- Портовый транспортно-технологический комплекс по производству, хранению, отгрузке спг и подготовке газа к сухопутному транспорту

Портовый транспортно-технологический комплекс (ПТТК) является сложным технологическим объектом, состоящим из основных технологических и вспомогательных установок. Все технологические установки завода условно можно поделить на три составляющих:

1. береговое обеспечение морских объектов (БОМО);

2. производство СПГ;

3. подготовка газа к сухопутному транспорту;

4. Оценка вероятной аварийной ситуации объектов освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения

4.1 Сухопутный газопровод

Этап 1

Сухопутный газопровод (рис. 4.1) общей протяженностью 1356,5 км предназначен для подачи газа от берегового терминала в Териберка, где обеспечивается подготовка газа к транспорту в единую систему магистральных газопроводов в районе г. Волхова. Минимальное давление газа, поступающего в газопровод Териберка - Волхов после подготовки газа на береговом терминале, принято равным 5,7 МПа (абс.). Трасса магистрального газопровода Териберка - Волхов Ду1200 и Ду1400 проходит по трем областям – Мурманской области (445,1 км)., Республики Карелия (689 км) и Ленинградской области( 205 км), далее в Северо-Европейский газопровод.

Рисунок 4.1 - Сухопутный трубопровод Териберка – Кандалакша

Прокладка газопроводов через малые водные преграды предусматривается с заглублением в дно водотока. Величина заглубления назначается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Гидравлические расчеты выполнены на полное развитие.

Объемы подачи газа потребителям по трассе приняты:

1. Мурманская область – 4,4 млрд.м³/год;

2. Карелия – 2,42 млрд.м³/год;

3. Ленинградская область – 0,3 млрд.м³/год.

Предусматривается строительство однониточного газопровода диаметром 1420 мм на рабочее давление 9,8 МПа. (Рис. 4.2) На газопроводе предусматривается строительство десяти компрессорных станций, оснащенных газоперекачивающими агрегатами единичной мощностью 25 МВт. По газопроводу транспортируется природный газ, состоящий в основном (до 98%) из метана, не содержащий соединений серы.

Рисунок 4.2 - Технологическая схема газопровода Териберка - Кандалакша

Технологической схемой предусмотрено подключение газопроводов-отводов:

1. км 97 – на Мурманск Ду500;

2. км 222 – на Мончегорск Ду200;

3. км 300,5 – на Кировск и Апатиты Ду350;

4. км 338,5 – на Кандалакшу Ду200.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* при прокладке газопровода по территории Мурманской области предусмотрено 13 двухниточных переходов. На переходах через большие реки, протоки и озера сооружаются резервные нитки с установкой запорной арматуры на обоих берегах.

В состав притрассовых объектов на рассматриваемом участке магистрального газопровода входят, узлы запуска-приема очистных устройств (ОУ) и дефектоскопов, совмещенные с узлами подключения КС, дома линейных обходчиков (ДЛО), контрольные пункты телемеханики (КП), установки катодной защиты (УКЗ), комплектные трансформаторные подстанции (КТП), посадочные площадки для вертолетов (ППВ) и пункты хранения аварийного запаса труб.

Для сооружения магистрального газопровода предусмотрено применение стальных труб класса прочности К60.

Расчет труб выполнен в соответствии со СНиП 2.05.06-85*. Области применения труб представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Области применения труб, принятых для строительства газопровода

Рабочее давление, МПа	Диаметр газопровода, мм	Толщина стенки, мм	Область применения
9,81	1420	32,0	Участки категории В
		25,8	Участки IиIIкатегорий
		21,6	Участки IIIкатегории

Прокладка газопроводов на всем протяжении трасс предусмотрена, преимущественно, подземной. Глубина заложения газопроводов принята не менее:

1. 0,6 м – в скальных грунтах, болотистой местности при отсутствии движения автотранспорта и сельскохозяйственных машин;

2. 1,1 м – при пересечении оросительных и осушительных каналов;

3. 1,0 м – на остальных участках[15].

Этап 2.

Анализ аварийности на магистральных газопроводах Российской Федерации представлен на рисунке 4.3 [16].

Рисунок 4.3 – Динамика аварийности на магистральных газопроводах [3].

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.

Таблица 4.2 – Среднестатистические частоты аварийной разгерметизации газопроводов (2000 – 2007 гг.) [3].

Причина	Относительная доля аварий, вызванных данной причиной, %	Частота разгерметизации
Коррозия	48	8,21 * 10-5
Брак СМР	21	3,62 * 10-5
Обобщенная группа мех. повреждений	20	3,46 * 10-5
Заводские дефекты труб	9	1,61 * 10-5

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.

Таким образом, на распределительных газопроводах можно выделить следующие восемь типовых сценариев развития аварийной ситуации [17].

Группа сценариев С1:

Разрыв газопровода - образование котлована в грунте (как правило, в нормальных («твердых») грунтах) - разлет осколков трубы и фрагментов грунта - истечение газа из котлована в виде «колонного» шлейфа - воспламенение истекающего газа с образованием «столба» пламени с соотношением длины пламени к эффективному диаметру пожара равным 2 (Lф / Dэф = 2) - попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта, растительности в зону радиационного термического воздействия от пожара - получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВУВ, повреждение перечисленных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы продуктами сгорания.

Группа сценариев С2:

Разрыв газопровода - образование котлована в грунте (как правило, в нормальных

(«твердых») грунтах) - разлет осколков трубы и фрагментов грунта - истечение газа из котлована в виде «колонного» шлейфа - воспламенение истекающего газа с образованием «столба» пламени с соотношением длины пламени к эффективному диаметру пожара равным 4 (Lф / Dэф = 4) - попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта, растительности в зону радиационного термического воздействия от пожара - получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВУВ, повреждение перечисленных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы продуктами сгорания.

Группа сценариев С3:

Разрыв газопровода - «вырывание» плетей разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, «в слабонесущих» грунтах) - разлет осколков трубы и фрагментов грунта - истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных струй - воспламенение истекающего газа с образованием двух струй пламени, ориентированных под углом 15о к горизонту по направлению трассы МГ- попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта, растительности в зону прямого или радиационного термического воздействия от пожара - получение людьми ожогов различной степени тяжести, а также травм от воздействия ВУВ, повреждение перечисленных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы продуктами сгорания.

Группа сценариев С4:

Разрыв газопровода - «вырывание» концов разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, «в слабонесущих» грунтах) - разлет осколков трубы и фрагментов грунта - истечение газа из газопровода в виде двух независимых высокоскоростных струй - воспламенение истекающего газа с образованием двух настильных струй пламени, ориентированных параллельно поверхности земли по направлению трассы МГ - попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта, растительности в зону прямого или радиационного термического воздействия от пожара - получение людьми ожогов различной степени тяжести, повреждение перечисленных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы продуктами сгорания.

Группа сценариев С5:

Разрыв газопровода - образование котлована в грунте (как правило, в нормальных («твердых») грунтах) - разлет осколков трубы и фрагментов грунта - истечение газа из газопровода в виде колонного шлейфа - рассеивание истекающего газа без воспламенения - попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта в зону барического воздействия или газового облака – получение людьми травм; повреждение указанных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы природным газом.

Группа сценариев С6:

Разрыв газопровода - вырывание плетей разрушенного газопровода из грунта на поверхность (как правило, в «слабонесущих» грунтах) - разлет осколков трубы и фрагментов грунта - истечение газа из газопровода в виде 2-х свободных независимых струй - рассеивание истекающего газа без воспламенения - попадание людей, сооружений, оборудования ЛЧ МГ, транспорта в зону барического воздействия или газового облака - получение людьми травм; повреждение указанных выше материальных объектов, загрязнение атмосферы природным газом.

Этап 3

На третьем этапе анализа риска распределительного газопровода следует выделить вероятность наступления аварийной ситуации, поражающие факторы для каждого сценария аварийной ситуации и определить расстояние, на котором они действуют, что предполагает определение параметров истечения из газопровода.

Из анализа реальных происшествий на газопроводах, 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), в большинстве же случаев (0,68) происходит рассеивание утечки без горения.

Вероятность наступления аварийных ситуаций может быть рассчитана по следующей известной из теории вероятностей формуле:

Q = F * P

где F - вероятность основного события (утечка из газопровода), P - вероятность последующего события (образование факела, возникновение колышущего пламени, взрыв в помещении, рассеяние утечки).

Таблица 4.3 - Вероятность наступления аварийной ситуации.

Вероятность основного события, F	Вероятность последующего события, Р	Вероятность наступления аварийной ситуации, Q
Утечка под землей: 0,56	Факельное горение: 0,06	0,03
	Колышущее пламя: 0,14	0,08
	Взрыв в помещении: 0,12	0,07
	Рассеивание утечки без горения: 0,68	0,39
Утечка в вырытом котловане: 0,44	Факельное горение: 0,06	0,03
	Колышущее пламя: 0,14	0,06
	Взрыв в помещении: 0,12	0,05
	Рассеивание утечки без горения: 0,68	0,29

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 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). (Табл. 4.4)

Для оценки дальности прямого огневого воздействия газовых струй Lф (вертикальных или ориентированных под углом к горизонту) в неподвижной атмосфере в зарубежной и отечественной практике рекомендуется пользоваться формулой, полученной на основании обработки модельных и промышленных экспериментов [5]:

L_ф = 1,3*( Q_нт* m_og) ^0,49

где Q_нт – теплота сгорания газа (МДж/кг); m_og - массовая скорость истечения газа (кг/с).

При возникновении утечки из газопровода массовая скорость истечения газа определяется (γ=ср/сν - отношение теплоемкостей):

где А – наибольший размер нераспространяющейся трещины в газопроводе (м2); С_D - коэффициент расхода, (для практических расчетов рекомендуется принимать коэффициент расхода С_D=0,62); 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:

A = 0.475rt

где r – радиус трубопровода (м),t - толщина стенки трубопровода (м).

Т = t - t_c

где t - температура в трубопроводе (303-313 К); t_c – температура среды(Ср_янв = 263 - 265 К; Ср_июль = 284 -287 К)[4]

Таблица 4.4 - Значения скорости истечения и дальность огневого действия факела

Толщина стенки 25,8 мм
Тз,К	Тл,К	mоgз(кг/с)		mоgл(кг/с)	Lфз, м	Lфл, м
40	30		0,076	0,087	67,8902	72,89578
42	32	0,074		0,084	67,36832	71,92366
44	34	0,072		0,082	66,31175	70,43928
46	36	0,07		0,0079	65,77684	69,9372
48		0,069			65,23736

Продолжение таблицы 4.4

Толщина стенки 21,6 мм
Тз,К	Тл,К	mоgз(кг/с)	mоgл(кг/с)	Lфз, м	Lфл,м
40	30	0,064	0,074	67,8902	72,89578
42	32	0,063	0,072	67,36832	71,92366
44	34	0,061	0,069	66,31175	70,43928
46	36	0,06	0,068	65,77684	69,9372
48		0,059		65,23736

Этап 4

Четвертый этап анализа риска 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 газопроводах травматизм наблюдается только при взрыве в помещении. Пострадавших при других сценариях аварийных ситуаций не зафиксировано, но исключить такую возможность нельзя.

Для оценки потерь при аварии на магистральном газопроводе приведем пример.

В результате аварии на 269 км магистрального трубопровода Териберка-Волхов был уничтожен участок трубопровода длинной 4 метра. Весь газ, который вышел из трубопровода, рассеялся. В атмосферный воздух было выброшено 569 тыс. м³ газа. Продолжительность простоя составила 1 день, средняя дневная прибыль (учитывая, что объем подачи газа потребителям по территории Мурманской области составляет 12 млн. м³/день и цена 1 апреля 2010 за 1000 куб. метров будет 5,4 тыс. руб.) средняя дневная прибыль составляет 65, 7 млн. руб. Для устранения аварии необходимо 5 п.м стальных труб Ду 1400 и толщиной стенки 25 мм, а также 8 рабочих.

Количественная оценка ущерба приведена в таблице 4.5

1. Прямые потери

Согласно положению по бухгалтерскому учету "Учет основных средств" (ПБУ 6/01) (утв. приказом Минфина России от 30.03.01 N 26н).

Потери предприятия в результате повреждения при аварии основных производственных фондов, П_офп:

- стоимость ремонта и восстановления оборудования, машин – 350 тыс. руб.

- стоимость услуг посторонних организаций, привлеченных к ремонту - 75 тыс. руб.;

- транспортные расходы, надбавки к заработной плате и затраты на дополнительную электроэнергию составили 60 тыс. руб.

Потери продукции составили 569 тыс. м³ газа, т.е 3,1 млн. руб.

2. Затраты на ликвидацию и расследование аварии.

Согласно стандартам оценки, обязательным к применению субъектами оценочной деятельности (утв. Постановлением Правительства РФ от 06.07.01 N 519) и положению о порядке технического расследования причин аварий на опасных производственных объектах (РД 03-293-99) (утв. постановлением Госгортехнадзора России от 08.06.99 N 40).

Расходы, связанные с ликвидацией аварии, П_л, составят:

- непредусмотренные выплаты заработной платы (премии) персоналу при ликвидации и локализации аварии - 80 тыс. руб.;

- стоимость материалов, израсходованных при ликвидации аварии, - 450 тыс. руб. (1 п.м. трубы – 50 тыс. руб.)

Расходы на мероприятия, связанные с расследованием аварии, П_р - 150 тыс. руб.

3. Социально-экономические потери

В результате аварии ни один человек не пострадал

4. Косвенный ущерб

Согласно налоговому кодексу Российской Федерации (часть 2) от 05.08.00 N 118-ФЗ (с изм. на 25.07.02 г.).

- заработная плата и условно-постоянные расходы за время простоя объекта,180 тыс. руб.;

- прибыль, недополученная за период простоя объекта,65,7млн. руб.;

- убытки, вызванные уплатой различных неустоек, штрафов, пени,150 тыс. руб.;

5. Экологический ущерб

Согласно федеральному закону "Об охране окружающей среды" от 10.01.02 N 7-ФЗ и методике определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных газопроводах (утв. Минтопэнерго России от 01.11.95 г

Ущерб от загрязнения атмосферного воздуха, как правило, определяется исходя из массы загрязняющих веществ, рассеивающихся в атмосфере. В силу того что газ при выходе из газопровода рассеялся, экологический ущерб, будет определяться главным образом размером взысканий за вред, причиненный продуктами горения нефти и нефтепродуктов.

Э_а = Н_ба *М_и * К_и * К_эа

где Н_ба - базовый норматив платы за выброс в атмосферу – 54 руб.т.;

М_и - объем загрязняющего вещества, выброшенного в атмосферу при аварии, 739,7 тыс. т ;

К_и - коэффициент индексации платы за загрязнение окружающей природной среды, 94 ;

К_эа - коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха экономических районов Российской Федерации, 1,4;

Таблица 4.5 – Полный ущерб от аварии

Вид ущерба		Величина ущерба, тыс.руб.
Прямой ущерб: - потери основных фондов - расходы на материалы и запасные части - оплата услуг сторонних организаций - транспортные расходы, надбавки к заработной плате		3100 350 75 60
Затраты на расследование и ликвидацию аварии: - затраты на расследование аварии - затраты на ликвидацию аварии		150 530
Косвенный ущерб: - убытки, вызванные уплатой неустоек, штрафов - недополученная прибыль		330 65700
Экологический ущерб: - ущерб от загрязнения атмосферы - ущерб от загрязнения водных объектов		3905 0
Ущерб от аварии	108650