Транспортные аварии на магистральных трубопроводах. Анализ основных причин аварий, произошедших на магистральных газопроводах. Откуда течет нефть

Анализ причин возникновения аварий на магистральных нефтепроводах

Транспортные аварии на магистральных трубопроводах. Анализ основных причин аварий, произошедших на магистральных газопроводах. Откуда течет нефть

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >

Перейти к загрузке файла

Повреждения магистральных нефтепроводов вызываются действием двух групп факторов. Первая группа связана со снижением несущей способности нефтепровода, вторая – с увеличением нагрузок и воздействий. Снижение несущей способности нефтепровода происходит из-за наличия дефектов в стенке труб и старения металла. Факторы второй группы появляются при эксплуатации действующего нефтепровода (давление, напряжения от воздействий температур перекачиваемой нефти и окружающего трубу грунта, давление слоя грунта над трубой, различные статические и подвижные нагрузки, деформация земной поверхности на подрабатываемых территориях, сейсмические воздействия)[18]. Классификация причин аварий и повреждений на нефтепроводах представлена на рисунке 1.2.Рисунок 1.2 – Причины аварий и повреждений на нефтепроводахДля детального анализа причин аварий и повреждений на нефтепроводах рассмотрим каждую причину отдельно.

Внешние воздействия на нефтепровод

К внешним воздействиям на подземные трубопроводы относят возможные нагрузки при производстве различных работ вблизи нефтепровода, наезды тяжелого транспорта, оползни, землетрясения, взрывы и др. Результаты анализа отказов свидетельствуют о том, что одной из основных причин повреждений подземных трубопроводов является воздействие внешних сил, приводящее к образованию поверхностных вмятин, трещин, трещин во вмятинах, разрывов в сварных швах и по телу трубы. [18]. Наиболее распространены повреждения, возникающие в результате проведения ремонтных или строительных работ в непосредственной близости от действующего трубопровода; они относятся к числу потенциально наиболее опасных. Необходимо своевременно оценивать опасность таких повреждений и возможность дальнейшей эксплуатации поврежденного участка трубопровода. Из-за внешних воздействий на отечественных нефтепроводах происходит более 5 % аварий от общего их числа, а по наносимому ущербу они занимают первое место.

Коррозионные повреждения нефтепровода

Коррозионные повреждения нефтепроводов – это разрушение металлических поверхностей под влиянием химического или электрохимического воздействия окружающей среды. Подземные нефтепроводы могут подвергаться коррозии под воздействием почвы, блуждающих токов и переменного тока электрифицированного транспорта [80]. Почвенная коррозия подразделяется на химическую и электрохимическую. Химическая коррозия обусловлена действием на металл различных газов и жидких неэлектролитов. Эти химические соединения, действуя на металл, образуют на его поверхности пленку, состоящую из продуктов коррозии. При химической коррозии толщина стенки нефтепровода уменьшается равномерно,т.е. практически не возникают сквозные повреждения труб. Химической коррозии в большей степени подвергаются внутренние стенки нефтепровода [80].

а, б – химическая коррозия; в, г – электрохимическая коррозия.

Рисунок 1.3 – Коррозионные повреждения

Электрохимическая коррозия обусловлена взаимодействием металла трубы с агрессивными растворами грунта. При этом металл выполняет роль электродов, а агрессивные растворы электролитов. Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более опасным, чем химическая коррозия.

Еще более опасна электрическая коррозия. Она возникает под действием на нефтепровод электрических токов.

Эти токи называют блуждающими, так как они проникают в грунт обычно из рельсов электрифицированного транспорта и попадают на нефтепровод в тех местах, где он оголен или имеет поврежденную изоляцию.

Двигаясь по трубопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в нефтепровод называют катодными, а участки выхода – анодными.

Наиболее опасны анодные зоны, так как токи выходят из нефтепровода в виде положительных ионов, что сопровождается интенсивным выносом частичек металла и образованием сквозных отверстий. Для питания электрифицированного транспорта применяется постоянный ток, причем вторым проводом служат рельсы.

Хотя рельсы являются хорошим проводником, тем не менее, часть тока, особенно в местах соединений рельсов, попадает в грунт. Двигаясь в грунте, токи имеют тенденцию возвращаться к своим источникам по путям наименьшего сопротивления. Один из таких путей – подземные трубопроводы, имеющие поврежденную изоляцию.

В местах повреждения изоляции блуждающие токи попадают на нефтепровод и выходят из него вблизи тяговой подстанции в виде положительных ионов металла. Таким образом, начинается электролиз металла.

Анализ отказов отечественных МН показывает, что отказы нефтепроводов из-за наружной коррозии составляют 30 – 35 % от общего их числа.

Источник: https://studbooks.net/1397731/bzhd/analiz_prichin_vozniknoveniya_avariy_magistralnyh_nefteprovodah

Основные причины аварий на магистральных газопроводах

Транспортные аварии на магистральных трубопроводах. Анализ основных причин аварий, произошедших на магистральных газопроводах. Откуда течет нефть

#G0Причина

Доля общего количества аварий, %

Подземная коррозия металла труб

39,78

Брак строительно-монтажных работ

19,77

Механические повреждения газопроводов

14,13

Дефекты труб, соединительных деталей

13,65

Нарушения правил эксплуатации

9,03

Для снижения эмиссии метана в атмосферупроводят различные мероприятия. В ихчисле:

– разработка новых технологий работыоборудования;

– использование сжатого воздуха длязапуска ГПА или электрозапуска;

– применение безпродувочных технологий;

– поддержание запорной арматуры вгерметичном состоянии;

– соблюдение технологической дисциплины;

– другие конструкторско-технологическиерешения.

При этом особое внимание необходимоуделять эмиссии фугитивного типа,поскольку именно тут находятся основныерезервы снижения эмиссии метана. Дляэтого необходимо регулярно проводитьконтрольный поиск, замер величины иустранение утечек природного газа черезнеплотности различного оборудованияКС.

Выбросы в составе выхлопных газов

Кроме выбросов природного газа (метана),на КС присутствуют еще и выбросы вредныхвеществ, образующихся в результатесгорания топлива на ГПА и котельных. Ких числу относятся:

– продукты сгорания – азот, водяные пары,углекислый газ;

– окислы азота;

– двуокись углерода;

– окислы серы;

– углеводороды (в том числе не полностьюсгоревший метан);

– сажа.

При сжигании сероводородсодержащихгазов (Оренбургское, Астраханскоеместорождения) в атмосферу выбрасываетсятакже серный и сернистый ангидриды,несгоревший сероводород. Количествовыбросов вредных веществ зависит и оттипа газоперекачивающих агрегатов(табл. 9.3).

Таблица 9.3

Величина номинальных выбросов вредных веществ для различных типов гпа

#G0Тип ГТУ

NOноминальное, г/м

СО номинальное, г/м

ГТ-700-5

15,00

3,40

ГТК-5

15,00

3,40

ГТ-750-6

23,40

4,0

ГТ-6-750

4,77

7,15

ГТН-6

4,53

6,80

ГПА-ц-6,3

3,87

8,30

ГПА-ц-8

5,03

6,86

ГПА-ц-16

4,44

17,70

ГТК-10

21,90

2,90

ГТНР-10

12,10

2,01

ГПУ-10

3,97

1,70

ГТН-16

7,00

7,79

ГПУ-16

4,60

2,30

ГТН-25

4,58

13,40

ГТН-10И

6,45

1,61

ГТН-25И

4,90

1,02

Центавр

5,41

2,00

В зависимости от природно-климатическихусловий региона… количества ГПА на КСвредное влияние выбросов распространяетсяна расстояние от 1 до 6 км.

Наиболее вредное воздействие наокружающую среду оказывают соединениясеры, окись углерода, окислы азота.

В качестве основных путей снижениявеличины выбросов вредных веществ всоставе выхлопных газов являютсяконструкторские и технологические.

К конструкторским следует в первуюочередь отнести:

– модернизацию устаревшего оборудования,в основном, камер сгорания;

– использование горелок, обеспечивающихболее полное сгорание топлива;

– использование фильтров;

– разработка катализаторов.

К технологическим направлениям относят:

– оптимизацию процесса горения;

– оптимизацию режимов работы ГПА и др.

На практике преимущественно используютсяконструкторские методы, направленные,в основном, на оптимизацию процессагорения путем изменения и модернизациикамер сгорания.

Основным документом, регламентирующими нормирующим величину вредных выбросов,является проект ПДВ (предельно допустимыевыбросы). Под ПДВ понимается массавещества, максимально допустимая квыбросу (г/с, т/год).

ПДВ устанавливаетсяс учетом и на базе предельно допустимыхконцентраций (ПДК) веществ.

Проекты ПДВразрабатываются специализированнымипроектными организациями, имеющимисоответствующую лицензию, и утверждаютсяместными органами экологии с выдачейразрешения на выброс.

Для каждого вещества, загрязняющегоатмосферный воздух, установленыопределенные ПДК в двух значениях -разовая и среднесуточная ПДК. РазоваяПДК устанавливается для предупреждениярефлекторных реакций у человека прикратковременном воздействии атмосферногозагрязнения (до 20 мин), а среднесуточная- с целью предупреждения их общетоксического,мутагенного и другого влияний.

В соответствии с графиком, утверждаемымпри выдаче разрешения на выброс, но нереже чем раз в год, службы экологическогоконтроля обязаны законтролироватьсоответствие химического состававыхлопных газов величинам, указаннымв проекте ПДВ. При превышении норм,указанных в ПДВ, на предприятие налагаютсяштрафные санкции в соответствии сдействующим законодательством.

Источник: https://StudFiles.net/preview/6869852/page:40/

Законный совет
Добавить комментарий