CC BY
106
вые, пневматические и комбинированные. К установкам с аккумуляторами можно отнести также и такие, которые производят работу или перерабатывают продукт не только для текущего потребления, но и впрок. Существуют также аккумуляторы электрической энергии. К ним относятся, например, конденсаторы, применение которых может быть весьма перспективным, так как с их помощью можно хранить электрическую энергию без трансформации, запасая ее непосредственно после того, как она будет произведена ВЭС.
Анализируя вышеизложенное можно сказать, что аккумулирование энергии способствует решению проблемы прерывистого поступления энергии от ВЭС.
Список литературы:
1. Шефтер Я.И. Использование энергии ветра. - 2-е изд. перераб. и доп. -М.: Энергоатомиздат., 1983. - 230 с.
2. Де Рензо Д. Ветроэнергетика. - М.: Энергоатомиздат, 1982. - 282 с.
ТРЕБОВАНИЯ НОРМАТИВНЫХ ДОКУМЕНТОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕТОДИКИ КОНТРОЛЯ ДЕФОРМАЦИЙ НАДЗЕМНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ В КРИОЛИТОЗОНЕ
© Смирнов В.В.*, Курушина В.А.*
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
В статье приведен анализ актуальных нормативных документов, учет требований которых необходим при решении вопросов, связанных с повышением надежности эксплуатации надземных магистральных нефтепроводов в криолитозоне путем осуществления контроля напряженно-деформированного состояния трубопровода.
Ключевые слова магистральный нефтепровод, многолетнемерзлый грунт, нормативный документ, деформация.
Строительство надземных магистральных нефтепроводов (МН) в России до настоящего времени ограничивалось созданием относительно коротких участков перехода через естественные препятствия. Текущий этап развития трубопроводной системы требует освоения новых для отрасли территорий, характеризующихся в числе прочего распространением многолетне-мерзлых грунтов (ММГ), на которых используется метод надземной прокладки для протяженных участков. Высокая опасность подвижности ММГ
* Ассистент кафедры Транспорта углеводородных ресурсов Института транспорта.
* Ассистент кафедры Транспорта углеводородных ресурсов Института транспорта.
при смене сезонов требует развития подходов к осуществлению контроля за напряженно-деформированным состоянием объекта в период его эксплуатации. В рамках решения данной задачи в настоящей статье представлен анализ действующих законодательных и нормативных документов, отдельные результаты которого приведены также в работах [1, 2].
Одними из главных ориентиров «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» [3] являются энергетическая безопасность страны и экологическая безопасность энергетики. Согласно документу, в период до 2030 года экспорт энергоносителей будет оставаться важнейшим фактором развития национальной экономики. При прогнозировании развития нефтяного комплекса отмечена тенденция изменения географии добычи углеводородов в России за счет вовлечения в эксплуатацию ресурсов Восточной Сибири, Дальнего Востока, полуострова Ямал, континентального шельфа арктических морей. По итогам реализации Энергетической стратегии, Россия должна стать региональным лидером в сфере обеспечения евразийской энергетической безопасности на основе рационализации энергетических потоков на евразийском пространстве через активное использование российской энергетической инфраструктуры, а также ее полноценную экономическую и технологическую интеграцию с евразийской системой энергетических коммуникаций. Изменение географии добычи нефти, использование российской транспортной сети с целью управления энергетическими потоками между регионами Евразии ведёт к строительству новых магистральных нефтепроводов. Возрастающая роль трубопроводного транспорта нефти России на международном уровне обуславливает необходимость достижения максимального уровня экологической и технологической безопасности магистральных трубопроводов.
Взаимодействия различных субъектов деятельности с целью обеспечения безопасности объектов системы транспорта нефти регулируются федеральным законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ [4]. Закон определяет правовые, экономические и социальные основы обеспечения безопасной эксплуатации опасных производственных объектов. ФЗ № 116 вводит классификацию опасных производственных объектов, определяет основы лицензирования, государственного надзора и требования к организациям, использующим опасный производственный объект. В соответствии с классификацией опасных производственных объектов, магистральные нефтепроводы в большинстве относятся к I классу опасности по количеству опасного вещества - «опасные производственные объекты чрезвычайно высокой опасности». Установленная нижняя граница нормы по количеству транспортируемых жидких углеводородов для этого класса составляет 2000 тонн. Для трубопровода длиной 12 км при плотности нефти 850 кг/м3 и внутреннем диаметре 500 мм, попадающего в данный класс, обязательна разработка декларации промышленной безопасности.
Процесс строительства магистральных нефтепроводов регулируют строительные нормы и правила (СНиП). СНиП 2.02.04-88 [5] определяет требования к проектированию фундаментов и оснований зданий и сооружений на основе двух принципов использования ММГ для надземных МН. Принцип I -использование грунта замерзшим, с сохранением его состояния в течение всего периода эксплуатации. Принцип II - использование грунта в оттаявшем или оттаивающем состоянии. На этапе проектирования, независимо от выбора принципа использования ММГ, должно быть предусмотрено проведение систематических натурных наблюдений за состоянием грунтов оснований и фундаментов, в том числе за их температурой, как в процессе строительства, так и в период эксплуатации сооружений. Значительное внимание в [5] уделено методам сохранения грунтов в мерзлом состоянии при использовании принципа I. В частности, для опор трубопроводов рекомендуется применение сезонно-действующих охлаждающих установок (СОУ) на этапе строительства и эксплуатации, а также применение их до начала строительных работ для сокращения их сроков и увеличения надежности смерзания грунта. Для линейных сооружений, в том числе магистральных нефтепроводов, допускается использование на различных участках обоих принципов использования грунта. Основания в этом случае должны быть рассчитаны по двум предельным состояниям: первое - по несущей способности, второе -по деформациям, к которым относятся осадки и морозное пучение.
Правила строительства и проектирования магистральных нефтепроводов нормируются СНиП Ш-42-80 [6] и СНиП 2.05.06-85 [7] соответственно. Обобщением этих СНиП определяются основные требования к трубопроводу при сдаче в эксплуатацию. В частности, в первом документе для балочных переходов и надземной прокладки трубопроводов приведены допускаемые отклонения строительно-разбивочных работ от проектных размеров. На основании анализа СНиП Ш-42-80 авторы настоящей статьи отмечают, что напряженно-деформированное состояние трубопровода по окончании монтажа может отличаться от рассчитанного по проекту, следовательно, исходные данные для расчета НДС на раннем этапе эксплуатации должны определяться на основании проекта с корректировкой по исполнительным схемам актов выполненных работ.
СНиП 2.05.06-85 [7] охватывает этапы проектирования и эксплуатации, содержит классификацию трубопроводов и их участков. Классификация производится установлением класса и категории трубопровода, которые определяют коэффициенты для расчета допустимых предельных состояний. Расчет надземных магистральных нефтепроводов на прочность и устойчивость требует учета большого количества нагрузок и воздействий, особенно при пессимистическом сценарии. В связи с возможными отклонениями реальных параметров от проектных значений, вводится коэффициент надежности по нагрузке и по материалу. Оценка допустимости напряжений в ма-
териале труб производится по нормативным минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести с учетом перечисленных выше коэффициентов. Нагрузки и воздействия, связанные с осадками и пучениями грунта, определяются на основании анализа грунтовых условий с учетом их изменения в продолжительной перспективе. Расчет надземных магистральных нефтепроводов требуется проводить на прочность, продольную устойчивость и выносливость при колебаниях в ветровом потоке, при этом усилия, возникающие в трубах, рассчитываются в соответствии с общими правилами строительной механики. Учитывается продольно-поперечный изгиб в горизонтальной и вертикальной плоскости, трение на опорах. Также проводится проверка на продольную устойчивость в плоскости наименьшей жесткости системы и проверка на возможность резонансных колебаний трубопровода в ветровом потоке.
Кроме государственных стандартов и норм в трубопроводной системе нефтяного транспорта России действуют регламенты и руководящие документы, разработанные ОАО «АК «Транснефть». Указанные регламенты «устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепровод-ного транспорта» [8] и по своему значению не уступают государственным требованиям.
Руководящий документ РД 153-39.4-113-01 [9] ОАО «АК «Транснефть» устанавливает нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов и не распространяется на нефтепроводы, проложенные в зонах с ММГ. Режим работы магистральных нефтепроводов, согласно [9], непрерывный, круглосуточный, что подразумевает разработку мероприятий по предотвращению образования значительных деформаций и сокращению сроков ремонта линейной части.
По проектированию нефтепроводов на ММГ в ОАО «АК «Транснефть» разработаны специальные технические требования к материалам, оборудованию, производству строительно-монтажных работ [10], которые на текущий момент отсутствуют в свободном доступе.
В то же время существует документ, включающий требования к прокладке нефтепроводов по ММГ, аналогичный СНиП 2.05.06-85 [7], расширенный и актуализированный в соответствии с действующими требованиями законодательства - РД 23.040.00-КТН-110-07 [11]. Во многом, документ повторяет [7]. Основным методом прокладки трубопровода так же регламентируется подземная прокладка. Однако при прохождении трассы нефтепровода по ММГ подземная прокладка допускается только в определенных случаях: в сыпуче-мерзлых грунтах, а также на скальных основаниях; на многолет-немерзлых грунтах, подстилаемых с глубины от 3 до 4 м коренными породами; при глубоком расположении верхней границы многолетнемерзлых грунтов, когда верхняя граница ММГ ниже глубины заложения нефтепрово-
да; при условиях, когда протаивание грунта в пределах ореола растепления вызывает допустимые осадки нефтепровода и напряжения в стенке трубы. Авторы делают вывод, что в иных случаях подземная прокладка в ММГ не допускается.
В случае установки свайных опор на ММГ, самого распространенного фундамента для надземной прокладки нефтепровода, должны быть применены средства стабилизации температуры грунта в виде СОУ и теплоизоляционного экрана вокруг свайного куста. В случае ожидаемых неравномерных осадок опорных конструкций нефтепровода, должна быть предусмотрена возможность их регулировки по высоте.
Руководящий документ РД 93.010.00-КТН-114-07 [12] устанавливает правила производства и приемки строительно-монтажных работ при строительстве, реконструкции и расширении линейной части МН. При устройстве свайных фундаментов в области распространения ММГ документ устанавливает ограничения на применяемые способы установки свай, исходя из требования предотвращения растепления грунтов в процессе строительства и последующей эксплуатации. К допустимым способам относятся являются буро-забивной, буроопускной, забивной, бурообсадной. Важным требованием данного документа являются допустимые отклонения опор и оси трубопровода от проектных отметок. Геодезические измерения положения трубопроводов повторяют после проведения испытаний, значит, эти данные наиболее точно отражают реальное положение трубопровода при вводе в эксплуатацию.
РД 23.040.00-КТН-090-07 [13] определяет методы устранения дефектов трубопроводов, вводит их классификацию, срок допустимой эксплуатации дефектного участка, содержит терминологический список с определениями. Геометрические деформации надземного трубопровода, происходящие в результате подвижности опор могут вызвать дефекты, приведённые в табл. 1. Основными методами ремонта устанавливаются: шлифовка, заварка, установка ремонтной конструкции, вырезка. Следует отметить, что деформация трубопровода, вызванная изменением положения опор, будет оказывать влияние на многие виды дефектов - ускорять их развитие. При этом деформация участка трубопровода (отклонение его от проектного положения), не сопровождающаяся перечисленными в табл. 1 изменениями, не считается дефектом.
Таблица 1
Список возможных дефектов, вызванных деформацией трубопровода, в результате перемещения опор, составленный на основе анализа [13]
Наименование Определение
Гофр уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода
Сужение (овальность) уменьшение проходного сечения трубы, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности
В настоящее время в ОАО «АК «Транснефть» существует система ведения единых электронных документов - паспортов - для обработки и хранения данных о текущем состоянии ЛЧ МН и происходящих изменениях НДС. Требования к данной системе изложены в ОР-03.100.50-КТН-221-10 [14]. В соответствии с [14], паспорт содержится в электронном виде и распечатывается на бумажном носителе в определенные периоды времени. Наиболее важной информацией, которую должен содержать паспорт, является результат оценки технического состояния каждого участка ЛЧ МН на соответствие требованиям. Исходными данными оценки являются результаты комплексных диагностических обследований, данные эксплуатационной и исполнительной документации, результаты расчетов на прочность и долговечность, выявленные дефекты и др. В паспорте также содержатся сведения о марке и классе прочности стали, раскладке и планово-высотному положению труб, необходимые для проведения исследований НДС МН. Информация хранится в электронном паспорте как в текстовом, так и графическом виде, что обеспечивает удобство ее обработки.
В ближайшем будущем на федеральном уровне планируется принять законопроект «Технический регламент о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов» [15], приоритетный по отношению к другим нормативным документам. Законопроект определяет порядок идентификации магистрального трубопровода и контроля исполнения требований на разных этапах его жизненного цикла. Документ закрепляет требование подземной прокладки трубопровода, другие способы разрешены только в особых природных условиях, т.е. при «наличии рисков возникновения (развития) опасных процессов (явлений), которые могут привести к возникновению непроектных нагрузок...». При прокладке магистральных трубопроводов (МТ) на ММГ подчеркивается необходимость опережающих научных исследований территории, позволяющих обеспечить реализацию мероприятий, исключающих изменение свойств ММГ. На этапе проектирования должны быть обеспечены возможности контроля и диагностики механического состояния МТ, в том числе с применением методов внутритрубной диагностики в период эксплуатации. В период эксплуатации должен быть обеспечен контроль технического состояния в целом с применением необходимых методов диагностирования, а также обеспечены меры по закреплению линейной части на проектных отметках в случае смещения. Магистральные трубопроводы на территории распространения ММГ должны подвергаться измерительному контролю деформаций, обусловленных криологическими воздействиями. Таким образом, требования готовящегося к вступлению в силу федерального закона учитывают существующий опыт эксплуатации трубопроводов в особых природных условиях, по рассмотренным пунктам не противоречат ранее вве-
денным государственным и отраслевым нормативным актам, акцентируют внимание на необходимости контроля эффективности принятых проектных решений для обеспечения высокого уровня безопасности.
Результаты проведенного анализа документов представлены на рис. 1.
Рис. 1. Схема применения нормативных документов при разработке методики контроля напряженно-деформированного состояния надземного магистрального нефтепровода, проложенного на многолетнемерзлых грунтах
Рассмотренные выше нормативные документы позволяют сформировать круг ограничений и требований при проведении дальнейших практических исследований НДС линейной части МН.
Список литературы:
1. Смирнов В.В. Повышение надежности эксплуатации надземных магистральных нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах / В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков // Нефть и газ: Отдельный выпуск Горного информационно-аналитического бюллетеня (научно-технического журнала). - М.: Издательство «Горная книга», 2013. - № ОВ 3. - С. 197-208.
2. Смирнов В.В. Применение метода граничных элементов для расчета напряженно-деформированного состояния надземных магистральных нефтепроводов, проложенных на многолетнемерзлых грунтах / В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. -№ 4. - С. 18-23.
3. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена решением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р [Электронный ресурс] // Сайт Министерства Энергетики Российской Федерации. - М., [2008-2013]. - Режим доступа: http://minenergo.gov. ru/aboutminen/energostrategy.
4. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: федеральный закон Рос. федерации от 20 июня 1997 №116-ФЗ (с изм. 2000-2013) [Электронный ресурс]. Доступ из справочно-правовой ситсемы «КонсультантПлюс».
5. СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. - Введ.1990-01-01. - М.: Государственный строительный комитет СССР, 1990. - 147 с.
6. СНиП Ш-42-80. Магистральные трубопроводы. ВНИИСТ Миннефте-газстроя. с изм. 1982, 1986, 1996 гг.
7. СНиП 2.05.06-85. Магистральные нефтепроводы. - Введ.1986-01-01. С изм. 1987, 1990, 1996 гг. - М.: ВНИИСТМиннефтегазстроя, 1997. - 64 с.
8. Технологические регламенты (стандарты организации). Акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть»: в семи томах / Транснефть; ред. С.М. Вайншток. - М.: Недра, 2005.
9. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов. - М.: 2002. - 141 с.
10. В уникальных условиях с максимальной эффективностью. Интервью с вице-президентом ОАО «АК «Транснефть» А.Н. Сапсаем / Д. Тараторин // Трубопроводный транспорт нефти. - 2012. - № 8. - С. 6-13.
11. РД-23.040.00-КТН-110-07. Магистральные нефтепроводы. Нормы проектирования. - М., 2007. - 97 с.
12. РД 93.010.00-КТН-114-07. Магистральные нефтепроводы. Правила производства и приемки строительно-монтажных работ. - М., 2007. - 60 с.
13. РД 23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов. - М., 2007. - 197 с.
14. ОР-03.100.50-КТН-221-10. Порядок ведения паспортов на линейную часть магистральных нефтепроводов. - М., 2010. - 17 с.
15. Проект Федерального Закона № 408228-5 Технический регламент «О безопасности магистральных трубопроводоа для транспортировки жидких и газообразных углеводородов» [Электронный ресурс] // Доступ из спра-вочно-правовой ситсемы «КонсультантПлюс».
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ТРИБОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДАТЧИКОВ ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ ПОВРЕЖДЕНИЙ В БЕТОННЫХ КОНСТРУКЦИЯХ
© Смирнова Л.А., Николаева А.В., Протодьяконова Г.Ю.
Северо-Восточный федеральный университет им. М.К. Аммосова,
г. Якутск
В данной работе проведено исследование по предотвращению обрушения зданий, сооружений при использовании трибоэлектрических датчиков. В результате исследования разработан динамический метод исследования трибоэлектрических свойств конструкций, построена модель накопления и релаксации электрических зарядов на сваях и балках с учетом электропроводящих свойств материала для прогноза долговечности здания.
Ключевые слова датчики, отслеживание повреждений, трибоэлек-трический эффект, место сдвига строения, длительность импульса, электропроводящие свойства.
Устройство предназначено для обслуживания технического состояния зданий и позволяет повысить точность определения места сдвига строения. В качестве датчиков используют трибоэлектрический датчик, выполненный в виде набора изолированных проводов, путем установки на балки между сваями. С его помощью можно будет прослеживать деформацию здания, и обнаруживать изменение положения бетонной конструкции.
Во всем мире проводятся разработки различных средств, обеспечивающих защиту жизни человека. Последствия воздействия трибоэлектрических явлений на технологические процессы и технические системы связаны с «человеческим фактором», порой не вовремя предупрежденные об опасности люди, не успевают спастись из здания, которое вот-вот обрушится.
Одним из методов защиты, является установка оборудования по предупреждению обрушений.
