авария на трубопроводе, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации. В зависимости от вида транспортируемого продукта выделяют аварии на газопроводах, нефтепроводах и продуктопроводах.

EdwART. Словарь терминов МЧС , 2010

Смотреть что такое "" в других словарях:

Авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических и пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации [ГОСТ Р 22.0.05 94]. Источник …

авария на магистральном трубопроводе - авария на трубопроводе Авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации. Примечание В зависимости от вида… … Справочник технического переводчика

авария на магистральном трубопроводе - авария на трассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации. В зависимости от вида транспортируемого продукта… … Российская энциклопедия по охране труда

Авария на магистральном трубопроводе - авария натрассе трубопровода, связанная с выбросом и выливом под давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к возникновению ЧС. В зависимости от вида транспортируемого продукта выделяют аварии на газопроводах,… … Гражданская защита. Понятийно-терминологический словарь

авария - 3.4 авария: Разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте; неконтролируемые взрывы и (или) выбросы опасных веществ . Источник: ГОСТ Р 52734 2007: Устройства пломбировочные для опасных… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

ГОСТ Р 22.0.05-94: Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения - Терминология ГОСТ Р 22.0.05 94: Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Техногенные чрезвычайные ситуации. Термины и определения оригинал документа: 3.1.3 авария: Опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

ОР 06.00-74.20.55-КТН-002-1-01: Регламент о порядке расследования, оформления документации и организации контроля за ликвидацией последствий аварий, связанных с экологическим ущербом окружающей среде - Терминология ОР 06.00 74.20.55 КТН 002 1 01: Регламент о порядке расследования, оформления документации и организации контроля за ликвидацией последствий аварий, связанных с экологическим ущербом окружающей среде: Авария опасное техногенное… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах - Терминология Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах: Авария разрушение сооружений и (или) технических устройств, применяемых на опасном производственном объекте, неконтролируемые взрыв и (или)… … Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

Аварии на газопроводах в России в 2007‑2010 гг - 2010 год 26 апреля на Дмитровском шоссе Москвы произошло ЧП на газопроводе. Во время опрессовки трубы из нее вылетела заглушка. В результате погиб один человек, были повреждены 83 автомобиля. На месте ЧП образовалась воронка диаметром 3 метра. 13 … Энциклопедия ньюсмейкеров

Крупные аварии на газопроводах в России в 2007-2012 годах - 2012 26 декабря произошел порыв газопровода диаметром 325 миллиметров, питающего Сочи. На месте порыва газ загорелся, высота пламени достигала трех метров. Подача газа на аварийном участке была прекращена. На время ремонта поврежденного… … Энциклопедия ньюсмейкеров

– это опасное происшествие на трубопроводе, связанное с выбросом и (или) выливом под давлением опасных химических пожаровзрывоопасных или нейтральных веществ (жидких, газообразных или многофазных), приводящее к возникновению техногенной чрезвычайной ситуации и наносящее ущерб человеку, объектам техносферы и окружающей среде. Аварийное предельное состояние трубопроводов соответствует полному отказу трубопровода из-за чрезмерных нагрузок и (или) локального повреждения с обязательной потерей целостности трубопровода (течь/разрыв).

Развитие энергетики, в т.ч. атомной, ракетно-космической и авиационной техники, химической промышленности, связано с широким использованием трубопроводов высокого (до 10 Мпа) и сверхвысокого (до 500 Мпа) давления. Непрерывный рост масштабов производства и переработки углеводородного сырья обусловливает увеличение единичных мощностей и концентрации технологических и магистральных трубопроводов общей протяженностью до 400 тыс. км и давлением до 25 Мпа на производственных площадях и магистралях горючих и взрывоопасных продуктов и прежде всего сжиженных углеводородных газов, нефти, широких фракций углеводородов. Это, в свою очередь, ведет к увеличению масштабов, числа и тяжести пожаров, мощности аварийных взрывов и осложнению оперативной обстановки при аварии.

Причинами А. на т. могут быть: механические повреждения из-за усталости, химическая и электрохимическая коррозия, технологические дефекты, внешние электромагнитные воздействия, ошибочные действия операторов и персонала, террористические акты. Крупные аварии и взрывы на трубопроводах, как правило, сопровождаются утечкой радиоактивных теплоносителей, легковоспламеняющихся и химически опасных жидкостей и газов, сжиженных углеводородных газов. Особую опасность представляют большие залповые выбросы этих веществ, при которых создаются значительные трудности локализации аварий и защиты людей.

В последние годы значительно возросло производство, транспортирование и потребление жидкого аммиака на производящих (до 70 тыс. т), перерабатывающих предприятиях, транспортирующих базах (на припортовых базах – до 130 тыс. т). На химических предприятиях в больших объемах производят, хранят и транспортируют жидкий хлор. Быстрый рост его производства обусловливает увеличение объемов складов, а следовательно, и увеличение потенциальной опасности А. на т.

На стартовых ракетных комплексах, использующих жидко-реактивные двигатели, широко применяются специальные трубопроводные системы (с давлением до 60 Мпа и температурами до 1200 °С) для жидких топлив и окислителей, создающих опасность пожаров, взрывов и заражений. В объектах ядерной энергетики по трубопроводам прокачиваются со скоростями до 50 м/с водяной и паровой теплоносители, жидкие металлы (натрий, свинец, висмут) с давлениями до 20 Мпа и температурами до 650 °С. При авариях на таких трубопроводах возникают: опасные струйные течи, разрушающие инженерные сооружения, мощные реактивные силы, перемещающие трубопроводы на десятки и сотни метров; большие осколочные эффекты.

Особо опасны аварии на главных циркуляционных трубопроводах и трубных пучках парогенераторов ядерных энергетических установок с потерей радиоактивного теплоносителя.

Аварии с образованием течи или полным разрушением на технологических и магистральных трубопроводах создают опасность пожаров и загрязнений почв и акваторий. Трубопроводы, транспортирующие широкие фракции углеводородов, при образовании течей создают исключительно высокую опасность взрывов и пожаров вследствие скопления больших масс этих веществ в низинах в связи с большей плотностью, чем плотность воздуха.

Для предотвращения А. на т. используются современные методы расчетов и испытаний на прочность и ресурс, методы штатной и оперативной диагностики (в т.ч. внутритрубной), методы обнаружения и локации течей, специальные системы крепления трубопроводов, их прокладки в каналах и туннелях. Высокую эффективность показывают плакирование трубопроводов и системы коррозионной защиты, системы гашения пульсаций давления и вибраций. Новые технологии ремонтно-восстановительных работ на аварийных трубопроводах (с применением композиционных материалов и материалов с памятью формы) позволяют не останавливать их эксплуатацию. При обнаружении опасных утечек из аварийных трубопроводов используются системы оповещения персонала и населения и достаточно сложные технологии ликвидации последствий аварийных ситуаций.

Федеральное агентство по образованию

Саратовский государственный

социально-экономический университет

кафедра безопасности жизнедеятельности

Реферат

«Аварии на трубопроводах».

Студентки первого курса УЭФ

Григорьевой Тамары Павловны

Руководитель: доцент кафедры

Баязитов Вадим Губайдуллович

Саратов,2007.

Введение.

1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008 год;

2.Аварии на нефтепроводах;

3.Аварии на газопроводе;

4.Аварии на водопроводе;

5.Последствия аварий на трубопроводах;

6.Самоспасение и спасение пострадавших при пожарах и взрывах на трубопроводах;

Заключение.

Список используемой литературы.

Введение:

По протяженности подземных трубопроводов для транспортировки нефти, газа, воды и сточных вод Россия занимает второе место в мире после США. Однако нет другой страны, где эти трубопроводные магистрали были бы так изношены. По оценкам специалистов МЧС России, аварийность на трубопроводах с каждым годом возрастает и в ХХI век эти системы жизнеобеспечения вошли изношенными на 50-70%. Утечки из трубопроводов приносят стране огромный экономический и экологический ущерб. Особенно большое количество аварий происходит в городах в результате утечек воды из изношенных коммуникаций – канализационных, тепловых и водопроводных сетей. Из разрушенных трубопроводов вода просачивается в грунт, повышается уровень грунтовых вод, возникают провалы и просадки грунта, что ведет к затоплению фундаментов, и в конечном счете грозит обрушением зданий. Зарубежный опыт показывает, что эту проблему можно решить, если вместо стальных трубопроводов применять трубы из пластмассы, а прокладку новых и ремонт изношенных осуществлять не открытым, а бестраншейным способом. Преимущества ремонта трубопроводов бестраншейным методом очевидны: затраты на ремонт снижаются в 6-8 раз, а производительность работ возрастает в десятки раз.

Наблюдается процесс постепенного перехода от традиционных строительных материалов к новым. В частности, при прокладке и реконструкции трубопроводов все чаще применяются полимерные трубы. По сравнению со стальными или чугунными они имеют ряд неоспоримых преимуществ: легкость транспортировки и монтажа, высокая коррозионная стойкость, большой срок эксплуатации, невысокая стоимость, гладкость внутренней поверхности. В таких трубах не ухудшается качество перекачиваемой воды, так как за счет гидрофобности поверхности в них не образуется различные отложения, как это происходит в стальных и чугунных трубопроводах. Пластмассовые трубы не требуют никакой гидроизоляции, в том числе и катодной защиты, они обеспечивают постоянную транспортировку воды, нефти и газа без больших затрат на техническое их обслуживание.

Опыт реконструкции и строительства подземных коммуникаций в Челябинске свидетельствует о том, что применение передовых бестраншейных технологий позволяет значительно удешевить и упростить такие работы. Особенно это актуально для центральных районов города, где работы по перекладке трубопроводов традиционным траншейным способом связаны со значительными трудностями: для проведения этих работ часто необходимо закрытие проездов, изменение маршрутов движения городского транспорта. Требуются многочисленные согласования с различными организациями. С внедрением новейших технологий появилась возможность осуществлять прокладку трубопроводов и инженерных коммуникаций без вскрытия поверхности и участия большого количества людей и тяжелой строительной техники. Таким образом, не нарушается движение городского транспорта, исключаются работы по устройству обходов, переходных мостиков, что особенно важно для города с плотной застройкой и высоким уровнем движения транспорта. Благодаря отсутствию неудобств и нецелесообразных затрат (по сравнению со строительством в траншеях трудозатраты снижаются примерно в 4 раза), применение данных технологий весьма эффективно. Во многих случаях применение современных технологий позволяет отказаться от строительства новых коммуникаций и путем реконструкции полностью восстановить и улучшить их технические характеристики.

Применение новейших технологий в подземном строительстве призвано решить главную задачу – повысить качество сооружаемых подземных объектов и обеспечить безопасность их эксплуатации. Правительство города уделяет самое пристальное внимание этому вопросу. К работам допускаются только специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию. На всех стадиях строительства осуществляется многосторонний мониторинг, что обеспечивает получение данных о ходе выполнения проекта и изменениях в окружающей среде, производится постоянный контроль за изменением уровня грунтовых вод, осадками фундаментов близлежащих зданий, деформацией грунтового массива.

1. Общие сведения о состоянии системы трубопроводов в РФ на 2008

В предаварийном состоянии находятся промысловые трубопроводные системы большинства нефтедобывающих предприятий России. Всего на территории Российской Федерации находится в эксплуатации 350 тыс. км внутрипромысловых трубопроводов, на которых ежегодно отмечается свыше 50 тыс. инцидентов, приводящих к опасным последствиям. Основными причинами высокой аварийности при эксплуатации трубопроводов является сокращение ремонтных мощностей, низкие темпы работ по замене отработавших срок трубопроводов на трубопроводы с антикоррозионными покрытиями, а также прогрессирующее старение действующих сетей. Только на месторождениях Западной Сибири эксплуатируется свыше 100 тыс. км промысловых трубопроводов, из которых 30% имеют 30-летний срок службы, однако в год заменяется не более 2% трубопроводов. В результате ежегодно происходит до 35–40 тыс. инцидентов, сопровождающихся выбросами нефти, в том числе в водоемы, причем их число ежегодно увеличивается, а значительная часть инцидентов преднамеренно скрывается от учета и расследования.

Аварийность на объектах магистрального трубопроводного транспорта уменьшилась на 9%. Действующая на территории Российской Федерации система магистральных нефтепроводов, газопроводов, нефтепродуктопроводов и конденсатопроводов не отвечает современным требованиям безопасности.

В процессе реформирования экономики и в результате изменений на рынках нефти происходит постоянное снижение объемов финансирования нового строительства, капитального ремонта, реконструкции, модернизации, технического обслуживания и текущего ремонта физически изношенных и морально устаревших объектов магистральных трубопроводов. Крайне недостаточно финансируются разработки нового оборудования, приборов и технологий дефектоскопии трубопроводов и оборудования, а также разработка новых нормативных документов и пересмотр устаревших.

Отсутствует законодательная база государственного регулирования безопасности функционирования магистральных трубопроводов, в связи с чем назрела необходимость принятия федерального закона о магистральных трубопроводах. Разработка этого закона, начавшаяся в 1997 г., до сих пор не завершена.

В Российской Федерации общая протяженность подземных нефте-, водо- и газопроводов составляет около 17 миллионов километров, при этом из-за постоянных интенсивных волновых (колебаний давления, гидроударов) и вибрационных процессов, участки этих коммуникаций приходится постоянно ремонтировать и полностью заменять. Весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для нефтяной, нефтегазодобывающей, перерабатывающей и транспортирующей отраслей, вследствие металлоемкости резервуаров хранения нефтепродуктов и прочих сооружений, наличие здесь агрессивных сред и жестких условий эксплуатации металлоконструкций. Убытки, вызываемые гидроударами и коррозией, составляли для Минтопэнерго бывшего СССР несколько сотен миллиардов долларов и около 50 тыс. т. черных металлов в год. При общей динамики аварийности, по оценкам экспертов, причинами разрыва трубопроводов являются:

60% случаев – гидроудары, перепады давления и вибрации

25% - коррозионные процессы

15% - природные явления и форс-мажорные обстоятельства.

В течение всего срока эксплуатации трубопроводы испытывают динамические нагрузки (пульсации давления и связанные с ними вибрации, гидроудары и т.д.). Они возникают при работе нагнетательных установок, срабатывании запорной трубопроводной арматуры, случайно возникают при ошибочных действиях обслуживающего персонала, аварийных отключениях электропитания, ложных срабатываниях технологических защит и т.п.

Техническое же состояние эксплуатируемых по 20-30 лет трубопроводных систем оставляет желать лучшего. Замена изношенного оборудования и трубопроводой арматуры в последние 10 лет ведется крайне низкими темпами. Именно поэтому наблюдается устойчивая тенденция увеличения аварийности на трубопроводном транспорте на 7-9% в год, о чем свидетельствуют ежегодные Государственные доклады «О состоянии окружающей природной среды и промышленной опасности Российской Федерации».

Участились аварии на трубопроводах, сопровождающиеся большими потерями природных ресурсов и широкомасштабным загрязнением окружающей среды. По официальным данным только потери нефти из-за аварий на магистральных нефтепроводах превышают 1 млн тонн в год и это без учета потерь при прорывах внутрипромысловых трубопроводов.

Вот лишь несколько примеров аварий на нефтепроводах за 2006г.:

В результате крупной аварии на магистральном нефтепроводе "Дружба" на территории Суражского района Брянской области на границе с Белоруссией нефтью загрязнены рельеф местности, водные объекты и земли государственного лесного фонда. Заместитель главы Росприроднадзора отметил, что на участке нефтепровода "Дружба", где произошла авария, с весны 2006 года было обнаружено 487 опасных дефектов. Причиной аварии на нефтепроводе послужила коррозия труб.

Одна из ключевых проблем обеспечения промышленной и пожарной безопасности - установление минимальных безопасных расстояний между источниками аварий и соседними сооружениями и объектами. Требования к обоснованию минимальных безопасных расстояний, в том числе на основе моделирования и расчета последствий аварий, содержатся в ряде нормативных правовых документов.

Особенно актуальна задача определения минимальных безопасных расстояний в связи с развитием системы магистральных трубопроводов (МТ). Анализ аварийности показывает, что аварии с гибелью людей на российских МТ достаточно редки, однако в условиях их прокладки вблизи населенных пунктов, объектов производственной и транспортной инфраструктуры не исключена возможность поражения людей при аварии. Особый резонанс вызывают крупные промышленные аварии с групповой гибелью людей. Ниже представлены масштабы и особенности некоторых крупных аварий на МТ:

Под минимальным безопасным расстоянием понимается минимальное допустимое расстояние от оси линейной части магистрального трубопровода до соседних зданий, строений, сооружений, населенных пунктов, транспортных путей, устанавливаемое в целях обеспечения безопасности людей.

• 1 июля 1959 г. Мексика, штат Веракрус, Коацакоалькос. Взрыв и пожар на нефтепроводе. Погибли 12 человек, более 100 ранены.
• 19 июля 1960 г. США, штат Висконсин, Меррил. При проведении земляных работ произошла разгерметизация газопровода. Утечка газа с последующим взрывом стали причиной гибли 10 человек.
• 4 марта 1965 г. США, штат Луизиана, Натчиточес. Взрыв на 32-дюймовом газопроводе компании «Теннесси». Погибли 17 человек, 9 получили ранения. Причина - разгерметизация газопровода из-за коррозионного растрескивания под напряжением.
• 29 мая 1968 г. США, штат Джорджия, Хэпвиль. Бульдозер задел дюймовый газопровод у детского сада, в результате произошли взрыв и пожар. Семь детей и двое взрослых погибли, трое детей получили серьезные ранения.
• 4 июня 1989 г. СССР, Уфа. Авария на магистральном продуктопроводе (ВЫ 700, Рра6 = 3,5 -г 3,8 МПа) под Уфой на перегоне между станциями Казаяк и Улу-Теляк на 1710-м км Куйбышевской железной дороги с выбросом и воспламенением паров широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Расстояние дрейфа облака 900-1350 м. В зоне взрыва оказались два пассажирских поезда. Погибли 573 человека, более 600 получили травмы различной степени тяжести. В районе взрыва образовалась зона сплошного завала леса площадью 2,5 км2. В радиусе до 15 км от места взрыва в домах населенных пунктов выбиты стекла, частично разрушены рамы и шиферные фронтоны.
• 17 октября 1998 г. Нигерия, штат Дельта, Джесси. Произошел взрыв на трубопроводе Нигерийской национальной нефтяной корпорации, перекачивающем бензин. Причина аварии - умышленное повреждение трубопровода. Жители ближайших деревень пришли к разрушенному трубопроводу для сбора разлившегося топлива. Произошли взрыв и пожар, в результате которых погибли около 1200 человек. Пожар удалось потушить только 23 октября.
• 10 июля 2000 г. Нигерия, штат Дельта, Джесси. Разгерметизация трубопровода с последующим взрывом. Погибли около 250 человек.
• 16 июля 2000 г. Нигерия, штат Дельта, Варри. При разрушении трубопровода и последующем взрыве погибли 100 жителей деревни.
• 19 августа 2000 г. США, штат Нью-Мексико, Карлсбад. Воспламенение газа при разрыве 30-дюймового газопровода привело к гибели 12 человек, находившихся в кемпинге в 180 м от места аварии. На месте разрыва газопровода образовался котлован 16 м в ширину и 24 м в длину. 15-метровый участок трубы был вырван и выброшен из котлована в виде трех осколков (наибольший - на расстояние 87м). Причина аварии - внутренняя коррозия.
• 30 ноября 2000 г. Нигерия, штат Лагос. Утечка нефтепродукта из трубопровода с последующим воспламенением. Погибли около 60 жителей рыбацкой деревни.
• 19 июня 2003 г. Нигерия, штат Абия. При попытке хищения нефтепродукта из трубопровода произошел взрыв. Погибли 125 жителей близлежащей деревни.
• 30 июля 2004 г. Бельгия, Брюссель. Утечка и взрыв газа на магистральном газопроводе (МГ) (ОЫ 900) газоперерабатывающего завода Ви1а§аг в 40 км от Брюсселя. Цепь взрывов уничтожила две фабрики, оставив между заводами большой кратер. Тела погибших и обломки оборудования были разбросаны в радиусе 500 м от места катастрофы. На расстоянии до 150 м выгорели все припаркованные автомобили, растительность выгорела на расстоянии до 250 м. Действие взрывной волны ощущалось на расстоянии до 10 км от места аварии. Погибли 24 человека (на расстоянии до 200 м), более 120 получили серьезные ожоги и ранения. Большинство погибших - полицейские и пожарные, прибывшие на место утечки по тревоге.
• 17 сентября 2004 г. Нигерия, штат Лагос. При попытке хищения нефтепродукта из трубопровода произошел взрыв. Погибли десятки людей.
• 12 мая 2006 г. Нигерия, штат Лагос. Произошел взрыв на нефтепроводе при попытке хищения нефти. Погибли около 150 человек.
• 26 декабря 2006 г. Нигерия, штат" Лагос. Вандальные действия привели к взрыву нефтепровода. Погибли более 500 человек.
• 16 мая 2008 г. Нигерия, штат Лагос. Бульдозером поврежден подземный нефтепровод. В результате взрыва и последующего пожара погибли около 100 человек.
• 19 декабря 2010 г. Мексика, Сан Мартин Тексмелукан де Лабастида. Взрыв на насосной станции Ре1го1еок Мех1сапо8 привел к разгерметизации нефтепровода с последующим истечением горящей нефти. Погибли 27 человек, 52 были
• ранены. Взрыв вызван неудачной попыткой врезки в нефтепровод в целях хищения нефти.
• 12 сентября 2011 г. Кения, Найроби. В промышленном районе Лунга Лунга разгерметизировался трубопровод Кенийской трубопроводной компании, перекачивающий бензин, дизельное и реактивное топливо. Часть топлива попала в реку. Люди в соседних густонаселенных трущобах Синая начали собирать вытекающее топливо, оно взорвалось, образовав гигантский огненный шар. Пожар распространился на близлежащие трущобы. Источник воспламенения - искры с горящей свалки. Около 100 человек погибли, 116 были госпитализированы с различной степенью ожогов. Тела погибших и фрагменты построек были найдены в 300 м от места взрыва.

Среди перечисленных аварий обращают на себя внимание многочисленные случаи взрывов при аварийной разгерметизации на магистральных нефте-и продуктопроводах (МН) в Мексике, Нигерии и Кении, что, очевидно, связано с теплым климатом, способствующим при утечках образованию топлив-но-воздушных смесей (ТВС) из-за повышенной температуры окружающей среды. Большое количество пострадавших обусловлено напряженными социальными условиями близпроживающего населения.

Методические подходы к установлению минимальных безопасных расстояний условно можно разделить на три направления, основанные на использовании: фактических данных о зафиксированных при авариях зонах поражения («апостериорный» подход); расчетов максимальных размеров зон поражения; количественной оценки риска (КОР) аварий.

Достоверность данных в первом случае базируется на представительности статистических данных об известных крупных авариях на МТ, во втором - на расчете и моделировании последствий аварий с наиболее протяженными зонами поражения, в третьем - на учете вероятности возникновения аварии с определенными последствиями и использовании критериев приемлемого (допустимого) риска. В любом из этих подходов могут использоваться «коэффициенты запаса», компенсирующие неполноту существующих знаний и представлений.

Рассмотрим для каких видов МТ (газо-, нефтепроводы, трубопроводы СУГ) и в каких случаях преимущественно используются обозначенные выше подходы к установлению минимальных безопасных расстояний.

Наиболее распространенным и устоявшимся способом является определение безопасных расстояний исходя из опыта происшедших аварий на аналогичных объектах. Этот подход частично (совместно с моделированием последствий) реализован в пп. 3.16, 12.3 СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы». Анализ происшедших достаточно многочисленных аварий на МГ показывает, что размеры зон поражения людей (разлет осколков, тепловое излучение от горения струй) лежат в диапазоне от 100 до 350 м от оси трубы и определяются в первом приближении диаметром и давлением в трубопроводе. В данном случае достаточно представительная статистика аварий не требует, как правило, применения дополнительных «коэффициентов запаса» по безопасности, и минимальные безопасные расстояния принимаются эквивалентными максимальным наблюдавшимся зонам поражения

Опыт аварии под Уфой в 1989 г. обозначил повышенную опасность выбросов сжиженных углеводородных газов (СУГ), связанную с мгновенным вскипанием перегретых жидкостей и образованием протяженных облаков тяжелых газов, способных распространяться у поверхности земли с сохранением способности к воспламенению на расстоянии в несколько километров. Следствие этой катастрофы - десятикратное увеличение нормативных значений безопасных расстояний1 от МТ СУГ до объектов с присутствием людей.

Второй способ установления минимальных безопасных расстояний для МТ - расчет зон поражения при максимальной гипотетической аварии (МГА) с рассмотрением конкретного участка трубопровода (профиль трассы, задвижки и т.д.), свойств транспортируемых углеводородов, технологических параметров перекачки, условий окружающей среды и действий по локализации и ликвидации аварии. «Коэффициент запаса» по безопасности в этом случае неявно заложен в допущениях и предположениях о возникновении и развитии аварии и определяется степенью пессимистичности при выборе рассчитываемого сценария МГА.

Данный детерминистский подход основан на расчете сценария с полным разрушением МТ и максимальной дальностью распространения поражающих факторов при аварийных выбросах опасных веществ. В табл. 1 приведены примеры рассчитанных по программному комплексу ТОКСИ+ зон смертельного поражения человека при авариях на отдельных участках МТ по данным деклараций промышленной безопасности и отчетам по КОР.

Среди основных поражающих факторов, характерных для аварий на МГ, наиболее значимым по размерам зон поражения является термическая радиация от горящих струй газа (см. табл. 1).

При расчете максимальной зоны поражения на МН и МТ СУГ принимается максимальный размер утечки для рассматриваемого участка трассы, консервативно оценивается площадь разлива нефти (нефтепродукта) и рассчитывается расстояние, на которое может дрейфовать облако их паров, сохраняя способность к воспламенению.

Таблица 1

Последствия аварии	Поражающий фактор	Зона действия поражающего фактора, м
МГОЫ600, Р=5,7МПа
Расширение газа	Барическое (Воздействие^
	Механическое воздействие
Горение струи	Термическое воздействие
Пожар в котловане
МНОЫ1000, Р=6,ЗМПа
Пожар пролива	Термическое воздействие
Воспламенение облака ТВС
МТ ШФЛУ ОМ 700, Р = 5,5 МПа
Пожар пролива	Термическое воздействие
Воспламенение облака ТВС
Горение струи

Рассе­яние опасных веществ в атмосфере рассчитывается по Методическим указаниям по оценке последст­вий аварийных выбросов опасных веществ (РД-03-26-2007) при наихудших условиях рассеяния в при­земном слое атмосферы. В качестве консервативной оценки минимального безопасного расстояния при расчете дрейфа пожаровзрывоопасного облака принимается расстояние, на котором облако рас­сеивается до концентрации, равной половине ни­жнего концентрационного предела воспламенения (НКПВ), что учитывает неоднородность распреде­ления концентрации в облаке. При необходимости рассматриваются и возможность сгорания (взрыва) дрейфующего облака, и соответствующие данному процессу зоны поражения с учетом допущений.

Основанный на анализе последствий аварии подход также применим для определения безопа­сных расстояний для «типового» участка МГ, так как расстояния, установленные по расчетам терми­ческого поражения от горящих струй газа, незна­чительно отличаются от расстояний, зарегистриро­ванных при авариях, а результаты расчета по модели имеют меньший набор исходных данных и при­нятых допущений по сравнению с моделями расчета последствий аварий на МН и МТ СУГ.

Третий способ обоснования минимальных без­опасных расстояний основан на использовании КОР, позволяющей оценить возможность возник­новения аварии, в том числе МГА.

На рассматриваемом участке трассы МТ рассчи­тываются варианты выброса для всего диапазона размеров дефектных отверстий (от свища до гильотинного разрыва трубопровода) и все возможные исходы аварий на основе дерева событий.

При моделировании распределения в пространстве зон действия поражающих факторов учитываются вероятность возникновения аварии и условная вероятность развития аварии по тому или иному сценарию. Критерии поражения человека определяются по пробит-функции.

В качестве безопасного принимается расстояние, на котором рассчитанное значение потенциального риска гибели человека не превышает уровня, заданного в качестве допустимого.

Согласно п. 4.2.6 Методических указаний по проведению анализа риска опасных производственных объектов (РД 03-418-01) критерии приемлемости риска аварии определяются на основе нормативных правовых документов (например, для МТ горючих веществ целесообразно учитывать критерии) или обосновываются в проектной документации, исходя из опыта эксплуатации аналогичных объектов.

Практика использования КОР по модели, основанной на, при декларировании и разработке специальных технических условий показала, что размер зон поражения и тяжесть последствий при авариях на МТ, определяющие минимальные безопасные расстояния, связаны с технологическими параметрами трубопровода (диаметр, давление), характеристиками перекачиваемого продукта, в том числе пожаро-, взрывоопасными или токсическими свойствами, агрегатным состоянием в трубопроводе (газ, жидкость, в том числе сжиженный газ); особенностями окружающей местности (рельеф); метеоусловиями (температура воздуха, скорость и направление ветра, стратификация (устойчивость) атмосферы); уязвимостью объектов воздействия (наличие селитебных зон, производственных объектов, транспортной инфраструктуры); эффективностью системы обнаружения и ликвидации утечки, действий персонала.

Отметим, что значимость указанных факторов зависит от вида МТ (МГ, МН или МТ СУГ).

Например, основными факторами, определяющими сценарии развития аварий на МГ и зоны поражения людей являются: несущая способность грунта, давление в месте разрыва, расположение места разрыва относительно компрессорных станций и линейных запорных кранов, а метеорологические факторы (скорость и направление ветра, класс стабильности атмосферы, влажность воздуха) влияют незначительно.

Напротив, для МТ СУГ, наибольшая аварийная опасность которых определяется возможностью дрейфа и воспламенения облаков ТВ С, размеры зон поражения существенно зависят от метеорологических факторов в момент аварии.

Также отметим слабое влияние расстояний между узлами запорной арматуры на рассчитанные максимальные зоны поражения при авариях

Расчеты минимальных безопасных расстояний с использованием методологии количественного анализа риска аварий показывают, что для современных продуктопроводов СУГ размеры аварийно-опасных зон для пребывания людей не превышают 1,4 км, тогда как детерминистские расчеты дают оценку размеров зон смертельного поражения до 2,4 км. Соотношения размеров зон, рассчитанных по разным подходам, зависят от вероятности возникновения аварии, рассматриваемой в качестве МГА.

Таким образом, из анализа нормативной базы, аварий и результатов расчета последствий аварийных выбросов опасных веществ и оценки риска аварий на МТ можно сделать следующие выводы:

1. Установлено влияние на размеры зон поражения и безопасных расстояний технологических параметров трубопровода, характеристик перекачиваемого продукта, особенностей окружающей местности, метеоусловий и иных факторов. Значимость указанных факторов зависит от вида МТ (МГ, МН или МТ СУГ), поэтому для решения практических задач необходимы анализ опасности конкретных участков МТ и обоснованный выбор критериев безопасности.

2. Применение методологии количественной оценки риска позволяет обосновывать минимальные безопасные расстояния, размер которых может быть существенно меньше нормативных или определенных зон поражения при МГА.

3. Представленные результаты предлагается использовать при разработке нормативных документов по безопасности объектов трубопроводного транспорта, в том числе законопроекта - Технического регламента о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов и Правил безопасности для магистральных трубопроводов

Таблица 3

Параметры трубопро­вода	Район проклад­ки трубопровода	Расстояние по СНиП 2.05.06-85* (до населенных пунктов), м	Зона действия поражающих факторов при МГА, м	Расстояние, м, на кото­ром достигается потен­циальный риск гибели человека, год- 1
ОМ 250, Р а6 = 1 ,8 МПа	Самарская обл.
ОМ 500, /> ра6 = 3,3 МПа	Ямало-Ненец­кий автономный округ	Не определено (для продуктопроводов ОЫ 400 - 3000-5000 м)
ОМ 700, Р раб = 5,5МПа	Ханты-Мансий­ский автоном­ный округ

По территории Обоянского района проходит магистральный газопровод «Щебелинка-Курск-Брянск».
Наиболее опасным участком является пересечение газопровода с рекой Псел в районе города Обоянь.

Вследствие аварии на газопроводе возможно возникновение следующих поражающих факторов:

1. воздушная ударная волна;
2. разлет осколков;
3. термическое воздействие пожара.

Анализ аварий на магистральных газопроводах показывает, что наибольшую опасность представляют пожары, возникающие после разрыва трубопроводов, которые бывают двух типов: пожар в котловане (колонного типа) и пожар струевого типа в районах торцевых участков разрыва. Первоначальный возможный взрыв газа и разлет осколков (зона поражения несколько десятков метров), учитывая подземную прокладку газопровода и различные удаления объектов по пути трассы, возможные зоны поражения необходимо рассматривать конкретно для каждого объекта.
Возможные радиусы термического поражения приведены в Таблице 18.

Выводы:

При аварии на магистральном газопроводе возможно возгорание зданий и поражение людей при пожаре струевого типа на удалении от места аварии до 1200 м.

Учитывая существенное расширение границ селитебной зоны населенных пунктов после завершения строительства газопроводов часть зданий, сооружений и жилых домов попадают в зону поражающих факторов при аварии на данных магистральных газопроводах.

При возникновении пожара (взрыва газовоздушной смеси) на одном из участков магистрального газопровода радиус вероятной зоны поражения может достигать 0,5 км. Ожидается гибель персонала, получателей сжиженного газа свыше 30 человек и 1-3 единиц техники. Вероятное количество населения, попадающего в зону чрезвычайной ситуации до 1000 чел. (по признаку нарушения условий жизнеобеспечения). В результате аварии потеря газа может составить до 100 тыс. м3, экономический ущерб - до 7 тыс. МРОТ.

V. Аварии на магистральных нефтепроводах

По территории района проходит нефтепровод Мичуринск - Кременчуг "Дружба". Диаметр нефтепровода составляет 720 мм. Протяженность нефтепровода - 270 км. Рабочее давление 41 кг/см2. Производительность 30 тыс.т./сут. Количество нефти, находящейся в нефтепроводе составляет 106845 т, что значительно превышает величину порогового количества, определенного для ЛВЖ (50000 т). Магистральный нефтепровод по гражданской обороне не категорируется.
Виды возможных чрезвычайных ситуаций:

1. Разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации линейного участка с последующим возгоранием и возможным взрывом паров нефтепродуктов. Так как нефтепродуктопровод проходит на значительном расстоянии от населенных пунктов и промышленных объектов, поэтому в случае взрыва или пожара они не пострадают. Тяжелые последствия прогнозируются на пересечениях с железными дорогами. В этом случае возможен выход из строя железных дорог, ЛЭП, значительный экономический ущерб.

2. Разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации подводного перехода. В этом случае возможно попадание нефтепродуктов в реки (до 1,5 тыс. м3) и ее распространение вниз по течению, что приведет к гибели флоры и фауны, загрязнению прибрежной полосы нефтепродуктами.

Площадь вероятной зоны чрезвычайной ситуации - до 2000 м2 на суше и 48000 м 2 на реке. Вероятное количество населения, попадающее в зону чрезвычайной ситуации до 800 чел. Вероятные социально-экономические последствия при возникновении чрезвычайной ситуации:

1. экономический ущерб - до 30 тыс. МРОТ;
2. пострадавшие - до 150 чел.;
3. нарушение условий жизнедеятельности - до 800 чел.

При распространении разлива нефтепродуктов возможно загрязнение рек и водоемов, вынесение нефтепродуктов на береговую линию и частично нарушение жизнедеятельности населения, проживающего в населенных пунктах, расположенных ниже по течению рек.

Наиболее вероятные причины разливов нефтепродуктов:

Аварии в результате внешней/внутренней коррозии стенок трубопровода;
аварии при воздействии высоких температур при пожаре;
аварии в результате хрупкого разрушения при низких температурах;
аварии на трубопроводах и оборудовании при стихийных бедствиях и террористических актах;
аварии в результате механических повреждений;
аварии в результате брака строительно-монтажных работ;
аварии в результате нарушения технологии перекачки нефтепродуктов.

Основными процессами при разлитии нефтепродуктов могут быть:

Растекание;
испарение;
дисперсия;
растворение;
эмульгирование.

Возможны следующие сценарии возможного поведения нефтепродуктов в районах аварий и разливов на воде в зависимости от сезона года:

1. Безледовый период.

Попадая в реку, ручей или источник, нефтепродукты начинают распространяться, увлекаясь поверхностным течением. При этом образуется вытянутое пятно. В общем случае нефтепродукты будут стремиться скапливаться в участках спокойной воды или в водоворотах на изгибах рек, в извилистых реках, ручьях или в других местах, где скорость течения замедляется. Островки нефтепродуктов могут образоваться в местах, где скапливаются деревья и мусор.
Перемещение и удаление нефтяных пятен от источника аварии будет в первую очередь определяться скоростью течения реки и направлением ветра. Под действием течения нефтепродукты переносится вниз по реке, а ветер сместит пятно к одному из берегов.

2. Ледовый период.

Перемещение пятна нефтепродуктов не зависит от направления ветра. Плавающие нефтепродукты, попав под лед, будут двигаться по подводной части ледяного поля, которая обычно имеет неровную поверхность. Подвижность нефтепродуктов уменьшается. Скорость перемещения пятна нефтепродуктов подо льдом составляет 10-50% от скорости потока в приледном слое воды толщиной 0,1 м, в зависимости от шероховатости нижней поверхности льда. При скоростях движения воды менее 0,1 м/с пятно нефтепродуктов под ледяным покровом может оставаться в неподвижном состоянии.

Распространение нефтепродуктов под ледяным покровом может находиться в виде отдельных капель, сливаться в небольшие пятна или сплошные ковры. При этом толщина этих образований не превышает 5-10 мм.

При нарастании льда неподвижные нефтепродукты вмерзают в лед и в дальнейшем находятся в толще льда в виде вмороженных капель или отдельных линз.

Характер распространения пятна нефтепродуктов зависит от формы русловой части реки, скорости течения и времени, прошедшего с момента начала аварии.

Локализация аварийного нефтезагрязнения воды и прибрежных территорий

Основным способом локализации распространения нефтепродуктов является установка боновых заграждений на локализационных площадках. На места установки боновых заграждений выезжают бригады аварийно-спасательных подразделений в соответствии с разработанным типовым или ситуационным планом. Технические средства - боновые заграждения, нефтесборщики для очистки загрязненных вод. На малых реках допускается создание земляных дамб с водопропускными трубами.

В ледовый период время локализации пятна нефтепродуктов зависит от времени на устройство во льду прорези и майны. Наименьшая допустимая толщина ледяного покрова для выполнения работ может определяться согласно РД153-39.4-114-01 (п. 5.7.39).

За границей боновых заграждений производят контроль наличия нефтепродуктов. В случае обнаружения нефтепродуктов устанавливают дополнительный рубеж боновых заграждений.

В период половодья состояние водного объекта характерно как для ледового, так и для безледового периода. В данном случае мероприятия и объемы работ планируются в зависимости от погодных условий, преобладания признаков ледового (безледового) периода и состояния подъездных путей к рубежам локализации.

Расстановка рубежей локализации производилась с учетом географических особенностей района, а также временем подхода нефтепродуктов к конкретному рубежу локализации. Выбор рубежа локализации определяется руководителем КЧС в зависимости от условий разлива, ситуации и метеорологических условий. При сложных метеорологических условиях рубежи локализации уточняются на основании конкретных гидрометеорологических условий.

Проведение АСНДР будет затруднено высокой температурой в очаге пожара, потребует применения специализированных формирований. Локализация и ликвидация последствий ЧС потребует привлечения значительных финансовых, материальных и людских ресурсов.

---