Аварії на трубопроводах

Федеральне агентство з освіти

Саратовський державний

соціально-економічний університет

кафедра безпеки життєдіяльності

"Аварії на трубопроводах".

Студентки першого курсу УЕФ

Григор'євої Тамари Павлівни

Керівник: доцент кафедри

Баязит Вадим Губайдулович

Саратов,2007.

Вступ.

1. Загальні відомостіпро стан системи трубопроводів у РФ на 2008 рік;

2.Аварії на нафтопроводах;

3.Аварії на газопроводі;

4.Аварії на водопроводі;

5.Наслідки аварій на трубопроводах;

6.Самопорятування та порятунок постраждалих під час пожеж та вибухів на трубопроводах;

Висновок.

Список використаної літератури.

Вступ:

За довжиною підземних трубопроводів для транспортування нафти, газу, води та стічних вод Росія посідає друге місце у світі після США. Однак немає іншої країни, де ці трубопровідні магістралі були б так зношені. За оцінками фахівців МНС Росії, аварійність на трубопроводах з кожним роком зростає, і в ХХI століття ці системи життєзабезпечення увійшли зношеними на 50-70%. Витоку з трубопроводів завдають країні величезних економічних та екологічних збитків. Особливо велика кількість аварій відбувається у містах внаслідок витоків води із зношених комунікацій – каналізаційних, теплових та водопровідних мереж. Зі зруйнованих трубопроводів вода просочується в ґрунт, підвищується рівень ґрунтових вод, виникають провали та просідання ґрунту, що веде до затоплення фундаментів, і в кінцевому рахунку загрожує обвалом будівель. Закордонний досвід показує, що цю проблему можна вирішити, якщо замість сталевих трубопроводів застосовувати труби з пластмаси, а прокладання нових і ремонту зношених здійснювати не відкритим, а бестраншейним способом. Переваги ремонту трубопроводів безстороннім методом очевидні: витрати на ремонт знижуються в 6-8 разів, а продуктивність робіт зростає в десятки разів.

Спостерігається процес поступового переходу від традиційних будівельних матеріалів до нових. Зокрема, при прокладанні та реконструкції трубопроводів все частіше застосовуються полімерні труби. У порівнянні зі сталевими або чавунними вони мають низку незаперечних переваг: легкість транспортування та монтажу, висока корозійна стійкість, великий термін експлуатації, невисока вартість, гладкість внутрішньої поверхні. У таких трубах не погіршується якість води, що перекачується, так як за рахунок гідрофобності поверхні в них не утворюється різні відкладення, як це відбувається в сталевих і чавунних трубопроводах. Пластмасові труби не вимагають жодної гідроізоляції, у тому числі й катодного захисту, вони забезпечують постійне транспортування води, нафти та газу без великих витрат на технічне обслуговування.

Досвід реконструкції та будівництва підземних комунікацій у Челябінську свідчить про те, що застосування передових бестраншейних технологій дозволяє значно здешевити та спростити такі роботи. Особливо це актуально для центральних районів міста, де роботи з перекладання трубопроводів традиційним траншейним способом пов'язані зі значними труднощами: для проведення цих робіт часто потрібне закриття проїздів, зміна маршрутів руху міського транспорту. Потрібні численні узгодження з різними організаціями. З впровадженням новітніх технологій з'явилася можливість здійснювати прокладання трубопроводів та інженерних комунікацій без розкриття поверхні та участі великої кількості людей та важкої будівельної техніки. Таким чином, не порушується рух міського транспорту, виключаються роботи з влаштування обходів, перехідних містків, що особливо важливо для міста із щільною забудовою та високим рівнем руху транспорту. Завдяки відсутності незручностей та недоцільних витрат (порівняно з будівництвом у траншеях трудовитрати знижуються приблизно в 4 рази), застосування цих технологій дуже ефективно. У багатьох випадках застосування сучасних технологій дозволяє відмовитися від будівництва нових комунікацій та шляхом реконструкції повністю відновити та покращити їх технічні характеристики.

Застосування новітніх технологій у підземному будівництві покликане вирішити головне завдання – підвищити якість споруджених підземних об'єктів та забезпечити безпеку їх експлуатації. Уряд міста приділяє найпильнішу увагу цьому питанню. До робіт допускаються лише спеціалізовані організації, які мають відповідну ліцензію. На всіх стадіях будівництва здійснюється багатосторонній моніторинг, що забезпечує отримання даних про хід виконання проекту та зміни у навколишньому середовищі, проводиться постійний контроль за зміною рівня ґрунтових вод, опадами фундаментів прилеглих будівель, деформацією ґрунтового масиву.

Загальні відомості про стан системи трубопроводів до 2008

У передаварійному стані перебувають промислові трубопровідні системи більшості нафтовидобувних підприємств Росії. Усього біля Російської Федерації перебуває у експлуатації 350 тис. км внутрішньопромислових трубопроводів, у яких щорічно відзначається понад 50 тис. інцидентів, які призводять до небезпечних наслідків. Основними причинами високої аварійності при експлуатації трубопроводів є скорочення ремонтних потужностей, низькі темпи робіт із заміни трубопроводів, що відпрацювали, на трубопроводи з антикорозійними покриттями, а також прогресуюче старіння діючих мереж. Тільки родовищах Західного Сибіру експлуатується понад 100 тис. км промислових трубопроводів, у тому числі 30% мають 30-річний термін служби, проте у рік замінюється трохи більше 2% трубопроводів. В результаті щорічно відбувається до 35-40 тис. інцидентів, що супроводжуються викидами нафти, у тому числі у водоймища, причому їх кількість щорічно збільшується, а значна частина інцидентів навмисно ховається від обліку та розслідування.

Аварійність на об'єктах магістрального трубопровідного транспорту зменшилась на 9%. Система магістральних нафтопроводів, газопроводів, нафтопродуктопроводів і конденсатопроводів, що діє на території Російської Федерації, не відповідає сучасним вимогам безпеки.

У процесі реформування економіки та внаслідок змін на ринках нафти відбувається постійне зниження обсягів фінансування нового будівництва, капітального ремонту, реконструкції, модернізації, технічного обслуговування та поточного ремонту фізично зношених та морально застарілих об'єктів магістральних трубопроводів. Вкрай недостатньо фінансуються розробки нового обладнання, приладів та технологій дефектоскопії трубопроводів та обладнання, а також розробка нових нормативних документів та перегляд застарілих.

Відсутня законодавча база державного регулювання безпеки функціонування магістральних трубопроводів, у зв'язку з чим назріла необхідність ухвалення федерального закону про магістральні трубопроводи. Розробка цього закону, що почалася 1997 р., досі не завершена.

У Російській Федерації загальна протяжність підземних нафто-, водо-і газопроводів становить близько 17 мільйонів кілометрів, при цьому через постійні інтенсивні хвилеві (коливання тиску, гідроудари) і вібраційні процеси, ділянки цих комунікацій доводиться постійно ремонтувати і повністю замінювати. Дуже актуальними є питання захисту від корозії для нафтової, нафтогазовидобувної, переробної та транспортуючої галузей, внаслідок металомісткості резервуарів зберігання нафтопродуктів та інших споруд, наявність тут агресивних середовищ та жорстких умов експлуатації металоконструкцій. Збитки, викликані гідроударами та корозією, становили для Мінпаливенерго колишнього СРСР кілька сотень мільярдів доларів та близько 50 тис. т. чорних металів на рік. За загальної динаміки аварійності, за оцінками експертів, причинами розриву трубопроводів є:

60% випадків – гідроудари, перепади тиску та вібрації

25% - корозійні процеси

15% - природні явища та форс-мажорні обставини.

Протягом усього терміну експлуатації трубопроводи зазнають динамічних навантажень (пульсації тиску та пов'язані з ними вібрації, гідроудари тощо). Вони виникають при роботі нагнітальних установок, спрацьовуванні запірної трубопровідної арматури, випадково виникають при помилкових діях обслуговуючого персоналу, аварійних відключеннях електроживлення, помилкових спрацьовування технологічних захистів і т.п.

Технічний стан експлуатованих по 20-30 років трубопровідних систем залишає бажати кращого. Заміна зношеного обладнання та трубопроводу арматури в останні 10 років ведеться вкрай низькими темпами. Саме тому спостерігається стала тенденція збільшення аварійності на трубопровідному транспорті на 7-9% на рік, про що свідчать щорічні Державні доповіді «Про стан навколишнього природного середовища та промислової небезпеки Російської Федерації».

Почастішали аварії на трубопроводах, що супроводжуються великими втратами природних ресурсів та широкомасштабним забрудненням довкілля. За офіційними даними, лише втрати нафти через аварії на магістральних нафтопроводах перевищують 1 млн тонн на рік і це без урахування втрат при проривах внутрішньопромислових трубопроводів.

Ось лише кілька прикладів аварій на нафтопроводах за 2006р.

Внаслідок великої аварії на магістральному нафтопроводі "Дружба" на території Суражського району Брянської області на кордоні з Білорусією нафтою забруднено рельєф місцевості, водні об'єкти та землі державного лісового фонду. Заступник голови Росприроднагляду зазначив, що на ділянці нафтопроводу "Дружба", де сталася аварія, з весни 2006 року було виявлено 487 небезпечних дефектів. Причиною аварії на нафтопроводі стала корозія труб.

Велика аварія сталася на 326 км. магістрального нафтопроводу Узень - Атирау - Самара на південному заході Казахстану. Як повідомляє ІТАР-ТАРС, на місці події розпочато аварійно-відновлювальні роботи. Тим часом поки нічого невідомо про масштаби та причину аварії, площу забруднення нафтою та обсяг рекультиваційних робіт. За останній тиждень це вже друга велика подія на нафтопроводах Казахстану. 29 січня внаслідок розриву металу через гідроудар на 156 км магістрального трубопроводу Каламкас – Каражанбас – Актау на землю вилилося близько 200 тонн нафти.

Тому повне усунення або суттєве зменшення інтенсивності хвильових та вібраційних процесів у трубопровідних системах дозволяє не лише в кілька разів зменшити кількість аварій із розривами трубопроводів та виходом з ладу трубопровідної арматури та обладнання, підвищити надійність їх роботи, але також значно збільшити термін їх експлуатації.

В даний час для боротьби з пульсаціями та коливаннями тиску та витрати у трубопровідних системах використовують повітряні ковпаки, акумулятори тиску, гасники різних типів, ресивери, дросельні шайби, клапани скидання тощо. Вони морально застаріли, не відповідають сучасному розвитку науки та техніки, малоефективні, особливо у разі гідроударів та динаміки перехідних процесів, не відповідають вимогам екологічної безпеки, про що свідчить статистика аварійності. На даний момент у Росії існують нові технології, протиаварійного захисту трубопроводів, які дозволяють гасити всі внутрішньосистемні збурення: гідроудари, коливання тиску та вібрації. Принципово новим високоефективним енергонезалежним технічним засобом гасіння коливань тиску, вібрації та гідроударів є стабілізатори тиску (ЦД).

У цьому неминуче відбуваються втрати нафти, середньостатистичний рівень яких оцінюється 0,15-0,2 т/сут. на один порив. Крім того, в довкілля потрапляють високоагресивні суміші, завдаючи їй значних збитків.

Відповідно до Державної доповіді «Про стан промислової безпеки небезпечних виробничих об'єктів, раціонального використання та охорони надр РФ у 2006 р.» основними причинами аварій на магістральних трубопроводах протягом 2001-2006 років. сталі:

зовнішні впливи – 34,3 %, (їх загальної кількості),

шлюб при будівництві - 23,2%,

зовнішня корозія - 22,5%,

шлюб при виготовленні труб та обладнання на заводах – 14,1 %,

помилкові дії персоналу – 3%.

Основна причина аварій на внутрішньопромислових трубопроводах – розриви труб, спричинені внутрішньою корозією. Зношування внутрішньопромислових трубопроводів досягає 80%, тому частота їх розривів на два порядки вище, ніж на магістральних, і становить 1,5 - 2,0 розриву на 1 км. Так, на території Нижньовартовського району Ханти-Мансійського АТ з початку експлуатації родовищ збудовано 21 093 км внутрішньопромислових та магістральних нафтогазопроводів, більша частина з яких вже прийшла в аварійний стан, але продовжує експлуатуватися.

Домінуючою причиною аварій на газопроводах Росії, що діють, є корозія під напругою. За період із 1991 р. по 2001 р. із загальної кількості аварій через стрес-корозії було 22,5%. У 2000 р. її припадає вже 37,4% від усіх аварій. До того ж, розширюється географія прояву корозії під напругою.

Основні фонди трубопровідного транспорту, як і вся техносфера старіють, магістралі деградують із швидкістю. Неминуче наближаються кризові явища. Наприклад, знос основних фондів газотранспортної системи ВАТ "Газпром" становить близько 65%. Таким чином, продовження терміну безпечної служби трубопровідних систем є найважливішим завданням транспортників нафти та газу.

В даний час внутрішньотрубне обстеження проведено щодо магістральних нафтопроводів, а також 65 тис. км газопроводів із 153 тис. км загальної протяжності. При цьому ремонтується близько 1,5% небезпечних дефектів загальної кількості виявлених дефектів. За даними АК "Транснефть" щільність розподілу дефектів корозії становить 14,6 деф./км. Швидкість корозії на значній частині – 0,2 – 0,5 мм/рік, але має місце і значно більша швидкість – від 0,8 до 1,16 мм/рік.

Найбільш уразливими сьогодні є магістральні газопроводи Північного коридору. Північний коридор є багатонитковою системою газопроводів, прокладених з районів північних родовищ (Уренгойське, Заполярне, Ведмеже та ін.) до кордонів Білорусії з одного боку і до кордону з Фінляндією - з іншого. У тому ж коридорі проходить траса магістрального газопроводу Ямал – Європа, що будується. Загальна протяжність діючих газопроводів Північного коридору в однонитковому обчисленні близько 10 тис. км. Сумарна продуктивність газопроводів у головній частині становить 150 млрд. м? газу на рік. У районах проходження газопроводу Ухта – Торжок (1 – 4-та нитки) продуктивність газопроводу становить 80 млрд. м2 на рік.

В останні роки виділяється висока частка аварій саме цієї ділянки магістральних трубопроводів через стрес-корозію (71,0%). У 2003 р. 66,7% аварій також мали стрес-корозійний характер. Вік газопроводів, які зазнали стрес-корозійних аварій, безперервно зростає. Коридорами Північного коридору за 2001 – 2003 роки. цей середній вік становив 24,2 року, максимальний – 28 років. Приблизно 10 років тому середній вік газопроводів, які зазнали стрес-корозійних аварій, становив 13 – 15 років.

2. Аварії на нафтопроводах

Аварії на трубопроводі відбуваються не лише з технічних причин: існує й низка інших, основною з яких є так званий людський фактор. Величезна кількість катастроф відбувається в результаті недбалості, як працівників, так і начальства. Саме це й підкреслюється у низці подальших прикладів.

5 червня у Вітебській області завершено ремонт більш ніж 40-кілометрової ділянки російського магістрального нафтопродуктопроводу "Унеча – Вентспілс". Одночасно було офіційно оголошено винуватця найбільшої аварії на цій транспортній лінії.

Як повідомили у дирекції російського унітарного підприємства "Захід-Транснафтопродукт" (Мозир), нафтопродукти трубопроводом "Унеча - Вентспілс" перекачуються вже сорок років. Під час проведення у 2005 році діагностики трубопроводу фахівці виявили безліч дефектів. Їх винуватцем власник нафтопроводу вважає підприємство-виробника – Челябінський металургійний завод (Росія), на базі якого зараз діють чотири підприємства. Після двох аварій на нафтопроводі в Бешенковичському районі Вітебської області (у березні та травні 2007 року) фахівці "Захід-Транснафтопродукту" провели повторне дослідження магістралі та власними силами розпочали заміну потенційно небезпечних ділянок. Транспортування дизельного палива з Росії до Латвії через Білорусь було припинено на 60 годин. За цей час п'ять білоруських ремонтних бригад "Захід-Транснафтопродукту" з Мозиря та Речиці (Гомельська область), Сінно та Дісни (Вітебська область), Кричева (Могилівська область) замінили 14 фрагментів нафтопроводу.

Винуватцем його поривів на території Бешенковичського району прокуратура визначила Челябінський металургійний завод, який виготовив дефектні труби у 1963 році.

Нагадаємо, 23 березня 2007 року у Бешенковичському районі Вітебської області стався порив нафтопродуктопроводу "Унеча – Вентспілс". Внаслідок аварії дизельне паливо по меліоративному каналу та річці Улла потрапило до Західної Двіни та дісталося Латвії. "Захід-Транснафтопродукт" компенсував Міністерству з надзвичайних ситуацій Білорусі збитки щодо усунення наслідків аварії 23 березня. Міністерство природних ресурсів та охорони навколишнього середовища Білорусі підрахувало збитки, завдані екології від першого розриву нафтопроводу. Передбачається, що до 15 червня суму збитків буде погоджено з власником трубопроводу та подано громадськості.

Другий прорив труби на нафтопродуктопроводі Унеча-Вентспілс стався 5 травня. "Прорив є локальним. З нафтопроводу випливла невелика кількість нафтопродуктів", - сказав тоді міністр з надзвичайних ситуацій Білорусі Енвер Барієв.

Він запевнив, що аварія не дасть тяжких наслідків для навколишнього середовища. "До річок нафтопродукти не потраплять", - сказав міністр.

Симптоматично, що другий прорив стався біля села Бабоєдове Бешенковичського району, поблизу того місця, де у березні стався перший прорив труби.

Як то кажуть, де тонко, там і рветься.

27 лютого 2007 р. в Оренбурзькій області, за 22 км від м. Бугуруслан з внутрішньопромислового трубопроводу НДВУ "Бугурусланнафта" (підрозділ ВАТ "Оренбургнафта", що входить до "ТНК-ВР"), стався витік нафти.

На щастя, або на нещастя, але розлив, обсяг якого, за попередніми оцінками МНС, склав близько 5 т, потрапив на лід річки Велика Кінель. На жаль - труба прохудилася саме в районі річки. На щастя - начебто нафта вилилася не просто у воду, а на лід завтовшки 40 см.

У Махачкалі через порив на нафтопроводі стався витік нафти. Витік стався у Ленінському районі міста на ділянці нафтопроводу діаметром 120 міліметрів.

Внаслідок пориву нафтопроводу вилилося близько 250-300 літрів нафти, пляма становить близько десяти квадратних метрів. Для ліквідації аварії перекрили надходження нафти на цій ділянці.

"Пляма обвалована (забруднення локалізована)", - повідомили у МНС. За його словами, інформації про постраждалих не надходила.

На місці працювала оперативна група МНС Республіки Дагестан. На даний момент ліквідацією аварії займаються фахівці ВАТ "Дагнафтогаз".

Нафтопровід Омськ – Ангарськ – найбільший (2 нитки діаметром 700 і 1000 мм) тягнеться від західного кордону області та практично до східного. Перекачується сира нафту. Нафтопровід належить ВАТ "Транссибнефть" АК "Транснефть" Міністерства палива та енергетики РФ. По Іркутській області нафтопровід експлуатує Іркутське районне нафтопровідне управління (ІРНПУ). У 2001 р. ІРНПУ розроблено “План із запобігання та ліквідації аварійних розливів нафти Іркутського районного нафтопровідного управління ВАТ “Транссибнефть” - перебуває узгодженні. Кількість аварій на нафтопроводі за період з 1993 по 2001 р.:

1. Березень 1993 р. на 840 км магістрального нафтопроводу Красноярськ - Іркутськ (ушкоджений трубопровід бульдозером) вилилося на рельєф 8 тис. тонн нафти. Своєчасно вжиті заходи щодо локалізації місця протоки дозволили звести до мінімуму наслідки цієї аварії. Пролита нафта в основному була відкачана до сховищ. Забруднений ґрунт був зібраний та вивезений на утилізацію.

2. Березень 1993 р. на 643 км магістрального нафтопроводу Красноярськ - Іркутськ (розрив нафтопроводу через дефект зварного шва, момент аварії був вчасно зафіксований) поверхню вилилося понад 32,4 тис. тонн нафти. Вжиті термінові заходи щодо ліквідації наслідків цієї аварії дозволили швидко нейтралізувати негативні явища. Однак близько 1 тис. тонн нафти проникло в надра і локалізувалося за 150-300 м від діючого Тиретського господарського водозабору підземних вод. Близько 40% 2-го та 3-го поясів зони санітарної охорони водозабору виявилися забрудненими нафтою. Ще близько 1 тис. тонн нафти проникло у ґрунти на ділянці заболоченої заплави нар. Унгі і поступово мігрувала нижче за течією до господарсько-цінного водоносного горизонту. Для збереження Тиретського господарського водозабору підземних вод від забруднення нафтою було споруджено та задіяно спеціальний захисний водозабір, який уже протягом 9 років “відсікає” забруднену нафтою воду від господарського водозабору. Еколого-гідрогеологічна ситуація залишається складною в частині забруднення нафтою видобутої води господарським водозабором. Протягом усіх років після аварії здійснювався державний природоохоронний контроль за веденням еколого-гідрогеологічних робіт у районі аварії. Щороку проводяться спільні наради осіб та служб, зацікавлених у очищенні від забруднених нафтою земель та підземних горизонтів (землекористувачів, природоохоронних органів, санепіднагляду, гідрометеослужби, гідрогеологів, нафтопровідного управління) - підбиваються підсумки моніторингу за минулий рік та визначається подальша Обслуговування систем моніторингу та контролю геологічного середовища в районі Тиретського водозабору до 1999 р. проводило за договором ДФГУП "Іркутськгеологія". З 1999 р. - ІРНПУ

3. Березень 1995 р. на 464 км магістрального нафтопроводу Красноярськ - Іркутськ (тріщина серповидна на трубопроводі Ду 1000 мм, довжина 0,565 м, ширина 0,006 м) на поверхню вилилося 1683 м3 нафти. Нафта по руслу струмка (300 м) досягла річки Курзанки і розтеклася льодом річки на відстань 1150 м. При ліквідаційних роботах 1424 м3 нафти було зібрано і відкачено в резервний трубопровід Ду 700 мм. Річка Курзанка до настання весняної повені була повністю очищена від забруднення. Безповоротні втрати нафти становили 259 м3, у тому числі 218.3 м3 було спалено. Забруднений нафтою ґрунт із русла струмка був знятий та заскладований у кар'єрі, де організована його обробка біоприном.

4. Січень 1998 р. на 373 км магістрального нафтопроводу Красноярськ - Іркутськ (тріщина довжиною 380 мм на трубопроводі Ду 1000 мм) вихід нафти поверхню близько 25 м3, зібрано близько 20 м3. Вивезення забрудненого снігу зроблено в нафтові пастки Нижньоудинської НПС.

5. Листопад 1999 р. на 565 км магістрального нафтопроводу Красноярськ - Іркутськ (розгерметизація трубопроводу Ду 700, внаслідок пошкодження засувки під час ремонтних робіт, з наступним займанням нафти, що розлилася). Площа забруднення 120 м2, згоріло 48 тонн нафти.

6. Грудень 2001 р. на 393,4 км магістрального нафтопроводу Красноярськ - Іркутськ (при випорожненні резервної нитки Ду 700мм, з перекачуванням нафти ПНУ в трубопровід Ду 1000 мм), відбулася розгерметизація нитки насоса, що всмоктує. На поверхню вилилося близько 134 м3 нафти. Нафта локалізувалася в зниженій частині рельєфу - природний яр, розташований від місця аварії на відстані 80 м. Після усунення пошкодження нафту з яру - 115 м3 - відкачано в нафтопровід. Залишки нафти зібрані спецмашиною. Обсяг безповоротних втрат нафти становив 4 м3. Поверхня землі, забруднена нафтою, оброблена сорбентом “Еконафт” з подальшим вивезенням забрудненого ґрунту на Нижньовдинську НПС. За Приписом КПР по Іркутській області організовано моніторинг земель та поверхневих вод нар. Уди

2. Аварії на газопроводах.

Внаслідок аварії на магістральному газопроводі «Аксай-Гудермес-Грозний» три райони Чечні та частина міста Грозного залишилися без газу. Наразі на місці аварії ведуться ремонтно-відновлювальні роботи, повідомляє інформаційний портал «Кавказький вузол».

«Аварія сталася ввечері 26 січня, між 19 та 20 годинами, – повідомили у МНС Чечні. – Витік газу на магістральному газопроводі був зафіксований приблизно за півтора кілометри від міста Гудермес, в районі селища Білоріччя. Тут дном річки Білка йде лінія газопроводу «Аксай-Гудермес-Грозний».

На думку фахівців, причини розриву газової труби, діаметр якої становить 50 сантиметрів, мають «техногенний характер».

З раннього ранку на місці аварії ведуться масштабні ремонтно-відновлювальні роботи. У ліквідації аварії беруть участь аварійні служби, працівники республіканського МНС та військові.

Внаслідок аварії на магістральному газопроводі без газу залишаються три райони Чечні: Курчалойський, Шалинський та Грозненський. Немає газу й у північній частині чеченської столиці.

На Ставропіллі через аварію на газопроводі без газу залишилися три села.

У Таращанському районі Київської області на кордоні з Богуславським районом на газопроводі Уренгой-Помари-Ужгород, що належить "Укртрансгазу", стався вибух.

Транспортування природного газу з Росії до Європи магістральним газопроводом було припинено. У МНС України "Інтерфаксу" повідомили, що газ до Європи подається обвідною гілкою. Це підтвердили в компанії "Нафтогаз України" та "Газпромі", а пізніше і в ЄС.

Аварія, за уточненими даними, сталася близько 15:15 за київським часом (16:15 за київським часом) біля компресорної станції "Ставище" поблизу села Лука. Вибуховою хвилею 30-метровий шмат труби діаметром 1420 мм відкинуло на 150 м. Газ подавався під тиском 74 атмосфери. Пожежу на місці вибуху ліквідовано. На площі 1,5 га вигоріли зелені насадження, включаючи 100 дерев, повідомили у МНС України.

Залишилися без газопостачання 22 населених пунктах у Таращанському районі Київської області, включаючи і сам райцентр, 4 населені пункти у Богуславському районі та 6 у Черкаській області.

Жертв та постраждалих немає. На місці події працює керівництво головного управління МНС у Київській області, а також співробітники Черкаситрансгазу, міліції, районної прокуратури. Ведеться слідство, кримінальна справа наразі не заводилася.

Міністр транспорту та зв’язку України Микола Рудьковський не виключив, що аварія могла стати наслідком диверсії. "Ситуація, яку ми мали на залізниці під Києвом із 168-м поїздом, і ця сьогоднішня аварія - не виключено, можуть бути ланкою запланованих акцій щодо дестабілізації ситуації в країні", - заявив міністр в ефірі українського "5-го каналу" у Понеділок увечері.

У компанії "Укртрансгаз", яка обслуговує цей газопровід, стверджували, що розрив труби не має. Про можливі терміни ліквідації наслідків вибуху та відновлення транспортування газу трубопроводом у компанії не повідомляють.

"Газпровід, на якому сталася аварія, зараз перекрито і пустили газ іншими гілками", - сказали в "Укртрансгазі", додавши при цьому, що небезпеки для оточуючих нині немає. У прес-службі наголосили, що постраждала ділянка проходить у болотистій місцевості, а "болотисте середовище негативно впливає на газопровід".

Вибух не вплине на транзит російського природного газу територією України до країн Європи, повідомили у прес-центрі НАК "Нафтогаз України". "Зобов'язання України щодо транзиту природного газу європейським споживачам повністю виконуються шляхом збільшення подачі газу іншими газопроводами, а також за рахунок відбору газу з підземних сховищ", - заявив керівник управління зі зв'язків з громадськістю "Нафтогазу України" Олексій Федоров.

У "Газпромі" запевнили, що компанія повністю забезпечує виконання своїх зобов'язань щодо постачання газу європейським споживачам у напрямку України. Жодних обмежень постачання газу європейським споживачам не відбулося, повідомили ПРАЙМ-ТАРС у прес-службі компанії.

Газопровід Уренгой-Помари-Ужгород збудовано у 1983 році. Довжина газопроводу – 4451 км. Проектна потужність – 32 млрд кубів на рік. Протяжність магістрального газопроводу Уренгой-Помари-Ужгород територією України становить 1160 км, його потужність – 27,9 млрд кубометрів газу на рік. На трасі газопроводу знаходяться дев'ять компресорних станцій.

24 жовтня 2007 року у Ставропольському краї відновлено газопостачання після аварії у селі Бурлацькому Подяки.

Як повідомили ІА «Росбалт-Південь» у прес-службі Південного регіонального центру МНС РФ, «напередодні об 11.20 при оранці полів сталося пошкодження на 75-му км розподільчого щита газопроводу місцевого значення «Кам'яна Балка – Мирне – Журавське» діаметром 514 мм».

У прес-службі повідомили, що вибуху та займання не сталося, постраждалих немає. Ремонтно-оперативна бригада «Ставрополькрайгаз» 15.00 відновила газопостачання населеного пункту, в якому проживає 3,5 тис. осіб, понад 1 тис. з яких – діти.

3. Аварії на водопроводі.

За фактом аварії на магістральному водопроводі у Петрівському районі Ставропольського краю порушено кримінальну справу за ч. 1 ст. 293 КК РФ (недбалість). Як повідомили кореспонденту ІА REGNUM у прес-службі крайової прокуратури, розслідуванням справи займається прокуратура Петрівського району. Перевірка, проведена прокуратурою, встановила, що магістральний водопровід тривалий час перебував в аварійному стані, Ремонт та реконструкція магістральних мереж водопроводу відповідні Світлоградській філії "Ставрополькрайводоканалу". Однак посадові особи не вжили заходів до усунення дефектів та порушень у роботі водопроводу та не запобігли замерзанню його окремих ділянок.

Порив на магістральному водопроводі та замерзання його ділянок стали можливими через неналежне виконання посадовими особами Світлоградської філії державного унітарного підприємства Ставропольського краю "Ставрополькрайводоканал" своїх службових обов'язків через недобросовісне ставлення до служби.

23 січня 2006 року о 21 годині 25 хвилин у районі села Мартинівка Петрівського району Ставропольського краю стався порив магістрального водопроводу, що перебуває на балансі Світлоградської філії державного унітарного підприємства "Ставрополькрайводоканал". Внаслідок аварії у низці мікрорайонів міста Світлограда та прилеглих сіл із загальною кількістю жителів понад 41 тисячу осіб було припинено подачу води. У повному обсязі подачу води відновлено о 16 годині 31 січня 2006 року. Сума збитків державного унітарного підприємства "Ставрополькрайводоканал" склала 1026 тисяч рублів.

Центр Асіно протягом 5 днів залишається без води. Причина відключення води – порив водопроводу на вул. Гончарова. Відновленням пошкодженої ділянки водопроводу займаються бригади ВАТ "Асинівські комунальні системи". Як повідомили "Авторадіо-Томськ" у диспетчерській "Асинівських комунальних систем", на опалення житлових будинків та освітніх закладів ця аварія ніяк не вплинула і найближчим часом водопостачання буде відновлено.

Через аварію на водопроводі паралізовано рух у районі Земляного Валу в Москві

У столиці в районі Земляного Валу через аварію на водопроводі затоплено автотрасу, передає РИА «Новости» з посиланням на столичне управління ДІБДР. Рух автомобілів у зв'язку із затопленням трьох смуг дороги паралізовано.

Аварія на водопроводі холодного водопостачання води діаметром 100 мм сталася близько 17.00. Наразі пошкоджену ділянку перекрито, на місці події працюють відновлювальні бригади.

Двадцять гаражів затопило сьогодні внаслідок аварії на водопроводі біля чотирнадцятої школи в Жовтневому районі Іркутська. Вода била фонтаном із колодязя, протікала через шкільний стадіон та гаражний кооператив, після чого йшла у каналізацію. У цьому районі проходить багато водопровідних гілок, і спеціалістам було важко визначити місце аварії. Фонтан бив з другої години дня і лише о п'ятій його вдалося ліквідувати. Без води залишилися школа та кілька житлових будинків.

РД 153-39.4-114-01. Правила ліквідації аварій та пошкоджень на магістральних нафтопроводах. Згідно з РД, усі відмови на МН поділяються на аварії та інциденти.

Аварією вважається раптове виливання або закінчення нафти внаслідок повного руйнування або часткового пошкодження нафтопроводу, резервуарів або іншого обладнання, що супроводжується однією або декількома наступними подіями:

3. займання нафти чи вибух її паров;

4. забруднення річок та інших водойм понад межі, встановлених на якість води;

5. витік нафти понад 10м 3 .

Інцидентом на магістральному нафтопроводі вважається відмова або пошкодження обладнання на об'єктах МН, відхилення від режимів технологічного процесу, порушення законодавчих та правових актів РФ та нормативних документів(що встановлюють правила ведення робіт), які можуть супроводжуватись витоками нафти менше 10м 3 без забруднення водотоків. Інцидент відбувається без ознак подій, описаних під час аварії, але вимагає проведення ремонтних робітдля відновлення подальшої безпечної експлуатації МН.

Аварією на магістральному газопроводі вважається неконтрольований викид газу в атмосферу або приміщення КС, ГРС або автомобільних газонаповнювальних станцій (АГНКС), що супроводжуються руйнуванням або пошкодженням газопроводу або інших його об'єктів, а також однією з таких подій:

1. смертельний травматизм людей;

2. травмування із втратою працездатності;

3. займання газу чи вибух;

4. пошкодження чи руйнування об'єктів МГ;

5. втрати газу більше 10000м3.

Аварійним витоком на МР вважається неконтрольований вихід газу, що транспортується в атмосферу, приміщення КС, ГРС або АГНКС, без ознак подій, описаних вище, але що вимагає проведення ремонтних робіт для забезпечення подальшої безпечної експлуатації газопроводу.

Причини аварій:

1. Порушення вимог технології та державних стандартів у процесі виробництва труб.

2. Відхилення від норм проектування та будівництва трубопроводів.

3. Недотримання правил експлуатації трубопроводів.

4. Вплив природних явищ.

Організаційно-технічні заходи під час проведення аварійно-відновлювальних робіт.

Послідовність на нафтопроводах:

1. спорудження земляної комори чи іншої ємності для збирання нафти;

2. підготовка ремонтного майданчика та розміщення на ній технічних засобів;

3. відключення коштів ЭХЗ;

4. розтин аварійної ділянки та спорудження ремонтного котловану;

5. звільнення аварійної ділянки від нафти;

6. вирізка дефектної ділянки або накладання муфти;

7. герметизація (перекриття) внутрішньої порожнини нафтопроводу;

8. монтаж та вварювання нової котушки;

9. заварювання отворів для відведення нафти;

10. контроль якості зварних швів;

11. пуск нафтопроводу в експлуатацію;

12. ізоляція відремонтованої ділянки нафтопроводу;

13. включення коштів ЕХЗ;

14. засипка нафтопроводу та відновлення обвалування.

Для усунення неповних розривів поперечних стиків можна використовувати двостулкові хомути зі свинцевою або гумовою прокладкою.

При невеликих розривах по основному металу труб можна використовувати гладкі хомути, які приварюються до труби.

При повному розриві поперечних стиків, тощо. при розривах поздовжніх стиків труб пошкоджені ділянки повністю видаляють, але в їх місце вварюють патрубки з труб тієї самої розміру. Для вирізки пошкоджених ділянок використовують безвогневі технології.

Послідовність на газопроводах:

1. відключення аварійної ділянки та звільнення її від газу;

2. відключення коштів ЭХЗ;

3. земляні роботи зі спорудження ремонтного котловану;

4. вирізка отворів у газопроводі для встановлення гумових куль;

5. встановлення гумових куль для ізоляції порожнини МГ на ділянці, що ремонтується;

6. вирізка пошкодженої ділянки;

7. вварювання нової котушки;

8. перевірка якості швів фізичними методамиконтролю;

9. вилучення гумових куль;

10. заварювання отворів;

11. витіснення повітря з аварійної ділянки;

12. випробування швів відремонтованої ділянки під тиском 1 МПа;

13. нанесення ізоляції;

14. Випробування трубопроводу під час робочого тиску;

15. включення коштів ЕХЗ;

16. засипання трубопроводу.

Свищі ліквідовуються шляхом заварювання.

Одна з ключових проблем забезпечення промислової та пожежної безпеки- встановлення мінімальних безпечних відстаней між джерелами аварій та сусідніми спорудами та об'єктами. Вимоги до обґрунтування мінімальних безпечних відстаней, у тому числі на основі моделювання та розрахунку наслідків аварій, містяться у низці нормативних правових документів.

Особливо актуальним є завдання визначення мінімальних безпечних відстаней у зв'язку з розвитком системи магістральних трубопроводів (МТ). Аналіз аварійності показує, що аварії із загибеллю людей на російських МТ досить рідкісні, проте в умовах їхньої прокладки поблизу населених пунктів, об'єктів виробничої та транспортної інфраструктури не виключена можливість ураження людей під час аварії. Особливий резонанс викликають великі промислові аварії із груповою загибеллю людей. Нижче наведено масштаби та особливості деяких великих аварій на МТ:

Під мінімальною безпечною відстанню розуміється мінімальна допустима відстань від осі лінійної частини магістрального трубопроводу до сусідніх будівель, будівель, споруд, населених пунктів, транспортних шляхів, що встановлюється з метою забезпечення безпеки людей.

• 1 липня 1959 р. Мексика, штат Веракрус, Коацакоалькос. Вибух та пожежа на нафтопроводі. Загинули 12 людей, понад 100 поранено.
• 19 липня 1960 р. США, штат Вісконсін, Мерріл. Під час проведення земляних робіт відбулася розгерметизація газопроводу. Витік газу з подальшим вибухом спричинив загибель 10 людей.
• 4 березня 1965 р. США, штат Луїзіана, Натчіточес. Вибух на 32-дюймовому газопроводі компанії "Теннессі". Загинули 17 людей, 9 отримали поранення. Причина - розгерметизація газопроводу через корозійне розтріскування під напругою.
• 29 травня 1968 р. США, штат Джорджія, Хепвіль. Бульдозер зачепив дюймовий газопровід біля дитячого садка, в результаті сталися вибух та пожежа. Семеро дітей та двоє дорослих загинули, троє дітей отримали серйозні поранення.
• 4 червня 1989 р. СРСР, Уфа. Аварія на магістральному продуктопроводі (ВИ 700, Рра6 = 3,5 -г 3,8 МПа) під Уфою на перегоні між станціями Казаяк та Улу-Теляк на 1710 км Куйбишевської залізниціз викидом та займанням пари широкої фракції легких вуглеводнів (ШФЛУ). Відстань дрейфу хмари 900-1350 м. У зоні вибуху опинилися два пасажирські потяги. Загинуло 573 особи, понад 600 отримали травми різного ступеня тяжкості. У районі вибуху утворилася зона суцільного завалу лісу площею 2,5 км2. У радіусі до 15 км від місця вибуху в будинках населених пунктів вибито скло, частково зруйновано рами та шиферні фронтони.
• 17 жовтня 1998 р. Нігерія, штат Дельта, Джессі. Відбувся вибух на трубопроводі Нігерійської національної нафтової корпорації, що перекачує бензин. Причина аварії – умисне пошкодження трубопроводу. Жителі найближчих сіл прийшли до зруйнованого трубопроводу для збору палива, що розлився. Відбулися вибух та пожежа, внаслідок яких загинуло близько 1200 людей. Пожежу вдалося загасити лише 23 жовтня.
• 10 липня 2000 р. Нігерія, штат Дельта, Джессі. Розгерметизація трубопроводу із наступним вибухом. Загинули близько 250 людей.
• 16 липня 2000 року Нігерія, штат Дельта, Варрі. Під час руйнування трубопроводу та подальшого вибуху загинули 100 жителів села.
• 19 серпня 2000 р. США, штат Нью-Мексико, Карлсбад. Займання газу під час розриву 30-дюймового газопроводу призвело до загибелі 12 людей, які перебували в кемпінгу за 180 м від місця аварії. На місці розриву газопроводу утворився котлован 16 м завширшки і 24 м завдовжки. 15-метрова ділянка труби була вирвана і викинута з котловану у вигляді трьох осколків (найбільша - на відстань 87м). Причина аварії – внутрішня корозія.
• 30 листопада 2000 р. Нігерія, штат Лагос. Витік нафтопродукту з трубопроводу з наступним займанням. Загинули близько 60 мешканців рибальського села.
• 19 червня 2003 р. Нігерія, штат Абія. Під час спроби розкрадання нафтопродукту з трубопроводу стався вибух. Загинули 125 мешканців навколишнього села.
• 30 липня 2004 р. Бельгія, Брюссель. Витік та вибух газу на магістральному газопроводі (МГ) (ОИ 900) газопереробного заводу Ві1а§аг за 40 км від Брюсселя. Ланцюг вибухів знищив дві фабрики, залишивши між заводами великий кратер. Тіла загиблих та уламки обладнання були розкидані у радіусі 500 м від місця катастрофи. На відстані до 150 м вигоріли всі припарковані автомобілі, рослинність вигоріла з відривом до 250 м. Дія вибухової хвилі відчувалася на відстані до 10 км від місця аварії. Загинули 24 особи (на відстані до 200 м), понад 120 отримали серйозні опіки та поранення. Більшість загиблих - поліцейські та пожежники, які прибули на місце витоку через тривогу.
• 17 вересня 2004 р. Нігерія, штат Лагос. Під час спроби розкрадання нафтопродукту з трубопроводу стався вибух. Загинули десятки людей.
• 12 травня 2006 р. Нігерія, штат Лагос. Відбувся вибух на нафтопроводі під час спроби розкрадання нафти. Загинули близько 150 людей.
• 26 грудня 2006 р. Нігерія, штат Лагос. Вандальні дії призвели до вибуху нафтопроводу. Загинули понад 500 людей.
• 16 травня 2008 р. Нігерія, штат Лагос. Бульдозером пошкоджено підземний нафтопровід. Внаслідок вибуху та подальшої пожежі загинули близько 100 людей.
• 19 грудня 2010 року Мексика, Сан Мартін Тексмелукан де Лабастіда. Вибух на насосній станції Ре1го1еок Мех1сапо8 призвів до розгерметизації нафтопроводу з подальшим закінченням нафти, що горить. Загинули 27 людей, 52 були
• поранені. Вибух викликаний невдалою спробою врізання в нафтопровід з метою розкрадання нафти.
• 12 вересня 2011 р. Кенія, Найробі. У промисловому районі Лунга Лунга розгерметизувався трубопровід Кенійської трубопровідної компанії, що перекачує бензин, дизельне та реактивне паливо. Частина палива потрапила до річки. Люди в сусідніх густонаселених нетрях Синаю почали збирати паливо, що випливає, воно вибухнуло, утворивши гігантську вогненну кулю. Пожежа поширилася на довколишні нетрі. Джерело займання - іскри з палаючого звалища. Близько 100 людей загинули, 116 було госпіталізовано з різним ступенемопіків. Тіла загиблих та фрагменти будівель були знайдені за 300 м від місця вибуху.

Серед перерахованих аварій звертають на себе увагу численні випадки вибухів при аварійній розгерметизації на магістральних нафто- та продуктопроводах (МН) у Мексиці, Нігерії та Кенії, що, очевидно, пов'язано з теплим кліматом, що сприяє при витоках утворення паливно-повітряних сумішей (ТВС) ) через підвищену температуру навколишнього середовища. Велика кількість постраждалих обумовлена ​​напруженими соціальними умовами близького населення.

Методичні підходи до встановлення мінімальних безпечних відстаней умовно можна розділити на три напрями, що ґрунтуються на використанні: фактичних даних про зафіксовані при аваріях зони ураження («апостеріорний» підхід); розрахунків максимальних розмірів зон ураження; кількісної оцінки ризику (КОР) аварій.

Достовірність даних у першому випадку базується на представницькості статистичних даних про відомі великі аварії на МТ, у другому - на розрахунку та моделюванні наслідків аварій з найбільш протяжними зонами ураження, у третьому - на обліку ймовірності виникнення аварії з певними наслідками та використання критеріїв прийнятного (допустимого) ризику. У кожному з цих підходів можна використовувати «коефіцієнти запасу», компенсують неповноту існуючих знань і уявлень.

Розглянемо яких видів МТ (газо-, нафтопроводи, трубопроводи ЗВГ) і яких випадках переважно використовуються зазначені вище підходи до встановлення мінімальних безпечних відстаней.

Найбільш поширеним і усталеним способом є визначення безпечних відстаней виходячи з досвіду аварій на аналогічних об'єктах. Цей підхід частково (спільно з моделюванням наслідків) реалізовано у пп. 3.16, 12.3 СНиП 2.05.06-85 * «Магістральні трубопроводи». Аналіз досить численних аварій на МГ показує, що розміри зон ураження людей (розліт осколків, теплове випромінювання від горіння струменів) лежать у діапазоні від 100 до 350 м від осі труби і визначаються в першому наближенні діаметром і тиском у трубопроводі. В даному випадку досить представницька статистика аварій не вимагає, як правило, застосування додаткових «коефіцієнтів запасу» з безпеки, і мінімальні безпечні відстані приймаються еквівалентними максимальним зонам ураження, що спостерігалися.

Досвід аварії під Уфою в 1989 р. позначив підвищену небезпеку викидів зріджених вуглеводневих газів (ЗУГ), пов'язану з миттєвим закипанням перегрітих рідин і утворенням протяжних хмар важких газів, здатних поширюватися на поверхні землі зі збереженням здатності до займання на відстані. Наслідок цієї катастрофи - десятикратне збільшення нормативних значень безпечних відстаней1 від МТ СУГ до об'єктів із присутністю людей.

Другий спосіб встановлення мінімальних безпечних відстаней для МТ - розрахунок зон ураження при максимальній гіпотетичній аварії (МГА) з розглядом конкретної ділянки трубопроводу (профіль траси, засувки і т.д.), властивостей вуглеводнів, що транспортуються, технологічних параметрів перекачування, умов навколишнього середовища та дій по локалізації та ліквідації аварії. «Коефіцієнт запасу» з безпеки в цьому випадку неявно закладений у припущеннях і припущеннях про виникнення та розвиток аварії і визначається ступенем песимістичності при виборі сценарію МДА, що розраховується.

Даний детерміністський підхід заснований на розрахунку сценарію з повним руйнуванням МТ і максимальною дальністю поширення факторів, що вражають, при аварійних викидах небезпечних речовин. У табл. 1 наведено приклади розрахованих по програмному комплексуТОКСІ+ зон смертельної поразки людини при аваріях на окремих ділянках МТ за даними декларацій промислової безпекита звітами з КОР.

Серед основних вражаючих факторів, характерних для аварій на МГ, найбільш значущим за розмірами зон ураження є термічна радіація від струменів газу, що горять (див. табл. 1).

При розрахунку максимальної зони ураження на МН і МТ ЗВГ приймається максимальний розмір витоку для ділянки траси, консервативно оцінюється площа розливу нафти (нафтопродукту) і розраховується відстань, на яку може дрейфувати хмара їх парів, зберігаючи здатність до займання.

Таблиця 1

Розсіювання небезпечних речовин в атмосфері розраховується за Методичними вказівками щодо оцінки наслідків аварійних викидів небезпечних речовин (РД-03-26-2007) за найгірших умов розсіювання у приземному шарі атмосфери. В якості консервативної оцінки мінімальної безпечної відстані при розрахунку дрейфу пожежо-вибухонебезпечної хмари приймається відстань, на якій хмара розсіюється до концентрації, що дорівнює половині нижньої концентраційної межі займання (НКПВ), що враховує неоднорідність розподілу концентрації в хмарі. При необхідності розглядаються і можливість згоряння (вибуху) хмари, що дрейфують, і відповідні даному процесу зони ураження з урахуванням припущень.

Заснований на аналізі наслідків аварії підхід також застосовується для визначення безпечних відстаней для «типової» ділянки МГ, оскільки відстані, встановлені за розрахунками термічного ураження від струменів газу, що горять, незначно відрізняються від відстаней, зареєстрованих при аваріях, а результати розрахунку за моделлю мають менший набір вихідних даних та прийнятих припущень порівняно з моделями розрахунку наслідків аварій на МН та МТ ЗВГ.

Третій спосіб обґрунтування мінімальних безпечних відстаней ґрунтується на використанні КОР, що дозволяє оцінити можливість виникнення аварії, у тому числі МДА.

На ділянці траси МТ розраховуються варіанти викиду для всього діапазону розмірів дефектних отворів (від нориці до гільйотинного розриву трубопроводу) і всі можливі результати аварій на основі дерева подій.

При моделюванні розподілу в просторі зон дії факторів, що вражають, враховуються ймовірність виникнення аварії та умовна ймовірність розвитку аварії за тим чи іншим сценарієм. Критерії поразки людини визначаються за пробіт-функцією.

В якості безпечного приймається відстань, на якій розраховане значення потенційного ризику загибелі людини не перевищує рівня, заданого як допустиме.

Відповідно до п. 4.2.6 Методичних вказівокщодо проведення аналізу ризику небезпечних виробничих об'єктів (РД 03-418-01) критерії прийнятності ризику аварії визначаються на основі нормативних правових документів (наприклад, для МТ горючих речовин доцільно враховувати критерії) або обґрунтовуються у проектній документації, виходячи з досвіду експлуатації аналогічних об'єктів.

Практика використання КОР за моделлю, заснованою на, при декларуванні та розробці спеціальних технічних умов показала, що розмір зон ураження та тяжкість наслідків при аваріях на МТ, що визначають мінімальні безпечні відстані, пов'язані з технологічними параметрами трубопроводу (діаметр, тиск), характеристиками продукту, що перекачується, у тому числі пожежо-, вибухонебезпечними або токсичними властивостями, агрегатним станому трубопроводі (газ, рідина, у тому числі скраплений газ); особливості навколишньої місцевості (рельєф); метеоумовами (температура повітря, швидкість та напрям вітру, стратифікація (стійкість) атмосфери); уразливістю об'єктів впливу (наявність селітебних зон, виробничих об'єктів, транспортної інфраструктури); ефективністю системи виявлення та ліквідації витоку, дій персоналу.

Зазначимо, що значимість зазначених факторів залежить від виду МТ (МГ, МН або МТ ЗВГ).

Наприклад, основними факторами, що визначають сценарії розвитку аварій на МГ та зони ураження людей є: несуча здатність ґрунту, тиск у місці розриву, розташування місця розриву щодо компресорних станцій та лінійних запірних кранів, а метеорологічні фактори (швидкість та напрям вітру, клас стабільності атмосфери, вологість повітря) впливають незначно.

Навпаки, для МТ ЗВГ, найбільша аварійна небезпека яких визначається можливістю дрейфу та займання хмар ТВ С, розміри зон ураження істотно залежать від метеорологічних факторів у момент аварії.

Також відзначимо слабкий вплив відстаней між вузлами запірної арматури на максимальні розраховані зони ураження при аваріях.

Розрахунки мінімальних безпечних відстаней із використанням методології кількісного аналізуризику аварій показують, що для сучасних продуктопроводів ЗВГ розміри аварійно-небезпечних зон для перебування людей не перевищують 1,4 км, тоді як детерміністські розрахунки оцінюють розміри зон смертельної поразки до 2,4 км. Співвідношення розмірів зон, розрахованих за різними підходами, залежить від ймовірності виникнення аварії, що розглядається як МГА.

Таким чином, з аналізу нормативної бази, аварій та результатів розрахунку наслідків аварійних викидів небезпечних речовин та оцінки ризику аварій на МТ можна зробити такі висновки:

1. Встановлено вплив на розміри зон ураження та безпечних відстаней технологічних параметрів трубопроводу, характеристик продукту, що перекачується, особливостей навколишньої місцевості, метеоумов та інших факторів. Значимість зазначених факторів залежить від виду МТ (МГ, МН або МТ ЗВГ), тому для вирішення практичних завданьнеобхідні аналіз небезпеки конкретних ділянок МТ та обґрунтований вибір критеріїв безпеки.

2. Застосування методології кількісної оцінки ризику дозволяє обґрунтовувати мінімальні безпечні відстані, розмір яких може бути істотно меншим за нормативні або певні зони ураження при МДА.

3. Подані результати пропонується використовувати при розробці нормативних документів щодо безпеки об'єктів трубопровідного транспорту, у тому числі законопроекту - Технічного регламенту про безпеку магістральних трубопроводів для транспортування рідких та газоподібних вуглеводнів та Правил безпеки для магістральних трубопроводів

Таблиця 3

Збитки від наслідків аварії на трубопроводі "Унеча - Вентспілс" можуть обчислюватися мільярдами рублів. В Міністерстві природних ресурсівта охорони навколишнього середовища Білорусі вважають, що збитки від наслідків аварії на російському трубопроводі "Унеча - Вентспілс" будуть обчислюватися в мільярдах рублів. Про це повідомив перший заступник міністра природи Олександр Апацький.

Водночас, за його словами, ще не проведено повної оцінки екологічних збитків, завданих аварією. "Фахівці ведуть моніторинг ґрунту, у тому числі у заплаві річок після проходження весняної повені. Крім того, слід врахувати можливість забруднення ґрунту тими залишками нафтопродуктів, які змиються дощами з поверхні землі та проникнуть у ґрунт", - сказав заступник міністра.

Нагадаємо, що 23 березня о 18.20 на полі біля села Бицеве ​​Бешенковичського району Вітебської області було зареєстровано витік дизельного палива з магістрального трубопроводу діаметром 377 міліметрів, що залягає на глибині 0,8 метра. Аварію вдалося локалізувати о 23:00.

За словами А.Апацького, підрахунок екологічних збитків від аварії може завершитися 6-8 квітня. "Забруднені сільськогосподарські угіддя в районі аварії, меліоративний канал, річки Улла та частково Західна Двіна. Аварія залишила після себе невеликі плівкові забруднення поверхневих вод, берегів та річкового дна", - сказав заступник міністра.

Він повідомив, що згідно з попередніми даними власника нафтопроводу - російського підприємства "Західтранснафтопродукт" компанії "Транснафтопродукт" - обсяг витоку дизельного палива становив приблизно 120 тонн. "Однак для підрахунку обсягу витоку нафтопродуктів ми маємо отримати від власника трубопроводу дані щодо обсягу дизпалива, витягнутого з ґрунту та поверхневих вод", - сказав А.Апацький.

За його словами, має бути очистити меліоративний канал, куди потрапила основна частина нафтопродуктів, а також провести профілактичні роботи на ґрунті в районі прориву трубопроводу.

Як вважає А.Апацький, власник трубопроводу оплачуватиме збитки, завдані екології Білорусі та Латвії. "Щодня робіт з подолання наслідків аварії збільшує цю суму", - наголосив заступник міністра. Водночас, зазначив він, рівень гранично допустимих концентрацій забруднювачів у прикордонному створі Західної Двіни знаходиться в рамках норми - крім плівки з нафтопродуктів, що надходить на латвійську сторону.

Наслідки аварії на трубопроводі Альметьєвськ- Нижній Новгороду Нижегородській області ліквідовано на 70%, - Верхньо-Волзьке БВУ

(НДА "Нижній Новгород" - Любов Ковальова) Наслідки аварії на трубопроводі Альметьєвськ-Нижній Новгород у Кстівському районі Нижегородської області ліквідовано на 70%. Здійснено збір нафтопродуктів, що потрапили до річки Шавка та водні об'єкти, розташовані нижче за течією. Про це НДА "Нижній Новгород" повідомили у Верхньо-Волзькому басейновому водному управлінні.

За даними на 15 березня, вміст нафтопродуктів у річці Шавка перевищив гранично допустимі концентрації для водойм рибогосподарського значення у дев'ять-19 разів. Фахівці управління та регіонального управління Росспоживнагляду 19 березня візьмуть нові проби води у річці Шавка. Результати будуть відомі 21 березня.

Як повідомлялося раніше, витік дизельного палива з трубопроводу стався 12 березня біля н.п. Слобідське Кстівського району Нижегородської області. Витік спричинив забруднення нафтопродуктами грунтів і ділянки річки Шавки, що є припливом Волги. Аварійна ділянка трубопроводу, що знаходиться під землею, є власністю ВАТ "Середньоволзький транснафтопродукт". Верхньо-Волзьким басейновим водним управлінням спільно з територіальними органами Росприроднагляду та інших відомств здійснюється контроль за ліквідацією аварії. Організовано вивезення забрудненого нафтопродуктами льоду та снігу на очисні спорудидля утилізації.

Сталося забруднення нафтопродуктами частини берега та річки Шавка. Оскільки водозаборів у місці забруднення річки Шавка відсутні, потрапляння нафтопродуктів у річку Волга вдалося запобігти.

Нагадаємо, що Нижегородська природоохоронна прокуратура Волзької міжрегіональної природоохоронної прокуратури порушила кримінальну справу за фактом витоку нафтопродуктів за ст.247 КК РФ.

Більшість забрудненої нафтою площі річки Вах у Нижньовартівському районі ХМАО очищено. Вже ліквідовано 99% від забруднення водного об'єкта. Про це повідомляє Нижньовартівський міжрайонний відділ Росприроднагляду ХМАО.

Площа забруднення, що залишилося, а також попередня сума нанесеного навколишньому середовищізбитків буде встановлено після обльоту місця події 16 жовтня, зазначили у Росприроднагляді.

Нагадаємо, нафтову пляму на річці було виявлено інспекторами Росприроднагляду 13 жовтня. Загальна площа забруднення водного об'єкта склала 4,5 км., за попередньою інформацією, у воду потрапило дві тонни нафти. За фактом забруднення порушено адміністративне провадження.

Аварії на трубопроводах і проммайданчиках, розмив обвалок шламових комор, розпилення краплинної нафти при згорянні попутного газу на смолоскипах - все це призводить до забруднення нафтовими вуглецями водойм, грунтів, деградації деревини. Основними напрямками природоохоронної діяльності підприємств є: будівництво природоохоронних об'єктів, контроль за станом природного середовища та виробничих об'єктів, профілактика аварій на трубопроводах, заходи з охорони, раціонального використання та відновлення земель, водних ресурсів, атмосферне повітря, екологічного навчання.

Організація та проведення всіх природоохоронних робіт входять до обов'язків відділів з охорони навколишнього середовища підприємств - надрокористувачів. Зараз становище змінюється на кращий бік: стає правилом розробка річних та перспективних планів та заходів, їх узгодження з комітетами.

Практично всю вуглеводневу сировину, що видобувається в Ханти-Мансійському окрузі, транспортується трубопроводами. Територією округу проходить ціла мережа нафто- і газопроводів. Загальна довжина магістральних трубопроводів становить 9 тисяч кілометрів. Окрім магістральних трубопроводів на території округу діють усередині та міжпромислові трубопроводи. Загальна протяжність магістральних та всередині промислових трубопроводів становить понад 60 тисяч кілометрів.

Негативний вплив трубопровідного транспорту на навколишнє природне середовище досить великий і різноманітний. Найбільш істотні збитки навколишньому середовищу завдають аварії на продуктопроводах. Особливу небезпеку забруднення навколишнього природного середовища є місцями перетину трубопроводів з водними об'єктами.

При прокладанні та реконструкції трубопроводів змінюються інженерно- геологічні умови, посилюються термокарстові процеси, утворюються просадки та провали, активізуються процеси заболочування. Внаслідок знищення природних місць проживання та порушення шляхів міграцій зменшується чисельність та видовий склад тваринного світу.

Основною причиною аварій на трубопроводах є корозія металу.

Корозія металу нафтозбірних колекторів та водоводів, як правило, струмочковий або піттинговий характер і обумовлена ​​агресивними фізико-хімічними властивостямиводної фази продукції, що видобувається з надр.

– це небезпечна пригода на трубопроводі, пов'язана з викидом та (або) виливом під тиском небезпечних хімічних пожежонебезпечних або нейтральних речовин (рідких, газоподібних або багатофазних), що призводить до виникнення техногенної надзвичайної ситуаціїта завдає шкоди людині, об'єктам техносфери та навколишньому середовищу. Аварійний граничний стан трубопроводів відповідає повній відмові трубопроводу через надмірні навантаження та (або) локальне пошкодження з обов'язковою втратою цілісності трубопроводу (протікання/розрив).

Розвиток енергетики, зокрема. атомної, ракетно-космічної та авіаційної техніки, хімічної промисловостіпов'язано з широким використанням трубопроводів високого (до 10 МПа) та надвисокого (до 500 МПа) тиску. Безперервне зростання масштабів виробництва та переробки вуглеводневої сировини обумовлює збільшення одиничних потужностей та концентрації технологічних і магістральних трубопроводів загальною довжиною до 400 тис. км і тиском до 25 МПа на виробничих площах і магістралях горючих і вибухонебезпечних продуктів, насамперед зріджених вуглеводів. вуглеводнів. Це, у свою чергу, веде до збільшення масштабів, числа та тяжкості пожеж, потужності аварійних вибухів та ускладнення оперативної обстановки під час аварії.

Причинами А. на т. можуть бути: механічні пошкодження через втому, хімічна та електрохімічна корозія, технологічні дефекти, зовнішні електромагнітні дії, помилкові дії операторів та персоналу, терористичні акти. Великі аваріїі вибухи на трубопроводах, як правило, супроводжуються витіканням радіоактивних теплоносіїв, легкозаймистих та хімічно небезпечних рідин та газів, зріджених вуглеводневих газів. Особливу небезпеку становлять великі залпові викиди цих речовин, у яких створюються значні проблеми локалізації аварій та захисту людей.

В останні роки значно зросло виробництво, транспортування та споживання рідкого аміаку на виробляючих (до 70 тис. т), переробних підприємствах, транспортуючих базах (на припортових базах – до 130 тис. т). На хімічних підприємствах у великих обсягах виробляють, зберігають та транспортують рідкий хлор. Швидке зростання його виробництва зумовлює збільшення обсягів складів, а отже, і збільшення потенційної небезпеки А. на т.п.

На стартових ракетних комплексах, що використовують рідко-реактивні двигуни, широко застосовуються спеціальні трубопровідні системи (з тиском до 60 МПа та температурами до 1200 ° С) для рідких палив та окислювачів, що створюють небезпеку пожеж, вибухів та заражень. В об'єктах ядерної енергетики трубопроводами прокачуються зі швидкостями до 50 м/с водяний і паровий теплоносії, рідкі метали (натрій, свинець, вісмут) із тисками до 20 МПа та температурами до 650 °С. При аваріях на таких трубопроводах виникають: небезпечні струменеві течі, що руйнують інженерні споруди, потужні реактивні сили, що переміщують трубопроводи на десятки та сотні метрів; великі осколкові ефекти.

Особливо небезпечні аварії на головних циркуляційних трубопроводах та трубних пучках парогенераторів ядерних. енергетичних установокіз втратою радіоактивного теплоносія.

Аварії з утворенням течі або повним руйнуванням на технологічних та магістральних трубопроводах створюють небезпеку пожеж та забруднень ґрунтів та акваторій. Трубопроводи, що транспортують широкі фракції вуглеводнів, при утворенні теч створюють виключно високу небезпеку вибухів і пожеж внаслідок скупчення великих мас цих речовин у низинах у зв'язку з більшою щільністюніж щільність повітря.

Для запобігання А. на т. використовуються сучасні методирозрахунків та випробувань на міцність та ресурс, методи штатної та оперативної діагностики (в т.ч. внутрішньотрубної), методи виявлення та локації теч, спеціальні системи кріплення трубопроводів, їх прокладання в каналах та тунелях. Високу ефективність показують плакування трубопроводів та системи корозійного захисту, системи гасіння пульсацій тиску та вібрацій. Нові технології ремонтно-відновлювальних робіт на аварійних трубопроводах (із застосуванням композиційних матеріалів та матеріалів із пам'яттю форми) дозволяють не зупиняти їх експлуатацію. При виявленні небезпечних витоків із аварійних трубопроводів використовуються системи оповіщення персоналу та населення та досить складні технології ліквідації наслідків аварійних ситуацій.