С точки зрения максимальных масштабов поражения наибольший интерес представляет рассмотрение разрыва трубопровода на полное сечение. Хотя этот сценарий аварии носит гипотетический характер и служит, в основном, для выявления границ области потенциальной опасности, следует иметь в виду, что глубина копания типовой землеройной техники, в основном, значительно превосходит возможную глубину укладки трубопровода. Предполагается, что в результате разрыва трубопровода на полное сечение происходит прекращение однонаправленного движения продукта. К месту разрыва устремляются два потока: прямой и обратный, причем независимо друг от друга.[ ...]
Проведенные в 1992 г. обследования трубопровода выявили значительный коррозионный износ труб, поэтому на отдельных участках нефтепровода давление было снижено с 25 кг/см2 до 7,5 кг/см2. Но и эта мера не исключила аварийности на нефтепроводе. За период с 1989 г. по 1 сентября 1994 г. произошло 32 случая разгерметизации, из них 17 - за вторую половину августа 1994 г. Руководство «Коминефть» скрывало факты аварий на нефтепроводах от общественности. Утечки нефти тяжким бременем ложились на легкоранимую природную среду Севера. О разрыве нефтепровода и утечке огромного количества нефти стало известно только 13 сентября, то есть спустя месяц после случившегося.[ ...]
В случае когда длина поврежденного трубопровода больше указанного значения существенное влияние на интенсивность истечения оказывает появление второй фазы в трубопроводе. Как свидетельствуют экспериментальные данные массовый расход смеси при этом существенно падает благодаря так называемому эффекту "запирания” отверстия истечения. При моделировании данного сценария аварии учитывались оба варианта истечения. Причем в случае разрыва трубопровода конечной длины для расчета расхода смеси использовалась усовершенствованная модель /3/, экспериментально подтвержденная опытами с истечением аммиака. Включение в базовую модель алгоритма расчета термодинамических функций по модифицированному уравнению состояния Редлиха - Квонга позволило расширить область ее применения на любые смеси углеводородов а не только на химически чистые вещества.[ ...]
Анализ статистической информации по авариям на подземных газопроводах в нашей стране и за рубежом показывает, что с точки зрения организации выброса одним из наиболее вероятных сценариев для подземного газопровода является вертикальное истечение результирующего потока газа из котлована произвольной конфигурации, образующегося в области разрыва трубы в результате взаимодействия встречных потоков газа и размыва грунта в траншее. Этот сценарий и был использован при описании источника выброса в задаче рассеивания токсичной примеси. Учитывая тип грунтов в районе прокладки трубопроводов, характерный размер котлована был принят равным 2 м при разрыве шлейфов и 5 м при разрыве газокондесатопровода. Отметим, что истечение газа из котлована является дозвуковым и поэтому существенно отличается от истечения из скважины. В этом случае отпадает необходимость дополнительно определять параметры звукового ядра и задача несколько упрощается. В остальном алгоритм расчета рассеивания сероводорода в атмосфере и определения зоны вероятного поражения полностью соответствуют случаю аварийного выброса газа из скважины.[ ...]
Необходимо также определить риск больших аварий с разрывом трубопровода и крупномасштабным переносом газа в атмосферу. Это обусловливается наличием Кольской АЭС в 15 км от трубопровода и возможной сейсмической активностью в районе прохождения трубопровода. Для этой задачи необходимо проведение дополнительных исследований и численное моделирование процессов распространения и химической трансформации выбрасываемого газа в атмосфере на основе пространственных моделей.[ ...]
Особую роль в формировании аварийных ситуаций с экологическим ущербом играют трубопроводные системы страны, их техническое состояние. При общей протяженности нефте- и газопроводов России около 600 ООО км время их эксплуатации в большинстве систем достигло своего расчетного срока службы, при этом 35% трубопроводов от общей их протяженности служат более 20 лет, 31% трубопроводов — 15-20 лет и лишь 34% трубопроводов построено не более 15 лет тому назад [1]. При аварийных ситуациях, связанных с разрывами трубопроводов, а также при ремонтных работах наблюдаются разливы нефти от нескольких тонн, приводящих к локальному загрязнению окружающего ландшафта, до разливов в тысячи тонн с катастрофическими последствиями для экологии значительного региона. Так, например, в 1996 г. в результате аварии в НГДУ “Мамонтовнефть” (Ханты-Мансийский автономный округ) разовый выброс нефти составил 3344 т, а в целом в этом округе выявлено 878 разливов нефти, которые в сумме составили 7616 т. Аварийные разливы нефти только при авариях на трубопроводных системах составляют сотни тысяч тонн, в целом по нефтяной отрасли России количество порывов трубопроводов составило в 1996 г. 23500 и в 1997 г. 22000 [2].[ ...]
Расчет интенсивности истечения газа из поврежденного трубопровода представляет собой первую фазу в оценке последствий аварии, связанной с аварийным выбросом большого количества токсичного газа. Искомой информацией для моделирования распространения опасного облака являются термобарические и расходные параметры истекающего потока как функции времени. В качестве наиболее тяжелого по последствиям сценария аварий на промысловых трубопроводах сероводородосодержащего газа высокого давления рассматривался их разрыв на полное сечение. При таком разрыве происходит сверхкритическое истечение газа из образовавшегося отверстия с опорожнением секции трубопровода между запорными кранами при условии их автоматического срабатывания или принудительного закрытия по сигналу с пульта диспетчера.[ ...]
На рис. 17.11 изображена береговая линия о. Сахалин, снятая с карты масштабом 1:25000 с помощью оцифровывателя. На карте отмечены критические зоны, попадание загрязнения в которые очень опасно и приводит к увеличению ущерба (всего 7 зон). В качестве таких зон взяты входы в заливы. При расчетах отслеживаются все попадания в эти зоны. Рассчитаны траектории движения нефтяного пятна при аварии (разрыве трубопровода) и ущерб от загрязнения побережья.[ ...]
Причиной пожара и взрыва на железнодорожном перегоне была авария на нефтепроводе d = 1020 мм, заглубленном на 1,9 м и работающем под давлением 50 атм Произошел разрыв сварного шва 20 мая в 19.23. По трубопроводу транспортировалась смесь нефтепродуктов. Средний расход составлял 300 т/ч. Произошла утечка жидкой фазы нефтепродуктов через разрыв длиной 1987 мм вдоль трубы при ширине разрыва 1060 мм, их испарение (объем увеличился в 400 раз) и образование облака ТВС объемом примерно 2200 м3, а также вылив на поверхность до 16 т нефтепродуктов. Ветер восточный, азимут 110°, скорость ветра 9 м/с. Общая площадь загрязнения около 342 га, из них 98 га выведено из севооборота почти на 2 года.[ ...]
В расчетах использовались следующие исходные данные: давление в трубопроводе в момент разрыва - 120 атм, температура транспортируемого газа - 343 К. Рассматривалось истечение газа при: разрыве шлейфов диаметром 4 и 6 дюймов различной длины (в диапазоне от 1000 до 6500 м); разрыве газоконденсатопроводов при различных комбинациях срабатывания запорной арматуры, которым соответствовали различные длины опорожняемых перекрытых секций трубопровода. В качестве инструмента для проведения расчетов в данном случае использовалась полуэмпирическая модель Белла [14]. Для рассматриваемых сценариев аварий на шлейфах и газоконденса-топровОдах получены следующие значения начального массового расхода истекающего газа (в) и времени опорожнения (х): для шлейфа диаметром 114 мм протяженностью 2 км - 0= 70 кг/с, т=Т40 с; для шлейфа диаметром 168 мм протяженностью 2 км, 3 км, 6.5 км: в 163 кг/с, х= 110 с, 205 с, 690 с соответственно; для газоконденсатопровода диаметром 406 мм, протяженностью 3.4 км: 0=1012 кг/с, т= 150 с.[ ...]
Модель источника. Моделирование процесса истечения газа из поврежденного трубопровода представляет собой первую фазу в оценке последствий аварии, связанной с внезапными полным разрывом газопровода высокого, давления.[ ...]
В качестве иллюстрации сказанного представлены результаты расчетов (проведены совместно с ВНИИЭФ РАН) колебательных процессов, происходящих при разрыве надземного газопровода диаметром 530x15 мм при рабочем давлении 100 атм и расстояниях между ’’мертвыми” опорами - 400 м (рис. 9,10). По нашим оценкам, возникающие при этом усилия могут привести к срыву трубопровода с "мертвых опор”, к дальнейшему развитию колебаний и нарастанию масштабов аварии.[ ...]
В настоящей статье описывается последовательность расчета индивидуального риска, обусловленного возможными авариями на объектах газовой промышленности с линейной макрогеометрией - газопроводах и прдуктопроводах. предлагаемый методический подход к расчету риска в произвольной точке территории, прилегающей к трассе трубопровода, рассматривается на примере разрыва газопровода, транспортирующего токсичный газ. В методике учитывается изменение удельной частоты аварий вдоль трассы, вероятностный характер внешних факторов, влияющих на направленность и масштабы зон опасности, излагается способ решения проблемы, связанной с неопределенностью положения точки разрыва относительно точки, в которой рассчитывается риск. При определении условной вероятности поражения потенциального реципиента, находящегося в зоне опасности, принимается в расчет вероятностная функция “доза-эффект”.[ ...]
Физические закономерности истечения, переноса и рассеивания при аварийных выбросах природного газа из скважин и трубопроводов характеризуются значительной сложностью и существенно отличаются от классических выбросов, например, из дымовых труб. Прежде всего, это объективно связано с нестационарным характером и высокой скоростью (вплоть до сверхзвуковой) истечения газа при разрывах газопроводов или авариях на скважинах, значительным влиянием подстилающей поверхности, произвольной в общем случае пространственной ориентации выброса и т.д. В соответствии со статистикой аварий на объектах газовой промышленности можно утверждать, что неконтролируемые выбросы природного газа могут быть реализованы в широком диапазоне изменения скорости истечения (от нескольких метров в секунду до скорости звука), плотности, температуры при перепадах давления на срезе от докритических до сверх-критических.[ ...]
По данным МПР России и РО “Гринпис”, потери нефти и нефтепродуктов за счет аварийных ситуаций колеблются от 17 до 20 млн т ежегодно, что составляет около 7% объемов добываемой в России нефти. При стоимости 1 т нефти 150-200 долл. ущерб экономике России, не считая экологического, составляет 3-4 млрд долл. Ежегодно происходит более 60 категоризированных аварий, а с учетом промысловых эта цифра возрастает до 20 тыс. случаев с соответствующими экологическими последствиями. Только на территории Ханты-Мансийского АО ежегодно на землю попадает до 2 млн т нефти вследствие значительного износа внутрипромысловых трубопроводов с частотой 1,5-2,0 разрыва на 1 км.[ ...]