Оценка возможности возникновения каскадного режима развития аварии в местах пересечения технических коридоров магистральных газопроводов ООО "Газпром трансгаз Югорск"
Дипломная работа - Безопасность жизнедеятельности
Другие дипломы по предмету Безопасность жизнедеятельности
?ке 1. Характеристика пересечений технических коридоров МГ представлена в таблице 1. Характеристика опасного вещества - природного газа приведены в таблице А1 приложения А.
Расстояние между КС Пунгинская и КС Комсомольская составляет 185 км, при этом расстояние от КС Комсомольская до пересечения на 74 км системы Игрим-Серов-Н.Тагил 111 км; на 161,8 км системы МГ Игрим-Серов-Н.Тагил 25 км; на 179,3 км системы МГ Игрим-Серов-Н.Тагил 5,7 км. Расстояние между КС Ново-Комсомольская и КС Ново-Пелымская составляет 86 км, при этом расстояние от КС Ужгородская до пересечения на 960 км системы Уренгой-Ужгород 2 км.
Газопроводы верхнего коридора Комсомольского ЛПУ МГ имеют срок эксплуатации 23-32 года, а нижних коридоров 15ч23 г. На рисунке 2 приведена возрастная структура газопроводов.
Время закрытия линейных шаровых кранов с применением телемеханики на Комсомольском ЛПУ МГ составляет 4 мин. Идентификация разрушения газопроводов осуществляется по падению давления на 2 атм., фиксируемое оператором КС в течение двух минут с момента начала падения давления.
Схема расположения ниток в коридорах газопроводов представлена на рисунках 3-4. Расстояние между нитками одного коридора Комсомольского ЛПУ МГ составляет от 25,5 до 85 м.
Расстояние между нитками верхних и нижних коридоров Комсомольского ЛПУ МГ находится в пределах 0,2ч1,8 м.
2. Идентификация опасностей
2.1 Статистические данные по авариям на магистральных трубопроводах в Российской Федерации
В качестве базового статистического показателя аварийности на линейных протяженных источниках опасности, каковыми являются МГ, традиционно используется удельная частота (интенсивность) аварий (l), выражаемая в количестве аварий за единицу времени на определенной единице длины трассы.
Обзор статистической информации по отказам и авариям на линейной части МГ необходим для решения следующих задач:
оценка средних значений интенсивности (lср) аварий на МГ;
определение основных факторов, влияющих на интенсивность аварий, и их относительного вклада в общие показатели аварийности МГ;
оценка относительной частоты реализации различных исходов аварий на МГ;
В перечне сформулированных задач принципиальное значение при проведении анализа риска имеет достоверное прогнозирование интенсивности аварий, как одной из важнейших составляющих риска, претерпевающей изменения во времени и пространстве.
Статистические данные представлены в таблице 2.
Таблица 2
Зависимость интенсивности аварий (аварий/1000 км в год) от диаметра МГ
Диаметр, ммЧисло аварий за 10 лет (1991-2000 г.)Средняя протяженность газопроводов, тыс. км?ср14206548,040,13512207825,110,3110204715,380,305820164,50,3567203311,130,2965303411,50,296<5306728,320,237Итого:350144,010,243
Интенсивность аварийных отказов в целом по отрасли вышла на уровень 0.22 аварий на 1000 км в год. Несмотря на это, следует признать, что при современном техническом уровне развития производства, качестве сооружения объектов и контроле за их состоянием техногенные аварии остаются неизбежным, объективным и постоянно действующим фактором.
Анализ статистических данных показывает, что с увеличением протяженности МГ практически на ту же величину снижается и удельный показатель аварийности. Это свидетельствует об относительно устойчивом сохранении абсолютного числа аварий по единой системе газоснабжения и проведении целого комплекса превентивных мероприятий за iет внедрения в практику строительства и эксплуатации достижений научно-технического прогресса. В то же время частота возникновения дефектов увеличивается почти пропорционально общему объему ввода МГ в эксплуатацию, что указывает, по существу, на хронический характер низкого качества сварочно-монтажных работ.В ходе анализа риска возникает необходимость оценки влияния различных факторов на вероятность аварий на МГ, и в этой связи представляет интерес информация о распределении аварий по причинам их возникновения.
Наибольшее число аварий происходило вследствие подземной коррозии (26%), брака сварочно-монтажных работ (26%) и механических повреждений (21%). Анализ статистических данных позволяет выявить определенные закономерности. Так, на МГ больших диаметров (12201420мм) преобладают аварии по причине брака сварочно-монтажных работ. На МГ диаметром 8201020 мм главной причиной аварий является наружная коррозия, а на МГ малых диаметров (529720 мм и менее) подавляющее большинство аварий происходит из-за механических повреждений труб. Обусловлено это следующими причинами. Известно, что МГ больших диаметров являются наиболее молодыми, большая их часть проходит в северных широтах через промышленно-неосвоенные и малонаселенные территории со сложными условиями строительства. А скорость коррозии севернее 60 параллели в естественных почвенных условиях вследствие относительно низких температур составляет не более 0,70,8 гр/дм2год, в то время как в районах Средней Азии в естественных условиях - 1115 гр/дм2год, при повышении температуры грунта до +40оС (характерная температура газа на выходе КС при использовании АВО) - 2426 гр/дм2год, а до +60оС - 4045 гр/дм2год. Проведенный в [2] анализ отказов на всей системе газо- и нефтепродуктопроводов по трем характерным зонам коррозионной активности грунтов ( на севере - дерново-подзолистые почвы, оподзоленные и выщелоченные черноземы; в средней полосе - подзолистые, супеiаные, суглинистые, черноземные, каштановые и темно-каштановые почвы; в южных районах - п?/p>