3.1.3 Оценка возможного ущерба в результате аварий на объектах газового хозяйстваНа территории муниципального образования расположена сеть распределительных газопроводов высокого, среднего и низкого давления, две газовые котельные.
Согласно «Методические рекомендации по оценке ущерба от аварий на опасных производственных объектах» РД 03-496-02, утвержденный постановлением Ростехнадзора России от 29.10.02.№ 63, ущерб от аварий на опасных производственных объектах может быть выражен в общем виде формулой:
Па = Пп.п + Пл.а + Пс.э +Пн.в +Пэкол. + Пв.т.р,
где Ппп – прямые потери;
Пла – затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии;
Псэ – социально-экономические потери (затраты, понесенные вследствие гибели и травматизма);
Пнв – косвенный ущерб;
Пэкол – экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей природной среды);
Пвтр – потери от выбытия трудовых ресурсов в результате гибели людей или потери ими трудоспособности.
Потери в результате уничтожения основных фондов производственных и непроизводственных при аварии, связанной с утечкой природного газа в результате разгерметизации трубопровода (технологического оборудования) состоят из стоимости ремонта/замещения аналогичным. В качестве наихудшего случая принимается вариант, связанный с заменой неисправного оборудования на аналогичное. Потери в результате уничтожения основных фондов при аварии, связанной с утечкой природного газа в результате разгерметизации трубопровода (технологического оборудования), состоят из стоимости нового участка трубопровода (технологического оборудования). При взрыве потери основных фондов состоят из стоимости полной замены участка газопровода, оборудования котельной и стоимости услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту (стоимость ремонта, транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на дополнительную электроэнергию и т.д.).
Потери в результате уничтожения (повреждения) товарно-материальных ценностей (природного газа) в результате аварии, связанной с разгерметизацией трубопровода (технического оборудования), состоят из стоимости утраченного природного газа.
В расчетах принято, что стоимость 1 000 м 3 природного газа в ценах марта 2010 г. составляет 3 515 руб.
Потеря газа согласно расчету составила:
Стоимость 1 п/м поврежденного участка газопровода диаметра 0,1 м – 1,0 тыс. руб.
В расчетах берем в среднем замену участка длиной 20 м. Стоимость поврежденного участка в этом случае составит 20 тыс. рублей.
Балансовая стоимость ГРП с оборудованием в среднем составляет 3,0 – 5,0 млн. руб.
Балансовая стоимость котельных с оборудованием составляет: 15, 10 и 5 млн. руб.
Стоимость природного газа составляет: 235, 2025, 886 и 63 руб.
Транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на электроэнергию могут составить 10 тыс. руб.
Сумма прямого ущерба в данном случае может составить:
а) при взрыве на участке газопровода – 20 235 тыс. руб.;
б) при взрыве в ГРП (ШРП) – от 3 млн. 010 тыс. рублей до 5 млн. 011 тыс. рублей;
Затраты на локализацию (ликвидацию) и расследование аварии (Пла)
При расчете затрат на ликвидацию последствий аварии принято привлечение 2-х противопожарных расчетов при тушении пожара в случае возгорания газа и 1 ремонтно-восстановительной бригады для отключения поврежденного участка газопровода.
Расходы, связанные с ликвидацией последствий аварии, могут составить:
Размеры компенсации за ущерб жизни и здоровью персонала станции и населения в случае аварии определяются в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 28.04.2001 г. №332 «Об утверждении порядка оплаты дополнительных расходов на медицинскую, социальную и профессиональную реабилитацию лиц, пострадавших в результате несчастных случаев на производстве и профессиональных заболеваний».
Социальный ущерб при аварии связанной с разгерметизацией участка газопровода и технологического оборудования, будет определяться числом погибших и получивших клинические симптомы поражения. Экономическая составляющая социального ущерба, если принять, что стоимость лечения одного пострадавшего – 15 тыс. руб., а компенсация семье погибшего – 150 тыс. руб., может составить:
Экологический ущерб (урон, нанесенный объектам окружающей природной среды) (Пэкол)
При выбросе природного газа возможно загрязнение атмосферы.
Выбросы природного газа обладают высокой испаряемостью, приводят к загрязнению приземного слоя воздуха. Природный газ при любых погодных условиях испаряется практически полностью.
Экологический ущерб определяется как сумма ущербов от различных видов вредного воздействия на объекты окружающей природной среды (ущерб от загрязнения атмосферы, водных ресурсов, почвы, ущерб, связанный с уничтожением биологических (в том числе лесных массивов) ресурсов, от засорения территории обломками зданий, сооружений, оборудования и т.д.). Ущерб от загрязнения атмосферного воздуха определяется, исходя из массы загрязняющих веществ, рассеивающихся в атмосфере. Масса загрязняющих веществ находится расчетным путем.
Расчет производился в соответствии по формуле:
Эа=5(Нбаi Миi)*Ки*Кэа,
где Нбаi – базовый норматив платы за выброс в атмосферу газов и продуктов горения.
Нбаi принимался равным 25 руб./т.
Миi – масса i-го загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии (пожаре), т..
Ки – коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды.
Кэа – коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации (для Кавказкого региона при выбросе загрязняющих веществ в атмосферу равен 1,1*1,2=1,32).
Экологический ущерб для аварии на газопроводе не превысит 1 тыс. рублей.
Возможный материальный ущерб при чрезвычайных ситуациях на объектах газового хозяйства приведен в таблице 12.
Таблица – Размер возможного ущерба при ЧС на объектах газового хозяйства
| № п/п
| Наименование объекта
| Потери | Ущерб (млн. руб)
| Примечания |
|
| погибшие | пострадавшие |
||||
| 1 | Участок газопровода диаметром 0,1 м | - | 1 | 0,086 | - |
| 2 | АГРС (ГРП (ГРПШ) | 1 | 2 | 3,39 – 5,4 | - |
Выводы
В результате приведенных расчетов видно, что при авариях с утечкой природного газа его количество, участвующего в аварии, составит от 127 до 207 м 3 . Радиус зон поражения составляет – от 5 до 100 м. Расстояние от границы жилой зоны до места аварии – от 25 до 100 м. При этом возможное количество погибших может составить 1 – 2 человека, количество пострадавших – до 20 человека. Ущерб – до 5,4 млн. рублей (согласно таблицы 12).
Аварии на магистральных газопроводах и нефтепроводах
По территории муниципального образования проходит магистральный газопровод «Моздок – Казимагомед» диаметром 720 – 1 020 мм и магистральный нефтепровод «Грозный – Махачкала – Баку» диаметром 720 мм.
В следствии аварии на газопроводе возможно возникновение следующих поражающих факторов:
Возможные радиусы термического поражения приведены в таблице 13.
Таблица – Возможные радиусы термического поражения
| Время нахождения в зоне пожара | Тип пожара |
|||
| Колонного | Струевого |
|||
| t, сек | Rп 100% | Rп 1% | Rп 100% | Rп 1% |
| 5 | 306 | 566 | 690 | 1200 |
| 20 | 354 | 654 | 1060 | 1360 |
| 60 | 379 | 687 | 1114 | 1422 |
Выводы
При аварии на магистральном газопроводе течении 5сек. нахождения в зоне поражающих факторов возможно 100% возгорание зданий и поражение людей, при пожаре струевого типа от места аварии на удалении до 690 м.
Учитывая существенное расширение границ селитебной зоны населенного пункта после завершения строительства газопроводов часть зданий, сооружений и жилых домов попадают в зону поражающих факторов при аварии на данных магистральных газопроводах.
Виды возможных чрезвычайных ситуаций на магистральном нефтепроводе:
1. Разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации линейного участка с последующим возгоранием и возможным взрывом паров нефтепродуктов. Так как нефтепродуктопровод проходит на значительном расстоянии от села и промышленных объектов, поэтому в случае взрыва или пожара они не пострадают. Тяжелые последствия прогнозируются на пересечениях с железными дорогами. В этом случае возможен выход из строя железных дорог, ЛЭП, значительный экономический ущерб.
2. Разлив нефтепродуктов в результате разгерметизации подводного перехода. В этом случае возможно попадание нефтепродуктов в реки (до 1,5 тыс.м 3) и ее распространение вниз по течению, что приведет к гибели флоры и фауны, загрязнению прибрежной полосы нефтепродуктами.
Площадь вероятной зоны чрезвычайной ситуации - до 200 м 2 на суше и 48000 м 2 на реке. Вероятное количество населения, попадающее в зону чрезвычайной ситуации до 800 чел. Вероятные социально-экономические последствия при возникновении чрезвычайной ситуации:
Наиболее вероятные причины разливов нефтепродуктов:
1. Безледовый период.
Попадая в реку, ручей или источник, нефтепродукты начинают распространяться, увлекаясь поверхностным течением. При этом образуется вытянутое пятно. В общем случае, нефтепродукты будет стремиться скапливаться в участках спокойной воды или в водоворотах на изгибах рек, в извилистых реках или ручьях, или в других местах, где скорость течения замедляется. Островки нефтепродуктов могут образоваться в местах, где скапливаются деревья и мусор.
Перемещение и удаление нефтяных пятен от источника аварии будет в первую очередь определяться скоростью течения реки и направлением ветра. Под действием течения нефтепродукты переносится вниз по реке, а ветер сместит пятно к одному из берегов.
2. Ледовый период.
Перемещение пятна нефтепродуктов не зависит от направления ветра. Плавающие нефтепродукты, попав под лед, будет двигаться по подводной части ледяного поля, которая обычно имеет неровную поверхность. Подвижность нефтепродуктов уменьшается. Скорость перемещения пятна нефтепродуктов подо льдом составляет 10-50% от скорости потока в приледном слое воды толщиной 0,1 м, в зависимости от шероховатости нижней поверхности льда. При скоростях движения воды менее 0,1 м/с пятно нефтепродуктов под ледяным покровом может оставаться в неподвижном состоянии.
Распространение нефтепродуктов под ледяным покровом может находиться в виде отдельных капель, сливаться в небольшие пятна или сплошные ковры. При этом толщина этих образований не превышает 5-10 мм.
При нарастании льда неподвижные нефтепродуктов вмерзают в лед и, в дальнейшем, находится в толще льда в виде вмороженных капель или отдельных линз.
Характер распространения пятна нефтепродуктов зависит от формы русловой части реки, скорости течения и времени, прошедшего с момента начала аварии.
Локализация аварийного нефтезагрязнения воды и прибрежных территорий
Основным способом локализации распространения нефтепродуктов является установка боновых заграждений на локализационных площадках. На места установки боновых заграждений, выезжают бригады аварийно-спасательных подразделений в соответствии с разработанным типовым или ситуационным планом. Технические средства - боновые заграждения, нефтесборщики для очистки загрязненных вод. На малых реках допускается создание земляных дамб с водопропускными трубами.
В ледовый период время локализации пятна нефтепродуктов зависит от времени на устройство во льду прорези и майны. Наименьшая допустимая толщина ледяного покрова для выполнения работ может определяется согласно РД153-39.4-114-01 (п. 5.7.39).
За границей боновых заграждений производят контроль наличия нефтепродуктов. В случае обнаружения нефтепродуктов устанавливают дополнительный рубеж боновых заграждений.
В период половодья состояние водного объекта характерно как для ледового, так и для безледового периода. В данном случае мероприятия и объемы работ планируются в зависимости от погодных условий, преобладания признаков ледового (безледового) периода и состояния подъездных путей к рубежам локализации.
Расстановка рубежей локализации производилась с учетом географических особенностей района, а также временем подхода нефтепродуктов к конкретному рубежу локализации. Выбор рубежа локализации определяется руководителем КЧС в зависимости от условий разлива, ситуации и метеорологических условий. При сложных метеорологических условиях рубежи локализации уточняются на основании конкретных гидрометеорологических условий.
Проведение АСНДР будет затруднено высокой температурой в очаге пожара, потребует применения специализированных формирований. Локализация и ликвидация последствий ЧС потребует привлечения значительных финансовых, материальных и людских ресурсов.
Чрезвычайные ситуации, связанные с пожаром в зданиях, сооружениях и возникновением при этом поражающих факторов, представляющих опасность для людей и зданий, могут случиться при неосторожном обращении с огнем или при неисправности электротехнического оборудования.
Возможными причинами пожара могут быть:
Параметры пожарной опасности объекта (плотности теплового потока, дальность переноса высокотемпературных частиц) приведены на рисунке 1, и в таблице 14.
Рисунок – Зависимость плотности теплового потока Q при горении зданий и сооружений II степени огнестойкости
Таблица – Предельные параметры возможного поражения людей при пожаре в проектируемом здании
| Степень травмирования
| Значения интенсивности теплового излучения, кВт/м
2
| Расстояния от источника горения, на которых наблюдаются определенные степени травмирования, (R, м) |
||
| 1 – этажное здание | 2 –этажное здание | 5 –этажное здание |
||
| Ожоги III степени | 49 | 3,54 | 8,37 | 12,24 |
| Ожоги II степени | 27.4 | 4,74 | 11,2 | 16,4 |
| Ожоги I степени | 9.6 | 8,0 | 18,93 | 27,66 |
| Болевой порог (болезненные ощущения на коже и слизистых) | 1.4 | 21,0 | 49,61 | 72,5 |
Расчет зон поражения людей в зависимости от интенсивности теплового излучения
Расчет выполнен по учебно-методическому пособию «Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Прогнозирование и оценка обстановки при чрезвычайных ситуациях» - М.: Изд-во «Учеба», 2004. Авторы Б.С.Мастрюков, Т.И. Овчинникова.
Протяженность зон теплового воздействия R при пожаре в здании:
R = 0,28 R*(qсоб./qкр) 0,5
qсоб – плотность потока собственного излучения пламени пожара кВт/м 2 . Зависит от теплотехнических характеристик материалов и веществ. Принимаем qсоб = 260 кВт/м 2 .
qкр – критическая плотность потока излучения пламени пожара, подающего на облучаемую поверхность и приводящую к тем или иным последствиям (кВт/м 2).для нашего расчета возьмем данные из таблицы 14.
Приведенный размер очага горения рассчитывается по формуле:
R* = √ L×H
L – длина здания, H – его высота.
Для проектируемых зданий примем: а) 1-этажное: L = 10 м; H = 3 м.; б) 2-этажное: L = 24 м; H = 7 м.;. в) 5-этажное: L = 24 м; H = 15 м.
Отсюда: R*а = 5,5 м; R*б = 13 м; R*в = 19 м.
Используя имеющиеся данные, произведем расчет зон теплового поражения и занесем их в таблицу.
Люди находящиеся в пределах зон представленных в таблице могут получить ожоги, а на большем удалении, также могут пострадать от отравления угарным газом. В соответствии со Справочником по противопожарной службе гражданской обороны (М., Воениздат МО, 1982 г.) обычно вдыхаемый человеком воздух содержит около 17,6% кислорода (О 2) и около 4,4% углекислоты (СО 2). При понижении в результате пожара содержания кислорода во вдыхаемом воздухе до 17% у человека начинается одышка и сердцебиение. При 12-14% кислорода дыхание становится очень затрудненным. При содержании кислорода ниже 12% наступает смерть.
Окись углерода (угарный газ) СО – бесцветный газ, без вкуса и запаха, горит, очень ядовит. При содержании СО в воздухе 0,1% пребывание человека в этой атмосфере в течение 45 минут вызывает слабое отравление и появляется легкая головная боль, тошнота и головокружение. При пребывании в течение 45 минут в воздухе с содержанием 0,15 – 0,2% окиси углерода наступает опасное отравление и человек теряет способность двигаться. При содержании СО в воздухе 0,5% сильное отравление наступает через 15 минут, а при содержании ее 1% человек теряет сознание после нескольких вдохов и через 1-2 минуты наступает смертельное отравление.
Оценка параметров внешней среды при пожаре и ее воздействие на людей приведены на рисунке 2.
Рисунок 2 - График для оценки воздействия окиси углерода на человека
I – симптомов отравления нет;
II – легкое отравление: боль в области лба и затылка, быстро исчезающая на свежем воздухе, возможно кратковременное обморочное состояние;
III – отравление средней тяжести: головная боль, тошнота, головокружение, наблюдаются провалы памяти;
IV – тяжелое отравление: рвота, потеря сознания, возможна остановка дыхания;
V – отравление со смертельным исходом.
Примечание. Приведенные данные действительны при отсутствии во вдыхаемом воздухе других вредностей и температуре среды не выше 30 0 С.
Вывод
Средний уровень индивидуального риска при авариях с АХОВ на территории МО «Село Первомайское» составляет 3,5*10 -5 1/год для наиболее опасного и 1*10 -7 1/год для наиболее вероятного сценария развития ЧС.
Средний уровень индивидуального риска при авариях на взрыво- и пожароопасных объектах, составляет 4,5*10 -3 1/год для наиболее опасного и 1,5*10 -5 1/год для наиболее вероятного сценария развития ЧС.
Для территорий поселения, расположенных в зонах воздействия поражающих факторов источников ЧС техногенного характера, уровень риска – условно приемлемый.
Диаграмма социального риска (F/N) при авариях на взрыво- и пожароопасных опасных объектах с.первомайское представлена на рисунке 3, диаграмма риска материальных потерь (F/G) - на рисунке 4.
Рисунок 3 – Диаграмма социального риска (F/N) при авариях на взрыво- и пожароопасных опасных объектах
Рисунок 4 – Диаграмма риска материальных потерь (F/G) при авариях на взрыво- и пожароопасных опасных объектах
Системы газового комплекса любых уровней, начиная от скважины, магистральных и распределительных газопроводов и заканчивая газовой плитой конечного потребителя, относятся к числу опасных промышленных объектов. Аварии, аварийные ситуации и инциденты, возникающие на системах газового комплекса зачастую приводят к травматизму и жертвам среди персонала и населения, разрушению зданий и сооружений, различного рода ущербам у эксплуатирующих организаций и потребителей. Анализ причин аварий возникающих в газовом комплексе является одним из важнейших моментов для дальнейшего принятие обоснованных решений по повышению безопасности и надежности работы комплекса.
На основе анализа следующей литературы:
Можно выделить общие причины возникновения аварий газового комплекса.
Общая классификация причин аварий.
Рассмотрим причины аварий в газовом комплексе по структурным элементам. Такое разделение вводим ввиду того что условия эксплуатации, факторы риска и характер аварий на различных элементах системы существенно различаются.
Причины возникновений аварий на магистральных газопроводах.
На настоящее время протяженность магистральных газопроводов и отводов в Российской федерации составляет 168,3 тыс. км.
Средний уровень аварийности на объектах магистральных газопроводов ОАО "Газпром" составляет 0,21 аварии на тысячу километров эксплуатируемых газопроводов в год. Средний уровень производственного травматизма на тысячу работающих в год по газотранспортным предприятиям составляет 1,14, что более чем в три раза ниже соответствующего общепромышленного уровня по Российской Федерации.
Основными причинами аварийности на магистральных газопроводах являются:
Аварийность по причине КРН тесно связана с ограниченным сроком службы пленочного изоляционного покрытия, неудовлетворительным качеством изготовления труб и грубыми нарушениями технологии строительства в виде отступлений от проектных решений.
Аварийность по причине брака строительно-монтажных работ обусловлена отсутствием эффективной системы независимого надзора заказчика за соблюдением проектных решений в период интенсивного строительства газотранспортных магистралей в 70 - 80-е годы и недостаточной оснащенностью строительных организаций специальным оборудованием.
На данный момент с целью решения основных проблем промышленной безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов ОАО "Газпром" реализует целевые программы («Программа реконструкции и капитального ремонта газораспределительных станций на 2014–2017 гг», «Комплексная целевая программа перевооружения, реконструкции и развития автоматизированных систем управления технологическими процессами» и т.д.), включающие: контроль состояния опасных производственных объектов, проведение их диагностирования, технического обслуживания, испытаний на прочность, капитального ремонта и реконструкции линейной части трубопроводов, компрессорных и газораспределительных станций, а также систем автоматики и телемеханики.
Причины возникновений аварий в системе газораспределения и газопотребления (СГРГП).
Проблема безопасности и надежности СГРГП становится более острой в связи с реализацией масштабной программы газификации городов и населенных пунктов, повышением доли населения в потреблении природного газа, а также выходом из строя оборудования, исчерпавшего технический ресурс.
Основными причинами аварий и инцидентов являются:
Рис. 4, а–б. Авария на надземном газопроводе в ОАО «Ростовгоргаз» (г. Ростов-на-Дону): а, б – разрушение газопровода;
Надежность и безопасность СГРГП определяются решениями, принятыми на этапе проектирования, качеством их реализации на этапе строительства, организацией обслуживания и ремонтов на этапе эксплуатации.
Причины аварий на газораспределительных пунктах (ГРП) утечки газа через неплотности в соединениях, арматуру и оборудование; неисправность оборудования и арматуры; прекращение подачи газа; повышение или понижение давления газа; неисправность системы отопления; разборка оборудования без установки заглушек.
Основные причины аварий на газонаполнительных станциях ГНС (ГНП) – утечки газа из технологического оборудования; наполнение баллонов газом при давлении свыше допустимого; удаление избытка газа выпуском в атмосферу; нарушение правил хранения и транспортирования баллонов; использование электрооборудования во взрывобезопасном исполнении; внесение открытого огня; неисправность блокировки, автоматики, сигнализации.
Основные причины аварий резервуаров сжиженного газа - переполнение и перегрев свыше допустимых норм; низкое качество ремонта; отсутствие или неисправность КИПиА; дефекты сварных стыков; коррозионное повреждение; механическое разрушение; наличие статического электричества; неплотности в соединительных рукавах и трубопроводах;
использование соединительных рукавов, не соответствующих нормативным требованиям.
Причинами аварий на газовом оборудовании в квартирах являются утечки газа на кранах и резьбовых соединениях; утечки в сварных соединениях; утечки в местах присоединения вентиля и регулятора к баллону; неисправность горелки; задувание или заливание горелки; отрыв или проскок пламени; прекращение подачи газа; неполное сгорание газа; неисправность автоматики по тяге; переполнение и перегрев баллона; неисправность баллона; работа печи при закрытом шибере; неплотность кладки дымохода.
Выводы: Несмотря на разнородность информации, статистический анализ и обработка данных позволяют получить комплексную оценку промышленной безопасности предприятия и надежности снабжения потребителей, выявить узкие места и проводить мониторинг состояния газового комплекса в целом, сопоставляя их по уровню надежности и промышленной безопасности.
Анализ информации по авариям в газовом комплексе имеет огромное значение, прежде всего, для оценки показателей риска и надежности снабжения потребителей. Это требуется для обоснования решений при проектировании объектов системы газоснабжения и при планировании мероприятий по повышению их надежности и безопасности в процессе эксплуатации.
Газопрово́д - инженерное сооружение, предназначенное для транспортировки газа и его продуктов с помощью трубопровода.
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.
Природный газ используется в России как топливо для электрических станций, теплоэлектроцентралей и котельных практически повсеместно, за исключением некоторых районов Дальнего Востока и Крайнего Севера. Любые аварии на газопроводах приводят к перебоям или прекращению подачи газа на электростанции и котельные.
Разрывы на магистральных ветках газопровода наиболее опасны, поскольку в таком случае целым регионам угрожает ограничение подачи газа. Существенный риск возникает и при разрывах на распределительных газопроводах, непосредственно ведущих к электростанции, ТЭЦ или котельной. Аварии на других участках газовой сети менее значимы, так как во многих случаях существует параллельная или резервная труба.
Сложность аварии характеризуется причиненным ущербом и временем, необходимым для восстановления нормальной подачи газа (от нескольких часов до нескольких суток).
К основным причинам аварий на газопроводах различных объектов газового хозяйства относятся: дефекты в сварных стыках; разрывы сварных стыков; дефекты в трубах, допущенные на заводе-изготовителе; разрывы компенсаторов; провисание газопровода; некачественная изоляция или ее повреждение; коррозионное разрушение газопровода; повреждение газопроводов при производстве земляных работ; повреждение надземных газопроводов транспортом; повреждение от различных механических; усилий.
Авария на объекте трубопровода – это вылив или истечение опасной жидкости в результате полного или частичного разрушения трубопровода, его элементов, резервуаров, оборудования и устройств, сопровождаемых загрязнением рек, озёр, водохранилищ, почвы, растительности.
На пути трубопроводов, особенно большой протяженности, встречается много препятствий естественного и искусственного происхождения: водные преграды, транспортные магистрали, пересеченность местности (горная складчатость, холмы, овраги), другие трубопроводы. Для их преодоления на трубопроводах делаются отводы, позволяющие повторять изгибы местности или возвышаться над препятствиями. Аварии, происходящие на трубопроводах, в этих местах имеют наиболее опасные последствия, так как в случае выброса или разлива транспортируемый продукт может покрыть собой большие площади, поразив их и вызвав вторичные последствия аварии (взрывы, пожары, нарушения экологии).
Аварийность магистральных нефтепроводов является одним из главных критериев опасности, представляющей прямую угрозу населению и окружающей природной среде.
В соответствии с законом Российской Федерации разливы нефти и нефтепродуктов являются чрезвычайными ситуациями и их последствия подлежат ликвидации.
Локализация и ликвидация разливов нефти и нефтяных продуктов должна выполняться многофункциональным комплексом задач, использованием технических средств и реализацией различных методов. Использование технических средств ликвидации разливов нефти независимо от характера аварийного разлива нефтяных продуктов и нефти, первые меры по его устранению направляются на локализацию нефтяных пятен, чтобы избежать дальнейшего распространения и загрязнения соседних участков и уменьшения загрязненных площадей.
Локализация разливов нефтепродуктов и сырой нефти
В водных акваториях средствами локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов являются боновые заграждения. Важными функциями боновых заграждений являются: предотвращение растекания на водной поверхности нефти, уменьшение концентрации нефтепродуктов для облегчения уборки, и траление нефти от экологически уязвимых районов.
Заградительные боны подразделяются на:
Отклоняющие – для защиты берега от нефти и нефтепродуктов и ограждение их;
Сорбирующие - поглощающие нефть и нефтепродукты;
Надувные – позволяющие быстро разворачивать их в акваториях;
Тяжелые надувные – ограждающие танкер у терминала.
После того как разлив нефти удается локализовать, последующим этапом станет ликвидация пролива.
Методы ликвидации разливов нефтепродуктов и сырой нефти
Известно несколько методов локализации разлива нефтепродуктов: термический, механический, биологический, и физико–химический. Главный метод ликвидации пролива нефти - это механический сбор нефтепродуктов. Большая эффективность данного метода достигается в самом начале разлива, в связи с тем, что толщина нефтяного слоя остается большой. Механический сбор затруднен при большой площади распространения, при небольшой толщине слоя нефти, и под воздействием ветра происходит постоянное движение поверхностного слоя.
Термический метод , применяется при большой толщине нефтяного слоя после загрязнения до начала образования эмульсий с водой. Метод основан на выжигании слоя нефти. Он достаточно хорошо сочетается с другими методами ликвидации разливов.
Механический метод . Примером такого способа может послужить сбор нефтепродукта скиммерами.
Нефтесборные устройства, или скиммеры, предназначены для сбора нефти непосредственно с поверхности воды.
Физико-химический метод использует диспергенты и сорбенты и эффективен в случае, когда механический сбор невозможен при маленькой толщине пленки и когда разлившееся пятно нефтепродуктов грозит реальной угрозой экологически уязвимым районам.
Биологический метод применяется после физико-химического и механического методов при толщине слоя не менее 0,1мм. Технология очистки нефтезагрязненной воды и почвы – биоремедитация, в ее основе лежит использование специальных, микроорганизмов на основе окисления углеводорода или биохимических препаратов.
Выбирая метод ликвидации разлива нефтепродуктов нужно помнить следующее: при проведении работ по устранению аварии главным является фактор времени, стараясь не нанести наибольший экологический ущерб, чем уже существующий разлив нефти.
11.1. Для локализации и ликвидации аварийных ситуаций в газовых хозяйствах городских и сельских поселений должны создаваться единые при газораспределительных организациях аварийно-диспетчерские службы (АДС) с городским телефоном "04" и их филиалы с круглосуточной работой, включая выходные и праздничные дни. Допускается создавать специализированные АДС в подразделениях обслуживающих ГРП (ГРУ), а также промышленные объекты и котельные.
11.2. Численность и материально-техническое оснащение АДС (филиалов) определяются типовыми нормами. Места их дислокации определяются зоной обслуживания и объемом работ с учетом обеспечения прибытия бригады АДС к месту аварии за 40 мин. При извещении о взрыве, пожаре, загазованности помещений аварийная бригада должна выехать в течение 5 мин.
11.3. По аварийным заявкам организаций, имеющих собственную газовую службу, АДС газораспределительных организаций должны оказывать практическую и методическую помощь по локализации и ликвидации аварийных ситуаций по договору и согласованному плану взаимодействия.
11.4. Аварийные работы на ТЭС выполняются собственным персоналом. Участие в этих работах АДС газораспределительных организаций определяется планами локализации и ликвидации аварий.
11.5. Деятельность аварийных бригад по локализации и ликвидации аварий определяется планом взаимодействия служб различных ведомств, который должен быть разработан с учетом местных условий. Планы взаимодействия служб различных ведомств должны быть согласованы с территориальными органами Госгортехнадзора России и утверждены в установленном порядке. Ответственность за составление планов, утверждение, своевременность внесения в них дополнений и изменений, пересмотр (не реже 1 раза в 3 года) несет технический руководитель организации - собственника опасного производственного объекта.
11.6. В АДС должны проводиться тренировочные занятия с оценкой действий персонала: по планам локализации и ликвидации аварий (для каждой бригады) - не реже 1 раза в 6 мес; по планам взаимодействия служб различного назначения - не реже 1 раза в год. Тренировочные занятия должны проводиться на полигонах (рабочих местах) в условиях, максимально приближенных к реальным. Проведение тренировочных занятий должно регистрироваться в специальном журнале.
11.7. Все заявки в АДС должны регистрироваться с отметкой времени ее поступления, временем выезда и прибытия на место аварийной бригады, характером повреждения и перечнем выполненной работы. Заявки, поступающие в АДС, должны записываться на магнитную ленту. Срок хранения записей должен быть не менее 10 суток. Допускается регистрация и обработка поступающих аварийных заявок на персональном компьютере при условии ежедневной архивации полученной информации с жесткого диска на другие носители (дискеты и др.). Своевременность выполнения аварийных заявок и объем работ должны контролироваться руководителями газораспределительной организации. Анализ поступивших заявок должен производиться ежемесячно.
11.8. При получении заявки о наличии запаха газа диспетчер обязан проинструктировать заявителя о мерах безопасности.
11.9. Аварийная бригада должна выезжать на специальной автомашине, оборудованной радиостанцией, сиреной, проблесковым маячком и укомплектованной инструментом, материалами, приборами контроля, оснасткой и приспособлениями для своевременной ликвидации аварий. При выезде по заявке для ликвидации аварий на наружных газопроводах бригада АДС должна иметь исполнительно-техническую документацию или планшеты (маршрутные карты).
11.10. Ответственность за своевременное прибытие аварийной бригады на место аварии и выполнение работ в соответствии с планом локализации и ликвидации аварий несет ее руководитель.
11.11. В случае обнаружения объемной доли газа в подвалах, туннелях, коллекторах, подъездах, помещениях первых этажей зданий более 1% газопроводы должны быть отключены от системы газоснабжения и приняты меры по эвакуации людей из опасной зоны.
11.12. Ликвидация утечки газа (временная) допускается с помощью бандажа, хомута или бинта из мешковины с шамотной глиной наложенных на газопровод. За этим участком должно быть организовано ежесменное наблюдение. Продолжительность эксплуатации внутреннего газопровода с бандажом, хомутом или бинтом из мешковины с шамотной глиной не должна превышать одной смены.
11.13. Поврежденные сварные стыки (разрывы, трещины), а также механические повреждения тела стальной трубы (пробоины, вмятины) должны ремонтироваться врезкой катушек или установкой лепестковых муфт. Сварные стыки с другими дефектами (шлаковые включения, непровар и поры сверх допустимых норм), а также каверны на теле трубы глубиной свыше 30% от толщины стенки могут усиливаться установкой муфт с гофрой или лепестковых с последующей их опрессовкой.
11.14. При механических повреждениях стальных подземных газопроводов со смещением их относительно основного положения, как по горизонтали, так и по вертикали, одновременно с проведением работ по устранению утечек газа должны вскрываться и проверяться неразрушающими методами по одному ближайшему стыку в обе стороны от места повреждения. При обнаружении в них разрывов и трещин, вызванных повреждением газопровода, должен дополнительно вскрываться и проверяться радиографическим методом следующий стык. В случае выявления непровара, шлаковых включений, пор производится усиление сварного стыка.
11.15. Сварные стыки и участки труб полиэтиленовых газопроводов, имеющих дефекты и повреждения, должны вырезаться и заменяться врезкой катушек с применением муфт с закладными нагревателями. Допускается сварка встык при 100% контроле стыков ультразвуковым методом. Узлы неразъемных соединений и соединительные детали, не обеспечивающие герметичность, должны вырезаться и заменяться новыми. Допускается ремонтировать точечные повреждения полиэтиленовых газопроводов при помощи специальных полумуфт с закладными нагревателями.
11.16. Поврежденные участки газопроводов, восстановленные синтетическим тканевым шлангом, заменяются врезкой катушки с использованием специального оборудования для проведения работ на газопроводах без снижения давления. Допускается осуществлять ремонт таких газопроводов аналогично стальным газопроводам.
11.17. Работы по окончательному устранению утечек газа могут передаваться эксплуатационным службам после того, как АДС будут приняты меры по локализации аварии и временному устранению утечки газа.
11.18. Не допускается прямое воздействие открытого пламени горелки при резке стальной оболочки газопровода, реконструированного полимерными материалами.
Предлагаем купить насос шнековый для соляной кислоты , а также насос дозатор для щелочи.
Предлагает вам разместить объявлениео продаже продукции различных отраслей промышленности.
Среди систем теплоснабжения, котельные остаются самым востребованным вариантом получения энергии и тепла. Одновременно котельные, согласно действующим нормам закона относятся к опасным производственным объектам, требующим повышенного внимания к обслуживанию и эксплуатации. Источник опасности котельного оборудования – повышенное давление и применение газового топлива. Аварии в котельных по статистике являются наиболее частыми техногенными чрезвычайными ситуациями в теплоэнергетике.
Возникновения аварийной ситуации связано с рядом факторов. Аварии в котельных возникают в первую очередь из-за износа оборудования и систем коммуникации. Согласно данным статистики, средняя величина износа коммуникации в теплоснабжении составляет 65%. Авария в котельной также становится следствием следующих причин:
Дополнительные причины аварий в котельных заключаются в механических повреждениях труб, нарушении правильности хранения котла в режиме простоя, ошибках монтажа котельного оборудования.
Во избежание подобных проблем нужно своевременно проводить сертификацию газового оборудования. О порядке проведения процедуры и перечне документов .
Специально созданный государственный орган – Ростехнадзор, выполняет задачу по обеспечению безопасной работы опасных промышленных объектов и осуществляет контроль того, как происходит ликвидация аварий на газовых котельных. Ежегодно ведется учет статистических данных, позволяющих проследить динамику ситуации в стране в целом и отдельных регионах, отследить наиболее частые причины аварии на котельных, статистика по которым имеет табличную форму для удобства восприятия. Статистика аварий на котельных за 9 лет, приведена в следующей таблице:
| Года | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 |
| Кол-во аварий | 7 | 5 | 5 | 1 | 9 | 5 | 3 | 4 | 7 |
| Случаи | 16 | 27 | 3 | 5 | 7 | 8 | 4 | 5 | 25 |
| 15 | 16 | 2 | 5 | 7 | 3 | 2 | 2 | 6 |
Параллельно с общим учетом случаев аварии на котельных, статистика включает данные по распределению категории работников, пострадавших при возникновении чрезвычайной ситуации, соотношения случаев по травмирующему фактору, распределение аварийных сбоев по видам котельного оборудования.
Например, аварии на газовых котельных, статистика которых составляет 43,2% от общей массы всех видов устройств, занимают первое место по аварийности. Показатели, демонстрирующие рост чрезвычайных случаев, могут свидетельствовать о постепенном выходе из строя оборудования и его износе.
Любая организация, имеющая оборудование, работающее под давлением и занимающаяся обеспечением производства тепла, должна иметь разработанный план, согласно которому осуществляется ликвидация аварий на газовых котельных. Там должны быть прописаны первоочередные действия персонала, система оповещения при возникновении аварийной ситуации, список ответственных лиц, отвечающих за опасный производственный объект. Важной частью плана является установление масштабов повреждений, действия, нужные для их ликвидации и сроки ремонта.
По факту произошедшего чрезвычайного происшествия назначается комиссия, в число членов которой входят технические эксперты Ротехнадзора, чьей обязанностью является проведение экспертизы.
По итогам расследования составляет акт об аварии на котельной, в котором отображаются последствия происшествия в котельных, причины возникновения, описательная часть и техническая информация о случившемся инциденте.
Октябрь 2016 года.
В Балашихе произошел сбой автоматической системы котельной, приведший к выходу из строя вентиляции. Произошедший взрыв, причиной которого явилось накопление отработанных газов, повредил вентиляционный короб и выбил стекла здания. Никто не пострадал.
Декабрь 2016 года. В Бузулуке из-за прорыва трубопровода, проходящего внутри котельной, произошла аварийная ситуация, результатом которой явилось нарушение системы отопления нескольких микрорайонов . Из-за последствий происшествия без отопления остались жилые дома, школы и детские учреждения. Их ликвидация потребовала двое суток усиленной работы коммунальщиков.
Январь 2017 года. В результате гидроудара произошло отключение водоснабжения в Щербинке. Это небольшое поселение, являющееся частью Новой Москвы. Отзывы жителей позволяют судить о том, что авария была оперативно устранена.
Еще одна чрезвычайная ситуация произошла в Красногорске. Авария случилась из-за выхода из строя насосов. Более 12 тысяч жителей на долгое время остались без теплоснабжения при температуре окружающего воздуха -25 градусов.
Февраль 2017 года. В Кемерово при внутри котельной, который возник вследствие возгорания трансформатора, было нарушено теплоснабжение нескольких . Оперативное прибытие на место коммунальных служб позволило быстро переподключить тепловые носители на резервную схему работы.
