CC BY
38ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ
УДК 62-932.2
А.М. Большаков, д.т.н., проф., Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН (Якутск, РФ),
a.m.bolshakov@mail.ru
Я.М. Андреев, Институт физико-технических проблем Севера имени В.П. Ларионова СО РАН, yakovmich@yandex.ru
Задачи обеспечения надежности магистральных газопроводов в условиях криолитозоны весьма актуальны в настоящее время. Различные инциденты все чаще происходят в связи с изменениями механических свойств металла труб по истечении времени, потерь пластичности при низких температурах и изменений пространственных положений относительно проектных положений в многолетнемерзлых грунтах. Характер повреждений труб магистральных газопроводов в разных регионах страны различается. В регионах с повышенной влажностью воздуха и грунтами, промерзающими в зимнее время на небольшую глубину, начало образования дефектов находится на поверхности труб (коррозия). В районах распространения криолитозоны начало образования дефектов находится в «теле» стенки труб, и увеличение этих дефектов приводит к более катастрофическим последствиям, чем в остальных регионах страны.
В статье рассматривается один из участков линейного магистрального газопровода, на котором произошел инцидент в виде выброса трубопровода. Основной причиной выброса считается постоянно меняющийся рельеф данного участка в результате периодического оттаивания многолетней мерзлоты. В действующих нормативных документах по строительству магистральных газопроводов приведены расчеты, зачастую ссылающиеся на общие правила строительной механики. Таким образом, проектная организация может недостаточно учитывать современные наработки научных исследований в области хладостойкости и эксплуатации магистральных газопроводов в районах распространения криолитозоны и в условиях экстремально низких температур.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: НАДЕЖНОСТЬ, МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, НЕПРОЕКТНОЕ ПОЛОЖЕНИЕ, ПРОЧНОСТЬ, МНОГОЛЕТНЯЯ МЕРЗЛОТА, НИЗКАЯ ТЕМПЕРАТУРА.
Россия занимает первое место в мире по разведанным запасам газа, а газотранспортная система считается крупнейшей в мире. Существенная часть единой системы газоснабжения была создана в на -чале 1950-х гг. и с конца 1980-х гг. преимущественно располагается в центральной части Сибири, в умеренной климатической зоне. В последнее десятилетие интенсивно осваиваются новые месторождения газа, находящиеся в арктических зонах Дальнего Востока. Так, на территории Республики Саха (Якутия) создается Якутский центр газодобычи,
являющийся базовым для формирования сети и ресурсной основой для магистрального газопровода «Сила Сибири», включая Ковыктинское месторождение (Иркутская обл.). С учетом слабого развития в регионе дорожно-транспортной и энергетической инфраструктуры, а также экстремально сложных природно-климатических условий здесь будут использоваться последние нововведения и технологии, в которых риск, связанный с проявлением человеческого фактора, будет находиться на минимальном уровне. Таким образом, контроль
за функционированием оборудования и управлением сложными техническими объектами будет происходить в автоматизированном режиме. Основной причиной данных нововведений считается бесценный опыт эксплуатации действующих магистральных газопроводов Якутии общей протяженностью свыше 3130 км, построенных в сложных условиях криолитозоны в начале 1970-х гг.
СПЕЦИФИКА
МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ Рассмотрим особенности строительства и эксплуатации
Bolshakov A.M., Doctor of Sciences (Engineering), Professor, Larionov Institute of the Physical-Technical Problems of the North of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences (Yakutsk, Russian Federation), a.m.bolshakov@mail.ru
Andreev Ya.M., Larionov Institute of the Physical-Technical Problems of the North of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, yakovmich@yandex.ru
Issues associated with improving the operational reliability of linear main gas pipelines in the cryolithozone
The tasks of ensuring the reliability of the main gas pipelines in the cryolithozone are very relevant at present time. Various incidents associated with changes in the mechanical properties of metal of the pipes, loss of ductility at low temperatures, and changes in spatial positions relative to the proper locations in permafrost, take place increasingly frequently. The nature of the damage to the main gas pipelines varies by different regions. In the regions with high air humidity and soils frozen to a shallow depth in winter, the points of the beginning of defect formation occur on the surface of the pipes (corrosion). In the regions of the cryolithozone distribution, the onset of defect formation is in the body of the pipe wall and increase of these defects leads to more catastrophic consequences than in other regions of the country.
The article considers one of the sections of the linear main gas pipeline, where an incident occurred as a result of frost heave of the pipeline. The main cause of the frost heave is the ever-changing relief of this site as a result of periodic thawing of permafrost. The current regulatory documents for the construction of main gas pipelines provide calculations mainly based on the general rules of structural mechanics. Thus, a project organization may not sufficiently consider best practices in scientific research in the field of cold resistance and operation of main gas pipelines in the conditions of cryolithozone and extremely low temperatures.
KEYWORDS: RELIABILITY, MAIN GAS PIPELINE, BEYOND-DESIGN POSITION, DURABILITY, PERMAFROST, LOW TEMPERATURE.
магистральных газопроводов в условиях криолитозоны, где основным неблагоприятным фактором считается изменчивая несущая способность мно-голетнемерзлых грунтов. При отрицательной температуре многолетнемерзлые грунты испытывают крайне высокие нагрузки без особых изменений рельефа, а при приближении плюсовой температуры утрачивают несущую способность. Повторное замерзание данных грунтов вызывает их вспучива-
ние, растрескивание, что приводит к инцидентам или авариям газопроводов. Для защиты от подобных деформаций грунтов требуется применять специальные меры защиты, включающие переработку конструктивных и технологических решений.
На многолетнемерзлых грунтах применяются преимущественно два типа решения проблемы: установка газопровода на свайные опоры и укладка газопровода в насыпи с термоизолирующей подушкой.
Несущая способность грунтов в летний и зимний периоды изменчива. Зимой многолетнемерзлые грунты образуют единую монолитную «плиту», что положительно отражается на эксплуатации тяжелых машин, поэтому газопровод укладывается в зимнее время. На основании журналов сварочных работ, актов укладки и засыпки газопровода средняя температура окружающей среды при монтаже газопровода находится в пределах от -20 до -45 °С. После выхода газопровода на
Магистральные трубопроводы:
• Газификация городов Сталино, Макеевка, Горловка (1933-1935, Украина);
« Газопровод «Кадиевка - Брянка - Алчевск - Ворошиловград» (1935-1938, Украина);
• Газоснабжение предприятий Донбасса, Урала, Волжского и Камского автозаводов (1960-1967, Россия, Украина);
• МГ «Ефремовка - Диканька - Киев», отводы к городам Украины (1960-1964, Украина);
• Пятиниточная ГТС - «Северные районы Тюменской области (СРТО) - Урал» (1970, Россия);
• «Оренбург - Западная граница («Союз»), «Оренбург - Новопсков» (1973-1979, Россия, Украина);
• «Уренгой - Сургут - Челябинск», «Комсомольское - Сургут - Челябинск», «Уренгой - Новопсков», «Уренгой - Петровск» (Россия);
• МГ «Уренгой - Помары - Ужгород» (1978-1985, Россия, Украина);
• «Ямбург - Западная граница» («Прогресс»), «Ямбург - Тула» (1-я и 2-я нитки), «Ямбург - Поволжье».
[Магистральные трубопроводы:
• МГ «СРТО - Торжок» (1995-2012, Россия);
• Магистральный газопровод «Ямал - Европа»;
• Реконструкция КС ООО «Газпром трансгаз Югорск» (2001-2007, Россия);
• Расширение Уренгойского газотранспортного узла (2003-2006, Россия);
• МГ «Бованенково - Ухта» (2007-2012, Россия);
• МГ «Якутия - Хабаровск - Владивосток», участок «Чаянда - Ленек» (2011-2013, Россия);
• Компрессорные станции МГ «Ухта - Торжок», I нитка (2011-2012, Россия);
• ТЭО и проект «Южный поток» на территории Республики Болгария (2010-2012, Болгария).
газовая промышленность строительство и эксплуатация газопроводов
№ 5 | 768 | 2018 г.
Рис. 2. Искривление оси газопровода по горизонтали Fig. 2. Horizontal curvature of the axis of the gas pipeline
.';.-;'< - 4 1 ~
R_ -
4- \<f
5,03 м
'.r
gé
0 20 40 60
100 120 140 160 Расстояние,м Distance, m
Рис. 3. Искривление оси газопровода по вертикали Fig. 3. Vertical curvature of the axis of the gas pipeline
200 220 240
0 1 í= 0,2 -0,3 0,4 0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 Расстояние,м Distance, ш
5
Рис. 1. Схема выброса газопровода (вид сверху): 1 - репер измерения горизонтального смещения оси газопровода; 2 - репер измерения вертикального смещения оси газопровода; 3 - участок с провисом газопровода, протяженностью 10 м; R1 - максимальный радиус изгиба 888 м; L - открытый участок газопровода протяженностью 237 м;
4 - подземный участок газопровода;
5 - направление хода транспортируемого газа
Fig. 1. Scheme of the frost heave of the gas pipeline (plane view): 1 - bench mark for measuring the horizontal displacement of the axis of the gas pipeline; 2 - bench mark for measuring the vertical displacement of the gas pipeline axis; 3 - section with a sag of the gas pipeline, length is 10 m; R1 - maximum bending radius of 888 m; L - open section of the gas pipeline, length is 237 m; 4 - underground section of the gas pipeline; 5 - direction of the transported gas
проектную мощность температура поверхности труб в летнее время может достигать 10 °С.
Отличительной чертой много-летнемерзлых грунтов считается их оттаивание на месте повреждения естественного растительного покрова, что неизбежно при строительстве газопровода. По этой причине происходит оголение газопровода: вследствие разжижения мерзлых грунтов насыпь
газопровода «стекает» и обнажает трубу. На подобных участках в силу изменчивости грунтов часто встречается и полное оголение газопровода с его провисанием. Во время остановок транспортировки газа в летнее время темпе -ратура поверхности трубы на дан -ных участках под воздействием прямых солнечных лучей может достигать 30 °С. Также в зимнее время в случаях остановки газопровода температура поверхности труб опускается до -55 °С. Годовой перепад температур на этих участках может достигать 85 °С, при проектном положении газопровода и без остановок транспортировки газа перепад составляет 55 °С. Таким образом, при перепадах температуры газопровода в положительную сторону трубопро вод на этом учас т-ке увеличивается по длине. Под воздействием продольных сжимающих сил в трубах происходит
локальная потеря устойчивости, сопровождающаяся искривлением трубопровода, и образуются так называемые выпучины. Длина выпучины на данных участках зависит от жесткости труб, в случае частичного оголения - от продольной силы и несущей способности оттаявшего грунта.
ПОЛЕВЫЕ НАБЛЮДЕНИЯ
Подробнее рассмотрим инцидент, произошедший на магистральном газопроводе первой категории опасности с рабочим давлением 4,55 МПа (рис. 1). Для строительства газопровода использовались стальные трубы марки 13Г1С-У с наружным диаметром 0,720 м и толщиной стенки 0,008 м. На момент обследования утончений стенки трубы не было обнаружено. В результате оттайки нестабильных многолет-немерзлых грунтов произошли изменение рельефа и обводнение
-310 -320 -330 -340 = -350 § -3 -360 ■= а: -370 £ -В -300 S g> -390 I £ -400 = -к -410 2 -420 ï cg -430 .« -440 ! ш -450 g g. -МО ï -470 g. -400 ■= -490
S -soo
-510
50 100 150 200 250 300 350 400 450
Длина регистрируемого перемещения датчиках, м Length of the detected movement of sensor x, m
— Wyl — Hy2
Рис. 4. Распределение магнитных аномалий газопровода: А и Б - зоны повышенной концентрации напряжений в газопроводе; напряженность суммарного магнитного поля земли и газопровода, измеренная верхними Hyl и нижними Hy2 датчиками сканирующего устройства
Fig. 4. Distribution of magnetic anomalies of the gas pipeline: A and B - increased stress concentration zones in the gas pipeline; intensity of the total magnetic field of the earth and the gas pipeline, measured by the upper Hyl and lower Hy2 sensors of scanning device
местности. Протяженность заболоченной местности вдоль трассы газопровода составила 1 км, при этом полному оголению труб с провисом подверглось около 10 м (см. рис. 1). По истечении некото -рого времени, а именно в летний период, произошел инцидент в виде горизонтального выброса газопровода с частичным оголением. Смещение от проектной оси по горизонтали составило 6 м (рис. 2), по вертикали - 0,363 м (рис. 3), при этом протяженность частичного оголения поверхности газопровода - 237 м (см. рис. 1).
Дополнительно для поиска концентраций напряжений на рассматриваемом участке газопровода применялся метод контроля, основанный на магнитной памяти металла. Контроль производился сканирующим устройством российской разработки Тип 11-6КБ в паре с прибором ИКН-6М-8 на зоне, включающей оголенные и подземные участки газопровода, протяженность которых составила 470 м (рис. 4). Вычисления и анализ полученных данных производились в программе
«МПМ-Система 4», предназначенной для обработки данных о напряженно-деформированном состоянии оборудования и конструкций по методу магнитной памяти металла [1]. По результатам обработки данных контроля были обнаружены полезные сигналы, свидетельствующие о напряженно-деформированном состоянии участков А и Б газопровода с изгибами и характеризующиеся совпадением расстояния между условными экстремумами Ну1 и Ну2 (см. рис. 4) [2, 3] в магнитограмме со значениями диаметра (0,72 м) и расстояния между сварными швами (11,0 м). Как показано на рис. 4, на участке А наблюдаются магнитные аномалии класса А1, проявляющиеся в виде резких перепадов напряженности магнитного поля с высокими значениями градиента dH (А/м2) и с частой сменой его знака [2]. Аномалия класса А1 свидетельствует о возможном наличии опасных зон концентрации напряжений, местоположение которой совпадает с точкой выхода газопровода из грунта. На участке Б обнаружены маг-
нитные аномалии класса А2, что свидетельствует о наличии менее опасных концентраций напряжений, превышающих напряжения в остальных участках газопровода. Местоположение участка Б совпадает с точкой входа газопровода в грунт.
В соответствии с СП 36.13330.2012 «Магистральные газопроводы» [3] проверка на устойчивость при данных условиях показала, что максимальные суммарные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий температурного перепада открытых участков и упругого изгиба составляют 305 МПа. Допустимые действующие значения механических напряжений должны быть меньше на 75 % от предела текучести материала труб, т. е. при использовании марки стали 13Г1С-У допустимые напряжения составляют 300 МПа. Следовательно, действующие значения механических напряжений выше допустимых и могут приве -сти к разрушению газопровода.
Расчетный минимальный радиус изгиба для обследованного участка, по данным работы [4], при разнице температур монтажа и эксплуатации At = 50 °С состав -ляет 891 м, при фактическом -888 м (см. рис. 3), и рассчитывается по формуле:
ED„
min отр
PD I
0,15^ -oAtE
где Е - модуль упругости металла трубопровода, ГПа; йн - наружный диаметр трубопровода, м;
*Р3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, безразмерная величина; с1 - коэффициент, отражающий категорию участков трубопровода, безразмерная величина; кн - коэффициент надежности труб, безразмерная величина; Я2 - нормативное значение предела текучести материала трубопровода, МПа; Р - рабочее давление газопровода, МПа; Овн - внутренний диаметр трубопровода, м; 5 - номинальная тол-
щина трубопровода, м; а - коэффициент линейного расширения материала труб, безразмерная величина; - перепад температуры, °С.
Здесь необходимо отметить, что разница температур М при условии совпадения длительной остановки транспорта газа и значительного понижения температуры наружного воздуха (в некоторых регионах температура воздуха может опускаться до -65 °С) существенно увеличивается, соответственно, минимальный допускаемый радиус изгиба газопровода тоже возрастает.
Таким образом, напряжения, возникающие при данных условиях, превышают нормативные условия прочности, следовательно, могут возникнуть опасные пластические деформации в металле газопровода. Если учитывать повышение хрупкости металла с понижением температур, что является частым и продолжительным явлением в арктических регионах, могут возникнуть катастрофические разрушения газопроводов. Наблюдения за
отказами и авариями газопроводов и металлических конструкций, эксплуатирующихся в северных регионах, которые проводились в течение долгого времени, свидетельствуют о фактах их быстрого разрушения. При этом основным механизмом разрушения является отрыв - особо опасный показа -тель произошедших аварий и разрушений [5-7]. Также в условиях холодного климата трещина, образовавшаяся в новых газопроводах, обычно останавливается, а в длительно эксплуатировавшихся разветвляется и приводит к ката -строфическому, т. е. осколочному, характеру разрушения.
ВЫВОДЫ
Из анализа работ, направленных на исследование хладостойкости металлоконструкций, работающих в низкотемпературных условиях, следует, что основными фактора -ми, влияющими на надежность магистральных газопроводов, эксплуатирующихся при низких климатических температурах в криолитозоне Якутии, являются изменение механических свойств
в сторону понижения прочности и охрупчивание металла труб при низких температурах. На примере рассмотренного инцидента, произошедшего в линейной части магистрального газопровода, показано, что в силу особенностей грунтов регионов в условиях крио-литозоны резко увеличивается вероятность возникновения потерь работоспособности газопроводов [8]. Хладостойкость материалов газопровода при длительной эксплуатации недостаточно учтена в действующих нормативных требованиях по строительству газопроводов в многолетне-мерзлых грунтах. В основном расчеты напряжений, возникающих в газопроводе в непроектных условиях, производятся по общепринятым законам строительной механики и не учитывают актуальные способы решений проблем [9]. Тем не менее предлагаемые зарубежными институтами решения не принимают в расчет низкотемпературные условия северо-востока России, где температура наружного воздуха нередко отпускается до -65 °С. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Программный продукт МПМ-Система версия 4 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.mmmsystem.ru/Products/MMM-System-4.html (дата обращения: 27.04.2018).
2. РД 102-008-2002. Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом. М.: ОАО «ВНИИСТ-ПОЛИГРАФИЯ», 2003. 52 с.
3. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85* [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://meganorm.ru/Data2/1/4293794/4293794977.pdf (дата обращения: 27.04.2018).
4. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982. 341 с.
5. Махутов Н.А., Лыглаев А.В., Большаков А.М. Метод оценки хладостойкости тонкостенных металлоконструкций // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2011. Т. 77. № 1. С. 49-53.
6. Матвиенко Ю.Г., Большаков А.М. Надежность и хладостойкость тонкостенных конструкций при низких климатических температурах // Проблемы машиностроения и надежности машин. 2012. № 1. С. 38-43.
7. Большаков А.М., Андреев Я.М. Анализ разрушений металлоконструкций, работающих в условиях Севера // Авиационные материалы и технологии. 2015. № S1. С. 27-31.
8. Махутов Н.А., Лебедев М.П., Большаков А.М., Гаденин М.М. Научные основы анализа и снижения рисков чрезвычайных ситуаций в районах Сибири и Севера // Арктика: экология и экономика. 2013. № 4 (12). С. 4-15.
9. Oswell J.M. Pipelines in Permafrost: Geotechnical Issues and Lessons // Canadian Geotechnical Journal. 2011. Vol. 48. No. 9. P. 1412-1431.
REFERENCES
1. Program Product MPM-Sistema Version 4 [Electronic course]. Access mode: http://www.mmmsystem.ru/Products/MMM-System-4.html (access date: April 27, 2018). (In Russian)
2. Regulatory Document RD 102-008-2002. Instruction on Diagnostics of a Technical Condition of Pipelines by a Noncontact Magnetometric Method. Moscow, VNIIST-POLYGRAFIYA OJSC, 2003, 52 p. (In Russian)
3. Code Specification SP 36.13330.2012. Main Pipelines. Updated Version of Construction Rules and Regulations 2.05.06-85* [Electronic course]. Access mode: http://meganorm.ru/Data2/1/4293794/4293794977.pdf (access date: April 27, 2018). (In Russian)
4. Aynbinder A.B., Kamershtein A.G. Calculation of Main Pipelines on Strength and Stability. Moscow, Nedra, 1982, 341 p. (In Russian)
5. Makhutov N.A., Lyglaev A.V., Bolshakov A.M. Method of Estimating the Cold Resistance of Thin-Walled Metallic Structures. Zavodskaya laboratoriya. Diagnostika materialov = Industrial Laboratory. Diagnostics of Materials, 2011, Vol. 77, No. 1, P. 49-53. (In Russian)
6. Matvienko Y.G., Bolshakov A.M. Reliablity and Cold Resistance of Thin-Walled Structures at Low Ambient Temperatures. Journal of Machinery Manufacture and Reliability, 2012, Vol. 41, No. 1, P. 30-33.
7. Bolshakov A.M., Andreev Ya.M. Fracture Analysis of Metal Structures Functioned in the North Conditions. Aviatsionnye materialy i tekhnologii = Aviation Materials and Technologies, 2015, No. S1, P. 27-31. (In Russian)
8. Makhutov N.A., Lebedev M.P., Bolshakov A.M., Gadenin M.M. Scientific Basis for Analysis and Reduction of Emergency Risks in the Regions of Siberia and the North. Arktika: ecologiya i ekonomika = Arctic: Ecology and Economy, 2013, No. 4 (12), P. 4-15. (In Russian)
9. Oswell J.M. Pipelines in Permafrost: Geotechnical Issues and Lessons. Canadian Geotechnical Journal, 2011, Vol. 48, No. 9, P. 1412-1431.
