image
energas.ru

Газовая промышленность № 05 2018

Строительство и эксплуатация газопроводов

01.05.2018 11:00 ПРОБЛЕМЫ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ ЛИНЕЙНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ КРИОЛИТОЗОНЫ
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.
Открыть PDF


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 начале 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 Рес- публики 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 магистральных газопроводов в условиях криолитозоны, где основным неблагоприятным фактором считается изменчивая несущая способность многолетнемерзлых 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 вспучивание, 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 проектную мощность температура поверхности труб в летнее время может достигать 10 °С.

Отличительной чертой многолетнемерзлых 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 температура поверхности трубы на данных 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 трубопровод на этом участке 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 магист- ральном 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 многолетнемерзлых грунтов произошли изменение рельефа и обводнение 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 некоторого 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 Hy1 и Hy2 (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 магнитные 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 привести к разрушению газопровода.

Расчетный минимальный радиус изгиба для обследованного участка, по данным работы [4], при разнице температур монтажа и эксплуатации t = 50 °С составляет 891 м, при фактическом – 888 м (см. рис. 3), и рассчитывается по формуле:

,

 

 

где E – модуль упругости металла трубопровода, ГПа; Dн – наружный диаметр трубопровода, м; 3 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, безразмерная величина; c1 – коэффициент, отражающий категорию участков трубопровода, безразмерная величина; kн – коэффициент надежности труб, безразмерная величина; R2 – нормативное значение предела текучести материала трубопровода, МПа; P – рабочее давление газопровода, МПа; Dвн – внутренний диаметр трубопровода, м; н – номинальная толщина трубопровода, м; – коэффициент линейного расширения материала труб, безразмерная величина; t – перепад температуры, °С.

Здесь необходимо отметить, что разница температур t 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 показатель 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 катастрофическому, т. е. осколочному, характеру разрушения.

 

ВЫВОДЫ

Из анализа работ, направленных на исследование хладостойкости металлоконструкций, работающих в низкотемпературных условиях, следует, что основными факторами, 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 многолетнемерзлых 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.



← Назад к списку