Подземные магистральные газопроводы. Ликвидация аварий на газопроводе

Аварийно-спасательные работы на газопроводе

Подземные магистральные газопроводы. Ликвидация аварий на газопроводе

Решение об эвакуации населения из загазованного помещения принимается при содержании в воздухе более 1 % природного и 0,4 % сжиженного газа.

К аварийным относятся работы по ликвидации: проникновения газа в здания и сооружения, закупорок и других повреждений, связанных с нарушением режима газоснабжения, утечек газа в различных помещениях, а также работы, выполняемые при взрывах и пожарах.

Аварийные работы требуют безотлагательных действий по их устранению. Поэтому они проводятся без наряда на газоопасные работы до момента ликвидации прямой угрозы людям и материальным ценностям, после чего работы выполняются по наряду.

Перед началом ликвидации аварии на газопроводе нужно отключить его поврежденный участок и перекрыть газопровод запорными устройствами (задвижки, замки), которые размещены непосредственно на нем, а также у газгольдерных станций. При разрывах труб газопровода или срезах их концы заделывают деревянными пробками, обматывают листовой резиной или обмазывают глиной, заваривают трещины на трубах и устанавливают муфты.

На загазованной территории может произойти взрыв газа. Чтобы это не произошло, нельзя зажигать спички и зажигалки, курить, пользоваться инструментом с искрообразованием, использовать механизмы и машины с включенными двигателями.

Работы на находящихся под высоким давлением и расположенных в помещениях газопроводах производятся только инструментом, изготовленным из цветного металла. Для исключения искрообразования стальной инструмент смазывается минерализованной смазкой.

Если рабочее место нужно осветить, применяются только взрывобезопасные аккумуляторные фонари.

Аварии на подземных газопроводах являются наиболее опасными. Поэтому при получении сообщения об аварийном повреждении газопровода, появлении запаха газа в зданиях или сооружениях должны быть приняты немедленные меры к выявлению и устранению повреждения газопровода.

В здания и сооружения газ может проникнуть непосредственно по грунту через фундаменты (или под ними) зданий, но чаще всего газ проходит по различным подземным коммуникациям: каналам теплосети, газовым, водопроводным и канализационным вводам и т. п.

Особенно опасно попадание газа в каналы теплосети и телефонные, так как по ним газ может распространяться на значительное расстояние, измеряемое сотнями метров, и одновременно проникать, в первую очередь по вводам, в нескольких зданий.

Опасность увеличивается с повышением давления в газопроводах.

Признаком повреждения подземного газопровода может быть запах газа в подвале здания, в подъезде или на лестничной клетке здания, на улице, в колодце, тоннеле.

При локализации аварии рекомендуется такая последовательность проведения работ:

  • – принимается заявка, заявитель инструктируется по мерам безопасности до прибытия аварийной бригады;
  • – заявка регистрируется и аварийной бригаде выписывается наряд;
  • – проводится краткий инструктаж аварийной бригаде о порядке выполнения газовых работ иа объекте, подготавливается необходимая исполнительно-техническая документация;
  • – на месте аварии расставляются предупредительные и запрещающие знаки у въезда на аварийный объект, охраняются входы в подвал и лестничные клетки для недопущения огня в загазованном помещении;
  • – определяется концентрация горючего газа в подвале, на лестничных клетках и в помещениях первого этажа газоанализаторами и газоиндикаторами во взрывобезопасном исполнении;
  • – при концентрации природного газа до 1 %, сжиженного до 0,4 % и отсутствии газа в помещениях первого этажа производится интенсивная вентиляция подвала, лестничной клетки и помещений первого этажа; существляется постоянный контроль за изменением концентрации газа; отыскиваются места утечек газа; проверяются иа загазованность соседние подвалы, тоннели, колодцы и другие смежные коммуникации.

Если установить точное место повреждения газопровода быстро не удалось, а поступление газа в подвал продолжается, отрывается траншея в местах возможного поступления газа в него

После выполнения всех перечисленных выше работ, в результате которых руководитель аварийной бригады может быть уверен в том, что ситуация на месте аварии находится под контролем бригады и опасность взрывов, пожаров, несчастных случаев и прочих осложнений полностью исключена, должны быть приняты меры к отысканию места утечки газа из подземного газопровода.

Отыскание мест повреждения и их устранение производятся согласно плану ликвидации аварий и технологических карт по ремонту повреждений на газопроводах.

Наиболее трудно отыскать утечки газа в условиях сложной системы разветвления подземных газовых сетей, находящихся под плотным дорожным покрытием проездов и пересекающихся с большим числом других коммуникаций. Еще больше осложняет эту работу промерзание грунта.

В связи с этим должны приниматься меры по проверке наличия газа во всех смежных коммуникациях, колодцах, каналах, приниматься меры по их интенсивной вентиляции. Необходимо выявить наиболее загазованную зону и наиболее вероятные участки поврежденных газопроводов.

При утечке газа может образоваться возгорание и впоследствии взрыв, чтобы этого не произошло нужно своевременно тушить пламя. Во время тушения пожара на газопроводе нужно его охлаждать.

Чтобы избежать разрушений, разрывов и деформаций нельзя допускать попадание воды на газопровод и оборудование, работающее при высокой температуре.

В таких случаях их защиту и охлаждение необходимо согласовать с техническим персоналом данного объекта.

Согласно плану взаимодействия служб диспетчер вызывает на аварийный объект службы скорой помощи, домоуправления (при необходимости — милицию).

Любые аварийные работы организуются и проводятся на основе:

  • – единоначалия и вытекающей из этого положения ответственности за каждое принятое (или не принятое) решения руководителя работ;
  • – предварительного распределения обязанностей и объема работы среди членов аварийной бригады с их последующей корректировкой руководителем в зависимости от развития аварийной ситуации;
  • -обязательного доклада каждым исполнителем результатов выполнения порученного дела (отдельной операции) для получения от руководителя следующего задания;
  • – безусловного обеспечения максимальной степени безопасности для себя лично, своих товарищей и окружающей среды при минимальном расходе времени на каждую операцию в отдельности и всю работу в целом;
  • – максимальной занятости всех членов бригады с учетом параллельного выполнения возможно большего числа операций;
  • – личного контроля руководителя за самыми сложными и опасными операциями и участками работы.

Источник: https://vuzlit.ru/126991/avariyno_spasatelnye_raboty_gazoprovode

Вызов: Анализ основных причин аварий, произошедших на магистральных газопроводах – Журнал «Инженерная защита»

Подземные магистральные газопроводы. Ликвидация аварий на газопроводе

Авторы:

Сергей Савонин
ООО «Городской центр экспертиз». Руководитель департамента экспертизы промышленной безопасности Зинаида Арсентьева ООО «ГЦЭ-Энерго». Руководитель департамента разработки планов ликвидации аварийных ситуаций (ПЛАС)

Алексей Москаленко
ООО «Городской центр экспертиз». Руководитель департамента анализа риска

Антон Чугунов
ООО «Городской центр экспертиз». Эксперт департамента экспертизы промышленной безопасности

Алексей Тюндер
ООО «Городской центр экспертиз». Эксперт департамента анализа рисков

Аннотация

На сегодняшний день общая протяженность линейной части магистральных трубопроводов в Российской Федерации составляет более 242 тыс. км, из которых: магистральные газопроводы — 166 тыс. км; магистральные нефтепроводы — 52,5 тыс. км; магистральные продуктопроводы — 21,836 тыс. км.

В настоящее время в системе магистрального трубопроводного транспорта эксплуатируется более 7000 поднадзорных Ростехнадзору объектов. Специфика эксплуатации трубопроводного транспорта напрямую связана с риском каскадного развития аварий.

Поэтому обеспечение безопасности магистральных нефтегазопродуктопроводов имеет огромное значение для энергетической безопасности страны.

Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение работоспособного состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов.

Многочисленные обследования показывают, что подземные газопроводы, работающие при нормальных режимах, находятся в удовлетворительном состоянии в течение нескольких десятков лет.

Этому способствует то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных газопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.

Известно, что основная часть газотранспортной системы России была построена в 70–80-е годы прошлого века. К настоящему времени износ основных фондов по линейной части магистральных газопроводов составляет более половины, а точнее — 5 7,2 %.

Большая часть магистральных газопроводов имеет под земную конструктивную схему прокладки. На подземные трубопроводы воздействуют коррозионно-активные грунты. Под воздействием коррозионного износа металла уменьшается толщина стенки труб, что в свою очередь может привести к возникновению аварийных ситуаций на МГ.

Безопасность объектов трубопроводного транспорта должна быть максимально высокой для обеспечения надежных бесперебойных поставок углеводородного сырья, а угроза возникновения аварий — минимизирована.

Как правило, большинство дефектов на газопроводах появляется в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера которых связано с рядом трудностей и большими материальными затратами.

Совершенно очевидно, что вскрытие газопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность объекта.

Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилия специализированных научно-и сследовательских и проектных организаций направлены на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия.

Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.

Основные сценарии возможных аварий на газопроводах связаны с разрывом труб на полное сечение и истечением газа в атмосферу в критическом режиме (со скоростью звука) из двух концов газопровода (вверх и вниз по потоку).

Протяженность разрыва и вероятность загорания газа имеют определенную связь как с технологическими параметрами трубопровода (его энергетическим потенциалом), так и с характеристиками грунта (плотность, наличие каменистых включений).

Для трубопроводов большого диаметра (1200–1400 мм) характерны протяженные разрывы (50–70 м и более) и высокая вероятность загорания газа (0,6–0,7).

Горение газа может протекать в двух основных режимах. Первый из них предстает, как правило, в виде двух независимых (слабо взаимодействующих) настильных струй пламени с ориентацией, близкой к оси газопровода.

Это характерно в основном для трубопроводов большого диаметра (режим «струйного» пламени). Ко второму следует отнести результирующий (по расходу газа) столб огня с близкой к вертикальной ориентацией (горение «в котловане»).

Данный режим горения газа более характерен для трубопроводов относительно малого диаметра.

Рис. 1. Суммарное распределение причин аварий на магистральных газопроводах по данным Ростехнадзора за 2005–2013 гг.

Количество природного газа, способного участвовать в аварии, зависит от диаметра газопровода, рабочего давления, места разрыва, времени идентификации разрыва, особенностей расстановки и надежности срабатывания линейной арматуры.

Согласно статистике, средние потери газа на одну аварию варьируются в диапазоне от двух с половиной до трех миллионов кубометров.

Рис. 2.

Распределение аварий на линейной части газопроводов разных диаметров по причинам их возникновения

Для анализа причин и прогнозирования на ближайшую перспективу ожидае мой интенсивности аварий были использованы данные и обобщения, публикуемые в официальных источниках, в том числе в ежегодных отчетах Ростехнадзора. Результаты анализа сведений, содержащихся в ежегодных отчетах о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (http://www.gosnadzor. ru/public/annual_reports/) приведены в табл. 1.

Таблица 1

Обобщенные сведения об аварийности и дефектности на газопроводах ОАО «Газпром» за период с 1991 по 2002 г. приведены табл. 2.

Таблица 2

Из вышеприведенных данных видно, что наибольшее число аварий на линейной части МГ происходило вследствие наружной и внутренней коррозии (26 %), брака строительно-монтажных работ (25,8 %) и механических повреждений (21 %).

Отдельно можно выделить аварии, происходившие на участках переходов через водные преграды как наиболее сложные в инженерном отношении участки линейной части МГ.

Таблица 3. Изменение интенсивности аварий (кол. аварий / 1000 км в год) на газопроводах РФ различных диаметров, 2000–2010 гг.Таблица 4.

Влияние продолжительности эксплуатации на относительные показатели аварийности газопроводов

Необходимо отметить четко прослеживаемую зависимость частоты возникновения аварий на линейной части газопровода от срока его эксплуатации.

Данная зависимость представлена в табл. 4. В том числе с разбивкой по различным диаметрам (табл. 5).

Таблица 5. Распределение аварий (в % от общего их числа) для газопроводов разных диаметров в зависимости от срока их эксплуатации

Анализ статистических данных показал, что интенсивность аварий на магистральных трубопроводах имеет выраженный региональный характер, т. е.

определяется не только общими показателями научно-т ехнического прогресса в отрасли, но и целым рядом локальных факторов климатического, инженерно-г еологического и геодинамического характера, особенностями сооружения и эксплуатации конкретного участка, развитостью промышленной и транспортной инфраструктуры, общей хозяйственной активностью в регионе. Основную опасность аварийной разгерметизации газопроводов представляют:

  1. Участки газопроводов после компрессорных станций (до 5 км) — вследствие нестационарных динамических нагрузок;
  2. Участки газопроводов на узлах подключения;
  3. Участки подводных переходов;
  4. Участки, проходящие вблизи населенных пунктов и районов с высоким уровнем антропогенной активности (районы строительства, пересечения с автомобильными и железными дорогами).

Важно отметить, что после 1990 года на газопроводах России не было аварий типа лавинного разрушения. Это явилось результатом повышения уровня технических требований к трубам и сварным соединениям. Кроме того, улучшилось качество проектных работ, вырос уровень технического обслуживания газопроводов.

Имеющиеся статистические данные свидетельствуют о том, что соблюдение установленных нормативных расстояний при укладке в одном коридоре различных веток магистральных газопроводов является мерой, достаточной для предотвращения вариантов цепного развития аварий (т.е. происходящих по принципу «домино»).

Проявление аварийности на магистральных газопроводах, представляющих протяженные линейные сооружения, носит ярко выраженный территориальный характер. Региональное проявление аварийности связано с различием в разных регионах инженерно-геологических особенностей трасс, состоянием сети дорог, общим уровнем промышленного и сельскохозяйственного развития и проч.

Проведенный анализ показал, что скорость коррозии севернее 60-й параллели в естественных почвенных условиях вследствие относительно низких температур в 15–20 раз выше, чем, например, в районах Средней Азии.

Вследствие влияния климатических факторов в совокупности с региональными характеристиками коррозионной активности грунтов интенсивность отказов в северной зоне в 1,4 раза, а в южной – в 16 раз превышает значение λср для средней полосы.

Особое значение имеют показатели региональной сельскохозяйственной и промышленной активности, влияющей на механическую и коррозионную повреждаемость магистральных трубопроводов. Региональный характер проявления аварийности, помимо общих технологических причин и антропогенного влияния, определяется сложными геодинамическими процессами в верхнем слое земной коры.

Анализ показал существенные различия (до 40 раз) в интенсивности аварий в разных областях Российской Федерации. Это необходимо учитывать при анализе риска путем соответствующей коррекции λср по данным аварийности конкретного региона (области) или предприятия.

В ряде районов, помимо этого, необходимо производить более детальные уточнения с учетом конкретной местной специфики трассы трубопровода.

Из-за отсутствия инженерных методик такие уточнения рекомендуется выполнять введением специального коэффициента, определяемого методом экспертных оценок.

Также нередко причинами отказов являются плановые и глубинные деформации русла рек в створе перехода, размывы берегов, механические повреждения судовыми якорями, волокушами, льдом, потеря устойчивости трубопровода, коррозия и брак труб, а также дефекты строительно-монтажных работ.

Результаты выполненного ООО «ВНИИГАЗ» обобщения данных фирмы «Подводгазэнергосервис» и ИЦ «ВНИИСТ-Поиск» по основным причинам повреждений на подводных переходах приведены в табл. 6.

Таблица 6

Аварии в русловой части чаще всего происходят в период весеннего паводка. Благодаря созданной в ОАО «Газпром» системе периодического контроля и профилактического ремонта аварии на этой части переходов сейчас довольно редки. По оценкам специалистов, интенсивность аварий в русловой части переходов примерно в 5–7 раз выше аналогичного показателя для смежных «сухопутных» участков.

В пойменной части подводных переходов разрывы трубопроводов возникают в основном в зимнее время.

Это объясняется тем, что из-за нарушения изоляционного покрытия отдельных участков газопроводов на них может возникнуть коррозия, связанная с повышенной увлажненностью почв и интенсивными геохимическими процессами.

Ослабленные коррозией участки труб могут быть легко разрушены под воздействием интенсивных сжимающих нагрузок со стороны обводненных грунтов при их промерзании.

Следует выделить основные проблемы, решение которых позволит в некоторой степени уменьшить аварийность объектов газового профиля.

Во-первых, основной упор делается на противодействие видимым (актуальным на сегодня) опасностям в ущерб деятельности по профилактике опасностей на стадии проектирования и ранних стадиях жизненного цикла объекта.

Во-вторых, происходит многократное повторение однотипных чрезвычайных ситуаций по причине отсутствия механизмов учета опыта расследования инцидентов, отказов и аварий в профилактике ЧС на стадиях проектирования, строительства, реконструкции и эксплуатации объекта.

Кроме того, можно отметить недостаточную эффективность действующих служб мониторинга. Службы отслеживания фактической обстановки на предприятиях, как правило, ограничиваются фиксацией «физических» явлений и процессов. Они не встроены в системы, обеспечивающие синтез и анализ наблюдений, принятие управленческих решений и корректировку собственной деятельности.

Литература

  1. Материалы ежегодных отчетов о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору за 2004-2014 года (http://www.gosnadzor.ru/public/annual_reports/).
  2. Промышленная безопасность и надежность магистральных трубопроводов / Под ред. А.И. Владимирова, В.Я. Кершенбаума. – М.

    : Национальный институт нефти и газа, 2009. 696 с.

  3. Башкин В.Н., Галиулин Р.В., Галиулина Р.А. Аварийные выбросы природного газа: проблемы и пути их решения // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2010. № 8. С. 4-11.
  4. Лисанов М.В., Савина А.В., Дегтярев Д.В. и др.

    Анализ Российских и зарубежных данных по аварийности на объектах трубопроводного транспорта //Безопасность труда в промышленности. 2010. № 7 С. 16-22.

  5. Лисанов М.В., Сумской С.И., Савина А.В. и др.

    Анализ риска магистральных нефтепроводов при обосновании проектных решений, компенсирующих отступления от действующих требований безопасности // Безопасность труда в промышленности. 2010. №3. С. 58-66.

  6. Мокроусов С.Н. Проблемы обеспечения безопасности магистральных и межпромысловых нефтегазопродуктопроводов.

    Организационные аспекты предупреждения несанкционированных врезок // Безопасность труда в промышленности. 2006. № 9. С. 16-19.

  7. Ревазов А.М. Анализ чрезвычайных и аварийных ситуаций на объектах магистрального газопроводного транспорта и меры по предупреждению их возникновения и снижению последствий // Управление качеством в нефтегазовом комплексе.

    2010. № 1. С. 68-70.

  8. Шумайлов А.С., Гуменов А.Г., Молдованов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1992. – 251 с.
  9. Анализ аварий и несчастных случаев на трубопроводном транспорте России: учеб. пособие для вузов/ Под ред. Б.Е. Прусенко, В.Ф. Мартынюка. – М.: Анализ опасностей, 2003. – 351 с.
  10. Шумайлов А.С.

    , Гуменов А.Г., Молдованов О.И. Диагностика магистральных трубопроводов. – М.: Недра, 1992. – 251 с.

авария, газопровод, коррозия, паводок Статья была опубликована в выпуске журнала «Инженерная защита», выпуск №11 (ноябрь – декабрь 2015) Наши партнеры: ООО «Городской центр экспертиз»

Источник: https://territoryengineering.ru/vyzov/analiz-osnovnyh-prichin-avarij-proizoshedshih-na-magistralnyh-gazoprovodah/

Ликвидация аварии на газопроводах — студопедия

Подземные магистральные газопроводы. Ликвидация аварий на газопроводе

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

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

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

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

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

Если на газопроводе появились трещины в сварных стыках или по целому металлу, то дефектные участки удаляют, а на их место вваривают патрубки. При этом по обе стороны от де­фекта вырезают отверстия для установки резиновых запорных шаров.

В последние закачивают воздух, создавая давление 4—5 кПа, а затем приступают к вырезке аварийного участка. При проведении огневых работ внимательно следят за давле­нием газа в газопроводе.

Для этого в нем сверлят отверстие диаметром 3—4 мм, в которое вставляют штуцер для подсое­динения 11-образного манометра. Сварочные работы выполняют аналогично описанным ранее.

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

По окончании сварочных работ новые швы проверяют фи­зическими методами контроля, а затем извлекают резиновые шары. Отверстия для шаров заваривают. Из газопровода вы­тесняют воздух, для чего отключенный участок продувают в одном направлении. Газ выпускают через свечу. При про­дувке давление газа должно быть не более 0,1 МПа.

Продувку газопровода заканчивают, если количество кислорода в вы­тесняемой через свечи газовой смеси составляет не более 2 % по объему. Отремонтированный участок испытывают под ра­бочим давлением. После наложения на приваренный патрубок изоляционного покрытия отремонтированный участок засы­пают, уплотняя грунт под трубопроводом.

Огневые работы на действующих газопроводах, транспорти­рующих сырье с высоким содержанием сероводорода, реко­мендуется проводить в следующем порядке. Участок ремонти­руемого газопровода 2 (рис.

90) отключают линейными кра­нами 1. В нем давление газа снижают до 200 — 500 Па,. Избыточное давление газа контролируют жидкостными маномет­рами.

При выполнении плановых огневых работ на газопро­водах, транспортирующих сырье, в котором содержание серо–246

водорода превышает й,02 г/м3, участок между линейными кранами предварительно заполняют очищенным газом.

На заменяемом участке 5 трубопровода, который размечен в котловане, вырезают технологическое отверстие 6 диаметром около 160 мм для ввода в трубопровод резиновых запорных оболочек.

Если в трубопроводе содержится большое количество жидкости (воды, конденсата), то заменяемый участок предва­рительно продувают газом до полного ее удаления.

Небольшое количество жидких веществ откачивают в специальные сбор­ные емкости для последующей утилизации.

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

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

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

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

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

После установки запорных оболочек в рабочее положение гибкие трубки 11 укладывают в полость трубопровода так, чтобы не повредить их при огневой резке трубы. Заменяемый участок вырезают. На его место устанавливают новый элемент. После вварки этого элемента приступают к заключительным операциям.

По завершении работ в котловане участок газо­провода между линейными кранами с целью вытеснения из него атмосферного воздуха продувают газом через продувоч­ные свечи до остаточной объемной доли кислорода в газе не более 2 %.

При выполнении этой операции запорные оболочки извлекают из трубопровода через узлы приема поршней или продувочные свечи.

ОРГАНИЗАЦИЯ И ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПРИ ВРЕЗКЕ ОТВОДОВ В ДЕЙСТВУЮЩИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

В процессе эксплуатации часто приходится выполнять врезку для подключения новых линий к действующему трубо­проводу, устройства камер приема и пуска скребка, обводных, линий, подключения лупингов. Врезка — процесс трудоемкий и пожароопасный.

Применяющиеся в настоящее время безог­невые (холодные) способы врезки позволяют уменьшить сте­пень пожароопасности, сокращают объем и время проведения1 работ, которые осуществляют без остановки перекачки нефти: или газа и практически без потерь транспортируемого про­дукта.

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

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

Червячное колесо редуктора разрезано по средней плоско­сти на две части. Нижняя половина 13 червячного колеса об­разует со шпинделем 8 пару «винт — гайка», а верхняя поло­вина 12 посажена свободно на ступицу нижней половины и-имеет кулачки, взаимодействующие с кулачковой муфтой //,.

которая вместе со шпинделем образует подвижное шпоночное соединение. С помощью механизма переключения 5 кулачковая муфта сцепляется то с кулачками верхней половины 12 червяч­ного колеса, то с кулачками полумуфты 6, жестко закреплен­ной на редукторе 4.

В результате этого осуществляется соот­ветственно рабочая и ускоренная подача режущего инстру­мента.

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

В качестве ” режущего инструмента применена то|рцовая кольцевая фреза 3, “закрепленная вместе со сверлом 15 на конце шпинделя 8. Установка оснащена сменными корпусами 14 и фрезами для вырезки отверстий различного диаметра.

Все корпуса имеют патрубок 1 с фланцем 2. Через патрубок осу­ществляется подача “охлаждающей жидкости.

К нему крепится насос, с помощью которого проводится огарессовка корпуса установки, задвижки и приваренного к действующему трубо­проводу патрубка.

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

При проведении сварочных работ давление в трубопроводе, по которому ведется перекачка продукта, не должно превышать 2 МПа. По окончании сварочных работ оно может быть уве­личено до рабочего.

К приваренному патрубку с фланцем кре­пят задвижку, под которой устанавливают временную опору. К ответному” фланцу задвижки крепят установку.

Перед фре­зерованием отверстия всю полость от трубопровода до уста­новки заполняют эмульсией для охлаждения и смазки режу-

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

После этого режущий инструмент через открытую задвижку подводят к поверхности трубы и фрезеруют отверстие. По окончании операции режущий инструмент вместе с вырезанным «пятаком» отводят в исходное положение.

Задвижку закры­вают, а установку демонтируют. К задвижке присоединяют отвод. На этом работа по врезке отвода заканчивается. При врезке отвода установку обслуживает один человек. Макси­мальное время вырезки отверстия составляет 25 мин.

Масса установки 306 кг.

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

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

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

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

После определения точки подключения будущего отвода к трубопроводу отрывают котлован, наружную поверхность трубопровода очищают от изолирующих покрытий и продуктов коррозии.

На зачищенную поверхность трубопровода и внут­реннюю поверхность обеих половин стыковочного узла тонким слоем наносят герметик, приготавливаемый на базе эпоксид­ных смол с добавлением необходимых наполнителей и пласти­фикаторов, которые обеспечивают надежную эксплуатацию стыковочного узла в течение всего периода работы трубопро­вода.

В момент затяжки шпилечного соединения герметик за­полняет раковины и микротрещины. Надежность всего узла проверяют гидравлическим испытанием на прочность и гер­метичность. После этого к фланцу запорного устройства сты­ковочного узла монтируют фрезерную установку.

Фрезерную установку подключают к передвижной электро­станции. Электропривод через редуктор передает вращатель­ное движение режущему инструменту, который подводят к телу трубы через открытое запорное устройство.

Для предотвра­щения гидроудара при врезке под давлением тело трубы сна­чала просверливают сверлом. После сверления в течение 30— 40 с выравнивают давление в трубопроводе и полости патрубка отвода, затем начинается фрезерование.

Режим фрезерования регулируют штурвалом привода подачи.

Конструкция режущего инструмента обеспечивает своевре­менное изъятие стружки и вырезаемого элемента тела трубы кз рабочей зоны и исключает попадание их в газопровод.

По окончании фрезерования режущий инструмент выводят в край­нее правое положение, а запорное устройство на патрубке отвода переводят в закрытое положение.

Через продувочный штуцер установки газ сбрасывают из полости между рабочим органом запорного устройства и присоединительным фланцем установки до достижения атмосферного давления. К запор­ному устройству патрубка присоединяют газопровод-отвод или технологическую линию.

Глава 11

Источник: https://studopedia.ru/19_78196_likvidatsiya-avarii-na-gazoprovodah.html

Оценка аварийных ситуаций на газопроводе

Подземные магистральные газопроводы. Ликвидация аварий на газопроводе
Подробности Категория: Проектировщикам

Возникновение аварийных разрывов на газопроводах, а также на подключенных к ним сосудах и аппаратах связано с физическими эффектами двух видов:

  • внутренними – нестационарными газодинамическими процессами в самих трубопроводах или сосудах, определяющими динамику выброса природного газа в атмосферу;
  • внешними – определяющими воздействие процесса разрушения участка трубопровода или сосуда высокого давления на окружающую среду. Внешние эффекты сопровождаются:
  • образованием волн сжатия за счет расширения в атмосфере природного газа, выброшенного под давлением из разрушенного участка трубопровода (сосуда), а также волн сжатия, образующихся при воспламенении подводящих и отводящих газопроводов и расширении продуктов его сгорания;
  • образованием и разлетом осколков (фрагментов) разрушенного участка трубопровода (сосуда, аппарата);
  • термическим воздействием пожара на окружающую среду.

В результате реализации опасности на промышленном объекте образуются поражающие факторы (ПФ) для населения, персонала, окружающей среды и самого объекта. Анализ последствий реальных аварий в промышленности позволяет определить наиболее характерные поражающие факторы.

К ним относятся:

  • воздушная ударная волна взрывов облаков топливовоздушных смесей (ТВС);
  • тепловое излучение факельного горения струи;
  • фрагменты, образующиеся при разрушении зданий, сооружений, технологического оборудования;
  • осколки остекления.

Началом аварии является разгерметизация одного из аппаратов или участкам трубопровода, входящих в состав технологического блока.

Основными наиболее опасными элементами проектируемого объекта, являются технологические газопроводы и технологическое оборудование с природным газом. Технологический процесс ведётся под избыточным давлением до 0,6 МПа.

Наиболее опасными возможными авариями на данном объекте являются:

  • аварии с «разрывом газопровода на «полное сечение» и независимое аварийное истечение газа из двух концов трубопровода (вверх и вниз по потоку);

При аварийной разгерметизации системы происходит:

  • высвобождение энергии адиабатического расширения газовой фазы;
  • выброс в атмосферу природного газа, образование облака топливовоздушной смеси.

Авария после разгерметизации системы может развиваться по моделям взрывного превращения облака топливо – воздушной смеси (ТВС), сгорания облака ТВС (пожар), факельного горения струи или пожара колонного типа в котловане.

По данным журнала «Безопасность труда в промышленности» анализ статистических данных аварийности и травматизма за последние 10 лет показывает, что за это время зарегистрировано более 370 аварий, более 26% случаев травматизма со смертельным исходом.

Причины аварий следующие:

  • механические повреждения наружных газопроводов при производстве земляных работ 99 (26 %);
  • повреждения подземных газопроводов, вызванные потерей прочности сварных стыков (разрывы) из-за брака, допущенного при строительстве – 25 (7 %);
  • коррозионное повреждения подземных газопроводов – 19 (5 %);
  • повреждения надземных газопроводов транспортными средствами и в результате природных явлений – 40 (11 %);
  • прочие – 31 (8 %).

К основным причинам, приводящим к отказу оборудования, относятся:

  • прекращение подачи энергоресурсов;
  • физический износ, коррозия и эрозия, механические повреждения, температурная деформация оборудования и трубопроводов;
  • опасности, связанные с типовыми процессами;
  • причины, связанные с ошибками персонала;
  • причины, связанные с внешними воздействиями природного и техногенного характера.

Дальнейший анализ условий возникновения и развития аварий и их последствий на данном объекте проводится применительно к блокам, на которые условно разбит технологический процесс. Разгерметизация одного из блоков является основной опасностью на данном объекте, а сам факт разгерметизации с выбросом взрывопожароопасных продуктов в атмосферу является аварией.

«Первичная» разгерметизация, как правило, происходит на одном участке трубопровода, в одном блоке.

Под разгерметизацией подразумевается любая ее степень: частичная, например: фланцевого разъема, разрыв трубопровода небольшого диаметра или с небольшой площадью отверстия, или полная – с разрушением одного или нескольких аппаратов, находящихся в блоке или разрыв трубопроводов большого диаметра.

В зависимости от степени разгерметизации происходит или длительный выброс газообразной среды (при небольших размерах площади отверстия) или, при существенном нарушении целостности (разрушении) аппарата или трубопровода, в окружающую среду выбрасываются значительные объемы топливо-воздушной смеси (ТВС).

На объекте можно выделить следующие типовые сценарии наиболее опасных и вероятных аварии:

  1. Сценарий С1 – полная разгерметизация(разрушение) на участке подземного газопровода высокого давления II категории в месте врезки.
  2. Сценарий С2 – полная разгерметизация (разрушение) на участке подземного газопровода высокого давления II категории перед крановым узлом. 

Если в момент разгерметизации появился источник воспламенения (огневые и ремонтные работы, искры электроустановок, искры, образующиеся при соударении друг с другом фрагментов трубы, либо при ударах о трубу «выдуваемых» высокоскоростными струями каменистых включений грунта), то произойдет взрыв, сгорание облака ТВС.

В соответствии с имеющимися статистическими данными, при разрушении подземных газопроводов, выброс газа в атмосферу может, сопровождается воспламенением.

Источником зажигания служат фрикционные искры, образующиеся при динамическом воздействии высокоскоростной струи газа на грунт и связанное с этим воздушно-эрозионное разрушение траншеи с вовлечением каменистых включений в поток газа.

В зависимости от диаметра газопровода и рабочего давления (энергетического потенциала), условий прокладки газопровода в грунтах, характеристик грунтов и ряда других факторов горение газа при авариях может протекать в двух основных сценариях:

  • горение интегрального (из двух концов разрушенного участка газопровода) потока газа в виде условно вертикального «столба огня» («пожар в котловане»);
  • независимое горение двух направленных в противоположные стороны (или одной, в зависимости от места разрыва) настильных (слабонаклонных к горизонту) струй газа с ориентацией, близкой к оси трубопровода («струевое пламя»).

Источниками зажигания газа непосредственно при разрыве подземного газопровода могут послужить, прежде всего, фрикционные искры, образующиеся при динамическом воздействии высокоскоростных струй газа на грунт и воз- душно-эрозионном разрушении траншеи с выбросом каменистых включений грунта в поток газа.

В связи с этим большое значение при формировании исхода аварии на подземном газопроводе имеет состав грунта, влияющий на вероятность загорания газа.

В случае невоспламенения газа в момент разгерметизации оборудования или газопровода при его рассеивании в атмосфере возникают зоны загазованности, границы которых задаются нижним пределом воспламенения метана в воз- духе (5% об.).

На размеры зон загазованности, форму и параметры возможного перемещения взрывоопасного облака, помимо интенсивности аварийного истечения газа и особенностей его поступления в атмосферу, оказывают влияние метеоусловия: температура и влажность воздуха, скорость и направление ветра, стабильность атмосферы.

Размеры зон загазованности влияют на вероятность последующего воспламенения шлейфа газа (воспламенение с задержкой) от внешних источников зажигания: атмосферное электричество, наведенные токи ЛЭП, искры от двигателей автотранспортных средств.

Источник: http://www.tehgazpribor.ru/data_sheet/proekt/226-%D0%B0%D0%B2%D0%B0%D1%80%D0%B8%D0%B9%D0%BD%D1%8B%D0%B5-%D1%81%D0%B8%D1%82%D1%83%D0%B0%D1%86%D0%B8%D0%B8-%D0%BD%D0%B0-%D0%B3%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D0%BF%D1%80%D0%BE%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%B5

Поделиться:
Нет комментариев

    Добавить комментарий

    Ваш e-mail не будет опубликован. Все поля обязательны для заполнения.