Подземные магистральные газопроводы

Российский государственный университет  нефти и газа

им. И.М.Губкина

Отчет

по дисциплине «Оценка  и анализ рисков»

«Подземные магистральные  газопроводы»

Выполнила: Дмитриев В. М.

Проверил: доц. каф. пром. безопасности и охраны окр. среды

Мартынюк В. Ф.

Москва, 2011

Содержание

Введение

Данную работу подготовила группа Регион 65, со своим фирменным стилем и девизом – «Краткость С.Т.»

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 50  ͦС, разрушение трубопровода 350   ͦС) ;

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/м2. 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:

• Запорная арматура с байпасом (например, кран);
• Продувочные свечи ( расположены от крана 5 – 15 м);
• Свечи предназначены для сбрасывания газа в атмосферу.

В качестве запорной арматуры применяются краны, задвижки

и вентили.

Краны

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/см2  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/см2 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.

Вентили

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

6 Дерево событий

Схема дерева событий:

7 Дерево отказов

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

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%