Яковлев В.В. Экологическая безопасность, оценка риска

Подождите немного. Документ загружается.

191

Подземные хранилища газа и нефтепродуктов.

Система подземных хранилищ газа (ПХГ) на территории бывшего СССР,

начала создаваться в 60-е годы ХХ века как органическая часть Единой

системы газоснабжения страны (ЕСГ).

В Российской Федерации неравномерный характер потребления газа

объективно обусловлен географическим несовпадением районов добычи,

переработки и использования, изменением во времени максимального

спроса

на топливо, электро- и теплоэнергию, увеличением гарантирован-

ных экспортных поставок. Крупные подземные хранилища, в основном,

создавались в районах интенсивного потребления газа, преимущественно

на западе Европейской части СССР. После распада СССР значительная

доля крупнейших баз хранения газа ОАО «Газпром» оказались за предела-

ми России.

ПХГ являются важнейшей составляющей ЕСГ в отношении надеж

ности газоснабжения в условиях неравномерного сезонного спроса, распо-

ложены вдоль трасс магистральных трубопроводов на территории России,

Украины, Латвии и Германии. Всего «Газпром» эксплуатирует 24 ПХГ.

В 2002 г. в ПХГ было закачано 45,7 млрд. м

газа, в том числе 42,2

млрд. м

- на территории России. Запасы товарного газа в ПХГ России на

начало отбора 2002-2003 гг. составляли 61,7 млрд. м

, из них отобрано на

покрытие сезонных потребностей 46 млрд. м3.

В 2005 г. в подземных хранилищах газа были созданы запасы товар-

ного газа в объеме 62,6 млрд. м

Для подземных хранилищ, используют устойчивые породы верхних

слоев земной коры, при этом они не должны влиять на качество хранимых

продуктов в процессе их длительного контакта. Подземные хранилища

нефтепродуктов и должны отвечать требованиям длительной герметично-

сти, залегать на глубинах, обеспечивающих возможность создания необхо-

димого избыточного давления для обеспечения эксплуатационных режи-

мов

хранилища. Этим требованиям удовлетворяют многие горные породы,

в частности, каменная соль, гипс, ангидрит, гранит, известняки, доломиты,

песчаники, вечномерзлые и др. породы.

Наиболее распространенными являются 2 типа ПХГ:

– хранилища в природных геологических структурах;

– хранилища в специально созданных подземных сооружениях (гор-

ных выработках).

Хранилища в природных геологических структурах используются в

основном для хранения природного газа и могут быть созданы в водонос-

ных пластах или истощенных газовых, газоконденсатных и нефтяных ме-

сторождениях.

Хранилища в горных выработках используются для хранения газо-

образных и жидких углеводородов.

192

ПХГ также подразделяются на следующие типы:

1. бесшахтные в каменной соли;

2. шахтные в твердых породах:

- в непроницаемых горных породах (г/п),

- в трещиноватых г/п с подпором подземных вод,

- в проницаемых г/п,

- в вечномерзлых г/п,

3. в пористых и проницаемых породах;

4. в истощенных

или частично выработанных месторождениях;

5. в выработанных нефтяных месторождениях;

6. в водонасыщенных коллекторах.

В табл. 10.1.8 показаны возможные области применения резервуаров

различного типа.

Таблица 10.1.8

Области применения резервуаров различного типа

Вид хранимого продукта

Тип резервуара

Природный

газ

СУГ Нефтепродукты

Бесшахтный в каменной соли + + +

Шахтный в каменной соли + - +

Шахтный в горных породах - - +

Шахтный в вечномерзлых породах - - +

Бесшахтный в вечномерзлых породах - - +

Траншейный в вечномерзлых породах - - +

В состав ПХГ входят:

- подземные сооружения, включающие подземные резервуары, вспо-

могательные горные выработки, буровые скважины и подземные

рассолохранилища;

- надземные сооружения, включающие здания и сооружения основ-

ного производственного и вспомогательного назначения, внутри-

площадочные сети, наземные рассолохранилища.

Суммарный геометрический объем подземных резервуаров в мире

(без учета хранилищ газа в пористых

структурах) на 1 января 2000 г. со-

ставлял свыше 500 млн. м³.

В настоящее время на территории России и стран СНГ построены

более 100 подземных резервуаров различного типа. Наибольшее распро-

странение получили бесшахтные подземные резервуары в отложениях ка-

менной соли. Шахтные ПХГ построены в России в вечномерзлых породах

193

Рис. 10.1.8. Конструктивная компоновка подземного резервуара для

хранения жидких углеводородов:

1 – направляющие; 2 – кондуктор; 3 – обсадная колонна; 4 – незакрепленный

участок скважины; 5 – эксплуатационная скважина; 6 – жидкие углеводороды; 7 – рас-

сол.

Рис. 10.1.9. Схема хранилища шахтного типа в непроницаемых поро-

дах с положительной температурой:

1 – оголовок ствола; 2 – ствол; 3 – герметичная перемычка; 4 – выработка-

емкость; 5 – толща непроницаемых пород.

194

Рис. 10.1.10. Схема шахтного резервуара в вечномерзлых породах:

1 – трубопровод; 2 – технологическая скважина для слива нефтепродуктов в

подземные выработки-емкости; 3 – выработка-емкость; 4 – технологический колодец; 5

– наклонный ствол; 6 – погружной насос; 7 – ледяная облицовка.

Компрессорные (перекачечные) станции.

При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на

преодоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе

уменьшается, происходит падение давления, и это вызывает снижение

пропускной способности газопровода. Для восстановления прежних пара-

метров газа необходимо периодически, через определенные расстояния со-

общать соответствующее количество энергии транспортируемому

газу.

Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных сооружениях

газопровода, называемых компрессорными (перекачечными) станциями.

На компрессорных станциях (КС) осуществляются следующие ос-

новные технологические процессы: очистка транспортируемого газа от ме-

ханических и жидких примесей, сжатие газа в центробежных нагнетателях

или поршневых машинах, охлаждение газа после сжатия в специальных

охладительных устройствах, измерение и контроль технологических пара-

метров, управление режимом работы газопровода путем изменения коли-

чества работающих газоперекачивающих аппаратов (ГПА) и режимного

состояния самих ГПА.

Компрессорная станция является промышленным объектом повы-

шенной опасности в связи с Федеральным законом 116-ФЗ от 21 июля 1997

г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Линейные (дожимные) компрессорные станции являются важной со-

ставной частью газотранспортных систем. По состоянию на 1993 г. в от-

расли эксплуатировалось 225 КС с общей установленной мощностью 37.4

млн. кВт.

195

Для снижения перегрузок, возникающих вследствие пульсации дав-

ления на КС, применяются так называемые обвязки, которые в свою оче-

редь являются одним из потенциально опасных элементов и представляют

собой пространственную стержневую конструкцию, многократно статиче-

ски неопределимую с большим числом жестких и скользящих опор, испы-

тывающую переменную возмущающую нагрузку со стороны нагнетателя.

Пространственные изгибы труб имеются вблизи соединений с нагнетате-

лем, а также в местах переходов надземных участков в подземные.

Можно отметить следующие положения.

Переменный характер нагружения трубопроводов обусловлен двумя

причинами:

• пульсацией давления газа в процессе работы нагнетателя,

• изменением режимов работы нагнетателя (профилактические от-

ключения).

Пульсация давления газа при работе нагнетателя происходит при

средней частоте 39 Гц. Такой режим нагружения относится к типично ус-

талостному, требующему учета значений коэффициента ассиметрии цикла

и коэффициентов концентрации напряжений. Как следует из опыта экс-

плуатации компрессорных станций, количество переходных режимов, свя-

занных с выключением или отключением агрегатов, составляет 80...100

случаев на 1000 часов работы нагнетателя. Данная цифра соответствует

частоте включений/выключении - 2 .78 · 10ֿ

и, соответственно 875 цик-

лам нагружений в год.

Переменный характер нагружений не исчерпывается перечисленны-

ми выше видами. Имеется также широкий спектр вибрационных нагрузок,

связанных явлениями стержневой конструкции обвязки, газодинамически-

ми процессами в потоках газа (особенно в углах поворота потока), высоко-

частотными составляющими вибрации агрегата и т.п.

Наиболее слабыми элементами обвязки нагнетателя являются участ-

ки с повышенным давлением на выходе из нагнетателя, сечения линейных

кранов на тройниках и отводах. Основной причиной разрушений указан-

ных элементов линии нагнетания являются высокий уровень напряжений

от внутреннего давления газа в линии нагнетателя и значительная концен-

трация напряжения в местах соединения труб с арматурой (на тройниках,

кранах и отводах).

Данные Газнадзора РФ по отказам на трубопроводах технологиче-

ской обвязки КС представлены в табл. 10.1.9.

Таким образом, на технологических трубопроводах обвязки ком-

прессорных станций ОАО «Газпром» за указанный период зафиксировано

33 аварии и отказа.

196

Таблица 10.1.9.

Отказы на трубопроводах технологической обвязки КС.

Вид дефекта Число отказов %%

Дефект труб 2 6

Дефект оборудования (арма-

туры, соединительных дета-

лей).

4 12.2

Брак строительно-монтажных

работ

2 6

Брак сварки 5 15.2

Нарушение требований правил

технической безопасности экс-

плуатации

2 6

Внутренняя коррозия и эрозия 2 6

Подземная коррозия 10 30.5

Мех. повреждения действую-

щего газопровода

2 6

Ошибка проектирования и на-

рушение проектных решений

1 3

Неустановленные причины 3 9.1

ИТОГО: 33 100

С точки зрения потенциальных масштабов воздействия на окружаю-

щую среду аварийные разрывы труб на технологической обвязке пред-

ставляют среди других возможных аварий на КС наибольшую опасность,

особенно при отказах отключающей автоматики крановых узлов. На ли-

нейных газокомпрессорных станциях в период с 1984 по 1992 год зафик-

сировано по материалам ВНИИПО МВД РФ 28 случаев пожаров и взры-

вов. Данные по участкам возникновения пожаров и взрывов на линейных

газокомпрессорных станциях в период с 1984 по 1992 год приведены в

табл. 10.1.10.

Таблица 10.1.10.

Число пожаров (взрывов) на участках КС.

Технологические блоки Число пожаров (взрывов)

Нагнетательные компрессоры 15

Огневые подогреватели 3

Маслобак 2

Щиты манометров 1

Узел переключения КС 1

Кабельный канал 1

КТП АВО газа 1

Утилизационная насосная 1

Насосная турбинного масла

197

Наибольшее количество пожаров произошло от нагнетательных ком-

прессоров - 15 случаев (55,55%). Основные причины аварий приведены в

табл. 10.1.11.

Таблица 10.1.11.

Причины аварий на нагнетательных компрессорах.

Причина аварии Число случаев %%

Выброс масла и попадание его на нагретые части 9 60

Разрушение компрессора 4 26.7

Утечка газа 1 6.7

Разрыв трубопровода диаметром 1020 мм

из-за дефекта сварного шва

1 6.7

В результате происшедших пожаров и взрывов ("хлопков") было без-

возвратно потеряно большое количество газа, надолго останавливались

или полностью выводились из строя турбоагрегаты. Задерживалась и сни-

жалась подача газа потребителям. Обобщенные данные по интенсивностям

аварий за год приведены в табл. 10.1.12.

Таблица 10.1.12.

Интенсивность аварийных разрывов технологических элементов

компрессорных цехов.

№ п/п Наименование трубопровода или агрегата Интенсивность аварий-

ных разрывов, 1/ (м·год)

1 Магистральный газопровод на участках, при-

легающих к КС

103

−

⋅

2 Входной газопровод шлейф, подземный

102

−

⋅

3 Выходной газопровод шлейф, подземный

−

⋅

4 Всасывающие коллектор (Ø 1020мм) и трубо-

проводы ГПА (Ø 426мм, 720 мм), подземные

−

⋅

5 Нагнетательные коллектор (Ø 1020мм) и тру-

бопроводы ГПА (Ø 720 мм), подземные

−

⋅

6 Всасывающие трубопроводы ГПА (Ø 720 мм)

надземные, трубопроводы пускового контура

(Ø 426 мм) надземные

−

⋅

7 Нагнетательные трубопроводы ГПА (Ø 720),

надземные.

−

⋅

8 Трубопроводы топливного газа (Ø 200 мм)

−

⋅

9 Трубопроводы условного диаметра менее 200

мм

−

⋅

10 ГПА

−

⋅

на агрегат/год

11 Пылеуловители

2.5

−

⋅

на сосуд/год

12 АВО

2.5

−

⋅

на блок/год

13 Крановые узлы, тройники

1.5

−

⋅

на элемент/год

14 Блок осушки импульсного газа (БОИГ)

2.5

−

⋅

на блок/год

198

10.2. Перевозка нефтепродуктов железнодорожным и автомо-

бильным транспортом.

Железнодорожный транспорт занимает третье место по объему пере-

возок нефти и нефтепродуктов. Основным элементом при транспортировке

нефтепродуктов железнодорожным транспортом является цистерна.

Характерными последствиями аварий на железнодорожном транс-

порте при перевозке нефтепродуктов являются пожары и разлитие нефте-

продуктов, что способствует соответствующему загрязнению земельных

участков.

Ежегодно на объектах Министерства путей сообщения России про-

исходит около 2000 пожаров и возгораний. Порядка 60% пожаров возни-

кают на железнодорожных станциях, примерно 10% пожаров происходит

при транспортировке легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, 70%

из них развиваются до крупных масштабов с тяжелыми последствиями.

Согласно статистическим данным условные вероятности аварий и

возникновения пожаров имеют оценки, представленные в

табл. 10.2.1.

Таблица 10.2.1.

Условные вероятности аварийности на железнодорожном транспорте.

Вид аварии Значение вероятностей

Авария с грузовым железнодорожным составом, W

0.05…0.085

Разрушение цистерны с нефтепродуктом, W

0.08…0.09

Возгорание нефтепродукта, W

0.2…0.25

Таким образом, рассматривая вероятность W

разлива нефтепродукта

при его транспортировке железнодорожным транспортом как безусловную

вероятность разрушения цистерны, получим:

00765.0...004.0)09.0...08.0()085.0...05.0(

⋅

⋅= WWW

(10.2.1)

Вероятность W

возникновения пожара следует рассматривать как

вероятность аварии с составом, при которой будет разрушена цистерна и

при этом произойдет возгорание нефтепродукта:

)019125.0...0008.0()25.0...2.0()0765.0...004.0(

321

=⋅=

=⋅⋅= WWWW

(10.2.2)

Например, по данным Санкт-Петербургской сортировочной - мос-

ковской станции ежегодно происходит 110…120 аварийных ситуаций, из

них 96% аварий происходит с цистернами, заполненными жидкими нефте-

продуктами, 4% - аварийными химически опасными веществами и газами.

Основной транспортной единицей является железнодорожная цис-

терна, которая представляет собой вагон со сварным цельнометаллическим

резервуаром (котлом) цилиндрической формы. Резервуар расположен го-

ризонтально на сплошной металлической раме, которая опирается на две

тележки с колесными парами. Отечественная промышленность выпускает

цистерны для перевозки нефтепродуктов различных моделей, среди кото-

199

рых наибольшее распространение имеют 4-осные, 6-осные и 8-осные, гру-

зоподъемностью 60 т, 90 т и 120 т соответственно.

Железнодорожные цистерны характеризуются следующими пара-

метрами:

− грузоподъемностью – массой груза, допускаемого к перевозкам в

цистерне;

− тарой - собственной массой порожней цистерны;

− коэффициентом тары – отношением массы тары к грузоподъем-

ности (0.4…0.7);

− осностью – числом колесных осей цистерны

;

− нагрузкой на ось – нагрузкой, передаваемой осью (колесной па-

рой) на рельсы (не более 205 кН);

− нагрузкой на 1 м пути (не более 8 кН).

Котлы цистерны изготавливаются сварными из листовой стали, ци-

линдрическими со сферическими днищами. Котел снабжается колпаком,

рассчитанным на вмещение расширяющегося вследствие колебаний тем-

пературы нефтепродукта. Объем колпаков современных

цистерн не пре-

вышает 2% полного объема котла.

Во избежание гидравлических ударов при изменении скорости дви-

жения цистерны уровень продукта всегда должен находиться выше осно-

вания котла. Цистерны, не долитые на 200 мм до верхней образующей кот-

ла, нельзя включать в маршрут.

Котлы цистерн испытываются гидравлическим давлением 0.4 МПа.

При нормальных эксплуатационных условиях внутреннее

давление не пре-

вышает 0.15 МПа.

Для заполнения цистерны нефтью или нефтепродуктами, в том числе

сжиженными газами, в верхней части резервуара имеется люк с герметиче-

ски закрывающимся клапаном. Для слива жидкости цистерны оборудуют-

ся сливными устройствами. Пример расположения основных узлов налив-

ной железнодорожной эстакады показан на рис. 10.2.1.

По конструкции железнодорожные цистерны

делятся на обычные и

специальные. К последним относятся цистерны для перевозки сжиженных

газов, цистерны с паровым подогревом для транспортировки вязких и бы-

стро твердеющих нефтепродуктов и т.д. Дополнительная информация по

особенностям конструкции железнодорожных цистерн приведена в [23].

200

Рис. 10.2.1. Железнодорожная наливная эстакада.

1 — коллектор промышленно-ливневой канализации; 2 — блок подъемного устройства;

3— лебедка; 4— гибкий шланг; 5 — наконечник; б—трос заземления; 7 — наливной

стояк; 8— переходный мостик; 9— железнодорожная цистерна; 10—задвижка;

11 — рельс; 12 —заземлитель; 13 — коллектор для слива неисправных цистерн; 14 —

наливной коллектор; 15 — контур заземления

Восьмиосная цистерна (модель 15-880) имеет следующие размеры:

длина 18.69 м, диаметр котла 3 м, полный объем котла 159.5 м

, полезный

объем - 156.3 м

. Материал котла - сталь 09Г2С-12 с пределом прочности

330 МПа и толщиной стенок 30 мм. Полная масса котла 55 т, масса цилин-

дрической части 51.6 т. Рабочее давление (по регулировке клапанов) со-

ставляет 0.15 МПа, давление гидродинамического испытания котла - 0.4

МПа.