Analiza havarije gasovoda 1103, Carlsbad, New Mexico_Trešnjo, Đozo_vIMAH_PZ_2015.pdf

8/18/2019 Analiza havarije gasovoda 1103, Carlsbad, New Mexico_Trešnjo, Đozo_vIMAH_PZ_2015.pdf

1/27

Mašinski fakultet Sarajevo

Izbor materijala i analiza havarija

Haris Trešnjo

smir Đozo

Bodova:

od max 60

Datum kolokvija i prezentacije: Predmetni nastavnik, Predmetni asistent:

Datum izdavanja

Juni 2015

Naziv projektnog zadatka

Analiza havarije gasovoda 1103 Carlsbad New Mexico

Mašinski fakultet Sarajevo | Katedra za mašinski proizvodni inženjering | Izbor materijala i analiza havarija

Projektni zadatak


2/27

Podaci o pregledima i predaji rada:

Datum izdavanja

Datum prvog pregleda

Datum predaje konačne verzije

Predat štampan i uvezan

PDF

doc/docx

literatura (elektronski)

Postignuti bodovi:

Stavka bodova od max

Pisanidio

Kvalitet

Slike 5

Tabele 5

Tekst 5

Pristup izradi 5

Literatura 5

Forma 5

Prezentacija Kvalitet prezentacije

6

Čita pri prezentovanju DA/NE 2

Prekoračenje vremena prezentovanja(max 15min)

2

Kolo

kvij

Opšti dojam 20

Ukupno 60

Napomene:

Poz

itivno

Negativno


3/27

1/27

Sadržaj

Sadržaj ..................................................................................................................................................... 1

Sažetak .................................................................................................................................................... 2

1

Uvod ................................................................................................................................................. 3

2

Opis havarije ..................................................................................................................................... 5

2.1 Sažetak nesreće ........................................................................................................................ 5

2.2 Operacije na gasovodu nakon nesreće ...................................................................................... 6

2.3 Inspekcija mjesta havarije nakon nesreće .................................................................................. 7

2.4 Posljedice ................................................................................................................................... 7

3

Testovi i ispitivanja nakon havarije .................................................................................................... 8

3.1 Metalurška ispitivanja ................................................................................................................. 8

3.2 Hemijska analiza korozionih proizvoda ..................................................................................... 10

3.3

Ispitivanje konstrukcije i elemenata gasovoda 1103 ................................................................. 10

3.4

Specifikacije materijala gasovodnih cijevi i materijal linije 1103 ................................................ 12

3.5 Ispitivanje „pigging“ operacija ................................................................................................... 13

3.6 Inspekcija gasovoda ................................................................................................................. 14

3.7

Ispitivanje EPNG-ovog programa zaštite od unutrašnje korozije............................................... 15

3.8 Procedure kontrole unutrašnje korozije .................................................................................... 15

3.9 Program internog audita ........................................................................................................... 16

4 Analiza ............................................................................................................................................ 17

4.1

Istraživanje uzroka ................................................................................................................... 17

4.2 Odgovor EPNG-a na havariju ................................................................................................... 17

4.3 Analiza unutrašnje korozije u gasovodnoj liniji 1103 ................................................................. 18

4.4

Analiza fizičkih osobina gasovoda 1103 ................................................................................... 19

4.5 Analiza EPNG-ovog programa zaštite od unutrašnje korozije ................................................... 20

4.6 Federalni sigurnosni standardi.................................................................................................. 20

5 Zaključci nakon izvedene analize .................................................................................................... 21

5.1 Preporuke ................................................................................................................................ 21

6 Poduzete mjere nakon havarije....................................................................................................... 22

6.1

Rekonstrukcija gasovoda ......................................................................................................... 22

6.2 Upravljanje integritetom gasovoda ........................................................................................... 22

6.3 Federalne mjere ....................................................................................................................... 22

7 Zaključna razmatranja .................................................................................................................... 24

8

Literatura ........................................................................................................................................ 25


4/27

2/27

Sažetak

Ovaj rad obuhvata u cjelosti analizu jedne gasovodne havarije. U radu se prati havarija od samog početka.Rad obuhvata mjere i postupke poduzete odmah nakon nesreće. Takođe se opisuju istraživanja i testovikoji su bili potrebni da se ustanovi koji su to faktori uticali na nastanak havarije, analiza podatakaprikupljenih istraživanjem i testovima, te mjere poduzete da se spriječi dešavanje iste havarije ponovo.

Ključne riječi: Havarija, Gasovod, Carlsbad, Rupičasta korozija, Pigging, Mikrobiološka korozija, Analiza.


5/27

3/27

1 Uvod

Cjevovod predstavlja konstrukciju ili sistem konstrukcija koji je namijenjen za transport tekućina, plinovakao i sitne, rasute robe, ako je u pitanju transport unutar proizvodnih pogona. Njegov značaj za industriju je ogroman jer predstavlja vezu između nekoliko drugih sistema ili postrojenja, i rad nekih sistema jenezamisliv u slučaju havarije cjevovoda. Cjevovodi datiraju još od davnih civilizacija i vremenom su sveviše dobijali na svom značaju, počevši od primitivnih cjevovoda za navodnjavanje velikih poljoprivrednihgazdinstava, potom razvijanjem prvih vodovoda u velikim gradovima, razvijanjem industrije i početkomupotrebe parnih mašina, pa sve do danas gdje su zastupljeni u mnogim sferama, a najviše u hemijskojindustriji i energetici. Kroz cjevovode je moguć transport raznih vrsta fluida kao što su voda, nafta, prirodnigas, itd. Općenito govoreći, imamo tri vrste cjevovoda [1]:

Cjevovode namijenjene za sakupljanje flioda, Cjevovode namijenjene za prijenos fluida, Cjevovode namijenjene za distribuciju fluida.

Zavisno od primjene cjevovoda, kao i od fluida koji se transportuje kroz njih, postoje različiti aspektikoji se trebaju uzeti u razmatranje [1]. Na slici 1.1 je prikazan tok i komponente jednog tipičnog gasovodau industriji prirodnog gasa.

Slika 1.1: Tok i komponente gasovoda u industriji prirodnog gasa [2]

Gasovodi za distribuci ju prirodnog gasa se obično prave od čelika i generalno rade pod pritiscima od 55do 105 bara.


6/27

4/27

Gasovodi se prave od cijevi prečnika obično od 152 [mm] pa sve do 1220 [mm], iako pojedini segmentimogu da budu i manjeg prečnika pa čak i 12,5 [mm] u zavisnosti od svrhe tog dijela i same konstrukcijegasovoda. Međutim cijevi manjeg prečnika se obično koriste u svrhe raznih kontrola, kao što su kontrolepritiska itd. Najbitnije i glavne cijevi gasovoda su obično između 406 [mm] i 1220 [mm], dok su bočne cijevi,koje odvode gas iz glavnih cijevi, prečnika od 152 [mm] do 406 [mm]. Svaki izgrađeni gasovod treba dabude u skladu sa standardima o cjevovodima, a na jčešće se koriste tri standarda API1, ASTM2 i ANSI3.[2]

Gasovodi su obično sastavljeni iz pojedinačnih segmenata koji se proizvode odvojeno pa se prilikomspajanja gasovoda zavaruju na mjestu montaže, nekim od postupaka zavarivanja. Prije nego se gasovodpusti u rad mora se osigurati da je taj gasovod sposoban da radi na pritiscima za koje je predviđen. To seosigurava raznim testovima na pritisak gdje se ispituju čvrstoća i propustljivost gasovoda. Gasovodi seispituju na čvrstoću i propustljivost tako što se nakon stabilizacije pritiska drže pod pritiskom najmanje 1[h], i ako je sve u redu, onda se pritisak snižava do određene vrijednosti pogodne za ispitivanjepropustljivosti. Propustljivost se ispituje tako što se premaže svaki zavareni spoj rastvorom sapuna u vodi,i vrši se detaljan pregled gasovoda. Eventualno uočeni nedostaci se uklanjaju tek nakon što se pritisak ugasovodu izjednači sa atmosferskim.[2]

Cjevovodi u industriji gasa i nafte spadaju u grupu odgovornih konstrukcija, čiji rad može da bude i odnacionalne ili regionalne važnosti. Stoga je veoma bitno njihovo stalno održavanje u funkcionalnom isigurnom radu, kako bismo osigurali koristi za sve one koji zavise od njega. Rad cjevovoda zavisi od

mnogih parametara i uslova koji mogu biti poremećeni u toku njegovog životnog vijeka. Takvi poremećajimogu poremetiti ili zaustaviti rad ovog sistema, t j. narušiti njegovu funkcionalnost i sigurnost, te na tajnačin nanijeti veliku štetu. Poremećaj ili prestanak funkcionalnog rada bilo kojeg proizvoda, konstrukcije ilisistema se smatra havarijom ili otkazivanjem.[1]

Analiza havarija nije skup ili niz unaprijed određenih pravila koje ćemo provesti od prvog do posljednjeg inakon što smo sve uradili po njima biti 100% sigurni da smo odredili pravi uzrok h avarije. Sam način ilimetode analize havarije variraju zavisno od samog predmeta analize te zbog toga nijedna analiza nije ista.Moguće je primjeniti iskustva i neke metode iz prethodnih analiza ali svaka nova analiza jeste i treba dabude slučaj „sam za sebe“.[2]

Analiza havarija se može opisati kao detektivski posao otkrivanja krivca. Onaj koji analizira i određujeuzrok havarije ima zadatak da odredi uzrok havarije na osnovu objektivnih stvari, informacija, činjenica i

podataka koje može dobiti tokom istrage, i subjektivnih podataka dobivenih od strane lica koja su uključenau istragu. Koncept analiza havarija i svih njenih aktivnosti se mogu opisati kao što je dato na slici 1.3.[1]

Slika 1.2: Koncept analize havarije [1]

1

American Petroleum Institute (API)- Američki institut za naftnu industriju 2 American Society of Testing and Materials (ASTM)- Američko društvo za isptitivanje i materijale

3 American National Standards Institute (ANSI)- Američki nacionalni institut za standardizaciju


7/27

5/27

2 Opis havarije

U 5:26 [h] ujutru u subotu, 19. augusta 2000 godine, gasovod prirodnog gasa prečnika 762 [mm] podrukovodstvom El Paso Natural Gas Company (EPNG) eksplodirao je uz rijeku Pecos kod Carlsbada, NewMexico. Isticanjem gasa dogodio se požar koji je koji je trajao 55 [min] i u kojem su uništena 3 automobilaza koja se ispostavilo da su vlasništvo žrtava u havariji . Dvanaest osoba je poginulo koje su kampovaleispod armirano-betonskog mosta na rijeci Pecos, koji je služio kao nosač gasovoda 1103. Susjedna triarmirano-betonska viseća mosta koji su isto tako bili nosači ostalih gasovoda, su teško oštećeni. PremaEPNG-u, vlasništvo, štete i gubici su iznosili oko milion američkih dolara.[3]

2.1 Sažetak nesreće

EPNG-ov gasovodni sistem je provodio gas zapadno od Teksasa i Novog Meksika do Arizone i Kalifornije.Dio gasovodnog sistema je prelazio preko rijeke Pecos otprilike 7,2 [km] sjeverno od granice izmeđuTeksasa i Novog Meksika i 48 [km] južno od Carlsbada, Novi Meksiko (slika 2.1). Otprilike 1,6 [km]zapadno od riječnog prelaza se nalazila stanica za regulaciju pritiska gasa Pecos River, koja je primalagas od četiri pr ijenosna gasovoda prirodnog gasa – gasovod 1100 pr ečnika 660 [mm], gasovod 1103prečnika 762 [mm], gasovod 1110 prečnika 762 [mm] i gasovod 3191 prečnika 406 [mm]. Tri od ovih

gasovoda (1100,1103 I 1110) su išli paralelno sa servisnim putem (poznat i kao „Pipeline Road“) od rijekePecos do stanice za regulaciju pritiska gasa Pecos River. Gasovodi 1103 i 1110 su preko rijeke Pecosimali nosač u vidu armirano-betonskog mosta, (servisni most) koji nije bio namijenjen za prelazak pješaka.(slika 2.2). Ovaj most koji je EPNG napravio 1950. godine je bio istovremeno nosač i za vodovodnu cijevi za gasovod. EPNG, koji je u vrijeme nesreće bio podružnica El Paso Energy-a, je posjedovao i upravljaovodovodom ali ne i gasovodom. Gasovod 1100 je imao nosač u vidu odvojenog armirano-betonskog mostau ovoj oblasti, ali ovaj gasovod je izbačen iz upotrebe, i u vrijeme nesreće je bio napunjen nitrogenom.Četvrti gasovod, 3191 je išao od EPNG-ove stanice za regulaciju pritiska gasa Južni Carlsbad do stanice za regulaciju pritiska gasa Pecos River.[3]

Slika 2.1: Geografska lokacija mjesta havarije (slika nije u razmjeri) [3]

U vrijeme nesreće, 12 članova porodice su kampovali na istočnoj obali rijeke Pecos, blizu servisnog mosta(slika 2.3 a). Zaključana sajla i natpis “Privatni put-Zabranjen pristup” ograničavali su pristup na oba krajamosta, koji se nalazio iznad kampa za izletnike.[3]

Gasovod je bio postavljen duž privatne ceste ( blizu raskrsnice sa okružnom cestom) koja je vodila poredblokadnih ventila i prijemnika “piga” do servisnog mosta na istočnoj strani rijeke. Gasovodni sistem jeupravljan od strane EPNG-ovog centra za kontrolu rada gasovoda u El Pasu.[3]


8/27

6/27

Centar za kontrolu rada gasovoda je bio opremljen sa tri konzole za nadzorno upravljački i sistemprikupljanja podataka (SCADA4) , od kojih je svaka bila u mogućnosti da prikaže podatke za svakigasovodni sistem.[3]

Slika 2.2: Mjesto havarije (slika nije u razmjeri) [3]

SCADA sistem je omogućio kontrolorima, koji su u trenutku havarije bili odgovorni za praćenje radagasovoda, da uoče promjene u radu gasovoda. Ove promjene su ukazivale na moguću havariju. U ovovrijeme, prijenos SCADA podataka između centra za kontrolu rada gasovoda, i stanice za regulacijupritiska gasa Pecos River je nakratko prekinut. Iako nije zabilježeno u SCADA-inim podacima vezanim zanesreću, ovaj prekid je trajao otprilike 30 sekundi.[3]

Otprilike u isto vrijeme kad je glavni stručnjak za rad gasovoda telefonirao oko 5:26 [h], EPNG-ov stručnjakza rad gasovoda iz Carlsbad kompleksa, koji je bio u svojoj kući, južno od Carlsbada, prim jetio je usijanje

na nebu prema jugu (slika 2.3 b). Poslije je istakao da je odmah posumnjao da je u pitanju EPNG-ovgasovod.[3]

Slika 2.3: a) kamp zona blizu mjesta havarije, b) vatra izazvana eksplozijom gasovoda [3]

2.2 Operacije na gasovodu nakon nesreće

EPNG osoblje za kontrolu gasovoda su pozvali snadbjevače gasa da bi ih obavijestili o problemu i da tražeda se redukuje ili potpuno obustavi dovod gasa, u područje havarije gasovoda, kao i to da će se zbogincidenta obustaviti rad svih gasovoda.[3]

4 SCADA - eng.Supervisory Control And Data Acquisition


9/27

7/27

U trenutku havarije jedini gasovod koji je bio aktivan je gasovod 1013 dok su ostala dva gasovoda (1100i 1110), blizu mjesta nesreće bila zatvorena, i na njima se vršilo ispitivanje. Svi kompresori u stanici zaregulaciju pritiska gasa Keystone, koji su sprovodili gas do Pecos River a, su ugašeni.

Nakon havarije, centar za kontrolu rada gasovoda je bio u procesu rebalansiranja južnog gasovodnogsistema, kako bi kompenzirao izolaciju stanice za regulaciju pritiska Pacos River. Uposlenici su usmjerenika „Washington Ranch“ skladištu da zaustave ubrizgavanje gasa u oblasti za skladištenje i da počnuizvlačiti gas iz tih oblasti. Izvlačenje gasa iz skladišta je omogućilo EPNG-u da nastavi dostavljati gas nazapad Teksasa.[3]

2.3 Inspekcija mjesta havarije nakon nesreće

Sila koja je prouzrokovala pukotinu na gasovodu i eksplozija izduvnog gasa su stvorili krater širok 15,5[m], 34,5 [m] duž cijevi. Dio cijevi dužine 15 [m] je izbačen iz kratera u tri dijela otprilike dužina 0,9 [m], 6,8[m] i 7,2 [m] (slika 2.4). Inspektori su vizuelno ispitali gasovod koji je ostao u krateru kao i tri izbačenadijela. Sva tri izbačena dijela su ukazivala na unutrašnje oštećenje usljed korodiranja, ali jedan od dijelova je pokazivao znatno veću oštećenost od korozije nego ostala dva. Na unutrašnjoj površini ovog dijela subile vidljive, rupice, i zid cijevi je na više mjesta pokazivao znatno smanjenje debljine stijenke. Nije biloznatne štete zbog korozije na vanjskim površinama sva tri dijela kao ni na oba kraja gasovodne cijevi koja

je ostala u krateru. Dijelovi su odsječeni od izbačenih segmenata gasovoda i poslani u „Saf ety Board’sMaterials“ laboratoriju u Washingtonu, zbog daljeg ispitivanja.[3]

Cijev za odlaganje otpada (eng. drip), koja se nalazila između sigurnosnog ventila 6 i mjesta pucanja, jeodnesena i vizualno ispitana. U cijevi za odlaganje otpada je pronađen crnkasti uljasto-praškasti/zrnastimaterial. Na mjestu najveće koncentracije, otprilike 4 [m] od otvora cijevi za odlaganje otpada, ovajmaterial je ispunjavao približno 70 [%] poprečnog presjeka. Nije bilo značajnijeg unutrašnjeg korodiranjau cijevi za odlaganje otpada.[3]

Slika 2.4: Krater nakon eksplozije gasovoda [3]

2.4 Posljedice

Svih 12 osoba koje su kampovale u kamp zoni nedaleko od mjesta havarije su bile teško ozlijeđene što jeu konačnici dovelo do smrti svih 12 osoba. Uzroci smrti su opekotine visokog stepena, trovanjeugljenmonoksidom (CO) i inhalacija dima.[3]

Šteta koja ja izazvana eksplozijom se odnosila na gasovodnu konstrukciju, noseće mostove i vozila kojasu se nalazila u blizini mjesta havarije. Prema EPNG-u ukupna šteta je iznosila milion dolara.[3]


10/27

8/27

3 Testovi i ispitivanja nakon havarije

U cilju dobijanja što jasnije slike havarije i određivanja uticajnih faktora zbog kojih se dogodila havarija, nagasovodu 1103 izvršeno je niz analiza i testova. Ovi testovi i analize su uključivali metalurška ispitivanjamaterijala cijevi, hemijsku analizu koroziono oštećenih dijelova gasovoda, uticaj same konstrukcijegasovoda na havariju, analizu procedura za zaštitu od korozije, kompetentnost osoblja EPNG-a koje jeradilo na kontroli korozije gasovoda i sl.

3.1 Metalurška ispitivanja

Ispitivanjem na licu mjesta tri komada havarisane cijevi, koja su izbačena eksplozijom na površinu,identificirana je ozbiljna unutrašnja korozija na donjem dijelu cijevi gasovoda (slika 2.1). Od spomenuta triizbačena dijela cijevi iz kratera, izdvojeno je osam uzoraka koji su poslati u laboratoriju za ispitivanjematerijala „Safety Board’s Materials“ u Washingtonu na dalje ispitivanje. Ispitivanje ovih uzoraka jepokazalo da nije bilo korozije sa spoljašne strane cijevi i sa unutrašnje strane gornje polovine cijevi (diocijevi između 9 [h] i 3 [h], gledajući poprečni presjek cijevi kao sat). Ispitivanjem je uočeno ozbiljnosmanjenje debljine stijenke cijevi, uzrokovano korozijom, na donjem dijelu cijevi. [3]

Slika 3.1 Dijelovi havarisane cijevi gasovodne linije 1103 [3]

Područje korozije se proširilo na 653 [cm] uzdužno po cijevi. Sekcije poprečnih i uzdužnih zavarenihspojeva, u donjoj polovini cijevi, su takođe bile izložene istoj koroziji , koja je otkrivena na donjem dijeluunutrašnosti cijevi. Širenje oštećenja izazvanog korozijom (gubitak materijala i broj rupica - rupičastakorozija) je bilo najizraženije duž donjeg dijela cijevi. Na mjestu gdje je korozija najviše oštetila cijev došlo je do smanjenja debljine stijenke i do 72 [%] (slika 2.2 a). Zidovi većine rupica, izazvanih korozijom, susadržavali nabore koji su se šir ili oko rupica (slika 2.2 b). U području koje je zahvaćeno korozijom nalazilose 5 obodnih nabora u stijenci cijevi. Ispitivanja površine pukotine su pokazala da se pukotina širila odpodručja unutrašnje korozije ka spoljašnjem dijelu cijevi.[3]

Slika 2.2: a) rupičasta korozija na unutrašnjosti cijevi, b) bore na zidovima korozionih rupica [3]

Površinske pukotine, nastale konačnim razdvajanjem materijala, nisu sadržavale oštećenja izazvanakorozijom niti je bilo znakova zamora materijala, što ukazuje da korozija nije u potpunosti smanjila debljinustijenke cijevi u trenutku havarije.[3]


11/27

9/27

3.1.1 Rupičasta korozija

Rupičasta korozija je oblik korozije koji se događa kada medij koji uzrokuje koroziju napada materijal iuzrokuje nastajanje malih rupa. To se obično događa na mjestima gdje je zaštitna prvlaka probijena usljedmehaničkog oštećenja ili hemijske degradacije. Rupičasta korozija je jedan od najopasnijih oblika korozije jer je ovaj tip korozije teško predvidjeti i sprijećiti, te relativno teško otkriti, događa se vrlo brzo i prodir umetal bez da uzrokuje vidljiv gubitak mase. Često može doći do iznenadnih havarija mada je gubitakmaterijala neznatan. To se obično pojavljuje na konstrukcijama koje su mehanički opterećene. Na slici 3.3 je prikazana rupičasta korozija na unutrašnjosti cijevi.[4]

Slika 3.3: Rupičasta korozija na unutrašnosti cijevo [4]

Rupice koje su nastale ovim tipom korozije mogu biti otvorene ka površini ili su prekrivene membranomkorozionih proizvoda. Rupice mogu biti hemisferičnog ili čašastog oblika. U nekim slučajevia su ravne i

široke, otkrivajući strukturu materijala, a nekad mogu imati i potpuno nepravila oblik. Na slici 3.4 suprikazani oblici rupica prema ASTM standardu.[5]

Slkia 3.4: Oblici korozionih rupica prema ASTM standardu [5]

Rupičasta korozija napada malu površinu, ali brzo i agrsivno prodire kroz materijal tako da možeprouzrokovari havariju konstrukcije bez da zahvati veću površinu.


12/27

10/27

3.2 Hemijska analiza korozionih proizvoda

Laboratorija za ispitivanje materijala je koristeći X-ray disperzivnu spektografiju, analizirala materijalodstranjen iz korozionih rupica i dijelove cijevi oštećene korozijom. Analizom je pronađen visok nivo hlora(Cl) i natrija (Na) u ispitivanom materijalu.[3]

Nakon havarije, prikupljeni su produkti korozije, depoziti i tečni uzorci sa različitih lokacija iz EPNG

gasovodnog sistema, i podvrgnuti hemijskoj i mikrobiološkoj analizi. Uzorci su prikupljeni iz Pecos River iKeystone stanica za regulaciju pritiska gasa, cijevi sa zatvorenim krajem za prikupljanje nečistoća nakonpigginga (tzv.drip), gasovoda 1103, pig prijemnika gasovoda 1103 na sigurnosnom ventilu br. 6 i pigprijemnika gasovoda 1103 na ventilu br. 5.[3]

U svim ispitivanim uzorcima je otkriveno prisustvo anaerobnih bakterija. Prisustvo aerobnih bakterija jeotkriveno u 9 od 11 uzoraka: bakterije koje reduciraju sulfat (eng. sulfate-reducing bacteria) su otkriveneu 18 od 22 individualnih testova (10 od 11 uzoraka), bakterije koje proizvode kiseline (eng. acid-producingbacteria) su otkrivene u 10 od 22 individualnih testova (7 od 11 uzoraka). Hemijskom analizom je utvrđeno prisustvo hlorida u svim uzorcima. Koncentracija hlorida, otkrivena u 3 od 4 uzorka uzeta iz linije 1103,prelazi 9000 [ppm] (eng. parts per million). Jedan od tri uzorka, uzet iz „pig“ prijemnika linije 1103 je imaokoncentraciju hlorida 333000 [ppm], ugrubo rečeno oko 33 [%] uzorka. Četvrti uzorak, uzet iz cijevi zaodlaganje otpada gasovoda 1103, imao je koncentraciju hlorida manju od 50 [ppm].[3]

Uzorci uzeti iz korozionih rupica otkrivenih na gasovodu 1103, u nižim dijelovim gasovoda, oko 634 [m]nizvodno od mjesta havarije bili su pozitivni na sve tipove bakterija (bakterije koje reduciraju sulfat,

bakterije koje proizvode kiseline, anaerobne i aerobne). Na ovom dijelu gasovoda cijev je sadržavalaobodne nabore na gorn joj polovini cijevi i unutrašnju koroziju na donjem dijelu cijevi.[3]

Izvršeni su dodatni hemijski i mikrobiološki testovi, koji su provedeni od strane EPNG-a na uzorcima uzetimiz različitih gasovodnih postrojenja. Podaci dobijeni ovim testovima su ukazali na prisustvo bakterija kojeproizvode kiseline, u svim uzorcima uzetih iz područja oštećenih korozi jom. Koncentracija bakterija kojeproizvode kiseline bile su veće od 10000 [jedinica/ml] (eng. cell/ml) u 9 od 13 ispitivanih uzoraka. Samo 1uzorak od 13 je imao koncentraciju manju od 10 [jedinica/ml]. Nivo hlorida je bio manji od 100 [ppm] u 26od 85 ispitivanih uzoraka, dok je nivo hlorida veći od 1000 [ppm] otkriven u 34 od 85 uzoraka. Najveći

otkriveni nivo hlorida je bio 400000 [ppm].[3] Hemijska analiza je pokazala da pH vrijednost, tečnosti uzete sa Pecos River stanice za regulaciju pritiskagasa, iznosi 6,7 do 6,8, dok pH vrijednost tečnosti uzete sa Keystone stanice za regulaciju pritiska gasa,iznosi 8,2. Za uzorak materijala uzetog sa pig prijemnika na gasovodima 1100 i 1103 pH vrijednost jeiznosila 6,2 do 6,3 a pH vrijednost uzorka materijala uzetog iz gasovoda 1103, zapadno od mjesta havarije,iznosila je 6,4. Analiza uzorka uzetog u blizini odvoda (eng. siphon drain) na gasovodu 1103 pokazala jepH vrijednost od 8,9.[3]

3.3 Ispitivanje konstrukcije i elemenata gasovoda 1103

Radni pritisak gasovoda je iznosio aproksimativno 46 bara, u trenutku havarije. Maksimalni dozvoljeniradni pritisak za sekciju gasovoda od Keystone do Pecos River stanica za regulaciju pritiska gasa je

definisan od strane EPNG-a i iznosi 58 bara.[3] Sigurnosni ventili su bili raspoređeni duž gasovoda 1103 između Keystone i Pecos River stanica zaregulaciju pritiska gasa, u intervalima sa rasponom od 1,6 do 31 [km]. Na jbliže mjestu havarije, uz tok – istočno 0,4 [km], bio je ventil br. 6 sa pig pri jemnikom, a ventil br. 6 ½ na Pecos River stanici za regulacijupritiska , najbliži niz tok – zapadno 1,37 [km]. Kada su instalirana pigging postrojenja, uključujući i pigprijemnike 1970. godine, ventil br. 6 je rekonstruisan i postao je izolacioni ventil za „pig“ prijemnik.[3]

Gasovod 1103 je unakrsno spojen sa drugim gasovodima uzvodno od mjesta havarije, i to [3]:

Gasovodi 1103 i 1110 su bili unakrsno spojeni na tri mjesta između Keystone i Pacos River stanicaza regulaciju pritiska gasa, uzvodno od mjesta havarije.

Gasovodi 1103 i 1100 su bili unakrsno spojeni između ventila br. 6 i cijevi za odlaganje otpadagasovoda 1103.

Oko 219 [m] niz tok – zapadno od ventila br. 6, povezani su gasovodi 1103 i 1100 pomoću spojnicevanjskog prečnika od 406 [mm]. Spojnica je instalirana prilikom same izgradnje gasovoda.


13/27

11/27

Gasovod 1100 je bio opremljen sa cijevi za odlaganje otpada 1989. godine, koja se vremenom napunilacrnim očvrsnutim nečistoćama i produktima gasa koji su naknadno uklonjeni, ali nakon čišćenja nijepronađena nikakva unutrašnja korozija.[3]

Oko 301,75 [m] niz tok – zapadno od ventila br. 6 bila je ugrađena cijev za odlaganje otpada, dodataknamijenjen za prikupljanje otpadne tečnosti ugrađen ispod gasovoda. Izgrađen je od cijevi dužine 12,2 [m]i vanjskog prečnika od 762 [mm] (slika 3.3). Dodatak je bio ukopan aproksimativno 2,1 [m], direktno ispodgasovoda, zatvoren na kraju i bio je opremljen odvodnim sifonom.Konstruciona izvedba dodatka zaskupljanje otpada je data na slici 3.4.[3]

Slika 3.3: cijev za odlaganje otpada [3]

Funkcija dodatka je da prikuplja tečne i čvrste nečistoće tokom normalnog transporta gasa i nakon piggingoperacija. Takođe na istoj lokaciji se nalazio i čelični r ezervoar, zapremine 17,49 [m3], koji je služio zaskladištenje tečnosti iz cijevi za odlaganje otpada. Rezervoar je izgrađen na površini sa betonskimtemeljom. Odvodni sifon u dodatku je služio za povezivan je cijevi za odlaganje otpada i čeličnog

rezervoara, kako bi se cijev za odlaganje otpada čistila. Rezervoar je bio opremljen cijevima i ventilimakojima se vršio utovar prikupljene tečnosti u cisterne, koje su tu tečnost odvozile na deponovanje.[3]

Slika 3.4: Konstrukciona izvedba dodatka za odlaganje otpada [3]

Zbog lokacije i dizajna cijevi za odlaganje otpada, tzv. „pig“ za čišćenje se nije mogao kretati kroz diogasovoda koji je havarisan. Nakon uklanjanja cijevi za odlaganje otpada gasovoda 1100 1989 godine,tečne i čvrste nečistoće pri transportu gasa su se kretale niz gasovod 1100, prema Pecos River stanici.


14/27

12/27

„Pigging“ operacije koje su vršene na gasovodu 1100 mogle su se vršiti takođe i na gasovodu 1103,uzvodno od cijevi za odlaganje otpada.[3]

3.4 Specifikacije materijala gasovodnih cijevi i materijal linije 1103

U vrijeme havarije, EPNG je rukovodio sa više od 16000 [km] gasovoda uključujući 59 stanica za regulacijupritiska gasa i više od 300 kompresorskih jedinica. Kompanija je rukovodila sa 3 od 4 operativnih gasovodana Pecos River stanici, uključujući gasovod 1103, koji je pretrpio havariju u ovoj nezgodi.[3]

Sekcija gasovoda 1103 između Keystone i Pecos River stanica za regulaciju pritiska gasa, je konstruisanai izgrađena 1950. sa cijevima koje je proizvela kompanija „Republic Steel“. Cijevi su proizvedene u skladusa API 5L5 standardom , „High – Test Line Pipe“ (prvo izdanje, 1948.). Za proizvodnju cijevi koristio sečelik razreda X52, specificiranog minimalnog napona tečenja 359 [Mpa]. Vanjski prečnik cijevi je iznosio762 [mm], nominalna debl jina stijenke 85 [mm], sa većom debljinom na mjestima spajanja sa ventilima.Uzdužni zavareni spoj na cijevi je izveden DSMW6 postupkom zavarivanja. Hemijski sastav čelikakorištenog za proizvodnju cijevi, od kojih je izgrađena gasovodna linija 1103 je specificiran API 5Lstandardom.[3]

Hemijski sastav čelika treba da zadovolji zahtjeve koji su specificirani tabelom 1.1. Za čelike razreda iznadX45, a to odmah uključuje i čelik X52, koncentracije elemenata koji nisu navedeni tabelom, ( hemijski

elementi Nb, V ) se mogu determinisati dogovorom između proizvođača čelika i kupaca. Međutim, zarazličite prečnike cijevi i debljine stijenke treba posebno determinisati koncentraciju ovih legirajućihelemenata jer mogu u velikoj mjeri uticati na zavarljivost materijala.[6]

Tabela1.1: Specifikacije hemijskog sastava čelika za cijevi [6]

(API)

Razred i klasa

(EN)

oznake

čelika

C

(%)

max.

Mn

(%)

max.

P (%) S

(%)

max.

Ti

(%)

max.

Ostali

elementimin. max.

A25, Cl. I - 0,21 0,60 0,030 0,030

A25, Cl. II - 0,21 0,60 0,045 0,080 0,030

A L210 0,22 0,90 0,030 0,030

B L245 0,26 1,20 0,030 0,030 0,04 a, b, c

X42 L290 0,26 1,30 0,030 0,030 0,04 b, c

X46, X52, X56 L320, L360, L390 0,26 1,40 0,030 0,030 0,04 b, c

X60 L415 0,26 1,40 0,030 0,030 0,04 b, c

X65 L450 0,26 1,40 0,030 0,030 0,06 b, c

X70 L485 0,26 1,40 0,030 0,030 0,06 b, c

a – zbirna koncentracija Nb i V ne smije prelaziti 0,03 [%], osim u slučaju kad je drugačije dogovorenoizmeđu proizvođača i korisnika.

b – da li će se koristiti Nb, V ili kombinacija oba zavisi od proizvođača c – ukupna koncentracija Nb, V i Ti ne smije prelaziti 0,15 [%].

U slučaju kada treba izvršiti hemijsku analizu čelika da bi se utvrdio njegov hemijski sastav i da li odgovarastandardnim specifikacijama, standard API 5L navodi koji elementi se trebaju analizirati i količinski odrediti,a to su [6]:

C, Mn, P, S, Cr, Nb, Cu, Mo, Ni, Si, Ti i V, Bor ( B ), ako se analizom utvrdi da je koncentracija manja od 0,001 [%] ne treba ga navoditi u

dokumentaciji materijala, Ostali hemijski elementi korišteni u procesu proizvodnje čelika, osim elemenata korištenih za

dezoksidaciju.

5 API 5L – Specification for Line Pipe – standard koji definiše čelične cijevi za konstrukciju cjevovoda

6 DSMW - eng. double sumerged arc welding – zavarivanje pod zaštitnim prahom sa dvije žice


15/27

13/27

Mehaničke osobine čelika za cijevi su takođe specificir ane istim standardom - mehaničke osobine sunavedene u tabeli 1.2. Za cijevi od hladno valjanog čelika odnos između napona tečenja i zatezne čvrstoće je jasno definisan i ne smije prelaziti 0,93. Napon tečenja materijala treba da je napon zatezanja koji će izazvati izduženje od 0,5 [%].[6] Tabela1.2: Mehaničke osobine čelika za cijevi prema API 5L standardu [6]

Razred

Napon tečenja

min.(MPa)

Zatezna čvrstoća

min.(MPa)

min. izduženje

na dužini 50,8 mm (%)

A25 172 310 a

A 207 331 a

B 241 414 a

X42 290 414 a

X46 317 434 a

X52 359 455 a

X56 386 490 a

X60 414 517 a

X65 448 531 a

X70 483 565 a

a – minimalno izduženje se određuje prema sljedećoj formuli

= 1,994 0,2

0,

Gdje je:

e – minimalno izduženje na dužini 50,8 mm [mm],

A – površina poprečnog presjeka epruvete [mm2],

U – specificirana minimalna zatezna čvrstoća [Mpa]

3.5 Ispitivanje „pigging“ operacija

Šta je to „pigging“ sistem? Glavni zadatak pigging sistema je da očisti unutrašnjost cjevovoda od tečnihi čvrstih nečistoća. Čišćenje se vrši tako što „pig“ pošaljemo iz jedne u drugu tačku cjevovoda, krozsegment cjevovoda koji želimo očistiti. „Pig“ predstavlja fleksibilni „projektil“ čiji je prečnik skoro istihdimenzija kao i kod cjevovoda, a mogu se kretati i kroz krivine cjevovoda. Propisno instalirani „pigging“sistemi poboljšavaju efikasnost procesa, produktivnost i profit cjevovodnih sistema.[7]

Slika 2.4: a) kretanje „piga“ kroz cjevovod [8], b) konstrukciona izvedba piga [9]

Postoji više vrsta „pigging“ sistema, neki od njih su: single – „pig“ system, „tank – drop off“ sistem i „double – pig“ sistem.[7]

Kada su gasovodu 1103 dodata „pigging“ postrojenja 25 godina nakon izgradnje gasovoda, dodat je i „pig“odašiljač na ventil br. 2 aproksimativno 16,9 [km] niz tok – zapadno od Keystone regulaciju pritiska gasa,


16/27

14/27

i dodat je „pig“ prijemnik na ventilu br. 6. U trenutku havarije mogle su se obaviti sve „pigging“ operacijeod ventila br. 2 do ventila br. 6.[3]

Prema navodima EPNG-a, čišćenje „pigging“ sistemom se obavljalo dva puta godišnje, ako je to bilomoguće izvršiti. Nije postojao „pig“ odašiljač na ventilu br. 6 i takođe nije postojao „pig“ prijemnik na PecosRiver stanici za regulaciju pritiska gasa. Iz tog razloga, i zbog manjeg prečnika ventila te drugih gasovodnihelemenata, uključujući cijev za odlaganje otpada, u sekciji gasovoda između ventila br. 6 i Pecos Riverstanice za regulaciju pritiska gasa gdje se i dogodila havarija, nije se moglo vršiti čišćenje „pigging“ sistemom.[3]

Za vrijeme havarije, dizajn gasovoda je bio takav da se tečne i čvrste nečistoće nisu zaustavljale na ventilubr. 6, nego su prolazile istoimeni ventil i nastavljale put prema cijevi za odlaganje otpada, niz tokgasovoda – zapadno od ventila. Nadležni iz EPNG-a su tvrdili da se pritisak u gasovodu koristio zapotiskivanje nečistoća iz cijevi za odlaganje otpada u čelični rezervoar na površini, te da su se nečistoćeiz rezervoara odvozile cisternama na dalje deponovanje. Ovaj rezervoar se takođe koristio i u kombinacijisa gasovodom 1110. Nadležni tvrde da se, u namjeri pražnjenja cijevi za odlaganje otpada, vršilopotiskivanje nečistoća svakog 1. i 17. u mjesecu mada kompanija nije vodila nikakvu evidenciju oodstranjenim nečistoćama.[3]

Prema navodima EPNG-a, nečistoće koje bi ostale u „pig“ prijemniku nakon čisćenja bile bi odstranjeneduvanjem u cijev za odlaganje otpada, kroz cijev na dnu prijemnika, prečnika 152,4 [mm]. Cijev je bila

povezana sa još jednom identičnom cijevi, koja je imala istu namjenu u gasovodu 1110, a ova cijev jenakon 1975. godine bila uklonjena iz postrojenja. Ugrađen je betonski sliv ispod ventila br. 6 i „pigging“ostaci su uklanjani iz „pig“ prijemnika preko sliva, a otpad se skladištio u prenosive kontejnere odfiberglasa i odvozio na dalje odlaganje.[3]

Gasovod 1103 je čišćen „pig“ sistemom od ventila br.2 do ventila br.6 četiri puta 1997. godine, tri puta u1998., jednom 1999. i takođe jednom 2000. prije havarije. Zabilješke svakog svakog čišćenja „pig“ sistemom su glasile „No solids/liquids reported“ (nema čvrstih/tečnih nečistoća), izuzev čišćenja 1999.gdje je izvještaj glasio „2100 lbs solid/2 barrels oil“ (952,5 [kg] čvrstih nečistoća/318 [l] ulja). EPNG isigurnosni odbor navode kako je izvještaj iz 1999. umjesto „2100 [lbs solid]“ najvjerovatnije glasio „20 [lbssolid]“.[3]

Uzroci nečistoća i mulja koji su uzeti nakon „piging“ operacija su ispitivani u EPNG-ovoj laboratoriji. Uzorci

su ispitivani na to da li su štetni za okoliš. Međutim uzorci nisu ispitivani da li su i potencijalno opasni zaizazivanje korozije u gasovodu.[3]

3.6 Inspekcija gasovoda

Prije nesreće vršena je inspekcija gasovoda 1103, tačnije u augustu 2000., od strane zračne patrole (slika2.5) i 18. augusta 2000. od strane patrole koja je na tlu vršila inspekciju. Ispektori su tražili mjesta curenja(promjene u boji tla i mrtva vegetacija), eroziju, i iskope u blizini gasovoda. Inspekcijom nisu pronađenamjesta sa curenjem.[3]

Slika 2.5: Zračna patrola za inspekciju gasovoda [1]

Na segmentu gasovoda 1103, između Pecos River i Keystone stanica za regulaciju pritiska gasa, nijenikad vršena inspekcija unutrašnjosti prije havarije, niti su vršeni testovi pritiskom, osim jednog segmentaod 1,4 km, udaljen 74 km uzvodno od mjesta havarije, koji je hidrostatički ispitivan.[3]


17/27

15/27

3.7 Ispitivanje EPNG-ovog programa zaštite od unutrašnje kor ozije

Prema navodima EPNG-a, prije nesreće, kompanija je nadgledala i ublažila uticaj unutrašnje korozijekontrolom gasa koji ulazi u gasovod, vizuelnom inspekcijom unutrašnosti gasovoda, čišćenje „piging“ sistemom da bi se odstranile nečistoće i duvanjem u cijevi za odlaganje otpada radi otklanjanja nečistoćai utvrđivanja da li funkcionišu kako treba. Iz EPNG su izjavili kako su vjerovali da gasovod 1103 netransportuje gas koji može izazvati korodiranje gasovoda, zato što je gas bio „dovoljnog kvaliteta“. Zbogovog uvjerenja nije vršeno ispitivanje na to da li postoje ostaci vode u gasovodu.[3]

Ugovori sa snadbjevačima gasa su sadržavali standarde o kvalitetu gasa, ali nisu dovoljno detaljni oprogramu kontrole korozije. Neke tačke spajanja sa drugim gasovodima su imale monitoring kvalitetegasa. U slučaju da dođe do određene kontaminacije gasa, dolazi do zatvaranja ventila ili se alarmira iobavijesti centrala. Ovakav tip monitoringa kvalitete gasa je instaliran na gasovodu 1103, na Pecos Riverstanici za regulaciju pritiska gasa i na prijemnoj tački 27 [km] nizvodno od Keystone stanice za regulacijupritiska gasa. Lokacija na prijemnoj tački je imala samozatvarajući ventil, koji se aktivira pri povišenomsadržaju hidrogensulfida (H2S) ili se aktivira alarm pri povišenom sadržaju ugljendioksida (CO2). Nije biloaktiviranja samozatvarajućih ventila i alarma ni na jednoj lokaciji. EPNG nije bio u mogućnosti da obezbjedipodatke o vodenoj pari za gasovod 1103, 19 mjeseci u periodu između 1998. i 2000.[3]

Takođe je instaliran monitoring kvalitete gasa u gasovodu 1100, kako na stanicama za regulaciju pritiska

gasa isto tako i na pojedinim prijemnim tačkama. Prema navodima EPNG na nekim lokacijama je osobljeprikupljalo i analiziralo uzorke gasa. Nije bilo nikakvih pisanih podataka u izvještaju, od strane tehničara,vezano za gas koji je van specifikacija.[3]

U gasovodu 1103 nije bilo ispitivanja kvaliteta gasa, jer kako navode iz EPNG-a bili su uvjereni datransportuju gas koji ne izaziva koroziju gasovoda. EPNG nije ubrizgavao nikakve inhibitore u gasovod1103. EPNG nije zahtijevao ultrazvučno ispitivanje debljine stijenke na mjestima gdje se nisu mogle vršiti„pig“ operacije, tako da ovaj vid ispitivanja nije ni primjenjen. Prema navodima EPNG-a vizuelnimispitivan jem i u toku održavanja gasovoda 1103 nije uočena unutrašnja korozija.[3]

3.8 Procedure kontrole unutrašnje korozije

Analizirane su procedure kontrole unutrašnje korozije koje su bile na snazi pri je havarije i procedure nasnazi u vremenu havarije.

3.8.1 Procedure na snazi prije havarije

U vremenu havarije EPNG je bio u procesu implementacije novih procedura za kontrolu unutrašnjekorozije a u tom trenutku kompanijin program za kontrolu unutrašnje korozije bio je vođen prema EPNG-ovom priručniku „Priručnik za rad i održavanje“ (eng. Operation and Maintence Procedures).[3]

Poglavlje 201.2 „Kontrola korozije“(eng. Corrosion control) propisuje minimalne zahtjeve za nadgledanje izaštitu metalnih konstrukcija od korozije. Referenca za ovo poglavlje su „Kodovi federalnih standarda“(eng. Code of Federal Regulations CFR) koji uključuju federalne propise Sjedinjenih Amer ičkih država zazaštitu od korozije.[3]

Međutim procedure nisu opisale faktore koji se trebaju uzeti u obzir prilikom procjene da li je transportovanigas korozivan. Kompanijin standard za kontrolu kvalitete gasa, opisuje nekoliko supstanci kojekontaminiraju gas, kao što su CO2, H2S i O2, ali ne navodi kolika je maksimalna dozvoljena koncentracijaovih supstanci. U slučaju da je utvrđeno da se transportuje korozivan gas kroz gasovod, procedurepropisuju korake za smanjenje uticaja korozije. Međutim nije opisano kako da tehničari izvedu monitoringi da odrede da li su koraci za smanjenje uticaja korozije bili efikasni. Procedure nisu opisivale kako otkritiunutrašnju koroziju, osim vizuelnim ispitivanjem segmenta koji je odstranjen sa gasovoda.[3]

3.8.2 Procedure na snazi za vrijeme havrije

U maju 2000. godine izdat je novi priručnik za kontrolu korozije, pod nazivom „Priručnik za kontrolu

korozije“ (eng. Corrosion Control Manual). Dio koji opisuje kontrolu unutrašnje korozije je poglavlje 700„Kontrola unutrašnje korozije“ (eng. Internal Corosion Control). Poglavlja koja su se mogla i dalje primjenitiiz starog priručnika „Priručnik za rad i održavanje“ su poglavl je 308.1 „Korozija, generalno i evidencija“,(eng. Corrosion, General and Records) i 308.3 „Kontrola unutrašnje korozije“.


18/27

16/27

Referenca za ova poglavlja je bio takođe CFR. Poglavljem 308.3 se zahti jeva da se gas i tečnosti testirajuda bi se utvrdilo da li mogu izazvati koroziju na gasovodima, te opisuju procedure da se smanji mogućnostpojavljivanja unutrašnje korozije. Poglavlje 700 uključuje standard o kvalitetu gasa i fluida koji setransportuju gasovodom, što predstavlja prvu liniju odbrane od unutrašnje korozije, te naglašava da sesamo regularnim monitoringom i analizom može utvrditi da li je transportovani gas korozivan.[3]

Poglavlje 700 takođe sadrži podatke o korozivnim sastojcima koji se mogu nalaziti u gasu, liste standardao kvalitetu gasa koji se transportuje, upute za korozione kupone i inhibitore, raspored za prikupl janje tečnih,gasnih i čvrstih uzoraka, upute za očuvanje dokumentacije nakon curenja ili havarije. Takođe ovo poglavljenaglašava da se gas koji je korozivan ne smije transportovati gasovodom, sve dok se ne utvrdi njegovuticaj na unutrašnje korodiranje gasovoda, i dok se ne preduzmu mjere za smanjenje uticaja gasa nakorodiranje gasovoda.[3]

Za vrijeme havarije, EPNG je bio u toku implementiranja novih procedura, te je podvrgao tehničko osoblje,odgovorno za koroziju obuci u cilju potpunog usvajanja novih procedura, početkom augusta 2000. Obukaza ostalo osoblje, odgovorno za kontr olu korozije je određena za kasnije datume.[3]

Nakon havarije, EPNG je preuredio poglavlja iz „Priručnik za rad i održavanje“ i „Priručnik za kontrolukorozije“ , koja se odnose na koroziju.[3]

3.9 Program internog audita

EPNG-ov „Priručnik procedura za osiguranje kvaliteta audita“ (eng. Quality Assurance AuditingProcedures Manual), izdat 4. februara 1999., preuređen 3. marta 1999. opisuje kompanijin programinternog audita. Poglavlje „Kontrola korozija - Interni kuponi“ (eng. Corrosion Control – Internal Coupons) je posvećeno unutrašnjoj koroziji. Neka od pitanja, iz navedenog poglavlja, na koja se moraju dati odgovoritokom provođenja audita su [3]:

Da li se transportuje korozivan gas?, Ako se transportuje, da li je ispitan uticaj korozivnog gasa na gasovod?, Koji koraci su poduzeti da se smanji uticaj unutrašnje korozije na gasovod?, Inhibitori?, Dehidratori?, Da li su ugrađeni unutrašnji kuponi za nadgledanje ef ikasnosti mjera za ublažavanje uticajakorozije?, Ako jesu, da li se kuponi provjeravaju dva puta svake kalendarske godine?, Da li je količina smanjenja stijenke gasovoda u toku jedne godine prihvatljiva?

Osobi za provođenje audita je bila dostupna printana verzija obrasca za sprovođenje audita, kako bimogao zabilježiti sve podatke o auditu. Međutim ovi obrasci nisu sadržavali gore navedena pitanja vezanaza koroziju, niti je bilo predviđenog mjesta u obrascu gdje bi se pitanja i odgovori mogli zabilježiti. [3]


19/27

17/27

4 Analiza

EPNG gasovod 1103 je radio na 80 [%] od maksimalnog mogućeg radnog pritiska kada je došlo dopucanja cijevi. Pukotina se desila na mjestu gdje je unutrašnja korozija smanjila debljinu stijenke cijevi.Činjenica da se na gasovodu pojavila pukotina kao rezultat preopterećenja bez bilo kakve naznake ozamoru pokazuje da je pucanje jedan nepredviđen događaj. Sigurnosni odbor (eng. „Safety Board“) jezaključio da je gasovod 1103 napukao kao rezultat ozbiljne unutrašnje korozije, koja je uzrokovalasmanjenje debljine stijenke cijevi na tačku, nakon koje materijal nije mogao izdržati pritisak koji je vladaounutar cijevi.[3]

Nekoliko faktora je doprinijelo da korozija, koja je uzrokovala pukotinu na gasovodu ne bude otkrivena iuzeta u obzir od EPNG-a prije nesreće, i ti faktori su nabrojani u ovoj analizi.[3]

Najveći problemi otkriveni tokom istrage nesreće su [3]:

Loš dizajn i konstrukcija gasovoda, Neadekvatnost EPNG- ovog sistema kontrole unutrašnje korozije, Neadekvatnost federalnih sigurnosnih standarda za gasovode, Neadekvatnost federalnog nadzora nad rukovodiocem gasovoda.

4.1 Istraživanje uzrokaIstraga je utvrdila da je radni pritisak od 46,5 bara koji je vladao u cijevi kada se desila pukotina bio ispodmaksimalnog radnog pritiska od 58 bara, utvrđen za taj dio gasovoda. Rad gasovoda je nadziran saSCADA sistemom, i u stanici Pecos River, odmah nakon stvaranja pukotine dolazi do kratkih smetnjiSCADA sistema i konstantnog gubitka SCADA podataka, kao rezultat nestanka struje u Pecos Riverstanici za regulaciju pritiska. Kontrolor precizno procjenjuje dostupne informacije i pokreće odgovarajućisigurnosni protokol. Nije bilo dokaza o sabotaži gasovoda ili o vanjskoj koroziji na mjestu pukotine.Sigurnosni odbor na osnovu toga zaključuje da nesreća nije uzrokovana sljedećim faktorima [3]:

preopterećenje usljed visokog pritiska smetnje ili gubitak podataka i informacija SCADA sistema spoljašnja oštećenja gasovoda uzrokovana iskopavanjima ili drugim aktivnostima spoljašnja korozija cjevovoda

4.2 Odgovor EPNG-a na havariju

EPNG-ovi radnici, koji su bili na mjestu nesreće u roku od 19 minuta nakon eksplozije, su radili brzo iefikasno da zaustave curenje gasa iz gasovoda i da ugase vatru. Pošto nisu znali koji je gasovodeksplodirao, počeli su da zatvaraju ventile duž područja vatre na sva četiri EPNG -ova gasovoda. Osobljeza vanredne situacije je stiglo na mjesto nesreće 25 minuta poslije eksplozi je, i pozicioniralo se u PecosRiver stanici za regulaciju pritiska gasa. Oni su čekali da se zaustavi isticanje gasa i da se ugasi vatra.Kako se incident desio u ruralnom području osoblje za vanredne situacije nije očekivalo da je neko od ljudipovrijeđen. Međutim nakon otprilike 40 minuta nakon nesreće, i pokušaja da se dođe do ventila kako bise zaustavio tok gasa, EPNG-ov radnik je vidio vozilo u području vatre i tu infor maciju prenio svojimkolegama. Nakon 15 minuta, kada je isticanje gasa zaustavljeno i vatra ugašena, zaposlenik EPNG-a jepotvrdio da ima vozila u području gdje je vatra gorjela. Ova informacija je prenešena osoblju za vanrednesituacije koji su odmah započeli akciju spašavanja. Carlsbad medicinsko osoblje je stiglo na lice mjesta ibili su stacionirani u Pecos River stanici za regulaciju pritiska gasa. Medicinsko osoblje i medicinskitehničari su neumor no radili na ranama i ozljedama žrtava i užurbano ih odvezli u bolnicu u Teksasu.[3]

Sigurnosni odbor primjećuje da EPNG-ov radnik koji je prvi primjetio vozila žrtava nije odmah obavijestioosoblje za vanredne situacije o tome dok vatra nije ugašena. Kako bi osoblje za vanredne situacijepokrenulo akciju spašavanja žrtava, bilo je bitno da dobiju ovu informaciju što prije, jer je to moglo daublaži ozbiljnost samog incidenta. U ovom slučaju, zbog intenziteta same vatre u blizini kampa, toplinezajedno sa vatrom i poteškoće ekipe da reaguje u podr učju vatre, sigurnosni odbor je ustanovio da rezultatnesreće ne bi bio drugačiji čak i da je osoblje za vanredne situacije obaviješteno ranije, međutim precizan

efekat ranije obavještenosti osoblja za vanredne situacije nije moguće utvrditi. [3] Analizom reakcije osoblja EPNG-a i medicinskog osoblja, može se reći da se posljedice havarije i nisumogle ublažiti u većoj mjeri.[3]


20/27

18/27

4.3 Analiza unutrašnje korozije u gasovodnoj liniji 1103

Međusobno povezane rupice na unutrašnjosti cijevi, su posmatrane u havarisanom području gasovoda1103. Tipično, ove rupe su pokazale brazde i ispod-površinske pukotine koje se često povezuju samikrobiološkom korozijom. Profil rupe je pokazao da je koncentracija klorida u rupama rasla postepeno odvrha ka dnu. Povećana koncentracija klorida može rezultirati pojavom određenih tipova bakterija. Sva četiritipa mikroba (aerobne, aneorobne, sulfatne i kiselinske) su posmatrane na uzorcima gasovoda 1103,uzetih iz dvije iskopane rupe oko 640 [m] od mjesta gdje se desila havarija. Iako individualni doprinosrazličitih mikroba u korozionom procesu ne može biti procijenjen, ispitivanja oštećenih dije lova i analizekorozionih produkata sugerišu da su mikrobiološki uticaji u nekoj mjeri doprinijeli korozionom procesu. [3]

Rastvoren O2 u elektrolitu može uzrokovati pojavu rupica kreiranjem koncentracionih ćelija. CO2 je topljivu vodi i formirati će karbonsku kiselinu, koja je korozivna pri djelovanju na ugljični čelik. [3]

Kada je rastvoren u vodi H2S formira slabu kiselinu koja ima isto tako korzivni uticaj na ugljični čelik. U kombinaciji sa rastvorenim O2 može uzrokovati pojavu rupičaste korozije. Iako prisutne u manjimkoličinama ove potencijalne korozivne supstance su bile prisutne u gasovodu 1103. Isto tako različiti uslovisu uzrokovali povećanje ovih supstanci u transportovanom gasu. Hloridi su bili posmatrani u svimkoroziono oštećenim uzorcima. Anioni, kao što je hlorid, uzrokuju rupičastu koroziju. Koncentracija hloridau rupicama može biti mnogo veća nego izvan rupica.[3]

Hemijske analize su pokazale da je kiselost ( pH 6,7 - 6,8) tečnosti uzete u gasovodu u Pecos River staniciza regulisanje pritiska, mnogo veća nego tečnosti iz gasovoda u stanici Keyston ( pH 8,2). Isto tako uzorcimaterijala uzetih sa „pig“ prijemnika iz gasovoda 1100 i 1103, i uzorak materijala uzetog na nižim tačkamagasovoda 1103 su bili mnogo kiseliji od uzorka materijala uzetog sa odvodne cijevi u gasovodu 1103.Nizak nivo kiselosti u uzorcima može biti rezultat djelovanja rastvorenog CO2 i/ili H2S u vodi i/ili udjela vodeniske kiselosti u gasu. Kisela voda (pH < 7) je korozivno uticajnija na ugljični čelik od obične vode (pH >7). Takođe voda i ostale korozivne supstance kao što su hloridi, O2, H2S, i CO2 su vjerovatno svi doprinijeliposmatranom korozionom opterećenju. Kao rezultat toga sigurnosni odbor je utvrdio da je korozija koja jeispitivana na gasovodu, najvjerovatnije nastala kao rezultat djelovanja mikroba i onečišćenja kao što suvlaga, hloridi, O2, CO2, i H2S.[3]

4.3.1 Mikrobiološka korozija U definiciji mikrobiološka korozija je degradacija metalnih materijala , koja je rezultat aktivnosti raznihmikroorganizama koji proizvode agresivne tvari. Mikroorganizmi stvaraju uslove pogodne za razvojkorozije ili su u mogućnosti da učestvuju direktno u elektrohemijskoj reakciji koja se dešava na površinimetala. Na slici 4.1 je prikazan uzorak cijevi sa mikrobiološkom korozijom.[10]

Slika 4.1: Uzorak cjevi sa mokrobiološkom korozijom [11]

Biološki razvoj bakterija uzrokuje korozijske probleme. Više vrsta bio-organizama mogu da povećajukoroziju metala kroz njihove metaboličke procese. Uglavnom, dokazano je da je prisustvo bio-organizamau svakom radnom okruženju rezultuje lokalnom prije nego opštom korozijom.


21/27

19/27

Ali mogućnost djelovanja bio-organizama u depozitima u velikim količinama sa metalnim jonima, pokazujeda učestvuju u procesu korozije. Mikrobiološki uzrokovana korozija je odgovorna za većinu pojavaunutrašnje korozije u gasovodima za distribuciju. Tip korozije uzrokovan od mikroba rezultuje sapojavljivanjem rupica sa oštrim ivicama i često sa rupicama unutar već postojećih rupa. Ove su rupiceobično raspoređene duž cijevi kada se u cijevi nalazi vlaga, i to pri skupljanju vlage na dnu cijevi gasovoda,kada voda sadrži aproksimativno oko 30 % nečistoća. Rupice unutar rupa gasovoda se obično pojavljujukao prave linije na rupama koje su ispunjene sa mješavinom vode sa raznim fluidima ili depozitima. Voda

može da se akumulira u gasovodima kada je brzina gasa mala, ili kad gasovod ima periode u kojima neradi. Kada se bakterije skupljaju na zidovima, one kreiraju kolonije koje pomažu da se razviju i drugebakterije. Dobro poznate bakterije koje uzrokuju koroziju su uključujući bakterije koje proizvode kiseline,bakterije koje reduciraju sulfid, bakterije željeza i bakterije oksidiranog mangana itd.[10]

Ove bakterije pospješuju koroziju na zidovima gasovoda jer u zajedničkom djelovanju s vodom stvara sepogodno tlo za razvoj korozije, koja uzrokuje smanjivanje stijenke cijevi gasovoda. Mikrobiološka korozija je jedna od različitih vrsta korozije koja doprinosi značajnim gubicima u ekonomiji i privredi, i danas supropisani zakoni i standardi za suzbijanje problema unutrašnje korozije. Na slici 4.2 su prikazani uzrocimikrobiološke korozije i koloniziranje bakterija na stijenci cjevovoda.10]

Slika 4.2: Nastanak kolonija bakterija na stijenci cijevi gasovoda [12]

4.4 Analiza fizičkih osobina gasovoda 1103

Ispitivanje cijevi na kojoj se desilo napuknuće otkriva pet nabora u stijenci na gornjem dijelu gasovoda.Nabori u stijenci cijevi se dešavaju pri savijanju cijevi, ili pri spajanju segmenata gasovoda tokomkonstrukcije, ili od vanjskih sila, kao što su klizišta kad je gasovod u funkciji. Kada je cijev savijena i naborise stvore na gornjoj površini, tada se pri dnu vlakna cijevi izdužuju i nastaju blaga udubljenja. Analiziranaunutrašnja korozija u gasovodu na lokaciji havarije, se pojavila na dnu cijevi, gdje su tečnostinajvjerovatnije napravile bazen koji je konstantno mijenjao svoj sadržaj. Zbog veće gustine vode u odnosuna hidrokarbonske tečnosti, koje su takođe bile prisutne u gasovodu, voda se akumulirala na dnu bazenadok su hidrokarbonske tečnosti bile na vrhu, što je kreiralo idealne uslove za razvoj unutrašnje korozije.[3]

S obzirom da su postojali problemi prilikom „pigging“ operacija, i neki dijelovi gasovodne linije 1103 senisu mogli očistiti zbog lošeg dizajna gasovoda, bilo je jasno da su dizajn i fizičke osobine gasovoda uvelikoj mjeri uticale na nastajanje unutrašnje korozije kao i na konačno havarisanje gasovoda.[3]

ASME kod za gasovode (ASME B 31.8. Prijenos gasa i distributivni sistemi gasovoda) sadrži preporukeza dizajn, preporuke povezane sa kontrolom unutrašnje korozije za nove, i preporuke sa modifikacijamaza postojeće gasovode.


22/27

20/27

Iako su neki rukovodioci prihvatili ove preporuke ili su imali sopstvene inžinjerske standarde za dizajn ikonstrukciju, u cilju da minimiziraju akumulaciju tečnosti i da uklone tečnosti iz gasovoda, nije bilofederalnih standarda koji su bili obavezni za sve rukovodioce gasovoda.[]

Minimalno cjevovodi bi trebali da [3]:

budu konstruisani tako da se minimizira akumulacija tečnosti, budu opremljeni sa efikasnim čistačima tečnosti i čestica,

budu opremljeni sa određenim uređajima za kontrolu korozije na lokacijama sa velikommogućnošću unutrašnje korozije.

4.5 Analiza EPNG-ovog programa zaštite od unutrašnje korozije

U vrijeme incidenta, EPNG je počinjao proces implementacije kontrole unutrašnje korozije baziran nanovim procedurama, uvedenim 15. maja 2000 i 10. jula 2000. godine. Obučavanje osoblja novimprocedurama je počelo u augustu 2000. godine, a nove mjere protiv korozije koje su spomenute u ovomdokumentu su morale biti potpuno implementirane u vrijeme incidenta.[3]

Ove procedure nisu uključile specifične radne uslove, kao što je voda u gasovodu, korozivne supstance ugasu i tečnosti, i brzina gasa, koji trebaju da budu razmotreni kada se procjenjuje mogućnost unutrašnjekorozije u gasovodu. Iako su vodeći ljudi EPNG-a naglasili da su se djelomično oslonili na održavanjekvalitete gasa u prevenciji od korozije, kompanija nije preduzela potrebne korake da bi se adekvatnokontrolirala kvaliteta gasa koji ulazi u gasovod. 1999 godine procedure nisu pružile upute koje se odnosena to kako bi se unutrašnja korozija otkrila na neki drugi način, osim vizuelne inspekcije segmenta cijevinakon što se isječe.[3]

Procedure nisu detaljno opisale kako polugodišnji monitoring može da odredi efikasnost mjera protivkorozije, i kako da se izvede. Uređaji za monitoring unutrašnje korozije nisu korišteni na gasovodu 1103,između „Keystone“ i „Pecos River“ stanica za regulaciju pritiska, zato što se vjerovalo da gas nijekorozivan. Nakon akvizicije senata u januaru 2000, „El Paso Energy“ je osnovao tim stručnjaka iz područjaindustrije gasovoda, da se utvrdi najbolja praksa i napiše novi priručnik za rad i održavanje. Rezultat subile procedure u sklopu „Priručnika za rad i održavanje“ koji je izdat 15. maja, 2000 godine, a potom jeuslijedio priručnik „Kontrola korozije“ 10. jula 2000 godine. Ove procedure su bile primjenjive na „El Paso

Energy“ gasovode i bile su odobrene u vrijeme incidenta u avgustu 2000. godine. Ove procedure su bileznatno bolje od prethodnih, i detaljnije su opisivale kontrolu i monitoring gasa koji ulazi u gasovod. Međutimove procedure su bile u toku implementacije neposredno prije havarije. Može se zaključiti da EPNG-ovprogram kontrole unutr ašnje korozije i monitoring kvalitete gasa nije bio adekvatan, da se u dovoljnoj mjerismanji uticaj unutrašnje korozije na gasovod.[3]

4.6 Federalni sigurnosni standardi

Federalni standardi za cjevovode (misli se na USA) su uključivali dva dijela, jedan koji sadrži zahtjeve zakontrolu unutrašnje korozije i drugi koji zahtjeva da procedure za taj program kontrole, budu uvrštene udio obaveza rukovodioca i priručnika za održavanje. Propisi nisu definisali termin „korozivni gas“ ali sunaglašavali da takav gas ne bi smio biti transportovan ako njegov uticaj na gasovod nije ispitan, i ukoliko

nisu preduzeti određeni koraci da se minimizira unutrašnja korozija. Propisi naglašavaju da za pojavuunutrašnje korozije voda tipično mora biti prisutna, zajedno sa ostalim korozivnim supstancama kao štosu hloridi, H2S, CO2, O2 ili bakterije. Propisi nisu specifično precizirali uticaj mikrobiološke korozije ili tokako kombinovan uticaj vode i koroziva može doprinijeti pojavi korozije. Propisi isto tako n isu obraćalipažnju na važnost sljedećeg: minimiziranja količine i akumulacije tečnosti u gasovodu, odstranjivanjatečnosti iz gasovoda, održavanja cijevi za odlaganje otpada, i ulozi brzine gasa u procesu kontrole korozije.Zbog toga što federalni propisi nisu opisali navedene probleme, sigurnosni odbor je zaključio da federalnistandardi o sigurnosti cjevovoda nisu pružali dovoljne smjernice i upustva rukovodiocima ili osoblju kojese bavi ublažavanjem unutrašnje korozije.[3]


23/27

21/27

5 Zaključci nakon izvedene analize

Analiziranjem ispitivanih faktora koji su uticali i koji su mogli uticati na havariju gasovoda može se dći doslijedećih zaključaka [3]:

1. Sljedeći faktori nisu bili uzrok niti su doprinijeli incidentu ili njegovim posljedicama: Preopterećenjepritiskom gasovoda, gubitak ili smetnje kontrole podataka SCADA sistema za monitoring, eksterno

oštećenje gasovoda kroz iskopavanja ili eksterna korozija. 2. Gasovod 1103 je pukao kao rezultat ozbiljne unutrašnje korozije koja je uzrokovala smanjenjezidova stijenke cijevi do tačke kada preostali metal nije mogao izdržati pritisak unutar cijevi.

3. Korozija koja je pronađena u gasovodu 1103 na mjestu incidenta je vjerovatno uzrokovanakombinacijom unutar gasovoda, mikroba i takvih supstanci kao što su vlaga, hloridi, kisik, ugljendioksid, i hidrogen sulfat.

4. Da je na sekciji u kojoj je pukao gasovod bio sistem “pigginga” i da su “pigovi” korišteni redovno saotklanjanjem tečnosti i čestica iz gasovoda nakon svake upotrebe “piga”, unutrašnja korozijarazvijena u ovom dijelu cijevi bi bila znatno manje ozbiljna.

5. Vjerovatno uzrok djelomičnog začepljenja cijevi za odlaganje otpada, uzvodno od mjesta havarije,su bile neke tečnosti koje su prolazile cijev za odlaganje otpada, nastavljale put duž gasovoda, iakumulirale na mjestu gdje se cijevi savila tj. stvorile “bazen” u udubljenju gasovoda što je

rezultovalo pucanjem.6. Da je EPNG efikasno pratio kvalitet gasa kojim je snadbijevan gasovod i radne uslove u gasovodu

1103, da su uzorci gasa periodično ispitivani, i da su tečnosti i čestice (nečistoće) odstranjene izgasovoda vjerovatno je da se havarija ne bi ni desila.

7. Prije incidenta EPNG nije imao efikasan i adekvatan program kontrole unutrašnje korozije, koji biidentifikovao ili ublažio unutrašnju koroziju koja se dešavala u gasovodu.

8. Tadašnji federalni standardi za sigurnost gasovoda nisu pružali adekvatne smjernicerukovodiocima gasovoda ili osoblju zaduženom za ublažavanje unutrašnje korozije.

9. Ured za sigurnost cjevovoda(OPS) nije napravio precizne procjene prije incidenta o EPNG-ovomprogramu kontrole unutrašnje korozije i nije otkrio nedostatke u programu što bi eventualnospriječilo havariju.

5.1 Preporuke

Kao rezultat istrage o eksploziji prirodnog gasa i posljedične vatre 19 augusta 2000 godine, blizuCarlsbada, Novi Meksiko, Nacionalni ured za sigurnost pri transportu je naveo sljedeće sigurnosnepreporuke.[3]

Istraživačkom programu i specijalnim programima administracije:

Izvršiti reviziju 49 koda federalnih standarda dio 192, sa zahtjevima da novi ili zamjenjeni cjevovodi bududizajnirani i konstruisani sa osobinama da ublaže unutrašnju koroziju. Minimalno takvi cjevovodi bi trebali [3]:

da budu projektovani tako da zaustave akumulaciju tečnosti da budu opremljeni sa efikasnim čistačima taloga i budu u umogućnosti da se vrši monitoring mjesta cjevovoda na kojima je najveći potencijal za

unutrašnju koroziju.

Razviti zahtjeve potrebne da se osigura da program kontrole unutrašnje korozije rukovodioca cjevovoda,uzme u obzir uticaj vode i ostalih kontaminata u procesu korozije. [3]

Procjeni OPS-ov program ispitivanja cjevovoda da se identificiraju nedostaci koji su rezultovalineuspjehom inspektora, prije incidenta, da utvrde nedostatke u EPNG-ovom programu kontrole unutrašnjekorozije. Uvesti promjene potrebne da se osiguraju adekvatne procjene programa sigurnosti cjevovoda. [3]

NACE-u:

Utvrditi i ubrzati izradu industrijskog standarda za kontrolu unutrašnje korozije u čeličnim cjevovdima kojiće zamijeniti ili nadopuniti NACE standard RP01175-75.[3]


24/27

22/27

6 Poduzete mjere nakon havarije

Nakon svake havarije slijedi poduzimanje mjera za spri ječavanje dešavanja iste ponovo, te dolazi dopromjena kako na samoj konstrukciji tako i u zakonima, normama i standardima.

6.1 Rekonstrukcija gasovoda

Nakon havarije EPNG je izvršio rekonstrukciju gasovoda 1103 i 1110 u području križanja sa rijekom.Gasovod 1103 je modifikovan tako da je sad moguće izvesti „piging“ operacije na segmentu između PecosRiver i Keystone stanica za regulaciju pritiska gasa. Tokom hidrostatičkog testa, gasovod 1103 je pukaooko 640 m nizvodno od mjesta havarije. Na lokaciji pucanja ispitana je unutrašnja površina donjeg dijelacijevi, te je utvrđeno je da je došlo do redukcije debljine stijenke oko 69 %. U martu 2001. obavljena je „in –line“ inspekcija (inspekcija unutrašnjosti cijev i) gasovoda 1103, uključujući i segmente koji su raniječišćeni „pig“ opremom, te nisu pronađena područja sa unutrašnjom korozijom koja zaht ijevaju popravke.[3]

Gasovod 1110 je modifikovan kako bi bilo moguće izvoditi „pig“ operacije od njegove početne tačke, spojsa gasovodom 1103, do Pecos River stanice za regulaciju pritiska gasa. EPNG je istražio 9 nižih tačakagasovoda 1110, od početne tačke spoja sa gasovodom 1103 do Pecos River stanice za regulaciju pritiskagasa. Nisu pronađeni tragovi unutrašnje korozije. Neke od ispitanih tačaka su bile uzvodno od ventila br.

6 na gasovodu 1110, a ove tačke su bile periodično čišćene i prije.[3] Gasovod 1100 je uklonjen sa nosećeg mosta i nova cijev prečnika od 660 [mm] je ugrađena na servisnommostu. Gasovod 1000 koji je bio zatvoren je uklonjen, takođe su srušeni i viseći mostovi, te nisu ponovoizgrađeni. Modifikovano je i napajanje energijom SCADA kompjutera, kao i modem na Pecos River staniciza regulaciju pritiska gasa, kako ne bi došlo do prekida napajanja SCADA kompjuterske opreme u slučajunepredviđene nesr eće.[3]

6.2 Upravljanje integritetom gasovoda

Nakon nesreće, EPNG je r azvio program za obuku osoblja o unutrašnjo j koroziji. Kao odgovor na havarijupoduzete su korektivne mjere kako bi se otkrila područja sa unutrašnjom korozijom. Ispitano je 60

segmenata gasovoda, za koje se smatra da su najviše ugroženi unutrašnjom korozijom. Ti segmenti suispitani „in – line“ inspekcijom ili nekom od NDT metoda, a unutrašnja korozija je otkrivena u osamgasovoda. Za šest linija kompanija je utvrdila da se korozija pojavila kao izolovan slučaj. EPNG je poslaosekcije preostale dvije linije na metalurška i hemijska ispitivanja. Testovima je pronađena poroznost u jednoj sekciji gasovoda 1017, a unutrašnja korozija je smanjila debljinu stijenke za 42 %. Uzeti su uzorcikorozionih produkata iz ovog gasovoda i utvrđeno je da se u njima nalaze velike količine bakterija kojeluče kiseline. Prije nego što su vraćeni u pogon, na segmentima je izvršena reparatura. 4. decembra 2002.uvedena su ograničenja pritiska, u gasovodima 1100, 1103 i 1110, od strane OPS-a.[3]

Nakon havarije, „Korporacija El Paso“ (eng. El Paso Corporation) je implementirala program upravljanjaintegritetom gasovoda, primjenjiv na 74030 km gasovoda kompanije. Formiran je izvršni komitet koji jeobezbijedio nadgledanje programa i komitet koji će direktno nadgledati i kontrolisati program upravljanjaintegritetom gasovoda. Program uključuje široku kontrolu brzine gasa, nižih tačaka u gasovodu, cijevi za

odlaganje otpada, posuda pod pritiskom, historije kvaliteta gasa, analiza tečnosti i svih ostalih operacija.Ostali dijelovi ovog programa uključuju operacione audite, implementaciju unaprijeđenih procesa,uzajamnu komunikaciju, dijeljenje stečenog iskustva i sl. Program nalaže „in – line“ inspekciju svihgasovoda na kopnu čiji je prečnik veći od 152,4 [mm].[3]

6.3 Federalne mjere

23. augusta 2000. RSPA je izdao korektivne mjere (anex B) za „Ured kompanije El Paso za energetiku igasovode„ (eng. El Paso Energy Pipeline Group), koje od EPNG-a zahtijevaju da poduzme odgovarajućemjere zaštite okoliša od potencijalnih zagađenja, koja su u vezi sa njihovim gasovodima. Lista korektivnihmjera sadržala je 25 zahtjeva koje je trebalo ispuniti.[3]

29. augusta 2000. od strane RSP A je izdat bilten sa savjetima „Savjetodavni bilten„ (eng. Advisory Bulletin ADB-00-02, anex C) za sve operatore koji vrše transport prirodnog gasa gasovodima. Ovaj bilten dajesavjete kako da se provjere programi monitoringa unutrašnje korozije i nudi upute za to.[3]


25/27

23/27

U junu 2001. od strane OPS-a za „Ured kompanije El Paso za energetiku i gasovode“ je izdat zapisnikkojim navodi niz nepravilnosti i vjerovatnih prekršaja, te prijedlog kazne. U zapisniku je navedeno da jeOPS na osnovu ispitivanja zaključio da je unutrašnja korozi ja odigrala najveću ulogu za izazivanje havarije.Takođe su naveli kako su ispitivanja pokazala da je unutrašnja korozija djelovala u dužem vremenskomperiodu, na nižim mjestima u gasovodu gdje je došlo do nakupljanja tečnosti.[3]


26/27

24/27

7 Zaključna razmatranja

Neki događaji su nepredvidivi i čovjek je jednostavno u nemogućnosti da djeluje i da učini nešto povodomnjih. Nesreće se svakodnevno dešavaju a na ljudima je da tu svakodnevnicu pokušaju da promijene, i daprocenat havarija svedu na minimum. Može se reći da ljudi iz svake havarije postaju pametniji. Trebanaglasiti da je u slučaju havarije gasovoda blizu Carlsbada zakazao ljudski faktor, ponajviše zbog toga štonisu napisani dovoljno detaljni standardi koji se tiču unutrašnje korozije i njene prevencije, tako da nisuvršene ispravne kontrole kvalitete gasa koji se kasnije ispostavio kao korozivan, i jedan od ključnih uzrokasame havarije. Zaključak je da se havarija blizu Carlsbada mogla izbjeći boljom komunikacijom izmeđudržavnih instituta za standarde i rukovodiocem „El Paso“ gasovoda, tako da ne bi bilo potrebe da ljudskiživoti budu izgubljeni. Nakon svake od havarija, ljudi nastoje da poprave greške koje su izazvale havarijui da uspostave nove standarde koji će produžiti vijek konstrukcija, uštediti novac koji se troši na reparaturuhavarisane konstrukcije, te spasiti eventualne živote koji bi mogli da budu ugroženi, ukoliko se havarijadogodi blizu naselja. Treba se nadati da će ljudi u budućnosti postati još savjesniji o opasnostima koj emože prouzrokovati havarija, te da će sa podignutom sviješću učiniti sve kako bi se broj havarija što višereducirao.


27/27

8 Literatura

[1] S. Muratović (2012). Završni rad, Sistematizacija havarija cjevovoda u industriji gasa i nafte.Mašinski fakultet, Sarajevo.

[2] S. M. Folga (2007). Natural Gas Pipeline Technology Overview. Argonne National Laboratory.

[3] Izvještaj o havariji, Natural Gas Pipeline Rupture and Fire Near Carlsbad, New Mexico, august19.2000. National Transportation Safetey Board, Washington D.C. 2003.

[4] R. Newman (2010). Pitting Corrosion od Metals. Časopis, JES Clasics ESC Science at Its Best.

[5] E. Y. Ma (2012). Corrosive Effects of Chlorides on Metals, Department of Marine Engineering,NTOU,Republic of China (Taiwan).

[6] API 5L (2014). Specification for Line Pipe, section: 49 CFR 192.113. Aerican Petroleum Institute.

[7] Brošura, Product Recovery and Pigging. FAQs. 2015.

[8] i4 Automation Ltd. http://www.i4automation.net/wp/?paged=6, 2015.

[9] Pigging Systems. Wiese Europe. http://www.wiese-europe.com/transfer/content.asp, 2015.

[10] N. Muthukumar, A. Rajasekar, S. Ponmariappan, S. Mohanan, S. Maruthamuthu, S. Muralidharan,P. Subramanian, N. Palaniswamy, M. Raghavan (2003). Microbiologically influenced corrosion inpetroleum pipelines – A overview. Indian Journal of Experimental Biology.

[11] BTI products LLC. https://www.bti-labs.com/, 2015.

[12] Liang Research Group. http://cfm.mines.edu/research.html, 2015.
http://www.i4automation.net/wp/?paged=6http://www.i4automation.net/wp/?paged=6http://www.i4automation.net/wp/?paged=6http://www.wiese-europe.com/transfer/content.asphttp://www.wiese-europe.com/transfer/content.asphttp://www.wiese-europe.com/transfer/content.asphttps://www.bti-labs.com/https://www.bti-labs.com/https://www.bti-labs.com/http://cfm.mines.edu/research.htmlhttp://cfm.mines.edu/research.htmlhttp://cfm.mines.edu/research.htmlhttp://cfm.mines.edu/research.htmlhttps://www.bti-labs.com/http://www.wiese-europe.com/transfer/content.asphttp://www.i4automation.net/wp/?paged=6

Documents

Analiza havarije gasovoda 1103, Carlsbad, New Mexico_Trešnjo, Đozo_vIMAH_PZ_2015.pdf