Нормативный срок службы газопровода: ГАС РФ «Правосудие»

Содержание

Нормативный срок службы стальных водопроводных труб и для газопровода

Одной из важных характеристик изделия является, помимо всего прочего, период эксплуатации. Любой материал со временем изнашивается, однако это время может быть очень разным и зависит от нагрузки, от дополнительных факторов и, конечно, от качества самого изделия. Нормативный срок службы стальных водопроводных труб во многом определяет их назначение.

Виды трубопровода

В системах отопления и водоснабжения используется несколько видов металлических изделий:

черные стальные трубы – при изготовлении применяется сталь разной марки, но не обладающая коррозийной стойкостью. Такой металлопрокат нуждается в дополнительной защите – покраске, например;
оцинкованные стальные трубы – изделия покрыты слоем цинка. Последний образует с железом гальваническую пару и под действием электрохимической реакции разрушается, защищая сталь от коррозии. Очевидно, что срок службы по СНиП и ГОСТ у такой модели намного дольше;
нержавеющая сталь – сплавы с добавкой никеля и хрома. В зависимости от величины легирующей добавки сталь может быть стойкой к коррозии в обычных условиях, отличается повышенной стойкостью, что разрешает применение в морской воде, например, а также не окисляться под действием не только влаги, но и высокой температуры. Изделие в защите не нуждается, однако и стоимость его заметно выше;
медные – редко, но применяются в бытовых условиях. Их отличает не только стойкость к коррозии, но и обеззараживающие свойства.

Каждый вариант из списка можно применять для водопровода, газопровода, отопления, причем не только водяного, но и парового. Однако срок службы у них будет разным.

Черная сталь для водопровода

Увы, такой вариант особой долговечностью не отличается. Даже при самой тщательной прокраске и уходе они со временем ржавеют. Дело в том, что после сооружения коммуникаций отдельные фрагменты оказываются недоступными, и обновить краску, например, оказывается невозможным.

Кроме того, черная сталь довольно быстро теряет гладкость. А это приводит к тому, что водогазопроводная или отопительная труба довольно быстро «зарастает»: на негладкой поверхности удерживается сначала очень мелкий мусор и солевые отложения, а затем все более крупные частицы ржавчины, волокон, известковых отложений. Скорость налипания отложений прямо пропорциональна жесткости воды.

Постоянный контакт с влагой – в ванной, например, в туалете, приводит к более быстрому разрушению материала, что отражается в нормах СНиП. Здесь слабым звеном зачастую выступают швы: первые свищи появляются именно на сварных швах и на резьбе, где толщина стенок уменьшается.

Нормативное время эксплуатации таковы:

срок службы стальных водопроводных труб – стояк или подводка, составляет 15 лет;
отопительная система, собранная из газовых стальных труб, годна к использованию в течение 10 лет;
полотенцесушители в ванной могут «работать» 15 лет;
согласно ГОСТ нормативный срок службы газопровода из стальных труб составляет 30 лет.

На деле деструктивные факторы разного рода заметно снижают время эксплуатации. Так, например, трубопровод с холодной водой изнашивается гораздо быстрее, чем с горячей, так как он быстрее ржавеет: появляется конденсат в теплое время года. Да и зарастает трубопровод быстрее, так как в горячей воде есть специальные присадки, препятствующие этому.

Оцинкованная сталь

Такой материал намного устойчивее к коррозии, что значительно продлевает нормативное время. Наиболее значимым деструктивным фактором здесь выступают только сварное соединение, если по каким-то непонятным причинам монтаж производится сваркой. На фото – водогазопроводные стальные трубы.

На деле такой метод монтажа запрещен: цинк по время сварки полностью выгорает, соответственно, швы остаются совершенно беззащитными перед ржавчиной.

Зарастают изделия из оцинкованной стали намного медленнее. Во-первых, гладкость стенки намного выше, во-вторых, собственно «мусора» – частичек ржавчины, окалины, песка намного меньше. Но если в системе водопровода краны открываются не полностью, и не создается достаточно плотного потока воды, окалина и песок могут скапливаться.

Сроки службы изделия по ГОСТ таковы:

стояки и подводки в системах холодного водоснабжения эксплуатируются в течение 30 лет;
срок службы стальных труб отопления в доме с закрытой системой составляет 20 лет;
открытая отопительная система прослужит 30 лет.

Газопровод сооружать из оцинкованных труб допускается. Но еще есть нюанс: в отличие от водопроводных систем газопровод должен быть неразъемным, что предполагает сварку. А соединение уничтожает цинк в месте соединения. С другой стороны, газопроводные, как и водопроводные водоводы, покрываются полимерной краской, что предупреждает коррозию.

На деле оцинкованные стальные трубы и водопроводные, и для отопления служат по 50–70 лет.

Диагностика внутридомового газового оборудования » ООО МУПЖРЭП Управляющая организация г.

Владимира

Ежегодно в многоквартирных домах происходит около 200 происшествий с тяжкими последствиями, связанные с использованием газа в быту. Основная причина этой беды — изношенный газопровод, внутридомовое и внутриквартирное газовое оборудование, у которых уже истек нормативный срок эксплуатации (30 лет для газопроводов). При истечении этого периода, газовое оборудование подлежит либо замене, либо управляющая компания должна обратиться в специализированную организацию для выполнения работ по техническому диагностированию внутридомового и внутриквартирного газового оборудования с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации и продления срока службы.

Постановлением Правительства РФ от 14 мая 2013 года № 410 приняты «Правила пользования газом в части обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования при предоставлении коммунальной услуги по газоснабжению». Приказ Ростехнадзора от 17 декабря 2013 года № 613 «Об утверждении «Правил проведения технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного газового оборудования» определил порядок проведения технического диагностирования ВДГО и ВКГО. Первичное диагностирование внутридомового и внутриквартирного газового оборудования проводится по истечении нормативного срока службы. В настоящее время не утверждены методики оценки технического состояния ВДГО, поэтому судебная практика отталкивается от определения срока эксплуатации в 30 лет, установленные «Положением о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов общественных и жилых зданий МДС 42-1.2000.

Основная задача диагностики — определение потребности в ремонте систем внутреннего газоснабжения, видов и объемов работ, а также выявление остаточного ресурса всей системы. Остаточный ресурс (в годах) и будет нормативным сроком службы, после истечения которого необходимо провести повторную диагностику системы.

Техническое диагностирование внутридомового газового оборудования требует дополнительных денежных затрат и не дает 100 % гарантии, что по результатам диагностики срок службы газового оборудования будет продлен. Если учесть, что газовое оборудование с истекшим сроком эксплуатации также подлежит ежегодному проведению технического обслуживания, то затраты на «устаревшее» оборудование с каждым годом будут только расти. В связи с чем, целесообразно производить своевременную замену такого оборудования тем самым, экономя свои деньги, поскольку техническое диагностирование замененного оборудования не проводится, а техническое обслуживание проводится 1 раз в 3 года.

Непроведение, либо несвоевременное проведение работ по установлению возможности для продолжения дальнейшей эксплуатации внутренних газопроводов и, как следствие, невозможность определения остаточного ресурса или замены газопровода, а также несвоевременная замена газопроводов, не обеспечивает соблюдение характеристик надежности и безопасности многоквартирных домов, безопасность для жизни и здоровья граждан, сохранность имущества физических и юридических лиц, государственного, муниципального и иного имущества, а также постоянную готовность инженерных коммуникаций для предоставления коммунальных услуг гражданам.
Кроме того, Законодатель закрепил за ресурсоснабжающей организацией право приостанавливать подачу газа, если у абонента отсутствует договор на техническое обслуживание и ремонт внутридомового и внутриквартирного газового оборудования, а также, если газовое оборудование, используемое гражданином, отработало нормативный срок службы и не имеет положительного заключения по результатам технического диагностирования.

О необходимости технического диагностирования внутридомового газового оборудования

Ежегодно в России в жилом секторе происходят происшествия, связанные с использованием газа в быту. Одной из основных причин данных чрезвычайных происшествий является эксплуатация морально и физически изношенного внутридомового газового оборудования.

Инструментальное техническое диагностирование внутридомового газового оборудования, отработавшего нормативный срок службы, фактически не производится. По информации ПАО «Газпром газораспределение Ростов-на-Дону», из 85 многоквартирных жилых домов (МКЖД), расположенных в р.п. Усть-Донецкий, по 54 МКЖД истёк нормативный срок службы.

В соответствии с п. 4 Правил пользования газом в части обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования при предоставлении коммунальной услуги по газоснабжению, утвержденных постановлением Правительства РФ от 14. 05.2013г. № 410, безопасное использование и содержание внутридомового газового оборудования обеспечиваются путем осуществления следующего комплекса работ (услуг):

а) техническое обслуживание и ремонт внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования;

б) аварийно-диспетчерское обеспечение;

в) техническое диагностирование внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования;

г) замена оборудования.

Согласно Положению о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий (МДС 42.1-2000), утвержденному приказом Госстроя РФ от 03.05.2000г. №101, первичная диагностика внутреннего газопровода производится по истечении нормативного срока службы — 30 лет со дня ввода газопровода в эксплуатацию.

По результатам проведенной диагностики выполняется расчет остаточного ресурса внутреннего газопровода и выдается заключение с актом о состоянии газопровода и выводами и рекомендациями по дальнейшей его эксплуатации.

Организуют проведение диагностики газового оборудования управляющие компании, ТСЖ. Заниматься диагностикой газового оборудования вправе только специализированная организация. Решение о замене инженерных сетей, газового оборудования в многоквартирном доме может быть принято только после проведения технического диагностирования.

Данные работы оплачиваются собственниками жилья. В силу положений статей 156 и 158 Жилищного Кодекса РФ, общим собранием собственников помещений конкретного многоквартирного дома должно быть принято соответствующее решение.

Если собственники помещений не приняли решения об утверждении размера платы на проведение технической диагностики, управляющая организация не будет иметь возможности заключить договор со специализированной организацией.

Что в конечном итоге приводит к ситуации, когда в домах возникает опасность взрыва бытового газа, возникшая вследствие отсутствия надлежащего контроля над состоянием внутридомового газового оборудования.

Исходя из вышеизложенного, в целях предотвращения негативных последствий для потребителей, всем управляющим компаниям и ТСЖ р.п. Усть-Донецкий, у которых в многоквартирных домах газовое оборудование используется более 30 лет, необходимо провести общие собрания по установлению платы и заключить договора на проведение технического диагностирования внутридомового и внутриквартирного газового оборудования со специализированными организациями, а собственникам помещений подойти ответственно к вопросам, включенным в повестку дня собрания и принять участие в голосовании!

Диагностирование газопроводов

Необходимость технического диагностирования ВДГО

Правительством Российской Федерации, Министерством строительства, архитектуры и жилищной политики и Ростехнадзором уделяется большое внимание состоянию внутридомового и внутриквартирного газового оборудования (ВДГО и ВКГО).

В соответствии с п. 4 Правил пользования газом в части обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования при предоставлении коммунальной услуги по газоснабжению, утвержденных постановлением Правительства РФ от 14.05.2013г. № 410 (Правила № 410) безопасное использование и содержание внутридомового газового оборудования обеспечиваются путем осуществления следующего комплекса работ (услуг):

техническое обслуживание и ремонт внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования;
аварийно-диспетчерское обеспечение;
техническое диагностирование внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования;
замена оборудования.

Также, согласно п. 4 Порядка содержания и ремонта внутридомового газового оборудования в РФ, утвержденного приказом Министерства регионального развития РФ от 26.06.2009г. № 239, содержание внутридомового газового оборудования многоквартирных и жилых домов в исправном и работоспособном состоянии осуществляется путем проведения комплекса работ по его техническому обслуживанию и диагностированию.

Техническое диагностирование внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования – работы и услуги по поддержанию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования в техническом состоянии, соответствующем предъявляемым к нему нормативным требованиям.

Техническое диагностирование – определение технического состояния внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования либо их составных частей, поиск и определение неисправностей указанного оборудования, а также определение возможности его дельнейшего использования.

В соответствии с п. 8 Правил № 410 работы по техническому диагностированию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования либо их составных частей, поиск и определение неисправностей указанного оборудования, а также определение возможности его дальнейшего использования.

В соответствии с п. 8 Правил № 410 работы по техническому диагностированию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования осуществляются в отношении этого оборудования, отработавшего нормативные сроки эксплуатации, установленные изготовителем, либо сроки эксплуатации, установленные проектной документацией, утвержденной в отношении газопроводов.
Согласно положению о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий (МДС 42.1-2000), утвержденному приказом Госстроя РФ от 03.05.2000г. № 101, первичная диагностика внутреннего газопровода производится по истечении нормативного срока службы – 30 лет со дня ввода газопровода в эксплуатацию.

Проведение технического диагностирования внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования обеспечивается путем заключения договора о техническом диагностировании казанного оборудования с организацией, отвечающей требованиям, определяемым Ростехнадзором, в отношении ВДГО – лицами, ответственными за содержание общего имущества в многоквартирном доме (управляющая организация, товарищество или кооператив, собственники помещений – при непосредственном способе управления многоквартирным домом), а также собственником домовладения.
Не проведение работ по выявлению возможности дальнейшей эксплуатации внутренних газопроводов и, как следствие, невозможность определения остаточного ресурса или замены газопровода, не обеспечивает соблюдение характеристик надежности и безопасности многоквартирных домов, безопасность для жизни и здоровья граждан, сохранность имущества физических или юридических лиц, государственного, муниципального и иного имущества, а также постоянную готовность инженерных коммуникаций для предоставления коммунальных услуг гражданам (п. 10 а, б, д Правил содержания общего имущества в многоквартирном доме, утвержденных постановлением Правительства РФ от 13.08.2006 № 491).

Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору издан приказ № 1001 от 02.12.2009г. «Об утверждении методических рекомендаций по контролю за техническим обслуживанием и состоянием внутридомового газового оборудования». В данных рекомендациях разъясняется, что в процессе контроля за техническим состоянием ВДГО и своевременным выполнением работ по его содержанию и ремонту управляющими организациями (собственниками) организационно-технических мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации внутридомового газового оборудования.

Внедрение комплексного технического диагностирования с выявлением дефектных участков и их последующей заменой, может решить проблему безопасной эксплуатации внутренних газопроводов жилых зданий, что позволит существенно снизить вероятность возникновения аварийных ситуаций и исключить возможные человеческие жертвы. При этом по предварительным оценкам стоимость работ по комплексной диагностике вместе с последующим ремонтом будет ниже полной замены внутреннего газопровода приблизительно в 10-20 раз.
Кроме того, в случае истечения у внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования нормативного срока службы, и отсутствия положительного заключения по результатам технического диагностирования указанного оборудования, а в случае продления этого срока по результатам диагностирования – истечения продленного срока службы указанного оборудования, ОАО «Газпром газораспределение», как исполнитель услуг в рамках договоров по техническому обслуживанию и ремонту ВДГО и (или) ВКГО, вправе приостановить подачу газа с предварительным письменным уведомлением заказчика (пп. «в» п. 80 Правил № 410).

Учитывая изложенное выше, а также тот факт, что износ внутридомовых газовых сетей по приблизительным оценкам Ростехнадзора составляет 65-70%, истек срок эксплуатации внутренних газопроводов более, чем в 3000 домов, с целью исключения возникновения чрезвычайных ситуаций и обеспечения безопасности и определения потребности в ремонте или замене систем внутреннего газоснабжения собственникам помещений в многоквартирных домах совместно с управляющими компаниями мероприятий по проведению технического диагностирования внутридомовых газопроводов, срок ввода в эксплуатацию которых превышает 30 лет.

Необходимость проведения технического диагностирования ВДГО определяется рядом федеральных документов:

Правила поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан. Утверждены Постановлением Правительства РФ от 21 июля 2008 г. №549.
Порядок содержания и ремонта внутридомового газового оборудования в Российской Федерации. Утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 26 июня 2009 г. №239.
Методические рекомендации по контролю за техническим обслуживанием и состоянием внутридомового газового оборудования. Утверждены приказом Ростехнадзора №1001 от 02.12.2009 г.
ФЗ № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации».

Общие технические требования к диагностике ВДГО приведены в «Положении о диагностировании технического состояния внутренних газопроводов жилых и общественных зданий — МДС 42-1.2000» (утверждено Приказом Госстроя России от 3 мая 2000 г. № 101):

Первичная диагностика внутреннего газопровода, производится по истечении нормативного срока службы.
30 лет со дня ввода газопровода в эксплуатацию.
Работы по диагностике внутренних газопроводов проводятся специализированными организациями, имеющими лицензии Ростехнадзора на диагностику внутренних газопроводов. Указанные специализированные организации не могут создаваться на базе или при участии обслуживающих газопроводы предприятий и должны быть полностью независимы от них.
Основной задачей диагностики является определение потребности (вида и объемов работ) в ремонте систем внутреннего газоснабжения, а также определение остаточного ресурса системы после проведения ремонта. В качестве остаточного ресурса (в соответствии с ГОСТ 27.002-89) принимается наработка остающихся без замены участков системы от момента диагностики ее технического состояния до перехода в неработоспособное состояние. Остаточный ресурс (в годах) устанавливается как дополнительный нормативный срок службы, после истечения которого должна проводиться очередная повторная диагностика системы.

Необходимость технического диагностирования ВДГО

В соответствии с п. 4 Правил пользования газом в части обеспечения безопасности при использовании и содержании внутридомового и внутриквартирного газового оборудования при предоставлении коммунальной услуги по газоснабжению, утвержденных постановлением Правительства РФ от 14.05.2013г. № 410 (Правила № 410) безопасное использование и содержание внутридомового газового оборудования обеспечиваются путем осуществления следующего комплекса работ (услуг):

техническое обслуживание и ремонт внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования;

аварийно-диспетчерское обеспечение;

техническое диагностирование внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования;

замена оборудования.

Необходимость проведения технического диагностирования ВДГО определяется рядом федеральных документов:

Правила поставки газа для обеспечения коммунально-бытовых нужд граждан. Утверждены Постановлением Правительства РФ от 21 июля 2008 г. №549.

Порядок содержания и ремонта внутридомового газового оборудования в Российской Федерации. Утвержден приказом Министерства регионального развития Российской Федерации от 26 июня 2009 г. №239.

Методические рекомендации по контролю за техническим обслуживанием и состоянием внутридомового газового оборудования. Утверждены приказом Ростехнадзора №1001 от 02.12.2009 г.

ФЗ № 131-ФЗ «Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации».

Первичная диагностика внутреннего газопровода, производится по истечении нормативного срока службы.

30 лет со дня ввода газопровода в эксплуатацию.

Работы по диагностике внутренних газопроводов проводятся специализированными организациями, имеющими лицензии Ростехнадзора на диагностику внутренних газопроводов. Указанные специализированные организации не могут создаваться на базе или при участии обслуживающих газопроводы предприятий и должны быть полностью независимы от них.

Основной задачей диагностики является определение потребности (вида и объемов работ) в ремонте систем внутреннего газоснабжения, а также определение остаточного ресурса системы после проведения ремонта. В качестве остаточного ресурса (в соответствии с ГОСТ 27.002-89) принимается наработка остающихся без замены участков системы от момента диагностики ее технического состояния до перехода в неработоспособное состояние. Остаточный ресурс (в годах) устанавливается как дополнительный нормативный срок службы, после истечения которого должна проводиться очередная повторная диагностика системы.

АО «Омскгоргаз» оказывает услуги по техническому диагностированию ВДГО и полностью соответствует требованиям, предъявляемым действующим законодательством к специализированным организациям.

16 июня 2021

АО «Омскгоргаз» является основным поставщиком сжиженного газа для нужд населения города Омска. В процессе поставки газа используется внутридомовое газовое оборудование (далее – ВДГО), которое включает в себя газопроводы МКД, подключенные к газораспределительной сети либо к резервуарной установке, до места подключения газоиспользующего оборудования. Такие газопроводы и устройства на них являются общим имуществом собственников помещений МКД.

АО «Омскгоргаз» является специализированной организацией, осуществляющей деятельность как по техническому обслуживанию, так и по техническому диагностированию внутридомового газового оборудования.

Для обеспечения безопасности газоснабжения, специалисты АО «Омскгоргаз» ежегодно осуществляют техническое обслуживание ВДГО, которое включает в себя работы и услуги по поддержанию внутридомового и (или) внутриквартирного газового оборудования в техническом состоянии, соответствующем предъявляемым к нему нормативным требованиям.

Вместе с тем, большинство газифицированных домов в городе Омске эксплуатируются уже более 30 лет. В таких домах нормативный срок эксплуатации ВДГО истек.

По истечении нормативного срока эксплуатации, газовое оборудование подлежит либо замене, либо техническому диагностированию, с целью определения возможности дальнейшей эксплуатации газового оборудования и газопровода и продления срока службы. Ответственность за проведение технического диагностирования законом возложена на собственников, в интересах которых действует управляющая организация, при ее наличии.

АО «Омскгоргаз» оказывает услуги по техническому диагностированию ВДГО и полностью соответствует требованиям, предъявляемым действующим законодательством к специализированным организациям.

В случае, если Управляющая организация, действуя в интересах собственников многоквартирного дома, заключила договор на техническое диагностирование с иной специализированной организацией, которая выявила в результате ТД замечания, то специалисты АО «Омскгоргаз», в рамках заключенных договоров на ТО ВДГО, проводят работы, направленные на устранение выявленных замечаний.

Основные замечания, выявляемые при проведении работ по техническому диагностированию ВДГО: касание газопроводов электропроводами различного назначения; отсутствие футляров при пересечении строительных конструкций с газопроводом; наличие контакта между футляром и газопроводом, нарушение антикоррозийного покрытия газопроводов, разрушение заделки футляров газопроводов эластичными материалами в соответствии с требованиями строительных норм и правил.

Работы по устранению замечаний ведут специалисты СВС АО «Омскгоргаз». Работы уже проведены на домах УК «Левобережье», ведутся работы на адресах УК «Мой дом» и УК «Коммунсервис». Начаты работы в домах ЖЭУ №7 и УК «Управдом-7».

В соответствии с действующим законодательством, работы по техническому диагностированию ВДГО являются обязательными в отношении оборудования, отработавшего сроки эксплуатации, установленные изготовителем, либо сроки, установленные проектной документацией, утвержденной в отношении газопроводов. В случае отсутствия положительного заключения, выданного специализированной организацией на ВДГО многоквартирного дома, поставщик газа имеет право приостановить подачу газа.

Потребитель должен понимать, что аварии по причине утечки бытового газа могут привести к обрушению всего многоквартирного дома и к человеческим жертвам, и своевременное выявление «слабых мест» является крайне важной мерой профилактики наступления таких последствий.

АО «Омскгоргаз» призывает своих абонентов соблюдать меры предосторожности при использовании газа в быту. Благодаря бдительному контролю и бережному отношению к общедомовому газопроводу, Вы сможете избежать возможных негативных последствий.

Справочно:

Аварийно-диспетчерская служба АО «Омскгоргаз» — 04

СВС-1, ул. Нефтезаводская, 38/1 – 977-408

СВС-2, ул. 22 Партсъезда, 98а – 977-409

СВС-3, ул. Новороссийская, 2/1- 977-410

Вторая жизнь магистральных трубопроводов | Neftegaz.

Эксплуатируемым сегодня магистральным трубопроводам (МГ) не менее 30 лет, а многим — 40 лет. А это значит, что уже через 15-20 лет они могут исчерпать свою техническую надежность, что, вполне вероятно, обозначит серьезную проблему, связанную с надежностью поставок газа. Иными словами, под вопросом окажется промышленная и экологическая безопасность. Что делать в сложившейся ситуации? Об опыте Газпрома рассказывают специалисты компаний ООО Орггазнефть Татьяна Фоменко и Экспертсервис Валерий Суринович.

Эксплуатируемым сегодня магистральным трубопроводам (МГ) не менее 30 лет, а многим — 40 лет. А это значит, что уже через 15-20 лет они могут ис-черпать свою техническую надежность, что, вполне вероятно, обозначит серьезную проблему, связанную с надежностью поставок газа. Иными словами, под вопросом окажется промышленная и экологическая безопасность. Что делать в сложившейся ситуации? Об опыте Газпрома рассказывают специалисты компаний ООО «Орггазнефть» Татьяна Фоменко и Экспертсервис Валерий Суринович.

С 2002 г. в Газпроме силами независимых экспертных организаций по правилам РД 03-484-02 Госгортехнадзора России осуществлялась программа продления срока безопасной эксплуатации МГ. Однако она не решила основной задачи для Газпрома — оценку технического состояния и прогнозирования этого состояния, особенно «старых» газопроводов на десятилетия.

С 2006 г. эту стратегическую отраслевую задачу Газпром решает на основе новых подходов обеспечения промышленной и экологической безопасности эксплуатируемых МГ. Они изложены в СТО Газпром 2-3.5-051-2006 (отраслевой стандарт) в виде «Принципов принятия решений по реконструкции магистральных газопроводов», раздел 17.
В этих принципах заключен многолетний организационно-технологический опыт эксплуатации МГ на объектах Газпрома и сформулирован он следующим образом:
Во-первых, основанием для проведения реконструкции МГ (газотранспортной системы) является его включение в действующую отраслевую «Программу реконструкции и технического перевооружения объектов транспорта газа»;

Во-вторых, срок службы (возраст) объектов не является окончательным основанием для их реконструкции. Возможна альтернативная стратегия продления ресурса оборудования с поддержанием технического состояния с помощью капитального ремонта.

Предлагаемые подходы обеспечения промышленной и экологической безопасности действующих МГ в принципе не противоречат ни Федеральному закону «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ от 21.07.1997 г., ни новому «Порядку продления срока без-опасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», утвержденного приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 30 июня 2009 г. («Порядок …»). Этот документ выпущен взамен Постановления Госгортехнадзора России от 09 июня 2002 г. № 43 «Об утверждении «Положения о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах» и, соответственно, отменил действие РД 03-484-02.
В последней редакции правил эксплуатации магистральных газопро-водов (ПЭ МГ), введённых в действие в 2010 г. , Газпром уделяет много внимания техническому диагностированию МГ, которое должно осуществляться на протяжении жизненного цикла МГ, т.е. до вывода его из эксплуатации. Понятие «жизненный цикл» МГ, по нашему мнению, логично включает в себя поэтапное продление срока безопасной эксплуатации МГ, осуществляемое, как по правилам Ростехнадзора, так и нормам Газпром.

Продление срока безопасной эксплуатации МГ фактически является технологической, экономической, экологической и юридической задачами, решение которых обеспечивает дальнейшую нормальную хозяйственную деятельность Газпрома и его организаций по эксплуатации газопроводов в рам-ках правового поля. Такой подход проистекает, как нам представляется, из нормативного документа Ростехнадзора — «Порядок…». Из этого документа следует (п. 4), что при достижении определённого установленного срока работы МГ его дальнейшая эксплуатация без продления срока безопасной эксплуатации не допускается. Необходимо отметить, что обязательность проведения ЭПБ устанавливается ст. 6-9 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 г. № 116-ФЗ на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации опасных про-изводственных объектов.

Сегодня очевидно, что в обозримом будущем именно собственник МГ будет нести всю полноту ответственности (финансовую, юридическую, экономическую, экологическую и т.п.) за надёжность функционирования своих объектов вне зависимости от того когда и кем и по каким нормам эти объекты были спроектированы и как построены. Происходящее ужесточение требований со стороны федеральных и региональных органов власти к надёжности эксплуатируемых МГ, необходимость соблюдения новых экологических требований и норм потребует значительных затрат от Газпром в ближайшей перспективе. И здесь возникает вполне разумный вопрос, стратегический по своему значению для Газпром, о пределах допустимого (предельного) срока эксплуатации МГ, введенных в эксплуатацию в 60-х годах из малоуглеродистых низколегированных сталей класса прочности не выше К60, когда срок эксплуатации достиг более 40 лет.

С одной стороны, на экспертный взгляд, такой срок эксплуатации низколегированных малоуглеродистых сталей 17Г1С, 19Г и других класса прочности К52-К60 не представляется предельным. С другой стороны, существует технологическая необходимость в определении допустимого реального срока эксплуатации таких МГ. Такую стратегическую отраслевую задачу Газпром еще следует решить в ближайшее время, так как через 15-20 лет появятся серьезные проблемы с обеспечением надежности поставок газа потребителям в связи с возможным исчерпанием технологической надежности функционирования МГ, т.е. с обеспечением промышленной и технологической безопасности значительной части действующих МГ и с учетом требовний Ростехнадзора.

В настоящее время в соответствии с п. 4 «Порядка …» при достижении срока эксплуатации, заложенного в технических регламентах, нормативной, проектной и эксплуатационной документации, дальнейшая эксплуатация без продления срока безопасной эксплуатации не допускается. Однако в соответствии с абз. 2 этого пункта «…Если в документации отсутствует назначенный срок эксплуатации диагностируемых технических устройств, оборудования и сооружений, то принимается срок эксплуатации аналогичного технического устройства, оборудования и сооружения». Применительно к продлению срока безопасной эксплуатации газопроводов Газпром можно использовать опыт эксплуатации аналогичного газопровода Ду 700 «Серпухов — Ленинград», который безпроблемно функционирует с 1959 года. Срок безопасной эксплуатации этого газопровода (марки стали: 19Г, 17Г1С, 14ХГС) в пределах гра-ниц обслуживания ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» 236-803,1 км продлевался в 2003-2005 гг. (заключения № 56-ТУ-14551-2003, № 56-ТУ-23876-2004, № 56-ТУ-33513-2005 — эксперт Суринович В.К.). В настоящее время газопровод функционирует стабильно и возможно новое продление срока безопасной эксплуатации.

Особенно остро при эксплуатации МГ стоит проблема герметичности кранов и она может обостриться при выполнении плановых в соответствии с п. 5.7.18 ПЭ МГ (и технологически необходимых для обеспечения надёжности срабатывания кранов) перестановок кранов в присутствии эксплуатаци-онного персонала в независимости от наличия телеуправления. Здесь технологически разумно (один раз в год) использовать для набивки уплотнения крана специальную пасты Орггазнефть (г. Москва), как имеющую значительный ресурс и при этом существенно ниже стоимости подобных зарубежных паст. Эта паста уплотнительная конденсатостойкая 131-435 КГУ вошла в реестр материалов, разрешенных к применению в Газпром в соответствии с п. 5.17.11 ПЭ МГ (реестр материалов утвержден О.Е. Аксютиным 15.05.2011 г.). Использование таких специальных паст следует рассматривать как техническое решение по временному (и неоднократному) восстановлению герметичности кранов. Это относится к тем кранам, в которых конструктивно предусмотрена набивка уплотнительных материалов. Вырезка негерметичных кранов больших диаметров может быть перенесена на неопределенный срок при использовании уплотнительных паст Орггазнефть.

Следует отметить, что определение (установление) предельно допустимого срока безопасной эксплуатации МГ можно рассматривать как предельный случай проведения ЭПБ, т.к. при этом используются все методические инструменты и правила, т.е. выполняются все требования Ростехнадзора и нормы Газпрома.
Естественно, что Газпром в транспортировании газа прилагает массу технологических и организационных усилий, чтобы стать экономически и технологически более эффективным в этом виде деятельности, хотя бы в краткосрочной перспективе, а долговременный аспект обеспечения надежного и устойчивого функционирования старых МГ требует новых технологических решений и значительных затрат.

Для решения проблемы определения предельно допустимого срока безопасной эксплуатации МГ в процессе выполнения ЭПБ предлагается использовать патент № 2442114 «Способ определения работоспособности стальных газонефтепроводных труб магистральных трубопроводов» с приоритетом от 23.03.2010 г. Используя указанный патент, предлагается ноу-хау «Способ повышения капитализации Газпром путем опытно-экспериментального установления нового срока работы длительно эксплуатируемых (действующих) магистральных газопроводов с сохранением их технологических возможностей». Предлагается вместо капитального ремонта провести опытно-экспериментальное установление нового срока работы действующего МГ или участка с использованием методов и подходов, изложенных в вышеуказанном патенте на специальных региональных стендах по типу созданного в Санкт-Петербурге. Такой подход представляется нам решением стратегической задачи Газпром по обеспечению надежного функционирования старых газопроводов (ожидаемый срок продления, исходя из нашего экспертного опыта, составит 15-20 лет).

Во ФГУП ЦНИИ КМ Прометей по проекту Уральский инжиниринго-вый центр при участии Газпрома трансгаз Санкт-Петербург построил специализированный гидравлический стенд СГИ-1, разработана и согласована с НТЦ Надёжность и ресурсы объектов ЕГС Газпром ВНИИГАЗ и РГУ НГ им. Губкина «Методика циклических испытаний труб класса прочности К60, К70, Х70-Х100. Стенд используется с 2009 г.

безопасных и надежных трубопроводов | Пособие для законодательных органов штатов

Нефтепродукты обеспечивают около 65% энергии, используемой в Соединенных Штатах, причем наибольшую долю составляют нефть и природный газ. Нефте- и газопроводы обеспечивают самый дешевый и безопасный способ транспортировки этих продуктов на рынок, что делает их важными секторами критической энергетической инфраструктуры страны.

Возможность безопасной доставки нефти и газа по трубопроводам имеет важное значение для безопасности Соединенных Штатов и является фундаментальным аспектом современной жизни со значительными последствиями для экономики и здравоохранения.Федеральное правительство через Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов Министерства транспорта США (PHMSA) осуществляет надзор за безопасностью трубопроводов в координации с государственными органами. Фактически государства играют важную роль в регулировании, реализации и обеспечении соблюдения инициатив по обеспечению безопасности трубопроводов.

Законодательные собрания штатов могут предпринять ряд шагов, которые могут помочь снизить риски, связанные с трубопроводами, в том числе:

Основы трубопроводной инфраструктуры

Национальная транспортная инфраструктура для природного газа и опасных жидкостей, таких как сырая нефть, бензин, дизельное топливо, этанол и пропан, среди прочего, состоит из обширной сети взаимосвязанных трубопроводов, хранилищ, компрессорных станций, нефтеперерабатывающих заводов и производственных площадок. Существует более 2,7 миллионов миль трубопроводов, которые ежегодно доставляют триллионы кубических футов природного газа и сотни миллиардов тонн нефти. Большая часть этой системы — более 2,5 миллионов миль — состоит из системы природного газа, в то время как 218 000 миль трубопроводов для сжиженной нефти составляют баланс.

Даже в системе природного газа большую часть миль — более 2,2 миллиона — составляют газораспределительные линии, по которым газ доставляется в дома и на предприятия.Тем не менее, газ часто перемещается на большие расстояния между производственными площадками и пунктом потребления: по всей стране действует более 300 000 миль линий электропередачи и почти 18 000 миль газосборных линий.

В состав трубопроводной системы входят:

Линии сбора , которые собирают и перемещают продукты от точки производства, такой как скважины или морские буровые установки, до места хранения или переработки.
Линии электропередач , которые транспортируют большие количества природного газа или опасных жидкостей на большие расстояния, в конечном итоге соединяя производство с рынками. Линии передачи природного газа транспортируют газ от линий сбора, хранилищ или предприятий по переработке к распределительным центрам, региональным хранилищам, электростанциям, промышленным потребителям и муниципалитетам. Линии передачи нефти доставляют сырую нефть на нефтеперерабатывающие заводы, прежде чем продукты переработки поступают на рынок. Большинство магистральных трубопроводов расположены под землей и транспортируют газ под высоким давлением, обычно работая при давлении от 200 до 1500 фунтов на квадратный дюйм (psi).
Распределительные линии , которые забирают газ из системы передачи и подают его для конечного потребления.Распределительные системы состоят из магистральных линий большего диаметра и служебных линий малого диаметра, которые работают при более низком давлении. Магистральные линии доставляют газ промышленным потребителям и крупным потребителям, а по коммуникационным линиям газ доставляется в дома и на предприятия. В то время как основные линии могут работать под давлением ближе к 200 фунтам на квадратный дюйм, к тому времени, когда газ достигает дома клиента, давление в системе обычно снижается примерно до одной четверти фунта на квадратный дюйм.
Межштатные трубопроводы , которые перемещают продукты через границы штатов.Примерно две трети из 48 нижних штатов зависят от межштатных трубопроводов, которые связывают районы добычи природного газа с центрами потребления. Почти все межгосударственные трубопроводы являются линиями электропередачи, а на межгосударственные газопроводы приходится более двух третей всех линий электропередачи в США

Внутригосударственные трубопроводы , действующие только в пределах границ штата. Техас имеет, безусловно, самую большую внутриштатную трубопроводную сеть с действующими внутриштатными трубопроводами протяженностью 45 000 миль.
Складские и пиковые установки , которые помогают сбалансировать ежедневные и сезонные колебания спроса. В 28 штатах насчитывается более 400 подземных хранилищ природного газа, в основном состоящих из истощенных скважин по добыче природного газа, в дополнение к объектам для снижения пиковых нагрузок, расположенным ближе к центрам потребления. Эти объекты предлагают операторам трубопроводов возможность хранить резервные запасы для удовлетворения изменений спроса.
Товары для газопроводов — товарные побочные продукты производства природного газа, включая природный газ, водород, пропан и синтетический газ.Системы распределения и передачи почти полностью состоят из природного газа, хотя некоторые из них используются для транспортировки водорода и пропана.
Сжиженный природный газ (СПГ) — это природный газ, охлажденный примерно до -260 градусов по Фаренгейту для облегчения транспортировки продукта по железной дороге, автомобильным или морским транспортом. В сжиженном состоянии продукт занимает около одной шестой объема газа трубопроводного качества. Объекты СПГ в первую очередь предназначены для транспортировки отечественного газа на внешние рынки.

Рис. 2. Сеть газопроводов США

Источник: Управление энергетической информации США

Регламент: Федеральная роль и роль штата

Как государственные, так и федеральные агентства несут ответственность за надзор и безопасность трубопроводов. Межгосударственные трубопроводы подпадают под юрисдикцию Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC) и Министерства транспорта США (DOT). В общих чертах, FERC наблюдает за коммерческой стороной межгосударственных трубопроводов, а DOT наблюдает за операциями на местах.Что касается безопасности трубопроводов и цели настоящего отчета, то PHMSA является федеральным агентством, работающим в сотрудничестве с агентствами штатов над снижением рисков, связанных с трубопроводами. Хотя PHMSA отвечает за разработку и соблюдение правил техники безопасности, агентство тесно сотрудничает с государственными органами, которые проводят большую часть проверок. Большинство внутриштатных трубопроводов регулируются комиссиями государственных коммунальных служб (PUC) или другими регулирующими органами штатов.

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ АГЕНТСТВА

FERC имеет полномочия утверждать новые проекты трубопроводов, включая размещение, выдачу разрешений и надзор за коммерческими операциями для межгосударственных трубопроводов, связанных с ними хранилищ природного газа и объектов СПГ. FERC регулирует тарифы и услуги и контролирует работу трубопроводов и объектов СПГ во всех пунктах въезда в США для импорта и экспорта. Федеральные полномочия по размещению или выдаче разрешений на строительство новых межштатных трубопроводов для опасных жидкостей отсутствуют, и правила размещения в штатах значительно различаются.

Когда трубопровод, хранилище или объект СПГ введены в эксплуатацию, PHMSA несет ответственность за регулирование, мониторинг и обеспечение соблюдения правил безопасности трубопроводов. Большая часть этой работы ложится на Управление безопасности трубопроводов PHMSA, которое разрабатывает и реализует политические инициативы и правила, регулирующие безопасную эксплуатацию трубопроводной сети.Офис управляет национальной программой проверки и обеспечения безопасности трубопроводов посредством процесса сотрудничества с партнерскими государственными агентствами для обеспечения безопасности, защиты, мониторинга и соблюдения требований.

Управление безопасности трубопроводов также руководит образовательными и информационно-просветительскими инициативами PHMSA, направленными на содействие более широкому внедрению программ безопасности государственными и местными органами власти, операторами трубопроводов и широкой общественностью. Полномочия PHMSA продлевались каждые пять лет с момента принятия Закона об инспекции, защите, обеспечении соблюдения и безопасности трубопроводов (PIPES) 2006 года.Последнее обновление Закона о ТРУБАХ было выпущено в 2016 году, и в настоящее время обсуждается повторное разрешение на 2021 год. Однако участие федерального правительства в инициативах по обеспечению безопасности трубопроводов насчитывает десятилетия, начиная с первого Закона о безопасности трубопроводов, который был принят в 1968 году. Национальный совет по безопасности на транспорте, Счетная палата правительства и общественность.

Первое правило пересмотрело федеральные правила безопасности трубопроводов для повышения безопасности наземных газопроводов, включая требования по управлению целостностью, которым должны следовать операторы для определения максимально допустимого рабочего давления. Основное внимание в этом правиле уделяется непроверенным линиям электропередачи и линиям, изготовленным из определенных материалов в «зонах с высокими последствиями», таких как густонаселенные районы.
Второе правило вносит изменения для повышения безопасности трубопроводов для опасных жидкостей, расширяя требования к отчетности, чтобы включить некоторые опасные жидкости самотеком и сельскими сборными линиями.Он требует, чтобы линии, на которые повлияли экстремальные погодные условия, проверялись, а оценка целостности определенных сегментов системы проводилась не реже одного раза в 10 лет.
Третье правило описывает полномочия министра транспорта по выдаче чрезвычайных распоряжений, устанавливающие процедуры для выдачи экстренных распоряжений в отношении небезопасных условий или действий, представляющих непосредственную опасность для здоровья и безопасности населения или окружающей среды.

ГОСУДАРСТВЕННЫЕ АГЕНТСТВА

Хотя PHMSA разрабатывает большую часть правил безопасности трубопроводов по всей стране, большинство инспекций проводится государственными органами.Федеральный закон устанавливает ответственность штатов за регулирование, проверку и обеспечение соблюдения стандартов безопасности для внутриштатных трубопроводов, хотя штаты должны получить федеральную сертификацию для реализации этих программ безопасности.

Каждый год Управление безопасности трубопроводов PHMSA сертифицирует государственные органы для выполнения этих инспекций и надзорных функций. Все штаты, за исключением Аляски и Гавайев, участвуют в программе безопасности трубопроводов. Программа позволяет штатам взять на себя полномочия по обеспечению безопасности внутриштатных газопроводов, трубопроводов для опасных жидкостей и подземных хранилищ природного газа, тем самым предоставляя штатам полномочия в отношении более чем 80% инфраструктуры, находящейся в ведении PHMSA.Для выполнения этой роли PHMSA предоставляет гранты, возмещающие до 80% общих затрат на персонал, оборудование и надзорную деятельность. В некоторых случаях штаты также получили разрешение PHMSA на инспекцию межгосударственных трубопроводов. Следующие штаты в настоящее время уполномочены выступать в качестве межгосударственных агентов: Аризона, Коннектикут, Айова, Мичиган, Миннесота, Нью-Йорк, Огайо, Вашингтон и Западная Вирджиния.

Чтобы пройти сертификацию, нормативные акты штата должны быть не менее строгими, чем федеральные. Тем не менее, штаты могут и осуществляют более строгий надзор, чем требуется на федеральном уровне. В некоторых случаях это произошло в результате громких аварий на трубопроводах, приведших к гибели людей и имуществу.

Взрывы трубопроводов в Калифорнии и Пенсильвании в 2010 г. усилили регулирование и надзор за эксплуатацией трубопроводов, а недавние взрывы в Кентукки и Массачусетсе усилили обеспокоенность общественности по поводу стареющих труб, составляющих национальную нефтегазовую инфраструктуру.

В сентябре 2018 года в результате серии пожаров и взрывов в долине Мерримак на северо-востоке штата Массачусетс было повреждено более 130 зданий, погиб один человек и около двух десятков человек были отправлены в местные больницы.Согласно заключительному отчету Национального совета по безопасности на транспорте (NTSB), инцидент произошел, когда природный газ под высоким давлением попал в распределительную систему низкого давления. Предотвратимый инцидент был результатом слабого технического управления, планирования и практики распределительной компании Columbia Gas of Massachusetts при замене старой чугунной распределительной магистрали, а также неадекватной защиты системы от избыточного давления.

В связи со взрывами газа в долине Мерримак Сенат штата Массачусетс рассмотрел два отдельных законопроекта, направленных на повышение безопасности при немедленном реагировании на аварийные ситуации на трубопроводе.Во-первых, SB 1967 требует от департамента коммунальных служб создания оперативной группы, состоящей из представителей департамента и газовой компании, для разработки планов реагирования на чрезвычайные ситуации, учитывающих все предсказуемые причины выхода из строя газопровода. Точно так же SB 1966 создаст наблюдательный совет, который будет давать рекомендации губернатору в отношении газовой безопасности, инспекции объектов, квалификации инспекторов и инженеров, которые контролируют строительство и техническое обслуживание трубопровода, а также протоколов аварийного реагирования на инциденты, связанные с газом.Обе эти меры подкрепляют идею о том, что подготовленное реагирование является наиболее эффективным реагированием на аварийную ситуацию на трубопроводе.

В августе 2019 года в округе Линкольн, штат Кентукки, произошел разрыв газопровода, в результате чего вылилось около 66 миллионов кубических футов природного газа. Газ воспламенился, и в результате взрыва один человек погиб и шестеро были госпитализированы. Он разрушил пять близлежащих домов, повредил еще 14 и вызвал эвакуацию 75 жителей из близлежащего парка мобильных домов. Трубопровод принадлежит и управляется Enbridge Inc.Хотя NTSB все еще расследует инцидент, в предварительном отчете отмечается, что это не первый случай прорыва на этом конкретном участке трубопровода, который находился в эксплуатации с 1957 года; ранее он разорвался недалеко от Мурхеда, штат Кентукки, в 2003 году.

Тенденции в области безопасности трубопроводов

Трубопроводы являются наиболее безопасным и экономичным способом транспортировки природного газа и опасных жидких продуктов. Однако стареющая инфраструктура и устаревшие материалы угрожают этому стандарту безопасности. Трубопроводы, сооруженные из литого и кованого железа, а также голой стали, в основном проложенные более 60 лет назад, представляют наибольшую угрозу для постоянной безопасности. В результате этих опасностей 22 штата и Пуэрто-Рико устранили газораспределительные линии из литого или кованого железа в пределах своих границ, а на национальном уровне протяженность магистральных распределительных сетей из литого и кованого железа сократилась на 42% с 2005 по 2018 год (данные за 2019 год). не были доступны на момент публикации.)

Изменения в этих материалах помогли снизить общее количество смертельных случаев, связанных с авариями на трубопроводах, но серьезные аварии на трубопроводах все еще происходят и наносят катастрофический ущерб.

Рис. 3. Плотность аварий на газопроводе | 2010-настоящее время

Источник: Министерство транспорта США

PHMSA определяет серьезные инциденты как те, которые включают любое из следующих условий:

Смертельный исход или травма, требующая стационарной госпитализации.
Общая стоимость 50 000 долларов или более, измеренная в долларах 1984 года.
Легколетучие жидкие выбросы объемом пять баррелей или более или другие жидкие выбросы объемом 50 баррелей или более.
Выбросы жидкости, приводящие к непреднамеренному возгоранию или взрыву.

Федеральные стандарты отчетности одинаковы на всей территории Соединенных Штатов, и, хотя штаты не подают отчеты об инцидентах в PHMSA, операторы трубопроводов обязаны сообщать об инцидентах напрямую в PHMSA. Данные, приведенные в этом отчете, взяты из данных и статистики PHMSA.

В среднем за последние 10 лет количество смертей, связанных со значительными авариями на трубопроводе, снижалось примерно на 31% в год по сравнению со средним годовым показателем с 1999 по 2008 год.Однако, несмотря на то, что в среднем происходит меньше смертей, трудно делать общие выводы с уверенностью в том, что общая безопасность трубопровода значительно улучшилась. В среднем за год с 2009 по 2018 год количество происшествий, полученных травм и ежегодные затраты, связанные с авариями на трубопроводе, выросли по сравнению со среднегодовыми показателями с 1999 по 2008 год.

За последние 20 лет PHMSA зарегистрировала 5 712 значительных инцидентов, классифицированных по этим параметрам. В результате этих инцидентов 291 человек погиб и 1267 человек получили ранения.Общая стоимость всех значительных инцидентов за последние 20 лет оценивается более чем в 9 триллионов долларов.

Когда ежегодные смертельные случаи исследуются с пятилетними интервалами, становится очевидной положительная и обнадеживающая тенденция. В целом смертность от аварий на трубопроводах статистически снижается. С 1999 по 2003 год в общей сложности погиб 91 человек, что в среднем составляет 18,2 человека в год. С 2004 по 2008 год в общей сложности погиб 81 человек, в среднем 16,2 человека в год. С 2009 по 2013 год в общей сложности погиб 61 человек, в среднем 12 человек.2 в год. За последние пять лет, с 2014 по 2018 год, было зарегистрировано 58 смертей, в среднем 11,6 в год. PHMSA не регистрировала более 20 смертей за один год на протяжении более 14 лет, а общее количество смертельных случаев не достигало двузначных цифр в течение четырех из последних шести лет.

Однако количество значительных инцидентов указывает на более тревожную тенденцию. В среднем количество инцидентов в год увеличивается. С 1999 по 2012 год в среднем происходило 276,9 инцидентов в год. Однако за последние шесть лет количество инцидентов значительно увеличилось как в целом, так и за год.С 2013 по 2018 год в среднем происходило 306 инцидентов в год. Только за один год за этот шестилетний период произошло менее 300 инцидентов. Для сравнения, за предыдущие 14 лет только за два года произошло более 300 происшествий за один год. Кроме того, несмотря на наименьшее общее количество инцидентов за последние шесть лет, в 2018 году все же произошло больше инцидентов — 291 — чем за все, кроме трех, из предыдущих 14 лет, с 1999 по 2012 год.

Рис. 4. Плотность происшествий в трубопроводе для опасных жидкостей | 2010-настоящее время

Источник: У.С. Департамент транспорта

Хотя данные указывают на то, что риск смерти при эксплуатации трубопровода объективно снижается, данные об общем риске травм менее значимы. Несмотря на обнадеживающий пятилетний период с 2004 по 2008 год, когда в среднем в год происходило чуть более 47 травм, за последние 20 лет в среднем 63 травмы в год были связаны с авариями на трубопроводе. За последние пять лет, с 2014 по 2018 год, в среднем было 70 травм в год.Для сравнения, с 1999 по 2004 год в среднем было 74 травмы в год. За те же самые промежутки времени среднее число ежегодных смертей снизилось примерно на 44 %, а количество травм уменьшилось лишь примерно на 5 %.

При сортировке по системе становятся очевидными несколько тенденций. Во-первых, инциденты в системе распределения явно наиболее опасны, во многом из-за того, что системы распределения расположены в непосредственной близости от мест проживания и работы людей. Несмотря на то, что они охватывают только 25% всех значительных инцидентов, на инциденты с раздачей приходится 71% всех смертельных случаев и 78% всех травм за последние 20 лет.Во-вторых, в распределительных системах особенно проблематичными являются трубопроводы из чугуна и кованого железа: 10% всех серьезных инцидентов при распределении происходят из-за 2% распределительных трубопроводов, построенных из чугуна.

Кроме того, 38% всех смертельных случаев и 17% всех травм на газораспределительных магистральных сетях связаны с литыми или коваными трубопроводами. Более того, около 38% происшествий с литыми и коваными трубопроводами приводят к гибели людей или травмам. Для сравнения, трубопроводы, построенные из других материалов, были гораздо менее опасны.На трубопроводах, построенных из других материалов, только в 20 % случаев зафиксированы несчастные случаи со смертельным исходом или травмами.

В-третьих, затраты, связанные с инцидентами, прямо пропорциональны количеству инцидентов. Например, 24 % всех инцидентов за последние 20 лет классифицируются как инциденты в системе передачи. Эти инциденты также составляют 25% от общей стоимости всех инцидентов за последние 20 лет. Аналогичным образом, за последние 20 лет на трубопроводы для опасных жидкостей приходится 48% всех происшествий и около 48% всех затрат на очистку.Аналогичным образом, на систему распределения приходится примерно 25 % всех инцидентов и около 22 % общих затрат за последние 20 лет.

Наконец, инциденты в системах сбора и хранения природного газа обходятся дорого, но не часто приводят к травмам или смерти. За последние 20 лет PHMSA зарегистрировала 146 происшествий, связанных с объектами сбора или хранения газа. В результате этих инцидентов не зарегистрировано ни одного смертельного случая, и только семь человек получили ранения. В общей сложности эти инциденты нанесли ущерб почти на 450 миллионов долларов, а компенсацию составили около 4 человек.8% от всех затрат на инцидент.

Роль законодательных собраний штатов

Законодательные органы штатов играют важную роль в обеспечении безопасности трубопроводов, контролируя регулирующие органы штатов и принимая законы штатов. Они могут поручить регулирующим органам штатов принять стандарты безопасности трубопроводов, которые являются более строгими, чем федеральные требования, и механизмы финансирования, которые предлагают стимулы для замены старых трубопроводов, особенно тех, которые сделаны из литого и кованого железа или голой стали. Они также могут обновлять законы штата о предотвращении ущерба от земляных работ и ужесточать гражданско-правовые санкции и правоприменение со стороны штата или требовать, чтобы операторы трубопроводов выполняли определенные требования по планированию действий в чрезвычайных ситуациях.

Стимулом для внесения этих изменений может быть множество форм, таких как федеральный надзор и штрафы, реакция на громкие инциденты с трубопроводом, которые приводят к гибели людей и имуществу, или консультации с регулирующими органами, промышленностью, общественностью и другими заинтересованные стороны.

ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЯ ОТ РАСПОЛОСА

Повреждения, вызванные раскопками, являются одной из основных причин повреждения трубопроводов в США, и только коррозия и отказ оборудования являются причиной большего количества инцидентов.Поскольку более 2,2 миллиона миль распределительных трубопроводов расположены в основном в более густонаселенных районах, на систему распределения, хотя и приходится только четверть всех серьезных происшествий, приходится почти три четверти смертельных случаев и травм в результате серьезных происшествий на трубопроводе. Вот почему так важно предоставлять экскаваторам максимально точную информацию, чтобы избежать случайных разрывов, которые могут привести к значительному ущербу для людей, имущества и местной экономики.

В течение последних двух десятилетий штаты работали над снижением распространенности таких инцидентов с помощью законов о предотвращении ущерба, которые часто называют «законами об одном звонке» или «законами 811». В каждом штате есть свой закон об одном звонке. Такие законы устанавливают требования безопасности для экскаваторов и операторов подземной инфраструктуры, а также структурные и процедурные протоколы для государства. Однако конкретные требования и уровень правоприменения могут значительно различаться.

На сегодняшний день законы способствовали сокращению количества серьезных инцидентов, вызванных земляными работами, примерно на 30% по сравнению с 2005 годом.Тем не менее, еще можно добиться дополнительного прогресса, и PHMSA работает над тем, чтобы законы штата об одном звонке соответствовали поставленной задаче.

В соответствии с Законом о ТРУБАХ от 2006 г., PHMSA было предоставлено право возбуждать гражданские иски против экскаваторов в штатах, которые, как считается, имеют неадекватные программы по борьбе с ущербом от земляных работ. В последующие годы PHMSA рассмотрело государственные программы, чтобы определить их адекватность. По состоянию на декабрь 2019 года в семи штатах и округе Колумбия правоприменение считалось неадекватным.Эти штаты включают Алабаму, Калифорнию, Колорадо, Делавэр, Флориду, Западную Вирджинию и Висконсин.

По меньшей мере 12 штатов — Алабама, Арканзас, Колорадо, Мэриленд, Мичиган, Миссури, Северная Каролина, Северная Дакота, Огайо, Оклахома, Пенсильвания и Теннесси — пересмотрели свои законы об одном звонке с 2010 года. Некоторые другие, такие как Индиана и Канзас, делал это раньше.

К основным элементам действующего законодательства относятся:

Уведомление экскаватора : Это требует от экскаватора уведомления о проекте всем операторам подземной инфраструктуры до начала земляных работ.Почти во всех случаях это так же просто, как уведомить единый колл-центр штата (позвонив по номеру 811). В других случаях экскаватор должен связаться с операторами напрямую.
Ответ оператора : Получив уведомление, операторы подземной инфраструктуры должны определить местонахождение и пометить свои объекты. Большинство штатов требуют, чтобы операторы маркировали объекты в течение двух рабочих дней после получения уведомления.
Положительный ответ : оператор должен сообщить экскаватору до начала раскопок, что любая подземная инфраструктура обнаружена и отмечена.Хотя это рассматривается как важная часть «замыкания петли» между обеими сторонами, это не универсальный элемент государственных законов об одном звонке. В 33 штатах закон позволяет маркировке, сделанной операторами, представлять собой положительный ответ. В некоторых штатах, таких как Огайо, оператор должен напрямую связаться с экскаватором, чтобы сообщить о наличии или отсутствии подземной инфраструктуры на участке.
Уведомление о повреждении : Каждый штат требует, чтобы экскаваторы, которые повреждают подземную инфраструктуру, как можно скорее уведомляли операторов или единый колл-центр. Между тем, в трех штатах не требуется, чтобы экскаваторы вызывали аварийную службу при выбросе опасных материалов, хотя федеральный закон требует, чтобы экскаваторы вызывали службу экстренной помощи как можно скорее.
Стандарты : законы штатов устанавливают стандарты, в соответствии с которыми экскаваторы и операторы должны выполнять свою работу, включая ограничения на тип оборудования, которое можно использовать в «зоне допуска», обозначенной маркировкой локатора.
Правоприменение : Это недостающая часть для многих штатов.Без надлежащих правоприменительных механизмов не будет сдерживающих факторов для нерадивых экскаваторов и операторов. PHMSA призвала штаты увеличить штрафы, чтобы воспрепятствовать нарушению закона, и назначить государственное агентство для расследования и возбуждения принудительных мер.

Для получения дополнительной информации о законах штата о предотвращении ущерба посетите онлайн-ресурс NCSL «Как штаты защищают трубопроводы от повреждений при земляных работах».

СОДЕЙСТВИЕ ЭФФЕКТИВНОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ ТАРИФОВ

Государственным регулирующим органам поручено защищать налогоплательщиков несколькими способами.Их работа заключается в том, чтобы цены оставались разумными для всех, чтобы каждый имел доступ к продуктам, которые считаются жизненно важными для современной жизни. Но они также несут ответственность за защиту налогоплательщиков в гораздо более буквальном смысле, поскольку их регулирование деятельности операторов трубопроводов и доходов, которые они получают, включает программы, связанные с безопасностью трубопроводов, такие как техническое обслуживание системы и инициативы по замене инфраструктуры.

Чтобы операторы трубопроводов, которых часто называют местными распределительными компаниями (МРС), могли финансировать эти инициативы по обеспечению безопасности, комиссии коммунальных предприятий должны предоставить им возможность возместить связанные с этим расходы.НРС подают в комиссии по коммунальным предприятиям дела по ставкам, в которых излагаются операции компании, и они ограничиваются тем, что утверждает комиссия по коммунальным предприятиям.

Роль комиссий коммунальных служб состоит в том, чтобы сбалансировать общественную безопасность и затраты. Это не всегда простая задача. Если бы безопасность была единственной заботой, комиссии по коммунальным предприятиям одобрили бы резкое повышение ставок в краткосрочной перспективе, чтобы профинансировать радикальные усилия по замене самых рискованных труб. Но безопасность — не единственное соображение, учитывая, что резкое повышение тарифов сделает природный газ — основной товар, который используется для приготовления пищи и обогрева — недоступным для многих людей.Комиссии обязаны поддерживать ставки «справедливыми и разумными».

После аварий на трубопроводе в 2011 г. Национальная ассоциация уполномоченных по регулированию в сфере коммунального хозяйства (НАРУК) опубликовала отчет, в котором затрагивается вопрос тарифообразования в связи с безопасностью трубопровода. В отчете сделан вывод о четырех потенциальных проблемных областях для PUC:

Недостаточное финансирование мероприятий по обеспечению безопасности (из-за опасений по поводу роста ставок), что приводит к субоптимальной безопасности.
Чрезмерное финансирование (без должной заботы о повышении ставок) для данного уровня безопасности.
Неадекватные стимулы для коммунального предприятия выполнять мероприятия по обеспечению безопасности.
Несоответствие между безопасностью и другими целями регулирования.

Ключевым моментом, как утверждается в документе, является обеспечение баланса путем предоставления комбинации поощрений за производительность. Такой баланс позволил бы НРС получать прибыль от своих инвестиций в деятельность по обеспечению безопасности с помощью механизмов возмещения затрат, гарантируя при этом посредством регулирующего надзора комиссии, что они не перерасходуют средства на эту деятельность.Роль PUC заключается в том, чтобы деньги, выделенные на деятельность по обеспечению безопасности, расходовались эффективно, а это увеличивало чистую социальную выгоду.

Содействие замене старой инфраструктуры

Замена старых труб является важным элементом мер безопасности LDC. За последнее десятилетие возросло беспокойство по поводу возраста многих национальных трубопроводов. После нескольких громких взрывов в 2011 году PHMSA выступила с «призывом к действию», призвав национальных операторов газопроводов ускорить ремонт, восстановление и замену наиболее опасных участков труб.Основные факторы для определения риска связаны с возрастом, материалом и местоположением — проходит ли труба вблизи густонаселенных районов, которые могут представлять повышенный риск по сравнению с аналогичной трубой в более сельской местности.

Типы труб, которые представляют наибольший риск, были изготовлены из литого и кованого железа или из чистой стали. В частности, трубопроводы из чугуна и кованого железа являются одними из старейших трубопроводов в стране, многие из которых были построены более 60 лет назад, но до сих пор используются для доставки газа в дома и на предприятия.С тех пор, как эти трубы были впервые установлены, промышленность значительно повысила безопасность своей системы за счет исследований и разработок в области передовых материалов, передового производства, методов проектирования и сварки швов, методов строительства и практики технического обслуживания. Однако эти старые литые и кованые трубы, которые подвержены более высокому риску прорыва из-за их возраста и отсутствия защитного покрытия, все еще находятся в эксплуатации. Разлагающийся характер сплавов железа подвергает людей, находящихся в непосредственной близости от этих труб, повышенному риску.По данным PHMSA, частота происшествий на этих трубах в четыре раза выше, чем на трубах из других материалов, и в два раза выше вероятность гибели людей или травм. Кроме того, до 1960-х годов широко использовались стальные трубопроводы для природного газа и опасных жидкостей без покрытия, известные как «голая сталь». Без внешнего покрытия, защищающего сталь от окружающей среды, трубопроводы из неизолированной стали подвержены коррозии и представляют высокий риск выхода из строя.

Многие компании, коммунальные службы и штаты требуют или внедряют ускоренную замену восстановления голой стали, а также трубопроводов из литья и кованого железа.Согласно отчету за 2018 год, 22 штата и одна территория полностью отказались от распределительных линий из литого и кованого железа. По данным PHMSA, к концу 2018 года около 97% инфраструктуры распределения природного газа в США состояло из пластиковых или стальных труб. Остальные 3% составляли железные трубы.

По состоянию на 2018 год в стране все еще находилось в эксплуатации более 250 000 миль распределительных сетей, которые либо были построены до 1960 года, либо дата их первоначальной установки неизвестна, в то время как более 11 миллионов линий распределительных сетей подпадали под аналогичную категорию.Примечательно, что некоторые штаты с самой высокой плотностью населения, в том числе исторические города с более высокой концентрацией старой инфраструктуры, не включены в этот список. Например, почти 60% газораспределительных сетей округа Колумбия были установлены до 1970 г., а в 23 штатах до 1970 г. было установлено более одной трети действующих газораспределительных сетей.

Для решения этой проблемы Комиссия по коммунальным услугам округа Колумбия утвердила 40-летний план ускоренной замены труб. LDC рассчитывает потратить более 100 миллионов долларов на замену почти 40 миль чугунных и голых стальных магистралей, а также на неопределенное количество линий обслуживания. В Пенсильвании Генеральная ассамблея приняла закон, предусматривающий плату за усовершенствование распределительной системы (DSIC), которая позволяет коммунальным предприятиям возмещать затраты на замену старых трубопроводов посредством ежемесячного включения в счета клиентов. Одна НРС подсчитала, что с 2016 по 2020 год она потратит 950 миллионов долларов на свою программу замены.

Механизмы альтернативных тарифов часто используются для ускорения замены старых конвейеров.Эти ставки должны быть одобрены комиссиями штата по коммунальным предприятиям, но законодательные собрания штатов приняли политику, облегчающую этот процесс в соответствии с законодательством штата. Делавэр — последний штат, предпринявший этот шаг. В 2018 году законодательный орган принял закон, разрешающий коммунальным предприятиям подавать заявки на временные ставки DSIC для замены инфраструктуры, срок службы которой подошел к концу.

Законодательные собрания семнадцати штатов приняли меры по содействию замене трубопроводов. Во время законодательной сессии 2019 года по крайней мере четыре штата рассмотрели более десятка законопроектов об усилении деятельности по замене трубопроводов со стороны НРС, из которых только Техас принял новый закон.

Техас HB 866 наделяет Железнодорожную комиссию Техаса (RRC) полномочиями по нормотворчеству в целях усиления регулирования операторов трубопроводов в отношении замены подверженных риску труб. Новый закон запрещает установку новых труб из чугуна, кованого железа или голой стали. Он предписывает RRC обнародовать правило, требующее от НРС разработки и реализации основанной на оценке рисков программы ежегодного демонтажа и замены не менее 8% наиболее подверженных риску труб в системе. Кроме того, закон требует, чтобы НРС изначально сосредоточили свое внимание на известных чугунных трубах, и предписывает удалить и заменить эти трубы до января 2018 года.1, 2022.

Как минимум в 20 дополнительных штатах и округе Колумбия PUC одобрили ту или иную форму инициативы по замене трубопровода без указания законодательного органа: Алабама, Арканзас, Калифорния, Колорадо, Коннектикут, Флорида, Джорджия, Айова, Луизиана, Мэн, Мичиган, Миссисипи, Невада, Нью-Гэмпшир, Нью-Джерси, Нью-Йорк, Огайо, Орегон, Юта и Вашингтон.

Продвижение эффективных стандартов безопасности

PHMSA — это федеральный орган по обеспечению безопасной, надежной и экологически чистой эксплуатации национальной трубопроводной инфраструктуры.Управление безопасности трубопроводов вместе с государственными партнерами регулирует деятельность почти 3000 компаний, эксплуатирующих трубопроводы протяженностью 2,8 миллиона миль. PHMSA также требует федеральных и государственных инспекций операторов СПГ и подземных хранилищ природного газа.

Округ Колумбия, Пуэрто-Рико и все штаты, кроме Аляски и Гавайев, участвуют в программе безопасности трубопроводов PHMSA, а еще 10 штатов также участвуют в программе PHMSA по подземному хранению природного газа. Для участия в этих программах штаты должны принять минимальные федеральные правила безопасности трубопроводов.Эти федеральные минимумы включают правила для:

Используемые материалы.
Проектирование и строительство трубопроводов.
Используемые материалы.
Проектирование и строительство трубопроводов.
Материалы для сварки или соединения с трубопроводом.
Требования к испытаниям и регулярному техническому обслуживанию.
Защита от коррозии.
Квалификационные стандарты трубопроводного персонала.
Требования к отчетности.
Программы по борьбе с наркотиками и алкоголем для сотрудников.
Программы управления добросовестностью на основе рисков.

Однако штаты могут принимать свои собственные, более строгие правила в отношении трубопроводов и подземных хранилищ природного газа. PHMSA измеряет эффективность этих программ с помощью осмотра на месте, соблюдения требований, расследования инцидентов и обучения, а также путем оценки записей и мероприятий по предотвращению ущерба при земляных работах. PHMSA хранит общедоступную информацию о программе безопасности трубопроводов каждого штата и показателях ее эффективности, которую можно найти на веб-сайте State Pages.

Кроме того, штаты могут осуществлять свои собственные программы обеспечения безопасности трубопроводов при условии, что программа получит сертификат от PHMSA. После получения сертификата государственная программа берет на себя ответственность за проверки соответствия и расследования отказов. В результате отдельные государственные программы безопасности трубопроводов отвечают за проверку более 80% инфраструктуры трубопроводов в соответствии с федеральным органом по безопасности.

Государства, сертифицированные PHMSA, реализующие собственную программу обеспечения безопасности трубопроводов, должны поддерживать адекватное базовое количество дней проведения инспекций безопасности трубопроводов.Уровень проверки утвержденной государственной программы основан на анализе каждого оператора и отражает базовое количество дней проверки, которое штат должен провести, чтобы оставаться в соответствии со стандартами PHMSA. В результате требования к количеству дней инспекционной деятельности в каждом штате формулируются на основе размера и объема операций на трубопроводе в отдельном штате.

В то время как PHMSA играет ведущую роль в установлении минимального уровня стандартов безопасности трубопроводов, штаты решили принять более строгие стандарты или официально принять федеральные стандарты, чтобы сделать безопасность приоритетной.На законодательной сессии 2019 года несколько штатов предприняли шаги в этом направлении.

Нью-Джерси ввел в действие SB 679 в январе 2019 года, который увеличил гражданские штрафы за определенные нарушения безопасности на объектах с природным газом или опасными жидкостями до федерального предела в соответствии с PHMSA. В частности, законопроект позволяет штрафовать лиц, определенных Советом по коммунальным предприятиям как нарушивших стандарты безопасности газопровода, на 200 000 долларов за каждое нарушение за каждый день, в течение которого нарушение сохраняется, и устанавливает максимальный гражданский штраф в размере 2 миллионов долларов за любую связанную серию нарушений.

В марте Законодательное собрание Южной Дакоты приняло SB 18, который официально принял федеральные стандарты безопасности трубопроводов, касающиеся проектирования, монтажа, проверки, испытаний, строительства, расширения, эксплуатации, замены и технического обслуживания объектов газопровода. Законопроект также увеличил максимальные гражданские штрафы за определенные нарушения безопасности трубопроводов до федерального уровня и создал государственную программу проверки безопасности трубопроводов.

Аналогичным образом, законопроект Сената Айовы об исследовании 1174 (ожидающий рассмотрения) отменит текущие максимальные гражданские штрафы в соответствии с законодательством штата, которые в настоящее время составляют 100 000 долларов США за каждое нарушение и 1 миллион долларов США за любую связанную серию нарушений, и заменит их применимыми федеральными стандартами.Кроме того, этот законопроект заменит установленную ежегодную плату за инспекцию в размере 50 центов за милю трубопровода в Айове и позволит определять ежегодную плату за инспекцию на основе фактических затрат, понесенных Советом коммунальных служб Айовы при проведении инспекций.

Несколько других штатов, включая Калифорнию, Коннектикут, Массачусетс, Нью-Йорк и Пенсильванию, рассматривали возможность внесения изменений в законодательство штатов, направленных на повышение стандартов безопасности трубопроводов. Эти законопроекты были направлены на решение нескольких вопросов, в том числе требование обучения и сертификации работников системы распределения; требование изучения государственных трубопроводных систем и потенциальных стимулов, которые могли бы повысить безопасность системы и стимулировать замену трубопровода; ограничение размещения трубопроводов большего диаметра вблизи определенных объектов, таких как школы; и ужесточение требований к отчетности по программе технического обслуживания LDC.

Массачусетс, пытающийся справиться с трагическими событиями взрывов газа в Мерримак-Вэлли в 2018 году, столкнулся с потоком предложенных законопроектов, касающихся безопасности трубопроводов в прошлом году. HB 1810 (на рассмотрении) добавит дополнительные меры безопасности к предлагаемым подразделениям, расположенным в пределах 75 футов от существующих газопроводов высокого давления. HB 2845 (на рассмотрении) предусматривает создание в рамках Департамента коммунального хозяйства совета по надзору за энергетической инфраструктурой, который будет давать рекомендации губернатору в целях повышения безопасности газа и трубопроводов. Кроме того, несколько законопроектов повысят прозрачность ремонта трубопроводов. HB 2847 (на рассмотрении) санкционирует программу сертификации для подрядчиков и сотрудников, ремонтирующих или выполняющих работы в коммунальной инфраструктуре. HB 2850 (на рассмотрении) потребует создания планов реагирования на чрезвычайные ситуации, обновляемых каждые три года, с учетом всех предсказуемых причин выхода из строя газопровода.

В дополнение к этим предложенным законопроектам в конце 2018 года, сразу после взрывов газа в Мерримак-Вэлли, штат Массачусетс принял чрезвычайное законодательство, которое требует, чтобы сертифицированный профессиональный инженер рассмотрел основные газовые проекты, прежде чем проект сможет получить одобрение регулирующих органов.

Аварийное управление

PHMSA признает, что каждый штат уникален и имеет свой собственный набор задач по защите населения и окружающей среды от рисков, связанных с трубопроводным транспортом. В 2014 году PHMSA поддержала Инициативу реагирования на чрезвычайные ситуации на трубопроводе Джорджии и с тех пор поощряет другие штаты к разработке аналогичных индивидуальных программ. Инициатива Грузии специально разработана для улучшения связи между службами быстрого реагирования, операторами трубопроводов и регулирующими органами, что PHMSA считает критически важным для эффективного и действенного реагирования на чрезвычайные ситуации.

Кроме того, PHMSA способствует обмену информацией, чтобы побудить операторов трубопроводов работать с должностными лицами по чрезвычайным ситуациям для создания планов действий в чрезвычайных ситуациях, способных координировать запланированные и фактические меры реагирования на возникающие чрезвычайные ситуации.

штата приняли рекомендации PHMSA, а также продвинули собственное законодательство в нескольких областях. В частности, штаты попытались изменить операционные процедуры для планирования протоколов реагирования на чрезвычайные ситуации и создали фонды реагирования на чрезвычайные ситуации, чтобы откладывать деньги для немедленного реагирования на чрезвычайную ситуацию.Обе эти законодательные цели поддерживают идею о том, что наилучший ответ на чрезвычайную ситуацию — немедленный и последовательный.

Чтобы улучшить регулирование и безопасность трубопроводов для опасных жидкостей, Калифорния в настоящее время имеет законопроект (SB 169) в комитете, который разрешает начальнику пожарной охраны штата требовать от владельца или оператора трубопровода создания и ведения записей и отчетов, а также предоставления информации начальник пожарной охраны обоснованно требует. Некоторые законодатели Калифорнии считают, что это ускорит способность начальника пожарной охраны принимать быстрые, решительные и обоснованные решения в условиях чрезвычайных ситуаций.Они утверждают, что это сократит время, необходимое для оценки серьезности чрезвычайной ситуации, и предоставит маршалу более немедленный доступ к критически важной информации о рассматриваемой инфраструктуре.

Массачусетс рассматривает два дополнительных законопроекта для повышения безопасности при немедленном реагировании на аварийные ситуации на трубопроводе. Во-первых, SB 1967 (на рассмотрении) потребует от департамента коммунальных служб создать целевую группу, состоящую из представителей департамента и газовой компании, для разработки планов реагирования на чрезвычайные ситуации, учитывающих все предсказуемые причины отказов газопровода. Аналогичным образом, SB 1966 (на рассмотрении) создаст наблюдательный совет, который будет давать рекомендации губернатору в отношении газовой безопасности, инспекции объектов, квалификации инспекторов и инженеров, которые контролируют строительство и техническое обслуживание трубопровода, а также протоколов аварийного реагирования на инциденты, связанные с газом. Обе эти меры подкрепляют идею о том, что подготовленное реагирование является наиболее эффективным реагированием на аварийную ситуацию на трубопроводе.

В Нью-Джерси предложенный закон пошел в другом направлении.SB 668 (на рассмотрении) предписывает коммунальным службам и операторам трубопроводов возмещать муниципалитетам расходы на аварийные службы после реагирования на чрезвычайные ситуации, связанные с трубопроводом. Законопроект требует, чтобы муниципалитеты возмещали расходы по ставке, равной почасовой заработной плате персонала служб экстренной помощи. Кроме того, AB 2616 (на рассмотрении) потребует, чтобы сотрудники коммунальных служб были обучены ролям, обязанностям и ожидаемой последовательности действий персонала аварийного реагирования. Работники коммунальных служб должны будут немедленно звонить в службу 911, чтобы сообщать о любых чрезвычайных ситуациях, связанных с их работой.

Южная Дакота, SB 190 был принят в марте, учреждая фонд, уполномоченный оплачивать «административные расходы и чрезвычайные расходы, понесенные государством, возникающие в связи со строительством трубопровода».

Заключение

Учитывая важную роль трубопроводов в надежной и экономичной доставке ценных энергетических ресурсов, многие законодатели работают над тем, чтобы обеспечить их защиту от ущерба со стороны третьих лиц. Они также принимают меры для обеспечения технического обслуживания и модернизации трубопроводов для обеспечения общественной безопасности и защиты окружающей среды.Благодаря постоянному сотрудничеству с PHMSA у штатов есть возможность сотрудничать с федеральными властями для повышения безопасности и надежности работы национальной трубопроводной системы.

В частности, законодательные органы штатов играют важную роль в установлении параметров, в рамках которых действуют государственные органы. В последние годы законодательные органы штатов реализовали эту инициативу, приняв новое и обновленное законодательство, чтобы повысить стандарты и требования безопасности, укрепить механизмы правоприменения, сбалансировать регулирующий надзор и предложить стимулы для замены устаревшей инфраструктуры и укрепления планирования на случай чрезвычайных ситуаций.

Дополнительные ресурсы

Опасность старения газовых труб скрывается под домами в США

Из-за обломков смертоносного взрыва трубопровода в Калифорнии возникла зловещая тема: в США есть тысячи таких же труб

Коммунальные службы в течение многих лет были вынуждены лучше проверять и заменять устаревшие газовые трубы — многие из них были проложены задолго до того, как пригороды расширились по ним, и теперь существует риск протечки или прорыва.

Но усилия не увенчались успехом.Критики говорят, что система регулирования созрела для проблем, потому что правительство в значительной степени предоставляет компаниям возможность проводить проверки, а коммунальные предприятия не хотят тратить деньги, необходимые для надлежащего ремонта и замены ветхих трубопроводов.

«Если бы мы говорили о FAA и авиаперевозках, я бы не сел в самолет», — сказал Рик Кесслер, бывший сотрудник Конгресса, специализирующийся на вопросах безопасности трубопроводов, который сейчас работает в организации Pipeline Safety Trust. базируется в Вашингтоне.

Следователи все еще пытаются выяснить, как произошел разрыв трубопровода в Сан-Бруно и воспламенился гигантский огненный шар, который поджег один дом за другим в этом районе, убив по меньшей мере четырех человек. Pacific Gas & Electric Co., владелец трубопровода, заявила в понедельник, что выделила до 100 миллионов долларов на восстановление жителей.

Эксперты говорят, что катастрофа в Калифорнии олицетворяет риски, с которыми сталкиваются местные жители из-за старых газопроводов. Трубе было более 50 лет — примерно такой же срок службы для стальных труб.Это была часть линии электропередачи, на одном участке которой был «неприемлемо высокий» риск отказа. И это было в густонаселенном районе.

Жители пытаются разобраться во взрыве газа
Соседи Сан-Бруно осматривают руины после взрыва
Число погибших в результате взрыва в Калифорнии неизвестно
Галерея: Взрыв газа в Калифорнии
Галерея: Последствия взрыва в Сан-Бруно

Взрыв стал последним предупредительным знаком в череде смертельных сбоев в инфраструктуре за последние годы, включая обрушение моста в Миннеаполисе и взрыв паровой трубы, разорвавший улицу Манхэттена в 2007 году. Разорвавшейся паровой трубе было более 80 лет.

Также в понедельник член палаты представителей Морис Хинчи заявил на федеральном слушании, что Агентство по охране окружающей среды должно регулировать гидроразрыв пласта, процесс добычи природного газа, который, по его словам, загрязнил воду вблизи буровых площадок по всей стране.

В процессе, также известном как фрекинг, миллионы галлонов воды, смешанной с песком и химическими веществами, некоторые из которых являются канцерогенами, выбрасываются глубоко в землю для высвобождения газа из плотных сланцевых отложений.Поскольку газовая лихорадка охватила часть обширного и прибыльного региона сланцев Марцеллус, лежащего в основе Нью-Йорка, Пенсильвании, Огайо и Западной Вирджинии, защитники окружающей среды обеспокоены водоразделом, который обеспечивает питьевой водой 17 миллионов человек от Филадельфии до Нью-Йорка.

Главный корреспондент CBS News Армен Кетеян сообщает, что по закону отрасль не обязана раскрывать, какие потенциально токсичные химические вещества используются в процессе бурения. Однако на прошлой неделе EPA запросило у девяти буровых компаний дополнительную информацию о том, что именно закачивается в землю.

Дебаты о гидроразрыве пласта на природном газе собрали сотни человек
Фрекинг вызывает озабоченность по поводу окружающей среды
Острые дебаты по поводу бурения скважин на природный газ

«Есть многочисленные сообщения о загрязнении воды, связанном с гидроразрывом пласта в штатах по всей стране», — сказал Хинчи.

Участок прорвавшегося трубопровода в Сан-Бруно был построен в 1956 году, когда в этом районе было всего несколько домов. Это сценарий, который вице-председатель Национального совета по безопасности на транспорте Кристофер Харт наблюдал за разыгрыванием по всей стране по мере расширения пригородов.

«Это проблема, которую нам придется рассматривать в более широком масштабе — ситуации, когда трубы определенного возраста были проложены до прибытия плотного населения, а теперь плотное население находится прямо над трубой», — сказал он.

Тысячи трубопроводов по всей стране отвечают одним и тем же требованиям, и в них часто случаются аварии. С 1990 года федеральные чиновники зафиксировали 2840 серьезных аварий на газопроводах, более трети из которых привели к гибели людей и серьезным травмам.

«На самом деле в этой стране через день происходят крупные аварии на трубопроводах, — сказал Карл Веймер, исполнительный директор Pipeline Safety Trust.«К счастью, большинство из них не происходят в населенных пунктах, но вы все еще видите слишком много неудач, чтобы думать, что что-то подобное не произойдет рано или поздно».

В 2002 году Конгресс принял закон, согласно которому коммунальные предприятия впервые обязаны проверять трубопроводы, проходящие через густонаселенные районы. За первые пять лет было выявлено более 3000 проблем — цифра, по словам Веймера, подчеркивает ненадежность трубопроводной системы.

Даже после проведения инспекций и выявления проблем, по словам Кесслера, компаниям не требуется сообщать, был ли произведен ремонт и какой именно. И Веймер добавил, что отраслевые лоббисты с тех пор настаивают на смягчении этого положения закона, чтобы проверки могли проводиться раз в десять лет или раз в 15 лет.

Другие критики жалуются, что планы трубопровода разрабатываются в тайне, и у общественности мало возможностей высказаться о процессе.

Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов является федеральным регулирующим органом, который следит за соблюдением правил безопасной эксплуатации национальной системы трубопроводов и имеет прямые полномочия в отношении трубопроводов между штатами.Большинство государственных коммунальных служб приняли федеральные правила и проводят проверки и контроль трубопроводов, проходящих в пределах государственных границ.

На вопрос, планирует ли он усилить надзор в связи с аварией в Сан-Бруно, PHMSA опубликовала заявление, в котором говорится, что на месте происшествия находятся следователи, оказывающие техническую помощь Комиссии по коммунальным предприятиям Калифорнии и NTSB в расследовании аварии на трубопроводе.

«Мы оценим, какие дальнейшие действия необходимы, как только у нас будет полная информация», — сказали в агентстве.

Но система часто полагается на операторов трубопроводов, таких как PG&E, для обследования своих собственных газопроводов и принятия решения о том, какие трубопроводы представляют повышенный риск.

Американская газовая ассоциация оспаривает мнение о том, что она срезает любые углы, и заявляет, что отрасль подчиняется строгим государственным и федеральным нормам.

«Безопасность, безусловно, является приоритетом № 1 для отрасли транспортировки и распределения природного газа и всегда будет им», — сказал представитель компании Крис Хоган. «Каждый год отрасль тратит миллиарды долларов на обеспечение безопасности и надежности газовой инфраструктуры.

Проблема обеспечения безопасности федеральных трубопроводов усугубляется огромными масштабами национальной газовой сети. Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов сообщает, что в США проложено более 2 миллионов миль трубопроводов — этого достаточно, чтобы обогнуть Землю примерно 100 раз.

У агентства всего около 100 федеральных инспекторов по всей стране, которые следят за соблюдением требований, а это означает, что нет никаких гарантий, что нарушители будут пойманы. «Когда вы смотрите на два с половиной миллиона миль трубопровода со 100 инспекторами, это не успокаивает», — сказал Веймер.«В значительной степени индустрия проверяет и следит за собой».

Потенциальные угрозы безопасности возросли по мере расширения сети трубопроводов, а старение сказалось на существующей инфраструктуре. Более 60 процентов национальных газопроводов имеют возраст 40 лет и старше.

Большинство из них сделаны из стали, более старые сорта подвержены коррозии. Более проблемные трубы сделаны из чугуна. По словам местных властей, в нескольких местах в Пенсильвании по состоянию на прошлый год все еще были деревянные газовые трубы.

Трубопроводы в густонаселенных районах, таких как Сан-Бруно, относятся к категории, которую в отрасли называют «районами с высокими последствиями».

На эти территории приходится около 7 процентов от 300 000 миль газопроводов страны, или примерно 21 000 миль трубопровода. Категория не имеет ничего общего с безопасностью трубопроводов и создана для того, чтобы сделать наибольший упор на самые густонаселенные регионы.

Промышленные наблюдатели раскритиковали коммунальные предприятия за нежелание тратить деньги, необходимые для предотвращения взрывов, подобных тому, что произошел в Калифорнии.Стоимость замены длинных участков трубопроводов может превышать 30 миллионов долларов.

«Они (PG&E) будут расставлять приоритеты и откладывать работу, чтобы поддерживать уровень своих доходов», — сказал Билл Маркус, адвокат из Калифорнии, чья фирма консультирует национальные агентства по защите прав потребителей и некоммерческие организации по делам о тарифах на газ. «В какой-то степени это неплохо, но вызывает беспокойство, когда эти решения ставят под угрозу здоровье населения или окружающую среду».

PG&E заявила, что в последние годы потратила более 100 миллионов долларов на улучшение своей газовой системы и регулярно проверяет свои 5 724 мили линий передачи и 42 142 мили распределительных линий на наличие утечек. Коммунальное предприятие ускорило обследование своих распределительных линий в 2008 г. и планирует завершить проверки в декабре, говорится в сообщении.

Президент PG&E Крис Джонс (Chris Johns) сказал, что в прошлом году разорвавшуюся трубу дважды проверяли – один раз на наличие коррозии и один раз на наличие утечек – и проверки не выявили никаких проблем.

Участок трубы, подсоединенной к взорвавшейся линии, был построен в 1948 году и отмечен PG&E как проблема в служебной записке. Как показывают документы, PG&E представила регулирующим органам документы, в которых говорилось, что этот участок входит в «100 самых опасных участков линии» на территории обслуживания коммунального предприятия.

Тот факт, что он находится в густонаселенном районе, которого не существовало, когда была построена труба, символизирует более серьезную проблему в национальном масштабе, говорят эксперты.

Тем временем в понедельник представители Агентства по охране окружающей среды США заявили, что утечка из нефтепровода за пределами Чикаго прекратилась.

WFLD-TV сообщил, что в нижней части трубы диаметром 34 дюйма, принадлежащей Enbridge Energy Partners, было обнаружено отверстие диаметром 1,5 дюйма. По словам аналитиков, утечка вызвала скачок цен на газ в регионе.Чиновники заявили, что ремонт трубы и очистка продолжаются.

Enbridge также владеет трубопроводом, который прорвался в Мичигане в июле и вылил не менее 800 000 галлонов нефти в реку.

Актуальные новости

Загрузите наше бесплатное приложение

Для последних новостей и анализа Загрузите бесплатное приложение CBS News

Крупные проекты: План повышения безопасности трубопроводов

Обзор

Безопасность наших клиентов, сотрудников и сообществ, которым мы служим, является нашим главным приоритетом.Это включает в себя 14 000 миль газопровода, которым мы управляем. Отражая это стремление к безопасности, мы строим, эксплуатируем и обслуживаем нашу трубопроводную систему в соответствии с применимыми федеральными и государственными нормами и требованиями или даже превосходим их. SDG&E регулярно выполняет различные задачи по обеспечению безопасности и обслуживанию трубопроводов, включая патрулирование, осмотр, испытания, ремонт и замену трубопроводов.

В 2011 году Комиссия по коммунальным предприятиям Калифорнии (CPUC) поручила всем принадлежащим инвесторам коммунальным предприятиям, эксплуатирующим трубопроводы для передачи природного газа в Калифорнии, разработать план реализации для достижения цели упорядоченного и экономически эффективного тестирования или замены всех трубопроводов для передачи природного газа в их система, которая не была проверена на прочность.SDG&E поддерживает эту дополнительную меру безопасности трубопровода, предписанную CPUC, и представила План повышения безопасности трубопровода (PSEP) для реализации директив Комиссии. Этот план безопасности трубопровода был одобрен CPUC в 2014 году.

В Плане повышения безопасности трубопроводов (PSEP)

SDG&E указаны различные участки трубопровода в нашей системе, которые не прошли испытания на прочность или для которых нет записей об испытаниях на прочность, и намечены эти участки трубопровода для проверки на прочность или замены.В Плане также предлагается модернизировать, заменить или модернизировать около 21 магистрального клапана в системе с помощью технологии, позволяющей операторам системы открывать или закрывать их дистанционно с центрального поста управления или автоматически перекрывающей поток природного газа в системе. случае большого перепада давления.

С 2012 года компания SDG&E заменила или провела испытания на прочность более 23 миль газопровода в округе Сан-Диего в рамках нашей программы PSEP. Эти проекты включали испытания трубопроводов, модернизацию и замену:

В январе 2019 года Отдел обеспечения безопасности (SED) CPUC утвердил план испытаний или замены SDG&E для линии 1600, 16-дюймового газопровода, который не прошел испытания на прочность в 1949 году, когда он был построен. Этот следующий этап проектов PSEP будет включать 19 отдельных проектов, которые будут реализованы в городах Сан-Диего, Эскондидо и Пауэй, а также в округе Сан-Диего. В рамках этих проектов будет заменено примерно 37 миль существующих труб в более населенных районах и примерно 13 миль существующих труб в менее населенных районах будут испытаны на прочность. Следующие проекты по обеспечению безопасности трубопроводов начнутся в 2020 году:

Мы считаем, что все клиенты выиграют от дополнительных испытаний и подтверждения безопасности нашей системы передачи.SDG&E будет продолжать работать с сообществами и уведомлять клиентов и общественность о предстоящих испытаниях на прочность или замене в их районе.

Процесс вывода из эксплуатации трубопроводов в нефтегазовой отрасли

Нефте- и газопроводы предназначены для использования в качестве трубопровода для извлечения и направления природных углеводородных продуктов. Однако, как и любое другое технологическое оборудование, эти конструкции выводятся из эксплуатации по истечении срока службы.

Вывод трубопроводов из эксплуатации обеспечивает безопасный демонтаж/нейтрализацию всех компонентов сети для предотвращения долговременной опасности для окружающей среды.

Что такое вывод из эксплуатации и ликвидация трубопровода?

Вывод трубопровода из эксплуатации относится к серии правильно спланированных и выполненных действий, необходимых для безопасного вывода трубопровода или сети трубопроводов из эксплуатации. Обычно применяемые методы вывода из эксплуатации включают продувку трубопровода азотом, продувку трубопровода скребками, заполнение и закупоривание.

Ликвидация трубопровода — еще один термин, используемый для описания процедуры вывода из эксплуатации. Для точного определения трубопровода как заброшенного необходимо провести мероприятия по устранению всех горючих жидкостей, которые он пропускал в течение срока службы. Кроме того, все соединения с активными производственными каналами должны быть разорваны, а все связанные с ними объекты опечатаны.

Вывод из эксплуатации и ликвидация трубопровода обычно проводятся по двум основным причинам:

Срок службы трубопровода истек, и дальнейшее его использование экономически нецелесообразно.
Запасы нефти и газа, которые он обслуживает, исчерпаны, поэтому больше нет продукта для перевозки.

Морские и наземные

Процедуры вывода трубопровода из эксплуатации различаются в зависимости от места, в котором они выполняются. Эти виды деятельности можно условно разделить на морские и наземные группы в зависимости от расположения трубопроводов.

Группы морских трубопроводов включают подводные трубопроводы и линии буровых установок. Процедуры вывода из эксплуатации нефтяных вышек или подводных трубопроводов аналогичны и включают извлечение трубопровода, вывод из эксплуатации на месте и сохранение на месте для повторного использования в будущем.Во многих случаях оффшорные операторы предпочитают методы консервации и вывода из эксплуатации на месте, поскольку извлечение трубопровода является очень дорогостоящим мероприятием с точки зрения капитальных и трудовых затрат.

Вывод из эксплуатации наземных трубопроводов аналогичен выводу из эксплуатации морских трубопроводов, но часто является менее сложным и более дешевым процессом.

Что такое отказ от трубопровода?

Стратегия ликвидации на месте относится к практике оставления «неактивного» трубопровода в районе, где он был проложен после того, как он выполнил свою задачу.Трубопроводы, оставленные на месте, будут подвергаться стандартным мерам по устранению пожаро- и взрывоопасности, включая промывку и очистку трубопроводов, прежде чем они будут отключены от подачи нефти или газа и загерметизированы с обоих концов.

Хотя термин «ликвидация» используется в широком смысле для обозначения трубопроводов, по которым газ больше не транспортируется активно, Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA) строго определяет критерии ликвидации, включая очистку от всех горючих веществ и необратимое прекращение использования трубопровода.

Требуется ли удаление трубопровода?

Физический демонтаж выведенного из эксплуатации трубопровода требуется не для всех конструкций по окончании срока их службы. Восстановление трубопровода обычно предназначено для выкидных линий, находящихся над землей, предназначенных для ремонта и повторного использования.

Недостатки полного опорожнения трубопровода включают:

Значительно более высокие затраты с точки зрения капиталовложений/расходов на рабочую силу
Повышенный риск угроз для окружающей среды/безопасности человека во время удаления
Нарушение окружающих экосистем с возможным загрязнением остатками содержимого трубопровода, просочившегося во время земляных работ

Кто отвечает за процедуру вывода трубопровода из эксплуатации?

Ответственность за монтаж, эксплуатацию, безопасность трубопроводов и возможный вывод из эксплуатации газопроводов возлагается исключительно на владельцев/операторов трубопроводов.В зависимости от уникального законодательства различные государственные учреждения требуют от участников нефтегазовой отрасли соблюдения стандартов, которые отдают приоритет здоровью и безопасности ее работников и граждан, проживающих в принимающих сообществах.

В США Федеральная комиссия по регулированию энергетики регулирует все аспекты активной эксплуатации трубопроводов и прекращения их использования.

Правила ликвидации трубопроводов – FERC и 49 CFR 192.727

FERC изложил условия отказа от трубопровода или деактивации в разделе 49 CFR 192.727. Критерии ликвидации включают обязательное отсоединение, заполнение и герметизацию трубопроводов по истечении срока их полезного использования.

Кроме того, в соответствующем разделе о деактивации трубопровода также упоминаются исключения из стандартных процедур ликвидации трубопровода и описывается метод представления данных о заброшенных объектах.

Процесс вывода из эксплуатации наземного трубопровода

Эти процессы проводятся для трубопроводных сетей, проложенных на суше или под землей.Подходы к выводу из эксплуатации наземных трубопроводов включают:

Продувка трубопровода инертным газом (обычно азотом)
Очистка трубопровода с помощью скребков
Отключение выбывающих трубопроводов от источников подачи продукции
Ликвидация на месте или восстановление трубопровода и повторное использование в альтернативных процессах

При выводе из эксплуатации на суше, когда предпочтение отдается восстановлению трубопровода, операторы могут направлять материалы в металлолом для переработки в другие полезные компоненты или восстанавливать/перерабатывать их для использования в другом месте.

Отключение

Вывод трубопровода из эксплуатации требует, чтобы все операторы трубопроводов отсоединили все выкидные линии, предназначенные для вывода из эксплуатации, от газовых резервуаров и других активных компонентов для хранения и транспортировки. Этот этап вывода из эксплуатации имеет решающее значение для обеспечения безопасного перехода линий из активного состояния в неактивное.

Продувка трубопровода

Продувка газовых линий может производиться инертным газом, предпочтительно азотом, для вытеснения любого остаточного масла/газа, оставшегося в просветах трубопровода.Продувка инертным газом снижает риск возгорания/взрыва на выведенной из эксплуатации линии за счет удаления летучих материалов и инертизации подающих линий.

Отчетность Национальной системы картирования трубопроводов (NPMS)

FERC поручает всем операторам трубопроводов предоставлять и постоянно обновлять данные о состоянии их трубопроводных сетей. В США информация обо всех трубопроводах и связанных с ними объектах, заброшенных после 10 октября ^года года, должна быть представлена с использованием Национальной картографической системы трубопроводов (NPMS) в соответствии со Стандартами представления данных операторами трубопроводов и сжиженного природного газа.

Отчеты с данными могут быть отправлены по почте, факсу или электронной почте, адресованной в Управление безопасности трубопроводов, Управление безопасности трубопроводов и опасных материалов, Министерство транспорта США.

NiGen обеспечивает профессиональное техническое обслуживание, очистку и вывод из эксплуатации трубопроводов

Компания NiGen предоставляет профессиональные услуги по техническому обслуживанию трубопроводов в Техасе и по всему миру для нефтегазовой отрасли. Наш широкий ассортимент продуктов и услуг для производства азота и сжатия воздуха на месте гарантирует полное удовлетворение всех аспектов вашей работы.

Свяжитесь с NiGen сегодня по телефону , чтобы узнать больше о наших услугах и продуктах.

ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ГАЗОПРОВОДОВ: КОНЦЕПЦИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

1 23-я Всемирная газовая конференция, Амстердам 2006 ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ГАЗОМАТЕРИАЛОВ: КОНЦЕПЦИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ Главный автор В. В. Харионовский Россия

2 АННОТАЦИЯ Освещена новая проблема, связанная с продлением срока службы и анализом безопасности эксплуатации магистральных газопроводов. Проведен комплекс аналитических, расчетных и инструментальных исследований. Эти исследования позволили разработать соответствующую научно-методическую документацию. Разработан экспресс-метод прогнозирования срока службы, позволяющий в зависимости от исполнительной документации получить ориентировочную оценку технического состояния.Эта оценка позволяет планировать сроки и содержание инспекционных и ремонтных работ. На основе вышеизложенных разработок предлагается система установления сроков безопасной эксплуатации, включающая амортизационный и базовый периоды, период эксплуатации по техническому состоянию и конечный период.

3 СОДЕРЖАНИЕ 1. Предпосылки 2. Концепция продления срока службы 3. Научно-исследовательские работы по продлению срока службы 4. Обоснование безопасной эксплуатации Результаты и заключение привели к новой проблеме исследования их целостности, продления срока службы и прогноза технического состояния. Согласно западной терминологии, речь идет о системе управления целостностью трубопроводов, которая призвана обеспечивать функционирование и управление газотранспортными системами с точки зрения экономической целесообразности или в соответствии с назначением. Основным элементом этой системы является расчет срока службы магистральных газопроводов. В современных условиях и исходя из комплекса факторов, включающих техническое состояние, объемы поставок, перспективы развития и эффективность транспортировки газа, газовая отрасль выдвигает новую задачу по сроку безопасной эксплуатации газотранспортной системы и ее магистральных газопроводов. .Если в предыдущие годы учитывался только остаточный ресурс газопровода, то в рыночных условиях необходимо учитывать все аспекты, помня, что основной задачей, включающей в себя обеспечение безопасной эксплуатации и надежного газоснабжения конечных потребителей, остается. Из вышеизложенного необходимо разработать методические документы, охватывающие оценку эксплуатационного срока службы, концепцию и методику продления этого срока службы и прогнозирование технического состояния газопровода с учетом капитального ремонта и реконструкции. Это утверждение стало возможным после обширных и длительных исследований и комплекса практических работ по диагностике и продлению срока службы газопроводов, отработавших свой ресурс. Цель статьи — сформулировать концепцию продления срока службы и изложить методические и технические разработки по комплексной оценке срока службы, на основе которых можно делать прогноз технического состояния магистральных газопроводов. 2 КОНЦЕПЦИЯ ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ При разработке данной концепции необходимо учитывать, что проблема оценки срока службы включает в себя несколько аспектов: формальный аспект, исходя из которого газопроводы, отработавшие свой амортизируемый ресурс, должны продлевать срок службы; научный аспект, в котором газопроводы необходимо рассматривать как протяженные ремонтопригодные системы (реабилитация отдельных участков), эксплуатируемые с различной нагрузкой в различных климатических зонах и, как правило, в составе единой системы, объединенной практикой эксплуатации; инженерный аспект, который включает в себя комплекс проектных работ по анализу технического состояния газопровода, имеющего различные дефекты. Концепция оценки и продления срока службы газопровода включает следующие этапы: 1. Анализ исходной информации, ее обработка, накопление и выделение потенциально опасных участков. 2. Инструментальный поэтапный неразрушающий контроль потенциально опасных участков и, при необходимости, контроль этих участков в зависимости от вида дефекта (утонения, каверны, вмятины, трещины и т.п.). 3. Оценка ступенчатой оценки риска дефектов и работоспособности потенциально опасного участка. Особое внимание следует уделить ранжированию дефектов по степени риска и оценке вероятности нахождения дефекта на проверяемом участке трубопровода.4. Экспресс-анализ ресурса трубопровода до следующего осмотра. 5. Подготовка экспертного заключения для оператора газопровода с указанием срока продления срока службы (для газопровода не менее 5 лет). Кроме того, в концепции заложена методика продления срока службы как внутрискребковых, так и нескребковых газопроводов (рис. 2). Рисунок 2 иллюстрирует, что в случае отсутствия возможности применения скребкового контроля основное внимание следует уделить анализу технического состояния опасных участков. Их подбор осуществляется в соответствии со специально разработанной Инструкцией по продлению срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов (ГМ).

6 По результатам анализа приняты следующие варианты решений: Продолжение работы без изменения графика давления газа; Работа при пониженном давлении газа; Прекращение операции по реабилитации и замене дефектного участка.3 ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКАЯ РАБОТА ПО ПРОДЛЕНИЮ СРОК СЛУЖБЫ Как видно из изложенной концепции, достаточное место в решении проблемы продления срока службы газопровода занимает, наряду с инструментальными работами, оценка риска обнаруживаемых дефектов и прогнозирование их развития. Для их реализации был выполнен комплекс расчетов. Расчеты включали анализ каждого типового дефекта: утонения, удлинения, питтинга, вмятин, трещин, непроектных положений и т. д. Результаты этих исследований приведены в нормативных документах, позволяющих уточнить оценку работоспособности участков трубопровода. имеющие различные дефекты. В качестве примера можно привести алгоритм принятия решения для участка газопровода с вмятинами. Для дефектов типа гофры (вмятины) возможны три варианта принятия решения в зависимости от уровня значений контролируемых параметров: оставить эксплуатацию участка газопровода в прежних условиях эксплуатации. Дефект с существующими параметрами не опасен с точки зрения прочности трубопровода; бандажирование рассматриваемого участка газопровода возможно только после силового бандажирования дефекта с заполнением пространства между трубопроводом и бандажом специальным материалом; вырезать дефектный отрезок трубы означает вырезать и заменить новым отрезком трубы.Рекомендуемые решения в зависимости от допустимых значений проверяемых параметров дефектов приведены в таблице ниже: Исследования включали также решение задачи о достоверности и репрезентативности проводимого контроля. В процессе обследования технического состояния участков газопровода перед инженерами встает закономерный вопрос, а именно, какова вероятность пропуска опасного дефекта. Для ответа на этот вопрос специалисты ВНИИГАЗ разработали специальную методику, основные аспекты которой включают: ориентировочный перечень потенциально опасных участков (ППС) конкретного газопровода, составляемый на основе исходной информации; Диаграмма Венна, в которой общее семейство ПДС с опасными дефектами строится на основе теории конечных множеств; Минимальное количество ПДС, которое необходимо проанализировать, чтобы вероятность отсутствия дефекта не превышала допустимого уровня (т.г. эта вероятность не должна быть выше допустимой возможности обнаружения дефектов инструментальными методами, например при спуске снарядов) устанавливается на основе методов условных вероятностей.

7 Из вышеизложенного видно, что для продления срока службы необходим достаточный комплекс инструментальных и расчетных работ. При этом эксплуатационная служба должна иметь оперативную качественную информацию о потенциально опасных участках, техническом состоянии и сроке службы газопроводов.В связи с этим разработка экспресс-метода имеет практическое значение. Принципиальная схема экспресс-метода прогнозирования срока службы газопровода представлена на рис. 3. Этот метод включает по числовому счету два блока, характеризующих надежность, с одной стороны, и эксплуатационный риск, с другой. Этот метод включает в себя по числовому показателю два блока, характеризующих надежность, с одной стороны, и операционный риск, с другой. Блок надежности включает состояние металла, сварного шва и покрытия, степень деформации, катодную защиту и т.д.Блок операционного риска включает категорию газопровода, его технологические параметры, наличие других газопроводов в технологическом коридоре, количество потенциально опасных участков и т. д. Эти параметры и факторы оцениваются на основе балльной оценки. Сравнение этих блоков позволяет получить интегральную оценку технического состояния данного конкретного газопровода и принять решение о его дальнейшей эксплуатации. Например, приведенные выше экспресс-методы предусматривают оценку примерных графиков ремонтов, содержание срочного ремонта и тем самым позволяют увеличить срок службы. Вышеуказанные методы применялись в течение последних трех лет на различных газопроводах протяженностью более 8 тыс. км, что позволило увеличить срок службы этих газопроводов на 7-15 лет. Трубопроводы принадлежат предприятиям: «Мострансгаз», «Лентрансгаз», «Севергазпром», «Пермтрансфаз», «Кубаньгазпром» и др. 4 ОБОСНОВАНИЕ СРОКОВ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ Обоснование сроков безопасной эксплуатации газопроводов имеет большое значение для текущей эксплуатации и перспектив дальнейшего развития газотранспортной отрасли. система.На основании опыта большой научно-исследовательской и конструкторской деятельности определены конкретные периоды эксплуатации, каждый из которых включает определенные виды и объемы работ. На рисунке 4 приведена принципиальная схема сроков безопасной эксплуатации газопровода, основные из которых следующие:

8 Амортизация: от ввода в эксплуатацию до 33 лет (25 лет) Базовая: от ввода в эксплуатацию до лет Расширенная: с 45 до 60 лет Окончательная ( ликвидация): более 60 лет Амортизационный период эксплуатации характеризуется амортизационным сроком службы — параметром, не зависящим от фактического технического состояния газопровода. Показатель определяется исключенными нормами и периодами амортизационных отчислений на оборудование и сооружения в соответствии с действующим законодательством о финансово-хозяйственной деятельности. Амортизационный срок службы определяет период эксплуатации, в течение которого техническое обслуживание осуществляется частично или полностью на основе необлагаемых налогом амортизируемых отчислений. Амортизационный срок службы не связан с техническим состоянием или физическим сроком службы труб и конструктивных элементов.

9 Прогнозирование оптимального срока амортизационной службы осуществляется с помощью моделей.Эти модели должны включать общие экономические факторы, т.е. фактор финансового риска эксплуатации магистральных газопроводов из-за нестабильных поставок газа в заданных объемах в совокупности с техническими параметрами и экономической структурой эксплуатационных расходов. В настоящее время для действующих магистральных газопроводов амортизационный срок службы пересмотрен с 33 до 25 лет. Базовый срок эксплуатации – это технически обоснованный срок службы, который определяется фактическим или прогнозируемым техническим состоянием газопровода, а также техническими (инструментальными) параметрами системы технического обслуживания.Опыт многолетней эксплуатации и оценка срока службы газотранспортной системы «Газпрома» показывают, что за базовый период для российских газопроводов можно взять годы. Это значение рекомендуется принимать за назначаемый срок службы при проектировании новых магистральных газопроводов. Срок эксплуатации по техническому состоянию включает в себя период, который основан на порядке продления срока безопасной эксплуатации. Этот период включает в себя комплексную оценку технического состояния. Этот период может быть охарактеризован как период эксплуатации по фактическому техническому состоянию и может исчисляться годами.По достижении суммарной календарной продолжительности жизни газопроводы вступают в завершающий период эксплуатации. Этот период характеризуется увеличением основного металла и старением сварного шва, в результате чего увеличивается количество дефектов и усталостных трещин. В этом случае существенно возрастает вероятность наступления предельного состояния по механическим критериям отказа или по экономическим критериям увеличения операционных затрат на сохранение работоспособности. Для принятия решения о возможности продления безопасной эксплуатации на завершающем этапе требуется полный контроль металла труб, сварных швов, фитингов и арматуры, а также использование новых критериев расчета предела выносливости.На рис. 5 показаны зоны безопасной эксплуатации газопровода с дефектами для разных периодов его эксплуатации. Для периода до 45 лет применяется известная кривая, ограничивающая зону безопасной эксплуатации и основанная на массовых испытаниях труб с дефектами как в России, так и в США (Институт Баттеля).

10 В течение ряда лет эта зона уменьшается из-за некоторого снижения прочности металла труб. На конечный период (свыше 60 лет) зона безопасной эксплуатации определяется процессами усталости металла.При этом определяющим фактором является долговечность, которая эффективно снижает размеры допустимых дефектов на газопроводах. Важным моментом при принятии решения о продлении срока безопасной эксплуатации является экономическая целесообразность стратегии реабилитации газопровода в части строительства нового газопровода. В противном случае принимается решение о ликвидации и утилизации газопровода. Эта ситуация показана на рисунке 6, где проиллюстрирована зависимость между затратами и сроком службы газопровода.Понятно, что если в период от 30 до 60 лет затраты на обслуживание растут линейно, то на завершающем этапе эксплуатации (60 и более лет) затраты на обслуживание растут экспоненциально. Это объясняется ростом объемов ремонта и необходимостью обследования практически всех участков трубопровода. Очевидно, что после 60-летней эксплуатации газопровода необходимо провести его экономический анализ и оценить техническое состояние, прежде чем принимать решение о продлении его эксплуатации или ликвидации.Это иллюстрация концепции работы конвейера в сравнении с его функцией.

11 РЕЗУЛЬТАТЫ И ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. Научно-методическое обеспечение продления срока службы и безопасной эксплуатации газопроводов, включая концепцию и алгоритм принятия решения о продлении срока службы, экспресс-метод прогнозирования срока службы и метод определения безопасной эксплуатации. . 2. Использование данных разработки позволило эксплуатационным службам и проектным организациям выполнить практические работы по газопроводам и увеличить срок их службы на 7-15 лет.3. Специалисты получили возможность контролировать объемы ремонтных работ и минимизировать затраты на техническое обслуживание за счет выполнения приоритетных работ по продлению срока службы, затраты на которые в несколько раз ниже затрат на ремонт. 4. Имеется система комплексного анализа и прогнозирования технического состояния и оценки срока службы магистральных газопроводов, обеспечивающая надежную и безопасную работу газотранспортных систем.

Поскольку количество смертей растет, безопасность трубопроводов становится в центре внимания

Опасные трубы создают опасность взрыва по всей территории США.S.

A USA TODAY Сетевое расследование показало, что сотни миль изношенных чугунных и оголенных стальных труб остаются в земле. Именно эти трубы чаще всего являются причиной смертоносных газовых взрывов.

VPC

За четыре года после взрыва природного газа в Сан-Бруно, унесшего жизни восьми человек и ранившего 51 человека, газопроводы стали объектом пристального внимания общественности. Но, несмотря на новые правила, разработанные для выявления и замены потенциально опасных трубопроводов, в Южной Калифорнии продолжают работать тысячи миль трубопроводов с высокой степенью риска.

Подавляющее большинство этих опасных трубопроводов эксплуатируется компанией Southern California Gas Co., крупнейшим в стране дистрибьютором природного газа. Из почти 50 000 миль газораспределительных трубопроводов компании более 3 000 сделаны из голой стали, а более 19 000 были построены до 1970 года — два фактора, которые федеральные регулирующие органы называют «значительными индикаторами риска».

Несмотря на эти цифры, у The Gas Co. показатели безопасности выше среднего, учитывая, что она эксплуатирует большее количество миль газораспределительного трубопровода, чем любая другая коммунальная служба в стране. С 2004 года Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов зафиксировало 34 «значительных» утечки газа с использованием трубопроводов The Gas Co., в результате которых четыре человека погибли, четыре получили травмы и был нанесен ущерб на сумму более 11 миллионов долларов.

За это время по всей стране произошло более 1700 значительных утечек газа, в результате которых 135 человек погибли, 600 получили ранения, а ущерб составил около 2 миллиардов долларов. Газовая компания сообщила о 17 опасных утечках на 1000 миль трубопроводов, что составляет менее половины среднего показателя по стране, составляющего около 35.

Кроме того, Газовая компания больше не эксплуатирует чугунные трубопроводы, которые считаются особо опасными. Но эксперты говорят, что тысячи миль стальных трубопроводов компании, которые подвержены коррозии легче, чем современные трубопроводы, что приводит к опасным утечкам газа, по-прежнему вызывают беспокойство.

«У нас есть все виды устаревшей инфраструктуры, и мы не очень хорошо с ней справляемся», — сказал Карл Веймер, исполнительный директор некоммерческой организации Pipeline Safety Trust в штате Вашингтон. «Мы, безусловно, поддерживаем идею извлечения всего чугуна из-под земли как можно скорее, но следующим шагом будет голая сталь».

Эксперт по безопасности трубопроводов Боб Экли, возглавляющий консалтинговую фирму Gas Safety USA в Массачусетсе, которая проводила испытания на наличие утечек газа по всей стране, называет трубопроводы из голого металла «бомбой замедленного действия».

— Сталь будет подвергаться коррозии, — сказал Экли. «Это только вопрос времени, когда он заржавеет».

Защита трубопроводов

Стареющие газопроводы и газопроводы с голым металлом вызывают растущую озабоченность, особенно после взрыва в Сан-Бруно и других серьезных аварий на трубопроводах.Хотя многие инциденты с утечкой газа не вызваны неисправностью инфраструктуры — иногда виноваты автомобильные аварии, небрежное копание и другие факторы — регулирующие органы работали над выявлением и поощрением замены трубопроводов, которые, скорее всего, вышли из строя.

Федеральное управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA), которое предоставляет рекомендации и минимальные стандарты для государственных регулирующих органов, классифицирует стальные трубопроводы без покрытия как «кандидаты на программы ускоренной замены». Эти трубопроводы в основном были построены в 1960-х годах или раньше, до того, как в 1970 году вступили в силу первые федеральные правила безопасности для газопроводов.

«За последние несколько лет количество этих чугунных и голых стальных труб снижается», — сказал представитель администрации Дэймон Хилл. «Штаты работают с операторами, чтобы найти способы снизить затраты и ускорить эти усилия».

В то время как распределительный трубопровод The Gas Co. протяженностью более 3000 миль из голого металла является третьим по величине среди всех коммунальных предприятий страны, на эти мили приходится всего 6,4 процента ее распределительных трубопроводов по сравнению со средним показателем по стране в 7 процентов.Из 3 508 миль магистральных трубопроводов компании только один является голым металлом.

Магистральные трубопроводы, которые обычно транспортируют природный газ от предприятий по переработке к распределительным центрам, как правило, крупнее и работают при более высоком давлении, чем распределительные трубопроводы, которые обычно транспортируют газ от распределительных центров к домам и предприятиям.

Комиссия по коммунальным предприятиям штата Калифорния, которая регулирует работу газовой компании и других коммунальных служб, не требует замены стальных трубопроводов.Однако агентство потребовало от поставщиков газа запустить «программы управления целостностью» для своих распределительных и магистральных трубопроводов.

«Эти программы управления целостностью в основном излагают принципы, которые коммунальные предприятия должны использовать для обеспечения целостности своих конвейеров, в том числе то, как они расставляют приоритеты или тестируют систему — выявление угроз, ранжирование их рисков, а затем выявление и реализуя различные меры по их охране», — рассказала Елизавета Малашенко, заместитель директора по безопасности и правоприменению комиссии ЖКХ.

По словам Малашенко, коммунальным службам не обязательно заменять голые металлические трубы для обеспечения безопасности. Они также могут оснастить такие трубопроводы катодной защитой, которая снижает их подверженность коррозии, соединяя их с «жертвенным металлом», который легче подвергается коррозии.

«Замена, очевидно, является одним из способов снижения риска, но катодная защита также является очень эффективным механизмом», — сказала она.

Но в то время как единственная миля металлического трубопровода The Gas Co. имеет катодную защиту, ее распределительный трубопровод протяженностью 3202 мили не имеет такой защиты.

«Федеральное правительство настаивает на том, чтобы голая сталь была вынута из-под земли, — сказал Веймер, — потому что рано или поздно это станет проблемой».

Управление целостностью

Дуг Шнайдер, вице-президент по газовому инжинирингу и целостности трубопроводов The Gas Co., заявил, что компания не планирует в ближайшем будущем заменять все свои стальные трубопроводы без покрытия. Скорее, он работает над выявлением трубопроводов, которые больше всего нуждаются в ремонте или замене, в рамках своей Программы управления целостностью распределительных сетей и Программы управления целостностью передачи, обе из которых санкционированы государственными регулирующими органами.

В рамках своей программы обеспечения целостности трансмиссии компания The Gas Co. завершила базовые оценки всех магистральных трубопроводов к концу 2012 года. трубопроводов, которые не прошли испытания под давлением после завершения строительства, которые впервые потребовались в 1970 году.

Ключевой частью программы компании по обеспечению добросовестности распределения является ее система оценки и мониторинга рисков распределения (DREAMS), программа компьютерного моделирования, которая исследует ее инфраструктуру и определяет приоритетность сегментов трубопровода для замены.Шнайдер сказал, что система учитывает несколько факторов, в том числе наличие покрытия на трубопроводе, наличие у него катодной защиты, из какого материала он сделан, историю его утечек и его возраст.

«Мы не ставим под угрозу безопасность. Если появится какая-либо информация о том, что трубопровод небезопасен, мы примем немедленные меры», — сказал Шнайдер. «Но на самом деле то, что мы делаем здесь, — это замена на основе технического обслуживания. Мы отдаем предпочтение трубам и заменяем их».

По словам Шнайдера, The Gas Co.заменяет около 100 миль распределительного трубопровода в год в рамках своей программы DREAMS — процесс, который может стоить 1 миллион долларов или больше за милю. Веймер сказал, что регулирующие органы часто не решаются санкционировать замену трубопровода, потому что коммунальным предприятиям придется поднять тарифы на газ для потребителей, чтобы заплатить за это.

Экли утверждает, что газовые компании и государственные регулирующие органы должны более серьезно подумать о повышении тарифов на газ для оплаты замены трубопровода.

«Они просто плывут по течению и бросают кости», — сказал он.

Тем не менее, государственные регулирующие органы говорят, что замена некоторых трубопроводов из голого металла не требуется, если коммунальное предприятие может показать, что эти трубопроводы находятся в хорошем рабочем состоянии. Малашенко сказал, что коммунальные предприятия могут предпринять несколько шагов, включая катодную защиту, поиск утечек и патрулирование, а также прямую оценку на наличие коррозии, чтобы обеспечить максимальную безопасность своих трубопроводов.

«Все дело в том, как оператор измеряет риск, управляет общим состоянием своей системы и предпринимает действия, когда это необходимо», — сказал Хилл.

Шнайдер сказал, что у The Gas Co. есть «постоянная цель — сократить количество труб, которые не имеют катодной защиты, а также оголены. Он уверен, что программы управления целостностью компании способствуют достижению этой цели — даже если они оставляют некоторые оголенные стальные трубопроводы в

«Если он работает очень хорошо, мы рассмотрим что-то другое, а не замену ради замены», — сказал Шнайдер. и его надежность менее очевидна, чем связь между тем, из чего он сделан, и тем, насколько он безопасен.Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов считает, что трубопроводы до 1970 года представляют больший риск, чем трубопроводы после 1970 года, поскольку в том же году вступили в силу первые федеральные правила безопасности, регулирующие газопроводы.

Компания «Газ» управляет более чем 19 000 миль распределительных трубопроводов, построенных до 1970 года, — это больше, чем у любого коммунального предприятия в стране. На эти мили приходится 38,2 процента пробега распределительного трубопровода компании, что чуть выше среднего показателя по стране (37,9 процента).

Сеть трубопроводов компании еще старше. Из 3 508 миль распределительных трубопроводов The Gas Co. 71,4 процента были построены до 1970 года, что намного больше, чем в среднем по стране (56,6 процента).

Но регуляторы и эксперты по трубопроводам говорят, что старые трубопроводы не обязательно более опасны, чем новые. По словам Веймера, «возраст трубопровода не является особенно хорошим показателем риска».

«Мы видели совершенно новые трубопроводы, которые выглядят очень плохо, и мы видели те, которым 70 лет, но которые выглядят совершенно новыми», — сказал Веймер.«Гораздо больше риска определяется тем, как компании работают и обслуживают свои трубопроводы».

Хилл согласился, заявив, что эффективное управление целостностью «может уравновесить влияние общего возраста трубопровода».

«Старый трубопровод не обязательно имеет более высокую вероятность утечки или разрыва, чем старый», — сказал он.

Экли согласился с тем, что многие стареющие трубопроводы находятся в хорошем состоянии, но он сомневается, что данные об опасных утечках, представленные федеральными регулирующими органами, дают полную картину безопасности старых трубопроводов.В то время как уровень опасных утечек в газовой компании составляет половину среднего показателя по стране, Экли сказал, что Администрация по безопасности трубопроводов и опасных материалов считает опасными только утечки, которые происходят вблизи зданий и подземной инфраструктуры, оставляя в стороне многие утечки, которые происходят в более отдаленных местах.

«Я думаю, что люди должны знать, сколько лет их трубке, если она попадает в их дом», — сказал Экли. «Если вы знаете, что у вас есть старая трубка, вы должны быть немного более бдительными, чем если бы у вас была совершенно новая трубка.

По мнению Шнайдера, 1970 год — «не волшебный год». Газовая компания, по его словам, выполнила многие из требований безопасности 1970 года за десятилетия до того, как они вступили в силу.

Возраст трубопроводов газовой компании, добавил Шнайдер , во многом определяется историей территории, которую обслуживают эти трубопроводы, а население Южной Калифорнии увеличилось более чем вдвое в период с 1940 по 1970 год. «Правильно обслуживаемый трубопровод должен служить бесконечно долго.

Несмотря на то, что компания имеет особенно высокий процент магистральных трубопроводов, которые были построены до 1970 года, у нее всего одна миля стальных магистральных трубопроводов, и эта миля защищена катодом. Эти факторы делают «проблему возраста менее актуальной», — Веймер.

«Большая часть трубопроводов в этой стране построена до 1970 года, — сказал он. — Не похоже, что это выходит за рамки нормы». погибли в инцидентах с участием The Gas Co.трубопроводов за последнее десятилетие. В одном из таких инцидентов три человека погибли после того, как автомобиль врезался в здание Studio City, вызвав взрыв газа. В другом случае один человек был убит электрическим током после взлома газораспределительного оборудования в Лос-Анджелесе, очевидно, при попытке незаконно перекачать газ.

Из 34 «значительных» случаев утечки газа, произошедших в газовой компании за последнее десятилетие, семь произошли в округе Риверсайд, ни один из них не привел к гибели или травмам и ни один в долине Коачелла.Инцидент обычно считается «значительным», если он приводит к смерти, травмам или материальному ущербу на сумму не менее 50 000 долларов.

В какой-то степени долина Коачелла защищена от опасностей голой стали и стареющих трубопроводов. Трубопроводы ближе к океану, по словам Малашенко, подвержены большему воздействию влаги, чем трубопроводы в пустыне, и, как следствие, более подвержены коррозии.

«Это большая часть, где вещи», сказала она. «Океан не любит инфраструктуру, надземную или подземную.

Но тысячи миль голых стальных трубопроводов и трубопроводов до 1970 года, принадлежащих The Gas Co., по-прежнему вызывают беспокойство, особенно если учесть сотни людей, которые погибли или получили ранения в результате происшествий на газопроводе за последнее десятилетие. Экли сказал, что даже если пустыни безопаснее, чем прибрежные районы, достаточно одного «черного лебедя» — маловероятного события с большими последствиями, — чтобы напомнить людям, насколько опасными могут быть неисправные трубопроводы. Хорошо, компания решает проблемы, связанные с ее трубопроводной сетью.

«Важная часть заключается в том, что коммунальные предприятия делают с любым набором имеющейся у них инфраструктуры?» она сказала. «В идеальном мире у нас повсюду были бы совершенно новые трубопроводы, а под землей не было бы устаревшей инфраструктуры. Но это не реальность».

Комиссия по коммунальным предприятиям проверила планы The Gas Co. по управлению целостностью распределения и передачи за последние несколько лет, но не обнаружила каких-либо серьезных проблем. Однако комиссия частично отклонила предложенный компанией план повышения безопасности трубопроводов в начале этого года, заявив, что предполагаемый бюджет «слишком примитивен, чтобы его можно было предварительно утвердить». »

Тем не менее, комиссия дала разрешение The Gas Co. начать опрессовку и замену магистральных трубопроводов в связи с критическим характером работ.

Хилл также отметил, что Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов работает с государственными регулирующими органами, газовые коммунальные предприятия и планировщики сообщества, чтобы ограничить жилую и коммерческую застройку в районах вблизи трубопроводов высокого давления, таких как тот, который потряс Сан-Бруно, когда он прорвался в 2010 году. а наши клиенты живут в домах», — сказал Шнайдер.«Иногда люди не осознают, даже если каждое утро включают плиту, что к их дому ведет трубопровод».

С корреспондентом по энергетике Сэмми Ротом можно связаться по адресу [email protected], (760) 778-4622 и @Sammy_Roth.

Опасные трубопроводы

Посетите сайт DesertSun.com/DangerousPipes, чтобы ознакомиться с интерактивной картой, показывающей, где по всей стране произошли аварии на газопроводах, включая округ Риверсайд, где с 2004 года произошло семь инцидентов.

Природный газ на этапе перехода: сектор транспортировки и транспортировки должен быть готов к изменению норм

Природный газ и энергетический переход

Часть 1: Битвы за использование газа с высокими ставками обретают форму

Часть 2: Генерация, работающая на газе, сдает свои позиции в эпоху низкоуглеродных выбросов

Часть 3 903 рынки влияют на будущее СПГ США

Часть 4: Сектор транспортировки и транспортировки должен быть готов к пересмотру норм

Далее:
Часть 5: Газовая промышленность вступает в новую эру выбросов

Это четвертая книга из серии статей , посвященной роли и перспективам газовой промышленности в энергетическом переходе — глобальном движении по сокращению выбросов парниковых газов в энергетической отрасли.

После многолетнего бума расходов на инфраструктуру и строительства сектор транспортировки и транспортировки газа в США переживает поворотный момент, поскольку энергетический переход набирает скорость, а политические и финансовые барьеры для новых газопроводов умножаются.

Экологические, социальные и управленческие инвесторы оказывают давление на компании, которые владеют и управляют межгосударственными газотранспортными активами, с целью обезуглероживания. И многие коммунальные потребители трубопроводов обещают достичь нулевых выбросов углерода к 2050 году или раньше, чтобы выполнить требования штата.

Несколько экспертов отрасли газопроводов подчеркнули, что даже несмотря на то, что некоторые трубопроводы могут в конечном итоге использоваться для транспортировки более чистых видов топлива, в ближайшие десятилетия по ним в основном будет поставляться природный газ.В то же время, по словам экспертов, трубопроводы, которые сталкиваются со значительными проблемами при продлении контрактов с грузоотправителями, могут стать безнадежными активами.

По словам аналитика S&P Global Ratings Майкла Гранде, некоторые трубопроводы, построенные в разгар сланцевого бума, особенно уязвимы к выходу из строя. «Все контракты были заключены в 2010 году», — сказал Гранде в интервью. «В дальнейшем в 2019 и 2020 годах контракты, как правило, прекращались и продлевались по более низким ставкам, потому что бассейны сильно сжимались, а доход был просто ниже.»

Одним из таких трубопроводов является система Ruby Pipeline LLC компании Kinder Morgan Inc., которая соединяет Опал, штат Вайоминг, и Малин, штат Орегон. миллионов Dth/день, согласно данным S&P Global Platts Analytics. Между тем, согласно данным контрактов S&P Global Market Intelligence, в июле истекает срок действия твердого соглашения о транспортировке с Anadarko Energy Services Co., на которое приходится почти 17% зарезервированных мощностей Ruby.

S&P Global Ratings в апреле понизило кредитный рейтинг эмитента трубопровода до CCC с B-, а Moody’s в марте понизило рейтинг компании до Caa1 с B1. В марте Fitch Ratings понизило долгосрочный рейтинг дефолта эмитента Ruby Pipeline с BB до CCC+. Все три агентства сослались на опасения по поводу повторного заключения контракта. «Более низкие ставки продления приведут к более слабым денежным потокам и кредитным показателям», — писали в рейтингах ранее.

Сталь в земле

Строительство трубопровода в Северной Америке еще не завершено — компании могут увеличить мощность на 33 млрд куб. становятся выше.Федеральные регулирующие органы все чаще рассматривают климат как фактор при разрешении строительства трубопроводов, а барьеры на уровне штатов и противодействие со стороны окружающей среды привели к многочисленным отменам проектов.

Учитывая, что компании, занимающиеся транспортировкой и транспортировкой, неохотно строят новые магистральные трубопроводы, операторы с достаточной долгосрочной пропускной способностью по принципу «бери или плати» видят в своей инфраструктуре конкурентное преимущество.

«Стоимость труб, которые у нас есть в земле, растет», — заявил президент, главный исполнительный директор и директор Enbridge Inc. Al Monaco во время мартовской панели.«Вы просто не можете воспроизвести эту трубу в земле, и она будет приносить денежный поток в течение очень долгого времени».

По словам Эрин Блэнтон, старшего научного сотрудника Центра глобальной энергетической политики Колумбийского университета, целый ряд технологий может помочь гарантировать, что активы газовой инфраструктуры не окажутся в затруднительном положении, а скорее помогут в энергетическом переходе. Возможности могут включать использование низкоуглеродистых видов топлива, таких как водород и биометан, которые все еще могут использоваться для удовлетворения спроса на топливо с высокой доставкой, которое можно хранить в течение длительного времени.

«Мы можем сделать эти молекулы более экологичными», — сказал Блэнтон. «Если это отрасль, которая со временем станет более экологичной, нам нужно знать, насколько более экологичной она должна стать».

Для межштатных газопроводов, которые обещают долгий срок службы, руководители рассматривают возможность замены от 10% до 15% пропускной способности водородом и смешивания двух видов топлива для транспортировки. По данным Platts Analytics, существующие газопроводы совместимы со смешиванием водорода при малых объемах и низком давлении.Стальные трубы более низкого давления считаются наиболее вероятными для преобразования в первые дни смешивания водорода.

Тяжеловесы Kinder Morgan, Enbridge и Williams Cos. Inc. выразили оптимистичный интерес к изучению возможностей смешивания. Enbridge уже работает над пилотными проектами, связанными с распределением газа, где смешивание водорода менее проблематично из-за газовых потоков с более низким давлением. Водород, скорее всего, повредит стальные трубопроводы, работающие под высоким давлением, что усложнит закачку в некоторые межгосударственные линии электропередачи.

По данным Platts Analytics,

Инфраструктура среднего и конечного использования станет еще одной серьезной проблемой для объединения. Компрессорные станции, счетчики, газовые турбины, печи, водонагреватели и газовые горелки должны быть перекалиброваны или модернизированы, чтобы обеспечить более высокую скорость горения и более низкую теплотворную способность водорода.

По мнению аналитиков Sanford C. Bernstein & Co. LLC, лучшими кандидатами на газопроводы для смешивания возобновляемого водорода являются Rockies Express Pipeline LLC и TC Energy Corp.ANR Pipeline Co., которые находятся рядом с потенциальными источниками поставок.

«Это кажется более рентабельным, если производить там, где доступна возобновляемая генерация, если есть существующий трубопровод», — заявила фирма ранее в этом году. «Тогда в идеале вы хотели бы, чтобы существующий газопровод шел от сети ветра и солнца к центру спроса. Эти анализы показывают, что наилучшие места для существования трубопроводов начинаются в Средней Америке и на юго-западе Америки и идут к городским центрам спроса ( Калифорния, побережье Мексиканского залива, Средний Запад). »

Тем не менее, Мэтью Хоза из BTU Analytics заявил, что маловероятно, что целые трубопроводы будут переоборудованы для смешивания водорода. Вместо этого он сказал: «Вдоль этих трубопроводов есть возможности, где, возможно, у вас есть недостаточно используемые сегменты, в которых у вас есть место для потенциального смешивания водорода».

У компании Enbridge Texas Eastern Transmission LP есть сегмент, перевозящий сланцевые поставки Marcellus и Utica в Огайо, который может соответствовать этим требованиям. Хоза сказал, что он используется недостаточно, потому что он по-прежнему настроен на транспортировку газа на север, а не на юг, в то время как большая часть Восточного Техаса была перенаправлена на отправку объемов в Техас и на побережье Мексиканского залива.Вдоль этой линии компрессорная станция на границе Иллинойса и Индианы могла бы обеспечивать энергию ветра для питания электролизера для производства зеленого водорода.

Однако, глядя на текущие потоки, Texas Eastern в краткосрочной перспективе не рискует превратиться в бесперспективный актив. Его чистые потоки в южном направлении в основном не отставали от пропускной способности с начала 2020 года, и многие из его контрактов на более чем 200 000 дирхамов в день не будут отменены до 2030-х годов и позже.

Финансовые и нормативные препятствия

Превращение потенциала смешивания водорода в реальность потребует значительных финансовых вложений.По данным Platts Analytics, для стальных и железных трубопроводов, которые могут подвергаться водородному охрупчиванию под высоким давлением, напыляемые вкладыши и некоторые обработанные стали могут уменьшить проблемы с целостностью.

Одним из вариантов является отправка встроенных устройств по трубам, на которые будет нанесено внутреннее покрытие для увеличения процента смешивания водорода, но это может быть невозможно для гораздо более старой инфраструктуры, сказал Хоза. «Стоимость модернизации такого трубопровода, как [Panhandle Eastern Pipe Line Co.LP] будет сильно отличаться от, скажем, подхода к [Algonquin Gas Transmission LLC], где уже проложена новая труба и модернизированы некоторые компрессорные станции», — пояснил Хоза.

В настоящее время система Panhandle, по-видимому, продолжит подачу газа в ближайшие десятилетия, учитывая, что заказчик Rover Pipeline LLC, закупленные объемы которого составляют не менее 20% законтрактованных мощностей Panhandle Eastern, начал полную коммерческую эксплуатацию только в 2018 году и поддерживается собственные долгосрочные договоры с грузоотправителями.Возможность повторного заключения контрактов также не является главной проблемой для рейтингов, которые оценивают кредитоспособность Panhandle Eastern на уровне эмитента инвестиционного уровня на уровне BBB-.

По словам управляющего директора FiscalNote Markets Кэти Бэйс,

Смешивание водорода также может создать проблему для федерального регулирования тарифов трубопроводов.

«Это потребует дополнительного законодательства, потому что [Федеральная комиссия по регулированию энергетики] в настоящее время не обладает юрисдикцией в отношении всего, что связано с водородом», — сказал Бэйс в интервью.

Нормативный срок службы стальных водопроводных труб и для газопровода

Виды трубопровода

Черная сталь для водопровода

Оцинкованная сталь

Диагностика внутридомового газового оборудования » ООО МУПЖРЭП Управляющая организация г.

О необходимости технического диагностирования внутридомового газового оборудования

Диагностирование газопроводов

Необходимость технического диагностирования ВДГО

Необходимость технического диагностирования ВДГО

Вторая жизнь магистральных трубопроводов | Neftegaz.

безопасных и надежных трубопроводов | Пособие для законодательных органов штатов

Основы трубопроводной инфраструктуры

Рис. 2. Сеть газопроводов США

Регламент: Федеральная роль и роль штата

Тенденции в области безопасности трубопроводов

Рис. 3. Плотность аварий на газопроводе | 2010-настоящее время

Рис. 4. Плотность происшествий в трубопроводе для опасных жидкостей | 2010-настоящее время

Роль законодательных собраний штатов

Содействие замене старой инфраструктуры

Продвижение эффективных стандартов безопасности

Аварийное управление

Заключение

Дополнительные ресурсы

Опасность старения газовых труб скрывается под домами в США

Актуальные новости

Загрузите наше бесплатное приложение

Крупные проекты: План повышения безопасности трубопроводов

Обзор

Процесс вывода из эксплуатации трубопроводов в нефтегазовой отрасли

Что такое вывод из эксплуатации и ликвидация трубопровода?

Морские и наземные

Что такое отказ от трубопровода?

Требуется ли удаление трубопровода?

Кто отвечает за процедуру вывода трубопровода из эксплуатации?

Правила ликвидации трубопроводов – FERC и 49 CFR 192.727

Процесс вывода из эксплуатации наземного трубопровода

Отключение

Продувка трубопровода

Отчетность Национальной системы картирования трубопроводов (NPMS)

NiGen обеспечивает профессиональное техническое обслуживание, очистку и вывод из эксплуатации трубопроводов

ПРОДЛЕНИЕ СРОКА СЛУЖБЫ ГАЗОПРОВОДОВ: КОНЦЕПЦИЯ, ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ

Поскольку количество смертей растет, безопасность трубопроводов становится в центре внимания

Природный газ на этапе перехода: сектор транспортировки и транспортировки должен быть готов к изменению норм

Часть 3 903 рынки влияют на будущее СПГ США

alexxlab

Вам также может понравиться

Что такое асинхронный двигатель и синхронный: Отличие синхронного от асинхронного двигателя

Проверка фазировки ру напряжением до 1000в и их присоединений: Проверка и испытания фазировки распределительных устройств и их присоединений

6Р12 электрическая схема: Схема электрическая принципиальная фрезерного станка 6Р12 / Фрезерные станки / Stanok-online.ru

Добавить комментарий Отменить ответ