автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.22, диссертация на тему:Техногенная безопасность объектов топливно-энергетического комплекса

Международный межакадемический союз На правах рукописи канд.техн.наук Садомцев Алексей Анатольевич

ТЕХНОГЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ ОБЪЕКТОВ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

Специальность : 05.02.22 — Организация производства

Диссертация

на соискание учёной степени доктора технических наук в форме научного доклада

Москва 2012 г.

Работа выполнена в ООО «Старстрой» и ООО « ЛСМ - Механизация »

Официальные оппоненты : доктор технических наук, профессор

Спиридонов Эрнст Серафимович доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки и техники Чобанян Владимир Аршалуйсович доктор технических наук, профессор лауреат Государственных премий РФ Славинский Зиновий Михалевич

Защита состоится 18 мая 2012 года на заседании диссертационного совета ДОП.024.МАИ.032 Высшей Межакадемической аттестационной комиссии по адресу: г.Москва, ул.Образцова 9

С диссертацией в форме научного доклада можно ознакомиться в диссертационном совете Д 011.024.МАИ.032

Автореферат разослан 18 апреля 2012г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Г.Е.Лазарев

РОССИЙСКАЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА 2012

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Устойчивое функционирование топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России является необходимым условием стабилизации и развития экономики, обеспечения целостности и обороноспособности страны. Количественное описание сценариев и последствий аварий и катастроф на потенциально опасных объектах осуществляется на базе фундаментальных закономерностей физики, химии и механики катастроф. При этом стадии возникновения и развития аварийных ситуаций могут характеризоваться различным сочетанием физических, химических и механических поражающих и повреждающих факторов.

Механика катастроф позволяет в количественно обоснованной форме назначить показатели безопасности с использованием расчётно-экспериментального обоснования прочности, ресурса, надёжности и живучести для всех стадий жизненного цикла опасных объектов. С позиции механики катастроф сегодня представляется возможным анализировать:

> допустимые и недопустимые эксплуатационные повреждения несущих конструкций сложных технических систем;

> образование течей радиационное взрыво-, пожаро-, химически опасных веществ из потенциально опасных объектов и систем;

> механические разрушения несущих элементов;

> потерю устойчивости и обрушения конструкций;

> повреждения в окружающей инфраструктурной среде объекта ТЭК вызванные аварией;

> потерю работоспособности технических систем по параметрам недопустимых нагрузок (механических, вибрационных, тепловых, радиационных, электромагнитных и др.);

> потерю работоспособности систем по триботехническим параметрам;

> потерю работоспособности систем «человек-машина» по эргономическим параметрам.

Информационно-математическое обеспечение и системные математические модели, разрабатываемые в интересах предотвращения и мониторинга аварийных ситуаций и катастроф, а также прогнозов и оперативной ликвидации их последствий ориентированы на решение задачи построения обобщённых математических моделей сложных технических систем на разных стадиях возникновения и развития аварий и катастроф, в том числе: задачи создания алгоритмов и их математического моделирования, а также алгоритмов и программ математического моделирования аварий и катастроф с учётом их масштабов. Сюда входят:

-^разработка методов математического моделирования развития аварий и катастроф в системе «промышленное предприятие — окружающая среда»;

^-построение математических моделей сложной технической системы и

3

структуры оптимального управления для прогноза возможных аврийных ситуаций и анализа их последствий;

-^разработка методов, алгоритмов и системы программного обеспечения для математического моделирования возникновения и развития аварий;

-^разработка универсальной синергетической модели динамики сложных технических систем при авариях и катастрофах на объектах топливно-энергетического комплекса;

-^разработка методов моделирования нелинейных неизотермических процессов деформирования и разрушения трёхмерных тел.

В структуре отраслей ТЭК сложная ситуация складывается в нефтегазовом секторе. Общая длина магистральных нефтепродуктопроводов и газопроводов страны достигает 230 тысяч километров. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 95% нефти и около 30% продукции нефтепереработки. Наряду с этим, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов при авариях представляет большую угрозу населению, инженерным сооружениям и всем компонентам окружающей природной среды. Основные фонды магистральных трубопроводов (линейная часть, резервуары, насосы) стареют и деградируют. В среднем около 70% (по протяженности) трубопроводов имеют срок службы более 20 лет.

По данным на 1998 год 29% нефтепроводов эксплуатируются от 20 до 30 лет, 26% - более 30 лет. Средний возраст газопроводов России - 16 лет, 30% эксплуатируется более 20 лет и 40 тыс. км. выработали свой расчетный ресурс (33 года), а 2,5% газопроводов уже служат более 40 лет. В настоящее время в нефтегазовом комплексе России находится в эксплуатации свыше 1000 резервуаров для содержания нефти и нефтепродуктов суммарной емкостью около 19 млн.мЗ (соответственно, 14 и 5 млн. мЗ). По конструкции основная часть из них - вертикальные стальные резервуары вместимостью 5, 10, 20, 50 и 100 тыс. мЗ, расположенные на нефтеперекачивающих станциях. В ремонте постоянно находится около 20 % всех резервуаров. По имеющимся данным 70 % существующих стальных вертикальных резервуаров эксплуатируются более 20 лет, более 10 % из них - свыше 30 лет. В настоящее время основанием для демонтажа резервуара являются лишь результаты диагностического обследования - приборного и расчетного (например, при определении напряженно - деформированного состояния резервуара и его конструкций).

В основных положениях Экономической стратегии РФ на период до 2020 года особое внимание уделяется вопросам энергетической безопасности России, определяемой как состояние защищенности страны, ее граждан, общества и государства, обслуживающей их экономики от угроз природно-техногенного характера и надежного топливно-энергетического обеспечения. Состояние энергетической отрасли страны и перспективы ее развития рассматривались правительственной комиссией РФ по развитию электроэнергетики 19 декабря 2011 года.

«... В отрасли энергетики в настоящее время при поддержке государства реализуется ряд больших и очень важных проектов , например, программа модернизации гидроэнергетики, программа обеспечения системной надёжности энергоснабжения населённых пунктов, которая несет немалую степень

социальной нагрузки и стратегических объектов, ...развитие инновационного потенциала... . В целом электроэнергетика завершает год с хорошими результатами. На Урале и юге России введены в строй энергоблоки на Яйвинской и Среднеуральской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-2, Невинномысской ГРЭС. Запущен новый энергоблок на Калининской АЭС мощностью 1 ГВт, что повышает надёжность энергообеспечения центральных регионов нашей страны. В Сибири, завершено строительство первой очереди Богучанской ГЭС, работа на ней началась ещё в 1979 году..., ток эта гидроэлектростанция даст уже летом 2012 года. Это означает, что энергосистема Сибири пополниться ещё на 1 ГВт эффективной гидрогенерацией.

В общей сложности за 2011 год введено более 6 ГВт новых генерирующих мощностей. Обращаю внимание: это самый высокий показатель отечественной энергетики с 1985 года... Только что на Саяно-Шушенской ГЭС был запущен очередной, пятый по счёту гидроагрегат. При этом необходимо отметить, что это первый, абсолютно новый, произведённый после аварии гидроагрегат с более совершенными характеристиками, в том числе и по надёжности, и по безопасности. В ближайшие три года завершим замену всех 10 турбин станции. Часть новых агрегатов уже находится здесь на станции и готовится к монтажу. К концу 2014 года полностью обновлённая станция войдёт в строй. Полностью обновлённая. Она и сейчас уже работает, как вы знаете и видите, но к 2014 году всё должно быть закончено. Подчеркну, что более 80% оборудования для Саяно-Шушенской ГЭС изготавливают российские предприятия, наши машино строители.

В сфере электроэнергетики можно с уверенностью сказать: страна все кризисные явления преодолела. Мы вышли даже на более высокие показатели, чем были в Советском Союзе. В следующие три года на эти цели будет направлено ещё порядка 3 трлн рублей. За период с 2012 по 2014 годы в электроэнергетику на развитие сетевого хозяйства предполагается направить 1 трлн рублей, на создание новых источников генерации - 1,9 трлн. рублей.

Нам важно заложить мощный энергетический фундамент развития страны, нашего индустриального роста в целом, освоения новых территорий и наших огромных пространств, обеспечить надёжную энергетическую базу для работы системы жилищно-коммунального хозяйства, объектов социальной инфраструктуры... модернизация энергетического хозяйства формирует серьёзный спрос для науки, инжиниринговых центров, для таких смежных отраслей, как машиностроение и строительная индустрия.

За последние 10 лет электропотребление в России увеличилось почти на 20%. По мнению экспертов, такая тенденция сохранится и к 2020 году рост потребления увеличится на 20-22 ГВт. Российская экономика стабильно растёт, и нам нужно обеспечить её развитие созданием адекватных энергетических резервов для страны. Наряду со строительством новых объектов генерации необходимо обратить самое серьёзное внимание на модернизацию так называемой старой мощности, а в случае отсутствия экономической целесообразности принимать принципиальные решения о выводе этих мощностей из эксплуатации своевременно...».

( Из выступления руководителя правительства РФ В. Путина на заседании правительственной комиссии 19.12. 2011г.).

На пороге 3-го тысячелетия новой эры основное количество электроэнергии в мире и России по-прежнему вырабатывается на тепловых электростанциях (ТЭС). В настоящее время реальная перспектива такова, что ив 21 веке теплоэнергетика останется ведущей отраслью, улучшая свои показатели за счет применения более совершенных систем и оборудования , паропроизводящих установок и устройств для сжигания топлива.

□щ=рная ]дэсва

□ пдха-шя

□ пав ■дэисг

□ нэфь □угсгъ

Рис. 1. Структура мирового производства энергии

В качестве основного тепловыделяющего материала на ТЭС продолжают использовать преимущественно уголь, в меньшей степени нефть и ее производные, а также природный газ. В топливном балансе энергетики доля других материалов, таких, как горючие сланцы, торф незначительна. Поэтому вопросы обеспечения техногенной безопасности всех видов объектов ТЭК страны продолжают остаются крайне актуальными .

25 октября 2011г. вступил в силу Федеральный закон Российской Федерации от 21 июля 2011 г. N 256-ФЗ «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса». Этот акт можно с полным правом считать одним из важнейших для энергетики ведь до сих пор отдельного закона, регламентирующего именно безопасность в области объектов ТЭК , в России не существовало.

В отрасли энергетики, как и в любом другом секторе промышленности России, существует свое законодательство, регламентирующие динамику ее функционирования. Например в электроэнергетике, целевую модель и ключевые принципы функционирования отрасли (такие как управление и экономическая составляющая) регламентировал до настоящего времени в основном Федеральный закон Российской Федерации «Об электроэнергетике».

Однако, четких положений, касающихся вопросов безопасности и надежности эксплуатации энергетических объектов он содержал немного. Еще одним документом энергетической отрасли России является закон «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации».Этот закон безусловно, способствует экономии средств за счет энергосбережения, но не указывает ни пути обеспечения, ни повышения безопасности объектов топливно-энергетического комплекса страны. В то же время известно , что в случае возникновения серьезной аварии на объекте энергетики финансовые потери, в том числе и от недовыработки энергии, нанесения вреда населению и окружающей среде во много раз превышают любые сэкономленные деньги. Для повышения влияния государства в вопросах безопасности объектов ТЭК , надзора за ними и мониторинга текущего технического состояния объектов ТЭК в России было совершенно необходимо принятие нового закона, регламентировавшего непосредственно энергетическую безопасность и который стал бы главным документом законодательной базы энергетического сектора страны. Именно таким документом и стал Федеральный Закон «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса» от 21.07. 2011 г. N 256-ФЗ. Но для развития и укрепления позиций безопасности в управлении энергетической сферой необходимо не только совершенствование законодательной базы, но и повышение культуры работы на объектах ТЭК с соблюдением норм и правил их безопасной эксплуатации. Важна также обеспечить заинтересованность производителей, поставщиков и потребителей энергии в безопасности ведения всех процессов, связанных с работой в области энергетики. Внедрение нового видения в энергетический сектор страны позволит увеличить эффективность его функционирования, повысить показатели всего национального хозяйства, а также снизить вероятность аварийных ситуаций на объектах ТЭК и их разрушительных последствий. Дальнейшим важным шагом в обеспечении техногенной безопасности объектов ТЭК стал принятый впервые в России закон от 02.04.2012 «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера», который устанавливает пять уровней реагирования на

чрезвычайные ситуации (ЧС). Новый закон обеспечит повышение эффективности системы реагирования на угрозы возникновения ЧС и сами ЧС , позволит повысить уровень защиты людей и территорий от природных катаклизмов и техногенных катастроф в том числе и на объектах ТЭК.

В мае 2012 года президент России утвердил «Основы государственной политики в области экологического развития Российской Федерации на период до 2030 года». В документе отмечается, что разработка основ экологической политики России обусловлена необходимостью обеспечения экологической безопасности при модернизации экономики и в процессе инновационного развития страны, потому что «экологическая ситуация в России характеризуется высоким уровнем антропогенного воздействия на природную среду и значительными экологическими последствиями прошлой экономической деятельности».

Понятие безопасности объектов ТЭК ( промышленной, профессиональной, экологической) является ключевым для объектов ТЭК , в подавляющем большинстве являющиеся опасными производственными объектами. В качестве объектов ТЭК в настоящей работе рассматриваются эксплуатируемые месторождения углеводородов, нефтеперерабатывающие и газоперерабатывающие заводы, подземные хранилища газа и нефти, магистральные нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы и конденсатопроводы; гидравлические , тепловые и атомные электростанции.

Экологическая безопасность объектов ТЭК неразрывно связана с их эколо-го-экономической устойчивостью, что требует эффективного управления всеми видами рисков для всех видов объектов ТЭК в целях обеспечения самой возможности их существования и безопасного функционирования .

Среди приоритетных принципов, заложенных в основу государственной экологической программе, особенно отмечаются принципы - соблюдение прав человека на благоприятную окружающую среду, охрана, воспроизводство и рациональное использование природных ресурсов России, приоритетность сохранения естественных экологических систем, природных ландшафтов и природных комплексов страны, обязательность оценки намечаемого воздействия на окружающую среду при принятии решений об осуществлении экономической и иной деятельности, соблюдение права каждого человека на получение достоверной информации о состоянии окружающей среды при работе объектов ТЭК . Эти принципы в полной мере относятся к фундаментальным проблемам функционирования объектов топливно-энергетического комплекса страны, динамики его дальнейшего развития, в том числе и с учетом индексов цен на энергоносители на мировых рынках.

Крайне актуальными для топливно-энергетического комплекса являются вопросы необходимости уменьшения отрицательного воздействия на окружающую среду и здоровье населения так как только на долю всех видов объектов ТЭК приходится примерно 80% всех выбросов вредных веществ в атмосферу ^см.Рис.5). _

Минимально

2 500

200(3

1 500

5С

ЭО

Максимально

30

279

ЗО

75

11

уголь нефть газ ядерн гидро ветро биомасс

Рис.5.Относительные выбросы СО 2 различными источниками вырабатывающими электроэнергию.

Рис. 1. Динамика индекса цены потребления газа (в 1997 г. —100%) в странах ЕС и мировых цен нефти Urals

400i

Мировая цена нефти (Д0лл./т)

1997

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Рис 2. Динамика экспортной цены (СИФ) российского энергетического угля в странах ЕС и мировых цен нефти Urals

1990

1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

млн/jap р.

Рис. 3. Мировое (среднесуточное) потребление нефти и газового конденсата

1930

1945

1960

1975

1990

2005

2020

Разведанные запасы нефти в России на существующих и разведанных месторождениях страны (см.Рис.4) составляют в настоящее время не менее 25 млрд. тонн нефти, 47,8 трлн. м3 газа, при этом уровень добычи углеводородов составляет - 460 млн. тонн нефти и 632,8 млрд. м3 газа в год .

усуш-';-// • суз«^ -' . «б

ЕПШЗ-- В" 1—1 — В 1—1

р-7-1 _ 1_1-- 1_1

Г' 1 --- С=>-

Рис. 4 Карта нефтегазоносности России.

Рис.5.Карта нефтегазопроводов России.

К 2020 году планируется рост добычи нефти до 600 млн. тонн, а газа до 800 млрд. м3. Новыми районами добычи углеводородов станут- Восточная Сибирь, Ямал, шельфы Баренцового , Охотского и Каспийского морей являющимися регионами со сложнейшими природно-климатическими и геологическими условия и уникальными, очень чувствительными к техногенным воздействиям экосистемами.

Гидроэлектростанции.

Вклад гидроэнергетики, как одного из видов ТЭК, в общее мировое производство электроэнергии составляет в настоящее время примерно 6%. Однако в ряде стран мира гидроэнергетика занимает ведущее место. На долю ГЭС в Норвегии приходится около 100% производства электроэнергии, в

Бразилии, Канаде и Швеции - более 50%, в России около 20%. К положительным сторонам ГЭС относятся , в первую очередь отсутствие выбросов продуктов горения в атмосферу, а также относительная дешевизна получаемой электроэнергии. Однако их строительство является целесообразным только с детальным учетом всех территориальных аспектов и экономически выгодным только для горных рек . В России строительство ГЭС сыграло положительную роль при создании крупных территориально-промышленных комплексов и в целом развитии народного хозяйства.

Одной из разновидностей ГЭС являются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) строительство которых осуществляется в мире уже более 100 лет. Сейчас общее количество ГАЭС в мире составляет более 460 станций, а их суммарная мощность составляет около 300 млн. киловатт. В России таких ГАЭС всего две - Загорская ГАЭС в Подмосковье (мощностью 1200 МВт) и Ставропольская ГАЭС на трассе Большого Ставропольского канала. Планируется также строительство Ленинградской ГАЭС проект которой включен в программу развития гидроэнергетики страны до 2020 года с вывод этой ГАЭС на полную мощность в 2017 году. Гидроаккумулирующая электростанция является уникальным гидроэнергетическим сооружением, позволяющим значительно улучшить характеристики энергосистемы региона ее размещения. С помощью ГАЭС удается аккумулировать(запасать) электрическую энергию, возвращая её в энергосистему по мере необходимости. В часы, когда в энергосистеме избыток электрической энергии, (преимущественно - ночью), гидроагрегаты ГАЭС работают в качестве насосов и, потребляя дешевую избыточную электроэнергию, перекачивают воду из нижнего бассейна в верхний аккумулирующий бассейн на высоту несколько десятков и сотен метров.

Особенностью работы ГАЭС является большое число пусков гидроагрегатов периодичность которых, в отличие от обычных ГЭС, достигает 500-700 в месяц, составляя иногда около 30 пусков в сутки.

Строительство ГЭС на многих крупных реках страны - Волга, Обь, Енисей, Ангара и других вызвало множество отрицательных явлений и проблем для населения, климата и экосистем регионов. В реках превращенных плотинами-тромбами в цепочки водохранилищ нарушилось естественное течение, резко ухудшилось качество воды и среды обитания гидробионтов, в огромных масштабах проявились застойные процессы , безвозвратно потеряны множество экосистем.

Ошибки и просчеты допущенные при строительстве ГЭС до настоящего времени создают высокие риски техногенных аварий, экономические потери и экологические угрозы как в РФ так и СНГ:

> Иркутская ГЭС построена в сейсмически активной зоне - катастрофическое разрушение ее плотины приведет к уничтожению ряда городов вдоль Ангары;

> Многие города страны — Новосибирск, Красноярск, Иркутск , а также города Волжского каскада ГЭС - находятся ниже водохранилищ с высокими плотинами. Природная катастрофа или диверсия могут привести к уничтожающим для их жителей наводнениям;

> Сооружение на Енисее уникальных Красноярской и Саяно-Шушенской ГЭС , плотины которых могут выдержать землетрясение силой 8 баллов по 12-ти балльной шкале, привело к необратимым изменениям микроклимата региона, нарушению водного и теплового баланса реки, значительным подтоплениям заболачиваниям и развитию оползневых процессов, потери большой часть нерестилищ ценнейших видов рыб и подрыва их популяций , например сибирский осетр, добываемый до строительства ГЭС в промышленных масштабах , стал редким видом и с 1999 г. занесен в Красную книгу России

> После заполнения водохранилища Саяно-Шушенской ГЭС возникла большая фильтрация воды (549л/сек) через трещины в теле плотины и породы в зоне контакта основания плотины и ее скального основания, превышающая допустимые от 5 до 100 раз. Предпринятые попытки заделки трещин в теле плотины и ее основании с помощью цементации в 19911994 гг., оказались неудачными. И только работы выполненные французской фирмой «ЭоШапсИе ВасЬу» , по заделке трещин в бетоне плотины с помощью эпоксидного состава «Родур-624» проведенные в 1996-97 гг. позволили подавить фильтрацию воды до допустимой 5 л/с и менее. В дальнейшем опираясь на этот опыт, в 1998-2002 гг. российские специалисты с помощью отечественного состава КДС-173 (компаунд эпоксидной смолы и модифицированного каучука) успешно продолжили работы по заделке трещин в основании плотины, позволивших снизить фильтрацию воды через основание плотины до значений даже меньших, чем предусмотрено проектом. Всего на ремонтные работы по заделке трещин в плотине и ее основании было израсходовано 334 тонны эпоксидных составов;

> 17 августа 2009 года на Саяно-Шушенской ГЭС произошла тяжёлая

авария, при которой погибло 75 человек. Причина аварии - усталостное разрушение шпилек крепления крышки турбины от вибрации, возникавшей много раз при переходах режима мощности гидроагрегата через диапазон «запрещённой зоны» . Все гидроагрегаты станции получили различные повреждения вплоть до полного разрушения . Было частично разрушено здание машинного зала, повреждено электротехническое и вспомогательное оборудование. В результате попадания в Енисей турбинного масла был нанесён значительный экологический ущерб.

> Полтора десятка ГЭС в европейской части России, дающие около 5% производимой в стране электроэнергии, занимают вместе с водохранилищами площадь более 5 млн. га, что с учетом ценности затопленных плодородных земель эквивалентно потере не менее 6% пашни страны

> При строительстве Братской ГЭС оставленная в ложе водохранилища строевая сосна, разлагаясь, превратила водохранилище в мертвый водоем;

> Одной из экологических проблем Саяно-Шушенской ГЭС является наличие в зоне водохранилища оставленной на корню более 3 млн м3 древесины. За время эксплуатации водохранилища более 2 млн м3 затопленной древесины всплыло на его поверхность, часть вплывшего леса потом пропиталась водой и опять затонула.

Рис.6. Всплывший со дна водохранилища лес, собранный в запани Саяно-Шушенской ГЭС.

> Наибольшую опасность из всех ГЭС мира в настоящее время, как оказалось, представляет Киевская ГЭС, в илистых отложениях водохранилища которой скопилось 500 миллионов тонн высокорадиоктивных веществ, выброшенных в окружающую среду при аварии на Чернобыльской АЭС. Независимая международная группа ученых -экспертов основываясь на показателях аварийности земляной плотины Киевской ГЭС (93%) определила эту ГЭС , как наиболее опасный производственный объект на всем земном шаре. Даже в случае небольшого землетрясения существует значительный риск разрушения плотины и тогда на Киев и 27 нижерасположенных по Днепру промышленных городов Украины хлынет разрушительное цунами из воды и радиоактивного ила Киевского моря. При этом , по оценкам экспертов, могут погибнуть 10-15млн.человек и произойдет разрушение Запорожской АЭС. Территории загрязненные радиоактивным илом не будут подлежать рекультивации еще как минимум тысячу лет.

Тепловые электростанции.

Преимущества тепловых электростанций перед ГЭС заключаются в том, что для них не нужны гигантские водохранилища, кроме электроэнергии они вырабатывают и тепло, а также в относительной безопасности ТЭС, как энергетического объекта, так как даже при самой крупной и тяжелой аварии на ТЭС(ТЭЦ) ее масштабы ограничиваются частью территории самой станции, потери электроэнергии и тепла компенсируются подключением резервных объектов, а зона разрушений после разборки поврежденных конструкций может быть готова к новому строительству без каких-либо ограничений.

Для электростанций, сжигающих твердое топливо, характерным является наличие значительных площадей земли, занятой золошлакоотвалами. В Российской Федерации на конец 1994 г.площади действующих отвалов составляли 16 400 гектаров, а площади отработанных отвалов - 3 700 га. Нерекультивиро-ванный отработанный золошлакоотвал ТЭС является источником поступления в атмосферу золы вследствие ветровой эрозии его поверхности до нескольких сотен тонн в год, а пылевое облако распространяться на несколько километров.

Поскольку содержание в золе микроэлементов значительно превышает предельно допустимые концентрации в почве, золошлакоотвалы непригодны для выращивания сельскохозяйственной продукции. Естественное самозарастание золошлакоотвалов процесс очень медленный и продолжается до прекращения пыления от 10 до 15 лет.

Несмотря на многочисленные преимущества, ТЭЦ и ТЭС они выделяют по разным оценкам 70-80% всех выбросов загрязняющих веществ в атмосферу Земли и поэтому их относят, вместе с двигателями внутреннего сгорания и металлургическими предприятиями, к самым активным разрушителям биосферы планеты.

Атомные электростанции (АЭС)

Атомные электростанции (АЭС) - третий "кит" в системе современной мировой энергетики. Техника и технологии применяемые на атомных станциях, бесспорно, являются крупным достижением научно-технического прогресса человечества. История атомной энергетики началась в 1954 г. с первой АЭС в г. Обнинске. Сейчас 440 атомных реакторов АЭС в 31 стране мира вместе производят порядка 370 ГВт электроэнергии, что почти в два раза больше, чем все производство электротепловой энергии в России. Еще 64 энергоблока АЭС находятся в стадии сооружения.

Самая "ядерная" страна в настоящее время - Франция на АЭС которой вырабатывается 78% всей электроэнергии страны. Франция является также самым крупным экспортером электроэнергии выработанной на АЭС.

В целом доля атомной энергетики в общем объеме вырабатываемого электричества составляет в Америке- 33%, в Западной Европе -15%, во Франции - 78%, в России -13%. На начало марта 2011г в Японии работало 55 реакторов на 19 АЭС, которые вырабатывали 29,3% электричества в стране, 28% электричества вырабатывалось из угля, 23% - из газа и 9% - от ГЭС.

По данным Международного энергетического агентства (МЭА), именно развивающаяся Азия даст возможно в будущем значительный прирост атомной энергетике, увеличив в последующие десятилетия свою долю на этом рынке с 5 до 8%. Это обусловлено тем, что по оценкам МАГАТЭ, производство электроэнергии из атомного топлива весьма рентабельно. В среднем затраты на производство 1МВт на АЭС составляют порядка 21-31 долларов, из угля - 2550 долларов, из газа - 37-60 долларов. Производство электроэнергии на АЭС характеризуется также отсутствием выбросов С02 в отличие от тепловых электро станций.

Таблица 1. Дата ввода первых мощностей АЭС по странам мира

Дата ввода первых мощностей АЭС Страна

1954 СССР, Россия

1956 Великобритания

1957 США

1963 Италия

1965 Франция

1966 Германия, Япония

1967 Канада

1968 Испания, Нидерланды

1969 Швейцария, Индия

1971 Швеция, Пакистан

1974 Бельгия, Болгария, Аргентина

1977 Финляндия, Южная Корея, Тайвань

1979 Чехословакия

Аварии и инциденты проишедщне при эксплуатации АЭС

Многие годы атомные корпорации и ведомства разных стран, успокаивали общественность и правительства «ничтожной» вероятностью крупной запроект-ной аварии при которой авария может произойти один раз в 10 миллионов лет. Однако реальная практика истории атомной энергетики дает совсем другую картину. К настоящему времени при эксплуатации АЭС произошло уже две атомные катастрофы 7-го уровня по шкале INES ( аварии на ЧАЭС и АЭС «Фукусима-1») , одна авария 5-го уровня на АЭС «Три-Майл-Айленд» и целый ряд инцидентов и эпизодов, когда до атомных катастроф оставались часы и даже минуты.

Всего за период эксплуатации АЭС в 14 странах мира на них по различным причинам, произошло более 150 инцидентов и аварий различной степени сложности. До марта 2011г. все аварии на АЭС мира имели «внутренний» характер: их основными причинами являлись недостатки элементов конструкции, несовершенство технологий АЭС и человеческий фактор.

Таблица 2. Перечень самых мощных АЭС мира

Наименование АЭС Страна Мощность, МВт

Фукусима» (Fukushima) Япония 8815

«Брус» (Bruce) Канада 6818

«Гравелин» (Gravelines) Франция 5460

«Палюэль» (Paluel) Франция 5320

«Катном» (Cattenom) Франция 5200

«Запорожская» Украина 4765

«Бюже» (Bugey) Франция 4140

«Пикеринг» (Pickering) Канада 4116

«Пало Верде» (Palo Verde) США 3810

«Курская» Россия 3700

«Ленинградская» Россия 3700

«Трикастен» (Tricastin) Франция 3660

При нормальной эксплуатации АЭС накопленные в реакторе радиоактивные вещества практически не могут попасть в окружающую среду благодаря ряду защитных барьеров на пути их возможного выхода В целом, в состав газообразных радионуклидов осколочного происхождения АЭС входят: 18 изотопов криптона, 15 изотопов ксенона и 20 изотопов йода. С точки зрения радиационной опасности для населения, наибольшее значение имеют радионуклиды криптона, ксенона и йода. Радионуклиды йода присутствуют в выбросе АЭС в трех формах: аэрозольная 1-2%;молекулярная 40- 50%; органическая 50-60%.

Особую опасность представляют аварии и инциденты на АЭС вызванные ускоренной деградацией металла основного оборудования станций, работающего в очень тяжелых условиях. Эрозионно-коррозионный износ трубопроводов оказался одним из важнейших факторов старения оборудования на всех АЭС мира. В 1986 г. проявление этого процесса было зафиксировано на 34 блоках АЭС США, что потребовало разработки специальной целевой программы действий по предупреждению возможных аварий.

Вот, лишь некоторый перечень подобных инцидентов и аварий ;

-;-В январе 1982 г. в результате коррозионно-усталостного разрушения шпилек горячих коллекторов 1,3,4, 5-го парогенераторов блока № 1 Ро-венской АЭС произошла авария, в результате которой 1100 м3 теплоносителя попало из первого контура в котловую воду парогенераторов с последующим выбросом радиоактивности за пределы блока.

-¡-В марте 1985г. на АЭС "TROJAN" (США) произошла авария, связанная с разрушением напорного трубопровода диаметром 355 мм дренажного насоса с выбросом пароводяной смеси с температурой 178°С на высоту около 14 м. Причина аварии - эрозионно-коррозионный износ, в результате которого толщина стенки трубы уменьшилась с 9,5 до 2,5 мм.

-лВ декабре 1986 г. На блоке № 2 АЭС "SURRY" (США) произошел гильотинный отрыв участка трубопровода питательной воды со стороны всоса основного питательного насоса "А". Восемь работников АЭС, производивших замену теплоизоляции, попали под поток вскипающей воды при температуре 188°С. Из 8 рабочих четверо скончались от полученных ожогов. Причина аварии - эрозионно-коррозионный износ с уменьшением толщины стенки трубы с 12,7 до 6,3, а местами и до 1,6 мм. Через 2 года после ликвидации аварии на АЭС "SURRY" выяснилось, что замененные трубопроводы продолжают изнашиваться быстрее, чем ожидалось. В результате на обоих блоках АЭС потребовалось вновь дополнительно заменить более 100 участков трубопроводов, и появились сомнения в правильном понимании механизма этого явления.

-лВ марте 1989 г. на блоке № 1 АЭС "Me QUIRE" (США) произошла авария с открытием течи теплоносителя во второй контур. Причина - межкристаллитная коррозия труб парогенератора со стороны 2-го контура.

-I-B 1989 г. на ряде АЭС Франции были вовремя обнаружены трещины в импульсных трубках компенсаторов давления. Причина -межкристаллитное коррозионное растрескивание под напряжением.

-:-В октябре 1988 г. На блоке № 1 Запорожской АЭС были обнаружены множество коррозионно-механических трещин размером до 800 мм;

-л В июне 1989 г. на блоке № 2 ЗАЭС были обнаружены множественные повреждения холодных коллекторов парогенераторов, причиной которых явилось зарождение, подрастание и объединение множества коррозионно-механических трещин размером до 800 мм.

-!-В сентябре 1990 г. по причине коррозионного повреждения ко-лекторов парогенераторов вызванных старением металла был остановлен для внеплановых ремонтных работ блок № 1 ЮжноУкраинской АЭС;

+В 1990 г. произошла авария на АЭС "LOVIISA" (Финляндия), связанная с коррозионным разрушением основного трубопровода питательной воды;

+В декабре 1990 г. на блоке № 5 Нововоронежской АЭС образовалась течь в месте приварки перехода Ду 125 хЮО к переходу Ду 100 х 80 по причине коррозионно-механического развития дефектов сварного шва при эксплуатации.;

Авария на АЭС «Фукусима» в марте 2011 года стала первой большой катастрофой 7-го уровня на атомной станции, обусловленной воздействием природной стихии. 11 марта 2011 года у берегов Японии произошло землетрясение магнитудой 9,0 баллов.

Рис. 7.Разрушенный 4-й блок АЭС Фукусима.

Эпицентр землетрясения находился в 373 километрах северо-восточнее Токио, его очаг залегал на глубине 24 километра. Возникшее вследствие подземных ударов цунами дошло до берегов Японии, вызвав массовые разрушения на

островах японского архипелага. Предупреждение о цунами, выданное Японским метеорологическим агентством оценивалось как «крупное» высотой не менее 3 метров. На самом деле высота волны была различной и ее максимальная высота у берегов в префектуре Мияги достигала 40,5 м. Именно вода принесла основные разрушения на станцию Фукусима-1: водою были заглушены резервные дизель-генераторы, которые обеспечивали электричеством энергоблоки на АЭС после землетрясения.

Рис 8. Ликвидаторы последствий аварии на АЭС «Фукусима» .

Отключение электричества, необходимого для работы систем управления и защиты реактора и привели в дальнейшем к трагическим событиям. Агентство по ядерной и промышленной безопасности Японии объявило, что после того,

как цунами вывело из строя систему охлаждения реакторов , на АЭС "Фукусима" в трех реакторах расплавилось топливо и в атмосферу было выброшено 770 тыс. терабеккерелей радиации.Это примерно 15% от уровня утечки, произошедшей в результате катастрофы в Чернобыле в 1986 году. При аварии на АЭС Фукусима и ликвидации ее последствий погибло 3 человека и получили сравнительно легкие ранения 20 сотрудников. Агентство по ядерной и промышленной безопасности сообщило также, что расплавившееся топливо в первом реакторе опустилось на дно герметичной внутренней защитной оболочки (контейнмента) через пять часов после мощного землетрясения 11 марта, а во втором и третьем реакторах активная зона расплавилась спустя 80 и 79 часов после того, как цунами вывело из строя систему охлаждения. Ранее Международное агентство по атомной энергии (МАГАТЭ) указывало, что АЭС "Фукусима" была недостаточно защищена от цунами. Защитная стена на АЭС «Фукусима» была ниже 6 метров, а пришедшая га АЭС 11 марта волна цунами имела высоту более 14 метров, что и привело к разрушению резервных генераторов, питавших систему охлаждения. МАГАТЭ также указывало Японии на необходимость создания национальных независимых органов, регулирующих атомную энергетику. Японское Агентство по ядерной и промышленной безопасности таковым не является: оно подчиняется министерству промышленности, развивающему атомную энергетику.

По официальным данным, от землетрясения и последующего цунами в Японии погибло 15280 человек, но еще почти 8500 человек по-прежнему считаются пропавшими без вести.

В результате подземных толчков на всех 55 ядерных реакторах Японии штатно сработали их системы безопасности, all энергоблоков АЭС из всех работающих на момент цунами были остановлены автоматикой.

В самой Японии авария на АЭС Фукусима далеко не первый случай аварий на атомных станциях:

❖ В 1981 году 300 работников АЭС «Цуруга» получили серьезную дозу радиации в результате неисправности системы охлаждения АЭС;

Ф В 1997 году произошел взрыв на АЭС « Токай» ;

❖ в 2004году на АЭС «Михама-3» в результате взрывного выброса пара погибли 5 сотрудников.

Спустя месяц после японской трагедии, выступая на Форуме-Диалоге «Атомная энергия, общество, безопасность» (Санкт-Петербург, 21.04.2011), генеральный директор «Росатома» Сергей Кириенко заявил о неприемлемости применения в дальнейшем вероятностной оценки аварийности АЭС. По словам Сергея Кириенко, современные ядерные реакторы должны практически исключать возможность крупной аварии на АЭС с разрушением активной зоны и серьезным загрязнением окружающей среды. Будет ли решена эта сверхсложная задача и достигнут такой уровень безопасности ядерных реакторов АЭС покажет время.

В настоящее время в планах правительства России предусмотрено строительство Балтийской АЭС в Калининградской области мощностью - 2300

МВт. Правительство Белоруссии на российский кредит намерено построить силами «Росатома» АЭС мощностью - 2300 МВт. Правительство Литвы, несмотря на крайне негативное отношение населения к АЭС, рассматривает возможность строительства новой АЭС мощностью 1350 МВт. Литва рассчитывает на партнерство с Латвией, Эстонией, Польшей. Финляндия продолжает строительство все более удорожающейся АЭС Олкилуото-3, мощность которой - 1600 МВт. Польша также рассматривает возможность строительства собственной АЭС.

Кроме серьезных проблем с аварийностью, эксплуатация АЭС связана также и с проблемами захоронения образующихся при их работе радиоактивных отходов (свыше 10 ОООтонн на всех АЭС мира ежегодно). Принятая технология закачки жидких радиоактивных отходов АЭС в глубокие подземные горизонты гарантирует безопасность их хранения в течение 1000 и более лет. Считавшиеся до настоящего времени безопасными выбросы АЭС в атмосферу в виде криптона-85 , по оценкам многих ученых увеличивают электропроводность атмосферы и способствуют росту и интенсивности бурь, штормов, циклонов и ураганов на Земле.

Германия приняла решение об остановке всех АЭС к 2022 году. Бельгия в 2011г.приняла план отказа от атомной энергии «План перевода экономики к модели устойчивого роста" предусматривающий последовательное закрытие бельгийских АЭС начиная с 2015 года с их полным закрытием к 2025 году. Референдум в Италии в 2011г. фактически поставил крест на развитии итальянских АЭС.

Сторонники атомной энергетики утверждают, что отказ от использования атомной энергии странами Европы и Балтии подрывает энергетическую безопасность этих стран и их соседей и обязательно приведет к дефициту электроэнергии. Пример Германии говорит об обратном. Остановка в 2011 году 8-и ядерных реакторов Германии не привела к дефициту электроэнергии в стране. Германия ив 2011 году осталась нетто-экспортером электроэнергии. Япония останавливает в мае 2012г. последний из 54 работающих реакторов АЭС .

Китай приостановил работу по всем проектам новых АЭС для пересмотра норм безопасности, действующих на атомных электростанциях. Центральное правительство Китая поручило соответствующим ведомствам провести проверку безопасности на уже запущенных в эксплуатацию китайских АЭС. В КНР работают шесть АЭС, расположенные в прибрежных районах на востоке и юге страны. Ранее Китай намеревался увеличить инвестиции в развитие атомной энергетики, чтобы снизить степень энергетической зависимости от мирового рынка нефти. В настоящее время зависимость Китая от импорта нефти выросла до 55%. Доля атомной энергетики в энергобалансе страны в настоящее время составляет только 0,8%. Ранее правительство Китая ставило задачу довести долю АЭС в общем энергобалансе до 2,2%.

Не менее актуальными вопросами обеспечения безопасности объектов ТЭК , являются вопросы обеспечения их нормативной долговечности. Анализ существующих методологий оценки безопасности опасных производственных объектов ТЭК показал , что до настоящего время отсутствуют результативные методологии общей оценки и прогноза реальных антропогенных изменений и экс-

тремальных техногенных ситуаций на ОПО, представляющих реальную опасность для населения и среды обитания всех популяций биосферы.

При этом безопасность объектов ТЭК должна рассматриваться как динамическая функция описывающая состояние защищенности населения, объектов народного хозяйства и окружающей природной среды регионов размещения объектов ТЭК от всех видов опасностей нештатного техногенного и природного характера (отказы, аварии, техногенные и природные катастрофы, изменения климата, угрозы терроризма).

На сегодняшний день в отраслях ТЭК не существует приемлемых для практического применения методик, которые позволили бы для конкретного предприятия оценить уровень его безопасности, определить и обосновать с экономической и экологической точки зрения рекомендации, позволяющие осуществить переход от существующего уровня безопасности к нормируемому.

Цель и задачи исследования.

Целью диссертационной работы является разработка системы методологических, методических, технических и организационных решений необходимых для дальнейшего повышения уровня техногенной безопасности объектов нефтегазового комплекса на основе выявления определяющих закономерностей и взаимосвязей между показателями качества проектирования, строительства и эксплуатационной надёжности объектов ТЭК и критериями их техногенной и экологической опасности.

Для достижения поставленной цели в диссертации были сформулированы и решены следующие основные задачи:

1.Проведен анализ современных методов техногенной опасности объектов ТЭК и выбраны современные и наиболее информативные методы комплексной оценки техногенной опасности объектов НТК. 2.Определены классификация и закономерности развития аварий , чрезвычайных ситуаций и поражающих факторов, категории опасных объектов ТЭК и их систем защиты.

3. Проведен анализ и систематизация существующих в разных странах концепций и методов оценки безопасности объектов ТЭК с позиции теории риска.

4. Обоснованы модели и методы расчёта показателей риска объектов ТЭК по функциональным критериям их безопасности с учетом надежности и безопасности объектов ТЭК на всех стадиях их жизненного цикла.

5.Исследованы механизмы техногенного воздействия объектов ТЭК на окружающую среду и дана оценка их экологической безопасности.

6.Адаптированы современные методы технической диагностики потенциально опасных объектов ТЭК к задачам выявления и локализации возможных чрезвычайных ситуаций в процессе их эксплуатации.

7.Исследованы и рекомендованы стратегии эффективного управления техногенной безопасностью объектов ТЭК .

8. Обоснованы принципы и основы обеспечения экологической безопасности объектов ТЭК на всех этапах их проектирования, строительства и эксплуатации.

9.Разработаны алгоритмы и требования к системам технического диагностирования объектов ТЭК на всех этапах их проектирования, строительства и эксплуатации.

Ю.Выбраны критерии для оценки экологического равновесия между экосистемами региона базирования объекта ТЭК и самим ТЭК при его проектировании, строительстве и функционировании.

11.Разработаны методические, организационные и технические рекомендации позволяющие с минимальными экономическими затратами осуществить пере ход от реального уровня безопасности для существующих объектов ТЭК - (1x10-4 год-1) и (1x10-5 год-1) -для новых объектов ТЭК к принятому в большинстве стран мира уровню безопасности - (1x10-6 год-1).

Идея работы.

Обоснована мотивированная концепция комплексной безопасности объектов ТЭК на всех стадиях их жизненного цикла на основе выбора и обеспечения нормированных конструктивно-технологических и эксплуатационных характеристик, адекватных требованиям техногенной и экологической безопасности.

Научная новизна диссертации.

Научную новизну диссертации составляют:

1. Выбор современных и наиболее информативных методов комплексной оценки техногенной опасности объектов ТЭК .

2. Обоснование моделей и методов показателей риска объектов ТЭК с учетом их надежности и безопасности на всех стадиях их жизненного цикла.

3. Обоснование принципов обеспечения экологической безопасности объектов ТЭК на всех этапах их проектирования, строительства и эксплуатации.

4. Выбор критериев для оценки экологического равновесия между экосистемами региона базирования объекта ТЭК и самим ТЭК при его проектировании, строительстве и функционировании.

5. Обоснование рациональных технологий по защите окружающей среды от загрязнений, обусловленных нештатными ситуациями при эксплуатации и строительстве объектов ТЭК .

6. Разработка инженерных алгоритмов технического диагностирования состояния сооружаемых объектов ТЭК.

7. Определение принципов нормирования критериев техногенной безопасности объектов ТЭК.

8. Разработка методов совершенствования механизмов принятия управленческих решений с учётом требований техногенной безопасности реализуемых проектов ТЭК.

Практическая значимость н реализация результатов работы.

1. Разработана и внедрена «Методика восстановления коррозионно-поврежденных магистральных газонефтепроводов без вывода их из эксплуатации, с применением манжет из материала с матричной памятью свертывания Clock Spring »;

2. Разработана «Методика оценки комплексного техногенного риска, учитывающая взаимообусловленность вероятности наступления экологически экстремальной ситуации на объекте ТЭК и величины возможного возникновения ущерба окружающей среде»;

3. Разработана и реализована на практике «Методика оценки готовности подразделений аварийного реагирования к немедленным действиям по ликвидации ЧС на нефтепроводах»;

4. Разработана «Методика проведения учений по ликвидации аварийных разливов нефти с высоким содержанием сероводорода»;

5.Разработана Программа обеспечения качества при строительстве атомных станций (ПОКАС);

6.Разработана и утверждена РосРао и МЧС России методика создания многослойных противорадиационных экранов при ликвидации очагов радиационных загрязнений;

7.Разработаны Программа и Методика экологической безопасности при строительстве объектов ТЭК;

8. Разработано «Положение по производственному экологическому контролю при строительстве объектов ТЭК »;

9. Разработано «Руководство по охране труда, промышленной безопасности, охране здоровья и охране окружающей среды при строительстве объектов ТЭК»;

10.Определены реальные технические и научные направления, позволившие на стадии выполнения работы получить ощутимые эффекты от их использования в практике строительства крупных отечественных и международных объектов нефтегазового комплекса.

11. Результаты работы были использованы и реализованы при строительстве и эксплуатации современной нефтетранспортной системы «Тенгиз» (Казахстан) -«Новороссийск» (Россия) международного консорциума ЗАО «Каспийский трубопроводный консорциум», строительстве морского терминала «Приморск» «Балтийской трубопроводной системы-2», строительстве газопровода международного проекта «Сахалин-2», строительство продуктопроводов при реконструкции международного аэропорта «Владивосток» и газопровода на острове Русском, ремонте газопроводов и оборудования 9-и действующих компрессорных станций ОАО «Газпром» с восстановлением механических характеристик газопроводов нанесением полимерного покрытия Scotsh cote, строительстве объектов ВСТО и ВСТО-2 АК «Транснефть» на территории Приморского края, ликвидации очагов радиационных загрязнений совместно со специальными подразделениями МЧС России и специалистами Радон.

Решены следующие практические задачи по направлениям: снижения проекгно-экологического риска линейной части трубопроводов, насосных и компрессорных станций, нефтегазохранилшц и резервуаров; -¡-защиты окружающей среды от углеводородных загрязнений в сложных природно-территориальных условиях Севера, Сахалина, Дальнего Востока, Астраханской области, Калмыкии, Ставропольского и Краснодарского краев и Казахстана;

-¡-метрологического обеспечения систем аппаратурной технической диагностики объектов строительства нефтегазового комплекса; -¡-совершенствования механизмов принятия управленческих решений с учётом требований техногенной безопасности реализуемых проектов строительства объектов ТЭК.

Достоверность полученных результатов: обусловлена обоснованным использованием математического аппарата теорий вероятностей, принятия решений, методов квалиметрии и теории надёжности сложных технических систем. Достоверность подтверждается также конкретным использованием результатов работы в различных ведомственных нормативно-технических документах, регламентирующих мероприятия по различным аспектам инженерного обеспечения техногенной и экологической безопасности сооружаемых объектов ТЭК.

Разработанные с участием автора учебные программы и методические рекомендации используются в системе подготовки и повышения квалификации кадров в области строительства объектов ТЭК.

Личный вклад автора состоит в постановке задач исследования, обосновании стратегической концепции техногенной безопасности объектов ТЭК, включающей основные принципы и положения по конструктивным направлениям минимизации проектных и строительно-технологических рисков. Полномасштабный анализ, обработка и научная трактовка результатов выполнена автором самостоятельно.

Апробация работы. Диссертант неоднократно докладывал результаты научных исследований на региональных и международных научно-практических конференциях, совещаниях и научно-технических семинарах. Основные положения работы, научные выводы и практические рекомендации докладывались и обсуждались на:

-¡-Международных симпозиумах и конференциях:«Вопросы разработки нефтяных месторождений» (Варна, 1990); «Новые технологии для очистки неф-тезагрязнённых вод, почв, переработки и утилизации нефтешламов» (Москва, 2001);

-¡-Всероссийских научно-технических конференциях: «Проблемы, способы и средства защиты окружающей среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами» (Москва, 1995);

«Проблемы эффективности производства на северных нефтегазодобывающих предприятиях» (Новый Уренгой, 1994); «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 1999); на IV Конгрессе нефтегазопромышленников

России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.); на IV Международной научно - технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); на научно - технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); на Международных учебно - научно - практических конференциях «Трубопроводный транспорт -2005, 2006, 2007,2008» (г. Уфа, 20052008 гг.).

Результаты работы докладывались также на семинарах и совещаниях по проблемам надёжности и безопасности магистральных и промысловых нефтегазопроводов, проводимых РАО «Роснефтегазстрой», МЧС РФ и Минтопэнерго РФ, ЗАО КТК, ОАО «Газпромом», АК «Транснефть».

Отдельные результаты работы использованы в процессе разработки и реализации Федеральных программ «Высоконадёжный трубопроводный транспорт», «Радиационная безопасность России», программ строительства и ремонта объектов ОАО «Газпром»,АК «Транснефть», строительства ряда объектов саммита АТЭС во Владивостоке и объектов олимпиады Сочи-2014.

Внедрение результатов исследования.

Разработанная комплексная методика формирования программы минимизации рисков для проектируемых и строящихся объектов ТЭК успешно применена на важнейших международных и отечественных стройках нефтегазотанспортных систем нового поколения. Результаты внедрения подтверждают высокий экономический эффект, полученный за счет снижения рисков и возможного ущерба, финансовых и материальных потерь, сокращения сроков реализации сложнейших строительных проектов и рационального использования всех видов ресурсов.

Разработанная автором применительно к условиям Каспийского региона, комплексная методика ремонта изношенных и поврежденных нефтепроводов без вывода их из эксплуатации с помощью установки на местах дефектов манжет Clock Spring из материала с матричной памятью свертывания была реализована на практике. Всего по предложенной методике было устранено, без остановки магистральных нефтепроводов , эксплуатируемых в условиях коррозионной водной среды Прикаспийской низменности свыше 15 лет, около 3 тысяч коррозионных дефектов и повреждений. Также автор участвовал в отработке на практике технологии ремонта газонефтепроводов и магистральных водоводов с помощью полимерных композиций Scotsh cote, Крот-А-3.Результаты внедрения подтверждают высокий экономический эффект, полученный за счет отказа от ремонта существующих газонефтепроводов путем замены их изношенных участков новыми , выполнения в сжатые сроки ремонта поврежденных газонефтепроводов с полным восстановлением всех их механических характеристик и исходной проектной долговечности при сравнительно небольшой трудоемкости выполненных ремонтных работ.

Публикации.

По теме диссертационной работы автором опубликована авторская монография объёмом 54 печатных листа, 25 научных работ, включая статьи, нормативно-технические документы, материалы и тезисы докладов на Международных и Всеросийских научно-технических конференциях. Все публикации в полной мере отражают основное содержание диссертации.

Структура и объём работы.

Диссертация в форме научного доклада состоит из введения, шести глав, общих выводов, списка литературы. Объём научного доклада составляет три печатных листа, включая рисунки и таблицы.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ НАУЧНОГО ДОКЛАДА

Во введении дана общая характеристика работы. Обоснована актуальность проблемы, сформулированы объективные предпосылки новизны и практической значимости решения проблемы техногенной безопасности объектов ТЭК.

Глава 1. ИНЖЕНЕРНЫЙ АНАЛИЗ ТЕХНОГЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

Практически все объекты ТЭК относятся к классу потенциально опасных объектов, входящих в состав сложных технических систем (СТС). Поражающие факторы при возникновении и развитии аварийных и чрезвычайных ситуаций на объектах ТЭК различаются по характеру и масштабам воздействия на персонал, системы, оборудование и сооружения самих объектов, компоненты окружающей природной среды и население регионов размещения объектов ТЭК, а также объекты инфраструктуры регионов промышленного, социального и культурно-рекреационного назначения.

Организация работ по обеспечению безопасности населения и территорий в регионе расположения опасных объектов ТЭК требует прежде всего выявления всех потенциальных опасностей сопровождающих строительство и эксплуатацию объектов ТЭК, с угрозой возникновения на них техногенных чрезвычайных ситуаций.

В основу предложенной классификации факторов положена их градация по характеру возможных чрезвычайных ситуаций, возникающих в результате аварии на объектах ТЭК. Отнесение некоторых видов объектов к тому или иному классу не является однозначным, поскольку опасные события на этих объектах носят комплексный характер и порождают различные поражающие факторы. При классификации объектов с несколькими поражающими факторами следует учитывать прежде всего доминирующий фактор. Все объекты ТЭК относятся к группам 2 и 3 класса потенциально опасных объектов, обладающих многофункциональными рисками.

Для целей анализа и управления рисками в структуре топливно-энергетического техногенеза целесообразно ограничиться исследованием, анализом и управлением следующих категорий рисков.

По объектам исследования:

+ индивидуальный риск — вероятность (или частота возникновения) поражающих воздействий определённого вида (смертельный исход, травма, заболевание) для индивидуума, возникающая при реализации определённых опасностей в определённой точке пространства (где находится индивидуум);

+ социальный риск — зависимость вероятности нежелательных событий (или частоты их возникновения), состоящих в поражении не менее определённого числа людей, подвергающихся поражающим воздействиям определённого вида при реализации определённых лпасностей.

Для целей управления:

приемлемый риск — уровень индивидуального риска, обусловленный хозяйственной деятельностью, который является приемлемым для регулирующего органа. Он находится в диапазоне от предельно допустимого уровня до пренебрежимого уровня риска и должен быть настолько низким, насколько это возможно по экономическим и социальным соображениям;

> неприемлемый риск — или предельно допустимый уровень риска, отражает уровень индивидуального риска, который на должен превышаться независимо от экономических и социальных преимуществ такой деятельности для общества в целом. Он должен быть настолько низким, чтобы это не причиняло ущерба индивидууму;

> пренебрежимый риск — уровень риска, устанавливаемый административными или регулирующими органами как максимально возможный, выше которого уже необходимо принимать ограничительные меры;

^ вынужденный риск — уровень риска, который не зависит от желания и деятельности индивидуума или группы людей;

> непрофессиональный риск — уровень риска, характеризующий опасность, не связанную с профессиональной деятельностью людей.

реализации процедуры количественной оценки рисков, которые были приняты в диссертационной работе в качестве показателей управления,автором была обоснована необходимая материальная и научно-методическая база исходных данных, которая включала:

> статистические данные по авариям различных типов и масштабов

отдельных категорий объектов;

> данные по частотным характеристикам отказов или разрушений, имевших

место на объектах дальнего транспорта углеводородного сырья.

Такие данные, хотя и в ограниченном виде, существуют в отечественной практике и для атомных электростанций. Однако для их более полного обобщения целесообразно организовать межотраслевой центр по сбору, обработке и использованию таких данных.

Количественное значение риска определяется произведением вероятности опасного события (например, отказа) на величину ущерба, обусловленного этим событием. Понятие риска переводит опасность в разряд измеряемых категорий. Риск является мерой опасности и измеряется в тех же единицах, что и

последствия отказа.

Рекомендуемая оценка риска для объекта ТЭК имеет вид:

К = Ро У = иу , (1)

где К. - величина техногенного риска,

Ро - вероятность отказа (критической ситуации), У - величина ущерба конкретного вида, Х1у - условно вероятный ущерб от аварии.

Расчёт вероятности отказа типа «разрыв» или «течь» производится для всех возможных причин разрушения; коррозии всех видов (внешней, внутренней, стресс-); критического роста трещиноподобных дефектов; развития чрезмерных пластических деформаций; отказов оборудования и дефектов материалов.

В общем виде в работе предложена аналитическая модель оценки риска, выраженного через адекватный функционал:

ш п

= Ф [I I Гу ] , (2)

¡-1 И

где Г у - конкретные риски ¡-го вида (например, конструктивного

элемента) по - му фактору.

Развитие базовых моделей функциональной защиты сложных технических систем (СТС) в составе ТЭК является составной частью общей теории техногенной безопасности, которая сегодня находится в стадии формирования.

Система функциональной защиты объектов ТЭК на стадии сооружения или эксплуатации объекта представляет собой упорядоченную совокупность взаимосвязанных элементов (сооружений, конструкций, устройств и т. д.) и предназначена для предотвращения или уменьшения возможного ущерба от экстремальных критических ситуаций.

Под общими принципами обеспечения безопасности ТЭК следует подразумевать концептуальные положения о возможных путях предотвращения, накопления и локализации последствий от потенциально возможных катаклизмов, катастроф, аварий природного и техногенного происхождения. Пути обеспечения безопасности могут быть условно разделены на три направления (принципа):

+ предотвращение потенциальных аварий на объектах ТЭК; + локализация аварий на объектах ТЭК , минимизация последствий в случае их возникновения;

+ прекращение функционирования потенциально опасных объектов ТЭК.

Например, для высоконапорных трубопроводов расчёт риска требует большого объёма вычислений (которые можно проводить параллельно) для оценки последствий каждого сценария в каждой точке территории, примыкающей у трубопроводу и представляющей интерес. Для каждого сценария развития аварийной ситуации рассчитывается вклад в в общий риск для каждой представляющей интерес точки на депрессированной территории.

При этом частота проявления аварии определяется на основе частоты фиксируемых разрушений (утечек), расчитанной для рассматриваемой точки. В общем случае величину риска Кг; г(х,у) от утечки в произвольной точке (х,у) трассы трубопровода можно представить в следующем виде: ш п

р2т

Иг (х,у) =ХРг,(Н X I У Г' ^ и]'ак (х,У)Рг,и],ак с!хс1у, (3)

1=1 ]=1 °

где г - источник утечки; Рг,сН - вероятность утечки из сквозного повреждения эффективной площадью;

(Н; Уг,Н1,1ч як - степень уязвимости в точке (х,у) при заданных г,Льн) як

из соответствующих полных групп событий; Рг,и],ак - вероятность реализации скорости ветра и] в направлении ак,; п(*,у) - область интегрирования; т -число характерных размеров нарушений целостности трубопровода; п - число дискретных скоростей ветра.

По результатам статистико-вероятностного анализа представляется возможным построить контуры изорисков, а также представить результаты во взаимосвязи с координатами аварийного участка трассы трубопровода. Такой вариант визуализации позволяет идентифицировать те участки, где требуется оперативное вмешательство (техническое обслуживание или ремонт) из-за высокой вероятности отказа.

Рассмотренный в работе критерий надёжности насосных и компрессорных станций является исключительно важным вопросом обеспечения их безопасности и показателем техногенного риска. Этап строительства и эксплуатации наземных объектов ТЭК отличается по своим масштабам, интенсивности и видам антропогенного воздействия, обусловленного техногенным риском.

В качестве количественного показателя антропогенного влияния наземного энергопромышленного объекта по конкретному виду техногенного фактора предлагается использовать индекс антропогенной трансформации:

1а = (4)

где N3,^ - соответственно уровни антропогенной и фоновой нагрузки на компоненты окружающей среды (атмосферы - А, гидросферы - в , литосферы - Ь , биосферы - В), измеряемые в единицах физических величин по конкретным видам воздействий (механического - М, электромагнитного - Е , химического - Н, радиационного - К ).

Основными элементами функциональной защиты потенциально опасных объектов ТЭК являются:

+ формирование перечня особых ситуаций и установление категории (степени) их опасности;

выделение из всего множества компонентов объектов ТЭК особо ответственных, при единичном отказе которых становится невозможным безопасное функционирование;

> получение конечных результатов анализа, обеспечивающих, во-первых, использование аналогов безопасности объектов с учётом новейших достижения научно-технического прогресса и, во-вторых, обеспечивающих аналитический расчет на основе определения нижнего допустимого уровня эффективности защиты с учётом возможных аварий на этапах сооружения и эксплуатации.

Взрывозащитные системы объектов ТЭК проектируются таким образом, чтобы обеспечить необходимый уровень защиты производства и персонала от аварийного взрыва. При разработке такой системы должны учитываться три основных компонента:

донорная система, которая создаёт разрушающий эффект; •/ акцепторная система, которой требуется защита (персонал, оборудование, материалы);

^ защитные средства подавления действия взрыва до безопасного уровня.

При этом критериями по выбору типа защитного сооружения или способа защиты акцептора должны быть допустимые уровни воздействия на акцепторную систему:

+для персонала - защита от неконтролируемого выброса опасных материалов, снижение давления воздушной ударной волны и акустического воздействия до допустимого уровня, защита от первичных и вторичных осколков;

+для оборудования - защита от осколков, давления воздушной ударной волны и колебаний сооружений.

Данная классификация может служить основой для разработки детальных классификаторов конкретного вида по каждой строке или столбцу с включением количественных критериев. В этом случае они могут быть использованы для целей природоохранного проектирования, а также экспертизы и паспортизации технологий и сооружаемых объектов в целом с позиции минимизации техногенной опасности и потенциального ущерба.

Автором разработана общесистемная классификация видов нарушений по источникам техногенеза на этапах строительства и эксплуатации объектов ТЭК приведенная в Таблице 1. _

Источники Компоненты природной среды -действия объекты воз-

3 Животный

<Ц 3 о мир

Атмосфера Земли Грунты Почвы Леса Флора Водотоки Поверхностнь водоемы Грунтовые вод и «и о к м <и < Птицы 0) § а> й я Микроорганиз 03 а & •9« о К Й К

Строительные площадки, 3 в н 3 V 3 V 3 V 3 V 3 н 3 н 3 о V 0 V о V г

дороги У У У У У У

Бетонные заводы и растворные узлы 3 в н 3 у 3 у 3 у 3 у 3 н 3 н 3 - О у о у о у г

Площадки складирования 3 в н 3 3 V" 3 V 3 V 3 н 3 н О V 0 V 0 V г

строительных материалов и оборудования У У У У У У У

Водохранилища ГЭС,ГРЭС 3 п н 3 у 3 у 3 у 3 у 3 у 3 н 3 н 3 н О у 0 у О у г

Площадки складирования 3 в н 3 3 3 V 3 V 3 н 3 н 3 О V 0 у о V г

ТБО и строительных отходов У У У У У У

Хранилища жидких и твердых низко-, средне- и 3 3 п 3 у 3 у 3 у 3 у 3 3 3 3 О у о у у у

высокорадиоактивных отходов

Автопарки 3 в п 3 у 3 у 3 у 3 у 3 н 3 н 3 - о у 0 у О у г

Площадки дорожно- 3 в н 3 3 3 лг 3 3 н 3 н 3 О V 0 V о V г

строительнои техники У У У У У У У

АЗС и передвижные пункты 3 в н 3 V 3 3 у 3 V 3 н 3 н 3 О V О V О V г

заправки техники ГСМ У У У У У

ТЭЦ, дизельэлектростанции 3 в н 3 у 3 у 3 у 3 у 3 н 3 н 3 - О у О у О у г

Сварочно-изолировочные 3 в н 3 V 3 V 3 V 3 V 3 н 3 н 3 О V 0 V о V г

пункты У У У У

Золоотвалы 3 п н 3 у 3 у 3 у 3 у 3 у 3 н 3 н 3 н о у о у о у г

Примечание: 3 -загрязнение вредными веществами, Ун -уничтожение, Н -нарушения разной степени, Г-угнетение фауны, О-отпугивание фауны, В -временное отчуждение земель, П -постоянное отчуждение.

Наиболее полно соответствующие смыслу термина «защита» являются системы защиты, основанные на принципе прерывания (подавления) аварийного процесса или опасного сопутствующего фактора, а также

32

отключающие из функциональной схемы объекта ТЭК аварийные элементы.

Системы этого класса - системы функциональной защиты - включают в себя следующие элементы:

Ч-подсистема регистрации технологических параметров процессов и преобразования данных; подсистема анализа данных;

Ч-подсистема исполнительных механизмов для управления объектом и ликвидации (локализации, ослабления) последствий аварии или аварийного состояния.

Глава 2. МЕТОДОЛОГИЯ АНАЛИЗА И ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РИСКА ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ТЭК

Механика катастроф является основой определения закономерностей возникновения и развития аварийных ситуаций на объектах ТЭК базируется на следующих традиционных и новых развиваемых методах: сопротивления материалов; теории упругости; теории пластичности; теории ползучести; теории усталости; строительной механики; теории пластик и оболочек; теории прочности; конструкционного материаловедения; физики прочности; динамики машин; вычислительной механики сплошных и дискретных систем; механики жидкостей и газов; теории надежности; линейной и нелинейной механики разрушения; трибологии.

При решении инженерных проблем долговечности и безаварийности объектов ТЭК принципиальное значение имеет задача рациональной организации технического диагностирования на этапах строительства и эксплуатации энергопромышленных объектов, решение которой позволяет обеспечить сокращение времени и средств, затрачиваемых на выявление дефектов с целью их последующего устранения. Наиболее информативными критериями технической диагностики являются количественные показатели фактического состояния (показатели качества) и условия работы (показатели технологического процесса строительства; эксплуатационные показатели). В большинстве случаев процессы диагностирования реализуются посредством систем автоматизированного контроля, информационная эффективность которых определяет характер обоснованный характер назначаемого алгоритма технической диагностики.

В диссертационной работе рассматриваются два принципиально возможных состояния энергопромышленного объекта:

> случай, когда значение {-го контролируемого параметра (ш) вышло за допустимые пределы, а система контроля указывает на его нахождение в пределах допуска (невыявленный дефект критического уровня);

> случай, когда значение контролируемого параметра (ш) находится в допустимых пределах, а система контроля указывает на его выход за границы допуска (ложная дефектация).

Для расчёта вероятностей пребывания системы в том или другом возможном состоянии был использован дискретный марковский процесс, описывающий условные вероятности перехода состояния системы тенического

диагностирования (или контроля) из 1 -ой группы в ] -ую группу. В данном случае состояние системы контроля характеризуется не только переходами в зону отказа, но и противоположными переходами — в зону безотказного состояния. Таким образом, функционирование системы контроля безопасности энергопромышленного объекта характеризуется 1Ч-ым числом групп возможных состояний.

Зная начальные вероятности И(0) нахождения состояния систем контроля в соответствующих группах состояний и условные вероятности перехода Ру(к) состояния системы из одной группы в другую, на практике можно найти вероятность пребывания системы в любой группе состояний для каждого этапа управления качеством строительства объекта или его конструктивной надёжности. Условные вероятности переходов Рц(к) состояний системы контроля наиболее полно можно представить в виде матрицы вероятностей частных переходов:

№)И=

р-1100, Р1Щ .

Р2Щ, ?22{к)...Р2Щ

N

причём £ ¡=1

рт{к), рт{к)...рш{к)

Рц (к) =1 соответствует полной группе событий.

(5)

В случае непрерывного контроля качества строительства (реализуемого, как правило, системами активного контроля) кроме марковской модели можно также использовать модель, основанную на формуле проверки гипотез для описания функциональных переходов состояний систем. Однако такой подход оправдан в тех случаях, когда формирование качества энергопромышленного объекта по отдельным значениям контролируемых параметров характеризуется действием независимых факторов, или группа контролируемых параметров в пределах данного вида строительно-монтажных работ (или отдельного комплекса технологических операций) образует систему независимых величин.

Для комплексной оценки эффективности функционирования автоматизированной системы контроля качества в работе был использован критерий средних потерь, который представляет собой математическое ожидание экономических потерь, связанных с потерей необходимой информации:

где в - множество возможных состояний автоматизированной системы контроля; - функция, определяющая экономические потери в

зависимости от возможных состояний системы контроля; - функция распределения состояний системы контроля по заданному (нормативному) критерию информативности.

Наряду с критерием абсолютных потерь (6) для оценки эффективности автоматизированной системы контроля и управления используется относительный показатель:

К = 1 ' ЖУп '

где \У - средние потери, имеющие место при использовании системы контроля в процессе строительства; \Уо - средние потери в случае, когда процесс ведётся без использования автоматизированной системы контроля и управления технологического процесса строительства.

Для оценки живучести несущих элементов потенциально опасных конструкций должны проводиться расчеты по критериям трещиностойкости. Эти расчеты отражают способность сопротивляться действию механических, тепловых, гидродинамических, электромагнитных нагрузок при наличии в элементах дефектов (исходных технологических или возникающих при эксплуатации). Наиболее опасными при этих дефектов являются микро- и макротрещины, создающие предельно высокую концентрацию напряжений и деформаций. Характеристиками живучести для поврежденных дефектами элементов могут являться ресурс, прочность и надежность.

Информационно-математическое обеспечение и системные математические модели, разрабатываемые в интересах предотвращения и мониторинга аварийных ситуаций и катастроф, а также прогнозов и оперативной ликвидации их последствий ориентированы на решение задачи построения обобщенных математических моделей объектов ТЭК на разных стадиях возникновения и развития аварий и катастроф, в том числе: анализ аварий и катастроф и задачи создания алгоритмов их математического моделирования, а также алгоритмов и программ математического моделирования аварий и катастроф с учетом их масштабов.

Методологический состав исследований по решению указанных задач включает:

- разработку методов математического моделирования развития аварий и катастроф в системе промышленное предприятие (группа предприятий) — атмосферный воздух — приземные концентрации поллютантов при существенных ограничениях на объем исходной информации, используемые для моделирования вычислительные средства и время счета;

- построение математических моделей объекта ТЭК и его системы управления для прогноза возможных аварийных ситуаций и анализа их последствий;

- разработку методов, алгоритмов и системы программного обеспечения для математического моделирования возникновения и развития аварий;

(7)

- математическое моделирование механического разрушения конструкций и систем защиты под действием высокоскоростного удара;

- разработку универсальной синергетической модели динамики сложных технических систем при авариях и катастрофах;

- разработку методов моделирования нелинейных неизотермических процессов деформирования и разрушения 3-мерных тел.

Аварийные ситуации по степени снижения их последствий можно классифицировать как гипотетические, запроектные, проектные и режимные. Первые имеют минимальную вероятность возникновения, но наиболее тяжелые последствия и создают максимальный риск; последние имеют большую вероятность возникновения при меньших, парируемых последствиях.

Для всех стадий создания и эксплуатации потенциально опасных объектов (разработка технического задания, проектирование, изготовление и эксплуатация системы диагностирования остаются важнейшей проблемой обеспечения безопасности.

Опасность синергетических бедствий в России, инициированных техническими авариями, неуклонно возрастает. Эго связано с тем, что выработка проектных ресурсов основных производственных фондов приближается к критической величине в 50-80%. Так, например, в 1994 г. в России произошло около 36 тысяч аварий на магистральных и внутрипромысловых трубопроводах нефти и газа, которые нанесли огромный ущерб окружающей среде и создали в ряде районов чрезвычайные ситуации.

Широкое развитие синергетических событий свидетельствует о тесной взаимосвязи природных, техногенных и экологических катастроф. В этой замкнутой системе повышение вероятности возникновения одного вида опасностей ускоряет проявление других. Исходя из сказанного возникает необходимость разработки единой теории и практических методов обеспечения безопасности, предусматривающих комплексный подход к изучению, оценке, прогнозированию и предупреждению катастрофических явлений. В диссертационной работе были сформулированы исходные положения по комплексному исследованию безопасности энергопромышленных объектов, находящихся на разных стадиях жизненного цикла.

Каждая стадия жизненного цикла, определяющая конкретный вид строительного или эксплуатационного техногенеза, обусловливает определённую величину, функционально связывающую характеристики техногенного воздействия (отрицательно выраженного по отношению к объектам природы) и экологической защиты (положительно выраженный фактор). Соотношение между уровнями техногенеза и экологической защитой, определяет природоохранный потенциал, формирующийся в процессе производственной деятельности объекта ТЭК и обусловливающий в конечном счёте его экологическую безопасность для населения и окружающей среды региона.

Многостадийный цикл функционального развития энергопромышленного объекта и необходимость гарантированного обеспечения на каждой стадии формирования природоохранного потенциала объекта ТЭК, ставит на передний план проблему опережения природоохранного обеспечения на любой стадии строительства и развития объекта. Как показано в работе, смысл

природоохранного опережения заключается в необходимости создания объективных условий для введения и функциональной реализации обратной связи по формирующим стадиям производственного (промышленного) цикла, сдвинутым по фазе на временной шкале развития общего трудового цикла.

Интервал временного природоохранного опережения должен быть таким, чтобы время выработки и эффективного срабатывания необходимой обратной связи отвечало условию:

Топ = (Тпц - Тэц ) 1 (Фи —> [ Фи ]норм ) (8)

И -► [ Фи]норм) ~ 1

Таким образом, формирование опережающей природоохранной стратегии состоит в необходимости обеспечения двух принципиальных требований:

> выполнение работ и выработка конкретных решений по охране окружающей среды с временным опережением по формирующим стадиям жизненного цикла развития энергопромышленного объекта;

> обеспечение гарантированного природоохранного потенциала на каждой опережающей стадии инженерно-экологического цикла.

Первое условие достигается, главным образом, за счёт аргументированного планирования инженерно-экологического и производственного циклов, а также чёткой организации всей трудовой деятельности, определяющей необходимую сбалансированность всех материально-технических ресурсов, задействованных в трудовом процессе.

Второе условие представляет более сложную задачу, связанную с необходимостью обоснования адекватного природоохранного потенциала по всем формирующим стадиям трудового цикла.

Мировой опыт последних десятилетий показывает устойчивую тенденцию повышения проблемы безопасности объектов ТЭК. В значительной степени это обстоятельство связано с ростом масштабов строительства и ввода новых мощностей в районах со сложными природно-климатическими условиями, а также освоения экологически уязвимых территорий.

Поэтому прогнозирование возможных техногенных аварий и катастроф, в том числе и природно-техногенного характера, играет важную роль на этапах анализа и оценки показателей риска при строительстве и эксплуатации объектов ТЭК.

В качестве примера, в таблице 2.1 приведена характеристика техногенных воздействий на этапе строительства системы транспорта углеводородного сырья через морской акваторий (включая береговые участки ).

Для практического использования показателей риска необходимо сформулировать критерии и допустимые уровни риска.

Под тривиальной (пренебрежимой) угрозой рядом исследователей понимается риск смертельного случая, равный 10"6\ год.

Под приемлемым риском понимается такой уровень риска, который был бы оправдан с точки зрения экономических и социальных факторов, то есть приемлемый риск - это риск, с которым общество в целом готово мириться ради получения определенных благ в результате своей деятельности.

Таблица 2.1. Характеристика техногенеза на этапе строительства объектов ТЭК.

Строительство поселков, промышленных объектов, дорог, линий связи нефтегазопроводов. Уничтожение почв, подрезка склонов, планировка поверхности, создание кюветов, выемок. Оползни, осыпи, овражная и боковая эрозия, термокарст, перевевание песков, абразия, наледи, лавины. Заболачивание, увеличение твердого стока, загрязнение, изменение русел и пляжей.

Выработка карьеров, отвалов, шурфов, канав, бурение, отработка россыпей (геологические изыскания). Подрезка склонов, изменение положения русел рек, нарушение сплошности покрова, твердый сток. Оплывание, площадная эрозия, солифлюкция, термокарст, наледи, образование отмелей. Загрязнение земель и вод, увеличение твердого стока, гибель рыбы, вырубка лесов, деградация почв.

Строительство бун, портов, водохранилищ, добыча россыпей, нефти и газа на шельфе, подводные газо-нефтепроводы. Нарушение непрерывных береговых и подводных потоков наносов, создание подводных выемок. Размыв пляжей, абразия клифов, уход наносов в подводные каньоны и овраги. Разрушение сооружений, дорог, с\х угодий, загрязнение морей и водохранилищ, гибель рыбы, гидробионтов и водорослей.

Вырубки лесов и лесные пожары (естественные и вызванные человеком). Нарушение целостности почвенно- растительного покрова, тепловое воздействие. Термокарст, оплывание, солифлюкция, эрозия, площадный смыв. Деградация земель, деформация дорог, деформация газоне фтепроводов, заболачивание.

Виды опасного воздействия объекта ТЭК целесообразно подразделить на три категории:

- экологическое воздействие - человеческая деятельность, а также стихийные природные бедствия и катастрофы, в результате которых изменяется окружающая среда и вследствие этого условия существования человека и общества;

- техногенное воздействие- деятельность техногенных объектов, непосредственно при водящая к ухудшению состояния (поражению) человека и окружающей среды;

- природное воздействие - природные процессы, непосредственно приводящие к ухудшению состояния человека и окружающей среды.

Такая классификация позволяет выделить системы управления и обеспечения экологической, техногенной и природной безопасности в связи со сложившейся мировой и отечественной практикой.

В соответствии с общепринятыми определениями воздействие техногенных объектов на человека и окружающую среду реализуется двумя

путями:

- при постоянной эмиссии опасных веществ техногенными объектами, что и определяется как экологическое воздействие (включая разовые выбросы, которые также регламентируются надзорными органами, но не через воздействие, а через ПДВ, ВДВ);

- при авариях на техногенных объектах или при которых непосредственно поражается человек и окружающая среда (автотранспорт, ж/д и авиатранспорт).

Очевидно, что при таком определении техногенного воздействия политика в области управления техногенной безопасностью должна предусматривать действия по разработке системы соответствующих критериев и показателей, определяющих эти цели.

В диссертационной работе обоснована необходимость четырёх основных подходов к решению проблемы выбора нормативных значений показателей техногенной безопасности.

1. Назначение предельно допустимого уровня показателя риска на основе значений, которые соответствуют статистическим данным о критических отказах и считаются приемлемыми для данного класса энергопромышленных объектов. При этом в расчёты должны закладываться значения показателя риска, которые примерно на порядок меньше достигнутого. Кроме того, на первый план выступают требования обеспечения безопасности и живучести конструкции:

> должны быть определены те участки конструкции, в которых могут происходить разрушения силовых (несущих) элементов в процессе эксплуатации;

> все зоны возможных повреждений должны быть доступны для контрольных осмотров с требуемой периодичностью (должны быть контролепригодны);

>- остаточная прочность конструкции с дефектами, размеры которых обнаруживаются при осмотрах, должна быть не ниже минимально допустимой и обеспечивать целостность конструкции в эксплуатации до выявления критических дефектов;

> скорость роста усталостных трещин не должна превышать заданных ограничений, которые обеспечивают надёжное обнаружение предельно допустимых дефектов при экономически эффективных периодических контрольных проверках и ремонтах.

2. Назначение показателей безопасности на основе уровней существующих в смежных отраслях (в частности, конкурирующих). При этом, обычно назначаются показатели риска примерно на порядок меньше, чем в конкурирующих отраслях.

3. Назначение индивидуального риска, т. е. Риска в расчёте на одного работающего или живущего вблизи потенциально опасного объекта.

4. Получение на основе теории надёжности нормативного уровня безопасности для допустимой вероятности отказа. Такой путь позволяет совершить переход от традиционных моделей безопасности к современным моделям, базирующимся на концепции приемлемого риска.

Понятие риска и его более общие определения тесно связаны с

возможностью или вероятностью возникновения нежелательного события (Рис.2.1). Однако риск характеризует не только саму возможность причинения ущерба, но и степень уверенности в ее реализации, т.е. является количественной мерой опасности.

Поэтому логично определять риск как меру опасности как вероятность нежелательного события и его последствия.

Рис.2.1. Изолинии риска в границах зоны вероятного поражения от наземного нефтегазового объекта При постоянном воздействии опасности (вероятность реализации равна единице) при аварийных ситуациях с большой вероятностью, для которых имеется большая статистика, риск равен произведению вероятности реализации события на величину ущерба (т.е. математическому ожиданию ущерба).

При маловероятных событиях риск характеризуется величиной ущерба от того или иного опасного фактора и вероятностью возникновения рассматриваемого фактора. Таким образом, как общее определение риска, так и понятие приемлемого риска, очень важные для управления риском, не установились окончательно. Здесь важно отметить, что приемлемость риска должна пониматься именно с точки зрения управления, а не общего философского смысла этого слова.

В соответствии с общепринятыми определениями воздействие объектов ТЭК на человека и окружающую среду реализуется двумя путями:

> при постоянной эмиссии опасных веществ объектами ТЭК, что определяется как экологическое воздействие (включая разовые выбросы, которые также регламентируются надзорными органами, но не через воздействие, а через ПДВ, ВДВ);

> при авариях на объектах НТК при которых непосредственно поражается человек и окружающая среда.

> Очевидно, что при таком определении техногенного воздействия политика в области управления техногенной безопасностью должна предусматривать действия по разработке системы соответствующих критериев и показателей, определяющих эти цели (Таблица 2.2).

Таблица.2.2. Метод и стадии развития риска объекта ТЭК

Метода и стадии развития риска

Метод Вид деятельности

размещение ВВОД В эксплуатацию проектирование эксплуатация реконструкция

«Что будет, если...?» 0 ++ + ++

Проверочный лист 0 + + ++

Анализ опасности и работоспособности 0 + ++ ++

Анализ видов и последствий отказов 0 + ++ + ++

Анализ деревьев отказов и событий 0 + ++ + ++

Количественный анализ риска ++ + ++ ++ +

Примечание: 0 - наименее подходящий метод анализа; + -рекомендуемый метод; ++ - наиболее подходящий метод.

Методы анализа риска непрерывно разрабатываются и совершенствуются, обычно применительно к конкретным практическим проблемам. Среди них можно назвать опросные листы, структурные диаграммы, карты потоков, персональную инспекцию, «деревья» событий и «деревья» отказов, метод индексов опасностей и т.д.

Для работы по анализу риска по конкретным видам опасностей, прежде всего, необходимо определить, по каким видам, типам рисков необходимо провести этот анализ. Невозможно выявить и описать все типы рисков, которые существуют в природе и антропогенной деятельности. Однако можно построить общую структуру, в рамках которой следует действовать при решении конкретной задачи, в частности при управлении региональной безопасностью.

Для оценки рисков отсутствует достаточно удовлетворительная научно-техническая, методическая база. В настоящее время нет разработанных и внедренных методик по важной составляющее риска — ущербам, в том числе касающихся косвенных ущербов, упущенной выгоды, материальных ущербов производству - источнику аварии и соседним производствам, загрязнения окружающей среды и т.д.

Очень важно выбрать метод, который приведет к идентификации многих и различных рисков, но, как правило, через некоторое время могут быть выявлены еще и другие, новые риски. Поэтому непрерывно иметь программу непрерывного выявления новых рисков, которая должна тщательно планироваться и постоянно пересматриваться. Какой бы план выявления рисков ни разрабатывался, он должен быть экономически разумным, чтобы затраты на выявление рисков не превысили сам ущерб от таких рисков. В качестве методики безопасности объекта ТЭК рассмотрим методику балльной оценки в

которой в качестве критерия (уровня) риска применяется относительный показатель безопасности трубопровода RIPS (relative index of pipeline safety ).

Этот критерий вычисляется по 5 индексам. Четыре из них (tti,..., (Х4) характеризуют наиболее частые причины отказов линейной части: антропогенные воздействия, коррозия, ошибки проекта, ошибки оперативного управления. Пятый, р, характеризует тяжесть последствий при аварийных утечках. Для вычисления в работе рекомендуется формула:

RIPS=р (dti+ а2+ а3+ а^ (9)

Индексы (X]) ...,а4 зависят от двух групп факторов. Первую группу составляют факторы, которые нельзя изменить путем целенаправленного воздействия, или же такого рода изменения экономически неоправданны. Ко второй группе отнесены факторы, на которые можно воздействовать с помощью технологических и организационных мероприятий,

Опыт, особенно последних десятилетий, показал, что крупные или так называемые тяжелые аварии, сопровождающиеся значительными жертвами, разрушениями и высокой степенью негативного воздействия на окружающую среду, - события редкие, но с определенной конечной вероятностью возможные, и что, таким образом, риск не может быть полностью исключен. Количественные оценки вероятности той или иной аварии и соответствующие уровни риска отражают качество проекта и уровень управления производством, достигнутый на объекте. В диссертационной работе исследованы количественные и качественные алгоритмы управления безопасностью энергопромышленных объектов, относящихся к категории сложных технических систем. В частности, были систематизированы и адаптированы к исследуемым проблемам оптимальные императивы инновационного менеджмента как совокупности принципов, методов и форм управления инновационными процессами и персоналом. Такие императивы рассматриваются по всем основным направлениям менеджмента: постановка целей и выбор стратегии; планирование многофункциональных процессов; организация и определение оптимальных условий реализации работ; собственно процессы реализации и мотивация исполнителей; комплексный контроль и эффективное руководство.

Планирование инновационных программ энергопромышленного строительства играет ключевую роль для последующей мотивации реализуемости инвестиционного проекта. Содержательность этапов разрабвтывемого плана, как показал анализ, основывается на принципе саморазвития, способствующего повышению адаптационных свойств проекта. При этом, планирование инновационных программ должно опираться на результаты прогноза экстраполяционного характера, в результате которого можно выявить доминирующие обстоятельства и тенденции развития проекта.

Для реализации процедуры оценки рисков, исходя из предложенной классификации, которые будут приняты в дальнейшем как показатели управления, необходима материальная, научно-техническая, методическая и количественная база исходных данных.

Количественная база данных должна включать:

- статистические данные по авариям разных типов и масштабов по многим параметрам. Однако до сих пор не выработан формат представления таких данных по происшедшим авариям, в том числе таким, которые не вызвали существенных последствий, как, например, отказы оборудования различного типа;

- данные по частотным характеристикам отказов или разрушений, как это сделано, например, для атомных электростанций и работа по их постоянному уточнению.

Кроме того, широкое развитие синергетических событий свидетельствует о тесной взаимосвязи природных, техногенных и техногенных катастроф. В этой замкнутой системе повышение вероятности возникновения одного вида опасностей ускоряет проявление других. Исходя из сказанного возникает необходимость разработки единой теории и практических методов обеспечения безопасности, предусматривающих комплексный подход к изучению, оценке, прогнозированию и предупреждению катастрофических явлений.

Как свидетельствует практика, в процедурах оценки вероятности аварий нефтегазотранспортных объектов и технологического оборудования существует значительная неопределенность, связанная с базами данных по надёжности и спецификой процессов развития отказов в условиях антропогенной синергии.

Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов показывает; что с точки зрения основных положений теории надежности «жизнь» трубопроводов, как и других сложных механических систем, можно условно разделить на 3 периода эксплуатации: период приработки, период стабилизации, период износа. В начале эксплуатации был резкий всплеск интенсивности отказов, вызванный проявлением грубых дефектов СМР и заводскими дефектами труб, затем последовал период снижения и относительной стабилизации отказов. По истечении 10-15 лет эксплуатации снова наметился рост интенсивности отказов, что связано с накоплением коррозионных и усталостных повреждений в металле труб и в сварных швах.

Многолетние данные об эксплуатации магистральных нефтепроводов подтверждают выдвинутое автором предположение о стохастическом характере аварий. Однако в ряде случаев общепринятые гипотезы о равномерном распределении аварийности по длине трубопровода этими данными опровергаются. Например, анализ отказов на 25 линейных участках (перегонах между соседними насосными станциями) нефтепровода Омск-Иркутск за 35 лет его эксплуатации показал, что 60% отказов произошло на первой четверти длины участков, в том числе 40% - на первых километрах после перекачивающих станций (в пределах 1/10 длины перегонов). Данное распределение отказов характерно для многих других трубопроводов. Таким образом, возникает задача разработки новых подходов к оценке и учету неравномерного распределения аварийности по длине нефтепровода за весь период его эксплуатации Это позволит снизить потери нефти и, как следствие, сократил, статью расходов на ликвидацию последствий аварий.

К основным факторам, влияющим на неравномерное распределение отказов по длине нефтепроводов, относятся:

-¡-значительные кольцевые и продольные напряжения в теле трубопроводов в наг

чале линейных участков из-за высокого напора на выходе НПС;

-^существенные амплитуды пульсаций (цикличность) давления нагнетания на НПС;

-^-высокая температура перекачиваемой жидкости на выходе из подогревательных станций «горячих» трубопроводов и значительный самонагрев потока нефти к концу эксплуатационных участков трубопроводов большого диаметра при высоких скоростях (производительностях) перекачки.

Кроме того, на аварийность конкретного участка нефтепровода (с присущими ему особенностями и условиями) могут влиять различная коррозионная активность грунтов, климатическая зона пролегания магистрали, марка стали труб, ударные волны давления при отключении НПС, прохождение трассы трубопровода по местностям с большим перепадом высотных отметок (ущелья, овраги, крупные возвышенности, горные перевалы) и др.

Постоянно изменяющийся режим перекачки нефти вызывает в стенке трубопровода малоцикловые нагрузки, которые способствуют развитию существующих дефектов и со временем приводят к разрушению металла трубы. Число циклических изменений давления в основном зависит от запланированных поставок партий нефти от продавца к покупателю, а также от числа переключений насосных агрегатов на НПС по различным причинам. Наиболее опасными с точки зрения малоцикловых нагрузок являются начальные участки транспортных перегонов, где амплитуда пульсаций напора наибольшая.

При длительной эксплуатации магистральных нефтепроводов процесс старения металла труб значительно изменяет его структуру, ухудшает механические свойства и приводит к хрупкому разрушению, Интенсивность процесса зависит от количества углерода стали, внутренней нагрузки на стенку трубопровода и наличия в теле трубы дефектов, являющихся концентраторами напряжений,

Механические повреждения фиски, трещины, надрезы, вмятины и др.) образуются при изготовлении труб, их транспортировке, укладке и засыпке грунтом, а в результате коррозии на поверхности трубопровода появляются питинги, язвы и каверны. Длительность развития существующих дефектов определяется, главным образом, давлением жидкости в трубопроводе и степенью его пульсации

Поэтому быстрое увеличение размеров повреждений в стенке нефтепровода до критических значений происходит на первых километрах линейных участков после НПС, где наблюдается наибольшее число аварий. Так, после эксплуатации нефтепровода в течение 30 лет время до разрушения для металла труб в начале участка почти в 4 раза меньше, чем в конце и в 2 раза меньше, чем в середине участка. Скорость роста стабильной трещины при замедленном разрушении в конце участка почти в 6 раз ниже, чем в начале .

Учет неравномерного распределения аварийности является важной практической задачей при проектировании и строительстве магистральных трубопроводов, т.к. позволяет минимизировать связанные с авариями затраты, атак же повысить функциональную и конструктивную надежность всей трубопроводной системы, в том числе путем разработки рациональных схем размещения запорной арматуры, складов аварийного запаса труб и др.

С экономической, политической и социальной точки зрения затраты на экологическую проработку проектов новых ТЭК и проектов реконструкции существующих ТЭК, в том числе и на оценку экологических рисков, более эффективны, если они проводятся на более ранних стадиях реализации

проектов. Эти затраты окупаются, в основном за счет значительного снижения ущербов наносимых окружающей природной среде при функционировании вновь создаваемых или реконструированных объектов ТЭК, а также за счет снижения техногенных и экологических рисков деятельности таких объектов ТЭК , имеющих современные эффективные системы управления всеми производственными процессами . Тем не менее, на предпроектных стадиях, стадиях проработки технико-экономических обоснований создания новых объектов ТЭК, расчетам экологических ущербов для населения и окружающей среды, а также упущенных выгод все еще не придается должного внимания.

Каковы бы не были причины аварийности (внешняя и внутренняя коррозия, включая коррозионное растрескивание под напряжением, брак строительно-монтажных работ, механические повреждения, заводские дефекты труб и др.) в основе нарушения целостности трубопровода или резервуара лежит превышение допустимых значений характеристик их напряженно - деформированного состояния (НДС) и, прежде всего, напряжений. Одним из основных способов оценки существующего технического состояния и степени эффективности его использования, а также единственным способом прогнозирования возможного НДС является моделирование реальных условий эксплуатации основных объектов магистральных нефтегазопроводов.

Формирование опасных ситуаций в составе нефтегазового комплекса.

Устойчивое функционирование, динамическое развитие сбалансированной национальной системы нефтегазового обеспечения народнохозяйственного комплекса страны является необходимым условием стабилизации и подъёма экономики, а, следовательно, повышения уровня жизни населения. При этом основу нефтегазового комплекса с точки зрения его эффективности и безопасности составляет многофункциональный трубопроводный транспорт.

Трубопроводный транспорт углеводородов России - сложная техническая система (СТС) с мощным энергетическим потенциалом. В неё входят установки подготовки газа и нефти к дальнему транспорту, промысловые, магистральные и распределительные трубопроводы, компрессорные и насосные станции, резервуарные парки, подземные хранилища, морские терминалы. Общая протяжённость магистральных, промысловых и распределительных трубопроводов страны составляет более 1 млн. км.

С другой стороны, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов, отнесённый к категории «А» третьей группы, куда включены пожа-ровзрывоопасные объекты и СТС, на которых хранятся, транспортируются продукты, приобретающие при определённых условиях способность к возгоранию или взрыву, загрязнению окружающей среды, при авариях и отказах представляют большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам.

Созданная в России крупнейшая система нефтегазоснабжения, не имеющая аналогов в мировой практике, включает нефтяные и газовые месторождения, многониточную нефтегазотранспортную систему с многоцеховыми компрессорными и насосными станциями. При этом 94% газа добывается на действующих и новых месторождениях Западной Сибири и лишь 6% в других регионах

45

страны. В зависимости от объёмов добычи газа только на территории Тюменской области необходимо эксплуатировать от 20 до 29 магистральных газопроводов. Крайне интенсивна и загрузка нефтепроводов Западной Сибири, обусловленная концентрацией потоков из этого региона. Одновременно с этим трубопроводы стареют, часть их отрабатывает нормативный срок службы и возникает проблема адекватной оценки работы существующей нефтегазотранс-портной системы с отражением особенностей её эксплуатации за последние годы. До последнего времени заключение о промышленной безопасности трубопровода выдавалось в соответствии с действующими нормативными документами. Однако такой подход означает, что более половины трубопроводов следует немедленно остановить и вывести из эксплуатации из-за того что, они содержат те или иные отклонения от нормативных требований. При таком подходе не учитывается фактическая опасность обнаруженных дефектов или других отклонений от норм для конкретного трубопровода с учётом особенностей его эксплуатации.

Противоречие между длительно эксплуатируемыми трубопроводами и нормативными требованиями имеет следующие основные причины:

- с течением времени металл стенки трубы претерпевает изменения (появляются и исчезают дефекты, охрупчивается материал );

- изменяются условия эксплуатации трубопроводов (объёмы транспортировки продукта, рабочее давление);

- в соответствии с уровнем развития техники и технологий изменяются нормативные требования.

Сформирована концепция эксплуатационной надежности нефтегазопроводов, длительное время эксплуатируемых в сложных условиях Западной Сибири. Для реализации данной концепции необходимо усовершенствовать существующие методики расчета напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов с учетом изменения их конструктивных параметров, наличия остаточных напряжений в металле стенки трубы и повреждений различных типов. Подземные трубопроводы можно рассматривать как конструкции, состоящие из двух основных составляющих: собственно трубопровода (металлическая часть) и изоляционного покрытия. Поэтому долговечность (ресурс) следует также рассматривать по отдельности: ресурс металлической составляющей, ресурс изоляционного покрытия, а также ресурс их взаимодействия (адгезия, обеспечение защитного потенциала). Металлическая часть обеспечивает прочность трубопровода, способность выдерживать рабочие давления, обеспечивать герметичность. Появление и рост дефектов на трубах и сварных соединениях может привести к потере герметичности, разрыву, выходу продукта в окружающую среду, пожару, взрыву, экологическому ущербу, жертвам. Трубопроводы нового поколения должны обладать нормативным сроком службы 50-60лет , а не 33 года как существующие.

В настоящее время диагностике металлической части трубопроводов уделяется очень большое внимание. Созданы внутритрубные диагностические комплексы, разработаны методики расчётных оценок прочности и ресурса, расчётные программы, электронные базы данных, система нормативных документов. Всё это доведено до практической реализации и применяется эксплуатирующими организациями в качестве инструментария. Изоляционное покрытие призвано

сдерживать коррозию металлической составляющей трубопровода. В расчётах прочности и остаточного ресурса трубопровода (металлической составляющей) характеристики изоляционного покрытия непосредственно не участвуют. Обнаруженные при обследованиях трубопровода дефекты и несоответствия изоляционного покрытия в лучшем случае заносятся в паспорт трубопровода, а в большинстве случаев остаются только в отчётах. При планировании ремонта изоляционного покрытия, конечно, учитываются результаты обследований, но большинство обнаруженных дефектов изоляции остаются на трубопроводе ещё долгие годы. Остаточный ресурс изоляционного покрытия практически не рассчитывается из-за несовершенства существующих методик. В настоящее время всеми ведущими нефтегазовыми компаниями страны (ОАО «Газпром»,Роснефть ,ОАО АК «Транснефть» и др.) внедрены «Программы по ремонту изоляционных покрытий магистральных газонефтепроводов», что позволяет применяя современные технологии обеспечить надежность и безопасность их функционирования. Принятая технология предусматривает выполнение ремонтных работ непосредственно в траншее с сохранением существующего положения газонефтепроводов в вертикальной и горизонтальной плоскостях, что предотвращает появление дополнительных напряжений в трубе и значительно уменьшает объемы и сроки ремонтных работ.

В диссертационной работе обоснованы основные пути предупреждения экстремальных ситуаций на объектах магистральных нефтегазопроводов являются современная диагностика, всеобъемлющий мониторинг,

капитальный ремонт и реконструкция, внедрение принципиально новых, научно обоснованных технических, технологических, организационных решений, реализация которых позволит перевести трубопроводные сооружения к возобновляемым системам с продлением срока службы, а также высокий уровень подготовки персонала.

Использование внутритрубной диагностики (магнитные и ультразвуковые снаряды) в сочетании с электрометрией и другими методами позволило осуществлять политику ремонта и реконструкции трубопроводов их фактическому техническому состоянию. При этом , как правило, в первую очередь производится ремонт опасных дефектов, выявленных и оценённых по специальным методикам. Использование современных технологий ремонта, например, с применением специальных манжет фирмы США «Аргус Лимитед» или нанесением методом распыления полимерного покрытия на поверхность трубопроводов в районе значительных коррозионных повреждений позволяет полностью восстановить все первоначальные параметры трубопровода и продлить время его безаварийной эксплуатации еще на несколько десятков лет.

При изучении антропогенной деятельности трубопроводного транспорта стало очевидным, что полностью исключить её отрицательные последствия невозможно, политика безопасности начала строиться на нахождении оптимума между полезностью развития антропогенной деятельности и степенью её отрицательного воздействия (принцип АЬАКР - «настолько низкое воздействие, насколько это достижимо»).

Вся история сооружения трубопроводных систем не только позволяет глубоко разобраться в причинности отказов и аварий на трубопроводах, но и

прогнозировать возможные новые нарушения их надёжности, масштаб снижения безопасности.

Одна из центральных задач безопасности объектов НТК, исследованных в работе — оценка возобновляемого остаточного ресурса эквивалентной оценке текущей долговечности. Оценка остаточного ресурса базируется на диагностике сооружений МТ с использованием высокоточных моделей деформирования тонких несовершенных оболочек, механики разрушения, теории надёжности с учётом влияния человеческого фактора в классификации обнаруженных дефектов, принятии интеллектуальных решений.

В условиях общесистемного кризиса в России в течение последних десяти лет последствия техногенных и природных аварий и катастроф становятся всё более опасными для населения, инженерных сооружений и окружающей среды. Уже в настоящее время прямые и косвенные ущербы от таких катастроф, отнесённые к текущим объёмам ВНП с учётом динамики снижения производства, в России оказываются в 2 - 3 раза выше, чем в США и других промышленно развитых странах. Этот показатель является одним из решающих при разработках стратегии снижения рисков техногенных и природных катастроф на ближайшие 10-15 лет.

ГЛАВА .3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НА

ЭТАПАХ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ТЭК

В последние годы как у нас в России, так и во всем мире отмечается заметный рост количества так называемых синергических (от греч. Бупе^е^оБ - согласованно действующий) или многоступенчатых катастроф, когда одна техногенная авария (катастрофа) приводит к другой, или когда природная катастрофа приводит к развитию техногенных катастроф (аварий) или наоборот. В данном случае развитие отдельных процессов приводит к возникновению других цепочных процессов, создающих вместе больший суммарный эффект, чем сумма их индивидуальных эффектов (Рис. 3.1).

Многие районы со сложным и природно-климатическим и, геолого-минералогическими и гидрогеологическими условиями, обладающих целым рядом специфических особенностей, характеризуются интенсивным протеканием экзогенных и эндогенных процессов, поэтому оценку их возможного воздействия на объекты ТЭК необходимо проводить уже на стадии проектирования. Изучение ресурсно-экологического потенциала природно-территориальных комплексов Западной Сибири показывает, что помимо техногенного воздействия их состояние определяется также и уровнем их собственной устойчивости. Основными факторами, определяющими интегральную устойчивость к загрязнению являются — степень дренированности и заболоченности, мерзлотные условия, почвенно-растительный покров,густота гидрографической сети. В целом территории тундры и лесотундры относятся к наименее устойчивым, а в пределах таежной зоны приречные площади характеризуются большей устойчивостью по сравнению с заболоченными междуречьями. Наиболее высокой степенью собственной устойчивости обладают ландшафты южной тайги и лесостепи, а также горных районов Алтая и Кемеровской области.

Сочетание неустойчивых к техногенному воздействию природных комплексов северной половины Западной Сибири с активным их промышленным освоением приводит к особой остроте экологических проблем в регионах добычи и транспортировки нефти и газа. При строительстве скважин и технических работах по извлечению полезных ископаемых в таких регионах происходит активизация карстовых и термокарстовых, суффозионных и других процессов, оседания, провалы грунтов на дневной поверхности, загрязнение подземных вод. При строительстве шахт, подземных сооружений, разработке горных пород происходят деформации в горных выработках, оседания и провалы на дневной поверхности, иссушение территории, развитие карста, затопление и обводнение месторождений, образование нарушенных земель.

В России общая площадь районов распространения вечной мерзлоты равна -10,7 млн. км2 и составляет около 63% территории страны . В зависимости от сомкнутости многолетнемерзлых пород, различают области их сплошного (более 90% площади), прерывистого (50%-90%) и островного (10%-50%) распространения. В районах вечной мерзлоты сосредоточено более 80% разведанных запасов нефти , около 70% - природного газа страны и создана разветвленная инфраструктура объектов ТЭК (дороги, нефтегазопроводы, резервуары, площадки нефтегазопромысловых объектов, здания и др.)

Многие из них построены на свайных фундаментах, используют многолетнемерзлый грунт в качестве оснований и рассчитаны на эксплуатацию в стабильных низкотемпературных условиях. Исследования показали, что при оттаивании мерзлых грунтов изменяются их физико-механические свойства (объемный вес, влажность, пористость, адгезия к сваям-основаниям), что в конечном счете уменьшает несущую способность фундаментов, приводя к повреждению построенных на них сооружений.

Данные, полученные в результате расчетов по трехмерным климатическим моделям, указывают на то, что в ближайшие 25-30 лет среднегодовая температура на арктическом побережье Сибири может увеличиться на 3-5°С, в Якутии, на Дальнем Востоке и на севере европейской территории России - на 2-4°С. На северо-западе России и на севере Европы потепление будет слабым, не более 1°С, что отчасти обусловлено стабилизирующим влиянием океанических течений. К середине столетия эти цифры могут возрасти в полтора-два раза. Воздействие изменения климата на вечную мерзлоту будет проявляться прежде всего в изменении температуры многолетнемерзлых пород и увеличении глубины их сезонного протаивания. Со временем эти процессы приведут к сокращению площади вечной мерзлоты, часть которой либо протает полностью, либо перейдет в реликтовую форму и будет отделена

от поверхности талым слоем.

Особенной уязвимостью обладают мерзлые грунты с повышенным содержанием солей. В таких грунтах по всей глубине мерзлого слоя находятся линзы с высокоминерализованной водой, имеющей отрицательную температуру - криопэги. Рассол в криопэгах находится в термодинамическом равновесии с окружающим мерзлым грунтом, и даже небольшое увеличение температуры грунтов приводит к нарушению равновесия раствор-лед и развитию деструктивных геоморфологических процессов.

Оценка природных опасностей

1 .Какие природные опасности, где и при каких условиях могут поразить исследуемую территорию? 2.Какова их интенсивность и повторяемость ?

Оценка уязвимости объектов ТЭК и населения

1.Как используется или будет использоваться территория?

2.Какие объекты ТЭК на ней расположены и предполагается расположить?

3.Какова численность,состав, распределение подвижность населения?

4.Какова уязвимость отдельных объектов ТЭК и населения при воздействии опасностей опоеделенного вида и интенсивности?

\/

Оценка природных рисков

1.Какие сценарии развития и последствий природных опасностей

2.Какова вероятность реализации этих сценариев?

3.Какими будут потери от отдельных опасностей?

4.Какими будут суммарные потери?

ч ^

Управление природными ресурсами

1 .Какие меры предполагается осуществить для уменьшения рисков?

2.Какие уровни считаются допустимыми (приемлемыми) и не превышают ли остаточные риски этот уровень?

3.Как осуществляется или будет осуществляться обмен информацией и контроль за природными опасностями, состоянием объектов ТЭК и рисками?

4.Как воспринимает население установленные опасности, риски, меры предупреждения и контроля за ними?

5.Какие дополнительные меры необходимо осуществить для уменьшения

Рис. 3.1. Функциональная структура анализа безопасности объектов ТЭК.

Обобщение многолетнего практического опыта сооружения нефтегазовых объектов в экстремальных условиях Севера показало, что особую опасность криопэги представляют для опор и скважин. Локальное протаивание прилегающего к криопэгу грунта вблизи вертикальной стенки даже на большой глубине может привести к распространению рассола вдоль всей конструкции и дальнейшему протаиванию грунта вдоль скважины или опоры. Засоленные грунты широко распространены на Ямале в районах открытых и перспективных нефте- и газовых месторождений. Проблема взаимодействия сооружений с криопэгами также возникла при проектировании и строительстве железной дороги Обская — Бованенково.

Расчеты, проведенные с использованием пяти различных долгосрочных прогнозов изменения климата, дали следующие результаты. В ближайшие 2530 лет площадь вечной мерзлоты может сократиться на 10%-18%, а к середине столетия на 15%-30%, при этом ее граница сместится к северо-востоку на 150200 километров. Повсеместно увеличится глубина сезонного протаивания вечной мерзлоты, в среднем на 15%-25%, а на Арктическом побережье и в отдельных районах Западной Сибири до 50%. В Западной Сибири (Ямал, Гыдан) температура мерзлых грунтов повысится в среднем на 1,5-2°С, с нынешних -6...-5°С до -4...-3°С. На участках деградации вечной мерзлоты в южной периферийной зоне будет происходить таяние существующих островов мерзлоты. Поскольку здесь мерзлые толщи обладают небольшой мощностью (от нескольких метров до нескольких десятков метров), за время порядка нескольких десятилетий возможно полное протаивание большинства островов мерзлоты. В наиболее холодной северной зоне, где вечная мерзлота подстилает более 90% поверхности, будет главным образом увеличиваться глубина сезонного протаивания.

Таяние приповерхностной вечной мерзлоты будет сопровождаться значительными изменениями ландшафта с преобладанием депрессивных форм, приводя к формированию термокарстовых озер. Очевидно, что изменения, связанные с таянием приповерхностной мерзлоты, крайне опасны для любых имеющихся сооружений в этой зоне. Не менее серьезную угрозу представляет оттаивание льдонасыщенных грунтов и пластов погребенного льда, мощность которых может достигать нескольких метров . Таяние содержащегося в грунте льда сопровождается просадками земной поверхности и развитием опасных мерзлотных процессов: термокарста, термоэрозии и др. В результате происходят значительные изменения рельефа, которые ухудшают напряженно-деформированное состояние трубопроводов и других сооружений, расположенных в данной местности.

На протяжении всего двадцатого столетия наблюдался рост температуры верхних слоев многолетнемерзлых грунтов и увеличение глубины сезонного протаивания, причем в последние три десятилетия эти процессы заметно ускорились. С начала 1970-х годов температура мерзлых грунтов повысилась на 1-1,5°С в центральной Якутии и до 1,0°С в Западной Сибири, а температура воздуха увеличилась на 1,0-2,5°С.

Многие факты свидетельствуют о том, что в последние десятилетия деструктивное воздействие криогенных процессов на объекты инфраструктуры ТЭК в области распространения вечной мерзлоты усилилось. Согласно опубликованным данным, в Западной Сибири ежегодно происходит около 35 тыс. отказов и аварий на нефтегазопроводах. Причем около 21% всех зафиксированных аварий вызваны механическими воздействиями, в том числе связанными с потерей устойчивости фундаментов и деформацией опор . Полевые геоэкологические обследования объектов нефтегазового комплекса в Ямало-Ненецком АО, в Ненецком АО и других районах распространения вечной мерзлоты указывают на то, что вокруг добывающих и разведочных скважин часто возникают зоны растепления. Это приводит к просадке грунтов и образованию в приустьевой зоне воронок, влияющих на устойчивость скважин и их наземного оборудования.

Характеристика техногенного воздействия объектов ТЭК

на окружающую среду

Определяющими факторами глобального нефтегазопромышленного техногенеза являются масштабы добычи этих природных компонентов и уровень их потерь в естественном и переработанном виде. При современных способах разработки около 40-50% разведанных запасов нефти и 20-40% природного газа остаются неизвлеченными из недр, 1-17% нефти, газа и нефте-газопродуктов теряются в процессах добычи, подготовки, переработки, транспортирования и использования. Крупные комплексы нефтяной и газовой промышленности и населенные пункты преобразуют почти все компоненты природы (воздух, воду, почву, растительный, животный мир и т.п.). В атмосферу, водоемы и почву в мире ежегодно выбрасывается более 3 млрд. т твердых промышленных отходов, 500 км3 опасных сточных вод и около 1 млрд. аэрозолей, разных по крупности частиц и химическому составу.. Номенклатурный состав ядовитых загрязнений содержит около 800 веществ, в том числе мутагены, влияющие на наследственность, канцерогены - на зарождение и развитие злокачественных новообразований, нервные и кровяные яды - на функции нервной системы, состав крови и кроветворение, аллергены - на отдельные органы и организмы и др. Содержание их в воздухе в ряде случаев в 3-10 раз превышает предельно допустимые концентрации (ПДК).

По данным экспертов независимой голландской консалтинговой компании 1\УАСО, в настоящее время в Западной Сибири загрязнено нефтью около 840 тыс. га почвы, что составляет более семи территорий города Москвы. В связи с постувеличением площади нарушенных земель на территории Западной Сибири необходим учет и контроль техногенных ландшафтов.

Реализация второго определяющего фактора регионально-экологического значения обусловлена действительным распределением источников загрязнения окружающей природной среды по удельному весу. Потери нефти в мире при ее добыче, переработке и использовании превышают 45 млн. т в год, что составляет около 2% годовой добычи. Причем из них 22 млн.т теряются на суше, около 7 млн. т - в море и до 16 млн. т поступают в атмосферу из-за неполного сгорания нефтепродуктов при работе автомобильных, авиационных и дизельных двигателей.

В мировых запасах горючих ископаемых нефть, по современным данным, составляет 10%, а уголь 70%. В тоже время человечество в настоящий период потребляет около 65-70% всей разведанной нефти и только 10-15% угля. За сутки топлива потребляется столько, сколько природа может синтезировать за тысячелетие. Высокие темпы добычи нефти и газа, масштабы их глубокой химической переработки превратили их в опасные источники загрязнения окружающей среды.

Количество нефти, вытекающее при аварии, - случайная функция, зависящая от следующих случайных параметров:

> размера и места расположения аварийного участка со сквозными повреждениями;

> интервала времени I с момента возникновения аварии до остановки перекачки (принимаемого, равным 5-15 мин для крупных разрывов,

1 ч а с - для малых утечек, которые трудно зафиксировать приборами на НПС);

> продолжительности истечения нефти с момента остановки перекачки до закрытия задвижек, которая для данной системы нефтепроводов может не рассматриваться, так как электрозадвижки управляются автоматически;

> времени прибытия аварийно-восстановительных подразделений (бригад) (от 20 мин до нескольких часов в зависимости от погодно-климатических условий) и состояния проходимости региона разлива нефти, эффективности принятых мер по локализации аварии.

Разливы и утечки нефти, как показывает практика, неизбежны при транспортировке нефти по трубопроводам. Особую опасность представляют аварии на магистральных нефтепроводах (МН). В отличие от локально расположенных насосных станций и других предприятий, на магистральных нефтепроводах значительно труднее обеспечить высокую эффективность по защите окружающей среды на всей протяженности МН (от единиц до десятков тысяч км), расположенных иногда в труднодоступных местах. Как правило, для обеспечения быстрого реагирования на возможные нефтяные разливы на МН через каждые 150- 300км создаются специальные подразделения аварийного реагирования, оснащенные всеми необходимыми средствами для ликвидации расчетного возможного аварийного разлива нефти. Такие подразделения могут обеспечить нормативные требования по локализации и ликвидации АРН.

Нефть, попадая в почву и грунты, вызывает необратимые изменения, связанные с их битуминизацией, гидрогенизацией, цементацией, загрязнением и т.д. В результате нарушения почвенного покрова и растительности усиливаются нежелательные процессы - эрозия почв, деградация, криогенез. Происходит изменение фильтрационных и физико-механических свойств грунтов.

Фильтрация нефти в почву создает хроматографический эффект, приводящий к ее дифференциации: в гумусо-аккумулятивных горизонтах сорбируются высокомолекулярные компоненты, содержащие смолисто-асфальтеновые и циклические соединения, а легкие углеводороды проникают в нижние минеральные горизонты. В анаэробной обстановке они могут сохраняться длительное время. Почвенные горизонты при этом выступают как геохимические барьеры. Кроме того, опасность загрязнения и возможность самоочищения почв от продуктов нефтедобычи в отдельных ландшафтных зонах и областях России существенно различны. Опасность остаточного накопления нефтепродуктов в почвах возрастает с юга на север, а в пределах отдельных биоклиматических зон и провинций - от песчаных почв к суглинистым и глинистым. В работе показано, что нефтяное загрязнение, обусловленное аварией, отличается от многих других техногенных воздействий тем, что оно дает не постепенную, а, как правило, залповую нагрузку на среду, вызывая быструю ответную реакцию.

Уровни, формы проявления и эффекты токсического воздействия нефтяных углеводородов характеризующиеся сложной иерархией по уровням влияния и адаптивным эффектам, приведены в таблице.

Характер и тяжесть возможных действий нефтяных разливов определяется в значительной мере траекторией переноса и устойчивостью нефтяного пятна. В случае отсутствия его контакта с береговой линией (т.е. при дрейфе в открытом море), часть нефтяного пятна может быстро (в течение нескольких суток) рассеяться в больших объемах воды, когда скорость ветра создает достаточное волнение.

Обобщение практического опыта и систематизация большого объёма статистической информации позволили автору уточнить и скорректировать механизмы негативного (техногенно обусловленного) влияния нефтяных углеводородов на окружающую среду.

В частности, при небольших разливах нефть эмульгируется и ее токсические свойства снижаются таким образом, что воздействие оказывается кратковременным и обратимым. Если нефтяной разлив воздействует на прибрежную зону или береговую последствия, как правило, носят более серьезный и затяжной характер.

Эти последствия также отличаются более высокой степенью неопределенности и изменчивости, чем при разливах в открытых водах.

При разливах нефти на почву влияние места расположения объекта на скорость распространения разлива существенного влияния оказывать не будет.

Основное влияние места положения производственного участка будет указывать на скорость распространения разливов нефти при попадании ее во внутренние водоемы, речные и морские акватории.

Влияние пленок нефти при загрязнении воды определяется в основном тем, что нефть представляет собой сложную смесь соединений, состоящую главным образом из углеводородов различного состава и строения. Разлившаяся масса нефти быстро растекается по обширным акваториям. Установлено, что 1 г нефти создает на поверхности воды пятно, диаметр которого может достигать, в зависимости от свойств нефти, от 1 до 2 м.

Пролитая на воду нефть располагается в виде тонкого слоя, где на каждый килограмм её в среднем приходится несколько квадратных метров площади поверхности, контактирующей с водой и воздухом, где протекают процессы взаимодействия нефтяного пятна с окружающей средой, в результате чего изменяются свойства и масса нефти, а также разрушается само пятно.

Воздействие ветра и волнений на пятно нефти, вызывающее его смещение, дробление и эмульгирование, а также усиливающие испарение, оказывают существенное влияние на состояние пятна. Испарение нефти наиболее интенсивно происходит в начальный период, когда испаряются легкие фракции, затем этот процесс замедляется. Зона загрязнения как правило начинается непосредственно у места, где произошло аварийное разлитие нефти и распространяется на расстояние в несколько километров от места аварии.

Распространение разлитой нефти в условиях реки происходит в основном под действием течения, ветра и колебаний уровня воды , при близости берегов и извилистости русла нефть быстро достигает берега.

При разливе в акватории нефть перемещается по поверхности воды в направлении равнодействующей сил ветра и течения, а достигнув берега, перемещается протекая вдоль береговой линии. Когда нефтяное пятно достигает берега, происходит его переформирование: в одних случаях нефть ветром

прижимается к берегу и располагается в виде клина (у преграды слой нефти имеет наибольшую толщину, а с наветренной стороны - наименьшую); в других случаях, когда действие ветра незначительно, толщина слоя относительно равномерна. При слабом течении или его отсутствии (озеро) перемещение нефти обусловлено действием ветра, при этом скорость движения нефтяного пятна составляет 3-4 % от скорости ветра.

Процесс загрязнения грунтовой среды при утечках нефти на дневной поверхности можно разделить на три последовательные во времени стадии, сменяющие друг друга по мере изменения соотношения между силой гравитации, под действием которой нефть опускается вертикально вниз, и поверхностных и капиллярных сил, способствующих распространению нефти вширь.

Первая, начальная стадия характеризуется образованием, по мере растекания нефти поверхностного ареала загрязнения - нефтяного пятна и незначительной инфильтрацией нефти в грунтовую среду. На второй стадии происходит главным образом вертикальная инфильтрация нефти в нижележащие слои. При этом, переход к следующему слою наступает после максимального смачивания нефтью пор данного слоя. И, наконец, третья стадия характеризуется в основном боковой миграцией нефти в грунтовой среде. Это связано с тем, что при достижении некоторой глубины влияние гравитации, являющейся основной движущей силой процесса инфильтрации, оказывается несоизмеримо малым по сравнению с действием поверхностного натяжения и распространение нефти вглубь грунта прекращается.

Проявление капиллярных сил хорошо прослеживается при значительной проницаемости и пористости грунтов. Как показывают исследования, суглинки поглощают около 550 г нефти на 1 кг почвы, а песок - 250 г/кг, т.е. суглинки, адсорбируют в 2 раза больше нефти, чем песок. В горных породах нефть движется в основном по трещинам.

Опасным источником загрязнения воздуха являются резервуарные парки в составе нефтегазодобывающей и нефтеперерабатывающей отраслях. В процессе их эксплуатации объем энергоресурсов, хранящихся в резервуарах, постоянно колеблется. В стационарном режиме и во время опорожнения резервуара воздушное пространство между продуктом и крышкой резервуара интенсивно насыщается испаряющимися углеводородами (парами бензина), и когда давление паров продукта достигает критического, срабатывает дыхательный клапан и пары углеводородов (бензина) выбрасываются в атмосферу - «малое дыхание» резервуара. Число «малых дыханий» может достигать от нескольких сотен до тысячи раз в год. Во время заполнения резервуара воздух, насыщенный парами углеводородов (бензина), выбрасывается в атмосферу - «большое дыхание» резервуара. Количество «больших дыханий» может изменяться от нескольких десятков до сотни раз в год. Выбросы паров углеводородов и бензина в атмосферу из резервуаров достигает значительных значений. В результате только одного «большого дыхания» потери нефти из резервуара объемом 5000 м3 могут достигать 3,5 т.

Выбросы в атмосферу паровоздушной смеси, содержащей до 30% паров легких фракций углеводородов, происходят в основном из резервуаров в ходе перевалочных операций на нефтеперевалочных базах и бензозаправочных

станциях. При каждой операции слива (налива) бензина в атмосферу выбрасывается 0,5-1,5 кг паров углеводородов на каждый м3 переливаемого топлива. Суммарные безвозвратные потери углеводородов при этом могут достигать 0,6% объема перевалки нефти и нефтепродуктов. Необходимость сливно-наливных операций, неизбежность суточных колебаний температуры окружающего воздуха предопределяют стационарный характер такого загрязнения, что позволяет локализовать основные источники загрязнения атмосферы в пределах резервуарного парка.

Как показывает статистика в стране ежегодно происходит два-три разрушения резервуаров . Процесс разрушения резервуара протекает очень быстро, а ударная сила образовавшейся волны прорыва очень высока. Особо опасными являются последствия разрушения резервуара при его расположении поблизости или в черте населенного пункта. Простейшие расчеты показывают, что при разрушении наземных резервуаров масштабы растекания и загрязнения могут быть огромны (при слое 10 см - 1 га на каждую тысячу тонн нефти), особенно если учесть все возрастающий единичный объем резервуаров (до 50-100 тыс. м3). Крупные площади загрязнения получаются и при утечках нефти и нефтепродуктов из магистральных трубопроводов с большим диаметром труб и высокой производительности перекачки, а также при утечках нефти и нефтепродуктов из танкеров.

Выброс и растекание нефти и нефтепродуктов из горящих и негорящих резервуаров относятся к особо опасным явлениям в процессах возникновения, развития и тушения пожаров в резервуарных парках. Эти явления способствуют быстрому распространению пожара на большой площади, осложняют обстановку пожара, создают угрозу для личного состава и техники пожарной охраны, увеличивают время тушения пожара, а в некоторых случаях, делая тушение практически невозможным до выгорания основной массы горючего, существенно увеличивают масштаб пожара и наносим им материальный ущерб. Опасные аварийные выбросы с последующим растеканием нефти по территории резервуарных парков, производственных площадок и окружающей местности могут происходить в результате повреждений резервуаров и связанных с ними трубопроводов, нарушений технологического режима с переполнением и переливом резервуаров, неправильного выполнения очистных и промывочных операций при подготовке резервуаров к осмотру или ремонту, потери герметичности фланцевых соединений и арматуры технологических трубопроводов под тепловым воздействием пожара, а также в результате вытекания и выброса горящей нефти из резервуаров.

Даже так называемые «технологические» утечки нефти (перелив, промывка), обусловленные несовершенством технологии или халатностью людей, способны постепенно создать опасное загрязнение окружающей местности, если такие утечки допускаются часто или систематически. В настоящее время в районах, где расположены объекты нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, нефтепроводы, транспортные магистрали, нефтебазы, заправочные станции и т.п., обнаруживается скрываемая долгое время (квазикатастрофическая) экологическая ситуация (см. например данные Табл.3.1,Табл. 3.2)

В результате неизбежных утечек нефти и нефтепродуктов из базовых и

заводских коммуникаций, аварийных разливов и технических сбросов из нефтепроводов, открытого фонтанирования нефтеразведочных скважин, потерь при транспортировке, захоронения нефтесодержащих отходов образовались очаги нефтяного загрязнения почвогрунтов, поверхностных и подземных вод.

Высокая токсичность и пожароопасность нефти и нефтепродуктов значительно усугубляют последствия нефтяного загрязнения и тем самым предопределяют необходимость детального изучения причин утечек и характера загрязнения.

Таблица 3.1. Средние концентрации нефтепродуктов в почвах нефтегазовых

Параметры Срок эксплуатации нефтегазовых месторождений

> 20 лет 5 - 20 лет < 5 лет

Количество обследованных месторождений 7 14 12

Максимальное значение выявленных загрязнений ,мг/кг 19700 9649 5062

Допускаемый уровень, мг/кг 1000

Средне арифметическое значение загрязнений,мг/кг 636,55 567,13 200,7

Превышение над неразрабатываемыми участками, раз 3,2 2,8 -

Таблица 3.2. Средние концентрации нефтепродуктов в водах поверхностных водоемов Нижневартовского района

Параметры Срок эксплуатации нефтегазовых месторождений

> 20 лет 5 - 20 лет < 5 лет

Количество обследованных месторождений 7 13 11

Максимальное значение выявленных загрязнений ,мг/л 9,5 5,14 0,68

Превышение над неразрабатываемыми участками, раз 4,5 1,7 -

В результате исследования было установлено, что одной из наиболее острых проблем газонефтедобычи является загрязнение атмосферы летучими углеводородами. При этом выбросы в атмосферу характеризуются большой

сосредоточенностью, неоднородностью по составу и наносят значительный ущерб здоровью людей и окружающей среде.Как показывает анализ статистики аварийных ситуаций в нефтяной отрасли, наибольшее количество выбросов загрязняющих веществ в приземный слой атмосферы связано с выходом перекачиваемого продукта из нефтепроводов (хранилищ) вследствие нарушения их герметичности.

При загрязнении нефтью разрушается структура почвы, изменяются ее физико-химические свойства. В результате резко снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом (за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв, нарушению корневого

Наиболее интенсивное воздействие на природную среду связано с возгоранием нефти или нефтепродукта и возникновением пожара, который может значительно усилить последствия первичной аварии и даже вызвать катастрофические последствия. Горение больших количеств нефти при аварийных разливах помимо утраты плодородия почв, гибели микроорганизмов в воде и почве может приводить к образованию и выпадению кислотных осадков. Поскольку скорость горения нефти на почвах и водной поверхности ниже, чем в резервуарах, можно ожидать, что при горении разлитой нефти в природную среду будут поступать более токсичные продукты горения.

питания растений.

Характер и степень нефтяного воздействия на почвенно-растительный комплекс определяются объемом ингредиента и его свойствами, видовым составом растительного покрова, временем года и другими факторами. Разные виды растений обладают различной чувствительностью к нефтяному загрязнению. Многие виды сосудистых растений оказываются в определенной степени устойчивыми к нефтяному загрязнению, тогда как большинство лишайников погибает при воздействии на них нефти и нефтепродуктов. Для растений наиболее токсичны углеводороды с температурой кипения в пределах от 150° до 275° С, т.е. нафтеновые и керосиновые фракции. Углеводороды с более низкой температурой кипения менее токсичны для растений либо вообще безвредны, особенно их летучие фракции, поскольку они испаряются, не успевая проникнуть через растительную ткань. Высоко- кипящие тяжелые фракции нефти также менее токсичны, чем нафтеновые и керосиновые фракции, в виду их высокой вязкости.

Значительные изменения химических показателей воды происходят при содержании нефти и нефтепродуктов более 100-500 мг/л. Пленка нефти на поверхности водоема ухудшает газообмен воды с атмосферой, замедляя скорость аэрации и удаления углекислого газа, образующегося при окислении нефти. При толщине нефтяной пленки 4,1 мм и концентрации нефти в воде 17 мг/л количество растворенного кислорода за 20-25 суток понижается на 40%.

Ежегодно на нефтепромыслах страны сжигается 6-7 млрд. мЗ попутного газа, в то время как по условиям лицензирования его потери не должны превышать 5%. Газовые факелы, образующиеся при сжигании попутного газа, хорошо видны из космоса. Попутный нефтяной газ — смесь различных газообразных углеводородов, растворенных в нефти; они выделяются в процессе добычи и перегонки (главным образом состоят из пропана и изомеров бутана). Углеводороды — органические соединения, состоящие исключительно из атомов уг-

лерода и водорода. Углеводороды считаются базовыми соединениями органической химии, все остальные органические соединения рассматривают как их производные.

Нефтегазодобывающая промышленность России все еще имеет низкую степень очистки выбросов в атмосферу (2.7%).Утилизация попутного газа — одна из актуальных экологических проблем имеющая исключительно важное значение не только для регионов добычи углеводородов но и в целом для изменения климата Земли. Ведь парниковый эффект выбрасываемого в атмосферу метана при добыче нефти и газа в 23 раза больше, чем у углекислого газа.. В настоящее время в России разрабатывается более 1250 нефтяных и нефтегазоконденсагных месторождений. Помимо добычи нефти добывается также и попутный нефтяной газ (ПНГ) - ценнейшее сырьё для производства продуктов нефтегазохимии, который может быть переработан с получением широкого ассортимента продукции:

• Сухой отбензиненный газ (СОГ);

• Стабильный газовый бензин;

• Газовое моторное топливо;

• Сжиженный нефтяной газ (СНГ);

• Этан;

• Азот, гелий, сернистые соединения.

• Широкая фракция лёгких углеводородов (ШФЛУ), а именно пропан, бу-таны и пр.

Попутный газ используется для выработки тепловой и электроэнергии, необходимой для собственных нужд промысла. Ввиду постоянного увеличения стоимости электроэнергии, а также возрастающей её доли в себестоимости продукции применение ПНГ с этой целью экономически оправдано. Технологии, позволяющие использовать нефтяной газ для промысловых нужд, успешно применяются как в России, так и за рубежом.

Попутный газ, как правило, растворён в нефти, но также может скапливается и в виде шапки над нефтью. Сразу после извлечения пластового флюида из скважины на месторождении происходит обработка и подготовка нефтегазовой жидкости до товарной нефти, которая затем поступает в трубопровод и транспортируется к потребителю. Иначе обстоит дело с нефтяным газом. При сформировавшейся в настоящее время структуре собственности в российском ТЭК около 98% попутного газа обеспечивают нефтедобывающие компании. Существующая ситуация, связанная с проблемой комплексного использования попутного газа, осложнена совокупностью нерешённых проблем в российском ТЭК:

> рост добычи углеводородов не сопровождается адекватным ростом переработки;

нехватка мощностей и их технологическая отсталость;

> отсутствие в подзаконных актах законодательства РФ чёткого понятия по определению себестоимости ПНГ;

^ отсутствие у нефтяных компаний маркетинга продукции ПНГ.

Согласно некоторым данным уровень использования попутного нефтяного газа в целом по России за 2006 год не превышал 66% (добыто 41,5 млрд.м3), из которых 38% (15,5 млрд.м3) поставлялось на газоперерабатывающие заводы (ГПЗ), а 28% (11,8 млрд.м3) - на собственные нужды промыслов (самообеспечение электроэнергией, теплом и т.д.). Следовательно, 34% попутного нефтяного газа (14,2 млрд.м3) сжигалось в факелах, нанося при этом большой экологический ущерб, не говоря уже об упущенной экономической выгоде.

Правительство в 2007 году приняло решение о 95-процентной утилизации ПНГ с 1 января 2011 года. Однако затем в 2009 году этот срок был перенесен еще на один год.

«... Вопиющим фактом, примером неэффективного использования энергоресурсов остаётся сжигание попутного газа. Загрязняется окружающая среда, и десятки миллиардов рублей превращаются в дым. Правительство ещё раз недавно обратилось к этой теме и обещало покончить с этим безобразием. Действовать нужно решительно и быстро и никаких отговорок от добывающих компаний не принимать » (из Послания Президента России Федеральному собранию от 12 ноября 2009 г.) .

С 1 января 2012 года вступило в силу новое Постановление правительства РФ «О мерах по стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания попутного нефтяного газа на факельных установках» .В соответствии с этим постановлением , при сжигании на факельных установках более 5% объема добытого попутного нефтяного газа плата за выбросы вредных веществ, образующихся при этом, рассчитывается как за сверхлимитное загрязнение. При расчете к нормативам платы применяется дополнительный коэффициент, равный 4,5. При отсутствии средств измерения и учета, подтверждающих фактический объем образования, использования и сжигания на факельных установках попутного нефтяного газа, значение коэффициента равно 6.

В связи с этим для нефтегазовых компаний возникла срочная необходимость в поиске инновационных технологий, которые позволяющих при невысоких капитальных вложениях и без существенного изменения сети нефтедобывающих месторождений решить комплекс задач, связанных с подготовкой попутного нефтяного газа (ПНГ), регулированием состава его газов, содержащих углеводороды, двуокись углерода, сероводород, азот и другие компоненты, а также задачи, связанные с утилизацией ПНГ. Исключить факелы на месторождениях нефти и газа и поднять до максимума производство конденсата можно с помощью существующих современных технологий улавливания попутного газа широко применяемых в всем мире. В настоящее время подобные установки для улавливания попутного газа и исключения сжигания факелов на нефтегазовых месторождениях широко применяются в 25странах мира и в 15 штатах США. В России в последние годы получают все более широкое применение самые различные технологии переработки ПНГ в том числе и технологии компании Hy-Bon Engineering Company.

Такие установки в настоящее время применяются в ведущих компаниях страны - Лукойл - Западная Сибирь, Газпром, Сибур, Уралтрансгаз, Роснефть, Юганскнефтегаз и др.

Конденсат откачивается из системы

Горячий сжатый газ поступает в теплообменник

Углеводородный конденсат отделяется от газа в сепараторе

Охлааденный газ поступает в сепаратор газа на стороне нагнетания

Охлажденный сухой газ поступает в трубопровод товарного газа

поступает в насос

Рис. 3.2.Схема одной из установок улавливания попутного газа фирмы Ну-Воп.

Одной из перспективных технологией применяемых также в настоящее время на месторождениях РФ является мембранная технология на базе принципиально новой мембраны СагЬо РЕЕК, отечественного производства, обладающая высокой энергоэффективностью, низкой металломкостью и небольшими эксплуатационными затратами по сравнению с другими альтернативными технологиями. Установки подготовки ПНГ на базе мембраны СагЬоРЕЕК практически не потребляют электроэнергию при эксплуатации, обладают малой массой и очень компактны по сравнению с установками выполненными по традиционным технологиям. Разработчиком и производителем таких установок в РФ является компания ГРАСИС являющаяся лидером по раз-

61

работке и выпуску мобильных и стационарных промышленных мембранных установок в этой области не только в РФ но и в мире. Очистка попутного нефтяного газа с использованием мембран ГРАСИС производится в мобильной контейнерной установке полной заводской сборки. При этом из попутного газа удаляются кислые газы (СОг и Н28), в результате чего газ начинает отвечать требованиям для его транспортировки в газопроводе. Мембранная установка ГРАСИС производит удаление из ПНГ сероводорода, влаги, диоксида углерода вкупе с тяжелыми углеводородами, при этом исключается вероятность конденсации углеводородов и влаги в объеме мембранного устройства. Мембранные системы ГРАСИС для удаления кислых газов из попутного газа устойчивы к высокому содержания кислых компонентов, высокоэффективны по отношению к степени удаления сероводорода и существенно экономичны при эксплуатации.

Рис.3.3. Удаление кислых газов при подготовке ПНГ на установке ГРАСИС для сдачи в газотранспортную систему.

Одной из широко распространенных проблем для попутного газа, перед подачей его в газопровод, является сложность выполнения технических требований по уровню точки росы газа по углеводородам и влаге. На сегодняшний день множество мелких, средних и крупных месторождений в стране остаются неосвоенными или слабо освоенными именно из-за высоких капитальных и эксплуатационных затрат, связанных с подготовкой газа к транспортировке. Проблема осушки газа (в первую очередь от влаги) существует также при заборе газа из подземных хранилищ. Мембранные установки ГРАСИС позволяют значительно понизить точку росы газа как по влаге, так и по углеводородам, при этом технология ГРАСИС позволяет без больших энергозатрат осушить газ по влаге на 15—60 °С в соответствии с ОСТ 51.40-93.

Рис. 3.4.Осушка ПНГ на установке ГРАСИС перед сдачей газа в газотранспортную систему ОАО «Газпром».

Рис.3.5.Установка по подготовке ПНГ для закачки его в пласт на Мензелинском месторождении.

Одним из наиболее опасных факторов воздействия нефтедобывающего комплекса на экологию окружающей среды Западной Сибири является химическое загрязнение атмосферы в результате сжигания попутного газа в

факелах нефтяных месторождений. . В результате аварийных ситуаций в процессе нефтедобычи и транспортировки происходит загрязнение окружающей среды, приводящее к гибели растений и деградации очень неустойчивых почв. На территории нефтедобывающих комплексов примерно 3 % от всей добытой нефти попадает в окружающую среду и становится источником ее загрязнения.

Рис.3.6.,Рис.3.7. Установки импортного производства, различной мощности, применяемые для сбора попутного газа на месторождениях нефти и газа в РФ.

Применение подобных установок позволило нефтегазовым компаниям успешно реализовывать свои программы развития собственной генерации электроэнергии на попутном нефтяном газе. Так например, в 2012 году выработка электроэнергии собственными электрическими станциями ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» с использованием попутного газа составит 1 миллиард 619 миллионов киловатт-часов , что составляет 17,5% от общей потребности компании в электрической энергии.

Для термической переработки на месте образования нефтешламов и замазученных грунтов, во многих нефтегазовых компаниях используются установки УЗГ-1М отечественного производства ( см.Рис.3.8.,Рис.3.9.)

Рис.3.8.,Рис.3.9. Установки УЗГ-1М на месторождениях Сибири.

Так как большинство нефтяных месторождений располагается на территории северных широт Западной Сибири, с суровыми климатическими условиями и низкой биологической продуктивностью, то восстановление загрязненных площадей идет очень медленно. По данным многочисленных исследований, загрязненные нефтью и нефтепродуктами территории Западной Сибири и Крайнего Севера способны естественным путем восстановиться только спустя 30 и более лет.

В настоящее время наиболее прогрессивной технологией рекультивации загрязненных нефтью и нефтепродуктами почв и вод является технология с помощью выделенных из аборигенной микрофлоры «микробов-деструкторов» нефти. Эта технология успешно прошла экологическую экспертизу в 19951997гг в разных регионах (ХМАО, Томская обл.) и предусматривает рекультивацию загрязненных нефтью и нефтепродуктами почв и вод с помощью выделенных из местной естественной природной среды наиболее продуктивных штаммов микробов-деструкторов нефти, способных в максимально быстрые сроки разлагать нефтяные углеводороды. По этой технологии в нефтедобывающих предприятиях ОАО «ЛУКОЙЛ», ВНК, «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ОАО «Газпромнефть», ОАО ТНК-ВР, ОАО РН «Томскнефть», ОАО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири» было полностью рекультивировано и сдано в хозяйственное пользование более 2500 га земель ранее загрязненных нефтью и нефтепродуктами. Обычно загрязненный нефтью участок рекультивированный специалистами ООО «ЭКОЙЛ» по вышеописанной технологии достигает своего первоначального состояния за 1-2 года (см. фото ниже Рис. 3.10-3.11 ).

Игольско-Таловое месторождение, район кустового основания № 1 Игольско-Таловое месторождение, район кустового основания № 1

(фото из архива «ЭКОЙЛ»). | (фото из архива «ЭКОЙЛ»).

Процессы самовосстановления нарушенных фитоценозов на нефтезагрязненных участках

При изучении результатов динамики самовосстановительных процессов на участках с нарушенных нефтяными разливами фитоценозами участки по срокам загрязнения принято делить на свежие разливы (до 5 лет), давние (от 5 до 10 лет), старые (от 10 до 15 лет) очень старые (от 15 до 20 лет) и старейшие (более 20 лет). Обязательным условием является требование , чтобы все

изучаемые участки ранее не подвергались каким-либо рекультивационным мероприятиям и сохранялись до момента обследований в естественном, нетронутом после аварийного разлива нефти состоянии. Данные многочисленных исследований нефтезагрязненных участков на суходолах и на верховых болотах Сибири, испытавших сильные загрязнения нефтью (40 весовых % нефти в 20-ти сантиметровом слое почвы) показывают ,что исходная растительность на них уничтожается полностью вскоре после разлива нефти в результате токсичного воздействия нефтяных углеводородов. Таким образом, подтверждается известное положение, что реакция любого фитоценоза на нефтяное загрязнение нелинейна, то есть растительность реагирует на произошедшее загрязнение по закону "все или ничего". Исключение из этого правила составляют отдельные пятна болотной растительности, сохранившиеся на буграх болотных участков не загрязненных нефтью (в основном по периферии участка разлива нефти). Как правило глубина проникновения нефти внутрь почвы при нефтяных загрязнениях в среднем составляет:

> на суходольных участках - 0,2-0,4 м;

> на болотных участках - 0,05-0,15 м.

Как показали материалы исследований самовосстановление фитоценозов на загрязненных участках даже при больших сроках протекает довольно медленно, но все же результаты анализа почвенных образцов взятых с мест старых разливов нефти показывают заметное снижение содержания нефти в загрязненных почвах по мере увеличения срока давности разлива нефти. Результаты исследований опытных образцов взятых на болотах, через 10-25 лет после разлива нефти показывают снижение концентрации нефтепродуктов в них от 30% до 15 весовых %, в то время как в образцах на суходолах снижение концентрации нефти составило от 22% до 8 %. Поскольку, основную массу нефтепродуктов давних и старых разливах составляют малотоксичные высокомолекулярные углеводороды и смолисто-асфальтеновые компоненты, то загрязненный почвенный субстрат на них практически не очень токсичен для заселения его большинством видов растений. На таких участках основным сдерживающим и лимитирующим фактором жизнедеятельности растений является низкое содержание кислорода, поступлению которого в почву препятствуют отсутствие пористости почвы и наличие на ее поверхности образовавшейся при разливе нефти смолисто-асфальтеновой корочки (киры).

Заселение нефтезагрязненных участков как на болотах, так и суходолах начинается и интенсивно проходит по периферии, где наличие "киров" не выражено, а структура почвы сохраняет пористость. Заселение основной части участков происходит, в основном, по трещинам и нарушенностям "киров" (кстати, это также способствует заносу жизнеспособного семенного материала, который отсутствует в загрязненных почвах). Изменение видового состава загрязненных участков всех обследуемых площадей показывает, что практически единственными растениями, способными обживать такие территории, являются представители семейства осоковых (Eriophomm vaginatHT, Eriophorum russeolum, Carex limosa, Carex cinerea и Carex globularis).

Причем обычно они совсем не типичны для суходольных местообитаний, однако в условиях повышенного увлажнения встречаются повсеместно, что обусловлено внутренним строением осок (наличие воздухоносных полостей и др.), способствующим их успешному произрастанию даже в условиях дефицита почвенного кислорода.

Таким образом результаты исследований участков со старыми нефтезагрязнениями почв показали, что восстановление фитоценозовпроисходит значительно быстрее происходит на болотах и землях с избыточным увлажнением и наличием мест естественного обитаниях осоковых растений (процент осоковых на таких болотах обычно составляет 9-18%, на суходольных участках- 2-3 %). Особенно ярко эта закономерность проявляется на месте старых разливов нефти, например в районе бывшей ДНС Ватинского месторождения (1971г.). Часть этого нефтяного разлива, расположенная на склоне песчано-суглинистой гривы до сих пор ( хотя с момента разлива прошло 28 лет) представляет собой полностью безжизненную забитумизированную поверхность. Однако, у подножия склона, где имеется переувлажнение почвенного субстрата наблюдается интенсивное заселение загрязненной почвы и ее освоение осокой топяной и пушицей влагалищной. Отсутствие растительности на склоновой части забитуминизированного разлива объясняется недостаточным увлажнением корнеобитаемого слоя почвы и почти полным отсутствием кислорода, что препятствует произрастанию на нем даже сравнительно стойких к воздействию нефти представителей осоковых.

Таким образом, проведенные исследования позволяют говорить о медленном темпе самовосстановления фитоценозов на нефтезагрязненных участках верховых болот и суходолов, который растягивается на десятилетия и не завершен даже спустя 25-30 лет. Причем завершающие результаты этого процесса для условий Западной Сибири все еще не описаны и не наблюдаются на практике ввиду сравнительного небольшого для экосистемы срока давности происшедших разливов нефти (25-30 лет). Очень важным моментом, выявленным при практическом обследовании нефтезагрязненных участков является положение о том, что первичные этапы сукцессий на нефтезагрязненных участках происходят, в основном, с участием растительности, устойчивой к низкому содержанию свободного кислорода в почве.

Глава 4. ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ ТЭК

ПУТЕМ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ИХ КОНСТРУКТИВНО-

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПОТЕНЦИАЛА

Крупномасштабное строительство объектов ТЭК во всех регионах страны обусловливает многоаспектный характер их техногенного воздействия на объекты reo- и биосферы. Строительный техногенез играет доминирующую роль в антропогенном воздействии прежде всего на компоненты литосферы в районе строительства.

При этом следует выделить две группы техногенных нагрузок на почвенно -растительные комплексы строящихся объектов нефтегазового комплекса:

нестационарные (обусловленные использованием необходимой строительной техники) и стационарные (обусловленные собственно сооружением промышленных объектов ТЭК различного назначения).

Таким образом, поток строительного техногенеза определяется из выражения:

П = Осн + Псс (10)

где С1сн + - соответственно нестационарная и стационарная составляющие этого потока. Их принципиальное различие состоит во

временном проявлении: 12сн( 1нс), 12сс( 1сс), причём ^с < ^с

Время окончания строительства в целом, как правило, совпадает с

нестационарной составляющей (1с ~ ^с). Анализ характеристик развития потоков строительного и промышленного техногенеза и антропогенеза свидетельствует о циклически изменяющемся во времени уровне техногенных воздействий на объекты природы. Такая цикличность свойственна суммарному

техногенному воздействию аддитивно связывающему строительную £2с и промышленную составляющие потока. Причем цикличностью за период 1 = 1 с ввиду его малости можно пренебречь, а учитывая кратковременный характер действия составляющей £Хсн , имеем выражение для суммарной характеристики техногенеза

Г Пс = Пен + £1сс,г< ^ £ = |

П сс + Пп, г > гс (11)

Несмотря на цикличность изменения уровня техногенных воздействий, антропогенные изменения свойств окружающей природной среды носят, как правило, (при отсутствии катастрофических воздействий на объекты природы в относительно малые промежутки времени) монотонный или кусочно -монотонный характер. Монотонно возрастающий характер антропогенных изменений свидетельствует о слабой экологической защите объектов природы, отсутствии надлежащих мер по управлению природоохранными функциями трудовых процессов и т.п. Кусочно — монотонный характер антропогенных изменений с явно выраженным переходным процессом и зоной Е установившихся значений свидетельствует об устойчивом функционировании объекта ТЭК в режиме заданного экологического равновесия. Стационарная

составляющая строительного антропогенеза £ сс ( 1) претерпевает, как правило, (при отсутствии аварийных ситуаций) монотонное изменение со сравнительно умеренной интенсивностью возрастания.

Аналитическое определение антропогенного уровня может быть осуществлено двумя путями:

□ при известной функции £ (t) по известному нормативному допуску (допускаемой величине накопленных антропогенных изменений) может быть оценено время наступления экологически экстремальной ситуации ;

□ при неизвестной функции £ (t) , по заданной характеристике

техногенного воздействия где JJ.8 - антропогенный эквивалент техногенеза,

11 - среднее значение уровня техногенного воздействия за интервал времени Д t.

Рассмотренные в работе характеристики и зависимости позволили сформулировать общие принципы и наметить конкретные пути экологически рационального строительства. Главным критерием при этом является минимум возможных антропогенных изменений на этапе функционирования объекта нефтегазового комплекса.

С позиций ограничений строительного техногенеза указанный критерий обеспечивается при следующих условиях:

1. Минимизация срока строительства объектов ТЭК. Это условие обеспечивает минимальные экологические потери, вызванные нестандартной составляющей строительного техногенеза, т.е.

МЫ £сн = \iz Qch ( tnc)min (12)

или, учитывая t не ~ tc,

Ш1П£сн= JUS Qch ( tc)min (13)

2. Минимизация стационарной составляющей антропогенного потока, обеспечиваемой минимальными экологическими нагрузками а, следовательно, и техногенными воздействиями со стороны построенных объектов ТЭК. Данное условие достигается стабильностью технологии

строительства и высоким нормативным качеством Кнорм сооружаемых объектов, т.е.

mitt £сс —*min Q сс (t) ~^тах[Киорм\ (14)

3.Требования к качеству строительства объектов ТЭК определяют потенциальные эксплуатационные характеристики (прочность, устойчивость, герметичность, безотказность и др.), а, следовательно, в конечном счёте, и уровень экологической безопасности - как меру воздействия объекта ТЭК на окружающую природную среду.

Важным обстоятельством в выработке экологически рациональных норм строительства является дифференцированный подход к оценке геологических, геокриологических, гидрологических и других условий строительства, причем

как с точки зрения минимальных нагрузок на природные ландшафты, так и в смысле выбора наиболее экономичных и в тоже время надежных инженерных решений.

Глава 5. ПРИМЕНЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА ПОВРЕЖДЁННЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ ПОЛИМЕРНЫМИ КОМПОЗИТНЫМИ МАТЕРИАЛАМИ.

Эффективность и надежность магистральных нефтегазопроводов, а также трубопроводов компрессорных и насосных станций с большими сроками эксплуатации можно поддержать на требуемом уровне путем проведения своевременного профилактического и капитального ремонтов.

Применяемые в настоящее время нефтегазопроводы в своем большинстве имеют битумные, полимерные и комбинированные покрытия, нанесенные в трассовых условиях или заводских условиях. Срок службы защитных покрытий трубопроводов из полимерных и битумных материалов, находящихся в грунтовой среде, составляет около 15-20 лет, по истечении которого требуется их обязательный ремонт. При этом нефтегазопроводы со сроком эксплуатации 15 и более лет имеющие полимерные и битумные покрытия нанесенные в трассовых условиях , относятся к объектам особо повышенного риска и включаются в программы ремонта в первую очередь. Стоимость работ по полной замене труб с нанесенной изоляции в 5-6 раз дороже, чем проведение работ по своевременной замене изоляции непосредственно на месте нахождения нефтегазопровода. Поэтому в системе ремонта и обслуживания трубопроводов выборочный ремонт дефектных участков изоляции, как более дешевый и экономичный вид капитального ремонта, приобрел в настоящее время широкое распространение.

Метод выборочного ремонта изоляции трубопроводов по сравнению с широко применявшейся ранее полной перекладкой или переизоляцией имеет ряд существенных преимуществ, а именно:

> -значительное снижение риска возникновения аварий на нефтегазопроводах с дефектами и устаревшей изоляцией в связи с исключением дополнительных нагрузок на металл трубы во время ремонта, так как трубопровод при таком ремонте сохраняет свое пространственное положение , а также значительное сокращение сроков проведения ремонтных работ;

> - сокращение стоимости и продолжительности работ;

> значительное уменьшение объема земляных и сварочных работ ;

> значительное снижение отрицательных экологических факторов воздействия проводимых работ на окружающую среду;

> общее снижение материалоемкости и удельных энергозатрат;

> возможность выполнения ремонтных работ без остановки перекачки.

Эксплуатация и своевременное обслуживание трубопроводов связано со значительными экономическими затратами. Но эта сумма никак не сопоставима с убытками от аварий трубопроводов. Соотнося объём средств, затрачиваемых на ремонтно-профилактические работы и гарантированную работоспособность и безопасность трубопровода, можно убедиться, что на самом деле сравнительно небольшие вложения в ряде случаев более чем достаточны. Безусловно, наибольшее число дефектов приходится на «старые» трубопроводы. Однако нередко опасные дефекты обнаруживают и на относительно новых линиях. Эти дефекты, приобретены при строительстве трубопровода, при проведении земляных работ в местах залегания труб, из-за взаимодействия тела трубопровода с неровным скальным грунтом и по другим причинам. Значительная часть таких дефектов может не создавать сиюминутной угрозы разрушения трубопровода, но тем не менее именно они являются потенциальной причиной будущего разрушения трубопровода по прошествии определенного времени.

Главную опасность для трубопровода, имеющего локальные дефекты, представляют малоциклические деформации - неотъемлемая часть функционирования любых трубопроводов. Металл трубопровода в зоне даже небольшой по площади неглубокой вмятины при изменении внутреннего давления будет испытывать не только деформации растяжения, но и опасные деформации изгиба, значительно превышающие по величине расчетную деформацию растяжения цилиндрической стенки.

При наборе достаточного количества циклов изменения давления - даже в пределах рабочего давления - из-за больших изгибных деформаций металл стенки в месте вмятины «устаёт», теряет упругость и переходя в зону пластических деформаций может разрушиться под действием обычного рабочего давления. Аналогично ситуация развивается в местах несквозных трещин, коррозионных повреждений, дефектов сварного стыка.

При наличии на участке трубопровода обширных зон выноса металла и истончения стенки, коэффициент упругости трубопровода существенно уменьшается. Пластические деформации, возникают на таком участке уже при нормативных рабочих давлениях. В дальнейшем в связи с резким падением предела прочности металла на разрыв этот участок трубопровода неминуемо разрушится. Для надежного исключения вероятности аварии в подобных случаях обычно применяется технология вырезки катушки с обязательной заменой поврежденного участка трубопровода на новый. Ремонт труб с применением полимерных композиционных материалов производится для следующих типов, дефектов:

> - общая коррозия (наружная и внутренняя);

> питтинговая коррозия;

> задиры, царапины, сколы;

> каверны;

> вмятины глубиной до 5 % диаметра трубы;

> дефекты кольцевых сварных стыков;

> смещение кромок до 30% толщины стенки трубы;

> утяжины до 20% толщины стенки трубы на длине до 1/12 периметра трубы;

> коррозионные дефекты на сварных стыках.

Существенно менее затратная и менее трудоёмкая технология ремонта участков с образовавшимися дефектами с помощью технологии применения полимерных композиционных материалов позволяет предотвратить развитие дефекта, перераспределить возникающие здесь напряжения, исключить избыточные деформации стенок трубопровода и сохранить тем самым его эксплуатационные характеристики. Общесистемная обработка данных многолетнего опыта позволила обосновать метод ремонта с учётом конкретных типов встречающихся дефектов стенки трубопровода (Таблица 5.1).

Табл.5.1. Размеры дефектов трубопроводов , допускаемых к ремонту

полимерными композиционными материалами

№ п/ п Тип дефекта Допускаемые размеры дефектов : Я - радиус трубы в мм, 3 - толщина стенки трубы в мм Метод ремонта

Глубина, % Длина, мм Ширина, мм

1 Каверны, коррозия < 12 Без ограничений Без ограничений Ремонт композитами не требуется

2 Каверны, питтинги <65 <0.5л[Яд <2яЯ/72 Ремонт заливным ПКМ

3 Линейные дефекты <35 <3,0л/Д£ <2я#/360

4 Общая коррозия при отсутствии дефектов по п/п 2, 3 наст, таблицы <40 Без ограничений Без ограничений Ремонт муфтовым ПКМ

40...50 <2яЯ/3

50...60 <2яД/8

5 Общая коррозия при наличии дефектов по п/п 2, 3 наст, таблицы <40 Без ограничений Без ограничений Комбинированный ремонт

40...50 <3,0л/Д£ <2яЯ/3

50...60 <2,ъ4яд <2яД/8

С развитием транспортной трубопроводной сети страны и возрастанием сроков ее эксплуатации в сложных природно-климатических условиях объём необходимых предупреждающих ремонтных работ по устранению дефектов на трубопроводах объективно значительно возрастает. Следовательно, возрастает актуальность и значимость технологий ремонта, которые могут гарантировать восстановление проектных характеристик поврежденных трубопроводов и их

безотказную эксплуатацию без ограничения сроков их возможной дальнейшей эксплуатации.

Одним из эффективных путей ремонта локального повреждения труб без их остановки является использование высокопрочного композиционного материала в виде предварительно сформированной спиральной муфты большой длины, которая навивается на поврежденное место (вокруг трубы), обеспечивая максимальное сопротивление возникающим тангенциальным напряжениям. Витки муфты из композиционного материала, а также локальные участки стенки поврежденного трубопровода склеиваются и изолируются химически стойким клеевым составом.

Композитные манжеты Clock Spring.

Именно такими технологиями , позволяющими надёжно устранить потенциальные источники возможных аварий на газо-нефтепроводах и гарантирующей безопасную эксплуатацию отремонтированного участка на протяжении всего будущего цикла эксплуатации трубопровода, - являются ремонт с использованием современных полимерных композиционных материалов с манжетами Clock Spring, производства США.

Преимущества применения технологии полимерных композиционных материалов с манжетами Clock Spring при ремонте поврежденных трубопроводов определяются тем, что ремонтные работы :

• производятся без вырезки катушки;

• осуществляются без вывода трубопровода из эксплуатации и остановки прокачки продукта;

• выполняются один раз на весь возможный период будущей эксплуатации трубопровода;

•имеют высокий уровень рентабельности;

•исключают необходимость повторных ремонтов на месте устранения дефекта в будущем;

• имеют абсолютно однозначные результаты и процедуру выполнения;

• мало зависят от места выполнения работ и условий окружающей среды;

• эффективны для всех марок стали и для всех диаметров трубопроводов;

• полностью исключают необходимость проведения инженерных разработок и конструирования в полевых условиях;

• полностью восстанавливают несущую способность ремонтируемой трубы . Допустимость ремонта с применением композиционных материалов для дефектов глубиной более 60% (кроме одиночных каверн) в каждом конкретном случае должна быть подтверждена расчетом, выполняемым компьютерной программой "Гриф-2".

Программа разработана и апробирована в работе для различных параметров и сочетаний выявленных по результатам диагностирования дефектов трубопроводов: одиночные, смежно-расположенные, цепочка дефектов, дефект в дефекте. Программа определяет необходимость и сроки проведения ремонта участков трубопровода с дефектами, определяет условия достаточности ремонта дефектов трубопровода заливным полимерным композитным материалом или условия и параметры комбинированного ремонта

трубопровода, количество композитных муфт для каждого вида и сочетания дефектов, места установки таких муфт, расстояние между смежными муфтами, минимально допустимое количество слоев композиционной ленты на каждой конкретной муфте.

Расчеты проводились с учетом механических свойств ремонтируемых труб и используемых полимерных композитных материалов.

В диссертационной работе были усовершенствованы технологии ремонта дефектных участков, обладающих повышенным техногенным риском.

Манжета Clock Spring представляет собой полосу высокопрочного композитного материала на основе однонаправленного специального стекловолокна с матричной памятью свёртывания. В рабочем положении она похожа на свёрнутую часовую пружину (clock spring - часовая пружина). Перед установкой манжеты Clock Spring на поврежденный трубопровод с его поверхности удаляется старая изоляция, а поверхность трубопровода очищается до блеска пескоструйным аппаратом. Затем все дефекты на поверхности трубы заделываются передающей нагрузку мастикой с высоким сопротивлением сжатию. Затем на обработанный таким образом ремонтируемый участок трубы наматывают композитную манжету Clock Spring, промазывая каждый виток полосы слоем быстросохнущего прочного адгезива. После установки манжеты три элемента указанного композита (полоса манжеты композита, адгезив и мастика) образуют с трубопроводом единую механическую систему с жёсткостью, превосходящей новую трубу класса Х80. Для каждого диаметра трубы используются манжеты, соответствующего размера, и при их изготовлении матричная память программируется так, чтобы манжета после деформации возвращалась в цилиндрическое состояние с диаметром, соответствующим диаметру ремонтируемой трубы. Этим и обеспечивается высокая плотность и равномерность прилегания манжеты к трубе независимо от внутреннего давления трубопровода. Матричная память и строгое соответствие диаметров применяемой манжеты и ремонтируемой трубы исключают сколько-нибудь существенное давление манжеты на трубу.

<D

Рис.5.1. Установка композитной манжеты Clock Spring на нефтегазопровод с

дефектом. 1-полосакомпозитной манжеты;2-двухкомпонентный высокопрочный адгезив;3- мастика для передачи нагрузки с высоким сопротивлением сжатию.4-трубопровод с дефектом.

Манжета предотвращает будущие возможные аварии, снимая или снижая до допустимых нагрузки в местах существовавших до ремонта дефектов трубопровода, а также расширяя зону упругих деформаций в местах значительного истончения стенок трубопровода.

Плотность прилегания манжеты к стенкам трубы и полная передача на неё избыточной нагрузки со стенок трубопровода обеспечиваются:

■ матричной памятью материала манжеты;

адгезивом, не позволяющим слоям манжеты перемещаться друг относительно друга и стенок трубопровода;

■ установкой манжеты при пониженном давлении в трубопроводе.

После завершения ремонта и увеличения давления в трубопроводе до рабочего установленная на трубопроводе манжета Clock Spring сразу оказывается нагруженной и работает без люфта, растягиваясь в радиальном направлении вместе со стенками трубопровода при любых изменениях его внутреннего давления. Высокий модуль упругости именно в направлении по окружности трубы и отсутствие зоны пластических деформаций вплоть до точки разрыва позволяют манжете, растягиваясь, брать на себя и равномерно перераспределять по всей длине своих волокон часть нагрузок создаваемых внутренним давлением трубопровода.

Пока участок трубы, на котором установлена манжета, находится в зоне упругих деформаций, определяемой модулем Юнга металла, манжета перераспределяет избыточные локальные напряжения, возникающие в местах дефектов.

Тем самым исключается влияние этих дефектов па несущую способность трубопровода и останавливается дальнейшее развитие этих дефектов . Кроме того, манжета забирает на себя 1/6 часть общей нагрузки (таково соотношение модулей Юнга манжеты и металла трубы), поэтому предел первичных упругих деформаций трубопровода повышается примерно на 18%. Если нагрузка превышает предел упругости участка трубопровода (из-за повышения давления, обширной поверхности коррозионного дефекта и др.) и трубопровод начинает входить в зону пластических деформаций, манжета Clock Spring, растягиваясь, принимает на себя всю избыточную - за пределом упругости - нагрузку, вынуждая трубопровод вернуться в зону упругих деформаций. Если давление в трубопроводе продолжает расти и металл опять начинает течь, то манжета снимает и эту избыточную нагрузку, снова возвращая трубу в зону упругих деформаций. Таким образом, вероятность аварии из-за разрыва «текущего» металла исключается.

Способность манжеты Clock Spring снимать локальные напряжения и расширять зону упругих деформаций трубы позволяют ей сдерживать развитие стресс-коррозии и предотвращать лавинообразное разрушение трубопроводов, если в силу каких -то внешних факторов стресс-коррозия всё же возникла. Технология Clock Spring объединяет целый ряд изделий, предназначенных для применения и эксплуатации в различных условиях. В этот ряд входят:

стандартные ремонтные манжеты Clock Spring; манжеты, предназначенные для ремонта высокотемпературных трубопроводов (Clock Spring НТ); манжеты, предназначенные для механической защиты трубы при наземном строительстве с монтажом на опорах или на подвеске (Clock Spring Pipe Support); манжеты для ремонта свищей в трубопроводах низкого давления (Clock Spring Leak Stop); комплекты для ремонта в труднодоступных местах (Clock Spring Snap Wrap); специальные комплекты, для ремонта шельфовых трубопроводов . Применение для ремонта трубопроводов с дефектами, вызванными коррозией или механическими повреждениями, технологии полимерных композиционных материалов и манжет Clock Spring позволяет делать ремонт трубопроводов

в полевых условиях значительно проще , быстрее и выгоднее.

Рис.5.2. Этапы технологии установки композитных манжет Clock Spring на участки трубопровода с дефектами изоляции и основного металла трубы.

Манжеты Clock Spring изготавливаются из специально разработанного листа, толщиной 1.5мм из высокопрочного композитного полимерного материала.

Уникальная спирально—кольцевая форма материала манжет Clock Spring , похожая на часовую пружину, создает матричную память, которая позволяет манжете плотно обхватывать трубу практически любого диаметра по всей ее окружности. Манжета наносится с применением запатентованного, быстровысыхающего, но очень прочного адгезива, создавая при этом композитную систему, прочность которой превышает прочность новой трубы. Технология полимерных композиционных материалов с манжетами Clock Spring обеспечивает надежность, экономичность и удобство ремонта практически для всех видов существующих в настоящее время газонефтепроводов. Эти технологии сертифицированы во многих странах, в том числе России, странах СНГ , США для ремонта и усиления поврежденных трубопроводов по транспортировке газа и жидких продуктов и обеспечивают неизменную надежность в дальнейшей эксплуатации, высокую коррозионную стойкость во всех водных средах, отвечающую самым жестким требованиям мировых стандартов свойство значительного улучшения механических характеристик ремонтируемого поврежденного трубопровода дает возможность широкого применения технологии полимерных композиционных материалов и манжет Clock Spring на большинстве работ по ремонту

трубопроводов в полевых условиях без вывода их из эксплуатации. Муфты из гибкого анизотропного стеклопластика ГАРС

Эти муфты разработаны в РФ (Патент № 2177582 от 21.12.2001 г), и предназначены для ремонта действующих газонефтепроводов, водоводов , продуктопроводов химических заводов , и водопроводов с диаметром ремонтируемых труб - от 159мм до 1420 мм. Муфты ГАРС являются аналогом ремонтных манжет, поставляемых в Россию американской фирмой CLOCK SPRING

Методика ремонта трубопровода с применением муфт ГАРС включает в себя следующие этапы:

1. По данным внутритрубной диагностики строится карта дефектов, на основании которой, пользуясь "Дополнением к РД 39-1.10-013-2000 (оценка несущей способности трубопроводов диаметром 530 - 1420 мм, отремонтированных с применением композитных материалов)", производится классификация дефектов и рассчитывается необходимое количество полимерных композитных материалов для проведения ремонта (например количество слоев ленты).

2. Трубопровод в месте проведения ремонта (дефектной части) очищается от старой изоляции механическим методом, пескоструится или очищается водными резаками или химическим методом после чего обезжиривается. Затем дефект заполняется ремонтной пастой и выравнивается. Следующим этапом является накладывание расчетного количества витков стеклопластиковой ленты ГАРС с нанесением клея между ее слоями. Конструкция на время отвержения адгезива фиксируется хомутами или саморезами. После отвержения поверх ремонтной конструкции наносится антикоррозионная изоляция или термоусадочная муфта. Все работы во время ремонта актируются.

3. В случае проведения экстренного ремонта трубопровода, когда нет возможности произвести расчеты, предлагается использовать стандартный рем. комплект ГАРС, состоящий из 8-слойной ленты рулонированного стеклопластика на определенный диаметр трубы, расчетного количество пасты и клея, а так же вспомогательных материалов. Это объясняется тем, что при установке

8-слойной конструкции на дефект (при любом размере дефекта, подлежащего ремонту) данный участок гарантированно приобретет прочность, восстанавливающую несущую способность трубопровода.

Отличительной особенностью муфт ГАРС являются их повышенные физико-механические свойства (прочность при растяжении в осевом направлении. Испытания муфт были проведены ООО «ВНИИГАЗ» совместно с ЗАО ПО «Спецнефтегаз». Например испытания муфты, установленной на отрезке трубы диаметром 800 мм с предварительно нанесенным дефектом в идее продольной трещины во время которых труба подвергалась воздействию циклических нагрузок в диапазоне от 20 до 75 кг/см2. После 20000 циклов муфта не потеряла несущей способности.

Рис. 5.3. Ремонтная муфта ГАРС установленная на поврежденном трубопроводе . 1-тело трубы; 2 - локальный дефект на теле трубы предварительно проработанный и заполненный ремонтным металлополимерным материалом (пастой); 3 - полимерная композитная лента ГАРС.

Как показали испытания (см.Табл. 1) муфты ГАРС в сравнении с манжетами CLOCK SPRING:

• Превосходят их по ряду физико-механических показателей

• Имеют значительно меньшую цену, что делает их высоко-конкурентными не только на российском, но и на зарубежных рынках.

Таблица 5.2. Технические характеристики муфт ГАРС в сравнении с манжетами фирмы CLOCK SPRING, предназначенных для ремонта труб диаметром 1420 мм

Наименование показателя Муфты ГАРС Манжеты CLOCK SPRING

Предел прочности при растяжении, Гр, МПа 950 900

Предел прочности при изгибе, йвг, МПа 1050 950

Предел прочности при сжатии, Исж, МПа 700 600

Предел прочности при сдвиге, Асдв, МПа 50 50

Модуль упругости при растяжении, Ер, МПа 52000 38000

Муфты ГАРС поставляются в виде стандартного набора упакованного в одну упаковку и состоящего из:

> Полимерной композитной 8-ми витковой ленты ГАРС;

> Расчетного количества ремонтной пасты для заполнения дефекта;

> Расчетного количества клея для склеивания витков полимерной ленты;

> Необходимого вспомогательного набора материалов для формирования ремонтной муфты.

Для натяжения ленты, после формирования ремонтной муфты на трубе предлагаются к поставке специальные натяжители. Все материалы сертифицированы, имеют разрешение Госгортехнадзора РФ и Республики Казахстан .

Глава 6. СТРАТЕГИИ ЭФФЕКТИВНОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОГЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТЬЮ СЛОЖНЫХ ОБЪЕКТОВ ТЭК

На современном этапе развития ТЭК формируются новые негативные факторы; условия труда и жизни человека значительно превышают адаптационные, физиологические и психологические возможности организма. Поэтому проблема обеспечения безопасности функционирования объектов топливно-энергетического комплекса, минимизации их воздействия на жизнедеятельность человека становится все более актуальной.

В настоящее время в России интенсивно развиваются технологии формирования рейтингов компаний и предприятий в целях повышения эффективности корпоративного управления. Это особенно важно для компаний с участием международного капитала, который достаточно широко представлен в нефтегазовом комплексе. Однако факторы риска, и особенно экологического, все еще слабо учитываются при формировании внутриотраслевых и межотраслевых критериев оценки эффективности управления, на основе которых выстраиваются отраслевые рейтинги инвестиционной привлекательности.

Активное управление рисками должно носить системный характер, однако в настоящее время наибольшее внимание уделяется финансовым рискам. В то же время последние разработки деклараций безопасности опасных промышленных объектов позволяют создать систему детального анализа подверженности экологическим рискам практически всего цикла производства на предынвестиционной, инвестиционной и эксплуатационной фазах развития предприятий ТЭК. Тем не менее, в документах ТЭО расчеты экологических рисков, как правило, отсутствуют, хотя руководящими документами, касающимися обоснования инвестиционных проектов, по оценкам воздействия на окружающую среду предписывается выполнение таких исследований . Отсутствие оценок экологических рисков на предпроектных и проектных стадиях в портфелях общих и специальных рисков компаний в будущем оборачивается значительными убытками при возникновении социальных конфликтов и ликвидационных ситуациях, приводящих к катастрофическим последствиям.

Методология принятия рациональных решений при выборе конкурентно-способного проекта ТЭК по критериям безопасности.

Использование методик комплексной оценки экономического ущерба от возможных ЧС на объектах ТЭК на основе фактических затрат, а также расчет экономической эффективности и обоснование необходимого уровня инвестирования бюджетных и внебюджетных средств на мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций позволят значительно повысить уровни безопасности проектируемых и строящихся объектов ТЭК. При этом классификация ЧС дифференцируется по:

а) сфере возникновения;

б) отраслевой принадлежности;

в) характеру явлений и процессов при возникновении и развитии ЧС;

г) масштабу возможных последствий;

д) масштабам сил и средств, привлеченных для ликвидации последствий ЧС.

Первые три критерия определяют группу ЧС (критерий а), тип ЧС (критерий б), вид ЧС (критерии б, в). Критерии в - г позволяют классифицировать ЧС по территориальным масштабам и возможным последствиям. Подобная классификация позволяет выделять и рассматривать отдельно ЧС различного уровня от объектных, местных и региональных до общегосударственных.

Современная концепция отраслевой структуры управления проектами ТЭК основана на системном и ситуационном подходах к управлению. Деловая организация рассматривается как открытая система, а главные предпосылки успеха деятельности компании отыскиваются не внутри, а вне Общества. Успех компании определяется тем, насколько удачно компания приспосабливается к своему внешнему окружению-экономическому, научно-техническому, социально-политическому. Вся структура управления объектов ТЭК отражает механизм комплексных образных связей на различные по своей природе воздействия со стороны внешних источников, включая масштабы и глубину проработки проекта, меру насыщенности коммерческих предложений и технико-экономических обоснований реальными материальными и человеческими ресурсами. В этих условиях возрастают роль компетентного руководителя и значение потенциала составляющих структур. Важная черта новой парадигмы управления - это концепция предприятия как социальной системы при которой характер стратегий, стиль руководства, уровень квалификации и мотивации людей, их социальная защищенность постоянно анализируются и совершенствуются при формировании организационных систем управления.

Указанные требования были трансформированы в работе в общесистемные методические принципы оптимального управления эффективностью инвестиционных проектов нефтегазового строительства (Таблица 6.1).

Табл.6.1.Методические принципы оптимального управления эффективностью инвестиционных проектов ТЭК

№

Этапы управления эффективностью

Факторы необходимости и достаточности состава задач для достижения целей управления эффективностью проектов строительства

Эвономиче-ские факторы

Технологические факторы

Инженерно-экологические

Социально-политические

Нормативно-правовые

Анализ

интегрированных рисков по всем стадиям

жизненного цикла проекта ТЭК

Анализ финансовых потоков приоритетного инвестирования, прогноза ресурсопотребления и формирующих тенденций

Анализ технических решений, обеспечивающ. высокую технологичност строительства, мин. риски и издержки, макс, конструкт, надежность объектов ТЭК

Анализ строительного техногенеза на природную среду; анализ опасности технологий и объектов и ущерба. Выбор оптимальных режимов и технологий

Изучение факторов реализации проекта на социально-политическую обстановку в районе

строительства и последующей эксплуатации объекта ТЭК

Анализ

соответствия

правовой базы

нормам

международн.

права и

достаточности

нормативно-

технической

документации

на объекте ТЭК

Обоснование

стратегии

управления

процессом

нефтегазового

строительства в

соответствии с

заданными

критериями

эффективности

Мотивированный

выбор

адекватных

моделей оценки

необходимых

объемов

финансирования,

отвечающих

требованиям

реализации

проекта

Моделирование технологически х решений строительства по критериям предпочтительности (сроки, стоимость, риски и т. п.)

Многоаспектная оценка эффективности инженерно-технической защиты окружающей среды на этапах

строительства и эксплуатации объекта ТЭК

Оптимальные решения задач реабилитации региона освоения по стадиям реализации проекта

Разработка концепции совершенствования федеральных и отраслевых законов и норм регламентации функционирования объектов ТЭК

Разработка блока моделей по многопараметрическому управлению эффективностью инвестиционных проектов нефтегазового строительства

Разработка методов оценки экономической эффективности инвестиционного проекта нефтегазового строительства, выставляемого на международные торги

Разработка оптимальных алгоритмов расчета

конструктивной надежности и организацион-нотехнологиче ской эффективности

строительства объектов нефтегазового комплекса

Разработка методов оценки экологической достаточности мер

инженерной защиты окружающей среды и комплексного восстановления нарушенных территорий

Создание обоснованной системы мер социальной защиты населения региона по предупредительным 1 компенсационным

мероприятиям

Разработка

предложений и

проектов

нормативно-

технического

регулирования

деятельности

компаний,

участвующих в

реализации

нефтегазовых

проектов

Реализация

го сударственных

региональных и

отраслевых

механизмов

обеспечения

эффективности

нефтегазовых

проектов на всех

стадиях

жизненного цикла

Внедрение

принципов

оптимального

регулирования

финансовых

потоков по всем

структурно-

функциональным

звеньям

реализации

проекта

Внедрение новых

конструкций и

технологий,

обеспечивающи

х требования

мировых

стандартов по

надежности и

безопасности

нефтегазового

объекта при

минимальных

материальных

издержках на

этапах

строительства и эксплуатации

Исследование

единых

способов и

средств

инженерной

защиты

окружающей

среды,

унифицированн ых

ресурсосберега

ющих

технологий,

методов

диагностики и

прогнозировани

я

экологического ущерба_

Реализация

комплексных

мер социальной

защиты,

экологической

реконструкции,

реабилитации

персонала и

населения в

районах

освоение

объектов

нефтегазового

комплекса

Представление

проектов

законов и

нормативно-

технических

документов по

существу

проблемных

решений в

соответствующи

е

государственны е и

законодательны е органы

Предлагаемые количественные и качественные алгоритмы управления безопасностью сложных объектов ТЭК.

Определение всех видов рисков объектов ТЭК на предынвестиционной, инвестиционной и эксплуатационной фазах развития предприятий ТЭК тесно связано с определением возможных ущербов от ЧС на объектах ТЭК разных типов и видов. В качестве методической основы оценки ущербов от ЧС автором использован универсальный принцип суммирования их характерных локальных пофакторныхи пореципиентных ущербов.

Пофакторные ущербы от воздействия ЧС отражают комплексную экономическую оценку причиненного вреда по основным факторам воздействия.

К ним относятся ущербы от: загрязнения атмосферного воздуха (Аб);

загрязнения поверхностных подземных (грунтовых) вод (ВгаТз); загрязнения артезианских подземных горизонтов вод в регионе расположения объектов ТЭК сЧС(Ваб);

загрязнения поверхностных водоемов, рек и озер , используемых в хозяйственно-бытовых целях (Впв&);

загрязнения земной поверхности и почв (ЗГз).

загрязнения флоры в регионе расположения объектов ТЭК с ЧС (РИз).

Пореципиентные ущербы отражают экономическую оценку фактического вреда, причиненного основным реципиентам пострадавшим от воздействия ЧС на объекте ТЭК.

К ним относятся ущербы от:

возможных потерь жизни и здоровья населения регионов размещения объектов ТЭК (Нг);

потерь от уничтожения и повреждения основных фондов, имущества, продукции объекта ТЭК и объектов народного хозяйства в регионе

воздействия ЧС (Фг);

потери от изъятия или ухудшения качества сельскохозяйственных угодий (Пег); потери продуктов и объектов лесного хозяйства регионов размещения объектов ТЭК (Плг);

потери рыбного хозяйства регионов размещения объектов ТЭК (Прг); потери флоры и фауны в регионе размещения объектов ТЭК на которых произошла ЧС (Пффг);

уничтожения или ухудшения качества рекреационных ресурсов регионов размещения объектов ТЭК (Пркрг);

потерь природно-заповедного фонда регионов размещения объектов ТЭК (Пгофг);

потерь инвестиций в регион размещения объектов ТЭК, вызванных

ухудшением имиджа региона по причине происшедшей ЧС (Пимг);

потерь в туристическом бизнесе, вызванных ухудшением имиджа региона по

причине происшедшей крупномасштабной ЧС (Птбг);

Таким образом, на основе учета всех видов загрязнений и потерь суммарный ущерб \Учс от чрезвычайной ситуации возникшей на единичном объекте НТК может быть определен по обобщённой зависимости:

\¥чс = (Агз + Вш1з + ВаГз + ВпвГз +3 Гз + ГИз) + (Нг + Фг + Пег + Плг + Ррг + Рркрг + Рпзф + Пффг+ Пимг +Птбг) (15)

Разработка инвестиционного плана, как правило, связана с возможной неопределенностью условий реализации нефтегазового проекта. С этой целью предложено предусматривать корректировку принимаемых решений и экономических нормативов с возможной заменой их проектных значений на ожидаемые. В этих целях:

• сроки строительства и выполнения других работ увеличиваются на среднюю величину возможных задержек;

• учитывается среднее увеличение стоимости строительства, обусловленное ошибками проектной организации, пересмотром проектных решений в ходе строительства и непредвиденными расходами;

• аналогично, в составе косвенных финансовых результатов учитывается влияние инвестиционных рисков (связанных с техногенной опасностью) на сторонние о&ьекгы, природную среду и население.

Основными показателями, используемыми для сравнения различных инвестиционных проектов (вариантов проекта) и выбора лучшего из них,

являются показатели ожидаемого интегрального эффекта Эож (экономического - на уровне народного хозяйства, коммерческого - на уровне отдельного участника).

Эти же показатели используются для обоснования рациональных размеров и форм резервирования и страхования.Если вероятности различных условий реализации проекта известны, то ожидаемый интегральный эффект рассчитывается по формуле математического ожидания

Эож (16)

I

где Эож _ ожидаемый интегральный эффект проекта; Э; - интегральный эффект при ьм условии реализации; Р[ - вероятность реализации этого условия.

Наименее трудоемким методом формализованного описания неопределенности является анализ возможных сценариев развития. Достоинством этого метода является то, что он позволяет оценить одновременное влияние нескольких параметров на конечные результаты проекта через вероятность наступления каждого сценария.

Построение дерева решений обычно используется для анализа риска проектов, имеющих обозримое число вариантов развития.

При этом последовательность сбора данных для построения дерева решений должна включать следующие этапы:

• определение состава и продолжительности фаз жизненного цикла проекта (от инженерных изысканий до эксплуатации);

• определение ключевых событий, которые могут повлиять на дальнейшее развитие проекта (например, изменение в ценовой политике, энергоресурсные издержки и т. п.);

• определение времени наступления ключевых событий;

• формулировка всех возможных решений, которые могут быть приняты в результате наступления каждого ключевого события;

• определение вероятности принятия каждого решения;

• определение стоимости каждого этапа осуществления проекта (стоимости работ между ключевыми событиями) в текущих ценах.

На основании полученных данных строится дерево решений. Его узлы представляют собой ключевые события, а стрелки, соединяющие узлы, -проводимые работы по реализации проекта. Кроме того, приводится информация относительно времени, стоимости работ и вероятности того или иного решения.

Практически распределение риска реализуется в процессе подготовки плана проекта и контрактных документов. При этом следует помнить, что чем большую степень риска участники проекта собираются возложить на инвесторов, тем труднее будет их (инвесторов) найти. Поэтому участники проекта должны в процессе переговоров с инвестором проявлять максимальную гибкость относительно того, какую долю риска они согласны на себя принять. Для количественного распределения риска в проектах предлагается использовать модель, основывающуюся на дереве решений. План финансирования проекта, являющийся частью плана проекта, должен учитывать следующие виды рисков:

1. Риск нежизнеспособности проекта.

2. Налоговый риск.

3. Риск неуплаты задолженностей.

4. Риск незавершения строительства.

При любых используемых оценочных показателях условие гарантированного предпочтения проекту заключается в том, чтобы значения показателя (преимущественно интегрального) находилось в пределах допускаемых

величин ( Дн, Ав ). Вероятность мотивированного выбора предпочтительного проекта в конкурсном отборе по заданному показателю имеет вид:

или в развёрнутой форме: Ав _

! Г С&и-&и)г Р(Ан<«1<Дв) = ^ J 202Ы йш*1 (18)

Ан

В приведённых формулах значения определяющих проектных показателей должны соответствовать регламентированным требованиям (по действующим отечественным или зарубежным стандартам), что обусловливает в конечном итоге величину вероятности такого равенства, близкую к единице.

В диссертационной работе система проектного управления обосновывалась с позиции достижения конечной цели: сокращения сроков реализации проекта; повышения оперативности решения текущих задач, связанных с ходом выполнения конкретных работ; более сбалансированной увязки программы работ с ресурсными возможностями подрядной фирмы; экономии ресурсов, а также более объективной оценки деятельности сотрудников и специалистов.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

В диссертационной работе дано новое решение актуальной научной проблемы - установление основных закономерностей и взаимосвязей между показателями качества проектирования, строительства и эксплуатационной надёжности объектов ТЭК и критериями их техногенной и экологической опасности, разработка системы методологических , методических, технических и организационных решений необходимых для дальнейшего повышения уровня техногенной безопасности объектов ТЭК .

Основные научные и практические результаты выполненных автором исследований заключаются в следующем:

1.Проведен анализ современных методов техногенной опасности объектов ТЭК и выбраны современные и наиболее информативные методы комплексной оценки техногенной опасности объектов ТЭК. 2.Определены классификация и закономерности развития аварий , чрезвычайных ситуаций и поражающих факторов, позволивших обосновать категории опасных объектов ТЭК и их систем защиты.

3. Проведен анализ и систематизация существующих в разных странах концепций и методов оценки безопасности объектов ТЭК с позиции теории риска, что обеспечило возможность их методологической преемственности к российской специфике трубопроводного транспорта нефти и газа.

4.На основе общесистемного анализа установлено, что технические и природные опасности, связанные со строительством и эксплуатацией объектов ТЭК носят, как правило, синергетический характер, выражающийся в том, что отдельно взятое техногенное или природное явление способно вызвать последовательную цепь других катастрофических явлений и процессов как на самом объекте ТЭК так и в регионе его расположения.

5.Впервые научно обоснована стратегическая концепция техногенной безопасности объектов ТЭК , на всех этапах их жизненного цикла на основе методологии оценки показателей техногенного риска при строительстве и эксплуатации объектов ТЭК, обоснования и выбора их технических и эксплуатационных характеристик, а также характеристик техно-генеза, включающая основные принципы и положения по следующим направлениям минимизации рисков:

• совершенствование организационно-технологических решений по критериям минимизации затрат, рисков и возможных ущербов прямых контрактов, а в крайних случаях - отказом от строительства;

• выполнение технологических операций с использованием технологий строительства специально адаптированных к природно-региональным условиям и ограничениям;

• приоритетность природоохранной и ресурсосберегающей деятельности на всех этапах разработки, строительства и эксплуатации объектов ТЭК;

• оптимальное по объемам и срокам техническое диагностирование систем и агрегатов объектов ТЭК, используемое для целей оценки и обеспечения их техногенной безопасности.

б.Впервые дана научная систематизация нормируемых критериев конструктивной и эксплуатационной надёжности объектов ТЭК , составляющих необходимый информационный базис для проектирования и строительства энергопромышленных объектов, отвечающих современным требованиям техногенной и экологической безопасности. 7.Обоснованы модели и методы расчёта показателей риска объектов ТЭК по функциональным критериям их безопасности с учетом надежности и безопасности объектов ТЭК на всех стадиях их жизненного цикла.

8.Разработаны методические принципы оптимального управления эффективностью инвестиционных проектов строительства объектов ТЭК , которые могут быть использованы в составе новой парадигмы управления их техногенной безопасностью.

В процессе выполнения диссертационного исследования определены новые технические и научные направления, реализованные автором в разработаных «Методика восстановления коррозионно - поврежденных магистральных газонефтепроводов без вывода их из эксплуатации, с применением манжет из материала с матричной памятью свертывания Clock Spring »; «Методика оценки комплексного техногенного риска, учитывающая взаимообусловленность вероятности наступления экологически экстремальной ситуации на объекте ТЭК и величины возможного возникновения ущерба окружающей среде»;

«Методика оценки готовности подразделений аварийного реагирования к немедленным действиям по ликвидации ЧС на нефтепроводах»;

«Методика проведения учений по ликвидации аварийных разливов нефти с высоким содержанием сероводорода»;

«Программа экологической безопасности при строительстве нефтепроводов»; «Положение по производственному экологическому контролю при

строительстве объектов ТЭК ».

Все научно-технические разработки автора реализованы в практике строительства крупных отечественных и международных объектов объектов ТЭК и позволили на стадии выполнения работы получить реальные ощутимые эффекты от их использования.

Список публикаций автора по теме диссертации

1. Садомцев A.A. Монография. Техногенная безопасность объектов топливно-энергетического комплекса. Москва. Спутник. 2010.

2.Садомцев A.A. Применение полимерно-композитной технологии «Аргус Лимитед» для восстановления коррозионно - поврежденных нефтепроводов, расположенных в прибрежных районах Каспия. Алма-Ата.Изд. «Алматыкггап баспасы».2000г.

3. Садомцев A.A. Оптимизация работ по нанесению полимерных защитных покрытий на ремонтируе мые нефтепроводы в условиях высокого уровня коррозионных грунтовых вод. Астана .«Gloss».2001r.

4.Садомцев A.A. Рекомендации по организации поточного ремонта газонефтепроводов в полевых условиях .Алма-Ата. Изд. «Lern» 2001г.

5. Садомцев A.A. Вопросы оптимизации времени локализации аварийных разливов нефти в сорах и поймах рек. Атырау.2002.

6.Садомцев A.A., Фоменко А.Н. Обоснование сил и средств нефтяных компаний для ликвидации аварийных разливов нефти. Алма-Ата. Изд.«АКПАРАТ-АТА». 2002г.

7. Садомцев A.A. Особенности проведения международных учений по ликвидации аварийных разливов нефти на Каспии. Материалы конференции. Гальвестоун. США. 2002г.

Б.Садомцев A.A. Методика восстановления коррозионно поврежденных магистральных нефтепроводов без вывода их из эксплуатации, с применением манжет с матричной памятью свертывания Clock Spring . Алма-Ата. Изд. « Альпари».2003;

9. Садомцев A.A. ,Фоменко А.Н. Методологические вопросы ликвидации аварийных разливов нефти на нефтепроводах Каспийского региона. Алма-Ата. Изд. «АКПАРАТ-АТА». 2003г.

Ю.Садомцев A.A., Фоменко А.Н. Методологические вопросы обеспечения подготовки аварийных подразделений для ликвидации ЧС на месторождениях и нефтепроводах Каспийского региона. Алма-Ата. Изд. «Бастау». 2003г.

11. Садомцев А.А.Фоменко А.Н. Обеспечение подготовки и проведения учений по ликвидации аварийных разливов нефти на действующих объектах нефтедобычи и транспортировки. Атырау.Изд.»Пронто-Атырау».2003.

12.Садомцев A.A. Фоменко А.Н. Диагностика состояния и остаточного ресурса оборудования как элемент снижения рисков объектов ТЭК.Алма-Ата. Изд. « Альпари».2004.

13. Садомцев A.A. К вопросу подготовки персонала аварийно-восстановительных подразделений к действиям по ликвидации аварийных разливов нефти с высоким содержанием сероводорода . Алма-АтаИзд. «АКПАРАТ-АТА».2005.

14.Садомцев A.A., Браун К. Особенности комплектования и подготовки аварийных сил при проведении учений по ликвидации аварийных разливов нефти III уровня. Материалы конференции. « Безопасность нефтегазового сектора в Южном федеральном округе». Волгоград. 2005г.

15.Садомцев А.А Обеспечение безопасного строительства газонефтепроводов в условиях северных регионов. Уренгой.2006.

16. Садомцев A.A. Снижение рисков аварий при применении современных технологий восстановления нефтепроводов . Материалы международной конференции .Норвегия.2006.

17. Садомцев A.A. Основные положения техногенной безопасности объектов топливно-энергетического комплекса. Материалы конференции. Алма-Ата. Изд.«АКПАРАТ-АТА».2007.

18.Садомцев A.A. Опыт применения экскаваторов «Хитачи ЕХ-400» в технологии производства буронабивных свай в условиях многолетнемерзлых заболоченных грунтов. Ванкор-Пурпе.2008.

19.Садомцев A.A. Совершенствование механизмов управления безопасностью при реализации инвестиционно-строительных проектов топливно-энергетического комплекса. Материалы научно-практической конференции «Охрана труда 2010. Современные подходы и последние изменения законодательства», Москва, 2010.

20.Садомцев A.A. Принципы унификации экологических стандартов по безопасности объектов топливно-энергетического комплекса. Материалы У11 экологического форума «Совершенствование системы управления охраной окружающей среды», Москва, 2010.

21.Садомцев A.A. Расчетные методы трубопроводов и оценка их остаточного ресурса. Сборник НИР МИИТ,М.,2011.

22.Садомцев A.A. Моделирование влияния строительства трубопроводов на окружающие грунты в сложных условиях. Сборник НИР МИИТ,М.,2011.

23. Садомцев А.А.,Виницкая Т.П. Совершенствование технологии строительства нефтегазотранспортных объектов с учетом требований экологической безопасности. Сборник НИР МИИТ,М.,2011.

24.Садомцев А.А.,Позин В.А. Научно-методологические подходы к формированию строительства экологичного топливно-энергетического комплекса. Сборник НИР МИИТ,М.,2011.

25.Садомцев A.A. Защита окружающей среды при транспортировке и хранении жидких и газообразных углеводородов. «Химическое и нефтегазовое машиностроение», 2012, №4.

A.A. Садомцев