Оценка показателей безопас- ности и риска перспективных газопроводов высокого давления Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

ОПЕНКА СОСТОЯНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ БЕЗОПАСНОСТИ И РИСКА ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

B.C. Сафонов, С.А. Ковалев, С.В. Овчаров, A.B. Мельников

ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» п. Развилка, 142717, Московская область, Россия

В статье рассмотрены некоторые аспекты безопасности и риска перспективных газопроводов высокого давления, планируемых к использованию при транспортировке газа с месторождений полуострова Ямал в европейскую часть России. Показано, что на газопроводах нового поколения за счет снижения вероятности аварий прогнозируются существенно более низкие уровни потенциального риска для населения.

Введение. В настоящее время одной из наиболее важных задач для ОАО «Газпром» является освоение месторождений природного газа и газового конденсата полуострова Ямал. Транспортировку природного газа с месторождений полуострова Ямал в европейскую часть России планируется осуществлять по газопроводной системе нового поколения. Производительность одной нитки газопровода составляет 60 64 млрд. м3/год, условный диаметр 1400 мм, рабо-

чее давление 10.0 + 15.0 МПа. При сооружении газопровода будут применяться новые технологии контроля качества труб с заводским многослойным гидроизоляционным покрытием и гладкостным внутренним покрытием, усиленный контроль качества строительно-монтажных работ (включая проведение внутри-трубной диагностики), новейшие средства ЭХЗ и др.

До настоящего времени газопроводы с такими технологическими характеристиками в России не использовались. Показатели безопасности этих газопроводов не известны.

В связи с этим, ООО «ВНИИГАЗ» провел оценку показателей безопасности перспективных газопроводов, включающую в себя:

- оценку ожидаемой частоты возникновения аварий на линейной части газопровода;

- моделирование процесса истечения природного газа;

- определение характерных размеров зон негативного воздействия поражающих факторов аварий;

- определение потенциального риска вдоль оси газопровода;

- сравнение риска эксплуатации газопроводов с различными рабочими давлениями;

- оценку ожидаемой частоты возникновения аварий на линейной части газопровода.

В настоящей работе на основе статистического анализа, в качестве характерного значения частоты аварий для газопроводов Ду 1400 мм при рабочем давлении 7,5 МПа принимается значение равное 0,141 аварийДЮОО км-год). Это значение характеризует аварийность существующих газопроводов Ду 1400 мм в северных регионах России, которые хотя и различаются по срокам строительства, качеству проектирования, строительства, маркам металла трубы, типам изоля-

ции и многим другим факторам, но по своей совокупности являются опорной (нулевой) точкой, от которой можно прогнозировать аварийность газопроводов нового поколения на рабочее давление 10.0 + 15.0 МПа.

Опыт эксплуатации газопроводов большого диаметра 1020^-1420 мм, серьезные научно-технические разработки последних десятилетий позволили достаточно полно сформулировать требования к проектированию и строительству газопроводов нового поколения с проектными сроками эксплуатации порядка 50 лет, наиболее важные из которых:

- повышенные требования к прочностным и вязкоупругим свойствам металла, в том числе и при пониженных температурах до —20 °С;

- повышенные требования к однородности свойств металла листа перед формованием трубы;

- повышенные требования к качеству и средствам контроля сварных соединений, как заводского исполнения, так и трассового;

- жесткие критерии проверки качества и отбраковки труб как в заводских, так в трассовых условиях;

- нанесение как минимум трехслойного защитного покрытия в заводских условиях на внешнюю, предварительно очищенную и специально подготовленную поверхность стенки трубы;

- нанесение покрытия в заводских условиях на внутреннюю поверхность стенки трубы, что не только снижает расходы на эксплуатацию газопровода, но и практически исключает внутреннюю коррозию и эрозию;

- постоянный контроль (мониторинг) в процессе эксплуатации за состоянием ниток газопровода средствами, как внутренней дефектоскопии, так и внешней диагностики.

Учет этих требований позволит, по мнению многих специалистов, снизить частоту аварий в десять раз до уровня 0,014 аварийДЮОО км-год). Это наиболее ожидаемое снижение частоты аварии с разрывом нитки газопровода; пессимистическая оценка определяется на уровне пятикратного (0,028 аварий/1000 кмтод), а оптимистическая — на уровне пятнадцатикратного снижения частоты аварий (0,009 аварий/1000 кмтод).

Моделирование процесса истечения природного газа из поврежденного трубопровода представляет собой начальную стадию в прогнозировании зон аварийного воздействия, связанную с неконтролируемым выбросом большого количества пожароопасного газа.

При моделировании процесса истечения природного газа при полном разрыве газопровода численно решалась при соответствующих граничных условиях система дифференциальных уравнений в частных производных, описывающая в одномерном приближении нестационарное движение газа по газопроводу с учетом теплообмена с окружающей средой [1].

В качестве примеров расчета ниже (рис.1) приводятся кривые аварийного расхода для двух вариантов истечения газа из участка магистрального газопровода между компрессорными станциями (Ду 1400 мм, протяженность газопровода (Ь) = 120 км, Рраб=7,5 МПа, 10,0 МПа, 12,0 МПа и 15,0 МПа):

— вариант А — срабатывают ближайшие к сечению разрыва шаровые краны, расположенные каждый на расстоянии 10 км вверх и вниз по потоку от сечения разрыва — при этом производится опорожнение секции газопровода протяженностью 20 км;

— вариант Б - срабатывают только охранные станционные краны, так что производится опорожнение всего рассматриваемого линейного участка между КС протяженностью 120 км.

25000

1 20000 й 15000

и.

§ 10000 *

£ 5000

о.....................................

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 II 12 13 14 15 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Время истечения, мин. Время истечения, мин.

Рис. 1. Кривые аварийного расхода для двух вариантов истечения газа

Определение характерных размеров зон негативного воздействия поражающих факторов аварий

Характеристики разлета фрагментов грунта и оболочки трубы. Расчетная схема метания фунта сжатым газом при разрушении заглубленного газопровода приведена на рис. 2. Принимается, что грунт выбрасывается вверх в радиальном направлении в секторе 2 <р, где угол ф меняется в диапазоне от 30 до 60°. Также на рис. 2 представлена верхняя оценка дальностей разлета фрагментов грунта в предположении сферичности их формы. Принимается проектное заглубление газопровода (Н/Ёо =2,43). Приведенные оценки дальностей разлета фрагментов грунта важны при учете возможных повреждений от твердых каменистых включений в грунт и мерзлого грунта.

, 600

1 500-1

03

5

л 400-н о о

З 300-1

200

Масса фрагмента = 1 тонна

Масса фрагмента= 1 кг

8 9 10 И 12 13 14

Рабочее давление в газопроводе, МПа

15

Рис. 2. Расчетная схема метания грунта сжатым газом (А) и максимальные дальности метания (95% фрагментов в пределах указанных величин) фрагментов грунта и оболочки трубы из траншеи (Б)

Следует отметить, что расчетная схема, приведенная на рис. 2, использовалась также для оценки максимального разлета компактных фрагментов оболочки трубы массой около 1 кг, образование которых возможно при хрупком разрушении участка трубопровода. При разрушении современных трубопроводов из высоковязких сталей возможно образование нескольких крупных фрагментов массой, как правило, несколько тонн. Применение изложенной выше модели для оценки дальностей разлета таких фрагментов невозможно. Статистические данные о разлете крупных фрагментов газопровода показы-

вают, что 95% фрагментов газопровода, покинувших образовавшийся в процессе аварии котлован, оказываются на расстоянии до 120 м.

Характеристики воздушных ударных волн, вызванных расширением сжатого газа при разрыве газопровода. Для расчета характеристик воздушной волны сжатия, вызванной расширением природного газа при разрушении газопровода, использовалось широко применяемые в инженерной практике соотношения Садовского М.А. [2,3] для сферической ударной волны в свободном пространстве. Результаты расчетов приведены на рис. 3.

Следует отметить, что приведенные кривые изменения избыточного давления имеют оценочный характер, так как форма образующейся воздушной волны сжатия при разрыве газопровода существенно отличается от формы ударной волны, априори использованной Садовским М.А. при получении указанных выше соотношений.

Рис. 3. Значения избыточного давления, МПа на фронте воздушной ударной волны, возникающей при разрушениях газопроводов Ду 1400 мм

Горение газа и распределение тепловых потоков при аварии. Пламя при аварийных разрывах газопроводов имеет сложную геометрическую форму, зависящую от формы «котлована» и положения концов трубы в месте разрыва газопровода, которая изменяется во времени за счет падения расхода газа.

В основу алгоритма и методики расчета в данной работе положена эмпирическая модель Торнтонского исследовательского центра компании Shell (Канада), в которой предлагалось заменить объемное излучение от оптически плотного пламени поверхностным излучением от его границ [4].

В дополнении к модели факела Торнтонского центра принимаются во внимание материалы работ, обобщающих экспериментальные исследования пожаров от различных горючих материалов в широком диапазоне пожарной нагрузки (интенсивности тепловыделения на единицу горизонтальной поверхности пожара) [5-7].

Окончательный выбор расчетных параметров той или иной модели проводился в результате сопоставления расчетных данных из условия максимальной угрозы, т.е. использовались характеристики пламени, полученные по модели, дающей наиболее опасные с точки зрения термического воздействия геометрические параметры пламени.

Расчеты тепловых полей от пламени пожара проводились для двух предельных сценариев горения газа: сценария «пожар в котловане» и сценария «струевое пламя».

Сценарий «пожар в котловане» характеризуется интенсивным взаимодействием струй истекающего газа между собой и со стенками котлована в месте аварии. В этом случае интегральное течение из котлована представляет собой близкий к вертикальному шлейф газа с близкой к цилиндрической формой пламени. Сценарий

«струевое пламя» характеризуется отсутствием взаимодействия струй истекающего газа между собой (доля этого сценария велика в слабонесущих грунтах, где концы аварийного газопровода, как правило, вырываются на поверхность). Исходные данные и результаты расчетов представлены в табл. 1, 2.

Таблица 1

Исходные данные и результаты расчетов для сценария «пожар в котловане»

Показатели Результаты расчетов

Р„,г, ■ МПа 7.5 10.0 12.0 15.0

Расход газа, кг/с 7897 10576 12747 16024

Высота факела, м 505 567 617 670

Радиус* 32 кВт/м2 143 170 196 217

Радиус* 15 кВт/м2 266 309 343 384

Радиус* 7 кВт/м2 460 504 556 626

Примечание: * - радиус зоны с указанной интенсивностью потока

Таблица 2

__________Исходные данные и результаты расчетов для сценария «струевое пламя»____

Показатели Результаты расчетов

Ргай, МПа 7.5 10.0 12.0 15.0

Расход газа, кг/с 3949 5288 6374 - 8012

Длина факела, м 471 529 570 624

Размер* 32 кВт/м2 96 111 125 140

Размер* 15 кВт/м2 152 178 196 217

Размер* 7 кВт/м2 222 260 285 310

Примечание: * - поперечный размер (от оси трубопровода) зоны с указанной интенсивностью

Следует отметить, что в таблицах 1 и 2 расход газа приводится на конец 1-й минуты истечения газа из сечения разрыва. Специально проведенное обоснование показало, что потенциальный риск при изменяющихся во времени тепловых потоках (при изменяющихся во времени аварийных расходах газа) и при стационарном тепловом потоке на конец 1-й минуты истечения для газопроводов Ду 1400 мм достаточно хорошо совпадает.

Воздействие поражающих факторов аварий на реципиентов. Хорошо известно, что вероятность наступления поражения Р может быть рассчитана как с использованием дискретных подходов, так и с помощью пробит-функции Рг, являющейся функцией дозы негативного воздействия и критерия воздействия. В настоящей работе применялись оба подхода.

Поражение осколками труб и фрагментами грунта. На рис. 4 представлено распределение вероятности попадания фрагментов фунта и металла трубы в человека. Следует отметить, что вероятность попадания, и, следовательно, получения тяжелой травмы от фунта (особенно мерзлого) намного выше, чем от кусков трубы. Повышение давление в газопроводе приводит к увеличению радиуса разлета и, вследствие этого, снижению вероятности попадания фрагментов в человека, что иллюстрирует рис. 4.

8

50 100 150 200 250

Расстояние от места аварии, м

300

Рис. 4. Зависимость вероятности попадания фрагментов грунта и оболочки трубы от расстояния от места разрыва

Воздействие воздушных ударных волн. При анализе специфики барического поражения человека при взрывах газовоздушных смесей практический интерес представляют [8,9]:

- поражение органов слуха;

- вторичное поражение людей при разрушении оконных стекол и зданий.

Зависимости размеров зон различных видов барического поражения от рабочего давления в газопроводе представлены в табл. 3.

Таблица 3

Влияние рабочего давления на размеры зон различных видов барического поражения, м

Показатели Результаты расчетов

Рпай, МПа 7.5 10.0 12.0 15.0

Разрыв барабанных перепонок 62.5 71.5 77 85.5

Разрушение зданий 40.5 46 50 55.5

Повреждение зданий 103 117 127 140

Разрушение 50% оконных стекол 410 468 508 562

Как видно из таблицы, возможное поражение людей за счет импульсного воздействия волны сжатия ограничено зоной в 50-70 метров для всего рассмотренного диапазона давлений в газопроводе. Несколько больше размер зоны частичных повреждений кирпичных и деревянных зданий. Радиус зоны повреждения оконных стекол составляет 670 м (при давлении 15.0 МПа), что является наибольшей зоной возможного поражения людей от реализации барических эффектов при разрыве газопровода.

Поражение тепловым потоком от пожара. В данной работе были использованы рекомендуемые в литературе коэффициенты пробит-функций Рг термического поражения различной степени тяжести [9-11]. При этом предполагалось, что для одетых людей (одежда не термозащитного типа) доля незащищенной поверхности кожи составляет примерно 20%. Будем предполагать, что человек не защищен специальной одеждой, активно покидает зону опасности со скоростью 2,5 м/с в радиальном направлении для сценария горения «пожар в котловане» и в поперечном направлении к оси газопровода для сценария горения «струевое пламя», на местности отсутствуют укрытия.

Рис. 5. Интегральные вероятностные зоны термического поражения людей при аварии с возгоранием газа на газопроводе Ду 1400 мм, Рр„б=15.0 МПа

В качестве «весовых» коэффициентов, для учета возможности протекания аварии по одному из двух сценариев, для газопровода Ду 1400 мм принимается доля реализации сценария горения «пожар в котловане» - 0,2, сценария «струевое пламя» - 0,8. Форма результирующего поля вероятности гибели людей от термического воздействия представлена на рис. 5.

Обобщение результатов расчета по поперечному размеру от места разрыва (от оси газопровода) зон поражения людей за счет теплового воздействия приведено в табл. 4.

Таблица 4

Характерные размеры зон гибели людей от теплового воздействия при пожаре

Показатели Результаты расчетов

Роаб, МПа 7.5 10.0 12.0 15.0

Сценарий «пожар в котловане»

Вероятность*— 1.0 267 330 391 428

Вероятность*-0.5 362 411 471 525

Вероятность*-0.01 428 471 544 ОО СО

Сценарий «струевое пламя» -

Вероятность*-1.0 118 146 160 160

Вероятность*—0.5 153 188 215 215

Вероятность*-0.01 194 236 264 306

Сценарий: «пожар в котловане»-0.2, «струевое пламя»-0.8

Вероятность*-1.0 76 105 135 160

Вероятность*—0.5 145 170 205 215

Вероятность*-0.01 410 460 520 580

Примечание: * - Вероятность гибели людей от теплового воздействия

В табл. 5 представлена зависимость размеров зон пожарной опасности от давления в газопроводе Ду 1400 мм.

Таблица 5

Влияние рабочего давления на размеры зон пожарной опасности (расстояние от места аварии в поперечном от оси газопровода направлении, м)

Показатели Результаты расчетов

Рраб> МПа 7,5 I 10,0 I 12,0 1 15,0

Сценарий «пожар в котловане»

Гибель растительности, начало возгораний (7 кВт/м2) 460 504 556 626

Возгорание деревянных конструкций (15 кВт/м2) 266 309 343 384

Сценарий «струевое пламя»

Гибель растительности, начало возгораний (7 кВт/м2) 222 260 285 310

Возгорание деревянных конструкций (15 кВт/м2) 152 178 196 217

Оценка риска эксплуатации газопроводов. Потенциальный риск RT для человека, находящегося на расстоянии у от оси газопровода, рассчитывался как:

+00

Rt(y) - Я i P(x,y)dx , (1)

-00

где Я - частота возникновения аварий (разрывов с загоранием газа) на газопроводе, Р(х,у) - распределение вероятности гибели человека при единичной аварии.

На рис. 6 приведены распределения потенциального риска гибели людей в направлении перпендикулярном оси однониточного газопровода для двух оценок частоты аварий трубопроводов нового поколения — пессимистической и наиболее вероятной.

я ж

*vS

о

С

12-10

10-10*

8-Ю5

6-Ю"5

4-Ю'

2-Ю"

0

ч положение /Л оси газопровода

7.5 МПа / \

Х=0 141 jQÓOjCM'- У год 7 \ І5 0 МПа

/ \ ¡2.0 МПа \ 10 0 МПа

\ Я-0 028 1000 км - V год

600

12-10’

О

200 400 600

Расстояние от нитки газопровода, м

D.S10-101 lS и

І о 8-Ю'

л <и

5' 6-ю-'

410-°u 2-Ю' 0

1« положение ^ оси гиюл повода

7.5 МПа. /

Ь=0 141 ¡000 / год 7 \ 15.0 МПа

\ /12.0 МПа \ /7Ю.0 МПа

у-' 4=0.014 —.ГС” 1/ год

■600 -400 -200 О 200 400 600

Расстояние от нитки газопровода, м

А Б

Рис. 6. Распределение потенциального риска гибели людей от пожара в поперечном к оси газопровода направлении (А-«пессимистический», Б-«наиболее вероятный» варианты аварийности газопроводов нового поколения)

При расчетах предполагалось, что доля аварий с возгоранием газа от общего числа аварий составляет 0,54; при пожаре доля сценария «струевое пламя» - 0.80, доля сценария «пожар в котловане» - 0,20; вероятность разрыва равномерно распределена по длине газопровода.

Следует отметить перегиб в распределении потенциального риска на расстоянии 200-250 метров по обе стороны от оси газопровода. Начиная с этих значений, снижение потенциального риска происходит значительно более медленно с расстоянием от оси газопроводов. Эту особенность поведения потенциального риска необходимо учитывать при разработке нормативов по минимальным безопасным расстояниям от оси газопровода.

Проведенные расчеты по распределению потенциального риска гибели людей от фрагментов грунта и оболочки трубы показывают существенно более низкие значения потенциальной опасности для населения по сравнению с опасностью от пожара (табл. 6).

Таблица 6

Значения потенциального риска на оси газопровода от различных поражающих факторов

Показатели Результаты расчетов

Поражающие факторы аварий на магистральном газопроводе Рабочее давление газа в газопроводе, МПа

7,5 (с)* 10,0 (п) 12,0 (п) 15,0 (п)

Воздушная ударная волна, К,-107, 1/год 38 4,4 4,8 5,1

Фрагменты грунта и трубы, Л^Ю8, 1/год 50 4,2 3,5 3,2

Тепловой поток,-10^, 1/год 10 1,1 1,2 1,3

Примечание: *(с) - существующие газопроводы, (п) - перспективные газопроводы

Как и следовало ожидать, несмотря на увеличение размеров зон негативного воздействия поражающих факторов аварий с повышением давления, на газопроводах нового поколения за счет снижения уровня аварийности прогнозируются существенно более низкие уровни потенциального риска для населения.

ЛИТЕРАТУРА

1. Воеводин А.Ф. Газотермодинамический расчет потоков в простых и сложных трубопроводах (численный метод) // Известия СО АН СССР, выпуск 2. - № 8. - С.45-55.

2. Станюкович И.П. Физика взрыва. - М.: Наука, 1975.

3. Покровский Г.И. Взрыв. - М.: Недра, 1973.

4. Драйздейл Д. Введение в динамику пожаров. - М.: Стройиздат, 1990.

5. Chamberlain G.A. Developments in design methods for predicting thermal radiation from flares // Chem. Eng. Res Des., Joly. — 1987. — Vol. 65. — P. 299-309.

6. Schneider V., Hofman J. Computer-based prediction method for fire hazard evaluation

11 Erdol und Kohle-Erdgas-Petrochemie vereinigt mit Brennstoff — Chemie. — Bd. 46 - Helf 4: 156-162.

7. Van den Bosch C.J.H., Weterings R.A.P.M. Methods for the Calculation of Phisical Effects. CPR 14E. Third Edition. - Hague: Sdu Uitgevers, 1997.

8. Кочетков K.E., Котляревского B.A., Забегаева A.B. Аварии и катастрофы. Предупреждение и ликвидация последствий. - Москва: АСВ, 1995.

9. Pietersen С.М. Consequence of accidental releases of hazardous material // J. Loss Prev. Proc. Ind. — 1990. — Vol. 3. — P. 136-155.

10. Сафонов B.C., Одишария Г.Э., Швыряев А.А. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности. - М.: Олита, 1996.

11. Методические указания по проведению анализа риска для опасных производственных объектов газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» - СТО РД Газпром 39-1.10-084-2003.

ASSESSMENT OF SAFETY AND RISK INDICES OF PERSPECTIVE HIGH-PRESSURE GAS PIPELINES

V. Safonov, S. Kovalev, S. Ovcharov, A. Melnikov

Limited Liability Company Scientific-Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies - VNIIGAZ, p. Razyilka, 142717, Moskovskaya oblast’, Russia

The paper considers some safety and risk aspects of high-pressure gas pipelines planned to use in gas transportation from the Yamal peninsula gas fields to the Russia’s European part. It’s shown, in spite of the increase of zones of the accidents damaging factors impact with pressure buildup one can forecast sufficiently lower levels of potential risk for population on gas pipelines of new generation thanks to reducing accident rate.