|
|
В рамках разработки корпоративной системы управления рисками одной из
приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 гг.
является обеспечение системной надежности транспорта газа и стабильных
поставок газа потребителям. Одна из задач на пути решения этой проблемы
заключается в исследовании состояния уровня безопасности объектов систем
газораспределения. К типовым объектам систем газораспределения относят
распределительные газопроводы и газорегуляторные пункты. И те и другие
объекты представляют опасность в случае аварийной ситуации для населения,
что определяет актуальность намеченного ОАО «Газпром» курса. В работе
особое внимание уделено промышленной безопасности распределительных
газопроводов, в частности представлен алгоритм количественной оценки риска
распределительного газопровода.
Учитывая основополагающие требования к проведению анализа риска опасного
производственного объекта, изложенные в [1], на рис. 1.
представлен алгоритм количественной оценки риска распределительного
газопровода.
На первом этапе анализа риска распределительного газопровода необходимо
произвести выбор и описать систему, определиться с целями анализа риска.
Для этого всю трассу газопровода целесообразно разбить на типовые (в
зависимости от местоположения относительно поверхности земли) участки:
подземные (участки трубопровода расположены на глубине под землей),
наземные (газопровод расположен на опорах (надземные) или непосредственно
на поверхности) и подводные (участки газопровода расположены по дну
водоемов с пригрузами или под дном) участки. Такое разбиение обязательно
для дальнейшего проведения анализа риска распределительного газопровода, в
связи с тем, что на участках газопровода различного местоположения
аварийное истечение приводит к различным последствиям, для каждого
типового участка возможны только определенные сценарии аварийных ситуаций.
Поэтому дальнейшая оценка опасности производится для каждого участка.
Также на данном этапе следует определиться с технологическими параметрами
эксплуатации объекта и особенностями расположения. Для оценки риска
газопровода необходимо располагать информацией о следующих параметрах:
-
рабочее давление;
-
внутренний диаметр и толщина стенки;
-
общая протяженность трассы;
-
температура продукта внутри газопровода;
-
глубина заложения газопровода;
-
производительность газопровода;
-
материал тела газопровода;
-
характер расположения участка (расстояние по пикетам до ближайшего населенного пункта (хозяйственных построек), природного объекта
(лесополосы), авто или железной дороги).
Рис. 1. Алгоритм количественной оценки риска распределительного
газопровода
На втором этапе анализа риска распределительного газопровода необходимо
идентифицировать характерные сценарии аварийных ситуаций для каждого
участка.
При разгерметизации газопровода чаще всего происходит истечение природного
газа в атмосферу с последующим рассеянием. При разгерметизации наземных
участков газопроводов так же возможно факельное горение (образование
горящей струи в условиях мгновенного воспламенения утечки газа). Причем
факельное горение так же наблюдается при истечении из подземного
газопровода в искусственно созданном котловане (при ведении земляных
работ). Кроме того, при утечке газа из подземного участка газопровода
возможно проникновение вещества через грунт над трубой с последующим
воспламенением и образованием колышущегося пламени (слабого источника
теплового излучения, возникающего при воспламенении и фильтрации газа
через грунт над телом трубы, и способного служить источником зажигания).
При аварии на территории населенного пункта может произойти проникновение
природного газа в помещения зданий, в результате чего возможно образование
взрыво- и пожароопасной газовоздушной смеси, которая при наличии источника
зажигания способна к взрыву (повышению давления в помещении за счет
сгорания горючей смеси), приводящему к разрушению зданий и травмированию
людей. Во всех случаях утечки из подводного участка газопровода
воспламенения не наблюдается.
Таким образом, на распределительных газопроводах можно выделить следующие
восемь типовых сценариев развития аварийной ситуации.
Сценарий 1. Нарушение целостности надземного участка газопровода →
истечение газа → факельное горение → воздействие факторов на объекты
поражения.
Сценарий 2. Нарушение целостности надземного участка газопровода →
истечение газа → рассеивание утечки.
Сценарий 3. Нарушение целостности подземного участка газопровода при
ведении земляных работ → истечение газа → факельное горение.
Сценарий 4. Нарушение целостности подземного участка газопровода при
ведении земляных работ → истечение газа → рассеивание утечки.
Сценарий 5. Нарушение целостности подземного участка газопровода →
истечение газа → проникновение газа через грунт на поверхность → при
наличии источника зажигания – воспламенение (образование колышущего
пламени).
Сценарий 6. Нарушение целостности подземного участка → истечение газа →
проникновение газа через грунт или по траншее газопровода, водопровода,
канализации в подвалы и помещения строений → образование газовоздушной
смеси → при наличии источника зажигания – взрыв в помещении (или в
колодцах).
Сценарий 7. Нарушение целостности подземного участка газопровода →
истечение газа → рассеивание утечки.
Сценарий 8. Нарушение целостности подводного участка газопровода →
истечение газа → рассеивание утечки.
На третьем этапе анализа риска распределительного газопровода следует
выделить поражающие факторы для каждого сценария аварийной ситуации и
определить расстояние, на котором они действуют, что предполагает
определение параметров истечения из газопровода. Этот этап подразумевает
так же оценку вероятности каждого сценария аварии. Из анализа реальных
происшествий на газопроводах, описанных в [2,3], следует, что в 63 %
случаев наблюдается утечка из подземного газопровода, в 27 % - из
наземного/надземного, а в 10 % случаев – из подводного участка
газопровода. Что касается подземных газопроводов, то с частотой 0,56
утечка происходит под землей, а с 0,44 – в вырытом котловане. С
вероятностью 0,06 авария сопровождается образованием факела (горящей
струи), с 0,14 – сгоранием утечки (колышущее пламя), с вероятностью 0,12
происходит взрыв в помещении, в большинстве же случаев (0,68) происходит
рассеивание утечки без горения.
Необходимо учесть, что вероятность взрыва в помещении зависит от свойств
грунта, от расстояния до помещений, от того идут ли к дому канализация,
водопровод или существуют другие «пути» подхода газа к помещению
(коллектор и др.).
Вероятность разгерметизации газопровода зависит от многих факторов:
параметров газопровода, условий его эксплуатации, приборного обеспечения,
воздействия неблагоприятных внешних факторов, которые приводят к
деформации грунта, продленного по результатам диагностирования срока
службы, технического состояния и др. Частота разгерметизации для
распределительных газопроводов (по данным на конец 2005 года) составляет
1,3x10-7
1/м∙год [3]. Для более точного определения частоты
разгерметизации распределительного газопровода можно использовать проект
инструкции по диагностированию технического состояния стальных подземных
газопроводов (2005 год), разработанной специалистами ОАО «Газпром», ОАО «Промгаз»,
ОАО «Регионгазхолдинг» и Академии коммунального хозяйства им. К.Д.
Памфилова.
Из данных по произошедшим авариям не всегда можно выявить размер
аварийного отверстия. Однако известно, что гильотинные разрывы газопровода
происходят только на надземных участках газопровода. При консервативной
оценке можно считать, что ориентировочно утечка в 95 % случаев
представляет выброс через малое отверстие (диаметром не более 2,5 см) в
стенке газопровода до тех пор, пока утечка не будет остановлена, в 5 %
случаев происходит полный разрыв трубопровода (на весь диаметр) [4].
Вероятность наступления аварийных ситуаций может быть рассчитана по
следующей известной из теории вероятностей формуле:
где F - вероятность основного события (утечка из газопровода),
P - вероятность последующего события (образование факела, возникновение
колышущего пламени, взрыв в помещении, рассеяние утечки).
При авариях, сопровождающихся утечкой и рассеянием газа из надземного,
подводного и подземного газопроводов поражающие факторы как таковые
отсутствуют, вследствие быстрого рассеяния природного газа, который
значительно легче воздуха.
При авариях на подземных газопроводах, сопровождающихся образованием
колышущегося (небольшого) пламени, радиус действия поражающих факторов
определяется рядом характеристик: проникающей способности грунта, наличием
коммуникаций, определяющим возможные пути прохождения газа, наличие
коллекторов и т.п., максимальная площадь, на которой действуют поражающие
факторы, при этом составляет несколько квадратных метров.
При авариях на подземных газопроводах, сопровождающихся взрывом в жилом
доме, зона действия поражающих факторов взрыва, ограничена размерами
помещений. Здесь максимальное расстояние, на котором действуют поражающие
факторы, соответствует расстоянию до помещения. Следует учитывать, что
принципиально пожар и взрыв в помещении мало чем отличаются, но только при
взрыве происходят разрушения.
При факельном горении наиболее опасным является начальный момент истечения
и горения факела, когда расход газа и размер факела максимальны и у
попавших в опасную зону людей нет времени, чтобы его покинуть. Поэтому при
авариях, сопровождающихся факельным горением, расстояние действия
поражающих факторов во многом определяется длиной факела (дальностью
огневого воздействия). Так, для распределительного газопровода высокого
давления (0,6 МПа) диаметром 325х6 мм для случая надземного расположения
максимальное расстояние, на котором действуют поражающие факторы,
составляет около 5 м при проколе (истечение через свищ в теле трубы) и
около 60 м при разрыве на полный диаметр. При этом принималось, что в силу
действия кинетических эффектов и вследствие сложной пространственной
ориентации труб в случае воспламенения горящая струя газа может быть
равновероятно направлена в любом географическом направлении. Поэтому для
наиболее опасного случая (наименьший угол наклона струи к поверхности
земли) опасное расстояние соответствует длине факела.
При механическом повреждении при ведении земляных работ ориентировочно
максимальный угол наклона факела к горизонтали на глубине залегания 1,5 м
составляет 60 (рис. 2) и определяется шириной искусственно созданного
котлована - около 50 см (ширина ковша землеройной техники). Тогда
становится возможным определить максимальное расстояние, на котором
действуют поражающие факторы аварии S, используя простые геометрические
зависимости. Так, для распределительного газопровода высокого давления
(0,6 МПа) диаметром 325х6 мм в случае подземного расположения газопровода
опасное расстояние соответственно равно 0,5 м для прокола и 10 м при
разрыве на полный диаметр.
Рис. 2. Схема факельного истечения
Для оценки дальности прямого огневого воздействия газовых струй Lф
(вертикальных или ориентированных под углом к горизонту) в неподвижной
атмосфере в зарубежной и отечественно практике рекомендуется пользоваться
формулой, полученной на основании обработки модельных и промышленных
экспериментов [5]:
 ,
где Qф – общее тепловыделение факела (МВт), пропорциональное интенсивности
истечения (массовой скорости истечения газа)
mog
(кг/с) и теплоте сгорания
газа – Qнт
(МДж/кг).
При возникновении утечки из газопровода массовая скорость истечения газа
определяется отношением атмосферного давления и давления в трубе. Так,
если перепад давлений атмосферного воздуха
р1
и давления в газопроводе
р2
удовлетворяет неравенству [6]:
 ,
то в начальный момент времени истечение газа происходит со звуковой
скоростью (такой режим наблюдается в случае перекачки газа под давлением
более 0,18 МПа). Здесь
γ=ср/сν
- отношение теплоемкостей.
В противном случае, когда отношение давлений удовлетворяет неравенству:
 |
> |
 |
газ истекает с дозвуковой скоростью.
Массовая скорость звукового истечения газа определяется как:
 , кг/с
где А – наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе (м2),
СD - коэффициент расхода, зависящий размера утечки и числа Рейнодльдса
(для практических расчетов рекомендуется принимать коэффициент расхода
СD=0,62) [5],
р – давление в трубопроводе (Па),
Т – температура в газопроводе (К),
R = 8314 – универсальная газовая постоянная (кг∙м2/К∙кмоль∙с2),
М – молярная масса (кг/кмоль).
При этом наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе А
рекомендуется оценивать как [5]:
 ,
где r – радиус трубопровода (м),
t - толщина стенки трубопровода (м).
При образовании отверстия больше размера нераспространяющейся трещины
происходит разрыв газопровода на полный диаметр (гильотинный разрыв).
При разрыве газопровода, транспортирующего газ в пределах указанного
давления, скорость истечения в начальный момент времени является звуковой,
а в конечный момент времени равна расходу газа в трубе.
В районе железной или автодороги при определении зоны действия поражающих
факторов необходимо также учитывать высоту обваловки.
Четвертый этап анализа риска распределительного газопровода предполагает
оценку последствий аварийных ситуаций. Для этого, необходимо
идентифицировать возможные объекты поражения (хозяйственные постройки) и
расстояние до них.
В общем, при оценке вероятности поражения человека при авариях на
газопроводах следует учитывать возможность нахождения человека в зоне
действия поражающих факторов. Обычно при авариях на распределительных
газопроводах травматизм наблюдается только при взрыве в помещении.
Пострадавших при других сценариях аварийных ситуаций не зафиксировано, но
исключить такую возможность нельзя.
При оценке экономического ущерба
Yi
аварии на объектах систем
газораспределения обычно учитываются следующие его составляющие
yj:
- затраты на восстановление разрушенного участка газопровода, в том числе:
- проведение земляных работ (шурфовка разрушенного участка газопровода с
последующей его засыпкой),
- замена разрушенной части трубы,
- выполнение сварочно-монтажных работ,
- стоимость потерянного газа.
В общем случае, при оценке экономического ущерба рекомендуется
пользоваться алгоритмом расчета, предложенным в РД 03-496-02 «Методические
рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных
объектах». Однако на практике существуют сложности в определении
необходимой для расчета информации.
Ориентировочно размер некоторых составляющих экономического ущерба,
полученный при анализе реальных аварий на газопроводах, описанных в [2],
приведен в табл. 1.
Таблица 1. Ориентировочный размер составляющих экономического ущерба от аварий на
газопроводах
|
Размер
составляющих экономического ущерба
yj,
тыс. руб. |
Оборудование (имущество), подлежащее замене с учетом
стоимости ремонтно-восстановительных работ |
| 40 |
Задвижки, участок газопровода, муфта, пробковый кран,
изолирующий фланец |
| 150 |
Участок газопровода (рваное механическое повреждение),
фланцевое соединение отключающие устройства, стойки, рамы жилого дома |
| 300 |
Протяженный участок газопровода, котельная |
Определив величину ущерба в каждом из возможных сценариев аварии и зная
вероятность реализации таких сценариев, с использованием законов теории
вероятностей легко определить суммарный риск ущерба [4].
Так, если определена вероятность события
Рi
и возможный ущерб
Yi
(руб.) от
этого события, то математическое ожидание экономического ущерба от аварий
на газопроводе в течение года определяется как:
Математическое ожидание экономического ущерба от аварии на газопроводе
является составляющей частью суммарных затрат в каждом текущем году при
оценке экономической целесообразности эксплуатации газопровода.
Следует отметить, что практически любая авария на распределительных
газопроводах приводит к отключениям от газоснабжения потребителей на
определенное время. Однако, в настоящее время экономические и социальные
последствия отключения потребителей не учитываются, поэтому экономический
ущерб от аварий без учета размера вреда окружающей природной среде, затрат
на ликвидацию последствий аварий и упущенной выгоды ничтожен. Включение
этой составляющей в экономические последствия аварии будет, по-видимому,
определяющим.
Пятый этап алгоритма количественной оценки риска распределительного
газопровода предполагает выводы об опасности объекта в соответствии с
целями анализа риска, определенными на первом этапе. Главным образом,
данный этап подводит итоги о выявленных опасностях на объекте и
рекомендации как эти опасности контролировать. Так как одним из
результатов проведенного анализа риска являются количественные показатели
опасности газопровода, то целесообразным считается сопоставление их уровню
приемлемого риска. В случае если риск аварии на конкретном объекте
соответствует приемлемому уровню и среднему показателю на аналогичных
объектах, то предусматриваются мероприятия по поддержанию данного уровня,
в противном случае необходимо разработать предложения по снижению риска.
На этом этапе так же предполагается разработка предложений по защите
объектов, попадающих в зону действия поражающих факторов, и обеспечению
надежности оборудования, способов и средств, снижающих вероятность аварий
на объекте и размеров негативных последствий аварийных ситуаций.
Таким образом, в работе рассмотрены основные опасности и представлен
алгоритм количественной оценки риска распределительного газопровода,
позволяющий оценить вероятность различных сценариев аварий и их
последствия, включая экономический ущерб.
Список использованных источников:
1. РД 03-418-01 Методические указания по проведению анализа риска опасных
производственных объектов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России №
30 от 10.07.2001. - 18 с.
2. Б.А. Красных, В.Ф. Мартынюк, Т.С. Сергиенко, А.А.Сорокин, А.А.
Феоктистов, А.С. Нечаев Анализ аварий и несчастных случаев на объектах
газового надзора. – М.: ООО «Анализ опасностей». - 2003. – 320 с.
3. А.Т. Волохина, В.В. Карпова, В.Ф. Мартынюк, Б.Е. Прусенко, В.В.
Суворова, А.А. Феоктистов Анализ аварийности и травматизма на объектах
систем газораспределения//Безопасность труда в промышленности. - № 6. –
2006. – с.18-23.
4. Мартынюк В.Ф., Прусенко Б.Е. Защита окружающей среды в чрезвычайных
ситуациях. – М.: Нефть и газ, 2003. – 335 с.
5. API. RP-251 Division of Refining. -1969. – 255 с.
6. А.И. Леонтьева Газовая динамика. Механика жидкости и газа. – М.:
Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1997. – 667 с.
|
|
