Аварийные ситуации на газопроводе низкого давления

Анализ причин аварий в газовом комплексе

технические науки

• Тарасенко Владимир Иванович , кандидат наук, профессор
• Шацкая Ксения Владимировна , магистр
• Владимирский государственный университет имени Александра Григорьевича и Николая Григорьевича Столетовых

• ГАЗОВЫЙ КОМПЛЕКС
• СИСТЕМЫ ГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
• СИСТЕМЫ ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ГАЗОПОТРЕБЛЕНИЯ
• СГРГП
• АВАРИЙНОСТЬ
• ПРИЧИНЫ АВАРИЙ

Похожие материалы

На основе анализа следующей литературы:

• Информационных бюллетеней «Сведения об авариях» Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору России за 2004-2011;[7]
• Статистического анализа аварийности газораспределительных систем.; [6]
• Анализ надежности и безопасности распределительных систем газоснабжения по статистическим данным. [4]

Можно выделить общие причины возникновения аварий газового комплекса.

Общая классификация причин аварий.

1. Антропогенные воздействия: наезды автотранспорта, земляные или строительные работы, воздействие посторонних лиц.
2. Природные воздействия: падение деревьев, ЛЭП под влиянием ветра, снегопады и пр.
3. Коррозионные воздействия: подземная коррозия, атмосферная коррозия.
4. Дефекты: труб, соединительных деталей, оборудования.
5. Качество СМР: дефекты сварки, нарушение технологии засыпки, крепления опор, повреждение или отсутствие изоляции или краски, дефекты или отсутствие электрохимической защиты.
6. Отказы оборудования: на трубопроводной части, на газо-редуцирующих пунктах, компрессорных станция и т.д.
7. Нарушение условий и режимов эксплуатации: низкое, неквалифицированное качество обслуживания, внешние воздействия – колебание давления, качество очистки газа, ошибки обслуживающего персонала и т.д.

Рассмотрим причины аварий в газовом комплексе по структурным элементам. Такое разделение вводим ввиду того что условия эксплуатации, факторы риска и характер аварий на различных элементах системы существенно различаются.

Причины возникновений аварий на магистральных газопроводах.

На настоящее время протяженность магистральных газопроводов и отводов в Российской федерации составляет 168,3 тыс. км. [5]

Средний уровень аварийности на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром» составляет 0,21 аварии на тысячу километров эксплуатируемых газопроводов в год. Средний уровень производственного травматизма на тысячу работающих в год по газотранспортным предприятиям составляет 1,14, что более чем в три раза ниже соответствующего общепромышленного уровня по Российской Федерации. [6]

Основными причинами аварийности на магистральных газопроводах являются:

• наружная коррозия (свыше 40%), включая коррозионное растрескивание под напряжением (КРН); [6]
• брак строительно-монтажных работ (до 25%);[6]
• механические повреждения внешними воздействиями (до 25%);[6]
• брак изготовления труб и оборудования (до 10%).[6]

Рис.1. Авария на магистральном газопроводе в Тверской области

Аварийность по причине КРН тесно связана с ограниченным сроком службы пленочного изоляционного покрытия, неудовлетворительным качеством изготовления труб и грубыми нарушениями технологии строительства в виде отступлений от проектных решений.

Рис. 2. Участок поврежденного коррозией газопровода высокого давления в с. Б. Ивановка Саратовской обл.

Аварийность по причине брака строительно-монтажных работ обусловлена отсутствием эффективной системы независимого надзора заказчика за соблюдением проектных решений в период интенсивного строительства газотранспортных магистралей в 70 — 80-е годы и недостаточной оснащенностью строительных организаций специальным оборудованием.

На данный момент с целью решения основных проблем промышленной безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром» реализует целевые программы («Программа реконструкции и капитального ремонта газораспределительных станций на 2014–2017 гг», «Комплексная целевая программа перевооружения, реконструкции и развития автоматизированных систем управления технологическими процессами» и т.д.), включающие: контроль состояния опасных производственных объектов, проведение их диагностирования, технического обслуживания, испытаний на прочность, капитального ремонта и реконструкции линейной части трубопроводов, компрессорных и газораспределительных станций, а также систем автоматики и телемеханики.

Причины возникновений аварий в системе газораспределения и газопотребления (СГРГП).

Проблема безопасности и надежности СГРГП становится более острой в связи с реализацией масштабной программы газификации городов и населенных пунктов, повышением доли населения в потреблении природного газа, а также выходом из строя оборудования, исчерпавшего технический ресурс.

Основными причинами аварий и инцидентов являются:

• на надземных газопроводах – антропогенные воздействия (80%);[2]

Рис. 3. Разрыв газопровода ОАО «Юггазсервис» в г. Новороссийске.

• на подземных стальных трубопроводах – наружная коррозия (48%) и антропогенные воздействия (43%);[2]

Рис. 4, а–б. Авария на надземном газопроводе в ОАО «Ростовгоргаз» (г. Ростов-на-Дону): а, б – разрушение газопровода;

• на газорегуляторных пунктах – антропогенные воздействия, природные воздействия, качество технического обслуживания, нарушение правил эксплуатации.

Надежность и безопасность СГРГП определяются решениями, принятыми на этапе проектирования, качеством их реализации на этапе строительства, организацией обслуживания и ремонтов на этапе эксплуатации.

Рис. 5. Разрушения в результате взрыва газовоздушной смеси в топке котла

Причины аварий на газораспределительных пунктах (ГРП)утечки газа через неплотности в соединениях, арматуру и оборудование; неисправность оборудования и арматуры; прекращение подачи газа; повышение или понижение давления газа; неисправность системы отопления; разборка оборудования без установки заглушек. [4]

Основные причины аварий на газонаполнительных станциях ГНС (ГНП) – утечки газа из технологического оборудования; наполнение баллонов газом при давлении свыше допустимого; удаление избытка газа выпуском в атмосферу; нарушение правил хранения и транспортирования баллонов; использование электрооборудования во взрывобезопасном исполнении; внесение открытого огня; неисправность блокировки, автоматики, сигнализации. [4]

Основные причины аварий резервуаров сжиженного газа — переполнение и перегрев свыше допустимых норм; низкое качество ремонта; отсутствие или неисправность КИПиА; дефекты сварных стыков; коррозионное повреждение; механическое разрушение; наличие статического электричества; неплотности в соединительных рукавах и трубопроводах;

использование соединительных рукавов, не соответствующих нормативным требованиям. [2]

Причинами аварий на газовом оборудовании в квартирах являются утечки газа на кранах и резьбовых соединениях; утечки в сварных соединениях; утечки в местах присоединения вентиля и регулятора к баллону; неисправность горелки; задувание или заливание горелки; отрыв или проскок пламени; прекращение подачи газа; неполное сгорание газа; неисправность автоматики по тяге; переполнение и перегрев баллона; неисправность баллона; работа печи при закрытом шибере; неплотность кладки дымохода.

Рис. 6. Последствия пожара в с. Васильевка Оренбургской обл. (СПК «Колос»), жилой дом после пожара.

Выводы: Несмотря на разнородность информации, статистический анализ и обработка данных позволяют получить комплексную оценку промышленной безопасности предприятия и надежности снабжения потребителей, выявить узкие места и проводить мониторинг состояния газового комплекса в целом, сопоставляя их по уровню надежности и промышленной безопасности.

Анализ информации по авариям в газовом комплексе имеет огромное значение, прежде всего, для оценки показателей риска и надежности снабжения потребителей. Это требуется для обоснования решений при проектировании объектов системы газоснабжения и при планировании мероприятий по повышению их надежности и безопасности в процессе эксплуатации.

Список литературы

1. Стандарт отрасли. Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основ-ные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуар-ные и баллонные установки. ОСТ 153-39.3-051-2003
2. Статистический анализ аварийности газораспределительных систем. Автор: М.Г. Су-харев, д.т.н., профессор; А.Г. Лапига, к.т.н.; Э.В. Калинина к.т.н РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина
3. Безопасность России. Безопасность трубопроводного транспорта — М.: МГФ Знание, 2002. — 752 с.
4. А.М. Карасевич, М.Г. Сухарев, Э.В. Калинина, А.Г. Лапига, Ю.В. Дроздов, А.Л. Сми-ренный. Анализ надежности и безопасности распределительных систем газоснабжения по статистическим данным / Обз. инф. — М.: ООО «Газпром экапо», 2009. — 112 с. — (Транс-порт и подземное хранение газа).
5. Официальный сайт ОАО «Газпром» http://www.gazprom.ru/.
6. Постановление Госгортехнадзора РФ от 26.08.2002 N 53. «О состоянии и мерах по снижению аварийности и травматизма на объектах магистральных газопроводов ОАО «Газпром»»;
7. Информационные бюллетени Федеральной службы по экологическому, технологиче-скому и атомному надзору России за 2004-2011, «Сведения об авариях».

Создание электронного архива по направлению «Науки о Земле и энергетика»

Электронное периодическое издание зарегистрировано в Федеральной службе по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), свидетельство о регистрации СМИ — ЭЛ № ФС77-41429 от 23.07.2010 г.

Соучредители СМИ: Долганов А.А., Майоров Е.В.

Источник

ЛИКВИДАЦИЯ АВАРИИ НА ГАЗОПРОВОДАХ

Аварийные работы на газопроводах относят к огне- и газо­опасным, поэтому здесь большое внимание уделяют обеспече­нию безопасности выполнения ремонтных работ.

•При ликвидации аварий на газопроводе выполняют следую­щие работы: отключение аварийного участка газопровода н освобождение его от газа; отключение средств активной за­щиты трубопровода от коррозии; земляные работы; вырезание отверстий в газопроводе для установки резиновых шаров; уста­новка шаров для изоляции полости трубопровода на ремон-

тируемом участке; сварочные работы; проверка качества швов физическими методами контроля; извлечение запорных рези­новых шаров; заварка отверстий; вытеснение воздуха из ава­рийного участка; испытание швов отремонтированного участка под давлением 1 МПа; нанесение изоляционного покрытия; испытание трубопровода под рабочим давлением; включение средств активной защиты от коррозии.

Сварочные работы на газопроводе выполняют при избыточ­ном давлении газа, равном 200—500 Па. При меньшем дав­лении возможны быстрое опорожнение газопровода и поступ­ление в него воздуха, в результате чего образуется взрыво­опасная смесь. При больших давлениях во время проведения огневых работ образуется большое пламя.

Свищи, образовавшиеся в газопроводе, ликвидируют путем заварки, для чего края свища тщательно подготавливают под сварку.

Если на газопроводе появились трещины в сварных стыках или по целому металлу, то дефектные участки удаляют, а на их место вваривают патрубки. При этом по обе стороны от де­фекта вырезают отверстия для установки резиновых запорных шаров. В последние закачивают воздух, создавая давление 4—5 кПа, а затем приступают к вырезке аварийного участка. При проведении огневых работ внимательно следят за давле­нием газа в газопроводе. Для этого в нем сверлят отверстие диаметром 3—4 мм, в которое вставляют штуцер для подсое­динения 11-образного манометра. Сварочные работы выполняют аналогично описанным ранее.

Если в газопроводе имеется конденсат, то его перед нача­лом огневых работ удаляют.

По окончании сварочных работ новые швы проверяют фи­зическими методами контроля, а затем извлекают резиновые шары. Отверстия для шаров заваривают. Из газопровода вы­тесняют воздух, для чего отключенный участок продувают в одном направлении. Газ выпускают через свечу. При про­дувке давление газа должно быть не более 0,1 МПа. Продувку газопровода заканчивают, если количество кислорода в вы­тесняемой через свечи газовой смеси составляет не более 2 % по объему. Отремонтированный участок испытывают под ра­бочим давлением. После наложения на приваренный патрубок изоляционного покрытия отремонтированный участок засы­пают, уплотняя грунт под трубопроводом.

Огневые работы на действующих газопроводах, транспорти­рующих сырье с высоким содержанием сероводорода, реко­мендуется проводить в следующем порядке. Участок ремонти­руемого газопровода 2 (рис. 90) отключают линейными кра­нами 1. В нем давление газа снижают до 200 — 500 Па,. Избыточное давление газа контролируют жидкостными маномет­рами. При выполнении плановых огневых работ на газопро­водах, транспортирующих сырье, в котором содержание серо—246

водорода превышает й,02 г/м 3 , участок между линейными кранами предварительно заполняют очищенным газом.

На заменяемом участке 5 трубопровода, который размечен в котловане, вырезают технологическое отверстие 6 диаметром около 160 мм для ввода в трубопровод резиновых запорных оболочек. Если в трубопроводе содержится большое количество жидкости (воды, конденсата), то заменяемый участок предва­рительно продувают газом до полного ее удаления. Небольшое количество жидких веществ откачивают в специальные сбор­ные емкости для последующей утилизации.

После освобождения трубопровода от жидкости через тех­нологическое отверстие 6 в трубу, по обе стороны от него, вво­дят резиновые оболочки 4, которые заполняют воздухом до перекрытия проходного сечения трубопровода. Степень запол­нения запорных оболочек воздухом контролируют визуально и путем проверки их способности к перемещению по трубопро­воду под воздействием усилий в 50—60 Н.

Технологическое отверстие 6 герметизируют эластичной конической пробкой 9, в центральном отверстии которой гер­метично закреплен конец рукава 10 для подачи инертной среды, а через боковые отверстия пропущены гибкие трубки 11 дли­ной 10 м для заполнения оболочек воздухом. Затем в прост­ранство между оболочками под давлением подается газомеха-ническая пена, под действием которой резиновые оболочки 4 перемещают на безопасное расстояние от места проведения огневых работ (в положение 3), а потом их заполняют возду­хом до рабочего давления.

Для предотвращения повреждения запорных оболочек •о внутреннюю поверхность трубопровода в качестве защитных чехлов рекомендуется использовать резиновые оболочки ана­логичных размеров, поврежденные или с истекшим сроком хра­нения. В этом случае установленные в положение 3 оболочки заполняют воздухом до давления 5—6 кПа.

Если в заменяемом участке трубопровода имеется сквозное повреждение, то его на период перемещения оболочек герме­тизируют с помощью пластыря. Запорные оболочки легко пе­ремещаются по трубопроводу при избыточном давлении среды в пространстве между ними не более 0,5 кПа. При выполнении утой операции газомеханическую пену получают с помощью

специальных технических средств путем орошения пакета сеток в пеногенераторе 8 распыленным в потоке выхлопных газов пенообразующим раствором, подаваемым из емкости 12 с по­мощью распылителя 7.

После установки запорных оболочек в рабочее положение гибкие трубки 11 укладывают в полость трубопровода так, чтобы не повредить их при огневой резке трубы. Заменяемый участок вырезают. На его место устанавливают новый элемент. После вварки этого элемента приступают к заключительным операциям. По завершении работ в котловане участок газо­провода между линейными кранами с целью вытеснения из него атмосферного воздуха продувают газом через продувоч­ные свечи до остаточной объемной доли кислорода в газе не более 2 %. При выполнении этой операции запорные оболочки извлекают из трубопровода через узлы приема поршней или продувочные свечи.

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПРИ ВРЕЗКЕ ОТВОДОВ В ДЕЙСТВУЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

В процессе эксплуатации часто приходится выполнять врезку для подключения новых линий к действующему трубо­проводу, устройства камер приема и пуска скребка, обводных, линий, подключения лупингов. Врезка — процесс трудоемкий и пожароопасный. Применяющиеся в настоящее время безог­невые (холодные) способы врезки позволяют уменьшить сте­пень пожароопасности, сокращают объем и время проведения 1 работ, которые осуществляют без остановки перекачки нефти: или газа и практически без потерь транспортируемого про­дукта.

Для врезки отводов в магистральные нефте- и нефтепродукто-проводы сконструировано устройство, позволяющее проводить, работы без остановки перекачки при рабочем давлении в тру­бопроводе до 6,4 МПа.

Установка для врезки отводов в действующие трубопроводы состоит из электродвигателя 16, редуктора 4, торцовой фрезы. 3 и корпуса 14 (рис. 91).

Червячное колесо редуктора разрезано по средней плоско­сти на две части. Нижняя половина 13 червячного колеса об­разует со шпинделем 8 пару «винт — гайка», а верхняя поло­вина 12 посажена свободно на ступицу нижней половины и-имеет кулачки, взаимодействующие с кулачковой муфтой //,. которая вместе со шпинделем образует подвижное шпоночное соединение. С помощью механизма переключения 5 кулачковая муфта сцепляется то с кулачками верхней половины 12 червяч­ного колеса, то с кулачками полумуфты 6, жестко закреплен­ной на редукторе 4. В результате этого осуществляется соот­ветственно рабочая и ускоренная подача режущего инстру­мента.

На редукторе для ограждения шпинделя 8 закреплен кожух 10 с конечным выключателем 9, служащим для отключения электродвигателя при достижении режущим инструментом крайнего положения, и кулачком 7, контролирующим подачу режущего инструмента.

В качестве » режущего инструмента применена то|рцовая кольцевая фреза 3, «закрепленная вместе со сверлом 15 на конце шпинделя 8. Установка оснащена сменными корпусами 14 и фрезами для вырезки отверстий различного диаметра. Все корпуса имеют патрубок 1 с фланцем 2. Через патрубок осу­ществляется подача «охлаждающей жидкости. К нему крепится насос, с помощью которого проводится огарессовка корпуса установки, задвижки и приваренного к действующему трубо­проводу патрубка.

Работу по врезке отвода осуществляют следующим обра­зом. После вскрытия трубопровода в месте врезки с его по­верхности очищают изоляционное покрытие. В месте врезки к трубопроводу приваривают патрубок того же диаметра, что и будущий отвод.

При проведении сварочных работ давление в трубопроводе, по которому ведется перекачка продукта, не должно превышать 2 МПа. По окончании сварочных работ оно может быть уве­личено до рабочего. К приваренному патрубку с фланцем кре­пят задвижку, под которой устанавливают временную опору. К ответному» фланцу задвижки крепят установку. Перед фре­зерованием отверстия всю полость от трубопровода до уста­новки заполняют эмульсией для охлаждения и смазки режу-

щего инструмента и с помощью насоса опрсссовывают корпус установки, задвижки и приваренный к трубопроводу патрубок (давление равно 1,5 рабочего давления в трубопроводе). Дав­ление опрессовки сохраняют в течение 5 мин. Подтекания в местах соединения и потение сварных швов не допускаются.

После этого режущий инструмент через открытую задвижку подводят к поверхности трубы и фрезеруют отверстие. По окончании операции режущий инструмент вместе с вырезанным «пятаком» отводят в исходное положение. Задвижку закры­вают, а установку демонтируют. К задвижке присоединяют отвод. На этом работа по врезке отвода заканчивается. При врезке отвода установку обслуживает один человек. Макси­мальное время вырезки отверстия составляет 25 мин. Масса установки 306 кг.

Разработана технология безогневого метода врезки отводов в действующие газопроводы под высоким давлением. Она пол­ностью исключает сварочные работы на действующем газопро­воде за счет применения стыковочного узла, присоединяемого к газопроводу с помощью специального герметика, и фрезерной установки для вырезки отверстий.

Стыковочный узел состоит из двух половин с продольными фланцами. Одна половина его имеет патрубок с запорным устройством, диаметр которого соответствует диаметру под­соединяемого газопровода. Обе половины соединяются шпиль­ками после их установки на поверхности трубопровода.

Стыковочный узел изготавливают на специальной оснастке индивидуально для каждого диаметра и герметизируют с по­верхностью трубопровода посредством уплотнительного кольца и герметика, обеспечивающих абсолютную герметизацию на давления 5,6—7,5 МПа. Герметик рассчитан на период работы газопровода 20—30 лет при температурах от +80 до —40°С.

Отверстия для отвода на действующем газопроводе выре­зают специальной фрезерной установкой. Режущий инструмент представляет собой набор коронных фрез со специальным про­филем зуба и сверла.

После определения точки подключения будущего отвода к трубопроводу отрывают котлован, наружную поверхность трубопровода очищают от изолирующих покрытий и продуктов коррозии. На зачищенную поверхность трубопровода и внут­реннюю поверхность обеих половин стыковочного узла тонким слоем наносят герметик, приготавливаемый на базе эпоксид­ных смол с добавлением необходимых наполнителей и пласти­фикаторов, которые обеспечивают надежную эксплуатацию стыковочного узла в течение всего периода работы трубопро­вода. В момент затяжки шпилечного соединения герметик за­полняет раковины и микротрещины. Надежность всего узла проверяют гидравлическим испытанием на прочность и гер­метичность. После этого к фланцу запорного устройства сты­ковочного узла монтируют фрезерную установку.

Фрезерную установку подключают к передвижной электро­станции. Электропривод через редуктор передает вращатель­ное движение режущему инструменту, который подводят к телу трубы через открытое запорное устройство. Для предотвра­щения гидроудара при врезке под давлением тело трубы сна­чала просверливают сверлом. После сверления в течение 30— 40 с выравнивают давление в трубопроводе и полости патрубка отвода, затем начинается фрезерование. Режим фрезерования регулируют штурвалом привода подачи.

Конструкция режущего инструмента обеспечивает своевре­менное изъятие стружки и вырезаемого элемента тела трубы кз рабочей зоны и исключает попадание их в газопровод. По окончании фрезерования режущий инструмент выводят в край­нее правое положение, а запорное устройство на патрубке отвода переводят в закрытое положение. Через продувочный штуцер установки газ сбрасывают из полости между рабочим органом запорного устройства и присоединительным фланцем установки до достижения атмосферного давления. К запор­ному устройству патрубка присоединяют газопровод-отвод или технологическую линию.

Источник