких топлив и окислителей, создающих опасность пожаров, взрывов и заражений. В объектах ядерной энергетики по трубопроводам прокачиваются со скоростями до 50 м/с водяной и паровой теплоносители, жидкие металлы (натрий, свинец, висмут) с давлениями до 20 Мпа и температурами до 650 °С. При авариях на таких трубопроводах возникают: опасные струйные течи, разрушающие инженерные сооружения, мощные реактивные силы, перемещающие трубопроводы на десятки и сотни метров; большие осколочные эффекты.

Особо опасны аварии на главных циркуляционных трубопроводах и трубных пучках парогенераторов ядерных энергетических установок с потерей радиоактивного теплоносителя.

Аварии с образованием течи или полным разрушением на технологических и магистральных трубопроводах создают опасность пожаров и загрязнений почв и акваторий. Трубопроводы, транспортирующие широкие фракции углеводородов, при образовании течей создают исключительно высокую опасность взрывов и пожаров вследствие скопления больших масс этих веществ в низинах в связи с большей плотностью, чем плотность воздуха.

Для предотвращения А. на т. используются современные методы расчетов и испытаний на прочность и ресурс, методы штатной и оперативной диагностики (в т.ч. внутритрубной), методы обнаружения и локации течей, специальные системы крепления трубопроводов, их прокладки в каналах и туннелях. Высокую эффективность показывают плакирование трубопроводов и системы коррозионной защиты, системы гашения пульсаций давления и вибраций. Новые технологии ремонтно-восстановительных работ на аварийных трубопроводах (с применением композиционных материалов и материалов с памятью формы) позволяют не останавливать их эксплуатацию. При обнаружении опасных утечек из аварийных трубопроводов используются системы оповещения персонала и населения и достаточно сложные технологии ликвидации последствий аварийных ситуаций.

Все знают, что Россия является нефтедобывающей страной. Однако далеко не всем известно, что, помимо добычи, наши нефтепромыслы славятся также существенными потерями, возникающими в процессе извлечения черного золота из земных недр. Причем количество аварийных разливов нефти и утечек нефтепродуктов ежегодно увеличивается не пропорционально росту добычи, а существенно быстрее.

Так, по информации Greenpeace, потери нефтяного сырья при добыче и транспортировке в России составляют около 1%, а, например, по данным НП "Центр экологии ТЭК" - все 3,5-4,5%. Соответственно при текущем уровне добычи в 510 млн т в год потери составляют от 18 до 23 млн т ежегодно, в денежном выражении - от 14,2 млрд до 17,2 млрд долл.

К сожалению, известные технологии борьбы с крупномасштабными разливами нефти пока малоэффективны. Согласно данным официальной статистики, на территории России ежегодно происходит более 20 тыс. аварий, связанных с добычей нефти. Сколько их в действительности, сложно себе представить. Исходя из вышесказанного, можно прогнозировать, что в перспективе загрязнение нефтью будет только усиливаться - с ростом ее транспортировки по морю и развитием добычи на шельфах.

Откуда течет нефть?

Осложняет ситуацию также то, что понять, сколько выливается нефти, по крайне мере на суше, невозможно. Никто толком не ведет учет нефтяных разливов, а главное - учет количества вытекшей нефти. Регулирующий государственный орган - Росприроднадзор - располагает данными, предоставленными организациями и добывающими компаниями, о таких происшествиях и об устранении их последствий. Однако, по свидетельствам общественных экологических организаций, эти данные не являются объективными, поскольку показатели сильно занижены. Компании не хотят выплачивать компенсации и стремятся уменьшить цифры или же устраняют последствия разливов лишь частично, например только в районе порыва трубы, то есть исключительно в поле зрения проверяющих организаций.

К тому же официальная статистика фиксирует только те разливы, при которых выливается более 8 т нефти, а разлив до 7 т включительно считается просто инцидентом, который не нужно декларировать и о котором можно не оповещать власти.

Больше всего нефти разливается при ее транспортировке - перекачке по трубопроводам. В собственности государства находится более 70 тыс. км трубопроводов, длину остальных - межпромысловых - подсчитать крайне сложно, но можно с уверенностью сказать, что она существенно превышает "государственную" часть. Только в Западной Сибири длина межпромысловых трубопроводов превышает 100 тыс. км. И большинство аварий происходит именно на них. Наиболее распространенной причиной (около 90% случаев) является прорыв трубы, вызванный коррозией и изношенностью.

Одна из последних крупных аварий на трубопроводе произошла в октябре 2011г. на Федоровском месторождении в районе Сургута. Тогда фонтан нефти высотой более 10 м бил двое суток. Аварийным бригадам пришлось откачать более 40 куб. м разлившейся нефти. При этом в окружном управлении Росприроднадзора ущерб от этой аварии оценили в 7 млн руб.

Еще одной важной причиной, приводящей к серьезным авариям, является механическое повреждение трубы. Чаще всего это происходит из-за так называемых несанкционированных врезок, когда мошенники пытаются украсть нефть у государства или частных компаний и использовать ее для производства нефтепродуктов в кустарных условиях. Однако и здесь существует своя специфика. Большинство несанкционированных врезок приходится все же на нефтепродуктопроводы. Понятно, что воровать уже готовую качественную продукцию значительно выгоднее, чем неподготовленное сырье.

Если говорить о мировой практике, то наиболее крупные и масштабные по своим негативным последствиям разливы случаются на воде. Так, по данным британской консалтинговой фирмы TINA Consultants, которая проводила соответствующее исследование, за период с 1995 по 2005г. на каждый 1 млн т добытой или хранимой нефти приходилось 0,94% утечек, в результате которых в различные водоемы попадало 3,06 т нефти или нефтепродуктов.

В России самая крупная катастрофа на воде случилась 11 ноября 2007г., когда во время шторма в Керченском проливе в Азовском и Черном морях за один день затонули четыре судна, еще шесть сели на мель, в том числе два нефтеналивных танкера, получивших серьезные повреждения. Тогда из разломившегося танкера "Волгонефть-139" в море вылилось более 2 тыс. т мазута. Росприроднадзор оценил экологический ущерб от этой аварии в 6,5 млрд руб., причем только ущерб от гибели птицы и рыбы в Керченском проливе оценивался приблизительно в 4 млрд руб.

Самой крупной мировой катастрофой на сегодняшний день признана авария на нефтяной платформе Deepwater Horizon, произошедшая 20 апреля 2010г. в 80 км от побережья штата Луизиана в Мексиканском заливе на месторождении компании ВР. Во время взрыва и пожара на платформе погибли 11 и пострадали 17 человек. За 152 дня борьбы с последствиями аварии в Мексиканский залив вылилось около 5 млн барр. нефти, нефтяное пятно достигло 75 тыс. кв. км.

Произошедшее в Мексиканском заливе, на российский взгляд, кажется чисто американской проблемой. Однако случившееся затрагивает не только США, считает главный редактор научно-популярного и образовательного журнала "Экология и жизнь" Александр Самсонов. Если бы ситуацию не удалось взять под контроль, то масштабы последствий могли бы быть катастрофическими если не для всего мира, то по крайней мере для Атлантического океана точно.

"Слава богу, что природа сама справилась с катастрофой и произошла биоремедиация (комплекс методов очистки вод, грунтов и атмосферы с использованием метаболического потенциала биологических объектов - растений, грибов, насекомых, червей и других организмов). Тем не менее опасность все еще сохраняется, поскольку авария произошла в северных морях. А они наиболее уязвимы по сравнению с южными", - отмечает А.Самсонов. "Если упустить контроль над ситуацией в Мексиканском заливе, а она там пока неоднозначная, то пострадают биоразнообразие и климатическая устойчивость Гольфстрима. В этом случае загрязнение, попавшее в Гольфстрим, "скоростным экспрессом" отправится к берегам Европы, что приведет к дестабилизации экологической и климатической систем всех северных морей", - считает эксперт.

Бомба замедленного действия

По данным руководителя энергетической программы Greenpeace Владимира Чупрова, при попадании в почву всего лишь 1 кубометра нефти потенциально возможная площадь загрязнения поверхностного слоя грунтовых вод может составить более 5 тыс. кв. м. Но, к сожалению, систематических данных о загрязнении подземных вод немного. Имеются данные, свидетельствующие, в частности, что в подземных водах Среднеобской нефтегазоносной провинции (Западная Сибирь) в концентрациях, превышающих допустимые, обнаружены нефть и нефтепродукты, фенолы и другие поллютанты, характерные для нефтедобывающего производства.

Проведенные исследования выявили, что у жителей, вынужденных контактировать с нефтепродуктами, выброшенными в окружающую среду, наблюдается резкий рост заболеваемости. В основном это инфекционные болезни, "прилипающие" к людям из-за ослабления иммунитета, болезни органов дыхания и нервной системы.

Наиболее уязвимыми являются питьевая вода и продукты питания, загрязняемые углеводородами еще на стадии производства - прямое следствие бедственного состояния почвенно-грунтовых подземных вод в регионах нефтедобычи. Как отмечают эксперты, самый неблагоприятный район - Нижневартовский, количество случаев в нем только онкологических заболеваний в 2-3 раза выше, чем во всей остальной России!

Разливы нефти на воде приводят к гибели рыбы, а также морских животных, включая китов и дельфинов. Нефть является смертельной не только для рыб и других морских обитателей, но и для птиц, гнездящихся у воды. Известный факт: для того чтобы отмыть только одну птицу, покрытую нефтяной пленкой, требуются два человека, 45 минут времени и 1,1 тыс. л чистой воды, как подчитали в свое время экологи из Greenpeace.

Арктика: последнее белое пятно Земли

По сравнению со многими районами нашей страны, Арктика считается относительно чистым регионом. Но и здесь есть "горячие точки", в которых масштабы деградации окружающей среды достигают опасных значений, а уровни загрязнения значительно превышают допустимые нормы, отмечает руководитель энергетической программы Greenpeace В.Чупров. По его словам, в Арктической зоне РФ выявлено более сотни таких точек. Часть из них связана с деятельностью нефтегазового комплекса, в том числе Кандалакшский залив, Обская губа, Ямбургское месторождение, Уренгойское месторождение и ряд других промысловых зон.

С прискорбием надо отметить, что загрязнение нефтяными выбросами рек Арктического бассейна уже сейчас достигло высокого уровня. С речным стоком в моря Северного Ледовитого океана ежегодно выносится несколько сотен тысяч тонн нефтепродуктов. Только в Обь (Западная Сибирь) ежегодно попадает около 100 тыс. т нефти. В результате концентрация загрязняющих веществ на многих участках акватории Баренцева, Белого, Карского морей и моря Лаптевых в 2-3 раза превышает норму.

Кроме того, промышленное освоение нефтяных месторождений ведет к деформации грунтов, в том числе к термоэрозии в зонах распространения вечной мерзлоты, отмечает В.Чупров. Особенно это проявляется вдоль линейных сооружений, в том числе нефте- и газопроводов. По оценкам некоторых экспертов, при сооружении магистрального трубопровода на каждые 100 км трассы приходится 500 га поврежденных земельных угодий.

А после нас хоть потоп

Нарисованная экологами картина, мягко скажем, не вселяет оптимизма. К сожалению, обозримые перспективы еще более пессимистичны. Связано это с тем, что в России нет должной системы контроля за авариями на нефтепромыслах, исследований их последствий, современных методов борьбы с ними. Не существует и законодательства, соответствующего современным стандартам. А ведь в скором времени должны заработать проекты, связанные с континентальным шельфом северных морей, то есть ожидается выход отечественной нефтедобычи в Мировой океан. Сетования экологов по этому поводу были услышаны, и рассмотрению данной проблемы было посвящено целое заседание совета при президенте России.

После заседания совета, 20 марта 2012г., министр природных ресурсов и экологии РФ Юрий Трутнев дал поручение Росприроднадзору провести рейдовые проверочные мероприятия с участием общественности по выявлению источников загрязнения рек Арктического бассейна нефтепродуктами и нефтесодержащими веществами. Контрольно-надзорные мероприятия поручено провести в том числе в период весеннего половодья. Особое внимание в рейдовых проверках, согласно распоряжению министра, будет уделяться основным рекам бассейна Северного Ледовитого океана - Оби, Иртышу и Енисею. В ходе проверок будут обследоваться территории вокруг внутрипромысловых, межпромысловых и магистральных нефтепроводов, среди которых могут оказаться объекты, находящиеся в аварийном состоянии и создающие экологические риски.

По окончании проверки Росприроднадзор должен представить предложения по снижению негативного воздействия на водные объекты и взысканию ущерба от нефтедобычи (хранения, транспортировки и переработки нефтепродуктов) в случае выявления фактов загрязнения. По результатам контрольных мероприятий также будет выполнен анализ полученных данных, который позволит разработать комплекс мер по улучшению экологической ситуации не только в бассейнах рек, впадающих в Северный Ледовитый океан, но и Арктики в целом.

Как говорится, лиха беда начало. Безусловно, одной проверкой комплекс экологических проблем, существующий в отечественной нефтедобыче, не разрешить. Тем не менее сложа руки сидеть - смерти подобно, и то, что государственные органы взялись наконец за решение вопроса, не может не радовать.

Елена Забелло, РБК