Оценка возможности возникновения каскадного режима развития аварии в местах пересечения технических коридоров магистральных газопроводов ООО "Газпром трансгаз Югорск"
Краткое сожержание материала:
Размещено на
Введение
Российская Федерация является одной из ведущих стран мира по добыче, подготовке и транспортировке природного газа. Для этой цели используются газотранспортные системы больших диаметров (до 1400 мм), работающих при больших давлениях (до 7,5 МПа). Газотранспортные системы относятся к объектам повышенной опасности, т.к. на них обращается большое количество пожаровзрывоопасного природного газа.
Одним из объектов РФ, характеризующимся большим количеством газопроводов, компрессорных станций - является ООО «Газпром трансгаз Югорск». По магистральным газопроводам “Газпром трансгаз Югорск” перекачивается более 80% добываемого в России газа, который принимается от северных месторождений Тюменской области: Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского, Юбилейного, Ямсовейского. Ежесуточно транспортируется до 1,3 миллиарда кубометров газа в направлениях Ухта, Пермь, Урал.
Трубопроводный транспорт ООО «Газпром трансгаз Югорск» - сложная техническая система с мощным энергетическим потенциалом.
В составе ООО «Газпром трансгаз Югорск» 47 филиалов, в том числе:
- 28 линейных производственных управлений магистральных газопроводов;
- 27 тыс. километров в однониточном исчислении магистральных газопроводов диаметром от 1020 до 1420 мм, большая часть которых (21 тыс. км) построена из труб диаметром 1420 мм, рассчитанных на рабочее давление 7,5 МПа. Такие трубы производства фирмы “Маннесманн”, а впоследствии и отечественных производителей, были в 1973 году впервые в мировой практике применены именно на системе газопроводов предприятия " Газпром трансгаз Югорск ";
- 209 компрессорных станций;
- 1131 газоперекачивающий агрегат (ГПА) суммарной установленной мощностью 15,2 тыс. МВт; (40% всего парка ОАО «Газпром»). Парк ГПА состоит из 14 типов и модификаций единичной мощностью от 5 до 25 МВт. Причем, газоперекачивающие агрегаты единичной мощностью 16 и 25 МВт были впервые применены именно в «Газпром трансгаз Югорск».
Большое количество газопроводов имеет срок эксплуатации 15-20 лет, но имеются газопроводы со сроками эксплуатации 30 и более лет, построенные в 1966-1967 г. (более 1 тыс. километров), что сказывается на надежности эксплуатации системы газоснабжения.
Наработка агрегатов первых очередей компрессорных станций уже значительно (в 1,5-2 раза) превысила установленный ресурс - 100 тыс. часов. Поэтому, сегодня одной из наиболее острых и насущных проблем для предприятия является реконструкция и техническое перевооружение объектов газотранспортной системы.
Отмеченная возрастная структура магистральных газопроводов и других объектов ООО «Газпром трансгаз Югорск» в значительной степени обуславливают аварийность при эксплуатации газотранспортной системы.
Но, пожалуй, наибольший риск представляют пересечения технических газовых коридоров с другими коридорами или трубопроводами иного назначения. К сожалению, таких сложных узлов достаточно много, в том числе в системе МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» такие как Комсомольская линейно-производственное управление магистральных газопроводов (ЛПУ МГ) (162-й км МГ Игрим-Серов), Комсомольская ЛПУМГ (960-й км МГ Уренгой-Ужгород), Правохеттинская ЛПУМГ (площадка №14 206-й км МГ Уренгой - Ужгород).
Решение задач безопасной эксплуатации сложных трубопроводных систем, в том числе пересечений технических коридоров, обеспечивает надежность бесперебойного снабжения населения, промышленности, энергетики газом.
Изложенное выше подтверждает актуальность проведения работы в плане идентификации риска возможных аварий на самых опасных участках МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск», то есть на пересечении технических газовых коридоров, включающих большое количество пересечения линейных газопроводов (до 60 пересечений) и пожаровзрывоопасного вещества (природный газ).
Следует отметить, что основная цель настоящей работы является выработка дифференцированной и комплексной методологии оценки техногенного риска и прогнозирования ущерба в результате аварий с учетом их сценариев, пригодной для любых участков пересечения технических коридоров МГ с учетом конкретных параметров и условий эксплуатации.
Для решения поставленных задач в данной работе использованы следующие исходные данные:
а) ситуационный план и характеристика пересечений газопроводов технических коридоров исследуемого объекта;
б) схема расположения ниток в коридорах газопроводов, расстояние между нитками в коридорах, расстояние между нитками верхнего и нижнего коридоров, характеристика грунтов расположения коридоров;
в) акты технического расследования причин аварий, произошедших на МГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» с 1997 по 2006 г.
Использование в настоящее время в качестве основного нормативного документа по оценке безопасности газотранспортных предприятий [1] не позволяет в полной мере оценить параметры аварийных ситуаций в условиях пересечений транспортных коридоров.
1. Характеристика объекта исследований
газопровод газпром авария
Особенностью системы магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Югорск» является наличие пересечений их технических коридоров.
Объектом оценки опасности пересечений технических коридоров магистральных трубопроводов выбрано Комсомольское ЛПУ МГ, в связи с максимальным количеством пересечений линейных газопроводов (60 пересечений).
Схема объекта исследований представлена на рисунке 1. Характеристика пересечений технических коридоров МГ представлена в таблице 1. Характеристика опасного вещества - природного газа приведены в таблице А1 приложения А.
Расстояние между КС Пунгинская и КС Комсомольская составляет 185 км, при этом расстояние от КС Комсомольская до пересечения на 74 км системы Игрим-Серов-Н.Тагил 111 км; на 161,8 км системы МГ Игрим-Серов-Н.Тагил 25 км; на 179,3 км системы МГ Игрим-Серов-Н.Тагил 5,7 км. Расстояние между КС Ново-Комсомольская и КС Ново-Пелымская составляет 86 км, при этом расстояние от КС Ужгородская до пересечения на 960 км системы Уренгой-Ужгород 2 км.
Газопроводы верхнего коридора Комсомольского ЛПУ МГ имеют срок эксплуатации 23-32 года, а нижних коридоров 15ч23 г. На рисунке 2 приведена возрастная структура газопроводов.
Время закрытия линейных шаровых кранов с применением телемеханики на Комсомольском ЛПУ МГ составляет 4 мин. Идентификация разрушения газопроводов осуществляется по падению давления на 2 атм., фиксируемое оператором КС в течение двух минут с момента начала падения давления.
Схема расположения ниток в коридорах газопроводов представлена на рисунках 3-4. Расстояние между нитками одного коридора Комсомольского ЛПУ МГ составляет от 25,5 до 85 м.
Расстояние между нитками верхних и нижних коридоров Комсомольского ЛПУ МГ находится в пределах 0,2ч1,8 м.
2. Идентификация опасностей
2.1 Статистические данные по авариям на магистральных трубопроводах в Российской Федерации
В качестве базового статистического показателя аварийности на линейных протяженных источниках опасности, каковыми являются МГ, традиционно используется удельная частота (интенсивность) аварий (), выражаемая в количестве аварий за единицу времени на определенной единице длины трассы.
Обзор статистической информации по отказам и авариям на линейной части МГ необходим для решения следующих задач:
- оценка средних значений интенсивности (ср) аварий на МГ;
- определение основных факторов, влияющих на интенсивность аварий, и их относительного вклада в общие показатели аварийности МГ;
- оценка относительной частоты реализации различных исходов аварий на МГ;
В перечне сформулированных задач принципиальное значение при проведении анализа риска имеет достоверное прогнозирование интенсивности аварий, как одной из важнейших составляющих риска, претерпевающей изменения “во времени и пространстве”.
Статистические данные представлены в таблице 2.
Таблица 2
Зависимость интенсивности аварий (аварий/1000 км в год) от диаметра МГ
|
Диаметр, мм |
Число аварий за 10 лет (1991-2000 г.) |
Средняя протяженность газопроводов, тыс. км |
лср |
|
|
1420 |
65 |
48,04 |
0,135 |
|
|
1220 |
78 |
25,11 |
0,31 |
|
|
1020 |
47 |
15,38 |
0,305 |
|
|
820 |
16 |
4,5 |
0,356 |
|
|
720 |
33 |
11,13 |
© 2006-2015 Студенческий сайт ТНУ им. В.И.Вернадского, TNU.in.UA