CC BY
55РЕТРОСПЕКТИВНЫМ АНАЛИЗ МЕТОДОЛОГИИ ПРОЧНОСТНЫХ РАСЧЕТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.692.45/475
Г.Г. Васильев, д.т.н., проф., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина (Москва, РФ), srgnp@gubkin.ru
И.А. Леонович, к.т.н., РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина,
leonovich.i@gubkin.ru
Магистральный трубопроводный транспорт в РФ остается наиболее эффективным способом транспортировки нефти, нефтепродуктов (далее - нефти) и природного газа из мест добычи или производства в места потребления. Более того, по мере ввода в эксплуатацию новых месторождений углеводородов в центрах добычи, значительно удаленных от центров потребления, значимость трубопроводного транспорта в цепочке процессов нефтегазовой промышленности будет только возрастать. В связи с этим важнейшее значение получают технико-экономические показатели деятельности данного вида транспорта, включая капитальные и эксплуатационные затраты. Значительная составляющая в структуре таких затрат на этапе строительства - стоимость трубной продукции, которая зависит от прочностных параметров трубной стали и толщины стенки запроектированного трубопровода.
Толщина стенки трубы оказывает влияние на технологии производства строительно-монтажных работ и применяемые машины и механизмы. Увеличение толщины стенки вновь строящихся трубопроводов постоянно вынуждает строительные компании обновлять модельный ряд оборудования и техники, оказывая существенное влияние на стоимость строительно-монтажных работ.
В статье ретроспективно анализируется методология прочностных расчетов в методических документах РФ и США, проводится оценка факторов, которые повлияли на формирование данных методических подходов и их изменение в процессе развития трубопроводного транспорта на протяжении последних пятидесяти лет. Выполнен анализ факторов, реализация которых привела к тому, что в РФ реализуются проекты трубопроводов с толщиной стенки, не характерной для американских и европейских трубопроводов со сходными характеристиками.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ТРУБОПРОВОД, ТОЛЩИНА СТЕНКИ, ПРОЧНОСТЬ, НАДЕЖНОСТЬ, НОРМИРОВАНИЕ.
Согласно требованиям Федерального закона № 384-Ф3 «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» безопасность зданий и сооружений, а также связанных со зданиями и сооружениями процессов проектирования (включая изыскания), строительства, монтажа, наладки, эксплуатации и утилизации (сноса) обеспечивается посредством установления соответствующих требованиям безопасности проектных значений параметров зданий и сооружений и качественных характеристик в течение всего жизненного цикла здания
или сооружения, реализации указанных значений и характеристик в процессе строительства, реконструкции, капитального ремонта (далее - строительство) и поддержания состояния таких параметров и характеристик на требуемом уровне в процессе эксплуатации, консервации и сноса [1].
Базой проектирования и строительства служат нормативные документы, в которых регламентированы основополагающие методологические принципы и нормы проектного расчета и технологии строительного производства. Эти документы могут иметь различ-
ное происхождение, приниматься на государственном или корпоративном уровне, иметь территориально или временно ограниченное применение, носить добровольный или обязательный характер. Целью таких документов является то, что, руководствуясь их положениями, можно спроектировать и построить нефтегазопровод (далее - трубопровод), который будет обладать гарантируемыми характеристиками надежности и быть безопасным для окружающей среды, общества и индивидуума.
Для того чтобы документы не утрачивали своей актуальности,
G.G. Vasiliev, D. Eng. SC, Professor, National University of Oil and Gas (Gubkin University) (Moscow, Russian Federation), srgnp@gubkin.ru
I.A. Leonovich, Candidate of Sciences (Engineering), National University of Oil and Gas (Gubkin University),
leonovich.i@gubkin.ru
Retrospective analysis of strength calculation methodology for trunk pipelines
Trunk pipeline remains the most efficient way to transport the oil, oil products (henceforth oil) and natural gas from production spot to consumption place.
Besides, with putting new hydrocarbon fields into production in production centers considerably distanced from consumption centers, the importance of pipeline transport in the oil and gas process chain is only going to enhance. In this regard, technical and economic performance indicators for this transport, including capital and operational costs, are becoming vital. The most significant component in the structure of pipeline construction expenditure is the tubulars» price that depends on the strength properties of the pipe steel and the wall thickness of the pipeline designed.
Wall thickness affects the production engineering of construction and assembly works and the machines and mechanisms used. Also, increasing the wall thickness makes construction companies continuously buy new equipment, which has a significant effect on the cost of construction and assembly works.
The article retrospectively analyzes the methodology of strength calculations in the methodological documents of the Russian Federation and the United States, assesses factors that have had affected the formation of these methodological approaches and their change during the development of pipeline transport over the past fifty years. The article also analyzes factors that led to the situation where pipeline projects in the Russian Federation involve pipeline wall thickness typical neither for American nor for European pipelines with similar properties.
KEYWORDS: TRUNK PIPELINE, WALL THICKNESS, STRENGTH, RELIABILITY, INTRODUCTION OF NORMS.
они должны подвергаться периодическим ревизиям, которые исключают из документов устаревшие и включают новые, более современные и эффективные методики и практики.
Обычно пересмотром и актуализацией документов занимается та же структура, которая и создала первоначальный документ. В области технического регулирования в РФ сложилась уникальная ситуация, когда, с одной стороны, за короткое время коренным образом изменилась система нормирования вообще, а с другой стороны, большинство структур, которые отвечали
за техническое регулирование, перестали существовать [2, 3].
МЕТОДЫ
Нормативная база в области трубопроводного транспорта состояла в основном из следующих документов: строительные нормы и правила (СНиП), государственные стандарты РФ в области строительства (ГОСТ), своды правил по проектированию и строительству (СП), отраслевые и ведомственные строительные нормы. Данные документы в настоящее время заменяются сводами правил и национальными стандартами, и все нормы переходят на несколь-
ко уровней. Первый уровень - это кодексы и федеральные законы, второй - технические регламенты в виде федеральных законов или постановлений Правительства. Далее - нормативные документы, применение которых на обязательной основе обеспечивает выполнение требований технических регламентов. Затем - национальные стандарты и СП добровольного применения и стандарты предприятий.
В рамках процесса актуализации строительных норм и правил целесообразно ретроспективно проанализировать подходы к разработке норм проектирования и строительства объектов
Таблица 1. Результаты ретроспективного анализа методологии расчета толщины стенки трубопровода в СССР и РФ
Table 1. Retrospective analysis results for pipeline wall thickness calculation methodology in the USSR and the Russian Federation
№ No. Документ Document Определение толщины стенки Determination of wall thickness Составляющие Components Расчетное сопротивление, МПа Design strength, MPa Факторы Factors
1 СНиП II-Д. 10-62 1962-1975 гг. SNiP II—D. 10-62 1962-1975 2(Kj + nP) • 5 = max nPD^ 2(0,Щ" + nP) n - коэффициент перегрузки рабочего давления, равный 1,15 для газопроводов, а также нефте-и нефтепродуктопроводов при температуре вспышки нефти или продукта до 45 °С и 1,1 - для остальных нефте-и нефтепродуктопроводов; P - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; Он - наружный диаметр трубопровода, мм; Rt - расчетное сопротивление металла трубы, МПа; R2" - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении металла, установленное стандартом или ТУ, МПа; n -overloading ratio for working pressure that is 1.15 for gas, oil and oil product pipelines if the flash point of oil/product is up to 45 °С and 1.1 for other oil and oil product pipelines; P - standard working pressure in the pipeline, MPa; йн - pipeline outer diameter, mm; Rj - design strength of the pipe metal, MPa; R2" - standard strength equal to minimum tensile yield point of the metal, which is set by a standard or TU (specifications), MPa R1 = k1m1m2.CTBp a - минимальное вр временное сопротивление, МПа; fcj - коэффициент однородности (0,8; 0,85); m1 -коэффициент условий работы металла (0,8); m2 - коэффициент условий работы трубопровода (0,55; 0,75; 0,9) a - minimum вр ultimate strength, MPa; k1 - uniforming factor (0.8; 0.85); m1 -condition load effect factor of the metal (0.8); m2 - condition load effect factor of the pipeline (0.55; 0.75; 0.9)
n - коэффициент перегрузки рабочего давления, равный R" - минимальное значение временного сопротивления МПа; m - коэффициент условий работы трубопровода (0,6; 0,75; 0,9); kj - коэффициент
1,1 для газопроводов и нефтепроводов* и 1,15 для нефтепроводов с промежуточными нефтеперерабатывающими станциями (НПС) без подключенных емкостей; P - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; Он - наружный диаметр трубопровода, мм; Rt - расчетное сопротивление металла трубы, МПа; ф1 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб n - overloading ratio for working pressure that is 1.1 for gas and oil pipelines* and 1.15 for oil pipelines with intermediate oil processing stations without connected tanks; P - standard working pressure in the pipeline, MPa; DH - pipeline outer diameter, mm; Rt - design strength of pipe metal, MPa; 1Ц -biaxial stress state factor
2 СНиП II-45—75 1975—1985 гг. SNiP II-45—75 1975—1985 nPD S = " ■ ° 2(R1 + nP) При наличии осевых сжимающих напряжений: When there are axial compression loads: nPD б"2(ф Д + ПР) R -R" m KK надежности по материалу (1,34; 1,4; 1,47; 1,55); кн - коэффициент надежности по ответственности (1,0; 1,105; 1,1; 1,15) R^ - minimum ultimate strength, MPa; m - condition load effect factor of the pipeline (0.6; 0.75; 0.9); k -reliability factor in relation to material (1.34; 1.4; 1.47; 1.55); кн - importance factor (1.0; 1.105; 1.1; 1.15)
№ No. Документ Document Определение толщины стенки Determination of wall thickness Составляющие Components Расчетное сопротивление, МПа Design strength, MPa Факторы Factors
3 СНиП 2.05.06-85 1985-2012 гг. SNiP 2.05.06-85 1985-2012 nPD 5 = " " ° г^ + пР)' При наличии осевых сжимающих напряжений: When there are axial compression loads 5= ПР°" ' n - коэффициент перегрузки рабочего давления, равный 1,1 для газопроводов и нефтепроводов** и 1,15 для нефтепроводов с промежуточными НПС без подключенных емкостей; P - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; Он - наружный диаметр трубопровода, мм; Rt - расчетное сопротивление металла трубы, МПа; ф1 — коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб n - overloading ratio for working pressure that is 1.1 for gas and oil pipelines* and 1.15 for oil pipelines with intermediate oil processing stations without connected tanks; P - standard working pressure in the pipeline, MPa; Du - pipeline outer diameter, mm; Rt - design strength of pipe metal, MPa; щ -biaxial stress state factor Rf-m R" - минимальное значение временного сопротивления, МПа; m - коэффициент условий работы трубопровода (0,6; 0,75' 0,9); k - коэффициент надежности по материалу (1,34; 1,4' 1,47' 1,55); кн - коэффициент надежности по ответственности (1,0; 1,105; 1,1; 1,15) R" - minimum ultimate strength, MPa; m - condition load effect factor of the pipeline (0.6; 0.75; 0.9); k -reliability factor in relation to material (1.34; 1.4; 1.47; 1.55); кн - importance factor (1.0; 1.105; 1.1; 1.15)
4 СП 36.13330.2012 2012 - по н.вр. SP 36.13330.2012 2012 - present 6= ПР0" ° 2(Rl + nP) n - коэффициент надежности по нагрузке, равный 1,1 для газопроводов и нефтепроводов** и 1,15 для нефтепроводов с промежуточными НПС без подключенных емкостей; P - рабочее (нормативное) давление в трубопроводе, МПа; D н - наружный диаметр трубопровода, мм; R^ - расчетное сопротивление металла трубы, МПа n - overloading ratio for working pressure that is 1.1 for gas and oil pipelines* and 1.15 for oil pipelines with intermediate oil processing stations without connected tanks; P - standard working pressure in the pipeline, MPa; DH - pipeline outer diameter, mm; Rt - design strength of pipe metal, MPa R -R" m KK R^ - минимальное значение временного сопротивления, МПа; m - коэффициент условий работы трубопровода (0,66; 0,825; 0,99); kj - коэффициент надежности по материалу (1,34; 1,4; 1,47; 1,55); кн - коэффициент надежности по ответственности (1,1; 1,155; 1,21; 1,265) R" - minimum ultimate strength, MPa; m - condition load effect factor of the pipeline (0.66; 0.825; 0.99); kj - reliability factor in relation to material (1.34; 1.4; 1.47; 1.55); кн - importance factor (1.1; 1.155; 1.21; 1.265)
Примечание: * внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1400 мм без промежуточных НПС
или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм.
** Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1200 мм без промежуточных НПС или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм.
Note: * internal pressure for oil pipelines 700—1400 mm in diameter without intermediate oil processing stations or with ones that only work with connected tank, and also for oil and oil product pipelines less than 700 mm in diameter.
** Internal pressure for oil pipelines 700—1200 mm in diameter without intermediate oil processing stations or with ones that only work with connected tank, and also for oil and oil product pipelines less than 700 mm in diameter.
Таблица 2. Интегральный коэффициент надежности Table 2. Integral reliability factor
СП 36 [3] SP 36 [3]
(D?(D
3,10
1,71
С и ^ зап a [ CQOCQ
2,83
2,26
<nl<2l
m — ГО —
LI = О =
1,88
yr ] ro ]4[ yr ro
1 ет [ e о g
п e
J-J t
ГС c д 7 a c
о
и ,e в ,e
с о р и ии ni
■ п р ,—,
е т ог ^
S ф е е т а ъ__
0 со Н к о 1
2,70
2,16
1,80
СНиП 85 [4] SNiP 85 [4]
3,10
1,71
2,83
2,26
1,88
2,70
2,16
1,80
СНиП 75 [5] SNiP 75 [5]
3,10
1,71
2,83
2,26
1,88
2,70
2,16
1,80
СНиП 62 [6] SNiP 62 [6]
3,13
1,88
3,07
2,25
1,88
2,16
2,16
1,80
магистрального трубопроводного транспорта нефти и газа и наиболее распространенные методики, принятые как в РФ, так и за рубе -жом. Основной документ, определяющий методику проектирования и строительства объектов магистрального транспорта нефти и газа в РФ, - СП 36.13330.2012 [4], который исторически является логичным развитием следующих строительных норм и правил:
- СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы» с изменениями № 1 от 01.04.1987, № 2 от 01.09.1990, № 3 от 01.01.1997, утвержден постановлением Госстроя СССР от 30.03.1985 № 30 [5];
- СНиП 11-45-75 «Магистральные трубопроводы» с изменениями № 1 от 01.01.1980, № 2 от 01.01.1983 от 29.08.1975, утвержден постановлением Госстроя СССР от 29.08.1975 № 142 [6];
- СНиП II-Д. 10-62 «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования» с поправкой от 01.06.1964, с изменением № 1 от 01.04.1965, утвержден постановлением Госстроя СССР от 12.04.1963 [7].
Все указанные нормы строительного проектирования распространяются на линейную часть вновь строящихся и реконструируемых магистральных стальных газопроводов, нефтепроводов и нефте-
продуктопроводов и ответвлений от них. В табл. 1 представлены результаты сравнения методик расчета толщины стенки в указанных документах, выделены коэффициенты надежности и факторы, оказывающие влияние на значения этих коэффициентов.
РЕЗУЛЬТАТЫ
Результаты анализа показывают, что начиная с 1962 г. методика расчета прочностных параметров магистральных трубопроводов опиралась на безмоментную теорию тонкостенных оболочек [8]. При пересмотре в 1975 г. методика, принятая в рамках СНиП 11-45—75 [6], получила оформление, которое действует в большинстве положений до сегодняшнего дня. В 1985 г. в расчеты были добавлены зависимости, учитывающие возможность работы материала труб в области пластических деформаций. При проведении актуализации документа в 2012 г. внесены следующие изменения в методику:
- коэффициент условий работы повышен на 10 % для каждой из категорий трубопроводов и участков трубопроводов;
- коэффициент надежности по ответственности также повышен на 10 %.
Эти изменения в прочностном расчете фактически компенсируют
друг друга, а численные значения расчетного сопротивления для методик [4—6] оказываются равными для одинаковых классов труб и категорий трубопроводов, что показано в табл.2.
Из прямых расчетов толщины стенки убрали отдельную методику для случая, когда в стенке трубы появляются осевые сжимающие напряжения. Однако расчет на прочность и устойчивость остался без изменений, и наличие таких напряжений все равно остается отдельным анализируемым случаем.
В табл. 2 представлены результа -ты анализа интегральных коэффициентов надежности для различных расчетных случаев по анализируемым документам.
Следует отметить, что методика СП 36.13330.2012 [4] предполагает проведение проверки на прочность и устойчивость по критерию кольцевых напряжений, но для труб с соотношением предела текучести к пределу прочности больше 0,7 такая проверка будет иметь всегда положительный результат, независимо от взаимного соотношения диаметра, толщины стенки и рабочего давления. Соотношение предела текучести к пределу проч -ности выше 0,7 характерно для всех классов прочности труб выше К50 согласно ГОСТ 31447—2012 [9]
и всех классов прочности по API 5L согласно [10], т. е. для широко применяемых и перспективных труб нового строительства и капитального ремонта.
Результаты анализа опыта развития международных стандартов показывают, что в основе распространенных в широком спектре национальных и международных стандартов (например [8] и [11]), лежит следующее предположение: коэффициент надежности 1,25 относительно гидравлических испытаний на уровне 0,9 от предела текучести дает коэффициент надежности при проектировании, равный 1,39 (напряжение в стенке трубопровода при максимальном допустимом рабочем давлении соответствует 72 % от минимального значения предела прочности SMYS). Данное правило было впервые предложено Комитетом напорных трубопроводов Американской ассоциации стандартов (Pressure piping committee of the American Standards Association (ASA)) в 1955 г. в стандарте ASA B31.1.8. Указанные положения до сих пор остаются основополагающими при проектировании и строительстве нефтепроводов.
C середины 50-х годов XX в. в США под эгидой Комитета исследований трубопроводов Американской газовой ассоциации (Pipeline Research Committee of the AGA) [11] проводились исследования допустимых значений коэффициентов надежности в трубопроводном строительстве. Результатом исследований стали следующие выводы:
- наиболее безопасно рассчитывать максимальное допустимое рабочее давление напрямую через испытательное давление, а не по пределу текучести SMYS;
- гидростатические испытания могут выявить дефекты, которые могли бы проявиться при эксплуатации;
- давление гидростатического испытания должно устанавливаться относительно предела текучести SMYS и определяться по диаграмме давление - объем.
Рекомендовано назначать максимальное допустимое рабочее давление в процентах от испытательного гидравлического давления, в частности, для газопроводов установить максимальное допустимое рабочее давление 80 % от минимального испытательного давления, равного 90 % от SMYS или выше [13].
В 60-х годах XX в. в комитет B31 ASME был представлен проект, который разрешал эксплуатацию трубопроводов с напряжением в стенке большим, чем 72 % от SMYS. Для обоснования этого положения применена такая же логика, как и для обоснования предыдущего уровня требований. Если сохранить коэффициент надежности, равный 1,25, но повысить давление гидравлических испытаний трубопроводов до 100 % от SMYS, то максимальное допустимое рабочее давление повышается до 80 % от SMYS, а коэффициент надежности при проектировании понижается с 1,39 до 1,25. Однако такие изменения не вносились до тех пор, пока в конце 80-х годов комитет не разрешил провести дополнительные тесты по проектированию, тестированию и контролю трещиностойкости предложенной методики. Наконец, в 1990 г. в ре -дакцию ASME B31.8 были включены положения о возможности эксплуатации газопроводов с давлением до 80 % от SMYS.
В 1972 г. Технический комитет Канадской ассоциации стандартов (Canadian Standards Association Technical Committee), под надзором которого находились национальные газопроводы, согласился изменить верхний предел максимального допустимого рабочего давления до 80 % от SMYS, основываясь на документации, представленной в ASME в 1960-х годах. Необходимые изменения внесены в CSA Standard Z184-1973. Указанные требования стали действительными как для газопроводов, так и для нефтепроводов Канады.
В Европейском союзе базовым документом, регулирующим
вопросы проектирования трубопроводов нефти и газа, стал Еврокод 3. «Проектирование стальных конструкций Часть 4—3 Трубопроводы» (Eurocode 3. Design of steel structures Part 4—3 Pipelines) [18], принятый впервые в 1993 г. Разработка Еврокодов, ставших базовыми документами для всех стран-членов Евросоюза, велась практически на протяжении 20 лет с середины 1970-х годов. Поскольку Еврокод для трубопроводов рассматривает трубопроводы всех назначений, то требования, представленные в нем, носят общий характер. Тем не менее в них для протяженных трубопроводов (без указания перекачиваемого продукта) предлагается коэффициент надежности, устанавливающий напряжение в стенке трубопровода на уровне не выше 72 % от SMYS. Для уточнения требований Еврокода непосредственно для трубопроводов нефти и газа Европейским союзом принят базовый стандарт EN 14161 European Standard EN 14161 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems [18], который в свою очередь идентичен стандарту ISO 13623 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems. Указанные базовые документы в различных странах Европейского союза могут уточняться в стандартах государственного уровня BS, DIN и т. д., которые не противоречили бы требованиям модельных документов. В области проектирования документы устанавливают коэффициенты надежности по методологии, аналогичной методологии ASME, для газопроводов - с учетом классов местоположения напряжение в стенке не должно превышать 83 % от SMYS, а для нефтепроводов -не более 77 % от SMYS.
В Великобритании правила безопасности трубопроводов (Pipelines Safety Regulations), направленные на все трубопроводы, транспортирующие опасные жидкости и газы, являются не предписывающими, а целеполагающими.
Правила не ограничивают операторов какими-то конкретными предписаниями или базовыми конструкциями и допускают применение принципа fitness for purpose, т. е. «приемлемо для выполнения поставленной цели». Трубопроводы в Великобритании могут работать при максимальном рабочем давлении выше, чем базовое значение 72 % от SMYS, что, однако, приводит к масштабным последствиям для управления це -лостностью трубопровода и рискам реализации негативных сценариев на данных объектах. Риск в этом случае должен быть полностью проанализирован и оценен [12]. Таким образом,трубопроводы Великобритании эксплуатируются при максимальном рабочем давлением выше 72 % от SMYS при использовании риск-ориентированных методов проектирования и методов анализа структурной надежности (risk-based design and structural reliability methods).
Например, британский оператор трубопроводов National Grid Transco (ранее - British Gas) использовал данные положения для обоснования повышения максимального рабочего давления своих ключевых участков Национальной транспортной системы (National Transmission System) выше 72 % от MAOP (maximum allowable pressure - максимально допустимое давление) для компенсации повышения внутреннего потребления. Это был один из первых примеров реализации вероятностного проектирования по предельным состояниям для наземного трубопровода. Морской газопровод Britannia в Северном море спроектирован с применением данных методов на максимальное рабочее давление 81 % от SMYS. National Grid Transco повысил MAOP выше 72 % от SMYS почти на 20 % своих газопроводов высокого давления, общая протяженность которых составляет порядка 7000 км [13]. Базовым стандартом проектирования данных трубопроводов был IGE/TD/1, большинство из этих
трубопроводов проложено в отдаленной сельской местности в Шотландии. Повышение потребовало разработки дополнительных проверок и требований к эксплуатации данных участков от британского регулятора.Такой же модер-низации в Германии поверглись некоторые газопроводы в целях компенсации роста внутреннего потребления газа. И в том, и в дру -гом случае повышение не вызвало роста аварийности газопроводов или их участков. Таким образом, российские трубопроводы эксплуатируются и проектируются под давление, которое создает в стенке напряжение в диапазоне от 30 до 60 % от SMYS, в мировой практике современного проектирования трубопроводов эти значения находятся в диапазоне от 70 до 82 %.
Результаты ретроспективного анализа показывают, что базовые коэффициенты надежности, активно применяемые в различных зарубежных нормах, разработаны и приняты более 40 лет назад. На сегодняшний день в практике зарубежных компаний-операторов трубопроводов нефти и газа появляются случаи реализации трубопроводных проектов с максимальным допустимым рабочим давлением, которое превышает давление, устанавливаемое широко применяемыми методиками расчета ASME B31.8 и ASME B31.4 и EN 14161 [13]. Такие проекты требуют активного внедрения и применения в проектировании риск-ориентированных методов и методов анализа структурной надежности.
Отдельно следует отметить важную особенность зарубежных методик проектирования ASME B31.8, ASME B31.4 и EN 14161 по сравнению с отечественными нормами СП 36.13330.2012 [4]. Для зарубежных норм характерен отказ от анализа продольных напряжений, возникающих в процессе сооружения и эксплуатации трубопроводов нефти и газа. Такая ситуация объясняется требованиями к производству строительных работ
либо с применением технологии укладки трубопровода по рельефу без использования упругого изгиба (реализуется включением в состав строительного потока специальных трубогибочных машин, которые позволяют гибку труб в широком диапазоне углов), либо производством укладки разгруженного трубо -провода в траншею. Возможность укладки разгруженного трубопровода в траншею обеспечивается более свободным подходом к ширине полосы отвода под трассу трубопровода, ширина которой варьируется в зависимости от необходимости и целесообразности в широких пределах. Российские нормы предусматривают отвод полосы определенных и строго ограниченных размеров. Кроме того, в российской практике широко распространены опережающие темпы сварки плети в нитку перед земельными работами, что еще более ограничивает возможность работы в указанных рамках отведенной полосы. Зарубежная практика работы с локальными арендаторами позволяет при необходимости расширять полосу отвода (right of way).
ОБСУЖДЕНИЕ
Таким образом, действующие на сегодняшний день коэффициенты надежности при проектировании магистральных трубопроводов как в РФ, так и за рубежом были разработаны и приняты более 40 лет назад и при пересмотрах и актуализации существенным изменениям не подвергались. В то же время за последние 40 лет про -изошли значительные изменения в области производства стальных труб для магистральных трубопроводов, включающие как рост численных значений гарантируемых пределов прочности и текучести, так и появление новых требований к другим характеристикам трубных сталей. Требования появлялись не сразу, это происходило по мере понимания особенностей эксплуатации трубопроводов и изменения их
параметров. Рассмотрим события, оказавшие заметное влияние на развитие требований к трубным сталям за последние 60 лет:
- 1960 г. - хрупкое разрушение североамериканского газопровода на протяжении 13 км, послужившее основанием для введения требования по доле вязкой составляющей в изломе образцов - DWTT (ИПГ -испытания падающим грузом);
- 1968—1969 гг. - обнаружение явления вязкого разрушения в предположительно трещиностой-ких трубопроводах и введение требований по минимальной величине работы разрушения на образцах Шарпи (KCV);
- 1970 г. - предложение о строительстве газопровода на Аляске и севере Канады из стали класса прочности Х80 по [9] (о > 551 МПа) с гарантированной ударной вязкостью при -69 °С;
- 1972 г. - разрушение трубопровода в Персидском заливе, транспортировавшего H2S, содержащий газ, и введение испытания на стойкость к сероводородному растрескиванию (HIC) согласно стандарту NACE TM 02—84;
- 1978 г. - стресс-коррозионные разрушения новых трубопроводов в Австралии и Канаде, введение более жесткого металлургического контроля и нанесение усовершенствованного наружного покрытия;
- 1998 г. - появление потребности в трубопроводах для транспортировки газа с очень высоким рабочим давлением из отдаленных районов и разработка высокопрочных трубных сталей (до Х120 по [10]).
Вся история создания трубных сталей является историей повышения требований потребителей по свойствам металла. Первоначально речь шла о повышении прочности, далее все большее внимание обращалось на сопротивление разрушению, поэтому разработки велись в направлении использования механизмов, обеспечивающих наилучшее соотношение характеристик упрочнения и охрупчивания.
Изменения аналогичного масштаба произошли также и в области диагностики и повышения надежности эксплуатации трубопроводов нефти и газа. Внедрение и постоянное совершенствование внутритрубной диагностики позволило создать широко применяемые методики локализации и ликвидации потенциально опасных дефектов до наступления аварийных ситуаций. Активное развитие трубопроводного транспорта привело к тому, что за последние 20 лет и в РФ, и в мире число аварий и инцидентов на магистральном трубопроводном транспорте значительно сократилось благодаря широкому внедрению новых технологий в проектировании,строительстве и эксплуатации объектов трубопроводного транспорта. По результатам статистического анализа данных, представленных EGIG [14] и иКОРА [15], интенсивность аварий на магистральных газопроводах Европы и Британии с начала 70-х годов до настоящего времени снизилась в 5—6 раз. Если в 1970 г. аварийность газопроводов в Европе, по информации EGIG, составляла порядка 0,86 ава -рии на 1000 км в год, то в начале 2010-х аварийность составляла уже 0,16 аварии на 1000 км, в то же время для Британии, по данным иКОРА, аварийность с 0,563 аварии на 1000 км в год в конце 1960-х годов снизилась до 0,078 аварии на 1000 км в год в 2014 г. Согласно Ростехнадзору [16], аварийность газопроводов в России снизилась с 0,25 аварии на 1000 км в 1996 г. до 0,048 аварии на 1000 км в 2016 г. Для магистральных нефтепроводов Европы, по данным CONCAWE [17], аварийность магистральных нефтепроводов и нефтепродукто-проводов снизилась более чем в 6 раз - с 1,2 аварии на 1000 км в начале 70-х годов XX в. до 0,2 аварии на 1000 км в 2015 г. По сведениям Ростехнадзора [16], аварийность на магистральных нефтепроводах России снизилась с 0,55 аварии на 1000 км в 2000 г. до 0,026 аварии на 1000 км в 2016 г.
Используемые в практике проектирования трубопроводов для транспорта нефти и газа как по россий -ским, так и по зарубежным нормам методы расчетов по предельным состояниям опираются на допускаемые напряжения, значение которых определяется опосредованно по прочностным характеристикам трубных сталей с учетом коэффициентов надежности, основанных на базе эмпирического опыта бо -лее чем сорокалетней давности. Результаты анализа численных значений коэффициентов надежности [3, 8, 11] показали, что эти значения в России не подвергались сколько-нибудь значимому пересмотру или актуализации, несмотря на то, что практика трубопроводного строительства и эксплуатации шагнула далеко вперед за последние десятки лет. Внедрение новых трубопроводных сталей, появление новых и ужесточение существующих требований к свойствам применяемых сталей выразилось в широком обновлении нормативных документов, регулирующих трубную продукцию, но не затронули коэффициенты надежности, в том числе по материалам при проектировании. Аналогичная ситуация возникает с радикальным изменением подходов к диагностике трубопроводов и методам их ремонта.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Решение проблемы неполного использования несущей способности трубопроводных конструкций зависит от обоснования применения конкретных значений коэффициентов надежности на базе показателей развития трубных сталей, возможностей современных методов диагностики и ремонта с применением методологии анализа структурной надежности и риск-ориентированных подходов, положенных в основу действующей системы безопасности трубопроводного транспорта нефти и газа.
Но реализовать рассматриваемые рекомендации возможно только при наличии непротиворе-
чивой государственной политики в области регулирования трубопроводного транспорта, однако на сегодняшний день данная попытка свелась к декларированию обязательности отдельных требований из СП 36.13330.2012 [4] при проектировании и строительстве и применению риск-ориен-
тированной методологии оценки безопасности трубопровода в процессе эксплуатации. Такая политика приводит к значительному числу конфликтных ситуаций, когда нормы риск-ориентированного подхода пытаются распространить на проектирование, а нормы СП 36.13330.2012 [4] противопостав-
ляются требованиям Ростехнадзора при эксплуатации. Решение этой проблемы видится в разработке интегральной и непротиворечивой методологии управления надежностью и безопасностью объектов трубопроводного транспорта на протяжении всего жизненного цикла таких объектов. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Федеральный закон «О техническом регулировании» от 27.12.2002 № 184-ФЗ (ред. от 05.04.2016) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru (дата обращения: 15.07.2019).
2. Васильев Г. Г., Сенцов С. И., Иванцова С. Г., Леонович И. А. О развитии нормативных требований к промысловым трубопроводам для нефти и газа // Нефтяное хозяйство. 2017. № 1. С. 78—83.
3. Васильев Г. Г., Сенцов С. И., Леонович И. А. О состоянии нормативного регулирования безопасности промысловых трубопроводов // Безопасность труда в промышленности. 2017. № 4. С. 28—33.
4. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. М.: Госстрой, 2013. 93 с.
5. СНиП 2.05.06—85*. Магистральные трубопроводы [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/871001207 (дата обращения: 15.07.2019).
6. СНиП II-45—75. Магистральные трубопроводы. М.: Стройиздат, 1975. 62 с.
7. СНиП 11-Д. 10—62. Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования. М.: Госстройиздат, 1963. 32 с.
8. Васильев Г. Г., Леонович И. А., Сальников А.П. Коэффициенты надежности в расчетах толщин стенки промысловых трубопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 6 (64). С. 49—55.
9. ГОСТ 31447—2012. Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Технические условия (с Поправкой). М.: Стандартинформ, 2013. 36 с.
10. API Spec 5L-2013 Specification for Line Pipe. American Petroleum Institute (API) Forty-Fifth Edition, December 2012. 192 p.
11. Васильев Г. Г., Леонович И.А. Исследование влияния коэффициентов надежности на расчетные толщины стенок магистральных трубопроводов нефти и газа // Безопасность труда в промышленности. 2018. № 1. С. 5—13.
12. Eiber R. J., Hopkins P. Impact on operational integrity and safety of higher design factors for new and upgraded pipelines // International Seminar -launch of the public comment draft of the revision of AS 2885.1. Wollongong, Australia, December, 2004. Pp. 7—8.
13. Hopkins P. High design factor pipelines: integrity issues // The Journal of Pipeline Integrity. 2005. Quarter 2. Pp. 69—97.
14. 9th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group (period 1970—2013) // EGIG 14. R. 0403 February 2015.
15. Dr J V Haswell & R A McConnell. UKOPA Product Loss Incidents Faults Report (1962-2014). December 2015. [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://ru.scribd.com/document/375103003/UK0PA-Product-Loss-Incidents-Faults-Report-1962—2014 (дата обращения: 15.07.2019).
16. Годовой отчет о деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору в 2016 году. М.: ЗАО «НТЦ ПБ», 2017.
17. CONCAWE. 2017. Performance of European cross-country oil pipelines - Statistical summary of reported spillages in 2015 and since 1971 report no. 7/17. Concawe Brussels, June 2017.
18. CSN EN 1993-4-3 Eurocode 3: Design of steel structures. Part 4—3 Pipelines [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://docslide.net/ documents/en-1993-4-3-eurocode-3-design-of-steel-structures-3-eurocode-3-calcul. html (дата обращения: 15.07.2019).
19. CSN EN 14161+A1 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems Pipelines [Электронный ресурс]. Режим доступа: https:// webstore.ansi.org/Standards/BSI/BSEN141612011A12015 (дата обращения: 15.07.2019).
REFERENCES
(1) State Duma of the Russian Federation. Federal Law of December 27, 2002 No. 184-FZ On Technical Regulation. Available from: http:// www.consultant.ru [Accessed 15th July 2019]. (In Russian)
(2) Vasiliev GG, Sentsov SI, Ivantsova SG, Leonovich IA. Development of normative requirements for oil and gas field gathering pipeline. Oil Industry. 2017; 1: 78-83. (In Russian)
(3) Vasiliev GG, Sentsov SI, Leonovich IA. On status of field pipeline safety regulatory. Occupational Safety in Industry. 2017; 4: 28—33. (In Russian)
(4) Rosstroy. SP 36.13330.2012. Trunk pipelines. With Amendment No. 1. Moscow; 2013. (In Russian)
(5) Gosstroy. SNiP 2.05.06—85*. Main pipelines. Available from: http://docs.cntd.ru/document/871001207 [Accessed: 15th July 2019]. (In Russian)
(6) Gosstroy. SNiP II-45—75. Main pipelines. Moscow: Stroyizdat; 1975. (In Russian)
(7) Gosstroy. SNiP II—D. 10—62. Main pipelines. Design code. Moscow: Gosstroyizdat; 1963. (In Russian)
(8) Vasiliev GG, Leonovich IA, Salnikov AP. Reliability factors in calculation of field pipeline wall thickness. Pipeline Transport: Theory and Practice. 2017; 64 (6): 49—55. (In Russian)
(9) Federal Agency on Technical Regulating and Metrology (Rosstandart). State Standard GOST 31447—2012. Steel welded pipes for trunk gas pipelines, oil pipelines and oil products pipelines. Specifications (with Amendment). Moscow: Standartinform; 2013. (In Russian)
(10) American Petroleum Institute. API Spec 5L-2013. Specification for Line Pipe. 45-th edition; 2012.
(11) Vasiliev GG, Leonovich IA. Study on the effects reliability factors have on wall thickness of trunk oil & gas pipelines. Occupational Safety in Industry. 2018; 1: 5—13. (In Russian)
(12) Eiber RJ, Hopkins P. Impact on operational integrity and safety of higher design factors for new and upgraded pipelines. International Seminar -launch of the public comment draft of the revision of AS 2885.1. Wollongong, Australia; 2004: 7-8.
(13) Hopkins P. High design factor pipelines: integrity issues. The Journal of Pipeline Integrity. 2005; 2: 69—97.
(14) 9th Report of the European Gas Pipeline Incident Data Group (period 1970-2013). EGIG. Report number: 14. R. 0403, 2015.
(15) Haswell JV, McConnell RA. UKOPA Product Loss Incidents Faults Report (1962-2014). Available from: https://ru.scribd.com/ document/375103003/UKOPA-Product-Loss-Incidents-Faults-Report-1962—2014 [Accessed 15th July 2019].
(16) Annual report of Federal Environmental, Industrial and Nuclear Supervision Service of Russia for 2016. Federal Environmental, Industrial and Nuclear Supervision Service of Russia (Rostechnadzor). 2017.
(17) Cech M, Davis P, Gambardella F, Haskamp A, et al. Performance of European cross-country oil pipelines - Statistical summary of reported spillages in 2015 and since 1971. Concawe. Report number: 7/17, 2017.
(18) European standard CSN EN 1993-4-3. Eurocode 3: Design of steel structures. Part 4—3 Pipelines. Available from: https://docslide.net/documents/ en-1993-4-3-eurocode-3-design-of-steel-structures-3-eurocode-3-calcul. html [Accessed 15th July 2019].
(19) European standard CSN EN 14161+A1 Petroleum and natural gas industries - Pipeline transportation systems. Available from: https:// webstore.ansi.org/Standards/BSI/BSEN141612011A12015 [Accessed 15th July 2019].
