И. И. Мазур О. М. Иванцов
БЕЗОПАСНОСТЬ
ТРУБОПРОВОДНЫХ
СИСТЕМ .
И.И. Мазур	О.М. Иванцов
БЕЗОПАСНОСТЬ
ТРУБОПРОВОДНЫХ
СИСТЕМ
Москва
Издательский Центр «ЕЛИМА»
2004
УДК 622.691.4+622.692.4
ББК 33.36
М13
Научный редактор профессор, докт. техн, наук, ВВ. Харионовский
Дизайн обложки И.Н. Ермолаев
Мазур И.И., Иванцов О.М.
М13 Безопасность трубопроводных систем / И.И. Мазур, О.М. Иванцов. -
М.: ИЦ «ЕЛИМА», 2004. - 1104 с., илл.
ISBN 5-89674-011-5
Б книге дана развернутая характеристика трубопроводного транспорта в Рос-
сии, рассмотрены теоретические и прикладные проблемы конструктивной надеж-
ности сооружений, основные законы проектирования, а также пути гармониза-
ции российских норм со стандартами стран Европы, США и Канады. Особый
акцент сделан на современных интеллектуальных технологиях, открытиях, тех-
нических решениях, обеспечивающих высокий уровень безопасности трубопро-
водного транспорта как важной составляющей национальной безопасности.
Книга рассчитана на широкий круг специалистов в области проектирования,
строительства и эксплуатации магистральных, распределительных и промысло-
вых трубопроводов, предназначенных для транспортировки жидких и газообраз-
ных углеводородов.
ISBN 5-89674-011-5
УДК 622.691.4+622.692.4
ББК 33.36
© И. И. Мазур, 2004
© О. М. Иванцов, 2004
© ИЦ “ЕЛИМА”, 2004
3
ВВЕДЕНИЕ
Для современного состояния промышленно развитых стран, вклю-
чая Россию, характерно смещение угроз от военно-стратегических
в социально-экономическую и природно-техническую сферы.
Нарастание устойчивых негативных антропогенных воздействий на
природные массивы в сочетании с глобальными природными процесса-
ми, изменение климата и окружающей среды могут привести к эколо-
гическим катастрофам глобального и национального масштаба.
Из мирового опыта известны примеры, когда экономические потери
от природных и техногенных катастроф в отдельных странах были со-
измеримы или превышали величины валового национального продук-
та этих стран.
Отдельные страны и мировое сообщество в целом оказались неспо-
собными противостоять нарастающим угрозам.
По данным ООН от природных катастроф в мире погибло около
2,8 млн человек и пострадало около 300 млн человек.
Опыт уходящего века требует нового научного подхода к анализу
и поиску оптимальных и потенциально менее опасных путей развития
России и человечества в целом как в ближайшем, так и в отдаленном
будущем. В XXI в. технические и инженерные решения, не обеспечива-
ющие промышленную, социальную и экологическую надежность и бе-
зопасность функционирования сооружений, объектов не будут иметь
право на применение. Такое условие ставится и перед объектами топ-
ливно-энергетического комплекса (ТЭК).
Топливно-энергетический комплекс является важнейшей частью реаль-
ного сектора экономики России. Он играет ключевую роль не только в энер-
гообеспечении страны, но и в формировании доходов государственного бюд-
жета. ТЭК обеспечивает до 30% всех доходов консолидированного бюджета
и около 30% промышленного производства страны. На его долю приходится
45% экспортных валютных поступлений. Словом, оттого насколько успеш-
но функционирует ТЭК страны, в значительной степени зависит экономи-
ческое благополучие, энергетическая и национальная безопасность России.
Закономерно, что в основных положениях Экономической стратегии
страны на период до 2020 г. вопросам энергетической безопасности уделе-
но особое внимание. Энергетическая безопасность определена в стратегии
как состояние защищенности страны (региона), ее граждан, общества, го-
сударства, обслуживающей их экономики от угроз природно-техническо-
го характера и надежного топливо- и энергообеспечения.
Важную роль в топливно-энергетической безопасности страны иг-
рает трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводоро-
дов, без которых немыслимо жизнеобеспечение населения и нормаль-
ное функционирование хозяйственного комплекса.
1
ВВЕДЕНИЕ
Устойчивое функционирование, динамичное развитие сбалансиро-
ванной национальной системы трубопроводного транспорта является
необходимым условием стабилизации и подъема экономики, обеспече-
ния целостности страны, повышения уровня жизни населения.
Роль национального трубопроводного транспорта еще более повыша-
ется в условиях глобализации мировой экономики, приводящей к рас-
ширению межгосударственных хозяйственных связей. Действующие и
перспективные трубопроводные системы нефти и газа России в силу
выигрышного расположения на Евроазиатском континенте смогут ока-
зывать серьезное влияние на геополитическое развитие энергетическо-
го рынка.
Трубопроводный транспорт углеводородов России - сложная техни-
ческая система (СТС) с мощным энергетическим потенциалом.
В нее входят установки подготовки газа, нефти к дальнему транспорту,
промысловые, магистральные и распределительные трубопроводы, ком-
прессорные и насосные станции, резервуарные парки, подземные хра-
нилища, морские терминалы. Общая протяженность магистральных,
промысловых и распределительных трубопроводов составляет более
1 млн км.
Трубопроводные магистрали по грузообороту занимают 2-е место пос-
ле железных дорог. Природный газ, нефть и нефтепродукты помимо
внутренних потребителей поставляются по трубопроводам в 25 стран
СНГ, Балтии и Европы.
Энергетическая безопасность ряда Европейских стран напрямую свя-
зана со снабжением нефтью и газом из России. Экспорт нефти из России
в 2002 г. составил 186,4 млн тонн, природного газа - 170,9 млрдм3.
В самой России природный газ фактически стал монотопливом, превы-
сив критический уровень энергетической безопасности страны (более
50% производства первичных энергоносителей и 68,3% котельно-печ-
ного топлива).
Все это свидетельствует о большом значении и ответственности тру-
бопроводного транспорта в бесперебойном снабжении природным га-
зом, нефтью и нефтепродуктами отечественных и зарубежных потре-
бителей.
С другой стороны, трубопроводный транспорт жидких и газообраз-
ных углеводородов, отнесенный к категории «А» третьей группы, куда
включены пожаровзрывоопасные объекты и СТС, на которых хранят-
ся, транспортируются продукты, приобретающие при определенных
условиях способность к возгоранию или взрыву, загрязнению окру-
жающей среды, при авариях и отказах представляют большую угро-
зу населению, инженерным сооружениям и природным массивам.
Поэтому к трубопроводам и хранилищам предъявляются высокие
требования по обеспечению надежности и безопасности их функциони-
рования.
ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводные системы уже в настоящее время покрывают 35%
территории России, на которой проживает 60% населения. В густонасе-
ленной европейской части 2,8 тыс. зданий и сооружений находятся на
минимально допустимом расстоянии от магистральных трубопроводов,
15 тыс. раз магистрали пересекают железные и шоссейные дороги, 2 тыс.
раз реки, каналы и озера. На трубопроводах России имели место аварии
и катастрофы. Тяжелая катастрофа на трубопроводе широкой фракции
углеводородов с гибелью людей под Уфой, экологическая катастрофа в
Республике Коми, связанная с авариями и отказами на нефтепроводе-
коллекторе Вазей-Уса. Были и другие тяжелые аварии.
По данным Госгортехнадзора с 1992 по 2001 г. на магистральных тру-
бопроводах (МТ) произошло 545 аварий.
В 2001 г. на внутрипромысловых трубопроводах (ПТ) произошло
42 тыс. случаев разгерметизации. На рельеф местности вылилось более
65 тыс. м3 нефти и пластовой воды. При этом аварийные ситуации на про-
мысловых трубопроводах остаются практически на одном уровне.
Значительный урон природным массивам может быть нанесен в про-
цессе сооружения трубопроводных объектов.
Поэтому, несмотря на тенденцию к снижению аварийности на трубо-
проводных магистралях, благодаря широкому использованию внутри-
трубной диагностики и выборочному ремонту опасных дефектов по ее ре-
зультатам, обеспечение безопасности прилегающих к трубопроводам
территорий и населения является главной задачей безопасного функцио-
нирования трубопроводных систем.
Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся техносфе-
ра, стареют, магистрали деградируют с всевозрастающей скоростью.
Главные системы нефте- и газопроводов были построены в 1960-1990 гг.
35% газопроводов по протяженности работают 20 лет и 15% - более
30 лет. Нефтепроводы имеют больший срок службы: 75% нефтепрово-
дов работают более 20 лет и 37% - более 30 лет. Более 34% продуктоп-
роводов построено 30 лет назад. Продлить срок безопасной службы тру-
бопроводных систем - важнейшая задача.
Известны пути ее решения: современная диагностика, всеобъемлю-
щий мониторинг, капитальный ремонт и реконструкция, а также прин-
ципиально новые, научно обоснованные технические, технологические,
организационные решения, реализация которых позволит перевести
трубопроводные сооружения к возобновляемым системам с продлени-
ем срока службы.
Использование внутритрубной диагностики (магнитне и ультразву-
ковые снаряды) в сочетании с электрометрией и другими методами по-
зволило осуществлять политику ремонта и реконструкции трубопро-
водов по техническому состоянию. В первую очередь производится
ремонт опасных дефектов, выявленных и оцененных по специальным
методикам.
6
ВВЕДЕНИЕ
Однако, если на магистральных нефтепроводах удалось практи-
чески на всей длине провести внутритрубную диагностику, то на газо-
проводах за 1995-2002 гг. этим методом было проверено около 70
тыс. из 153 тыс. км общей протяженности. Отсутствие необходимых
денежных средств и неподготовленность отдельных трасс газопрово-
дов к пропуску внутритрубных снарядов сдерживает эту эффектив-
ную диагностику.
Значительно отстают от потребности выполняемые объемы ремонта
магистральных трубопроводов. Если в год в среднем по стране ремонти-
руется 3,5% производственных мощностей и 0,5% жилого фонда, то в
1999 г. ремонт нефтепроводов составил 3%, нефтепродуктопроводов -
0,76% и газопроводов—0,45% соответственно от их протяженности. Это
в значительной мере усложняет обеспечение безопасности трубопровод-
ных систем.
i
111	* Экспзует-яядЛ11На=тысжм
Перевезено, млн 1
j
i
Грузооборот, мдрдл км
Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы
По оценке экспертов для ремонтно-восстановительных работ си-
стемы нефтепроводов компании «Транснефть» потребуется около
6,5 млрд долл. Учитывая современное состояние газотранспортных
систем и их загрузку, потребуется замена 23 тыс. км линейной части
магистральных газопроводов и отводов, модернизация и замена
25 тыс. МВт ГПА.
Анализ материальных, социальных и экономических потерь при сти-
хийных бедствиях и авариях на технических объектах и системах показы-
вает, что они оказывают существенное влияние на экономику регионов и
отраслей народного хозяйства, в том числе на топливно-энергетический
комплекс.
ВВЕДЕНИЕ
7
В книге авторы обобщили исследования, опыт производственной де-
ятельности, разработки, в том числе и личные, направленные на обес-
печение безопасности сложной технической системы трубопроводного
транспорта жидких и газообразных углеводородов с учетом риска воз-
никновения аварий и катастроф. В перечне опасностей не рассматрива-
ются только социально-политические проблемы безопасности человека,
а также криминальные, военные и другие аспекты.
Были использованы официальные документы, регулирующие про-
блемы безопасности, - федеральные законы «О безопасности» 1992 г.,
«О промышленной безопасности опасных производственных объек-
тов» 1997 г., законы РФ «Об охране окружающей среды» 1993 г.,
«О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природ-
ного и техногенного характера», «О радиационной безопасности населе-
ния», принятые Государственной думой 5 декабря 1995 г., постановле-
ние Правительства РФ «О классификации чрезвычайных ситуаций
природного и техногенного характера» 1996 г., а также проект закона
«О трубопроводном транспорте», «Доктрина энергетической безопасно-
сти Российской Федерации» и другие нормативные документы.
В книге для определения основных категорий безопасности ис-
пользуются понятия, принятые в международных нормах, докумен-
тах МАГАТЭ, а также определение термина «безопасность», сфор-
мулированное в законе РФ «О безопасности», принятом 5 марта
1992 г. «Под безопасностью РФ понимается качественное состояние
общества и государства, при котором обеспечивается защита каж-
дого человека, проживающего на территории РФ, его прав и граж-
данских свобод, а также надежность существования и устойчивость
развития РФ, защита ее основных ценностей, материальных и ду-
ховных источников жизнедеятельности, конституционного строя и
государственного суверенитета, независимости и территориальной
целостности от внутренних и внешних врагов».
Понятия опасности, безопасности и риска принято считать основны-
ми (фундаментальными) понятиями концепции безопасности. Они ле-
жат в основе концепции безопасности магистрального трубопроводного
транспорта. С точки зрения научной классификации, магистральные
трубопроводы - большие геотехнические нелинейные восстанавливае-
мые человеко-машинные системы.
При изучении антропогенной деятельности трубопроводного
транспорта стало очевидным, что полностью исключить ее отрица-
тельные последствия невозможно, политика безопасности начала
строиться на нахождении оптимума между полезностью развития ан-
тропогенной деятельности и степенью ее отрицательного воздействия
(принцип ALARP - «настолько низкое воздействие, насколько это
достижимо » ).

ВВЕДЕНИЕ
Для обеспечения безопасности СТС выдвигаются основные цели:
•	создание безаварийных объектов;
•	организация системы барьеров или препятствий развитию поража-
ющих факторов;
•	разработка мер, способствующих ликвидации последствий аварий.
Общие принципы и цели обеспечения безопасности трубопроводного
транспорта должны учитываться в нормативных документах, при про-
ектировании, на стадии строительства, эксплуатации, консервации и
ликвидации объектов.
Большинство объектов трубопроводных систем построены и эксплу-
атируются по старым государственным и отраслевым нормативным до-
кументам, не соответствующим современному уровню знаний и техни-
ческих возможностей.
В трубопроводном транспорте, как и в других отраслях промышлен-
ности и транспорта, научные разработки и техническая политика были
нацелены на повышение эффективности, снижение материалоемкости
и энергоемкости, повышение производительности труда и других состав-
ляющих прогресса без прямого учета риска возникновения аварий и
катастроф.
Разрабатываются новые нормативные документы, ориентированные
на использование теории риска, законов безопасности.
Проблема технической безопасности не может быть решена только
с помощью средств технической защиты и требует изучения внутрен-
ней природы аварий как неотъемлемого свойства любой крупной тех-
нической системы, обладающей запасом энергии и опасных веществ.
Любые аварии имеют вероятностную природу и для оценки безопасно-
сти систем как современный инструмент используется методология
оценки риска.
Анализ риска эксплуатации объекта предусматривает создание карт
распределения опасности от трубопровода с учетом географических и
климатических условий района его прокладки, графической интерпре-
тации последствий (например, зон воздействия и поражения населения)
при всех возможных сценариях аварии.
Возникла необходимость широкого применения средств комплекс-
ной диагностики, предупреждающих повреждения трубопроводных си-
стем, средств адекватной интерпретации ситуации в условиях развива-
ющейся аварии.
Техническая диагностика и мониторинг сложных технических сис-
тем, включая экологический, являются непременной частью обеспече-
ния их безопасности.
Способы и средства защиты сложных трубопроводных систем (СТС)
нуждаются в принципиальном усовершенствовании.
ВВЕДЕНИЕ
9
Базовая модель защиты СТС предусматривает разработку програм-
мы обеспечения безопасности всей трубопроводной системы, отдель-
ных объектов или групп объектов.
В программе отражаются:
•	требуемые уровни безопасности функционирования, в том числе и
в экстремальных ситуациях;
•	пути достижения требуемого уровня безопасности (конструктивная
и системная надежность, структурно организационные решения, ис-
пользование качественных материалов, высоконадежного оборудования
и его резервирование);
•	системы защиты, обеспечивающие надежную, безошибочную рабо-
ту персонала;
•	способы управления аварией, поддерживания необходимого уров-
ня работоспособности трубопроводных систем, объектов в аварийных си-
туациях, в том числе с использованием систем диагностики и аварий-
ной защиты;
•	способы смягчения (минимизации) последствий аварий;
•	методы достижения необходимого уровня подготовки обслужива-
ющего персонала (культура безопасности);
•	учет, обработка данных и анализ причин отказов и аварий в работе
трубопроводных систем, объектов при эксплуатации;
•	обобщение опыта эксплуатации, мониторинга и выполнения необ-
ходимых исследований;
•	учет и регулирование роли человеческого фактора;
•	необходимость проведения надзора по критериям безопасности,
разработки и реализации предложений по реконструкции СТС в целом
и отдельных объектов.
В книге дается характеристика технического состояния единой сис-
темы газоснабжения (ЕСГ), магистральных нефтепроводов (МН), про-
дуктопроводов, трубопроводов на нефтяных и газовых промыслах.
Анализ аварий и отказов позволил выявить причины их вызвавшие.
Проведено рассмотрение физической сущности явлений, провоцирую-
щих негативное влияние на трубопроводные конструкции и снижающие
надежность и безопасность трубопроводных сооружений.
Ныне действующие трубопроводные системы сооружались в раз-
ные периоды времени, характеризующиеся различным уровнем зна-
ний в области трубопроводного дела, и, следовательно, разным уров-
нем нормируемых требований к техническому совершенству и
качеству возводимых объектов. Непрерывно совершенствовались
технологии транспорта нефти и газа, увеличивались диаметры и по-
вышалось давление в МТ, изменялась технология строительства,
требования к материалам.
10
ВВЕДЕНИЕ
Вся история сооружения трубопроводных систем не только позволя-
ет глубоко разобраться в причинности отказов и аварий на трубопрово-
дах, но и прогнозировать возможные новые нарушения их надежности,
масштаб снижения безопасности.
Одна из центральных задач безопасности МТ — оценка возобновляе-
мого остаточного ресурса эквивалентной оценке текущей долговечнос-
ти. Оценка остаточного ресурса базируется на диагностике сооружений
МТ с использованием высокоточных моделей деформирования тонких
несовершенных оболочек, механики разрушения, теории надежности с
учетом влияния человеческого фактора в классификации обнаружен-
ных дефектов, принятии интеллектуальных решений.
В книге сопоставлены подходы к обеспечению безопасности в Рос-
сии и за рубежом; системные проблемы и математические модели ис-
следования безопасности.
Рассмотрена защита трубопроводных систем от тяжелых аварий и
катастроф. Приведены основы теории риска эксплуатации больших си-
стем, приложение теории риска к практическим задачам проектирова-
ния и эксплуатации трубопроводов.
Рассмотрена конструктивная надежность трубопроводов. Нагрузки и
воздействия. Предельные состояния основных конструкций. Показате-
ли и расчетные оценки надежности и долговечности трубопроводов.
Большое внимание уделено технической диагностике и мониторин-
гу линейной части, поддержанию и восстановлению работоспособности
магистральных трубопроводов на основе внутритрубных инспекций.
Приведена и техническая диагностика стальных вертикальных резер-
вуаров.
В книге нашло отражение математическое моделирование развития
аварийных процессов и распространения поражающих факторов. При-
ведены принципы построения полей потенциальной опасности для ха-
рактерных сценариев развития аварий, методика определения опасных
дефектов, а также интегральные показатели риска и нормативное обес-
печение безопасности магистральных трубопроводов.
В специальных разделах рассмотрены пути обеспечения безопасной
эксплуатации, продления срока службы и повышения надежности про-
мысловых трубопроводов.
Большой раздел книги посвящен подземным хранилищам газонеф-
тепродуктов как необходимому элементу обеспечения энергетической
безопасности. Безопасное хранение нефтетоплива, резерва природно-
го газа в подземных хранилищах, в том числе в отложениях каменной
соли.
Экологической безопасности трубопроводного транспорта уделено
особое внимание. В настоящее время трубопроводный транспорт вы-
полняет свои функции по бесперебойному снабжению потребителей не-
фтью, газом, нефтепродуктами. Однако отказы и аварии, нарастание
ВВЕДЕНИЕ
11
кризисных явлений требует незамедлительного переосмысления и ре-
визии всего, что связано с безопасностью трубопроводных систем. Это-
му помогут материалы настоящей книги.
В отдельных главах книги использованы материалы специального
тома «Безопасность трубопроводного транспорта» многотомного издания
«Безопасность России», в котором авторы данной книги выступили в
качестве научных редакторов и авторов разделов.
Выражаем благодарность коллективу авторов книги «Безопас-
ность трубопроводного транспорта», а также за помощь в составле-
нии отдельных глав к.т.н. С.В. Нефедову («Конструктивная надеж-
ность трубопроводов»), д.т.н. В.П. Чернию («Нормативная база
безопасности трубопроводов»). Особую благодарность приносим науч-
ному редактору, д.т.н., проф. В.В. Харионовскому, который способ-
ствовал систематизации материалов, М.И. Тарасовой и Ю.А. Фроло-
вой, принимавших участие в оформлении книги.
В книге впервые системно рассмотрены проблемы безопасности
трубопроводного транспорта. Сочетание многолетнего опыта эксплу-
атации потенциально опасных трубопроводных систем жидких и га-
зообразных углеводородов с одной стороны, и новых методов, крите-
риев и средств защиты сложных технических систем (СТС) с другой,
позволит перейти на новую стратегию регулирования и повышения
их безопасности.
12
ГЛАВА I
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ,
ЗАЩИТЫ ОТ АВАРИЙ И КАТАСТРОФ
1.1. УГРОЗЫ АВАРИЙ И КАТАСТРОФ В ТЕХНОГЕННОЙ СФЕРЕ
В условиях общесистемного кризиса в России в течение последних де-
сяти лет последствия техногенных и природных аварий и катастроф стано-
вятся все более опасными для населения, инженерных сооружений и ок-
ружающей среды. Уже в настоящее время прямые и косвенные ущербы от
таких катастроф, отнесенные к текущим объемам ВНП с учетом динамики
снижения производства, в России оказываются в 2—3 раза выше, чем в США
и других промышленно развитых странах. Этот показатель является од-
ним из решающих при разработках стратегии снижения рисков техноген-
ных и природных катастроф на ближайшие 10—15 лет.
Анализ угроз — одна из важнейших проблем безопасности техноген-
ной сферы как области жизнеобеспечения и жизнедеятельности челове-
ка, общества и государства, а также среды обитания.
Нарастание потенциальных и реальных угроз в техногенной сфере
требует резкого усиления роли государства в решении проблем техно-
генной и технологической безопасности.
Техногенная безопасность становится доминантой обеспечения на-
циональной безопасности. Только развитие высоких производствен-
ных и интеллектуальных технологий с учетом критериев и методов
обеспечения техногенной безопасности способно изменить негативные
тенденции, потери и размывания основ национальной безопасности -
в политической, социально-экономической, демографической, обо-
ронной, техногенной, информационной сферах.
К числу главных угроз в «Концепции национальной безопасности
Российской Федерации», принятой в 1997 г., отнесены негативные про-
цессы в отечественной экономике, обострение межнациональных отно-
шений, социальная поляризация общества.
Интегральные прямые потери США вследствие техногенных и при-
родных аварий и катастроф за последние годы достигают 2—4% ВВП, а
косвенные оказываются выше прямых в 3-4 раза.
В России по данным ежегодных государственных докладов МЧС за пос-
ледний период имеет место более 1 300—1 500 чрезвычайных ситуаций,
из них около 70-75% —техногенного и 25—30% -природного характера.
Число техногенных аварий и катастроф на промышленных объектах со-
ставляло около 15-20%, на гражданских объектах - около 20—25%, на
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
18
транспорте - около 10—15%, на магистральных трубопроводах - около
3—5%, на ядерных объектах ~ около 1%, на химических объектах - около
4-6%, на авиационном транспорте - около 3—5%, на судах - около 2—3%.
Число чрезвычайных ситуаций природного характера распределялось при-
мерно так: землетрясения и извержения вулканов - около 25%; ураганы,
смерчи, сильные дожди и снегопады - около 35%; наводнения, половодья
и маловодья - около 10%; крупные лесные пожары - около 25%.
Трендовые показатели зарегистрированных техногенных и природ-
ных аварий и катастроф, характеризующие относительное увеличение
их числа по сравнению с 1991 г., приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1. ОТНОСИТЕЛЬНЫЙ РОСТ ЧИСЛА ТЕХНОГЕННЫХ
И ПРИРОДНЫХ КАТАСТРОФ в 1991-1997 гг.
Тил аварий и катастроф	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997
Техногенные	1,00	43	3,9	4,6	6,02	5,72	633
Природные	1,00	1,07	1,03	139	1,16	133	1,64
Если относительное изменение по годам числа природных катастроф
сравнительно невелико (до 1,64), то коэффициент нарастания техноген-
ных аварий и катастроф за последние пять лет резко увеличился (до 6,0).
Темп нарастания суммарного числа этих аварий и катастроф увеличи-
вался за это время в 3,5 раз быстрее, чем природных.
При объемах прямого ущерба, превышающих 3-5% от валового на-
ционального продукта, и ежегодном его росте на 10-15% в год, становит-
ся очевидным, что в ближайшие годы экономика России будет воспол-
нять потери от природных и техногенных катастроф (рис. 1.1).
Рис. 1.1. Рост потерь от аварий на производстве
14
ГЛАВА i
Из сопоставления относительных потерь США и России на единицу
условно выпускаемой продукции следует, что за последнее десятилетие
в нашей стране произошел резкий рост этих потерь (рис. 1.2).
Рис. 1.2. Сравнительные объемы потерь США и России от аварий
на производстве (на единицу выпускаемой продукции)
Суммарное число погибающих в авариях и катастрофах России со-
ставляет десятки тысяч человек (более 50 тыс.), а число получающих
увечья достигает сотен тысяч (более 250 тыс.).
В таблице 1.2 приводятся данные по мировым потерям, а в таблице
1.3 — ущербы от опасных природных процессов в России.
Таблица 12. ЕЖЕГОДНЫЕ МИРОВЫЕ ПОТЕРИ ОТ ПРИРОДНЫХ СТИХИЙНЫХ БЕДСТВИЙ		
	КАТЕГОРИИ ПОТЕРЬ	Количественный показатель
1	Гибель людей	150 тыс. чел.
2	Увечья и травмы	1,4 млн чел.
3	Экономические потери	160 млрд долл.
Таблица 1.3. ЕЖЕГОДНЫЕ УЩЕРБЫ ОТ ОПАСНЫХ ПРИРОДНЫХ ПРОЦЕССОВ В РОССИИ		
	ПОКАЗАТЕЛИ	Колво
1	Число опасных природных процессов	21
2	Ущерб суммарный (млрд, руб.)	15-49
3	Число городов в опасных зонах	610
4	Площадь опасных зон (тыс. кв. км)	40-100
Существенное значение для безопасности техногенной сферы Рос-
сии имеет то обстоятельство, что около 70% ее территории находится
в условиях низких климатических температур — в районах Сибири и
НАУЧНО ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
15
Севера, при этом показатели надежности и безопасности (табл. 1.4) сни-
жаются в 2-3,5 раза, а затраты на восстановительные работы растут еще
в большей степени.
Таблица 1.4. НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ ТЕХНИКИ РОССИЙСКОГО СЕВЕРА		
	ПОКАЗАТЕЛЬ	КОЭФФИЦИЕНТ
1	Снижение работоспособности ТРС	2,5 раза
2	Повышение себестоимости работ	2—Зраза
3	Повышение затрат на восстановление	5~Зраз
4	Снижение ресурса	2—3,5 раза
1.2. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ПРИРОДНО-ТЕХНОГЕННЫХ АВАРИИ
И КАТАСТРОФ
На основе анализа последствий и периодичности природно-техноген-
ных аварий и катастроф выделяются следующие классы: планетарные,
глобальные, национальные, региональные, местные, объектовые. По
мере развития человечества и его возможностей в промышленной и во-
енной сферах все больше возрастают риски переходов к наиболее тяже-
лым авариям и катастрофам.
ПЛАНЕТАРНЫЕ Планетарные катастрофы с угрозой гибели жизни на
КАТАСТРОФЫ Земле связываются с такими катастрофическими при-
родными явлениями, как столкновение Земли с круп-
ными астероидами, имеющими скорости движения до 80 км/сек, а также с
полномасштабными военными действиями с применением современного
ядерного, термоядерного и химического оружия массового поражения.
В таблице 1.5 показаны основные характеристики глобальных, на-
циональных, региональных, местных и объектовых катастроф.
Таблица 1.5. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГЛОБАЛЬНЫХ, НАЦИОНАЛЬНЫХ, РЕГИОНАЛЬНЫХ, МЕСТНЫХ И ОБЪЕКТОВЫХ КАТАСТРОФ		
	ГЛОБАЛЬНЫЕ	
ПЕРИОД	ПОТЕРИ $	НАСЕЛЕНИЕ
30-40 лет	ioMo’0	104-2х10е
Объекты: ЯДЕРНЫЕ, ВОЕННЫЕ, РАКЕТНО-КОСМИЧЕСКИЕ		
16
ГЛАВА I
	НАЦИОНАЛЬНЫЕ	
10-15 лет	10Ч09	юЧо5
Объекты: ХИМИЧЕСКИЕ, ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ, ТРАНСПОРТНЫЕ		
	РЕГИОНАЛЬНЫЕ	
1—5 лет	юЧо8	юЧо4
Объекты: ХИМИЧЕСКИЕ, ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ, ТРАНСПОРТНЫЕ		
	МЕСТНЫЕ	
1*“6 мес.	юЧо7	юЧо3
Объекты: ТЕХНИЧЕСКИЕ		
	ОБЪЕКТОВЫЕ	
1—30 дней	кЧо6	10Ч02
Объекты: ТЕХНИЧЕСКИЕ		
ГЛОБАЛЬНЫЕ Глобальные катастрофы могут затрагивать террито-
КАТАСТРОФЫ рии ряда сопредельных стран; периодичность таких
катастроф оценивается в 30-40 лет и более, число
пострадавших в них достигает более 100 тыс., а экономический ущерб
может превышать 100 млрд долл. Такие последствия связываются с
крупномасштабными техногенными катастрофами на ядерных реакто-
рах гражданского и военного назначения с расплавлением активной
зоны, на предприятиях ядерного цикла, на ядерных боеголовках, на
мощных ракетах-носителях, на атомных подводных лодках и надвод-
ных судах, на складах с химическим оружием и на крупных химичес-
ких предприятиях с большими запасами сильнодействующих ядовитых
отравляющих веществ. К природным катастрофам с глобальными по-
следствиями можно отнести крупнейшие землетрясения, извержения
вулканов, цунами, ураганы.
НАЦИОНАЛЬНЫЕ Национальные катастрофы затрагивают тер-
КАТАСТРОФЫ ритории отдельных стран; их периодичность
составляет 15-20 лет; при этом число жертв и
пострадавших не менее 10 тыс. человек, а экономические ущербы дости-
гают 10 млрд долл, и более. Такие катастрофы могут возникать на ука-
занных выше объектах, а также при транспортировках больших масс лю-
дей и опасных грузов, на пересечениях коридоров магистральных
газопроводов, трубопроводных систем с транспортными линиями и ли-
ниями электропередач, при пожарах на крупнейших промышленных и
гражданских комплексах, при падениях самолетов на опасные объекты,
при разрушениях крупных плотин и дамб. К опасным природным про-
цессам с последствиями национального масштаба относятся землетрясе-
ния, ураганы, наводнения, лесные пожары, селевые потоки и т. п.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
17
ПРИРОДНЫЕ
И ТЕХНОГЕННЫЕ
КАТАСТРОФЫ
РЕГИОНАЛЬНОГО
Природные и техногенные катастрофы реги-
онального масштаба захватывают террито-
рии целых республик, краев и областей; их
периодичность составляет 10-15 лет. Число
МАСШТАБА
жертв и пострадавших в них может превы-
шать 1000 человек, а экономический ущерб -
1,0 млрд долл. Такого рода катастрофы вызываются теми же причина-
ми и приводят к тем же последствиям, что и национальные катастрофы.
Дополнительно к ним можно отнести взрывы и пожары на объектах с
опасными веществами, при крушениях поездов, судов и самолетов, при
взрывах на металлургических комплексах, элеваторах, шахтах. Допол-
нительными опасными природными процессами являются обвалы, лив-
ни, оползни, снежные лавины.
ЛОКАЛЬНЫЕ Локальные (местные) аварии и катастрофы
(МЕСТНЫЕ) АВАРИИ создают ущербы для городов и районов. Час-
И КАТАСТРОФЫ тота их возникновения существенно выше -
менее одного года; пострадавшими в них ока-
зываются сотни людей, а экономический ущерб достигает 100 млн долл.
Спектр основных причин и источников локальных аварий и катастроф
дополняется обрушениями и пожарами на промышленных и гражданс-
ких сооружениях, при локальных выбросах радиоактивных и отравля-
ющих веществ.
ОБЪЕКТОВЫЕ АВАРИИ Объектовые аварии и катастрофы ограни-
И КАТАСТРОФЫ чиваются территориями санитарно-защит-
ных зон объекта; частота таких аварий и
катастроф характеризуется временем до одного месяца; число жертв и
пострадавших находится на уровне десятков, а экономический ущерб -
на уровне миллиона долл. Наиболее частыми здесь являются пожары,
взрывы, столкновения и крушения транспортных средств, обрушения,
провалы.
Такая классификация аварий и катастроф в природно-техногенной
сфере позволяет более ориентированно вести разработку методов и сис-
тем их анализа, прогнозирования и предотвращения.
Цель политики по обеспечению безопасности при антропогенном и
природном воздействии на человека и окружающую среду определяет
современный основополагающий принцип развития человечества:
«Обеспечение устойчивого развития через удовлетворение потребностей
нынешнего поколения без ущерба для удовлетворения собственных
нужд будущих поколений».
Может ли человечество развиваться, не нанося ущерб окружающей
среде и не подвергая само себя определенной опасности?
18
ГЛАВА I
Мощные движения «зеленых», «экологистов» исходят из требования
обеспечить такое развитие человеческой цивилизации, чтобы природ-
ная окружающая среда как минимум не ухудшалась или, по крайней
мере, находилась в состоянии устойчивости, т. е. была способна само-
восстанавливаться после вмешательства человека, а сам человек не под-
вергался бы вообще никакой опасности, связанной с его собственной де-
ятельностью и деятельностью других людей.
Конечно, такая позиция не может не вызывать сочувствия и одобре-
ния, поскольку все предпочитают быть здоровыми и богатыми, а не бед-
ными и больными. Но в действительности в такой постановке задачи
прежде всего следует ответить на вопрос, достижимо ли такое развитие
в принципе.
Развитие человеческой цивилизации практически с самого ее начала
основано на потреблении природных ресурсов. И если на заре развития
цивилизации в период каменного века человек использовал для поддер-
жания жизни (пища, одежда, жилище) только так называемые возобнов-
ляемые ресурсы (дикорастущие растения, мясо и шкуры диких живот-
ных, рыба из естественных водоемов), причем в таких количествах,
которые практически не нарушали равновесия природы, поскольку сам
человек в эту эпоху был неотъемлемой частью природы и участвовал в
процессе ее самовосстановления, то по мере развития цивилизации, уже
начиная с каменного и медного веков, человек начал потреблять невозоб-
новляемые ресурсы (медную и железную руду, ископаемый уголь, а в
дальнейшем и другие виды невозобновляемого органического топлива и
других полезных ископаемых) и активно воздействовать на природную
среду (сначала строительство плотин на реках, распахивание целинных
земель и вырубка лесов, а затем и более кардинальные преобразования
природы).
Сведение воздействия на природу к минимуму еще не означает, что
тем самым определена стратегия взаимодействия природы и челове-
ка. При такой постановке задачи не определен критерий минимальной
необходимости. Означает ли это, что человечество должно максималь-
но ограничить свои потребности ради снижения необратимых воздей-
ствий на природу, или должны быть установлены какие-то другие кри-
терии. Это, на самом деле, вопрос не только философский, а вопрос, от
ответа на который зависит как человечество будет развиваться в даль-
нейшем.
Ответ во многом зависит и от того, какие приоритеты приняты обще-
ством, т. е. что считается приоритетным: благосостояние человека или
сохранение природы?
В действительности любое общество прежде всего стремится к по-
вышению своего благосостояния, и только после того как уровень бла-
госостояния становится более или менее приемлемым, начинает думать
о сохранении окружающей природной среды, но только в том аспекте,
НАУЧН0-ТЕХН1Г1ЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
19
в каком состояние природной среды влияет на здоровье и качество
жизни человека. До такого уровня развития сегодня дошли только ин-
дустриально развитые страны, в то время как подавляющая часть че-
ловечества еще находится на таком уровне социально-экономического
развития, что решение проблемы сохранения природной среды для нее
просто экономически недоступно.
Это означает, что на протяжении всей истории развития человечес-
кой цивилизации основным приоритетом было и остается улучшение
жизни людей (повышение уровня жизни, т. е. качества и продолжитель-
ности жизни), а проблема сохранения природной среды всегда рассмат-
ривалась только с точки зрения ее влияния на человека (на его уровень
жизни). Такой подход до сих пор остается единственно разумным и воз-
можным.
Человечество не откажется от возможности повысить уровень жизни,
даже за счет глобальных изменений природной среды, если только такое
изменение не приведет в свою очередь к результирующему снижению
уровня жизни. Любая активность человеческого общества оказывается
оправданной, если в результате этой активности уровень жизни людей
возрастает благодаря комплексному увеличению материальных и духов-
ных благ. Однако это влечет за собой соответствующие изменения при-
родной среды, вызванные производством таких благ. Призывы различ-
ных экологических движений поставить в качестве приоритета развития
человечества сохранение природной среды вряд ли смогут изменить эту
ситуацию, поскольку принятие этого приоритета приведет к относитель-
ному ухудшению жизни людей.
Все вышесказанное означает, что сама по себе постановка задачи о
снижении или предотвращении вредных воздействий на окружающую
природную среду имеет смысл прежде всего в том аспекте, в каком это
может привести к повышению уровня жизни людей, т. е. любая страте-
гия социально-экономического развития общества должна оптимизиро-
ваться на повышение уровня жизни с учетом всего комплекса результа-
тов антропогенных воздействий (рост материальных и духовных благ,
усиление вредных воздействий на окружающую среду, увеличение воз-
действий на жизнь и здоровье людей и др.).
По многолетним общественным данным территория России под-
вержена воздействию широкого спектра опасных природных процес-
сов и явлений, из которых наибольшую опасность представляют зем-
летрясения, наводнения и лесные пожары. Около 20% территории
страны занимают зоны повышенной сейсмической опасности,
в том числе 5% - чрезвычайно опасные 8-балльные зоны. В активных
тектонических зонах (Дальневосточной, Кавказской, Байкальской и
Алтайско-Саянской) проживает более 20 млн человек (14% населе-
ния), которые постоянно подвержены угрозе разрушительных земле-
трясений.
20
ГЛАВА I
Площадь затопления в результате наводнений (паводков) достигает
400 тыс. км2, что составляет около 2,5 % территории страны, создавая
угрозу для 750 городов и нескольких тысяч населенных пунктов.
Сотни тысяч человек постоянно находятся в опасности из-за возмож-
ного развития селей, оползней, схода снежных лавин, камнепадов и т. д.
Огромный урон хозяйству наносят такие опасные природные явления,
как засухи, град, смерчи, снежные заносы, гололедица. Значительная
часть чрезвычайных ситуаций природного характера в нашей стране вы-
зывается и другими опасными метеорологическими, агрометеорологичес-
кими, гидрометеорологическими явлениями: бурями, ураганами, ливня-
ми, снегопадами, сильными морозами, сильной жарой, наводнениями.
Опасными являются также тропические циклоны (тайфуны) и цунами.
Особенно большой материальный ущерб приносят смерчи, которые
наблюдаются практически на всей территории Российской Федерации.
Из крупномасштабных и длительных стихийных бедствий наиболь-
шую опасность представляют засухи. В Поволжье и на Северном Кавка-
зе засухи бывают каждые 2-3 года.
Традиционным для России является такое стихийное бедствие, как
лесные пожары. На территории страны ежегодно возникает от 100 до
300 тыс. таких пожаров. Пожары с очень тяжелыми последствиями по-
вторяются 2 раза в десять лет.
Указанные выше угрозы техногенно-природной опасности сформи-
ровались в значительной степени как негативный результат государ-
ственной политики при смене и реформировании социально-экономи-
ческого строя.
Из приведенных выше данных следует, что в условиях кризиса в России
в течение последних пяти лет последствия техногенных и природных ава-
рий и катастроф становятся все более опасными для населения, объектов и
окружающей среды. Уже в настоящее время прямые и косвенные ущербы
от них, с учетом динамики снижения производства, в России оказываются в
2-3 раза выше, чем в США и других промышленно развитых странах.
1.3. МЕХАНИЗМЫ ПОВЫШЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ
ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СЛОЖНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ СИСТЕМ (СТС)
В настоящее время все большее внимание общественности и специа-
листов фокусируется на проблемах обеспечения безопасности сложных
технических систем (СТС). Оказавшись на пороге экологической катаст-
рофы, в жестких энергетических, демографических и временных рамках,
общество столкнулось с необходимостью обеспечить хотя бы минималь-
ный приемлемый уровень безопасности среде обитания, необходимый для
нормальной жизнедеятельности человека.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
21
Ряд крупных аварий в последние десятилетия уже оказал существен-
ное влияние на среду обитания, вызвав многочисленные экологические
мини-катастрофы, последствия которых будут заметны еще десятки и
даже сотни лет.
Основными свойствами СТС являются надежность, живучесть и бе-
зопасность, важность которых привела к тому, что в настоящее время
их изучение сформировалось в одноименные технические дисциплины,
владеющие интегральными характеристиками системы.
В соответствии с принятым делением, свойство надежности можно
трактовать в основном как «внутреннее» свойство СТС, характеризую-
щее устойчивость функционирования системы по отношению к внутрен-
ним системоразрушающим факторам, т. е. общесистемным противоре-
чиям.
Свойство надежности СТС очень близко по смыслу к понятию гомео-
стаза, впервые введенному Кенноном при описании биологического са-
морегулирования функций в живых организмах. Оно отражает способность
системы к поддержанию ее существующих переменных в допустимых пре-
делах — на уровне, достаточном для самосохранения.
Живучесть характеризует стойкость СТС в основном к внешним
(главный отличительный признак от надежности) воздействиям со сто-
роны окружающей среды при возникновении и развитии допустимых
повреждений в СТС.
При функционировании СТС свойство живучести обеспечивает сис-
теме функциональный гомеостаз (т. е. взаимодействие системы с внеш-
ней и внутренней средой для обеспечения возможности свободного су-
ществования вне зависимости от внешних воздействий).
Безопасность СТС характеризует стойкость окружающей среды про-
тив возможных воздействий со стороны СТС-
Природа нашла немало удачных решений в достижении своей глав-
ной цели, а именно - в обеспечении безопасности на различных уров-
нях организации живого. Хорошо известно, что на Земле существуют
только такие самоорганизующиеся живые системы, которые в достаточ-
ной степени обладают свойством максимизировать область своего суще-
ствования. По-видимому, имеет смысл рассмотреть возможность и ра-
циональность использования бионических принципов организации
систем при создании СТС.
В рамках сложившихся традиционных научных дисциплин необ-
ходимо создание еще одной в самостоятельную дисциплину, изучаю-
щую все аспекты возникновения и развития аварийных ситуаций. Это
обусловлено прежде всего тем, что именно крупномасштабные меха-
нические повреждения и разрушения несущих высоконагруженных
элементов конструкций, как правило, и приводят к максимально воз-
можному ущербу. Суммарный ущерб от аварийной ситуации в зна-
чительной мере зависит от степени разрушения или механического
22
ГЛАВА1
повреждения различных элементов конструкций, оборудования, си-
стем защиты и т. д. Так, по данным Национального бюро стандартов
США суммарные затраты в экономике страны, связанные с возмеще-
нием ущерба от непреднамеренных разрушений конструкций, а так-
же с мероприятиями, направленными на предотвращение разруше-
ний, составляют десятки и сотни млрд долларов в год.
Крупномасштабные разрушения несущих элементов конструкций в
результате аварий и катастроф непосредственно связаны как с возрас-
танием роли человеческого фактора, так и с существенной ролью внут-
ренних (материаловедческих) и внешних (механического воздействия)
факторов. Кроме того, возникновение и развитие аварий и катастроф,
как правило, сопровождается распространением существующих техно-
логических дефектов и образованием трещин в зонах повышенной кон-
центрации напряжений. Поэтому решение проблемы обеспечения безо-
пасности СТС включает в себя решение проблемы анализа и обеспечения
безопасности и живучести несущих элементов конструкций в сильно
поврежденных состояниях по критериям механики трещин. Причины
значительного проявления материаловедческих и механических воздей-
ствий при возникновении аварийных состояний СТС заключаются в сле-
дующем:
•	недостаточное внедрение существующих современных методов рас-
чета, контроля, современной технологии, а также использованием ус-
таревших норм и стандартов;
•	недостаточная разработка и использование современных научных
подходов к проблеме безопасности;
•	отсутствие принципиально новых бездефектных высокопрочных
конструкционных материалов и материалов с высокой живучестью.
Следовательно, создание научных основ анализа и обеспечения безо-
пасности и живучести СТС (как механических систем) в рамках ме-
ханики катастроф представляется весьма перспективным.
Как и всякое направление научных исследований, механика катастроф
характеризуется прежде всего своим объектом или предметом исследова-
ния, а также методами, на основе которых проводится анализ изучаемых
явлений и процессов в рамках сформулированного предмета.
Предметом механики катастроф являются собственно аварии, свя-
занные с механическими повреждениями и разрушениями, последствия
которых имеют принципиальное, с точки зрения безопасности, значе-
ние (т. е. те аварии, которые характеризуются большим ущербом).
Методы механики катастроф — это совокупность моделей, теоретиче-
ских положений и принципов науки о прочности, в том числе с учетом тре-
щин, больших пластических деформаций, экстремальных нагрузок, ди-
намических эффектов, повреждений от физических полей и коррозионных
сред.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
23
Одним из основных элементов в обеспечении безопасности сложных
технических систем является введение в инженерную практику поло-
жения о необходимости описания и разработки критериев, сценариев и
динамики возникновения и развития всех без исключения аварийных и
катастрофических ситуаций.
В основу построения возможных сценариев аварий и катастроф по-
ложены представления о фазах аварии: инициирования аварии, разви-
тия аварии и выхода аварии за пределы СТС.
Фаза инициирования аварии может представлять собой достаточно
длительный процесс, включающий в себя различные этапы накопления
механических повреждений трубопроводов, арматуры, оборудования,
отклонений от заданных режимов эксплуатации, а также нарушения
контроля за состоянием сооружения СТС. Первая фаза заканчивается
возникновением на СТС аварийной ситуации, которая может быть свя-
зана с начавшимися разрушениями и необратимыми отклонениями от
условий нормальной эксплуатации.
Исходными данными для построения сценария аварии на этой фазе
являются описания возможных технических отклонений от регламен-
та в режиме функционирования оборудования и описания возможных
ошибок персонала. Под техническими отклонениями понимаются как
отказы оборудования, так и не предусмотренные регламентом режимы
протекания технологических процессов.
Фазы развития аварийной ситуации и выхода ее за пределы СТС на-
чинаются, когда человек и автоматические системы защиты теряют кон-
троль над физическими процессами, протекающими в системе, и начи-
нается высвобождение энергии химически или биологически активных
веществ либо начинаются неконтролируемые реакции, при которых об-
разуются вещества или поражающие факторы, представляющие угрозу
населению и окружающей среде.
Сценарии аварий на этих фазах представляют собой описание дина-
мики возникновения и развития составляющих аварию процессов, вза-
имодействий и поражающих факторов — тепловых, механических, элек-
трических и т. д.
Методология этой части описания аварийных и катастрофических
ситуаций (механики аварий и катастроф) заключается в математичес-
ком моделировании динамики аварий, включающем в себя использова-
ние обобщенных моделей отдельных процессов и взаимодействий и пре-
дусматривающем создание субмоделей для воспроизведения того или
иного сценария аварийной ситуации.
Механика катастроф занимается не столько изучением различного
рода воздействий, сколько созданием аппарата перехода от определен-
ных воздействий к расчетным действующим нагрузкам. Этот переход
может осуществляться на базе создания соответствующих расчетных
моделей (функциональных или имитационных), а также при проведе-
нии полномасштабных или модельных экспериментов.
24
ГЛАВА!
Причинами возникновения аварийных ситуаций, перерастания их
в аварии и катастрофы являются, как правило, отказы технических
систем вследствие ошибок в проектировании, нарушения технологии
изготовления, условий и режимов эксплуатации, а также природных
явлений типа землетрясений, цунами и др- Для конструкций и соору-
жений, длительное время находящихся в эксплуатации, такой причи-
ной могут стать деградация свойств материалов, предельные уровни
накопленных повреждений, образование и неконтролируемое распро-
странение трещин.
Процесс накопления дефектов типа микротрещин и разрушения при
статическом и квазистатическом напряжении ниже разрушающего на-
пряжения и предела текучести стали принято называть замедленным
разрушением.
Проблема обеспечения безопасности СТС должна включать в себя все
этапы их проектирования, изготовления и эксплуатации с обязательным
учетом не только возможности риска возникновения аварии или катас-
трофы, но и их последствий.
В связи с этим возникает необходимость в проведении большого объе-
ма исследований, связанных с изучением условий образования предель-
ных состояний отказов объектов по критериям прочности, ресурса и на-
дежности на разных стадиях возникновения и развития аварий и
катастроф. Наиболее эффективным научным подходом для предсказа-
ния и изучения нелинейного по своей сути поведения таких объектов
является математическое моделирование, иначе - вычислительный эк-
сперимент.
Математическое моделирование представляет собой методологию ис-
следований сложных технических систем, широко использующую воз-
можности современных ЭВМ, достижения прикладной математики, ме-
ханики сплошных сред, физики горения и взрыва, и др. Оно не только
эффективно дополняет традиционно применяемые расчетно-эксперимен-
тальные методы исследования, но и все чаще оказывается единственным
подходом к прогнозированию возможности и последствий эксплуатации
указанных систем в экстремальных и аварийных условиях.
Основу такого подхода составляют математические модели наблю-
даемых процессов, эффективные численные алгоритмы и пакеты про-
грамм. При этом физическое приближение исследуемых объектов, вклю-
чающее в себя описание (параметризацию) конструктивных форм,
поведения материалов и сред, а также разнообразных воздействий, яв-
ляется ключевым моментом моделирования.
Сшивание различных типов математических моделей и построение
субмоделей аварийных ситуаций идет по характерным событиям, свя-
занным, например, с разрушениями защитных оболочек, потерей устой-
чивости трубопроводов и т. д.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
25
Для фазы инициирования аварии первое разрушительное явление
аварии — это верхнее нежелательное событие, вершина дерева отказов.
Для фаз развития аварии и выхода ее за пределы СТС — это механизм,
запускающий (инициирующий) развитие аварии, и, в конечном счете,
нанесение определенного ущерба населению прилегающего региона и ок-
ружающей среде.
Разработка сценариев аварийных ситуаций позволяет получить ис-
ходную информацию по возможным воздействиям и поражающим фак-
торам и будет представлять собой исходную базу для оценки опасности
конкретной СТС.
Некоторые сценарии - это цепь событий (типа «каскад» или «доми-
но»); каждый из таких видов событий требует своего подхода.
Общепринято, что методология анализа возможных отказов приме-
няется и для сценария единичного события, и для «цепных» сценариев,
реализующихся при совпадении двух или более отказов.
Процесс построения сценариев аварийных ситуаций является мно-
гоуровневым. Процедура построения должна пронизывать весь процесс
создания СТС, начинаясь на первой «концептуальной» фазе, когда раз-
рабатываются проектные критерии, технологические требования и про-
водится внешнее концептуальное проектирование с целью выбора наи-
лучшего из конкурирующих решений.
Когда процесс проектирования СТС становится яснее, разработка
сценариев аварийных ситуаций может быть углублена до существенно
более низких уровней.
При создании СТС важны общие подходы к обеспечению их безопас-
ности, позволяющие значительно увеличить число альтернативных ре-
шений на стадии конвергентного поиска, а при практической реализа-
ции этих решений — существенно уменьшить вероятность негативных
событий (аварий и катастроф) и значительно ограничить последствия
этих событий, если они все же произойдут.
Первый общий подход к безопасности - структурный - связан с та-
ким формированием внутренней среды СТС, которое обеспечивало бы
поддержание существующих переменных системы в допустимых пре-
делах на уровне, достаточном для самосохранения. Структурный под-
ход не затрагивает действующую иерархию целей, которой подчиняет-
ся функционирование системы.
Для параметрического пространства состояний это эквивалентно со-
кращению размеров запретных областей (областей тяжелых аварий и
катастроф) вплоть до их исключения из пространства состояний, или
уменьшению возможности выброса параметров состояния технической
системы в запретные области.
Если вероятность выброса параметров состояния системы в запретную
область уменьшается до «нуля», имеет смысл говорить о так называемой
26
ГЛАВАI
жесткой защите. Жесткая защита исключает из параметрического про-
странства состояний технической системы соответствующую запретную
область.
Второй общий подход к безопасности — функциональный - связан с тем,
что в параметрическом пространстве формируются защитные области, ко-
торые определяют и изменяют действующую в этом параметрическом про-
странстве иерархию целей. В этих целях концентрируются требования к
безопасному функционированию технической системы, т. е. такому ее вза-
имодействию с внешней и внутренней средой, которое бы обеспечивало воз-
можность свободно существовать вне зависимости от внешних воздействий.
1.4.	ОРГАНИЗАЦИОННО ТЕХНИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ
И ПОВЫШЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ СЛОЖНЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ
СИСТЕМ (СТС)
Выделяют три фундаментальных организационных принципа обеспе-
чения безопасности СТС. Они связаны с установлением культуры безо-
пасности, ответственности эксплуатирующей организации, обеспечени-
ем нормативного регулирования и проверки деятельности, связанной
с безопасностью.
Культура безопасности - принцип, согласно которому все лица и
организации, причастные к созданию, размещению, строительству и
эксплуатации СТС, руководствуются в своих действиях установленной
культурой безопасности.
Выражение «культура безопасности» относится к очень общему по-
нятию приверженности и личной ответственности всех лиц, занимаю-
щихся любой деятельностью, которая влияет на безопасность СТС.
Окончательная ответственность за безопасность СТС лежит на эксп-
луатирующей организации. Как только эксплуатирующая организация
вступает во владение СТС, она берет на себя все заботы и, обладая соот-
ветствующими полномочиями, несет полную ответственность за состо-
яние технической системы.
Нормативное регулирование и независимая проверка — это принцип,
согласно которому устанавливается правовая основа для потенциально
опасных СТС и создается независимая регулирующая организация, на
которую возлагается ответственность за лицензирование, нормативный
контроль и проведение независимых проверок.
ТЕХНИЧЕСКИЕ Технические принципы определяют совокуп-
ПРИНТТИПЫ ность требований к СТС, выполнение которых
позволяет обеспечить ту или иную цель.
Доминирующим в обеспечении безопасности СТС является техни-
ческий принцип защиты в глубину, который нацелен на выполнение
следующих функций:
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
27
•	предотвращение возникновения аварийных ситуации;
•	управление возникновением аварийных ситуаций;
•	управление аварийными процессами, если по какой-либо причине
не удалось их предотвратить;
•	устранение последствий аварий и катастроф в случае их распрост-
ранения за пределы СТС.
Этот принцип лежит в основе почти всей технологии обеспечения бе-
зопасности наиболее опасных СТС.
Другой стратегией обеспечения безопасности СТС является реа-
лизация нового технического принципа — принципа естественной
технической безопасности. Причем основным звеном в концепции
этого принципа становится предотвращение не только проектных,
но и всех других аварий, вероятность которых выше заданного пре-
дела.
Принцип естественной технической безопасности реализуется пу-
тем конструирования специальных средств защиты, названных пас-
сивными. Они действуют автономно и основаны на знании законов при-
роды. Поэтому такие средства защиты заведомо обладают высокой
надежностью и обеспечивают:
•	максимальное упрощение рабочих процессов, конструкции и сис-
тем управления СТС с целью повышения надежности и устранения воз-
можных дисфункций систем;
•	минимизацию запасенной энергии и вредных веществ, опасных при
реализации аварийных ситуаций;
•	минимизацию роли ошибок человека в инициировании и развитии
аварийных процессов и повышении длительности периодов, когда вме-
шательство человека не обязательно.
Перспективной стратегией в обеспечении безопасности является со-
здание СТС на бионических принципах, близких по своему смыслу к
реализации внутренне присущей безопасности.
Методы количественной оценки и управления безопасностью, ос-
нованные на анализе воздействия опасных факторов на человека и
окружающую среду, являются стратегическим направлением обес-
печения и регулирования техногенной безопасности. Многие про-
мышленно развитые страны (Франция, Нидерланды, Великобрита-
ния, США) принимают методы управления, руководствуясь при этом
различными показателями риска, соответствующими особенностям
страны.
В настоящее время институты управления рисками и безопасностью
не соответствуют характеристикам и сложности управляемых техниче-
ских систем.
28
ГЛАВА!
1.5.	БЕЗОПАСНОСТЬ, ЗАЩИТА ОТ АВАРИЙ И КАТАСТРОФ
ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
НОРМАТИВНАЯ В нормативно-технические документы
БАЗА ОБЕСПЕЧЕНИЯ критерии обеспечения безопасности до на-
БЕЗОПАСНОСТИ	стоящего времени в явном виде не входят,
и поэтому при проектировании сооруже-
ний и при эксплуатации трубопроводных систем обычно не предус-
матриваются специальные мероприятия по их защите от аварий и
катастроф. Вместе с тем, к настоящему времени накоплен значитель-
ный опыт научно-исследовательских и опытно-конструкторских раз-
работок по решению вопросов безопасности, в том числе в рамках
выполнения специальных научно-технических программ по безопас-
ности.
Ниже изложены основы проекта программных мероприятий по пре-
дотвращению наиболее тяжелых аварий и катастроф на базе новых на-
учно-технических решений в области механики, физики и химии ката-
строф, диагностики состояний и новых средств защиты от действия
основных экстремальных поражающих факторов.
В рамках сложившихся в настоящее время норм и правил проек-
тирования большинства сложных технических объектов, в том числе
магистральных трубопроводов, задачи обеспечения безопасности ре-
шаются по наиболее распространенному принципу - в проектах при-
нимается следующее условие: если удовлетворены уже действующие
нормативы, то специальный количественный анализ безопасности не
выполняется.
При проектировании таких объектов существует и продолжает раз-
виваться общепринятая структура анализа безопасности сложных тех-
нических систем, определяемая базовыми целями создаваемого объек-
та (рис. 1.3).
Разработка техзаданий на проект, технико-экономическое обоснова-
ние и проектирование объектов выполняются, как правило, без учета
или с косвенным учетом требований по безопасности. Вопрос об авари-
ях и катастрофах на трубопроводах в техзаданиях специально не фор-
мулируется. Дополнительный анализ безопасности при этом не выпол-
няется.
Обеспечение безопасности потенциально опасных объектов нефтега-
зовой отрасли должно базироваться на новой нормативной основе. При
разработке общей структуры нормативной базы безопасности трубопро-
водов необходимо рассматривать:
•	степень опасности;
•	типы аварийных ситуаций;
•	комплексный набор поражающих факторов;
•	систему критериев безопасности.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
29
Рис. 1.3. Структурная схема проектирования и создания
трубопроводных объектов повышенной ответственности
Проектные, конструкторские требования верхнего уровня вырабаты-
ваются на основе фундаментальных положений по созданию сложных
технических систем, которые в большинстве своем являются общими для
всех типов сооружений.
Одной из основных задач предотвращения тяжелых аварий и ка-
тастроф на трубопроводах является разработка системы нормирова-
ния безопасности. Государственная система нормирования безопас-
ности (ГСНБ) должна включать в себя наиболее общие требования
запретительного, предписывающего и разрешительного характера,
обязательные к выполнению и находящиеся под государственным
контролем.
Реализация нормативной базы безопасности объектов должна яв-
ляться компетенцией:
•	государственного надзора за безопасностью;
•	государственной экспертизы безопасности;
•	научно-исследовательских, проектно-конструкторских и техноло-
гических организаций, обеспечивающих поддержку программ реализа-
ции безопасности.
30
ГЛАВА I
Даже в случаях снижения аварийности трубопроводных систем га-
рантированно исключить вероятность тяжелых аварий и катастроф
невозможно. В связи с этим необходимо создание системы ликвидации
последствий возможных катастроф.
Перечень основных нормативных документов, составляющих ГСНБ,
должен включать в себя следующее:
•	номенклатура потенциально опасных зон трубопроводов и поража-
ющих факторов;
•	методики оценки потенциальной опасности и оценки последствий
катастроф;
•	требования к безопасности в соответствии с категорией их опас-
ности;
•	методики анализа соответствия реальных систем современным по-
ложениям и требованиям ГСНБ;
•	декларирование и аттестация безопасности, назначение категории
безопасности;
•	требования и положения о государственном надзоре за безопасно-
стью;
•	требования и положения о государственной экспертизе безопас-
ности;
•	положение о системе научно-исследовательской поддержки
ГСНБ;
•	положение и требования к государственной системе ликвидации
последствий тяжелых катастроф;
•	картографическое представление опасных зон по уровням риска
(опасности);
•	программы (по регионам) обеспечения безопасности и снижения
рисков тяжелых катастроф.
С учетом изложенного выше структура сценариев и нормативных
материалов по безопасности трубопроводов должна вписываться в сло-
жившуюся к настоящему времени структуру нормативных материа-
лов, регламентирующих правила проектирования, строительства, ис-
пытаний и эксплуатации трубопроводов. При этом, в отличие от
общепринятой практики создания СТС, должна быть введена новая
этапность работ по безопасности (рис. 1.4).
В техническое задание на проект должны включаться соответству-
ющие требования к безопасности проектируемой трубопроводной си-
стемы. Эти требования по мере решения проблем безопасности будут
развиваться, все более переходя к их прямой количественной форму-
лировке. На первом же этапе работ при составлении технико-эконо-
мического обоснования проводится предварительный анализ безопас-
ности.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
31
Рис. 1.4. Традиционная и новая структурные схемы создания
сложных технических систем с учетом обеспечения безопасности
Исключительную важность приобретает этап, относящийся к при-
нятию решения о приемлемости ТЭО, — проект. Как показал отече-
ственный и зарубежный опыт, при отсутствии регламентированного
принятия решения о приемлемости проекта по критериям и нормам
безопасности представлялась возможной реализация проектов, удов-
летворяющих всем другим действующим нормам, но, зачастую, нео-
беспеченных регламентированной системой безопасности.
32
ГЛАВА [
На стадии рабочего проектирования сложных трубопроводных объек-
тов наряду с разработкой рабочих чертежей и технической документации
должно проводиться обоснование безопасности (при необходимости,
с включением математического и физического моделирования тяжелых
аварий и катастроф). Такой опыт накапливается в настоящее время при
проектировании АЭС и других объектов.
Применительно к стадии эксплуатации в рамках традиционного со-
здания трубопроводов предусматривался эксплуатационный контроль
их состояния определенными методами диагностики. В соответствии с
разрабатываемой концепцией безопасности трубопроводов и с учетом вы-
сокой потенциальной опасности отдельных участков должны быть за-
ложены возможности оперативной диагностики возникновения и раз-
вития аварийных ситуаций. При этом поддержание заданного уровня
безопасности должно основываться как на детерминированных, так и
на вероятностных подходах.
Таким образом, структурная схема проектирования и создания тру-
бопроводов высокой потенциальной опасности отражает обязательное
присутствие вопросов обеспечения безопасности на всех стадиях раз-
работки проекта и эксплуатации. В структуру включен также этап про-
дления ресурса безопасной эксплуатации и вывода из эксплуатации.
При этом надзорные органы должны иметь право участия в принятии
решений о приемлемости проекта с точки зрения безопасности.
Вследствие сравнительной устойчивости общих механизмов разви-
тия тяжелых аварий и катастроф на различных типах объектов, при
формировании общей структуры нормативных материалов по безопас-
ности (НМБ) следует предусмотреть два их уровня:
•	унифицированные (для основных типов объектов) нормативные
материалы по безопасности (УНМБ);
•	объектовые (для заданного типа объекта) нормативные материалы
по безопасности (ОНМБ).
В первую часть УНМБ должны входить:
•	общие требования к анализу объектов с позиций безопасности;
•	определение уровня потенциальной опасности объектов;
•	постулирование класса аварий и катастроф с учетом их технико-
экономических, социально-политических, экологических комплексных
последствий;
•	постулирование вида аварий и катастроф по причинам их проис-
хождения;
•	постулирование типа аварий и катастроф по степени и возможнос-
ти их реализуемости;
•	постулирование характера аварий и катастроф по соответствующим
группам поражающих факторов.
НАУЧНО ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ 33
Во второй части УНМБ должны содержаться классификация и номен-
клатура качественных и количественных критериев безопасности. При
этом количество и комбинации требуемых критериальных величин увя-
зываются с классами, видами, типами и характером аварий и катастроф.
В третьей части УНМБ должны быть предусмотрены методы анали-
за условий возникновения и развития (сценариев) аварий и катастроф.
При этом важнейшее внимание должно быть уделено математическому
и физическому моделированию образования и развития аварий и катас-
троф, физике, химии и механике катастроф.
В четвертой части УНМБ должна содержаться общая информация
по выбору систем защиты населения, объектов и окружающей среды при
возникновении аварий и катастроф.
В пятой части УНМБ должны содержаться общие требования по ди-
агностике и мониторингу объектов не только в нормальных, но и в ава-
рийных и катастрофических ситуациях. Эта диагностика должна ох-
ватывать сами объекты, обслуживающий персонал, население и
окружающую среду.
Шестая часть УНМБ должна предусматривать общие требования к
методам и системам подготовки населения и специалистов по проблеме
катастроф (на стадиях их возникновения и развития) и безопасности.
В следующем, седьмом, разделе УНМБ должны быть предусмотре-
ны системы и средства поддержки, подготовки и переподготовки опера-
торов на потенциально опасных объектах.
Восьмая часть УНМБ должна предусматривать комплекс мероприя-
тий по действиям в зонах аварий и катастроф персонала, населения, спа-
сательных служб по локализации аварий и катастроф и по ликвидации
их последствий.
В девятой части нормативных материалов должен быть предусмот-
рен комплекс требований по правовому, экономическому регулирова-
нию безопасности.
В заключительной части должны содержаться общие рекомендации
по принятию оперативных локальных, общегосударственных и между-
народных решений при возникновении тяжелых аварий и катастроф, и
в процессе ликвидации их последствий.
В специализированных объектовых нормативных материалах по бе-
зопасности (ОНМБ) с учетом указанных выше унифицированных нор-
мативных материалов применительно к трубопроводам должны содер-
жаться:
•	перечень базовых особенностей потенциальной опасности;
•	постулированные класс, вид, тип и характер аварий и катастроф;
•	количественные и качественные критерии безопасности;
•	рекомендуемые методы расчетно-экспериментального описания
развития аварий и катастроф;
34
ГЛАВАI
•	методы диагностики и мониторинга состояния объектов и окружа-
ющей среды в нормальных и аварийных ситуациях;
•	мероприятия по подготовке населения и специалистов;
•	методы и средства поддержки персонала в аварийных ситуациях;
•	мероприятия по защите трубопроводов, операторов, персонала, на-
селения и окружающей среды;
•	рекомендации и требования к действиям в зонах аварий и катаст-
роф (при чрезвычайных ситуациях);
•	нормирование правого и экономического регулирования безопасности;
•	рекомендации по принятию решений на соответствующих уровнях.
КОМПЛЕКСНЫЙ
АНАЛИЗ
БЕЗОПАСНОСТИ
Общий комплекс работ по определению ис-
ходного и остаточного ресурса, живучести
и безопасности трубопроводов повышенно-
го риска включает (рис. 1.5) поэтапное их
рассмотрение для стадий проектирования, изготовления, испытаний
и эксплуатации (рис. 1.4).
На стадии проектирования назначается и обосновывается исходный
ресурс безопасной эксплуатации, и назначаются критерии безопасности.
Расчетно-экспериментальные оценки ресурса, живучести и безопаснос-
ти проводятся по данным эксплуатационных нагрузок Р, температуры Т9
чисел циклов 7V, времени t9 частотам f9 характеристик сопротивления
материалов R9 деформаций е, размеров дефектов I с установлением допус-
каемых величин [TV], [Р], [/].
На стадии изготовления (строительства) производится контроль на
соответствие исходной проектной документации, выбираются и обосно-
вываются технологии и материалы, проводится дефектоскопический
контроль, устанавливается исходное состояние несущих элементов. Вся
информация закладывается в ЭВМ (условное и истинное сопротивление
разрушению Rm и Rf9 удлинение и сужение Z и А9 реальные деформации
е9 дефекты I и ожидаемая скорость их роста dl/dN).
На стадии испытаний проверяют работоспособность спроектирован-
ных и построенных систем, проводится уточнение ресурса. По выбран-
ным и обоснованным критериям назначаются режимы эксплуатации,
ресурс и методы диагностики и контроля. Базовой уточненной инфор-
мацией оказываются Р9 Т9 N9 f919 [N], [Р].
Эксплуатация включает предпусковые испытания, физический
пуск и выход на штатную эксплуатацию. На этой стадии подтвержда-
ются принятые проектные решения и назначаются дополнительные
методы оценки накопленных повреждений и остаточного ресурса. При
этом используется единая система критериев. С использованием уп-
равляющих ЭВМ, на основе текущей диагностической информации
ведется контроль безопасности по упомянутым ранее величинам Р, Т9
N9 l9 dl/dN9 t9 R. Дополнительно устанавливаются поля физических
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
35
Рис. 1.5. Схема решения проблем прочности, ресурса и безопасности
трубопроводных систем на различных стадиях жизненного цикла
и химических воздействий (например, электромагнитных, коррозион-
ных) и накопленные повреждения n./N, проводятся исследования на-
грузок, напряжений, деформаций расчетными алгоритмизованными
и расчетно-экспериментальными методами.
В последнее десятилетие формируются новые принципы концепций
обеспечения безопасности трубопроводов. В разработке новых концепций
безопасности приоритетными, несомненно, являются мероприятия, пре-
дупреждающие тяжелые аварии и катастрофы, а также мероприятия,
36
ГЛАВА I
уменьшающие последствия подобных негативных событий. Основное тре-
бование концепции безопасности — снижение рисков тяжелых катастроф,
вообще говоря, является общепринятым.
Составляющими этой концепции являются принципы:
•	организации безопасного функционирования трубопроводов;
•	допущения наихудшего случая;
•	обеспечения качества исходных компонентов;
•	непрерывных эксплуатационных наблюдений и документиро-
вания;
•	оперативного анализа наиболее опасных предельных состояний.
Эти составляющие одновременно являются и направлениями в
перспективных научных исследованиях, и каждая из них определя-
ет свой круг задач, который необходимо решать всякий раз при раз-
работке новых и совершенствовании уже существующих трубопро-
водных систем.
Если учесть все возрастающие потери от крупных аварий и катас-
троф, то можно увидеть, что фактически в отечественной и междуна-
родной практике отсутствуют как общепринятые методы анализа,
расчетов и моделирование тяжелых аварий и катастроф, так и нор-
мативная количественная база для обеспечения безопасности. Это об-
стоятельство можно объяснить тем, что в целом усложнение создава-
емых технических систем и условий их работы шло существенно
быстрее, чем исследование и нормирование их работоспособности.
При этом государственные, межведомственные и ведомственные экс-
пертизы крупнейших аварий и катастроф зачастую обнаруживали не-
соответствие их тяжести, причин, условий и характеристик реально
существующей нормативной основе проектирования, изготовления,
строительства и эксплуатации сложных и потенциально опасных тех-
нических систем, в том числе трубопроводов.
Формирование нормативной базы, определяющей работоспособность
и безопасность технических систем, шло по линии уточнения и услож-
нения применяемых методов и критериев. При этом сами аварии и ка-
тастрофы служили исходной информационной базой для такого разви-
тия нормативных материалов.
В целом, прямое отношение к традиционному решению проблемы
безопасности имели три группы подходов (рис. 1.6):
•	с позиций прочности (в ее многокритериальном выражении);
•	с позиций ресурса (во временной и поцикловой постановке);
•	с позиций надежности (в многофакторном вероятностном представ-
лении).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
37
<С с Направление развития нормирования С с
s [> Перспективное направление нормирования -у •£>
Рис. 1.6. Структура и развитие методов нормирования
СТРУКТУРА
И РАЗВИТИЕ
В большинстве случаев тяжелые аварии и ката-
строфы сопровождались разрушениями несу-
МЕТОДОВ
щих элементов потенциально опасных объектов
НОРМИРОВАНИЯ (независимо от причин и источников такого раз-
рушения). Это привело к тому, что наиболее сло-
жившейся стала практика обоснования прочности создаваемых
объектов. Также обоснование прочности осуществляется на базе ком-
плекса характеристик и критериев разрушения (gt, Gb, с ,, Gdn). На
базе параметров прочности и разрушения были сформированы пред-
ставления о запасах прочности (по, nN, пх), вошедших в справочную,
учебную и нормативную литературу. К настоящему времени сложи-
лась целая система критериев и запасов прочности, гарантирующая
неразрушение объектов при соблюдении заданных условий эксплу-
атации.
Однако в этих структурах и нормативных материалах не содержит-
ся прямых данных, количественно определяющих безопасность. Более
ориентированными на количественное решение проблемы безопаснос-
ти сложных объектов являются критерии следующей группы:
•	риск (в вероятностно-экономической постановке);
•	живучесть (устойчивость) при возникновении повреждений на раз-
личных стадиях развития аварий и катастроф;
•	безопасность (с учетом критериев и характеристик аварий и ката-
строф).
38
ГЛАВА I
Вместе с тем, объем нормирования этих характеристик безопасно-
сти в реальной инженерной практике чрезвычайно мал (см. рис. 1.6).
При этом задача сводится к изменению направления развития норми-
рования - от основополагающего анализа безопасности, живучести и
риска к традиционному определению надежности ресурса и прочности.
Рассматриваются классы аварий и катастроф (глобальные, нацио-
нальные, региональные, местные, объектовые), а также типы аварий-
ных и катастрофических ситуаций в техногенной сфере по степени и
возможности их реализации:
•	режимные, возникающие при штатном функционировании потен-
циально опасных объектов (последствия от них предсказуемые, защи-
щенность от них высокая);
•	проектные, возникающие при выходе за пределы штатных режи-
мов с предсказуемыми и приемлемыми последствиями (защищенность
от них достаточная);
•	запроектные, возникающие при необратимых повреждениях ответ-
ственных элементов с высокими ущербами и человеческими жертвами
(степень защищенности от них недостаточная, с необходимостью, в пос-
ледующем проведения восстановительных работ);
•	гипотетические, которые могут возникать при непредсказанных
заранее вариантах и сценариях развития с максимально возможными
ущербами и жертвами (защищенность от них низкая и прямому восста-
новлению объекты не подлежат).
Приведенная номенклатура классов аварий и катастроф, типов ава-
рийных и катастрофических ситуаций и уровней потенциальной опас-
ности трубопроводных систем указывает на большую научную и прак-
тическую необходимость их ранжирования для решения проблем
обеспечения безопасности в природно-техногенной сфере.
Таким образом, не снижающееся в последние годы число техноген-
ных аварий и катастроф в условиях старения основных фондов указы-
вает на то, что существующая структура нормативной документации в
области обеспечения техногенной безопасности не позволяет пока по су-
ществу изменить уровень риска и повысить безопасность сложных тех-
нических систем.
Для защиты трубопроводных систем от тяжелых аварий и катаст-
роф должны быть выполнены следующие разработки:
•	анализ тяжелых аварий и катастроф на газо-нефте-продуктопрово-
дах с рассмотрением основных их причин и последствий;
•	анализ действующих нормативных расчетно-экспериментальных
обоснований прочности и ресурса трубопроводных систем с учетом ти-
пов предельных состояний, положенных в основу расчетов и реализо-
ванных при тяжелых авариях;
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
39
•	разработка методологии испытаний на прочность» долговечность,
живучесть и безопасность как единой системы действующих унифи-
цированных методов испытаний и новых специализированных испы-
таний;
•	развитие систем диагностики наиболее потенциально опасных со-
стояний трубопроводных систем с применением традиционных и новых
методов, — в том числе с применением внутритрубных наземных, воз-
душных и космических комплексов;
•	разработка рекомендаций по реализации методов и средств защи-
ты трубопроводных систем от тяжелых природно-техногенных аварий
и катастроф.
Указанные выше разработки направлены на переход к новым мето-
дам обеспечения безопасности новых трубопроводных систем и на пре-
дупреждение тяжелых аварийных ситуаций на действующих системах
в зонах повышенной потенциальной опасности.
Ниже приводится принципиальная схема взаимодействия надеж-
ности с техническими разделами, ресурсами и риском (рис. 1.7).
Для написания настоящей главы (раздел 1.3 Механизм повышения
безопасности функционирования сложных технический систем) ис-
пользованы материалы главы книги «Безопасность трубопроводного
транспорта» многотомного издания «Безопасность России. Правовые,
социально-экономические и научно-технические аспекты МГФ «Зна-
ние» 2002 г., подготовленные член-корреспондентом РАН Н.А. Маху-
товым, докт. экон, наук, проф. В.А. Канайкиным и докт. техн, наук
В.Ф. Чабуркиным.
Рис. 1.7. Принципиальная схема взаимосвязи безопасности,
надежности с техническими разделами, ресурсом и риском
40
ГЛАВА I
ЛИТЕРАТУРА
1.	Анализ и оценка природного и техногенного риска в строительстве. Мин-
строй России. М.: ПНИИС, 1995. 104 с.
2.	Безопасность трубопроводного транспорта // Безопасность России. МГФ
«Знание», 2002.
3.	Будущее атомной энергетики: за и против. Вып. 3. М.: ВИНИТИ, 1991.
235 с.
4.	Итоги науки и техники. Т. 1. М.: ВИНИТИ, 1991. (Проблемы Безопасно-
сти: чрезвычайные ситуации).
5.	ГОСТ Р 22.1.02-95. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Мониторинг
и прогнозирование. Термины и определения. М., 1995.
6.	ГОСТ 12.1.010-76. Взрывобезопасность. М.: Госстандарт, 1976;
ГОСТ 12.1.004-91. Пожарная безопасность. М.: Госстандарт, 1991; ГОСТ Р 27.310-93.
Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения. М.: Госстан-
дарт, 1993.
7.	Государственный доклад о состоянии защиты населения и территории
РФ от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера // Про-
блемы безопасности при чрезвычайных ситуациях. Вып. 4. 1996. С. 3-80.
8.	Закон РФ «О безопасности» (№ 2446 от 5 марта 1992 г.).
9.	Закон РФ «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций
природного и техногенного характера» (№ 68-ФЗ от 21 декабря 1993 г.).
10.	Закон РФ «О промышленной безопасности опасных производственных
объектов» (1997 г.).
11.	Ким Д2С., Маслов Л.И. Управление безопасностью производственного
объекта // Безопасность труда в промышленности. М., 1997. С. 12-16.
12.	Ким Д.Х., Блохин ЮЛ., Могилевич АТ. Опыт ликвидации последствий
крупной аварии на нефтепроводе в сложных гидрогеологических условиях // Тру-
бопроводный транспорт нефти. 1994. № 10. С. 19-20.
13.	Ким.Д.Х., Блохин ЮЛ. Оценка объема поверхностного и подземного рас-
пространения нефти при крупных авариях на нефтепроводе // Трубопроводный
транспорт нефти. 1994. № 12. С. 13-15.
14.	Конституция Российской Федерации. М., 1993.
15.	Концепция национальной безопасности Российской Федерации (утверж-
дена Указом Президента РФ от 17 декабря 1997 г. № 1300).
16.	Кучме нт Л.С. О прогнозировании возможного загрязнения окружающей
среды при авариях на магистральных нефтепроводах // Трубопроводный тран-
порт нефти. 1995. № 5. С. 23-26.
17.	Ливанов М.В. и др. Перспективы нормативного обеспечения анализа рис-
ка магистральных нефтепроводов // Безопасность труда в промышленности.
1997. №3. С. 8-10.
18.	Мазур ИЛ., Иванцов О.М., Молдованов ОЛ. Конструкционная на-
дежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: Недра, 1990.
263 с.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
41
19.	Мартынюк В.Ф., Лисанов М.В., Кловач Е.В., Сидоров ВЛ. Анализ риска
и его нормативное обеспечение // Безопасность труда в промышленности. 1995.
№11. С. 55-62.
20.	Маслов Л.И., Седых АД. Структура техногенного риска // Нефтегазо-
вая вертикаль. 1998. № 1. С. 98-100.
21.	Мастепанов А.М. Региональные и внешнеэкономические аспекты энер-
гетической политики России. М.: ВНИИОЭНГ, 1997.
22.	Методические указания по проведению анализа риска опасных промыш-
ленных объектов. М.: НТЦ «Промышленная безопасность»; Госгортехнадзор
России, 1996.
23.	Новая энергетическая политика России / Под руководством Ю.К. Шаф-
раника. М: Энергоиздат, 1995.
24.	О классификации чрезвычайных ситуаций природного и техноген-
ного характера. Постановление Правительства РФ от 13 сентября 1996 г.,
№ 1094.
25.	Иванцов О.М. Нефтегазовые магистрали - XXI век // Нефть, газ, биз-
нес. 1999. № 4.
26.	Разработка научных основ теории безопасности населения, окружающей
среды и технических систем по критериям надежности и риска. Проект 1,4,5:
Отчет 2 НТП «Безопасность», 1993.
27.	Положение о декларации безопасности промышленного объекта Рос-
сийской Федерации. Утверждено постановлением Правительства Российской
Федерации от 1 июля 1995 г., № 675.
28.	Порядок разработки декларации безопасности промышленного объек-
та Российской Федерации. Утвержден совместным приказом МЧС России и Гос-
гортехнадзора России 4 апреля 1995 г., № 222/59.
29.	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверж-
дены Госгортехнадзором России в 1992 г.
30.	Проект закона о трубопроводном транспорте (рассматривается в Госу-
дарственной думе РФ).
31.	Россия - Европа. Стратегия энергетической безопасности. Материалы
консультативного совещания «Россия - Европа: Стратегия энергетической бе-
зопасности». Москва, 6-7 июня 1995 г. М.: Совет безопасности РФ, 1995.
32.	Седых АД., Дедиков Е.В., Клишин Г.С. и др. Методы математического
моделирования анализа риска теплового поражения при авариях на трубопро-
водах // Газовая промышленность. 1998. № 10. С. 17-19.
33.	Телегина ЕА, Румянцева МА., Покровский С.В., Салахова И.Р. Вне-
шний вектор энергетической безопасности России. М.: Энерготомиздат,
2000.
34.	Тимашев С А., ЕрыгинаА.В., Яблонских ИЛ. Теоинформационная сис-
тема магистральных нефте- и газопроводов. Восьмая международная деловая
встреча «Диагностика-98». Т. 2. М., 1998. С. 151-156.
35.	Тимашев С А. Методы нормирования надежности сооружений с неэко-
номической ответственностью // Вопросы надежности железобетонных конст-
рукций. Куйбышев, 1973. С. 72—76.
42
ГЛАВА I
36.	Тимашев СЛ. Управление надежностью механических систем // Пробле-
мы надежности: Материалы Всесоюзной конференции по проблемам оптимиза-
ции и надежности в строительстве, механике. М.: МЭИ; ЦПНТО Стройиндуст-
рии, 1979. С. 161-163.
37.	Тимашев С Л., Копнов ВЛ. Оценка оптимального ресурса по критерию
роста усталостной трещины // Проблемы машиноведения и надежности машин.
№ 1. М.: Наука. С. 65-70.
38.	Тимашев С Л. Надежность больших механических систем. М.: Наука,
1982.184 с.; Reliability of Large Mechanical Systems, SEAG, Pavia, 1984. P. 112.
39.	Тимашев СЛ. Оптимизация тонкостенных конструкций по критериям
надежности // Тезисы докладов Всесоюзной конференции «Проблемы оптими-
зации в механике твердого деформируемого тела». Вып. 2. Вильнюс, 1974.,
С. 55-56.
40.	Тимашев СЛ. Системный подход к оценке надежности механиче-
ских систем // Исследования в области надежности инженерных сооруже-
ний. Л.: Ленпромстройпроект, 1979. С. 5-24.
41.	Тимашев СЛ. Управление целостностью и техническим обслуживани-
ем магистральных трубопроводов на основе многошаговой процедуры оптималь-
ной остановки И Надежность больших систем энергетики. Сыктывкар: КомиНЦ
УрО РАН, 2000.
42.	Тимашев С Л. Экспертные системы для оценки остаточного ресурса и
управления риском эксплуатации трубопроводов // Конференция «Проек-
тирование и строительство магистральных трубопроводов в России и СНГ».
Сб. трудов. М., 1997, 34 с.
43.	ТимашевСЛ., Власов В.В. Метод оценки величины ущербов от раз-
личного вида отказов строительных конструкций // Исследования в облас-
ти надежности инженерных сооружений. Л.: Ленпромстройпроект, 1979.
С. 25-35.
44.	Тимашев С Л., Яблонских И.Л. Система мониторинга безопасно-сти
и остаточного ресурса оборудования потенциально-опасных промышлен-
ных объектов // Материалы региональной научно-практической конферен-
ции «Совершенствование защиты населения и территорий от чрезвычай-
ных ситуаций природного и техногенного характера в условиях Уральского
региона: Особенности, проблемы, решения». 28-29 апреля 1998 г. МЧС Рос-
сии, УРЦ по ГОЧС, ГУ по делам ГОЧС Свердловской области.
45.	Фролов К.В., Махутов НЛ. Отчет по ГНТП «Безопасность». Т. 1, 2.
М.: ИМАШРАН, 1992.
46.	Энергетическая безопасность: Проблемы функционирования и раз-
вития электроэнергетики // Безопасность России. М.: МГФ «Знание»,
2001.
47.	Энергетическая безопасность (ТЭК и государство) // Безопасность Рос-
сии. М.: МГФ «Знание», 2001.
48.	Бушуев В.В.,. Воропай Н.И, Мастепанов А.М., Шафраник Ю.К. и др
Энергетическая безопасность России. М.: Наука, 1998.
НА УЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ
43
49-	Энергетическая стратегия России на период до 2020 года. Проект. М.:
Минтопэнерго России, 2000.
50.	Anon. Dutch National Environmental Policy Plan. Premises for Risk
Management. Second Chamber of the States General. Session. 1988. № 5.
51.	Anon. Risk Analysis, Perception, Management. The Royal Society. London,
1993.
52.	Anon. Nomenclature for Hazard and Risk Assessment in the Process
Industries, Inst, of Chemical Engineers. London, 1985.
53.	Anon. Risk Criteria for Land Use Planning in the Vicinity of Major Industrial
Hazards, U.K. Health and Safety Executive, Her Majesty’s Stationary Office.
London, 1989.
54.	Corder I, Fearnehough G.D., Knott R.T. Pipeline Design Using Risk Based
Criteria. Institution of Gas Engineers Communication. May, 1992.
55.	Hopkins H.F., Lewis S.E., Ramage AD. The Development and Application
of the British Gas Transpire Pipeline Risk Assessment Package, IGE. October 1993.
56.	Jones DA., Carter DA. Pipeline Safety Evaluations and Their Relevance
to Land-Use Planning Decisions, Pipelines Industry Guild. June, 1989.
57.	Malyukova M.G., Timashev SA. Residual Life of Pipelines with
Longitudinal Initial Cracks. ASME/JSME PVP’98. Vol. 373.1998. P. 99-104.
58.	Malyukova M.G., Timashev SA. Computation of Remaining Life PDF of
Pipeline with Crack Subjected to a Combination of Cyclic Loading and
Corrosion», 5-th US National Congress on Computational Mechanics,
Computational and Probabilistic Fracture Mechanics Symposium. Boulder, CO,
1999.
59.	Malyukova M.G., Timashev SA. Probabilistic Longevity of an Oil Pipeline
with Crack Subjected to Internal Corrosion, ASME PVP’99, 1999.
60.	Morgan B. The Risk Assessment of High Pressure Gas Pipelines //
Conference Risk & Reliability & Limit States in Pipeline Design & Operation
Documentation. Aberdeen, 1996.
61.	Thermal Radiation Criteria used in Pipeline Risk Assessment. Bilo M.
Kinsman PR. Pipes and Pipelines International, Nov-Dec, 1997.
62.	Timashev SA. Elements of Optimal Machinery Maintenance Theory //
COMADEM’98 Proceedings. Launceston, Australia. P. 127.
63.	TimashevSA., Barzilovich E.Y. Two Important Algorithms of
Maintenance Optimization // COMADEM’98 Proceedings. Launceston,
Australia, 1998, P. 847-851.
64.	Timashev SA. Diagnostics and Maintenance of Pipelines, Intensive Short
Course Material, Monash University, VIC, Australia, 1998. P 127.
65.	Timashev SA. On a Problem of Control // Third International Vilnius
Conference on Probability Theory and Mathematical Statistics, Abstracts of
Communications. Vilnius, 1981. P. 186-187.
66.	TimashevSA., Yablonskikh I.L. Expert System for Assessing Main
Pipeline Reliability and Residual Lifetime // Seventh Specialty Conference,
ASCE, Probabilistic Mechanics & Structural Reliability. Worcester, Mass, 1996,
P.322-325.
44	ГЛАВА I
67.	Timashev S.A., Yablonskikh I.L. Residual Longevity and Safety Monitoring
Expert System for Large Scale Objects. Third Int. Conference on Computational
Stochastic Mechanics. Santorini, Greece, 1998.
68.	Timashev SA. Pipeline Residual Lifetime and Optimization Using Multistep
Optimal Cessation Procedure, PVP/99, Boston Mass.
69.	Timashev SA. Risk-Based Optimization of Pipeline Diagnostics,
Maintenance and Repair. In: Pipeline Pigging, Integrity Assessment and Repair
Conference. Houston, February, 2000. P. 46—69.
45
ГЛАВА II
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА ПРИРОДНОГО ГАЗА, НЕФТИ
И НЕФТЕПРОДУКТОВ
В Советском Союзе за исторически короткий период времени была
создана уникальная по протяженности, производительности и сложно-
сти система трубопроводов для транспортировки природного газа, не-
фти и нефтепродуктов. Эта трубопроводная система одно из самых круп-
ных инженерных сооружений XX в. Трубопроводный транспорт
углеводородов берет свое начало в 1878 г., когда выпускник Император-
ского технического училища Владимир Григорьевич Шухов спроекти-
ровал и построил первый трубопровод Балахны — Черный город длин-
ной около 9 км, диаметром 76 мм и пропускной способностью 1,3 тыс.
тонн нефти в сутки. Этот нефтепровод явился родоначальником совре-
менной гигантской системы трубопроводного транспорта жидких и га-
зообразных углеводородов.
В 1907 г. по предложению Д.И. Менделеева был построен нефтепро-
вод Баку — Батуми для вывода нефти на мировой рынок.
В.Г. Шухов, И.А. Тиме, И.П. Челимов, Н.Н. Жуковский основали
оригинальную русскую научную школу трубопроводного транспорта.
Изобретение Н.Н. Бернадосом электросварки металла обеспечило новый
технический уровень сооружения трубопроводных систем.
В более поздний период в теорию и инженерную практику трубопро-
водного транспорта большой вклад внесли академик Л.С. Лейбензон,
профессора В.С. Яблонский, В.Д. Таран, Н.И. Белоконь, В.Н. Черни-
кин, О.М. Иванцов, П.П. Бородавкин, В.Л. Березин, И.Е. Хадонович,
В.А. Юфин, З.Т. Галиуллин, А.Г. Гумеров.
В годы Великой Отечественной войны строители трубопроводов про-
явили невиданный героизм, проложив в окруженный немецкими вой-
сками Ленинград бензопровод по дну Ладожского озера, построив под-
водный нефтепровод Оха - Софийск через пролив Невельского.
Первый крупный магистральный газопровод Саратов - Москва протя-
женностью 800 км и диаметром 325 мм был сдан в эксплуатацию в 1946 г.
Действующая в настоящее время в Российской Федерации система
газопроводов и нефтепроводов сложилась в 60—80-х гг. XX в. Общая дли-
на магистральных, распределительных и промысловых трубопроводов
достигает 1 миллиона километров. По трубопроводам транспортирует-
ся 100% добываемого газа, 95% нефти и около 50% производимой про-
дукции нефтепереработки.
46
ГЛАВА II
По объему транспортной работы газопроводы занимают второе мес-
то после железных дорог. Объем перевозки грузов и грузооборот магис-
трального трубопроводного транспорта характеризуется соответствен-
но табл. 2.1 и 2.2.
Таблица 2.1. ОБЪЕМ ПЕРЕВОЗКИ ГРУЗОВ МАГИСТРАЛЬНЫМ
ТРУБОПРОВОДНЫМ ТРАНСПОРТОМ (млн тонн)
1	I 1990	1991;	1992	1993	1994 1	1 1995	1996	1997	1998	1999
ВСЕГО в том числе:	1101	1042	946	873	800	782	783	785	789	801
газ	543,3	545,7	523,4	511,6	4825	4735	4815	4805	487,0	498,7
нефть	4975	441,4	382,8	335,4	2995	2875	2815	283,8	2825	282,1
нефтепро- дукты	60,2	55,1	40,5	26,1	18.3	205	20.4	22.1	205	205
Таблица 2.2. ГРУЗООБОРОТ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДНОГО
___________ТРАНСПОРТ А (млрд тонн км)
	1990	1991	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998
ВСЕГО в том числе:	2575	2404	2146	2019	1936	1899	1913 ।	1844	1888
газопроводов	1335	1353	1306	1270	1257	1231	1247	1165	1197
нефтепроводов	1198	1012	812	733	667	650	645	656	670
нефтепродуктопро*- водов	42	39	28	16	12	19	20	23	21
Трубопроводный транспорт по своей физической сущности и инженер-
ным решениям наиболее безопасный способ доставки пожаровзрывоопас-
ных жидких и газообразных углеводородов. Однако эта безопасность обес-
печивается при выполнении целого ряда обязательных условий, в том
числе:
•	соблюдении всех нормативных требований при проектировании,
строительстве и эксплуатации трубопроводных систем;
•	создании системных резервов, в виде многониточных газопроводов
с перемычками, компрессорных и насосных станций с резервными аг-
регатами, подземных хранилищ газа и промежуточных резервуарных
парков нефти и нефтепродуктов;
•	использовании при проектировании современных способов изыс-
каний (аэрокосмических методов, ГИС технологий и др.), автоматизи-
рованных процессов проектирования;
•	обеспечении гарантированно высокого качества строительства;
•	высоком уровне автоматизации технологических процессов, обес-
печении телекоммуникациями и современными средствами связи;
•	использовании современных средств диагностики и мониторинга
трубопроводных систем (включая экологический), при своевременном
и эффективном ремонте и реконструкции;
•	обслуживании высококвалифицированными кадрами, организации
аварийно-восстановительных служб, оснащении их современной техникой.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
17
Трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводоро-
дов включает, в первую очередь, транспортировку нефти и нефтепро-
дуктов, а также топливных газов: природный газ, сжиженный нефтя-
ной газ (СНГ). В значительно меньшей степени по трубопроводам
транспортируется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ),
кислый (содержащий сероводород) природный газ, газообразный и
сжиженный этан, этилен, сжиженный природный газ (СНГ), амми-
ак, оксид углерода и другие химические вещества. Трубопроводы пос-
леднего назначения связывают ограниченное число поставщиков и по-
требителей, в отличие от трубопроводов природного газа, нефти и
нефтепродуктов.
а)
4,7%-ошибочные
6}
12,4%-заводские
дефекты труб и
оборудования
23,5%-коррозионные
повреждения труб,
запорной и
регулирующей
арматуры
действия
эксплуатационного и
ремонтного
персонала
24,7%-нарушение
норм и правил
производства работ
при строительстве и
ремонте,
отступление от
проектных решений
16% - брак
строительно-
монтажных работ \
34,7%-внешние
физические
(силовые)
воздействия на
трубопроводы,
включая
криминальные
врезки, повлекшие
потерю продукта
4% - механические
повреждения
70-90% - коррозия
Рис. 2.1. Основные причины аварий на трубопроводах в 1990-2000 гг.
о) На магистральных трубопроводах;
б) Причины разгерметизации внутрипромысловых трубопроводов
48
ГЛАВА ।
Большая часть опасных материалов транспортируется по трубопро-
водам относительно малого диаметра (до 325 мм) при рабочем давлении
от нескольких атмосфер до десятков атмосфер (5,0—7,5 МПа).
ВНИИГАЗ при отсутствии нормативов, основываясь на имеющейся
статистической информации, предложил как ориентир для трубопро-
водов с диаметром менее 500 мм оценивать современный уровень ава-
рийности 1х10-3км/год. Для трубопроводов с диаметром больше или рав-
ным 500 мм — соответственно ЗхЮ-4 км/год.
Для анализа выброса опасных веществ из трубопроводов предложе-
но следующее распределение:
1)	для жидкостных и газовых трубопроводов выброс при разруше-
нии на полное сечение (гильотинный разрыв) — 20% случаев;
2)	для жидкостных и газовых трубопроводов 1 час выброса через от-
верстие 25 мм - 80% случаев.
Предложено следующее распределение масштабов аварийности: при-
нять коэффициент частоты выбросов (проливов) из трубопроводов 0,20
для 15 мин. истечения потока через отверстие, эквивалентное диаметру
трубы, или одного часа — если отсутствует система аварийного участка,
и 0,80 — для одного часа выброса вещества через отверстие 25 мм.
По данным Госгортехнадзора РФ за 1992—2001 гг. на магистраль-
ных трубопроводах было 545 аварий, на внутрипромысловых произош-
ло 42 тыс. случаев разгерметизации. Распределение аварий и случаев
разгерметизации по причинам показано на рис.2.1.
2.1.	ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ СИСТЕМА
Обеспечение надежного газоснабжения потребителей России и поста-
вок газа в страны СНГ и Европы, эффективного функционирования еди-
ной системы газоснабжения (ЕСГ) возложено на ОАО «Газпром».
Ниже приведены некоторые официальные данные по 2000—2001 гг., ха-
рактеризующие ОАО «Газпром» — основную газовую компанию России.
Группа «Газпром» занимает первое место в мире по объему контроли-
руемых запасов газа — 28,8 трлн м3 на конец 2002 г., что составляет 60%
российских и около 20% мировых. В этот объем входят 25,9 трлн м3 в
пределах лицензионных участков 100% дочерних организаций ОАО «Газ-
пром» и 2,9 трлн м3 компаний с долевым участием общества. 80% запа-
сов компании сосредоточены в Западной Сибири.
Помимо газа в распоряжении группы находятся 1,3 млрд тонн извле-
каемых запасов конденсата и 0,6 млрд тонн извлекаемых запасов нефти.
ОАО «Газпром», включая дочерние и зависимые компании, распола-
гал по данным на конец 2001 г. 60% общероссийских промышленных
запасов газа, хотя на аналогичную дату 2000 г. эта цифра составляла 65%.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	< <i
а) Добыча и переработка газа ОАО "Газпром”
млрд мг	““	i
2000	2001
Добыча газа	Переработка газа
6) Добыча и переработка нефти и конденсата
ОАО “Газпром”
Добыча нефти и конденсата
2000 г. - 10,0 млн Т- 2001 г. -10,2 МПН т.
в) Поставки газа ОАО "Газпром”
3
Рис. 2.2. Добыча, переработка и поставка газа,
нефти и кондесата ОАО «Газпром»
а) Добыча и переработка газа Газпромом; б) Добыча и переработка
нефти и конденсата ОАО «Газпром»; в) Поставки газа ОАО «Газпром»
50
ГЛАВА II
Структура потребления газа
в России в 2002 г.
1,7%
ат*
к 19,
11,5%
ио%
 Энергетика
□ Иомбыт
 Агрохимия
 прочие
анаселеме
ЕЗ Металлургия
Е Цементная
щюмышлеиность
Рис. 2.2,г
Иначе говоря, возросла роль независи-
мых газопроизводителей: и прежде все-
го надо сказать о заслугах НК «Лукойл»,
НК «Роснефть» и НК «ЮКОС».
В 2001 г. добыча газа компании со-
ставила 512 млрд м3 против 523,2 млрд
м3 в 2000 г. (рис. 2.2а). В 2002 г. добыча
газа составила 521,9 млрд м3.
Суммарно всеми организациями
группы «Газпром» добывается 88% газа
России. Можно отметить повышенную
региональную концентрацию разраба-
тываемых объектов по сравнению с тер-
риториальным распределением запа-
сов. Более 92% добычи «Газпром» получает на месторождениях
Западной Сибири.
«Газпром» вел добычу на 72 месторождениях, из которых три основ-
ных — Медвежье, Ямбурское и Уренгойское — находятся в состоянии есте-
ственного падения добычи по причине высокой выработанности. Компен-
сировать падение добычи призвана программа по освоению Заполярного,
на котором добыча в 2003 г., согласно планам «Газпрома», должна соста-
вить 100 млрд м3, что могло бы позволить компании выйти в том же году на
общий объем добычи в 530 млрд м3. В 2002 г. добыча газа в России состави-
ла 595 млрд м3.
Растет добыча газа независимыми производителями. К 2020 г. Они
будут добывать по разным оценкам от 170 до 250 млрд м3.
Объем добычи газового конденсата и нефти по сравнению с пре-
дыдущим годом вырос более чем на 172 тыс. тонн и достиг 10,2 млн
тонн (рис. 2.26). Добыча газового конденсата и нефти в 2002 г. со-
ставила 10,6 млн тонн. Газовый конденсат добывается в основном
на Уренгойском, Ямбургском и Астраханском месторождениях,
нефть — из нефтяных оторочек Уренгойского и Оренбургского мес-
торождений.
Поставки газа потребителям характеризует рис. 2.2в и рис. 2.2г.
В 2002 г. поставка газа в Дальнее Зарубежье составила 198,6 млрд м3,
в страны СНГ и Балтии 42,3 млрд м3.
В составе ЕСГ России эксплуатируются 69 газовых и газоконден-
сатных месторождений. На 1 января 2000 г. суммарная протяжен-
ность ЕСГ, принадлежащей ОАО «Газпром», составила 148 510 км
(табл. 2.3).
Протяженность магистральных газопроводов и отводов без учета пере-
мычек ОАО «Газпром» на конец 2002 г. составила 149,9 тыс. км. В 2002 г.
организациями группы было транспортировано 637,1 млрд м3, в том числе
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
51
Таблица 2.3. ПРОТЯЖЕННОСТЬ ГАЗОПРОВОДОВ ПО ДИАМЕТРАМ
Диаметр > мм	Протяженность, км	% от общей протяженности
1400	49602	33,4
	1200			25841	17,4
1000	15891		 10,7 	
800	4604	3,1
700	11435	7,7
500	11881	8,0
400	29256	19,7
от организаций ОАО «Газпром» — 554,0 млрд м3. В отчетном году доступ к
ЕСГ имели 28организаций. На независимых поставщиков пришлось 13,1%
газа, транспортированного по ЕСГ.
Средняя дальность транспортировки газа по сетям Единой системы
газоснабжения (ЕСГ) составляет 2400 км при поставках российским по-
требителям и 3400 км - на экспорт. Себестоимость транспортировки
1000 м3 газа на 100 км в 2002 г. составила 11,52 рубля.
Газопроводы большого диаметра (1 020-1 420 мм) составляют 61,5%.
На газопроводах построено 2 529 ниток переходов через водные преграды.
На линейной части установлено 55 тысяч единиц запорной арматуры.
ОАО «Газпром» эксплуатирует также трубопроводы для транспор-
тировки газового конденсата и продуктов переработки газа, общей про-
тяженностью 2 800 км.
Помимо ОАО «Газпром» магистральные газопроводы имеются в ОАО
«Лукойл-Усинский ГПЗ» — 0,154 тыс. км, ОАО «Норильскгазпром» —
1,012 тыс. км, ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» - 1,247 тыс. км,
ОАО «Якутгазпром» - 1,7 тыс. км. Общая протяженность газопроводов
России на начало 2002 г. составила 155,2 тыс. км (рис. 2.3).
Кроме того, в стране эксплуатируется более 500 тыс. км распредели-
тельных газопроводов, около 380 тыс. км из которых контролируются
предприятиями ОАО «Газпром». За 1996-2002 гг. протяженность газо-
распределительных сетей увеличилась на 32 тыс. км, в том числе в
2002 г. было построено 2500 км.
По расчетам Европейской консультативной фирмы Salobon Brothers
магистральная сеть Газпрома в 1,8 раза превышает всю международную
европейскую газотранспортную сеть, по расчетам Газпрома—в 3,4 раза (эта
оценка является более обоснованной).
На магистральных газопроводах и подземных хранилищах газа фун-
кционирует 261 компрессорная станция (КС) с общим числом цехов 693.
Количество установленных газоперекачивающих агрегатов составляет
4 042. Их общая установленная мощность — 42,6 млн кВт.
52
ГЛАВА II
Рис. 2.3. Схема газопроводной системы России
Распределение по типам агрегатов следующее:
•	3085 - газотурбинныеустановки, суммарной мощностью 35577240 кВт;
•	729 - электроприводные, суммарной мощностью 6 033 200 кВт;
•	228 - газомоторные агрегаты, суммарной мощностью 292 584 кВт.
ОАО «Газпром» эксплуатирует 633 газораспределительные станции
(ГРС), обеспечивающие устойчивую подачу газа потребителям.
Межсезонные пиковые нагрузки компенсируются 23 подземными
хранилищами (16 из них в истощенных месторождениях) объемом бо-
лее 100 млрд м3, в том числе 73-80 млрд м3 активного газа. Максималь-
ный суточный отбор из хранилищ - 408 млн м3.
В 2001 г. закачка газа в ПХГ с учетом газа независимых производителей
составила 44,9 млрд м3, отбор газа — 38,9 млрд м3. Запасы товарного газа в
ПХГРоссии на начало отбора2002-2003гг. составляли 61,7 млрд м3, из них
отобрано на покрытие сезонных потребностей 46 млрд м3. Российский газ
хранится также в ПХГ Германии, Латвии и Украины, где запасы активного
газа на конец 2001 г. составили соответственно 2,5; 1,6 и 3,6 млрд м3.
Такова краткая техническая характеристика газопроводной систе-
мы, которая составляет примерно 2/3 основных производственных фон-
дов газовой промышленности.
При гигантских прогнозных ресурсах природного газа, мощном раз-
витии газовой промышленности в России до сих пор 45 городов, 416 по-
селков и более 26 000 сел еще не имеют никакого газоснабжения. Уро-
вень газификации природным газом в России составляет 51,7%, в том
числе в сельской местности — 30,6%. Выражаясь иначе, почти полови-
на страны (и 70% сельской местности) не газифицирована.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
53
Природный газ, помимо внутренних потребителей, поставляется в
20 стран мира. В 2002 г. за пределы России было экспортировано
170,9 млрд м3, в том числе 128,6 млрд м3 в Европу и 42,3 млрд м3 в стра-
ны СНГ и Балтии (см. рис. 22в). Суммарный объем вырос относительно
предыдущего года на 4,4 млрд м3, но из-за снижения цены экспортируе-
мого газа на 13,6% валютная выручка от экспорта по сравнению с пре-
дыдущим годом сократилась на 1,6 млрд, составив 12,9 млрд долл. СТП А.
Выручка за реализацию газа в страны СНГ и Балтии составила 2,2 млрд
долл. США. Из общей суммы 30,5% было оплачено деньгами, осталь-
ные 69,5% - услугами по транзиту газа. Состав крупнейших покупате-
лей российского газа не изменился, в 2002 г. в первую пятерку по-пре-
жнему входили Германия (31,5 млрд м3), Украина (25,9 млрд м3), Италия
(19,3 млрд м3), Турция (11,8 млрд м3) и Франция (11,4 млрд м3). Сум-
марно они импортировали около 100 млрд м3, или 58,5% всего российс-
кого экспорта газа. В России природный газ фактически стал монотоп-
ливом, превысив критический уровень энергетической безопасности
страны (49,2% производства первичных энергоносителей и 68,3% ко-
тельно-печного топлива).
К 2007 г. поставки газа в Европу достигнут 200 млрд м3. Пакет про-
даж по долгосрочным соглашениям на условиях «бери или плати» дос-
тиг 2,7 трлн м3, что сравнимо с разведанными запасами Норвегии, но
составляет менее 5,7% достоверных запасов России.
Единая система газоснабжения (ЕСГ) имеет большое геополитичес-
кое значение. Европейская энергетическая безопасность ряда стран пря-
мо связана с надежным снабжением газом и нефтью из России.
ЕСГ обладает огромной производительностью 618 — млрд м3 в год,
около 1,75млрд м3 в сутки.
Единая система газоснабжения формировалась в течение 30 лет как
единый технологический и организационно-технический комплекс с цен-
трализованным и одновременно многоуровневым управлением (геолого-
разведка, бурение, добыча, транспортировка, переработка, хранение газа,
поставка газа на экспорт). Это позволило оптимизировать уровни добычи
газа по регионам, рационально сформировать газотранспортные потоки,
надежно и бесперебойно обеспечить газоснабжение внутренних потреби-
телей, а также осуществлять экспорт газа в крупных масштабах.
От газовых месторождений Северных районов Тюменской области
(СРТО) действует уникальная газотранспортная система из 20 трубопро-
водов диаметром 1 420 мм. К ней присоединятся еще две магистрали та-
кого же диаметра: СРТО — Торжок и СРТО — Нечерноземье. Компонов-
ка многониточных газопроводов в технологических коридорах создала
высокую концентрацию трубопроводных мощностей.
В технологическом коридоре от Уренгоя до Ямбурга проходит 10 га-
зопроводов диаметром 1 420 мм, а мощность отдельных компрессорных
станций (КС) достигает 0,75 млн кВт.
54
ГЛАВА II
По технологическим коридорам транспортируется до 250 млрд м3 газа
в год, а на отдельных участках суммарная производительность достига-
ет 340 млрд м3 в год.
Такая концентрация трубопроводных мощностей создает естественную
зону повышенного риска. Но, пожалуй, наибольший риск представляют пе-
ресечения технических газовых коридоров с другими коридорами или тру-
бопроводами иного назначения. К сожалению, таких сложных узлов доста-
точно много. Один из них - ниже КС Правохеттинская по ходу газа, где
пересекаются коридоры с 10 нитками от Ямбургского месторождения
с 6 нитками от Медвежьего месторождения.
Трубопроводные системы постарели. По состоянию на 1 января
2000 г. срок эксплуатации газопроводов определяется табл. 2.4.
Таблица 2.4. СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДОВ
Годы	Протяженность, км	% от общей протяженности	|
до 5 лет	9802	“6,6	1
5—10 лет	20197	13,6	1
10—15 лет	30148	203	।
15—20 лег	23316	15,7	1
20-25 лег	17524	11,8	1
25-30 лет	17524	11,8
30-35 лет	13514	9,1
3540 лет	8762	5,9
	 более 40 лет		7723	5,2
Всего	148510	100%
Увеличивается количество газоперекачивающих агрегатов (ГПА), вы-
работавших свой расчетный ресурс. К настоящему времени число КС, вве-
денных в эксплуатацию 14—15 лет назад, достигло своего пика. Этот срок
для оборудования «высокой стороны» КС является порогом, после которо-
го вероятность отказа начинает превышать стандартные 2% и возрастать
со временем. Основная часть аварийных отказов (85% ) обусловлена отка-
зами элементов трубопроводной обвязки (TI1O). Расширение отказов эле-
ментов ТПО компрессорных цехов с разными газоперекачивающими агре-
гатами показывает, что подавляющее большинство (64% ) приходится на
обвязки полнонапорных нагнетателей с приводом мощностью 16 и 25 МВт,
в парке ГПА они составляют 25%.
Трубные стали под воздействием внешних и внутренних нагрузок, не-
прерывно высокого напряжения в стенках трубопроводов подвержены
процессам старения. В результате длительности эксплуатации происхо-
дят необратимые деградационные процессы, повышается склонность ме-
талла к хрупкому и замедленному разрушению, что является следствием
накопления дефектов, внутренних микронапряжений и снижению защит-
ных свойств изоляционных покрытий. Средний возраст эксплуатации
магистральных газопроводов достиг 23 лет (рис. 2.4).
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	55
Более 33 лет
15%
До 10 лет
28%
10 -20 лет
37%
Рис. 2.4. Возрастная структура газопроводов
Магистральные трубопроводы — наиболее капиталоемкие сооруже-
ния нефтегазового комплекса. С переходом к рыночной экономике про-
дление функционирования магистралей обеспечивает огромный выиг-
рыш. Это объясняется низкой остаточной стоимостью имеющихся
фондов по сравнению с новым строительством. Каждый новый газопро-
вод стоит на порядок дороже, чем построенный раньше.
Продлевать «жизнь» трубопроводным системам — важнейшая науч-
ная, техническая и экономическая задача.
Аварийность, безусловно, характеризует состояние трубопроводных
систем (табл. 2.5).
Таблица 2.5. АВАРИИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ	
Годы	Количество аварий в год на 1000 км.
1992	0,18
1993	0,21
1994	0,22
1995	0,21
V	1996	0,24
1997	0,26
1998	0,24
1999	0,18
2000	0,21
Распределение аварий по основным причинам указано в табл. 2.6.
Доминирующей причиной аварий на действующих газопроводах яв-
ляется стресс-коррозия (см. табл. 2.6). Отмечается тенденция роста ава-
рий по этой причине.
Для сравнения приведены данные по количеству аварий в Западной
Европе (табл. 2.7).
56
ГЛАВА II
Таблица 2.6. ПРИЧИНЫ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ В 1990-2000 гг.	
Причины аварий	% от общего числа
Наружная коррозия	28,9
в т.ч. по КРН	22,5
Механические повреждения (внешние воздействия)	19,0
Брак монтажно -строительных работ	21,9
1 в т.ч. сварки	13,0
Дефекты труб	Н,4
Стихийные бедствия	9,5
Таблица 2.7. ЧАСТОТА АВАРИЙ НА ГАЗОПРОВОДАХ ЕВРОПЕЙСКИХ СТРАН		
Период, годы	Число аварий	Частота аварий на 1000 км в год
19704993	891	0,568
1994-1998	109	0,211
1998	21	0,192 	..J И11 и	—.д_.
Следует сразу оговориться, что в данные по Европейским газопро-
водам (сведения EGIG) включены и отказы с образованием течи, кото-
рые в Европейских странах квалифицируются как аварии. В данных
по России учитываются только гильотинные разрушения. Число от-
казов с образованием течи на газопроводах и нефтепроводах намного
превосходит число полных разрушений.
Рис. 2.5. Аварийность на газопроводах европейских стран
за период 1991-2000 гг.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Так, за 1986—1990 гг. интенсивность аварий на газопроводах состав-
ляла 0,35 аварий на тыс. км в год, а интенсивность образования свищей и
трещин 5,86 на тыс. км в год.
EGIG отмечает, что за период с 1970 по 1998 гг. на газотранспортных
магистралях не было ни одной аварий с человеческими жертвами или ра-
нениями жителей. За последние десять лет, как показано на рис. 2.5, коли-
чество аварий на газопроводах Европейских стран снижалось. Это объяс-
няется качественным проектированием, повышением качества труб и
достаточно высоким уровнем технического обслуживания и эксплуатации.
Распределение аварий по причинам на магистральных газопроводах
Европы показано в табл. 2.8.
Таблица 2.8. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АВАРИЙ НА ГАЗОПРОВОДАХ ЕВРОПЕЙСКИХ СТРАН ЗА 1970-1998 ГГ. ПО РАЗЛИЧНЫМ ПРИЧИНАМ	
Причины аварий	% от общего количества
Внешнее воздействие	50
Дефекты строительства и материалов труб	18
Коррозия	15
Движение грунта	6
Ошибки эксплуатации	5
Другие	6
Как видно из таблиц, главные причины аварий на европейских газо-
проводах и в России разные. В Западной Европе - внешнее воздействие,
в России - коррозия.
Примерно половина аварии в России сопровождается возгоранием газа.
Поэтому воздействие ударной волны (тепловое или бризантное) усугубля-
ется тепловой радиацией. Радиус термического влияния определяет зону
полного поражения окружающего растительного покрова в очаге отказа,
имеется зона трансформации ландшафтов, буферная зона при механичес-
ких повреждениях.
ОЦЕНКА ЭНЕРГИИ
РАЗРУШЕНИЯ
ГАЗОПРОВОДА
С увеличением диаметра и давления в газопро-
водах повышается энергия их разрушения.
Представляют теоретический и практический
интерес абсолютная оценка энергии разруше-
ния и динамика ее роста при увеличении давления с 5,5 до 12 МПа в пер-
спективных системах газопроводов для труб максимальных диаметров
1220 и 1420 мм. Оценка энергии разрушения важна для определения
опасных зон с целью обоснования разрывов между соседними нитками
трубопроводов, между газопроводами и жилыми массивами и инженер-
ными сооружениями, а также для разработки эффективных природо-
охранных мероприятий.
58
ГЛАВА II
Энергию разрушения можно определить через эквивалент, т. е. че-
рез энергию, выделяющуюся при взрыве взрывчатого вещества (ВВ).
Теоретически энергию, выделяющуюся при взрыве ВВ, определяют как
работу адиабатического расширения продуктов взрыва до атмосфер-
ного давления, называемую полной идеальной работой взрыва:
(2.1)
где Q — теплота реакции взрыва, рА — начальное давление, р2 — конечное
давление; R — показатель адиабаты (R = 1,31).
Для тротила = 2976 кДж/кг.
Для внезапного расширения природного газа при разрушении газо-
провода:
V2	Pi
Аи = JpdV = J Vdp + (p2V2 ~P}V\) = h -I2 +<P2*2 “Р1Ю’	(2-2)
Ц	p2
где V19 V2 — удельные объемы газа соответственно до и после расшире-
ния; iv i2 — энтальпия газа соответственно в исходном состоянии и при
адиабатическом расширении, т. е. s = const до р2 = 0,1 МПа; s — энтро-
пия.
Для 1 м трубопровода
(2.3)
где Dmp - диаметр трубопровода.
Исходные данные и результаты расчета взрывного эффекта от рас-
ширения газа в трубопроводе диаметром 1 420 мм приведены в табл. 2.9.
Там же приведены отношения Аг/’лГ и	характеризующие
взрывной эффект от расширения газа по отношению к эффекту взрыва
тротила (тротиловый эквивалент).
Таблица 2.9. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА
ВЗРЫВНОГО ЭФФЕКТА ОТ РАСШИРЕНИЯ ГАЗА
В ТРУБОПРОВОДЕ ДИАМЕТРОМ 1420 мм
Рь МПа	|	71,К	Ан, кДж/кг ;	А//,	А» кДж/кг	A(pV), кДж/кг	кгДг	кг/л
7,0	300	272,2 :	21,465	361	-85,8	0,091	7,2
	10,0	300_	275,1 ;	32Д18	362	-«3,4	0,094	юз
Примечание. Тг - начальная температура газа; Ai = - i2;A(pV) = p2V2 -
Под тротиловым эквивалентом понимают такое количество тротила,
которое при стандартном испытании на баллистическом маятнике дает
тот же эффект, что и взрыв данного количества испытуемого ВВ. Троти-
ловый эквивалент нельзя определить теоретически. Однако в связи с тем,
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
59
что именно полная идеальная работа Аи в основном определяет фугас-
ный эффект взрыва, отношение	должно быть близко к тротило-
вому эквиваленту (применительно к рассматриваемому случаю, веро-
ятно, несколько превышает его).
В табл. 2.10 приведены данные, характеризующие упругую энергию газа,
выделяющуюся при разрушении газопроводов разного диаметра DmpJ рабо-
тающих под давлениемр. от 5,5 до 12 МПа. Энергия газа отнесена к 1 кг газа
и 1 м трубопровода. Там же приведены значения тротилового эквивалента, а
также указана энергия газа при различных масштабах разрушения (длинах
пробега трещин). Масштаб разрушения определен в соответствии с конкрет-
ными рекомендациями по характеристикам стали (прочность, ударная вяз-
кость) для труб различного диаметра и разных рабочих давлений.
Таблица 2.10. ХАРАКТЕРИСТИКА УПРУГОЙ ЭНЕРГИИ ГАЗА,
ВЫДЕЛЯЮЩЕЙСЯ ПРИ РАЗРУШЕНИИ ГАЗОПРОВОДОВ
РАЗНОГО ДИАМЕТРА
ppi ; МПа	Дтр* мм	Ль кДжДт	А и, кДж/Ki	кгДт	АнМивв кгД1	Энергия газа (в тоннах тротила) при различных длинах пробега трещины (м)		
						100	200	300
5,5	1220	268,8	12.187	0,0904	4,1	0,41	0,82	1,23
73	1220	274,4	17.5(H)	0,0922	5,9	0,59	1,18	1,77
7,5	1420	274,4	23,709	0,0922	8,0	0,8	1,6	2,4
10,0	1420	275,1	32,765	0,0925	11,0	1,1	2,2	33
12,0	1420	273,0	39.827	0,0918	13,4	1Д4	2,68	4,02
Примечание. Начальная температура газа принята 300 К (27°С).
Повышение ударной вязкости трубных сталей и общего улучшения
трубного производства практически с 1978 г. исключили протяженные
разрушения на газопроводах.
Особую тяжесть представляют каскадные аварии. Поэтому при
формировании безопасности трубопроводных систем на стадии про-
ектирования необходимо учитывать технологические связи, в том
числе возможность развития каскадных аварий.
В системе ЕСГ почти 18 тыс. км газопроводов (12% от общей протя-
женности) работают на сниженном рабочем давлении, в том числе и
380 км экспортных газопроводов. Такая мера связана, прежде всего,
с неудовлетворительным техническим состоянием трубопроводов, нару-
шением минимальных допустимых расстояний до объектов, а также
снижением объемов транспортировки газа по отдельным магистралям.
В газовой промышленности России утечки метана составляют до
1,5%, причем 80% общей эмиссии составляют потери на магистраль-
ном транспорте, в США - 0,4%, в Канаде - 0,05%, в Западной Европе -
0,8%, в Восточной Европе — 1,0%.
60
ГЛАВА II
Приведенные ранее данные по распределению аварий по причинам
свидетельствуют, что наибольшее их количество связано с почвенной
коррозией и коррозией под напряжением. Газопроводы имеют комп-
лексную защиту от коррозии: изоляционное покрытие и электрохими-
ческая защита. Со временем изоляционное покрытие теряет свои за-
щитные свойства, проходят процессы деградации. Фактический ресурс
службы полимерных ленточных изоляционных материалов определя-
ется 8-12 годами.
Газопроводы с пленочным изоляционным покрытием составляют 70—
80% от общей протяженности газовых магистралей (диаметром 1 220—
1 420 мм - 95%). Около 20% магистральных трубопроводов по протя-
женности имеет битумную изоляцию. Небольшой процент газопроводов
имеет двух и трехслойную заводскую полиэтиленовую изоляцию.
Из-за ограниченного срока работоспособности наружной изоляции
из пленочных полимерных материалов, возникали экстремальные ус-
ловия эксплуатации отдельных газопроводных систем.
Система электрохимзащиты газовых магистралей включает 19 тыс.
установок катодной защиты, 548 дренажей и 49 965 протекторов. Одна-
ко только 45% катодных станций отвечает современным требованиям,
около одной трети катодных станций морально устарели. Все дренаж-
ные установки, осуществляющие защиту от блуждающих токов, рабо-
тают не в автоматическом режиме.
В последние годы наблюдаются акты вандализма и хищения элемен-
тов систем ЭХЗ. В 1999 г. только в «Самартрансгаз» было украдено
189,6 км голого провода, 85 СКЗ, 50 трансформаторов и др. материалов
на общую сумму 9,6 млн рублей. Это снижает уровень защищенности тру-
бопроводов от коррозии. Эффективность защиты снижается из-за веерно-
го отключения местных линий электроснабжения УКЗ.
Хищения и отключения электроэнергии влияют на показатель защи-
щенности трубопроводов от коррозии. Если бы не были предприняты
специальные меры по эффективной работе систем ЭХЗ, уровень защи-
щенности магистралей от коррозии мог бы быть снижен на 5-6%.
В дополнение к указанным ранее причинам аварий и отказов на
трубопроводном транспорте, следует отметить несанкционированные
врезки в магистрали. Созданный Международный Российско-Укра-
инский газовый Консорциум с участием Германии должен будет кон-
тролировать и организовывать борьбу с несанкционированными врез-
ками.
При эксплуатации газопроводов в обводненной и заболоченной мест-
ности северных регионов наблюдается потеря продольной устойчивос-
ти трубопроводов, выход (всплытие) на поверхность. Ежегодный при-
рост таких оголенных участков составляет около 100 км. На таких
участках образуются арки, гофры, что ухудшает напряженно-деформи-
рованное состояние трубопровода, чреватое возможными отказами.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
61
В последние годы наибольшее беспокойство вызывают отказы газопро-
водов, связанные с коррозией от напряжения. За период с 1991 по 2000 гг.
из общего количества аварийных ситуаций на долю стресс-коррозии при-
ходится 22,5%. В 2000 г. из-за наружной коррозии было 45,9% разруше-
ний, в том числе 37,8% из-за коррозии под напряжением, в 2001 г. по этой
же причине было 41,8% от общего количества. Причем если раньше гео-
графия аварий по этой причине ограничивалась объектами «Тюменьтран-
сгаз» и «Северогазпром», то в последнее время аварии имели место на га-
зопроводах «Пермтрансгаз», « Волготрансгаз», «Лентрансгаз»,
«Сургутгазпром», «Уралтрансгаз».
Сложность проблемы коррозии под напряжением состоит в отсут-
ствии надежных способов обнаружения ее проявления на начальной
стадии. Только однажды было выполнено обследование газопровода
Уренгой — Центр! с применением ультразвукового дефектоскопа не-
мецкой фирмы «Пайптроникс», но для этого потребовалось держать
водяную пробку длиной 2,5 км. Для массового использования этот ме-
тод непригоден. В 2000 г. «Спецнефтегаз» и «Спектр» создали обору-
дование для обнаружения стресс-коррозионных повреждений. С помо-
щью магнитного снаряда «Спецнефтегаза» (ДМТП-1400) было
обследовано более 2 500 км газопроводов диаметром 1 420 мм, при этом
обнаружено 70 одиночных трещин и 984 колонии трещин стресс-кор-
розионного происхождения в одношовных импортных и двухшовных
трубах Харцызского трубного завода. Наибольшее количество разру-
шений из-за коррозии под напряжением наблюдалось на газопроводах
диаметром 1 420 мм (59,4%).
На участках газопроводов, где невозможна внутритрубная инспек-
ция газопроводов (непроходная арматура, отсутствие камер пуска и
приема внутритрубных снарядов, нитки подводных переходов дру-
гого диаметра и др.), проводится обследование наземным способом с
целью обнаружения стресс-коррозии с вскрытием трубопровода в ме-
стах предполагаемой опасности, таких участков набирается порядка
4 тыс. км.
Наиболее эффективным превентивным действием в числе защитных
мероприятий от отказов и аварий выступает диагностика технического
состояния трубопроводов.
Это достигается привлечением аэрокосмических методов, внутри-
трубных магнитных, ультразвуковых дефектоскопов нового поколения
и других способов. По данным комплексной диагностики определяются
уровень риска и остаточного ресурса трубопроводов, а также реализует-
ся стратегия выборочного ремонта.
За 1994—1999 гг. было проведено электрометрическое обследование
более 100 тыс. магистральных газопроводов. Выявлены 28,8 тыс. км
коррозионно-опасных участков с неэффективной ЭХЗ и определены пер-
воочередные участки для ремонта.
62
ГЛАВА (Г
Для обеспечения эффективной защиты от коррозии требуется еже-
годное электрометрическое обследование 30—35 тыс. км, ремонт изоля-
ции по ее результатам на 1 200-1 500 км, строительство ЛЭП на 2 000 км,
продолжение работ по реконструкции ЭХЗ и повсеместного внедрения
коррозионного мониторинга.
В 90-х годах в газовой промышленности была принята на вооружение
новая концепция обеспечения безопасной эксплуатации и продления сро-
ка службы магистральных трубопроводов. Ее сущность заключалась в уси-
лении работ по диагностике и выборочному ремонту по ее результатам, т. е.
ремонт по фактическому состоянию трубопроводов, определяемому внут-
ритрубной диагностикой. Внутритрубные магнитные дефектоскопы ново-
го поколения с высокой разрешающей способностью и большой памятью,
такие как ДСУ-1400, Магнескан HR, ДМТ-1400 позволяют получать дос-
товерную информацию о дефектах и состоянии трубопроводов.
На газопроводах разных диаметров используются 15 комплексов де-
фектоскопов внутритрубной диагностики. Ежегодно вводятся в эксплу-
атацию новые комплексы, главным образом для обнаружения продоль-
ных трещин стресс-коррозионного происхождения.
Начиная с 1991 г. внутритрубной диагностикой охвачено 80 тыс. км
газопроводов, в том числе 2,9 тыс. км продуктопроводов. На рис. 2.6 по-
казан объем выполнения работ по внутритрубной диагностике за период
1991-2000 гг.
Рис. 2.6. Выполнение работ различными организациями по внутритрубной
диагностике трубопроводов ОАО «Газпром» за 1990-2000 гг.
Потребность в диагностике 10-15 тыс. км в год
К внутритрубному обследованию в последние годы практически не
привлекаются иностранные фирмы. В общем объеме работ их доля
составила 5,7%. Основной объем выполняет «Спецнефтегаз» на отече-
ственном оборудовании, «Оргэнергогаз», «Газприборавтоматиксервис»
и частично «Диаскан» (см. рис. 2.6).
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
63
В 2001 г. внутритрубной диагностикой обследовано 12,7 тыс. км
газопроводов, в 2002 г. — 16,1 тыс. км и в 2003 г. — 19,7 тыс. км.
При общей протяженности магистральных газопроводов 153 тыс. км
объемы внутренней диагностики пока недостаточны. Ее сдерживает отсут-
ствие необходимых денежных средств и неподготовленность отдельных
газопроводов к внутритрубной диагностике (отсутствие камер для пуска и
приема внутритрубных магнитных снарядов и др.).
В1998 г. при освидетельствовании 8 400 км газопроводов внутритруб-
ной диагностикой было обнаружено 7 000 дефектов, при освидетельство-
вании в 1999 г. этим же методом 11 700 км было выявлено 13 тыс. де-
фектов от незначительных до критических. В 2000 г. обнаружено 26 тыс.
дефектов различного типа. По экспертной оценке, за счет исключения
потенциальных аварий на продиагностированных участках и перехода
на выборочный ремонт экономия составила 4,4 млрд деноминированных
рублей.
В настоящее время внутритрубная диагностика становится обяза-
тельным условием при сдаче магистральных трубопроводов в эксплу-
атацию.
Объемы ремонта магистральных газопроводов отстают от потреб-
ности. При ежегодной расчетной потребности в 2 000 км ремонт вы-
полнен: 1995 г. — 609 км; 1996 г. — 548,1 км; 1997 г. — 425,3 км;
1998 г. — 647,7 км; 1999 г. - 668,2 км.
В 1999 г. ремонт газопроводов составил 0,45% от общей длины. За
год обследуется около 1 000 ниток подводных переходов, ремонтирует-
ся 110—130 ниток.
В условиях дефицита финансовых и материально-технических ре-
сурсов поддержание должного уровня технической эксплуатации и бе-
зопасности объектов транспорта газа достигается за счет планово-про-
филактической работы на линейной части (400—450 км) с заменой
350-400 единиц запорной арматуры, потерявшей герметичность, врез-
ки перемычек, а также на КС (12—14 комплексов с остановкой цехов,
ревизией технологического оборудования)
Даже учитывая то, что газопроводы, в своем большинстве, построе-
ны в более поздний период, чем нефтепроводы и продуктопроводы, для
поддержания ЕСГ в работоспособном и безопасном состоянии на длитель-
ный период времени необходимо увеличение объемов ремонта.
На капитальный ремонт газопроводов руководством Газпрома ут-
верждаются ежегодные программы, которые составляются на основа-
нии предремонтной диагностики их технического состояния, включа-
ющей:
•	внутреннюю дефектоскопию;
•	электрометрию;
•	приборное обследование в контрольных шурфах.
64
ГЛАВА II
Таким образом, планирование ремонтных работ осуществляется по
фактическому техническому состоянию газопроводов. На основании
разработанных в отрасли нормативных документов и методик выпол-
няется ранжирование выявленных дефектов по степени опасности, по
специальным критериям определяется вывод участков в капитальный
ремонт.
Газотранспортные предприятия определяют оптимальные методы
производства ремонтных работ, с заменой труб, переизоляцией участ-
ков, выборочный ремонт. Устанавливаются режимы и условия эксплу-
атации на период ремонта магистральных газопроводов.
При планах капитального ремонта 700-900 км в год, фактическое
выполнение составляет 400—500 км. Капитальный ремонт с полной или
частичной заменой труб основной способ ремонта трубопроводов, хотя
стоимость работ при таком методе на газопроводах большого диаметра
достигает 20—25 млн руб. за километр.
На газотранспортных системах растут объемы выборочного ремонта
по результатам внутритрубной диагностики. Таким способом в 2000 г.
были отремонтированы 88 км газопроводов, что составило 17,2% от об-
щего объема их ремонта. Такой ремонт позволил повысить эксплуата-
ционную надежность 3 тыс. км газопроводных систем.
В результате выборочного ремонта с использованием композитных
муфт установки безогневого подключения и др. удается производить с
частичным стравливанием газа, что обеспечило в 2000 г. экономию
79 млн м3 газа, при общей потери газа при всех видах ремонта в объеме
500 млн м3.
Стоимость ремонта изоляции на основании данных электрометрии в
отдельные годы превышала 600 млн рублей. По результатам электро-
метрического обследования определялась эффективность функциониро-
вания системы ЭХЗ. На ремонт средств ЭХЗ ежегодно расходовалось до
500 млн рублей.
Для достижения проектной защищенности трубопроводов от кор-
розии на магистральных газопроводах начата реконструкция проти-
вокоррозионной защиты. Внедряется система коррозионного монито-
ринга типа «Пульсар», строительства ЛЭП — 10 КВт повышенной
надежности и др.
Надежность и безопасность газопроводов усложняется нарастанием
дефектов из-за коррозии под напряжением. Обычно такие дефекты про-
являются после 10—15 лет эксплуатации, а следовательно потенциаль-
но опасно их проявление на многих магистралях, которые строились в
больших количествах в 70-80-е гг.
Около 21 тыс. км газопроводов требует переизоляции, поэтому пе-
реизоляция должна носить плановый характер, по 1 000—1 500 км в
год, капитальный ремонт должен составлять также 1 000—1 500 км
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУ БОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	вг»
в год. Выполнение указанных программ позволит поддерживать уро-
вень технической и экологической безопасности систем магистральных
газопроводов, обеспечивать бесперебойную постановку углеводородно-
го сырья и топлива потребителям.
В 2000 г. отремонтировано 2 700 единиц запорно-регулирующей ар-
матуры.
При ремонтах используются новые технические решения. Газпром за-
купил комплексы специального оборудования фирмы TDW, позволяющие
заменять дефектные участки трубопроводов, а также подключение отводов
диаметром до 720мм без остановки перекачки продукта. При ремонтах газо-
проводов используются новые герметизирующие устройства цилиндричес-
кой формы, укрепляющие полноохватные муфты без приварки к трубе, ме-
ханизированные технологии переизоляции дефектных участков и др.
В последние годы растут объемы ремонта трубопроводов диаметром
1 420 мм. Если в 1998 г. они составляли 32,6 км, в 1999 г. — 51,3 км, то в
2000 г. -130,1км.
Наибольшую тревогу вызывает состояние отдельных подводных пере-
ходов. На системе магистральных газопроводов функционирует 1620 пе-
реходов (2 529 ниток) общей протяженностью ниток только в русловой ча-
сти 1 445 км. Срок эксплуатации переходов иллюстрирует табл. 2.11.
Таблица 2.11. СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ	
Срок эксплуатации, годы	!	% от общего количества
до 5 лет	5%
от 5 до 10 лет	8%
от 10 до 20 лет	41%
от 20 до ЗОлет	22% 	__j
от 30 до 40 лет	18%
свыше 40 лет	6%
Из года в год увеличиваются объемы диагностики подводных пере-
ходов. Обследование переходов с применением приборных комплексов
составляет 80% и 20% с водолазным обследованием. Как правило, об-
следование переходов судовыми и мобильными приборными комплек-
сами выполняют специализированные организации «Подводгазэнерго-
сервис», «Оргэнергогаз», «Возрождение» и др.
В неисправном состоянии находится более тысячи ниток переходов,
часть из которых требует срочного ремонта. Это касается переходов, где
обнаженные и провисающие участки достигают критической длины,
имеет место вибрация трубопровода под воздействием течения, получи-
ла развитие наружная коррозия, образовались трещины на поверхнос-
ти труб, обнаружены утечки газа, нарушена балластировка и повреж-
дено крепление берегов с оголением трубопровода.
66
ГЛАВА II
Объемы капитального ремонта составляют до 50% от требуемых. Про-
водится работа по закреплению размытых участков гибкими сетчатыми
металлическими матами, бетонными пригрузами, применяется конструк-
ция «труба в трубе» и «гибкий чулок», производится заглубление (под-
садка) подводных трубопроводов. Проводятся гидрологические изыска-
ния с целью регулирования русловых процессов. В отдельных случаях
выполняется прокладка нового дюкера методом наклонно-направленно-
го бурения.
В 2000 г. выполнен ремонт 230 подводных переходов, применяются
новые технологии ремонта с помощью клеевых композитных материа-
лов, композитных спиральных муфт (ВНИИСТ, Подводгазэнергосер-
вис). Создан опытный образец подводного полуавтомата для сварки в
среде защитных газов, изготавливается мобильный кессон для ликви-
дации дефектов на глубине до 14 метров, строится ремонтное судно ПРС—
К, оснащенное комплексом оборудования, обеспечивающего все техно-
логические операции по ремонту подводных трубопроводов на глубинах
до 24 метров.
На многих переходах в плохом состоянии находятся и примыкаю-
щие к ним пойменные участки, главным образом, из-за коррозионных
повреждений.
К настоящему времени на 65% резервных ниток подводных перехо-
дов нельзя осуществлять внутритрубный контроль. Поэтому до 2005 г.
намечена реконструкция 59 переходов с целью организации внутритруб-
ной диагностики.
За период с 1981 по 2000 гг. на подводных переходах произошло 46
аварийных ситуаций, в том числе 28 в русловой и 18 в пойменной части.
В результате аварии на переходе через Волгу газопровода Макат - Се-
верный Кавказ в 1991г. было принято решение о строительстве нового
перехода.
2.2. НАДЕЖНОСТЬ ОБОРУДОВАНИЯ ЦЕХОВ
КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
В настоящее время в эксплуатации на газотранспортных и газодобы-
вающих предприятиях ОАО «Газпром» находятся 734 компрессорных
цеха (КЦ) (рис. 2.7). За последние годы их эксплуатация характеризу-
ется отказами, связанными с аварийными остановками КЦ. Разработан-
ная программа базового диагностического обслуживания оборудования
« высокой стороны » КЦ позволила снизить вероятность отказов к 2001 г.
до 0,02 отказа на цех в год.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Рис. 2.7. Общий вид Ордынской компрессорной станции
68
ГЛАВА ГТ
Как показала статистика, подавляющее число (более 90% ) аварий-
ных остановок КЦ обусловлено отказами оборудования «высокой сто-
роны». Среди отказов аномально высока доля отказов (27% ), вызываю-
щих тяжелые последствия как по стоимости оборудования, так и по
потерям технологического продукта.
Прогнозирование складывающейся ситуации с аварийными отказа-
ми и авариями вследствие выхода из строя оборудования «высокой сто-
роны» КЦ показывает дальнейшее их увеличение — в среднем, до двух в
месяц.
Сложившаяся ситуация объясняется двумя основными причинами.
Сложный, разветвленный комплекс оборудования «высокой стороны»
КЦ различного функционального назначения сосредоточен на сравни-
тельно небольшой площади и объединен в единую систему технологи-
ческим продуктом — транспортируемым газом. При этом разнотипность
действий, условий работы, конструкций основных групп этого оборудо-
вания порождает разнообразные проблемы, возникающие в ходе эксп-
луатации ~ от снижения производительности и качества продукта до
аварийных ситуаций.
К другой основной причине повышения частоты аварийных ситуа-
ций относится значительный срок службы КЦ. К настоящему времени
число КЦ, введенных в эксплуатацию 14—15 лет назад, достигло своего
пика. Этот срок для оборудования «высокой стороны» КЦ является по-
рогом, после которого вероятность отказа начинает превышать стандар-
тные 2% и возрастать со временем. Темпы прироста числа цехов с такой
наработкой в течение 1999-2000 гг. возросли, и, следовательно, можно
ожидать увеличения потока отказов.
В этих условиях для предупреждения аварийных ситуаций необхо-
димы периодический контроль технического состояния оборудования
«высокой стороны» КЦ, диагностирование дефектов и их последующее
устранение на ранней стадии развития.
Следует отметить, что диагностическому обслуживанию, в том чис-
ле определению текущего технического состояния оборудования «вы-
сокой стороны» КЦ, уделялось существенно меньшее внимание по срав-
нению с работами по диагностированию линейной части магистральных
газопроводов.
Объем ежегодно проводимых работ по диагностическому обслужи-
ванию оборудования «высокой стороны» КЦ был существенно меньше
требуемого для КЦ, перешагнувших порог 2% -й вероятности отказа, что
также явилось условием повышения частоты отказов, в том числе с тя-
желыми последствиями.
Согласно целевой комплексной программе создания отраслевой сис-
темы диагностического обслуживания оборудования компрессорных
станций Газпрома, намечено охватить поэтапно все действующие комп-
рессорные цеха. Для решения этой задачи необходимо:
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
69
•	обучение и переподготовка специалистов;
•	приборное дооснащение;
•	доработка нормативно-методической документации;
•	финансирование диагностических работ.
Расчеты показали, что для решения этих задач потребуется распре-
деление инвестиций как показано на рис. 2.8.
60%
4%	15%
ЕЗ Диагностические работы
 Приборное обеспечение
□ Нормативно-методическое
обеспечение
□ Подготовка специалистов
Рис. 2.8. Распределение общих затрат при диагностическом
обслуживании оборудования «высокой стороны» КС
Для обеспечения надежного функционирования оборудования
компрессорных цехов, выработавших ресурс 14—15 лет, т. е. выведе-
ния вероятности отказа на уровень не выше 2%, были проведены в
1998-1999 гг. работы по диагностическому обслуживанию всех групп
оборудования «высокой стороны» в 343 компрессорных цехах. При
таком подходе для поддержания этого уровня надежности в соответ-
ствии с ростом числа цехов в последующие годы материальное обес-
печение объемов работ по диагностическому обслуживанию должно
поддерживаться на соответствующем уровне. В ближайшее время
будет ощущаться недостаток аппаратурного, нормативно-методичес-
кого обеспечения и квалифицированного персонала. Поэтому разра-
ботан график выполнения необходимого объема работ по диагности-
ческому обслуживанию, который обеспечивает требуемый уровень
надежности через четыре года.
В условиях ограниченного финансирования и неизбежного превыше-
ния вероятности отказов уровня 2% необходимо выделить самые «боле-
вые точки» диагностического обслуживания «высокой стороны» и обес-
печить в них наименьший риск.
Основная часть аварийных отказов (85%) обусловлена отказами
элементов трубопроводной обвязки (ТПО): труб, тройников, запорной
арматуры, обратных клапанов. Следует отметить, что отказы и дру-
гих групп оборудования в значительной степени определяются состо-
янием трубных элементов. Так, из анализа результатов дефектации
70
ГЛАВА II
пылеуловителей видно, что более 1/3 дефектов определяются состояни-
ем патрубков. Работы по диагностированию трубопроводных систем на
первом оценочном (базовом) уровне составляют 18% стоимости общего
объема работ при диагностическом обследовании всех групп оборудова-
ния. Поэтому в первую очередь необходимо диагностирование техниче-
ского состояния ТПО.
Таким образом, при определении приоритетов в очередности ди-
агностирования выделяют в первую очередь ТПО цехов со сроком вво-
да в эксплуатацию более 14 лет. Распределение отказов элементов ТПО
компрессорных цехов с определенными типами газоперекачивающих
агрегатов показывает, что подавляющее их большинство (64%) при-
ходится на обвязки полнонапорных нагнетателей с приводом мощно-
стью 16 и 25 МВт. Поэтому в системе приоритетов диагностирования
состояния следует выделить ТПО КЦ, оснащенных агрегатами типов
ГПА-Ц-16, ГПУ-16, ГТН-16, ГТН-25, ГТК-25И (это составляет около
25% парка ГПА).
Половина отказов связана с такими факторами как повышенная
вибрация и просадки опорной системы ТПО и подземных коллекторов.
Если первый из этих взаимосвязанных факторов обусловлен типами
обвязки нагнетателей агрегатов, перечисленных выше, то второй - кли-
матическими и геологическими условиями, характерными для север-
ных регионов (Тюментрансгаз, Уренгойгазпром, Надымгазпром, Ям-
бурггаздобыча, Пермтрансгаз), обеспечивающих более 90% добычи и
транспорта газа. Наибольшей интенсивности отказы на КЦ этих ре-
гионов достигают в весенние (апрель-май) и осенние (сентябрь-ок-
тябрь) месяцы. Исходя из изложенного, в системе приоритетов выде-
ляют КЦ северных регионов. В случае невозможности полного
Рис. 2.9. Изменение частоты отказов КС и их состав по годам
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
71
обеспечения диагностических обследований (частичные, неполные
обследования) должен проводиться контроль вибрации и высотного
положения в потенциально опасные времена года (весна, осень).
По прогнозу, при сохранении перечисленных приоритетов и плано-
вых инвестиций в диагностический контроль технического состояния
оборудования «высокой стороны» и немедленном начале этих работ,
требуемый уровень надежности (98%) будет достигнут через четыре
года.
Реализация программы широкого базового диагностического обследо-
вания оборудования компрессорных станций, начавшаяся в 1998 г., по-
казала правильность сделанного прогноза и выбранной стратегии ди-
агностического обслуживания. С начала широкомасштабного внедрения
этих работ (рис. 2.9) число внезапных отказов стало снижаться, несмотря
на увеличение количества оборудования, перешагнувшего 15-летний по-
рог эксплуатации, а число предупрежденных отказов (обнаруженных
диагностическими методами дефектов) — возрастать. Тенденция измене-
ния фактической вероятности отказов достаточно точно соответствует
прогнозной кривой вероятности.
2.3. НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ (ГРС)
Эксплуатация ГРС и контроль за их работой попадают под действие
Федерального закона «О промышленной безопасности опасных произ-
водственных объектов». Газпром (по состоянию на 1 января 2000 г.) эк-
сплуатирует 3 587 газораспределительных станций. Общая проектная
производительность ГРС-1451,16 млрд н. м3/год, фактическая произ-
водительность 419,37 млрд н. м3/год, т. е. загрузка ГРС в среднем со-
ставляет около 29%, что свидетельствует о крайне не эффективном ис-
пользовании мощностей по распределению газа.
На эксплуатации ГРС занято 6 320 операторов, что свидетельствует
об отсутствии на многих станциях средств автоматизации и телемеха-
низации. Срок эксплуатации газораспределительных станций указан в
табл. 2.12.
Таблица 2.12. СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СТАНЦИЙ (ГРС)		
Срок эксплуатации, 	 годы		Количество ГРС, штук	% от общего числа ГРС
	до 20 лет	2468	68%
от 20 до 25 лет	306	8%
от 25 до ЗОлет	325	9%
более 30 лет	488	15%
72
ГЛАВА И
Ежегодно с привлечением региональных подразделений Госгортех-
надзора РФ и Газового надзора Газпрома проводятся плановые обследо-
вания газораспределительных станций. Установлено, что на 488 ГРС,
которые служат свыше 30 лет, оборудование морально устарело и изно-
шено. Это снижает надежность и безопасность станций, увеличиваются
расходы на поддержание их работоспособности.
На ГРС с 1995 по 2000 г. произошло 17 аварий, главным образом, из-
за изношенности оборудования. На конец 2000 г. Оргэнергогаз и Труб-
надзор выполнил диагностику 314 ГРС. Диагностика позволила предот-
вратить аварийные ситуации на станциях и рационально использовать
средства, выделенные на ремонт.
Требуется реконструкция (для продления их нормального функцио-
нирования) на 1 119 ГРС. Существующий план реконструкции ГРС из
года в год не выполняется. Это приводит к увеличению газораспредели-
тельных станций, выработавших ресурс, что, в свою очередь, снижает
надежность и безопасность ГРС и всей системы газораспределения.
2.4. РЕКОНСТРУКЦИЯ И ПРОЕКТЫ
НОВЫХ СИСТЕМ ГАЗОПРОВОДОВ
Помимо ремонта трубопроводов и КС, требуются большие работы по
реконструкции и модернизации.
Прежде всего необходимо заменить участки, пострадавшие от кор-
розии под напряжением, реконструировать пересечения газопроводных
коридоров, переходы через водные преграды, железные и автомобиль-
ные дороги, вышедшие на поверхность (всплывшие) участки на севере
Тюменской области и др.
Не в меньшей мере необходима модернизация компрессорных и газо-
распределительных станций, замена газоперекачивающего и регулирую-
щего оборудования, выработавшего свои ресурсы, на современное обору-
дование нового поколения. Модернизацией предусматривается монтаж
современных систем автоматического управления и телемеханики.
Около 60% магистральных трубопроводов по протяженности не обо-
рудовано средствами телемеханики. Применение телемеханики в зави-
симости от диаметра с протяженности трубопровода может сокращать
время локализации аварий в 5-70 раз, снижать потери газа в 9 раз.
В ОАО «Газпром» функционирует программа реконструкции и мо-
дернизации газопроводов ЕСГ на среднесрочный и долгосрочный пери-
од. В среднем ежегодно требуется реконструкция 1 000 км магистраль-
ных газопроводов, замена 40 км и модернизация 70 ГПА. В объеме
капитальных вложений на транспорт газа реконструкция и модерниза-
ция газопроводов составляет около 33%.
Следует отметить, что намеченные программы реконструкции ос-
тались невыполненными: первая (1991—1995 гг.) была профинансиро-
вана лишь на 22%, вторая (1996—2001 гг.) — на 29% . При разработке
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	73
новой программы учтено, что в 2002-2006 гг. ожидается увеличение
загрузки газотранспортной системы. Это связано с вводом в эксплуа-
тацию Заполярного месторождения и других месторождений Надым -
Пур-Тазовского региона, планируемом поступлением газа с Ямала и
Обско-Тазовской губы, увеличением поставок газа независимыми по-
ставщиками.
В связи с этим ВНИИГаз считает необходимым на реконструкцию
газотранспортной системы предусмотреть затраты в размере 237 млрд
руб. за пять лет: для реконструкции 5 тыс. км газопроводов, более 800
газораспределительных станций, 806 газоперекачивающих агрегатов и
внедрения более 10 тыс. АСУ различного уровня. Реализация програм-
мы в таком объеме позволит перекачивать с месторождений Западной
Сибири 533 млрд м3 газа ежегодно. Если же инвестиции будут на уровне
прежних, производительность системы можно будет обеспечивать толь-
ко на уровне 502 млрд кубометров. Реконструкцию газоперекачиваю-
щих агрегатов можно будет решить на основе созданных по конверсии в
ВПК новых газоперекачивающих агрегатов, применение которых позво-
лит сократить расход топливного газа на 20—30%.
Программа реконструкции предусматривает применение нового тех-
нологического оборудования, в частности, ГПА с КПД 35—36% и выше.
Это позволит повысить надежность и безопасность газотранспортных
систем.
Широко внедряются системы автоматического управления и проти-
вопомпажного регулирования. В эксплуатации находится 511 систем
агрегатного уровня, 91 система цехового уровня, 10 систем регулирова-
ния, охватывающих КС в целом.
В перспективе поддержание технического состояния газопроводных
систем и их эффективного использования потребует большего масшта-
ба реконструкции линейной части и компрессорных станций с соответ-
ственно большими капиталовложениями.
В условиях систематических неплатежей потребителей за газ суще-
ствуют немалые трудности в обеспечении даже выборочного ремонта
газопроводов по результатам диагностики: 16,5 тыс. км нуждается в
переизоляции и ремонте, 21,4 тыс. км газопроводов работает на пони-
женном давлении из-за наличия коррозионных и других дефектов.
Система магистральных газопроводов ЕСГ обеспечивает транспорти-
ровку газа, добываемого организациями ОАО «Газпром», нефтяниками
и независимыми производителями.
Основной объем добычи газа предприятиями ОАО «Газпром» на
ближайшую перспективу будет обеспечиваться с месторождений, ко-
торые разрабатываются длительное время и находятся в стадии па-
дающей добычи или приближающейся к ней, такими как Уренгойс-
кое, Ямбургское, Медвежье, Оренбургское.
74
ГЛАВА II
По мере естественного снижения добычи газа в указанных месторож-
дениях для поддержания прогнозируемых уровней добычи потребуется
ввести в эксплуатацию ряд новых месторождений в Надым-Пур-Тазов-
ском районе - Заполярное, Ямсовейское, Западно-Таркосалинское, Пес-
цовое и др.
Для обеспечения поставки газа потребителям от указанных место-
рождений, наряду с реконструкцией объектов и модернизацией ЕСГ,
предусматривается развитие газотранспортной системы из Надым-Пур-
Тазовского региона за счет строительства магистрального газопровода:
Северные районы Тюменской области (СРТО) — Торжок; второй нитки
Заполярное - Уренгой, Починки — Петровск - Фролово и распредели-
тельных газопроводов.
В дальнейшем планируется начать освоение месторождений Тазовс-
кой Губы и Обской Губы в Западной Сибири, Штокмановского место-
рождения на шельфе Баренцева моря, а также приступить к реализа-
ции крупнейших проектов освоения Бованенковского, Харасавэйского,
Крузенштерновского и других месторождений на полуострове Ямал.
В дальнейшем перспектива будет связана с освоением ресурсов шельфа
Карского моря (Русаковское, Ленинградское и др. месторождения).
После ввода в эксплуатацию Штокмановского газоконденсатного
месторождения и месторождений полуострова Ямал от них будет созда-
на новая система газопроводов в составе ЕСГ. Если не строить новые мощ-
ности то к 2010 г. дефицит пропускной способности газопроводов соста-
вит 100 млрд м3.
Только за период 2010 г. потребуется ввести в эксплуатацию порядка
10 тыс. км новых газопроводов, 60 компрессорных станций и инвестиро-
вать в капитальное строительство 22 млрд долл. США. Всего, с учетом
реконструкции и модернизации газопроводов, на объекты транспорта газа
потребуется до 3,5 млрд долл. США в год.
НОВЫЕ ОСНОВНЫЕ В 2002 г. из всех источников финанси-
ОБЪЕКТЫ ТРАНСПОРТА рования организациями группы «Газп-
ГАЗА	ром» освоено 155,6 млрд рублей капи-
тальных вложений. Были введены в
эксплуатацию газопровод «Голубой поток» протяженностью 371 км,
газопровод Ямал—Европа на территории России протяженностью
68 км и подготовлен к вводу в эксплуатацию газопровод Ямал-Евро-
па на территории Белоруссии, введены вторая нитка газопровода За-
полярное-Уренгой протяженностью 189 км, установка комплексной
подготовки газа на Заполярном месторождении, дожимные компрес-
сорные станции на Ямбургском и Ямсовейском месторождениях.
Было также подключено 149 газовых скважин на месторождениях,
45 скважин на подземных хранилищах газа, введено 818,1 км газо-
проводов и отводов.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Наибольшие средства были затрачены на строительство газопрово-
дов - 61 млрд рублей.
Далее по размеру затраченных средств следуют капиталовложения
в обустройство месторождений — 49 млрд рублей.
Выручка ОАО «Газпром» от продажи товаров, продукции, работ,
услуг без НДС и других обязательных платежей в 2002 г. составила
602 млрд рублей. Поэтому более корректна в этом смысле консолиди-
рованная выручка от продаж, которая составила 613,8 млрд, рублей.
Консолидированная чистая прибыль за 2002 г. составила 121,6 млрд,
рублей. Более 82% чистой прибыли Общество зарезервировало на инве-
стирование и развитие.
1. Магистральные газопроводы СРТО — Торжок, Заполярное — Урен-
гой, Починки - Петровск - Фролово и распределительные газопроводы
в центре России, предназначенные для обеспечения надежности систе-
мы газоснабжения России.
На Заполярном построены и введены в эксплуатацию крупнейшая
в мире установка комплексной подготовки газа (УКПГ-1С) мощнос-
тью 35 млрд м3 газа в год, 104 эксплуатационных скважины и первая
нитка газопровода Заполярное — Уренгой протяженностью 214 км с
диаметром трубы 1 420 мм. Продолжаются работы по обустройству
месторождения. Ведется строительство второй установки комплекс-
ной подготовки газа, компрессорной станции и второй нитки газопро-
вода.
2. Система газопровода Ямал — Европа, являющаяся крупнейшей
трансевропейской газовой системой (рис. 2.10). Общая протяженность
трассы до границы Германии — 4 301 км, из них на территории России
Рис. 2.10. Система газопроводов Ямал - Европа
76
ГЛАВА II
предусмотрено сооружение 3 050 км трубопроводов диаметром 1 400 мм
участками в три и две нитки и 19 компрессорных станций общей установ-
ленной мощностью 3 700 МВт.
Реализация проекта «Ямал — Европа» позволит обеспечить комплек-
сное решение следующих задач:
•	подпитку системы действующих газопроводов для поставки газа
потребителям России;
•	устранение дефицита транспортных мощностей по уже подписан-
ным контрактам на экспорт газа;
•	дальнейшее расширение экспорта российского газа по мере разви-
тия рынка;
•	осуществление на территории ряда европейских стран кольцева-
ния с основными действующими экспортными потоками российского
газа;
•	обеспечение гибкости в маневрировании потоками газа в зависимо-
сти от потребностей рынка, повышение стабильности и надежности по-
ставок газа.
Осуществление проекта «Ямал - Европа» открывает российскому
газу альтернативный путь на европейские рынки через Белоруссию и
Польшу (рис. 2.11).
Рис. 2.11. Белорусский участок системы газопроводов Ямал — Европа
Концепция системы газопроводов разработана так, что, исходя из
потребностей рынка, возможен поэтапный ввод в эксплуатацию отдель-
ных ее участков и мощностей компрессорных станций.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
На первом этапе развития проекта предполагается в качестве сырье-
вой базы использовать действующие и новые месторождения Надым-Пур
Тазовского региона.
В дальнейшем газ будет подаваться с Бованенковского месторожде-
ния на полуострове Ямал.
В настоящее время завершено строительство линейной части газопро-
водов на территории Германии и Польши, на территории Белоруссии - уча-
сток Несвиж - граница Польши и КС Несвижская. Это позволило поста-
вить в Европу первые запланированные объемы российского газа.
Основная трасса системы газопроводов Ямал — Европа будет выпол-
нена в две и три нитки, работающие под давлением 7,4 МПа. Участок
газопроводов до Торжка будет иметь 8,4 МПа.
3.	Газопровод Россия - Турция («Голубой поток»).
Реализация проекта предусмотрена соглашением между правитель-
ствами Российской Федерации и Турции. ОАО «Газпром» будет обеспе-
чивать поставку в Турцию 16 млрд м3 газа в год после выхода газопрово-
да на полную проектную производительность.
Протяженность газопровода до Анкары (Турция) составляет 1 200 км.
При этом протяженность российского сухопутного участка трассы (от дей-
ствующей КС «Изобильное» до поселка Джугба на черноморском побережье
России) составляет 375 км (рис. 2.12а). Морской участок протяженностью
378 км проходит по дну Черного моря с глубинами до 2 150 м.
На территории России предусмотрено строительство 3 компрессор-
ных станций мощностью 270 МВт.
Сооружение газопровода планируется поэтапно в период 2001-2005 гг.
Рис. 2.12,а. Газопровод Россия — Турция
78
ГЛАВА II
На морском участке с помощью судна «Кастро-8» завершена уклад-
ка трубопровода на мелководных участках трассы газопровода как с рос-
сийской (15,6 км), так и с турецкой стороны (6,6 км). Уложен глубоко-
водный участок трассы с помощью судна «Сайпем-7000» на глубине
свыше 2 100 метров (рис. 2.126, 2.12в).
Рис. 2.126. Трубоукладочная баржа «Сайпем-7000» в момент прохода
по Босфору под мостом, соединяющим Европу с Азией. Надпалубные
сооружения были сняты, для большей осадки баржа приняла
дополнительный баланс
Рис. 2.12е. Подготовка очередной плети труб для укладки
на дно Черного моря. Трубоукладочная баржа «Сайнем-7000»
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	79
В рамках соглашения между правительствами России и Турции ОАО
«Газпром» и компания «Боташ» подписали новые соглашения, предусмат-
ривающие поставку российского газа к 2010 г. в объеме 30 млрд м3 в год.
Поставка будет осуществляться по двум направлениям: восточному —
через Черное море и Западному (см. рис. 2.12а) с расширением действу-
ющих газопроводов на территории Украины, Румынии и Болгарии.
4.	Трасса Северо-Европейского газопровода (рис. 2.13).
На сегодняшний день рассматриваются два варианта маршрутов СЕГ
с начальной точкой в Грязовецком газотранспортном узле Единой сис-
темы газоснабжения России (рисунок):
•	Грязовец - Выборг - Балтийское море — территория Германии — Се-
верное море - Бэктон (Англия);
•	Грязовец - Выборг - Балтийское море - территория Дании - Север-
ное море - Бэктон (Англия).
Рис. 2.13. Варианты маршрутов Североевропейского газопровода
Общая протяженность трасс газопроводов около 3000 км по обоим вари-
антам. Экспортный объем транспортируемого в Бэктон газа по рассматрива-
емым вариантам составит 19—20 млрд, м3 в год. Общий для двух вариантов
маршрутов участок газопровода по территории России от Грязовца до Вы-
борга протяженностью 900 км предполагается проложить, максимально ис-
пользуя имеющуюся инфраструктуру действующих газопроводов Грязовец -
Ленинград и Ленинград - Выборг—государственная граница.
Этот участок газопровода предполагается построить из труб диамет-
ром 1400 мм с рабочим давлением 8,3—9,8 МПа.
80
ГЛАВА II
На участке Грязовец - Выборг предполагается построить восемь комп-
рессорных станций, последняя из которых будет находиться в бухте Порто-
вая вблизи Выборга. В этом месте начинается морской участок СЕГ, кото-
рый протянется по дну Балтийского моря еще на 1189 км, в случае выхода
его на территорию Германии в районе Грайфсвальда. Тем самым будет ус-
тановлен еще один рекорд в области морского газопроводного транспорта.
При решении вопроса поставок российского газа в Великобританию
газопровод от Грайфсвальда пройдет по северу Германии, затем пересечет
Нидерланды и уже по дну Северного моря придет в город Бэктон. По дну
Балтийского моря газопровод будет проложен из труб диаметром 1067 мм.
Этот выбор не случает. Трубопровод такого диаметра имеет достаточную
пропускную способность; до настоящего времени 1067 мм — это диаметр
большинства построенных подводных трубопроводов, в том числе в Север-
ном море, например в проектах Нор Фра (Норвегия - Франция), Европайп 2
и Осгард Транспорт. Существует несколько трубоукладочных судов, спо-
собных осуществить укладку трубопроводов такого диаметра.
Пуск первой очереди Северо-Европейского газопровода планирует-
ся на 2007 г.
5.	В настоящее время обсуждается несколько проектов строительства
магистральных газопроводов из России в Китай: из Республики Саха
(Якутия), Сахалинской и Иркутской областей и Западно-Сибирский га-
зопровод (рис. 2.14).
Проект подачи газа в Китай из Западной Сибири предусматривает
подачу 30 млрд м3 в год в Китай по двум вариантам: трасса проходит по
Алтайскому краю и Республике Алтай или по Красноярскому краю,
Иркутской области и Монголии.
Рис. 2.14. Маршруты подачи российского газа в Китай
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
81
Проект Саха предусматривает разработку Чаяндинского НГКМ в
Республике Саха (Якутия) и поставки природного газа по трубопрово-
ду в Китай в объеме до 20 млрд м3 в год.
Иркутский проект предполагает поставки газа с Ковыктинского мес-
торождения в Китай (20 млрд м3в год) и Южную Корею (10 млрд м3 в год).
По Сахалинскому проекту предусматривается разработка нефтега-
зовых месторождений в районе острова Сахалин и поставки природного
газа в Японию, Китай, Южную Корею как по трубопроводу, так и в сжи-
женном виде.
Ресурсные возможности Восточной Сибири и Дальнего Востока Рос-
сийской Федерации полностью обеспечат внутренние потребности этих
регионов, создадут условия ликвидации энергетического кризиса и раз-
вития новых высокоэффективных производств, основанных на исполь-
зовании природного газа.
Существует реальная возможность объединения газопроводной сети Восточ-
ной Сибири с существующей Единой системой газоснабжения (ЕСГ) России.
Доразведка Чаяндинского газоконденсатного месторождения и пред-
полагаемый прирост запасов природного газа на юге Якутии (Республи-
ка Саха) обеспечат потребителей Дальнего Востока природным газом в
полном объеме и обусловят транспортировку избытков газа из района
Владивостока вариантно в Корею и Японию.
Первый этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири включает
освоение находящегося в Иркутской области Ковыктинского газоконден-
сатного месторождения, наиболее подготовленного к разработке.
Второй этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири предус-
матривает расширение ЕСГ России на Восток.
Ввод в эксплуатацию магистрального газопровода от Балаганска до
Проскоково позволит газифицировать всех потенциальных потребите-
лей, находящихся вдоль трассы, а также потребителей Красноярского
края, включая Ачинск, Анжеро-Судженск, Хакасию и др. Излишки
газа, добываемые на Ковыктинском месторождении и не реализованные
потребителям Восточной Сибири, будут направлены в ЕСГ РФ, учиты-
вая конкурентоспособность цены на этот газ с ценой, установленной для
потребителей России в Энергостратегии до 2020 г.
Третий этап освоения газовых ресурсов Восточной Сибири и Дальне-
го Востока предусматривает газификацию Республики Бурятия и Чи-
тинской области. В случае принятия государственного решения о постав-
ке газа на экспорт в Китай на этой трассе предусмотрены точки сброса
газа на российско-монгольской границе.
В этот же период времени намечено освоение Чаяндинского газокон-
денсатного месторождения. Ввод его в эксплуатацию позволит завершить
формирование ЕСГ России от западных границ до Тихого океана за счет
строительства газопровода-перемычки между Ковыктинским и Чаяндин-
ским месторождениями и магистрального газопровода от Чаяндинско-
го месторождения до Владивостока и далее в Корею и Японию.
82
ГЛАВА II
Газотранспортные системы XXI в. в Восточной Сибири и на Даль-
нем Востоке должны проектироваться, сооружаться и эксплуатиро-
ваться на более высоком техническом и технологическом уровне.
Цена предложения газа складывается из стоимости его добычи и
транспортировки до потребителя. Стоимость добычи обычно составляет
около 40% предлагаемой цены газа. Таким образом, уровень стоимости
транспортировки газа в различных проектах становится решающим
фактором при принятии решения о строительстве.
Решение экологических проблем при проектировании систем транс-
порта газа в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке потребует значи-
тельных дополнительных инвестиций, однако, это обеспечит экологи-
ческую безопасность населения и сохранение природно-ресурсного
потенциала территорий.
Выбор оптимального маршрута трубопровода является определяющим
фактором реализации тех или иных новых нефтегазовых проектов.
Компанией «Роснефтегазстрой» был проведен анализ всех имею-
щихся проектов по транспортировке нефти и газа из Восточной Сиби-
ри в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (табл. 2.13). В итоге
предложен, по мнению авторов анализа, кратчайший и самый безопас-
ный путь от Юрубченского месторождения до Находки, по ходу объе-
диняющий все основные месторождения нефти и газа Восточной Си-
бири (рис. 2.15).
Рис. 2.15. Варианты компании «Роснефтегазстрой» коридора прокладки
газопровода и нефтепровода по направлению Юрубченское - Находка
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
83
Таблица 2.13. СРАВНЕНИЕ АЛЬТЕРНАТИВНЫХ ВАРИ АНТОВ ТРАСС НЕФТЕ- И ГАЗОПРОВОДОВ С ВОСТОЧНЫМ ТРУБОПРОВОДНЫМ КОМПЛЕКСОМ						
Название	Трасса	Протя- жен- ность, км	Про- изво- ди- тель- ность, млн м3 в год	Коли- чество насос- ных ком- прес- сор- ных стан- ций	Уро- вень риска	Капи- таль- ные вло- жения
Нефтепровод (Восточный Трубопровод- ный комплекс)	Юрубчено- Тохомское место- рождение Сково- родино-Хабаровск- Находка. Подкачка яз Верхнечонского месторождения	4250	30	17	0,4	5365
Газопровод (Восточный Трубопровод- ный комплекс)	Юрубчено- Тохомское место- рождение Сково- родино^Хабаровск- Находка. Подкачка из Ко- выктинского и Чаядинского ме- сторождении	4900	32	34	0,4	7240
Нефтепровод («Транс- нефть»)	Ангарск- Забайкальск (в Ки- тай). Подкачка из Юрубчено- Тохомского место- рождения через Тайше'г-Ангарск	2506	30	15		4660
Нефтепровод («ЮКОС»)	Ангарск- Забаикальск (в Ки- тай). Подкачка из Юрубчено- Тохомского место- рождения через Тайшет Ангарск	5305	34	38	0,6	10500
Газопровод («Газпром»)	Юрубчено— Тохомское- Ковыктинское— Чаяндинское ме- сторождение Тын- да-Владивосток					
84
ГЛАВА И
Важную роль в проведении данной работы сыграло использование
современных геоинформационных технологий.
Была разработана программа, с помощью которой был построен «вир-
туальный мир», отражающий всю территорию Восточной Сибири и Даль-
него Востока. Такая модель помогает не просто представить потенциаль-
ный маршрут в наиболее приближенном к реальности виде, но и определить
в различных аспектах его преимущества и недостатки по сравнению с аль-
тернативными вариантами трубопроводов, предлагаемых «ЮКОСом»,
«Транснефтью» и «Газпромом».
Конкурентоспособность трубопроводного транспорта газа значитель-
но повышается при переходе на сверхвысокие рабочие давления в газо-
проводе.
Технико-экономические исследования транспортировки газа по трубо-
проводам сверхвысокого рабочего давления, проведенные Снампроджети,
Фано (Италия), определили оптимальное давление для систем трубопрово-
дов высокого давления при транспортировке на большие расстояния при-
близительно в 14 МПа. Для транспортной системы протяженностью
5 000 км технология высокого давления позволяет сэкономить до 35%
транспортных затрат по сравнению с обычной технологией.
Экономическое преимущество технологии высокого давления заклю-
чено в следующем. При данной мощности системы высокого давления
требуются инвестиции в линейную часть, аналогичные системам низ-
кого давления, однако при этом необходимо будет устанавливать гораз-
до меньшее число компрессорных станций. Таким образом, суммарные
инвестиции в оборудование и затраты на собственные нужды газового
топлива значительно ниже, чем при традиционной технологии. Проек-
ты транспортировки газа с использованием высокого давления могут
быть реализованы, так как уже существуют необходимые для этого про-
изводственные и технологические процессы.
Одним из способов повышения экономической эффективности про-
ектов транспортировки углеводородов является совместная реализация
проектов строительства нефте- и газопроводов. Перспективные проек-
ты транспортировки нефти и газа в регионах Восточной Сибири и Даль-
него Востока проходят по почти одним маршрутам. Согласованная реа-
лизация этих проектов позволит значительно уменьшить объемы
капитальных вложений в строительство соответствующей инфраструк-
туры и снизить эксплуатационные затраты.
Проблема обеспечения надежности газотранспортной системы - одна
из ключевых задач проектирования.
Транспорт газа должен обеспечиваться применением надежного и
высокоэффективного оборудования с наработкой на отказ у ГПА нового
поколения до 5 000-6 000 часов и коэффициентом готовности до 0,98.
Моторесурс до списания ГПА нового поколения должен быть не менее
150 000 часов, а срок службы — более 20 лет.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
Централизованное обслуживание и индустриальный (заводской) ре-
монт ГПА значительно повышают надежность газотранспортных сис-
тем. Автоматизированная система управления (АСУ) обеспечивает на-
дежную и эффективную работу всех звеньев газотранспортной системы
за счет оптимизации технологических процессов, автоматического об-
наружения и локализации аварийных ситуаций.
Проблема энергосбережения при транспортировке газа на дальние
российские расстояния крайне актуальна. Расход газа на собственные
нужды газопровода может составлять 2,5—3% от объема транспорта на
1 000 км трассы. Поэтому в абсолютном значении при дальности транс-
портировки более 4-5 тыс. км расход газа на собственные нужды КС бу-
дет весьма значительным.
Вопросы экологической безопасности всегда имели большое значе-
ние при принятии решений по реализации намечаемых газотранспорт-
ных проектов в конкретном регионе прокладки трассы. Особенно это
касается прокладки магистральных газопроводов в экологической зоне
Байкальской природной территории.
Интересы геополитики диктуют необходимость прокладки трубопро-
водных систем по территории России, развивая инфраструктуру БАМа,
Амурской области, Хабаровского, Приморского краев и выхода к морс-
кому порту Находка. Этот вариант позволит свободно экспортировать
нефть в любую страну и усилит роль России в Азиатско-Тихоокеанском
регионе.
Разработанный «Роснефтегазстроем» на базе комплексного анали-
за виртуальной модели трубопроводный комплекс Восточная Сибирь -
Находка протяженностью 4 км — это сооружение, состоящее из магист-
рального нефтепровода, газопровода и продуктопровода, разделенных
автодорогой. Комплекс включает также системы связи, энергоснабжения,
мониторинга и защитных сооружений, находящихся в едином энергети-
ческом коридоре.
«Роснефтегазстроем» предлагается вариант транспортировки нефти и
газа из месторождений Восточной Сибири к морскому порту Находка, учи-
тывающий все требования нормативных документов и удовлетворяющий
основным целям — геополитическим, экологическим и экономическим.
Только за счет строительства нефтепровода и газопровода в одном кори-
доре с единой инфраструктурой (дорогой, системами связи и мониторинга,
энергообеспечения и другими объектами) достигается, по мнению авторов,
экономия порядка 4-5 млрд долл. США, аза счет снижения категории слож-
ности трассы (лучших инженерно-геологических и геоэкологических усло-
вий и меньших рисков) дополнительно можно сэкономить 2 млрд долл. США
Таким образом, проект Восточного трубопроводного комплекса, разра-
ботанный специалистами «Роснефтегазстроя», необходимо рассматривать
как альтернативу предлагаемым сегодня проектам транспортировки не-
фти и газа на новый перспективный рынок стран Азиатско-Тихоокеанско-
го региона.
86
ГЛАВА II
6.	К началу 2003 г. из всех проектов освоения нефтяных и газо-
вых месторождений на шельфе о. Сахалин с созданием необходимых
трубопроводных систем наиболее продвинутым оказался проект «Са-
халин-2», предусматривающий комплексное освоение участков.
На рис. 2.16 представлена схема расположения сооружений и тру-
бопроводов проекта «Сахалин-2», а также дана краткая техническая
характеристика береговых (сухопутных) и морских трубопроводов. Рай-
Рис. 2.16. Проект «Сахалин-2» — Освоение Астохской площади,
Пильтунского участка и Лунского месторождения
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
87
он строительства отличается высокой сейсмической активностью, пе-
ресечением тектонических разломов, сложными природно-климати-
ческими условиями.
Ниже приводится характеристика трассы и условия строительства
береговых и морских трубопроводов.
Береговые трубопроводы.
•	Протяженность трассы - 814 км.
•	Перепад высот по трассе — 370 м.
•	Подводные переходы, всего - 1 103, в том числе: 41 шириной бо-
лее 10 м.
Рис. 2.17. Проект «Сахалин-1»
88
ГЛАВА II
•	Переходы через автодороги: Ш—V категории — 10, некатегориро-
ванных — 657.
•	Переходы через железные дороги - 18.
•	Пересечение подземных и надземных инженерных коммуникаций:
газопроводов - 3, нефтепроводов - 5, водоводов - 5, кабелей и линий свя-
зи — 91, теплотрасс — 2, линии электропередач - 83.
•	Пересечение опасных участков: активные тектонические разломы - 24,
оползневые - 25, селеопасные участки - 31, лавиноопасные — 29.
•	Протяженность переходов через болота - 126 км.
•	Протяженность горных участков - 110 км.
Морские трубопроводы.
•	Максимальная протяженность трассы трубопроводов — 42 км (с
Пильтун-Астохского м/р).
•	Общая протяженность трубопроводов — 160 км.
Рис. 2.18. Обзорная карта Сахалинских морских проектов
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
89
•	Максимальная глубина моря — 47 м.
•	Продолжительность ледового периода — 7 мес.
Магистральный нефтепровод заканчивается на юге Сахалина в рай-
оне г. Корсаков (Пригородное) нефтяным терминалом отгрузки нефти,
а магистральный газопровод подает газ на размещенный в этом же рай-
оне завод сжижения природного газа производительностью 9,6 тыс.
тонн в год.
Проект «Сахалин-1» (рис. 2.17) предусматривает разработку место-
рождений нефти и газа Одопту, Чайво, Аркутун - Даги. Первая нефть
будет добыта с месторождения Одопту в конце 2007 г. Нефть будет пода-
ваться в Береговой комплекс подготовки и далее, через Татарский про-
лив, на терминал в Де-Кастри.
Поставка газа по морскому трубопроводу на Хоккайдо предусмотре-
на с 2008 г. В дальнейшем газопровод будет продолжен до Токио.
Терминал в Де-Кастри рассчитывается на отгрузку 12,5 млн тонн
нефти в год.
На рис. 2.18 представлена обзорная карта Сахалинских морских
проектов.
2.5. НЕФТЕТРАНСПОРТНАЯ ТРУБОПРОВОДНАЯ СИСТЕМА
Надежный трубопроводный транспорт нефти имеет большое значе-
ние для реализации экономического потенциала России и обеспечения
нормальной деятельности нефтяных компаний.
Доставка 95% добываемой в стране нефти на нефтеперерабатыва-
ющие заводы и на экспорт осуществляется по единой системе нефте-
проводов. Общероссийская система магистральных нефтепроводов
(МН) Акционерной Компании по транспорту нефти «Транснефть»
(ОАО АК «Транснефть») является важнейшей составной частью топ-
ливно-энергетического комплекса России и наиболее экономичным
видом транспорта нефти (рис. 2.19). В состав холдинга «Транснефть»
входят 11 дочерних трубопроводных предприятий, занимающихся не-
посредственно транспортировкой нефти, сервисные предприятия,
проектный институт и обслуживающие организации.
Система магистральных нефтепроводов диаметром от 530 до
1 220 мм — единое подземное инженерно-техническое сооружение, со-
единяющее районы добычи нефти с центрами переработки, экспорт-
ными наливными терминалами и зарубежными нефтяными магист-
ралями. Эта система раскинулась от Байкала до западных границ
страны и от полярного круга до Черного моря. Российские нефтепро-
водные системы имеют продолжение в СНГ и странах Восточной Ев-
ропы.
90
ГЛАВА II
Рис. 2.19. Схема нефтепроводов О АО АК «Транснефть»
Трубопроводная система компании Транснефть интегрирована с
трубопроводными системами соседних государств: Казахстана (ЗАО
«Транспорт нефти и газа»), Азербайджана (Государственная нефтяная
компания Азербайджанской Республики); Литвы (Нефтепроводная
компания АО Birzu Naftotiekis, входящая в концерн Mazeikiu Nafta);
Латвии (АО «Вентспилс Нафта»); Республики Беларусь (ГПТН «Друж-
ба»); Украины (ОАО «Укртранснафта»); Венгрии («Мол») и Словакии
(Транспетрол).
Поставка нефти по системе «Транснефть» за 1994—2001 гг. характе-
ризуется данными графика на рис. 2.20.
В 2001 г. по магистральным трубопроводам «Транснефти» было про-
качано более 342 млн тонн нефти, включая нефть из стран СНГ; грузо-
оборот превысил показатели 2000 г. на 8% и составил более 776 млрд
тыс. км. В 2001 г. за рубеж поставлено 145,2 млн тонн нефти. За 1999—
2001 гг. экспорт нефти из России вырос почти на 30 млн тонн.
За 2002 г. в систему магистральных нефтепроводов «Транснефтью»
было принято 374,4 млн тонн нефти, на 9,3% больше, чем годом ранее.
В тонно-километрах грузооборот «Транснефти» вырос на 10% и до-
стиг 853 млрд. Иначе говоря, путь нефти, попадающей в трубопро-
водную систему, за год стал в среднем на 14 км длиннее — с 2 264 км
до 2 278 км.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
91
Рис. 2.20. Поставка нефти по системе нефтепроводов
ОАО АК «Транснефть» за 1994—2001 гг.
В АК «Транснефть» и ее дочерних структурах работают более
67 тыс. человек. Треть среднесписочного состава — руководители и
специал исты.
Выручка от транспортировки нефти в 2002 г. составила 80,4 млрд
рублей.
Прибыль от основной деятельности за 2002 год составила 44,08 млрд
рублей, что выше уровня предыдущего года на 15,6%.
Чистая прибыль «Транснефти» по итогам 2002 г. составила
13,449 млрд рублей. Ее основную часть —10,8 млрд рублей — решено на-
править на производственное развитие.
По данным Минэкономразвития РФ, реализация проектов экспорт-
ных нефтепроводов, проходящих по территории России, к 2020 г. уве-
личит их мощность, включая транзитные, до 210 млн тонн в год.
В системе ОАО АК «Транснефть» эксплуатируется 48,7 тыс. км ма-
гистральных нефтепроводов, 322 нефтеперекачивающих станций (НПО)
(рис. 2.21), 856 резервуаров емкостью 13,4 млн м3 по строительному но-
миналу.
Нижнеудинская НПО Иркутского РНУ - самая крупная нефтетран-
спортная трубопроводная система в мире. Она обладает уникальными
техническими свойствами: средний диаметр магистральных нефтепро-
водов составляет 860 мм, длина трансконтинентальных маршрутов дос-
тигает 3,5—4 тыс. км.
92
ГЛАВА II
Энергетическая мощность и производительность такой системы ог-
ромны. За один час на расстояния в тысячи километров, при давлении
до 64 атмосфер по нефтепроводу диаметром 1 220 мм можно перекачать
до 10 тысяч кубометров нефти, что составляет 150 цистерн или два—три
железнодорожных состава.
Рис. 2.21. Нижнеудинская НПС Иркутского РНУ
Рис. 2.22. Возрастной состав
магистральных нефтепроводов
ОАО АК «Транснефть» (2002 г.)
Бесперебойное функционирование магистральных нефтепроводов
имеет стратегическое, жизненно важное значение для населения и эко-
номики России. Альтернативной замены системе нефтепроводов в стра-
не нет, поэтому нарушение ее устойчивой работы идентично националь-
ной катастрофе.
Современное техническое со-
стояние нефтепроводной систе-
мы страны обеспечивает беспе-
ребойную доставку нефти
потребителям на внутреннем и
внешнем рынке. Магистраль-
ные нефтепроводы имеют зна-
чительный срок эксплуатации.
Ниже приведен возрастной со-
став нефтепроводов АК «Транс-
нефть» по состоянию на начало
2000 г. (рис. 2.22). На рис. 2.23
показан прогноз возрастного состава магистральных нефтепроводов на
2005 г. по сравнению с 1998 г.
Существующая система магистральных нефтепроводов создавалась
в основном в период с 1947 по 1984 гг. Наибольший размах строитель-
ство нефтепроводов получило в 1970-1984 гг. в связи с необходимостью
транспортировки больших объемов нефти от месторождений Западной
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
93
Сибири в центральные регионы страны. Для этого периода было хаА
рактерно строительство ускоренными темпами магистральных неф-
тепроводов большого диаметра и большой протяженности.
Рис. 2.23. Прогноз возрастного состава магистральных нефтепроводов
ОАО АК «Транснефть» в 2005 г.
В развитии системы нефтеснабжения СССР можно выделить три ос-
новных этапа строительства, в соответствии с которыми магистральные
нефтепроводы по уровню принятых технических решений, проектиро-
вания, технологии строительства и, соответственно, надежности можно
разделить на 3 группы. Параллельно создавалась и совершенствовалась
отечественная нормативная база проектирования, строительства и экс-
плуатации магистральных трубопроводов.
I этап — нефтепроводы, построенные до 1970 г. (свыше 23 тыс. км).
Нефтепроводы вводились в эксплуатацию, в основном, без активной за-
щиты от коррозии. Применялась пассивная изоляция (битумная) низ-
кого качества со сроком службы от 8 до 12 лет. Фасонные детали нефте-
проводов были только сварные, полевого изготовления.
Предпусковые испытательные давления составляли, в основном,
110% от рабочего при продолжительности испытаний на прочность
6 часов. Отрабатывалась технология производства работ.
П этап — нефтепроводы, построенные в 1970—1975 гг. (23,6 тыс. км).
В эксплуатацию вводились преимущественно нефтепроводы большого
диаметра (1 020, 1 220 мм). Проблемы заключались в необходимости
освоения новых технологий — производства труб большого диаметра и
применения их для строительства трубопроводов. В проектах предус-
матривались средства электрохимзащиты с энергоснабжением от мест-
ных источников, которые в большинстве случаев вводились во вторую
очередь. Наряду с битумной изоляцией использовалась полимерная лен-
точная. Начали применяться фасонные изделия трубопроводов заводс-
кого изготовления. Время предпусковых испытаний для нефтепроводов
большого диаметра было увеличено до 24 часов.
94
ГЛАВА II
III этап — нефтепроводы, построенные после 1975 г. (20 тыс. км). Ха-
рактеризуются широким применением полимерной ленточной изоляции
с полимерной оберткой фасонных деталей только заводского изготовле-
ния. Предпусковые испытательные давления были увеличены до заводс-
кого испытательного давления, создающего в металле труб напряжения,
равные 90—95% от нормативного предела текучести. Испытания прово-
дились в течение 24 часов. Повысилась категорийность ответственных
участков нефтепроводов. Предусматривалось строительство вдоль трас-
совых ЛЭП.
Таким образом, система нефтеснабжения состоит из нефтепроводов,
различающихся по «возрасту», для которых использовались разные
нормативы проектирования, а также качеству строительства (изменя-
лось качество труб и изоляционного покрытия). Следовательно, исто-
рически в нефтепроводы была заложена различная степень их надеж-
ности.
Вместе с тем, транспортировка нефти по магистральным нефтепро-
водам больших диаметров на значительные расстояния с одной сторо-
ны, увеличивает количество трубопроводов в регионах с высокой плот-
ностью населения, приближает их к населенным пунктам, инженерным
коммуникациям и промышленным предприятиям, с другой, повышает
требование к надежности и безопасности функционирования нефтепро-
водной системы.
Магистральные нефтепроводы — это сложные, высоконагружен-
ные инженерно-технические сооружения, которые в течение всего
срока службы могут подвергаться значительным напряжениям, близ-
ким к нормативным характеристикам текучести металла. Поэтому
даже незначительные перегрузки системы по сравнению с проектны-
ми условиями могут приводить ее в предельное (по несущей способ-
ности) состояние.
Действующие в настоящее время нормативные документы на про-
ектирование трубопроводов и на их сооружение устарели, не отвеча-
ют современным знаниям в области трубопроводного транспорта. Они
не соответствуют возросшими требованиями безопасности для насе-
ления и окружающей природы, надежной работе трубопроводов в эк-
сплуатации.
Дефекты, допущенные при производстве труб, связаны в основном
с дефектами металлургического характера (расслоения, неметалли-
ческие включения и др.), а также при изготовлении труб (отклоне-
ния от правильной геометрии, разнотолщинность и др.). Скопления
неметаллических включений особенно опасны на кромках листов, что
способствует образованию трещин в процессе сварки на заводах и при
строительстве.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
95
К дефектам строительно-монтажных работ (СЫР) относятся дефек-
ты в кольцевых сварных швах (непровары, смещения кромок, подрезы,
резкие переходы от валика шва к металлу трубы и т. п.), а также гофры,
вмятины, царапины, риски.
Одними из наиболее опасных дефектов, возникающих в процессе
строительства трубопровода, являются комбинированные дефекты типа
риски во вмятине, где высокая концентрация напряжений по дну рис-
ки сочетается с пониженными пластическими свойствами металла в про-
цессе нанесения риски.
Нарушения технологии нанесения изоляционного покрытия (особен-
но некачественная подготовка поверхности трубы перед нанесением изо-
ляции), повреждения изоляционного покрытия в процессе проведения
СМР инициируют развитие коррозионных дефектов. В зонах отслоения
изоляции это в ряде случаев связано с тем, что под слоем изоляции воз-
никает так называемый «парниковый эффект», вызванный разностью
температур грунта и перекачиваемой нефти. Скорость развития корро-
зии на наружной поверхности трубопровода существенно зависит от ус-
ловий его прокладки.
В южных районах, где температура почвы более высокая, количе-
ство коррозионных дефектов заметно больше, чем в центральных реги-
онах России. Значительную роль также играет коррозионная активность
грунтов, состояние электрохимической и дренажной защит.
На развитие коррозии на внутренней поверхности трубопровода боль-
шое влияние оказывает уровень подготовки нефти к транспортировке.
Наличие серы создает предпосылки для развития внутренней коррозии.
Также фактором, способствующим появлению и развитию дефектов
внутренней коррозии, является применение горячекатанных труб с боль-
шой шероховатостью стенки.
В настоящее время защиту от коррозии средствами электрохимиза-
ции имеют 99,3% магистральных нефтепроводов. Общая протяженность
нефтепроводов с изоляционным покрытием, имеющим амортизацию
100%, составляет около 20 тыс. км. Своевременное устранение серьезных
коррозионных дефектов по результатам внутритрубной диагностики, уве-
личение объемов ремонта изоляционных покрытий и реконструкции элек-
трохимзащиты способствовали тому, что с 1997 г. на магистральных неф-
тепроводах не было аварий по причине коррозии.
Опыт эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что
с точки зрения основных положений теории надежности «жизнь» тру-
бопроводов, как и других сложных технических систем, можно условно
разделить на 3 периода эксплуатации: период приработки, период ста-
билизации, период износа. Вначале был резкий всплеск интенсивности
отказов, вызванный проявлением грубых дефектов строительно-мон-
тажных работ и заводскими дефектами труб, затем последовал пери-
од снижения и относительной стабилизации отказов. По истечении
96
ГЛАВА П
10-15 лет эксплуатации снова наметился рост интенсивности отказов,
что связано с процессами накопления коррозионных и усталостных по-
вреждений в металле труб и в сварных швах.
Аналогичный характер зависимости интенсивности отказов от срока
эксплуатации (рис. 2.24) был установлен профессором О.М. Иванцовым
для ряда магистральных газопроводов и нефтепроводов.
Рис. 2.24. Аварии (%) на магистральных газопроводах и нефтепроводах
в 1989-1991гг. в зависимости от продолжительности эксплуатации
(по материалам проф. О.М. Иванцова)
Анализ причин аварий показывает, что они связаны с развитием кор-
розионных и усталостных повреждений, очагами которых являются раз-
личные производственные дефекты, допущенные при изготовлении труб
и проведении строительно-монтажных работ. В условиях неравномерно-
го распределения дефектов по длине трубопровода, различий в темпах их
развития целенаправленные меры по предупреждению аварий могут быть
приняты только на основе информации о фактическом состоянии нефте-
проводов - о его дефектах.
Данные по возрастному составу нефтепроводов и статистические дан-
ные по аварийности, количеству дефектных труб позволяет заключить, что
в целом система магистральных нефтепроводов вступила в Ш период « жиз-
ни» — в период износовых отказов. Этот период характеризуется общим
ухудшением состояния нефтепроводов в связи с усилением роли факторов
«износового» характера (усталостные и коррозионные процессы), а также
развитием дефектов, возникших при изготовлении и строительстве трубо-
проводов. В результате, как следствие» увеличивается риск аварий.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	9 ?
Из-за неравномерного распределения по длине нефтепроводов де-
фектов различных типов с разной степенью опасности, использования
различных исходных строительных материалов, различий в сроках и
режимах эксплуатации, в природно-климатических условиях, корро-
зионной активности грунтов, уровней подготовки нефти (малосернис-
тая, высокосернистая) темпы протекания процессов накопления и раз-
вития повреждений для различных участков нефтепроводов могут
существенно отличаться- Поэтому состояние одних участков может
оказаться вполне удовлетворительным, других — близким к критичес-
кому. В качестве примера можно привести два магистральных нефте-
провода УБКУА (введен в эксплуатацию в 1973 г.) и НКК (1977 г.),
которые на большой протяженности проложены параллельно друг дру-
гу- Хотя нефтепровод УБКУА построен на 4 года раньше чем НКК, его
техническое состояние в целом лучше.
Указанные различия требовали разработки нового, дифференциро-
ванного подхода к учету индивидуальной опасности дефектов, к оценке
технического состояния отдельных участков различных магистральных
нефтепроводов для обеспечения их безопасной эксплуатации. Задача
оказалась сложной и не могла быть решена с необходимой степенью до-
стоверности по причине неполноты информационного аспекта о состоя-
нии нефтепроводов.
На повестку дня встала необходимость разработки и внедрения новой
единой технической политики по предотвращению отказов магистраль-
ных нефтепроводов, основанной на анализе информации об их фактиче-
ском техническом состоянии, и по продлению срока службы трубопрово-
дов на основе управления их ресурсом.
Таким образом, на основании проведенного выше анализа состояния
линейной части магистральных нефтепроводов можно констатировать
следующее. Переход системы магистральных нефтепроводов АК «Транс-
нефть» в III («износовый») период «жизни», характеризующийся раз-
витием отдельных коррозионных и усталостных повреждений до кри-
тического уровня, появление новых дефектов, повышение требований
безопасности для населения и экологии страны, усиление экономичес-
ких санкций со стороны государства за их нарушение - выдвинули не-
обходимость разработки преимущественно новых мероприятий по пре-
дупреждению отказов, продлению срока службы магистральных
нефтепроводов в число первоочередных задач, стоящих перед нефтетран-
спортными предприятиями России.
Учитывая тенденцию ухудшения технического состояния магист-
ральных нефтепроводов по мере увеличения срока их эксплуатации
сверх срока амортизации, необходимость оптимального, экономного
расходования финансовых ресурсов на поддержание системы МН в ра-
ботоспособном состоянии, компанией «Транснефть» была разработана
концепция обеспечения безопасной эксплуатации и продления срока
98
ГЛАВА II
службы действующих магистральных нефтепроводов, основанная на
получении всесторонней информации о состоянии трубопровода, о его
дефектах и особенностях.
Исходные предпосылки этой концепции базируются на том, что в
условиях локального развития коррозионных и усталостных повреж-
дений для обеспечения работоспособности трубопровода необходимо
восстановление несущей способности только на тех конкретных уча-
стках, где произошла ее потеря или снижение до опасного уровня, а
остальные участки необходимо взять под контроль с помощью мони-
торинга.
Основные положения концепции:
-	дефекты любого происхождения должны быть выявлены средства-
ми внутритрубной и других видов диагностики и устранены при прове-
дении ремонта до того как получат опасное развитие;
—	по данным о параметрах дефектов на основе расчетов на прочность
участка с дефектом должна быть выполнена оценка его опасности;
-	на основе данных об опасности дефектов, особенностях их распре-
деления по дистанции трубопровода должны разрабатываться програм-
мы ремонта, назначаться безопасные режимы эксплуатации (на период
до проведения ремонта);
—	ремонт должен проводиться с использованием эффективных тех-
нологий без вывода трубопровода из эксплуатации, восстанавливающих
прочность и долговечность отремонтированных участков на период не
менее 30 лет;
—	внутритрубная диагностика должна выполняться на протяжении
всего жизненного цикла трубопровода с определенной периодичностью;
по результатам диагностики должен проводиться мониторинг техничес-
кого состояния трубопровода, осуществляемый с использованием совре-
менных информационных технологий.
Компанией «Транснефть» был взят курс на создание системы, реа-
лизующей разработанную концепцию, на поддержание и восстановле-
ние работоспособности магистральных нефтепроводов путем проведения
предупреждающих воздействий.
Принципиально новым и ключевым моментом разрабатываемой си-
стемы безопасной эксплуатации и продления срока службы магистраль-
ных нефтепроводов стало применение внутритрубной диагностики без
вскрытия трубопровода и изменения перекачки нефти.
К моменту начала создания в России этой системы в мире уже при-
менялись внутритрубные инспекционные снаряды. Но опыт их при-
менения не был системным и массовым, поскольку лишь эпизодичес-
ки обследовались отдельные участки нефте- и газопроводов в
различных странах. В России необходимо было в короткие сроки ре-
шить задачу, не имеющую по масштабам аналогов в мире: взять под
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	W
контроль полностью всю систему магистральных нефтепроводов об-
щей протяженностью 48 400 км. То есть необходимо было освоить и
внедрить технологический процесс сплошного диагностического об-
следования всех магистральных нефтепроводов, проложенных на ог-
ромной территории, в различных климатических зонах, разного «воз-
раста» компании и условий строительства.
Созданные по специально разработанным техническим требовани-
ям «Транснефть» диагностические снаряды — уникальны. Они работа-
ют в условиях специфики отечественных нефтепроводов, устойчивы в
эксплуатации, обладают высокой разрешающей способностью обнару-
жения дефектов. При этом обеспечивается:
•	технологическая взаимосвязанность процессов перекачки нефти по
сети магистральных трубопроводов, отсутствие нарушений в режиме
нормального функционирования нефтепроводов, благодаря перемеще-
нию по трубопроводу диагностических снарядов потоком перекачивае-
мого продукта;
•	создание специального комплекса внутритрубных диагностических
снарядов, работающих на различных физических принципах, для об-
наружения различных типов, форм, размеров и ориентации дефектов;
технологии применения таких снарядов;
•	сплошной контроль всей трубопроводной системы для выявления
всех возможных дефектов;
•	уровень разрешающей способности средств внутритрубной диагно-
стики позволяющий обнаруживать не только критические, но и потен-
циально опасные дефекты; определение формы и размеров дефектов про-
изводятся с достаточно высокой точностью, позволяющей проводить
количественную оценку опасности дефектов на основе расчетов на проч-
ность без дополнительного вскрытия трубопровода для уточнения раз-
меров дефектов;
•	учет особенности конструкции трубопровода, чтобы исключить не-
обходимость внесения в него существенных изменений для проведения
диагностирования;
•	привязка обнаруживаемых дефектов к дистанции трубопровода и
к заранее определенным точкам-ориентирам на его трассе (установлен-
ным на поверхности земли маркерным пунктам) и т. д.
Использование средств технической диагностики, отвечающих ука-
занным выше принципам, позволяет оценивать опасность дефектов по
результатам расчетов на прочность, осуществлять выборочный ремонт
ограниченного количества дефектов.
Эффективность ремонта по устранению опасных дефектов достига-
ется выполнением ряда требований, дополняющих основные положения
концепции безопасной эксплуатации и продления срока службы магис-
тральных нефтепроводов.
100
ГЛАВА II
•	В условиях развития дефектов (вследствие накопления усталост-
ных и коррозионных повреждений) темпы ремонтных работ по удале-
нию опасных дефектов должны соответствовать темпам диагностиче-
ских работ по их обнаружению.
•	По условиям экономической целесообразности отдельно располо-
женные дефекты должны удаляться по технологии выборочного ремон-
та, скопления дефектов - путем замены участка трубопровода.
•	Методы ремонта должны обеспечивать близкое к полному восста-
новление прочности и долговечности отремонтированного участка тру-
бопровода.
Реализация изложенной концепции безопасной эксплуатации и про-
дления срока службы МН осуществлена путем крупных организацион-
но-технических мероприятий, выполнения научно-исследовательских
и опытно-конструкторских работ, разработки нормативно-методических
документов и использования новейших достижений науки и техники, в
числе которых:
-	создание мощного Центра технической диагностики (ОАО ЦТД
«Диаскан»), оснащенного современным диагностическим оборудова-
нием;
—	развертывание работ по диагностированию всей трубопроводной
системы ОАО АК «Транснефть» с использованием специально создан-
ных средств внутритрубной дефектоскопии, внедрение системы интег-
рированного 4-уровневого диагностического контроля;
-	разработка нормативных методик оценки технического состояния
труб с дефектами по данным внутритрубной дефектоскопии на основе
результатов широкого комплекса теоретических и экспериментальных
прочностных исследований;
-	переход от традиционных методов выбора участков нефтепроводов,
для проведения их капитального ремонта со сплошной заменой труб (по
информации контрольных шурфовок, электрометрических измерений
и др.), на выбор по результатам внутритрубной диагностики с макси-
мальным эффектом от вложенных средств;
-	создание мощного комплекса технических средств для проведения
производительного капитального ремонта с заменой участков трубопро-
вода или с заменой изоляции в местах скопления дефектов;
-	внедрение новой высокоэффективной технологии выборочного ре-
монта по устранению отдельно расположенных дефектов, осуществляе-
мой без остановки перекачки и без ограничения поставок нефти потре-
бителям;
-	создание компьютерных банков данных, информационно-аналити-
ческой системы и интегрированной вычислительной сети для проведе-
ния мониторинга технического состояния магистральных нефтепрово-
дов на основе результатов периодического диагностирования.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 101
Данная концепция внедрена на практике и была принята Министер-
ством топлива и энергетики, Министерством по чрезвычайным ситуаци-
ям, Госкомитетом РФ по охране окружающей среды, Госгортехнадзором
РФ, Комитетом по оперативным вопросам при Правительстве РФ.
Разработка и внедрение системы безопасной эксплуатации и продления
срока службы магистральных нефтепроводов России велись в рамках меж-
государственной научно-технической программы. «Высоконадежный тру-
бопроводный транспорт», программы «Энергетическая стратегия России»,
программы технического перевооружения, реконструкции и капитального
ремонта магистральных нефтепроводов России на период до 2001 г.
Реализация изложенной концепции позволила создать гибкую систе-
му технического обслуживания и ремонта, обеспечивающую безопасность
эксплуатации и продление срока службы магистральных нефтепроводов
на основе предупреждающих воздействий. Создание такой системы пре-
следует как технические, так и экономические цели, выполнение кото-
рых стало основой политики АК «Транснефть» (рис. 2.25).
Рис. 2.25. Технические и экономические цели создания системы безопасной
эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепроводов
102
ГЛАВА II
Внедрение комплекса научных, технических разработок и орга-
низационных мероприятий в рамках созданной системы безопасной
эксплуатации и продления срока службы магистральных нефтепро-
водов России позволило в 1997 г. более чем в 4 раза по сравнению с
1993 г. снизить количество аварий на магистральных нефтепроводах
(рис. 2.26) - до величины 0,06 аварий на 1 000 км/год (3 аварии в год).
В 1998 и 1999 гг. данный низкий показатель аварийности стабилизи-
ровался, что свидетельствует о высокой эффективности выбранной
стратегии «диагностика -I- ремонт». В 2000 г. аварий на нефтепрово-
дах не было, в 2001 г. - 0,04 аварии на 1 000 км/год. В период с 2000
по 2002 год безвозвратные потери нефти в результате аварий уменьши-
лись в 8,4 раза. Суммарные затраты «Транснефти» на природоохран-
ные мероприятия (включая капитальные вложения) составили 528 млн
рублей.
Рис.2.26. Динамика аварийности и объемы диагностических обследований
магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» в 1991-1998 гг.
Протяженность телемеханизированной линейной части нефтепро-
водов в однониточном исчислении достигла 37282 км (76,5% общей
протяженности). По сравнению с 2001 г. телемеханизированная часть
нефтепроводов увеличилась на 1531,5 км.
Суммарный экономический эффект, полученный АК «Транснефть»
в результате внедрения системы безопасной эксплуатации и продле-
ния срока службы магистральных трубопроводов, только за период
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	103
1994—1997 гг. составил около 730 млн долл. США. Наибольшего эф-
фекта от разработанной системы можно ожидать при переходе к мони-
торингу магистральных нефтепроводов, то есть к периодическому их
обследованию. Также экономический эффект увеличивается со време-
нем при увеличении объемов выборочного ремонта по сравнению с ре-
монтом методом сплошной замены труб.
Реализация системы безопасной эксплуатации и продления срока служ-
бы магистральных нефтепроводов дала возможность АК «Транснефть»
прогнозировать и планировать затраты на ремонт, обоснованно распреде-
лять средства по объектам с учетом фактора времени, снизить затраты на
поддержание трубопроводов в работоспособном состоянии за счет увеличе-
ния объемов выборочного ремонта и проведения капитального ремонта со
сплошной заменой труб и изоляции только там, где это необходимо по ре-
зультатам диагностики. Внутритрубная диагностика в 2001 г. была прове-
дена на 12 тыс. км, в 2002 г. на 18 тыс. км, а в 2003 г. на 30 тыс. км.
Структура системы безопасной эксплуатации и продления срока
службы магистральных нефтепроводов включает:
-	получение и первичную обработку информации о состоянии трубо-
провода;
-	оценку технического состояния, определение безопасных условий
эксплуатации трубопровода;
—	поддержание и восстановление работоспособности трубопровода;
-	мониторинг технического состояния трубопровода.
Эффект разрушения на нефтепроводах значительно меньший, чем на
газопроводах, но аварии на них имеют наиболее тяжелые экологические
последствия. Доминирующую роль играет выход большого количества
нефти при аварийном разливе. Физико-химическое воздействие продук-
та на почву и воду часто приводит к трудновосстанавливаемому (или прак-
тически не восстанавливаемому) режиму естественного самоочищения.
Разрушение трубопроводов по своему характеру вызывает техногенное
воздействие, затрагивающее биохимические процессы, происходящие в
атмосфере, в почве и водоемах. В период аварийных ситуаций концентра-
ция нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200-300 мг/л. Загрязнение
рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах регионов.
Большой бедой обернулась серия аварий на нефтепроводе-коллек-
торе Харьяга-Усинск. Была загрязнена большая территория с попада-
нием нефти в реки Уса и Кольва. Такие аварии наносят большой эко-
номический ущерб. Коминефть для ликвидации последствий разлива
нефти получила кредит в 124 млн долл. Разлив нефти при катастрофе
с танкером «Эксон Вольдерс» обошелся компании «Эксон» более мил-
лиарда долларов.
Приведенные данные, конечно, только короткая и далеко не полная
характеристика возможных последствий аварий на нефтепроводах.
104
ГЛАВА II
Значительно возросло количество случаев хищения нефти путем
самовольной врезки в магистральные нефтепроводы. В 1999 г. обна-
ружено 86 таких врезок. Впервые за последние годы на участках ма-
гистральных нефтепроводов в 1999 г. было совершено три диверси-
онных и террористических акта (Республика Дагестан-2, Северная
Осетия-1).
Эффективное решение проблемы о продлении срока службы дей-
ствующих магистральных трубопроводов сверх нормативного срока яв-
ляется важнейшей научно-технической задачей, имеющей огромное
экономическое значение в масштабах государства. Кроме того, реше-
ние этой задачи носит межотраслевой характер для атомной энергети-
ки, авиации, химии, металлургии, железнодорожного транспорта и
др., поскольку имеется определенная общность постановки задачи про-
дления срока службы и отдельных элементов ее решения.
Традиционно проблема предотвращения аварий решалась преж-
де всего проведением капитального ремонта линейной части нефте-
проводов со сплошной заменой труб или изоляции большими участ-
ками. При этом выбор участков для ремонта производился на
основании ограниченной информации — по данным контрольных
шурфовок и результатам измерения потенциалов электрохимзащи-
ты, что было недостаточно эффективно. Ежегодно методом сплош-
ного капитального ремонта обновлялось не более 1,5% от общей про-
тяженности магистральных нефтепроводов. К началу 90-х гг. этого
стало недостаточно для поддержания необходимого уровня их на-
дежности. Начала расти аварийность, характерная для износового
периода жизненного цикла. Однако наращивать объемы капиталь-
ного ремонта не было возможности как по техническим, так и по
экономическим причинам.
По данным ВНИИСТа 13,7 тыс. км магистральных нефтепроводов
или 29% от общей протяженности (с учетом ранее выполненных объе-
мов) имеют изоляционное покрытие, не отвечающее нормативным тре-
бованиям.
Рис. 2.27. Распределение протяженности
магистральных нефтепроводов по сроку
службы изоляционных покрытий
Ежегодно необходимо произ-
водить переизоляцию не менее
2,5 тыс. км, что требует порядка
2,5 млрд руб. Этот объем требуе-
мой переизоляции нефтепрово-
дов подтверждает и экспертное
заключение ИПТЭР. На рис. 2.27
приведены данные распределе-
ния протяженности магист-
ральных нефтепроводов по
сроку службы изоляционного
покрытия.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	105
По расчетам самой Транснефти ежегодно должна производиться за-
мена 1 580 км труб и на 3 000 км изоляции. В 2000 г. удалось заменить
только 675 км. труб и на 817 км изоляцию. На рисунке 2.28 приведены
данные по замене изоляции и участков нефтепроводов в 1975-2000 гг.,
а на рисунке 2.29 показана динамика выполнения ремонтных работ на
нефтепроводах диаметром 530,820,1 020и 1 220 мм в 1998-2001 гг. Сред-
няя стоимость ремонта составила 140-150 тыс. долл./км.
Рис. 2.28. Динамика выполнения работ по замене изоляции
и замене трубопроводов в 1975-2000 гг.
Рис. 2.29. Динамика выполнения ремонтных работ
на нефтепроводах большого диаметра за 1998-2001 гг.
На техническое перевооружение, реконструкцию и капитальный
ремонт объектов магистральных нефтепроводов в 2002 г. «Транс-
нефть» израсходовала 29,16 млрд рублей. За год были введены в эксп-
106
ГЛАВА II
луатацию 644,9 км магистральных нефтепроводов, в том числе под-
водные переходы общей протяженностью 71,2 км, а также резерву-
ары общей емкостью 1711 тыс. м3. Был выполнен капитальный ре-
монт 374,2 км нефтепроводов.
Для реализации инвестиционной программы 2002 г. было закупле-
но 166,4 тыс. тонн трубной продукции. Российские предприятия полу-
чили заказы на 6,18 млрд рублей.
В 2000 г. введен в действие нефтепровод в обход Чеченской респуб-
лики длиной 262 км и построено 92 км лупингов. Закончено строитель-
ство нефтепровода Суходольская - Родионовская длиной 252 км в об-
ход территории Украины.
После капитального ремонта введено в эксплуатацию 1,5 млн м3 ре-
зервуаров. Модернизирована автоматика на 12 нефтеперекачивающих
станциях (рис. 2.30). Осуществлена телемеханизация почти 1 200 км
трубопроводов.
Рис. 2.30. НПС «Нурлино» ОАО «Уралсибнефтепровод»
Насосное оборудование нефтеперекачивающих станций устарело.
При норме срока эксплуатации 9 лет оно эксплуатируется 25—30 лет.
За пределами нормы эксплуатируется 60% резервуарного парка.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	107
По прогнозам Транснефти к 2003 г. все объекты трубопроводного
транспорта могут быть доведены до нормативного состояния.
Для ремонтно-восстановительных работ системы магистральных
нефтепроводов потребуется 6,5 млрд долл.
ВОАОАК «Транснефть» широко используются новые изоляционные
материалы «Асмол», «Пластобит», прошедшие долговременные испы-
тания и имеющие гарантированный срок службы более 30 лет.
Из-за снижения грузооборота нефти с 1991 г. выведено из эксплуата-
ции около 3 тыс. км нефтепроводов и целый ряд нефтеперекачивающих
станций. В соответствии с «Программой оптимизации состава производ-
ственных мощностей », и в дальнейшем из-за отсутствия в настоящее вре-
мя и на перспективу требуемой для загрузки трубопроводной системы
нефти, будут дополнительно выводиться из эксплуатации трубопроводы
и НПС, созданные во времена Советского Союза на производительность
600 млн тонн. В1999 г. из эксплуатации выведена 71 нефтеперекачиваю-
щая станция; в 2000 г. — еще 15 НПС.
Пропускная способность системы «Транснефть» будет сохраняться на
уровне, достаточном для выполнения заявок нефтедобывающих компаний
на транспортировку нефти как на внутренний рынок, так и на экспорт.
На законсервированных нефтепроводах к настоящему времени не
зафиксировано загрязнения окружающей среды из-за утечек нефти.
Капитальный ремонт на действующих нефтепроводных системах
производится, как правило, силами строительных подразделений
ОАО АК «Транснефть». Это связано с высокой степенью опасности и
необходимостью соблюдения высокой технологической дисциплины.
К работам по замене нефтепроводов большой протяженности и стро-
ительству лупингов на конкурсной основе привлекаются различные
строительные организации.
В составе единой автоматизированной системы управления (ЕАСУ)
АК «Транснефть» создана система СКУТОР, предназначенная для ав-
томатизированного распределенного контроля и управления процес-
сами технического обслуживания и ремонта нефтепроводов и соору-
жений АК «Транснефть».
Функциональные возможности СКУТОР позволяют производить пас-
портизацию магистральных нефтепроводов, планировать устранение де-
фектов, вести отчетность по исполнению заданий комплексной програм-
мы диагностики, капитального ремонта и т. д.
Резервуарные парки являются важнейшими звеньями нефтепровод-
ной системы.
Техническое состояние резервуаров и их полезная вместимость оп-
ределяют устойчивую бесперебойную поставку нефти потребителям и
организацию плановых остановок магистральных нефтепроводов для
проведения ремонтных работ по устранению выявленных внутритруб-
ной диагностикой дефектов.
108
ГЛАВА II
Рис. 2.31. Резервуарный парк
НПС «Субханкулово»
ОАО «Уралсибнефтепровод»
В настоящее время в АК
«Транснефть» находится в эксп-
луатации 868 резервуаров для
хранения нефти суммарной ем-
костью 12,7 млнм3 (рис. 2.31).
По конструкции основная
часть из них — вертикальные
стальные резервуары (РВС)
вместимостью 5, 10, 20 и 50
тыс. м3, расположенные на
нефтеперекачивающих стан-
циях системы АК «Транс-
нефть». На рис. 2.32 представлен емкостный состав резервуарного
парка. Относительно небольшое количество резервуаров имеют же-
лезобетонную конструкцию и заглублены в грунт. Нормативные сро-
ки эксплуатации 60% резервуаров первого типа и 78% второго типа
превышены.
ЕРВС-20000
 ЖБР-30000
□ РВС-50000
□ РВ05000
 РВС-5000
В РВС-10000, ЖБР-10000-
Рис 2.32. Емкостный состав резервуарного парка ОАО АК «Транснефть»
Резервуарный парк АК
«Транснефть» имеет до 69%
стальных резервуаров со сроком
эксплуатации 20-30 и более лет.
На рис. 2.33 представлен возра-
стной состав резервуарного пар-
ка, а на рис. 2.34 приведен гра-
фик ввода в эксплуатацию
Рис. 2.33. Возрастной состав резервуарно- резервуаров.
го парка ОАО АК «Транснефть»	Массовое строительство ре-
зервуаров совпало с периодом
внедрения метода рулонного их изготовления по типовым проектам. Опыт
эксплуатации РВС рулонного изготовления вместимостью 20 тыс. м3и бо-
лее показал наличие ряда конструктивных недостатков, в том числе: от-
клонение стенок от вертикали, низкая устойчивость плавающих крыш и
понтонов к перекосу.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	109
Рис. 2.34. График ввода в эксплуатацию резервуаров ОАО АК «Транснефть»
На всех основных стадиях жизненного цикла — при изготовлении,
монтаже и эксплуатации — в элементах конструкции стальных верти-
кальных резервуаров могут возникать и развиваться дефекты. В про-
цессе эксплуатации резервуары подвержены малоцикловому нагруже-
нию, обусловленному процессами взлива-слива хранимого продукта, а
также связанным с ним воздействием коррозионно-активных сред. Под
действием этих факторов в конструктивных элементах резервуаров про-
исходит накопление усталостных и коррозионных повреждений, способ-
ствующих росту дефектов, появившихся при изготовлении и монтаже,
и зарождению новых дефектов.
Свойства металла резервуаров с течением времени претерпевают из-
менения, происходит старение металла, выражающееся в снижении тре-
щиностойкости, повышении хрупкости. Неконтролируемое развитие
дефектов под влиянием эксплуатационных факторов может приводить
к отказам и авариям резервуаров.
Основные причины отказов резервуаров следующие.
1. Коррозионный износ днища (как изнутри — в среде подтоварной
воды, так и снаружи — из-за нарушения гидрофобного слоя основания
днища) и нижних поясов стенки резервуара (особенно в районе уторно-
го узла).
2. Дефекты сварных соединений и искажение формы стенки из-
за низкого качества монтажа или неправильного выполнения ос-
нования.
110
ГЛАВА II
ПЕРСПЕКТИВНОЕ После 15 лет фактического застоя в нефти
РАЗВИТИЕ трубопроводной отрасли произошел прорыв. За
НЕФТЕПРОВОДНОЙ последние 3 года «Транснефть» нарастила сеть
СИСТЕМЫ	своих магистралей почти на 1,5 тыс. км. Преду-
сматривается перспективное развитие нефтепро-
водной системы, расширение действующих и формирование новых экспор-
тных направлений. В основе этой работы лежит долговременная
концепция развития магистральных нефтепроводов.
В рамках данной концепции в последние годы были реализованы
трубопроводные проекты, направленные на повышение надежности и
увеличение объемов транспортировки на экспорт российской нефти, а
также углеводородного сырья.
Развитие системы магистральных нефтепроводов планируется по сле-
дующим направлениям: Каспийско-Черноморско—Средиземноморское,
Севере—Балтийское, Центрально—Европейское, Восточно-Сибирское.
1.	По Каспийско-Черноморско-Средиземноморскому направлению
намечается реализация следующих перспективных проектов.
Построен и введен в эксплуатацию участок нефтепровода длиной
312 км в обход территории Чеченской Республики, что помимо повы-
шения надежности транспортировки азербайджанской нефти на экспорт
позволяет осуществлять транспортировку туркменской и казахстанской
нефти танкерами до Махачкалы и далее по вновь построенному нефте-
проводу Баку - Тихорецк.
Последнее повысило надежность транзита азербайджанского сырья
через территорию Российской Федерации.
Компанией проделана значительная работа по увеличению экспорта
нефти через Новороссийский порт с 32 до 43 млн тонн в год. И возможно-
сти терминала в Новороссийске далеко не исчерпаны. В настоящее время
принимаются меры по увеличению резервуарного парка нефтебазы «Гру-
шевая» .
Транзит азербайджанской нефти через территорию России в 2000 г.
составил 560 тыс. тонн, в 2001 г. — 2,5 млн тонн. Транзит казахстанской
нефти соответственно 13,0 и 17,5 млн тонн.
По оценкам специалистов «Транснефти», к 2010 г. добыча нефти со-
ставит: в Азербайджане — 28 млн тонн, в Казахстане — 88 млн тонн, в
Туркменистане — 18 млн тонн, и технические возможности российской
нефтепроводной системы позволят обеспечивать реальные транзитные
потребности государств Каспийского региона.
Компания «Транснефть» продолжает работу по проблеме увеличе-
ния транзита казахстанской нефти по системе российских магистраль-
ных нефтепроводов. Для этого ОАО «Гидротрубопровод» были разра-
ботаны предложения по расширению и реконструкции нефтепровода
Атырау-Самара с целью увеличения производительности до 15 млн
тонн в год.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
111
Наряду с решением вопросов увеличения транзита азербайджанс-
кой и казахстанской нефти через территорию Российской Федерации,
компания «Транснефть» последовательно проводит работу по поэтап-
ному увеличению производительности нефтепровода Тихорецк — Но-
вороссийск, что позволит увеличить экспорт нефти на самом эффек-
тивном направлении. С этой целью компанией в 1999 г. без увеличения
действующих тарифов были построены лупинги на нефтепроводе Ти-
хорецк — Новороссийск, что позволило увеличить производительность
системы «труба-порт» на 5 млн тонн и довести ее до 37 млн тонн в год.
Дальнейшее увеличение производительности данного направления
предполагается по мере необходимости осуществить за счет строитель-
ства лупингов на нефтепроводе Тихорецк - Новороссийск, реконструк-
ции, расширения резервуарного парка и строительства причала 1А в
Новороссийском порту.
Компания «Транснефть» работает над снижением зависимости от
тарифной политики транзитных государств, повышением эффективно-
сти транспортировки российской нефти на экспорт, в частности, транс-
портировки российской нефти по маршруту Самара - Лисичанск — Ти-
хорецк, проходящим по территории Украины.
Действующие в настоящее время на территории Украины тарифы на
перекачку в несколько раз выше российских, что снижает экономичес-
кую эффективность экспортных операций. Для решения указанной про-
блемы ОАО АК «Транснефть» была проработана возможность строитель-
ства нефтепровода Суходольская - Радионовская в обход территории
Украины протяженностью 252 км и стоимостью около 130 млн долл.
США, что позволит снизить транспортные затраты нефтяных компаний
при транспортировке нефти по наиболее эффективному экспортному на-
правлению на Новороссийск.
2.	Компания «Транснефть» продолжает выполнение работ по разви-
тию Северо-Балтийского направления, которое осуществляется в рам-
ках реализации проекта Балтийской трубопроводной системы (БТС).
(рис. 2.35).
Для реализации проекта БТС компанией в 1999 г. была создана ОАО
«Балтийская трубопроводная система».
С вводом в эксплуатацию в декабре 2000 г. первой очереди БТС со-
здано новое российское экспортное направление через нефтеналивной
порт Приморска (рис. 2.36).
Многие сомневались в том, что «Транснефть» сможет реализовать
проект БТС. Однако с первого же дня работы БТС вышла на проект-
ную мощность; ее производительность — 12 млн тонн нефти в год
(рис. 2.37). Теперь экспорт нефти через Нриморск для российских
нефтяников эффективнее альтернативных маршрутов через Прибал-
тику и Украину.
112
ГЛАВА II
Рис. 2.35. Балтийская трубопроводная система
Рис. 2.36. Морской терминал в Приморске
Компания «Транснефть» приступила к практической реализации про-
екта второй очереди БТС, которая позволит увеличить экспорт нефти через
порт Приморск до 18 млн тонн в год (рис. 2.37). Ввод в эксплуатацию второй
очереди БТС намечен на 2003 г. За ним последует дальнейшее развитие сис-
темы — увеличение пропускной способности до 30 млн тонн и более.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	113
Киршем НПЗ
Харъяга Уса Ухта Ярославль Праадимо Быково Лесь
Киршам невская
Приморск
Проттквнмастъ MNibot
иафтапровоАОВ	* W ХИ
Диаметр	720 мм
Коли'юство НПС
(новых-4, реконструкция - 2) •
Рвмрвуарнав омрвтъ	700 тыс. м*
Калитвльмыа вложения	' 13130 млн руб
======= Новые объекты
—Сущаствуюедма сооружения
....— Реконструкция(ржжпфоиие}
Кириши НПЗ
18 млн т/год
й
Ум Ухте Ярославль Правдине Быково Песь
й Невская	18мл&т%од
Ккщшж нпсз Приюре((
Протяженность новых
нефтепроводов (лупикги)	245 км
Диаметр	720 мм
Количество новых НПС	3
Резервуарная емкость	400тыс.м*
Капитальные вложения
(ориентировочно)	7,0 млрд руб
^ииишииииввиииииии/

1 ..... Новые объекты
....— Существующие сооружения
Рис. 2.37. Последовательность строительства Балтийской нефтепроводной
системы: а) Строительство I очереди Балтийской трубопроводной системы;
б) Развитие Балтийской трубопроводной системы
3.	Развитие Центрально-Европейского направления осуществляет-
ся по двум ветвям - «северной» и «южной».
Развитие «северной» ветви определяется поставками нефти на НПЗ
Польши и Германии, а также возможностью увеличения поставок рос-
сийской и казахстанской нефти на североевропейский рынок через го-
род Гданьск.
Развитие «южной» ветви связано с проектом интеграции нефтепрово-
дов «Дружба» и «Адрия», так как есть возможность принимать в порту
Омишаль (Хорватия) танкер дедвейтом до 500 тыс. тонн для транспорти-
ровки нефти на средиземноморский рынок, минуя Босфор (рис. 2.38).
114
ГЛАВА II
Рис. 2.38. Проект интеграции нефтепроводов «Дружба» и «Адрия»
Уже в 2010 г. в Черноморский бассейн с учетом поставок нефти из
России может поступить около 120 млн тонн сырья, из которых 15 млн
тонн будут переработаны на заводах Румынии и Болгарии.
Интеграция «Дружбы» и «Адрии» позволит осуществлять экспорт
нефти от Самары по нефтепроводу «Дружба» до глубоководного пор-
та Омишаль (Хорватия). Объемы экспортной транспортировки нефти
на 1-й фазе реализации проекта составят 5 млн тонн в год. Далее в
рамках 2-й и 3-й фаз планируется увеличение ежегодных объемов пе-
рекачки соответственно до 10 и 15 млн тонн нефти. Участники проек-
та - нефтяные и нефтетранспортные компании России, Украины, Бе-
лоруссии, Венгрии, Словакии и Хорватии. В настоящее время
достигнута договоренность по большинству принципиальных вопро-
сов, касающихся транспортного тарифа, источников финансирова-
ния, сырьевой базы и т. д., что нашло свое отражение в многосторон-
нем соглашении «О сотрудничестве и совместной деятельности при
транспортировке российской нефти на мировые рынки с перевалкой
через порт Омишаль».
Строительство нефтепровода Бургас - Александруполис позволит
транспортировать российскую и каспийскую нефть до порта Бургас (Бол-
гария) танкерами, затем по нефтепроводу перекачивать в греческий порт
Александруполис на Средиземном море, далее танкерами доставлять на
мировые рынки.
В то же время географическая и историческая принадлежность
России и к Европе, и к Азии диктует необходимость участия Транс-
нефти как в реализации европейских энергетических программ, так
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	115
и в создании альтернативных маршрутов транспортировки нефти
в восточном направлении. В частности, компания совместно с казах-
станскими и туркменскими коллегами ведет проработку перспектив-
ного направления экспорта каспийской нефти в Иран по маршруту
Омск — Павлодар - Чимкент — Туркменабад (бывший Чарджоу) -
Нека — Тегеран. Предполагаемая пропускная способность нефтепро-
вода на первом этапе - 5 млн тонн нефти в год.
Вступили в строй сооружения проекта Каспийского трубопроводно-
го консорциума (КТК), в котором доля правительств-владельцев — Рос-
сии, Казахстана и Омана — составляет 50%, и столько же владельцев из
числа добывающих компаний при 100% финансировании — Шеврон,
Лукарко, Роснефть/Шелл, Мобил, Аджип, Бритиш Гэз, Казахойл/Амо-
ко и Орике (рис. 2.39).
Россия 24%
Казахстан 19%
Султанат Оман 7%
Люкарко Б.В. 12.5%
Роснефть-Шелл Каспиан Вентчсз
1.2%
БГОверсиз Холдинге Лтд. 2%
Рис. 2.39. Структура КТК
ЗАО Казахское
Предприятие. 1.75%
Мобил КТК 7.5%
Каспийский Трубопровод Орике ЛЛ.1
Таблица 2.14. НАЧАЛЬНАЯ И ОКОНЧАТЕЛЬНАЯ
КОНФИГУРАЦИЯ ПРОЕКТА КТК
Характеристики	Начальная фаза	Окончательная конфигурация
Длина трубы, км	1 510 километров		1016 мм и 1067 мм
Диаметр трубопровода, мм		
Количество НПС	5	15
Количество резервуаров на терминале	4x100 000 м3	10x100000м3
Количество ВПУ	2	3
Годовая пропускная способность, млн тонн 		28,2 млн тонн	67 млн тонн
116
ГЛАВА II
Каспийский трубопроводный консорциум - крупнейшее предприя-
тие по транспортировке казахской и российской нефти, реализованное
при участии зарубежных нефтяных компаний. В табл. 2.14 приведены
основные параметры КТК.
На рис. 2.40 представлена схема Казахской и Российской части сис-
темы КТК.
Рис. 2.40. Нефтепровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК)
Казахская часть проекта включает:
-	модернизацию имеющейся нитки трубопровода от Тенгиза к рос-
сийско-казахской границе (452 км);
—	строительство новой нефтеперекачивающей станции и эксплуата-
ционной инфраструктуры в Атырау;
—	модернизацию существующей Тенгизской НПС.
Российская часть трубопровода и нефтеперекачивающих станций
включает:
—	модернизацию существующей нитки от российско-казахской гра-
ницы до НПС Комсомольская (300 км);
—	480 км нового трубопровода диаметром 1 020 мм от Комсомольс-
кого до Кропоткина;
—	258 км нового трубопровода диаметром 1 067 мм от Кропоткина до
резервуарного парка;
-	замену имеющегося дюкера под р. Волга;
—	строительство новых нефтеперекачивающих станций и инфра-
структуры в Кропоткине и Комсомольском;
-	модернизацию Астраханской НПС.
—	проектирование:
♦	новые НПС - Гипротрубопровод (Россия);
♦	модернизация — Гипровостокнефть (Россия).
— строительство:
♦ Роснефтегазстрой (Россия).
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ TPVБOПPOBOДHOГO ТРАНСПОРТА	117
К началу 2003 г. сдана последняя НПС в Калмыкии, и КТК вышло на
первоначально запланированную пропускную способность - 28 млн тонн
нефти в год.
В проекте реализован целый ряд новаций. В процессе строительства и
эксплуатации КТК представляет собой полностью автоматизированную
систему управления из центра управления на терминале. На НПС КТК
используется турбинный привод, 100-тысячные резервуары с плавающей
крышей, выносные причальные устройства, наклонно-направленное бу-
рение переходов под реками. В системе КТК имеется банк качества, что
важно для справедливых расчетов с компаниями, поставляющими нефть
разного качества.
Проведена замена имеющихся систем телекоммуникации и СКАДА
от Тенгиза до Комсомольской НПС и смонтированы новые системы те-
лекоммуникации и СКАДА от Комсомольской НПС до морского терми-
нала.
Проект КТК — это 745 км нового нефтепровода, в том числе 480 км
диаметром 40 дюймов и 265 км диаметром 42 дюйма и реконструкция
300 км существующего нефтепровода. Транспортировка нефти на пер-
вом этапе развития предусмотрена в объеме 28,2 млн тонн в год. Проек-
тная производительность 67 млн тонн в год. В районе г. Кропоткина бу-
дет построена перемычка для подачи в транзитный нефтепровод
российской нефти.
Экспортный потенциал России возрастет за счет создания нового неф-
тетерминала на Черном море мощностью до 67 млн тонн в год. Предус-
матривается получение Россией значительной валютной выручки от
КТК-Р и уплаты им налогов (около 18,4 млрд долл. США налоговых по-
ступлений и около 5,5 млрд дивидендов).
Наиболее перспективное на-
правление - развитие нефте-
проводных систем в Восточной
Сибири.
Гигантские темпы разви-
тия, набранные странами Ази-
атско-Тихоокеанского регио-
на (АТР), и связанные с этим
все возрастающие потребнос-
ти в нефти создают благопри-
ятные условия для российско-
го нефтяного экспорта (рис.
2.41а). В настоящее время ос-
новные поставщики нефти в
этот регион — страны ОПЕК,
составляющие в структуре по-
ставок около 70%. Российские
Азиатско-Тихоокеанский
регион
968.9 млн тонн
27.8%
Северная Америка
1064.4 МЛНТОНН
30,4%
\
Европа и страны СНГ
925,7 млн тонн
26,4%
Рис. 2.41. Потребление нефти
в мире (данные 2000 г.)
а) Основные потребности
118
ГЛАВА И
Страны Ближнего м
Среднего Боо сжй
Прочие страны
44
Рис. 2.41. Потребление нефти
в мире (данные 2000 г.)
б) Структура поставщиков
нефти в страны АТР
энергоносители частично
могут обеспечить потребнос-
ти в нефти таких стран АТР,
как Япония (фактический
нетто-импорт около 255 млн
тонн в год), Китай (фактичес-
кий нетто-импорт 70 млн
тонн в год), Южная Корея
(фактический нетто-импорт
около 95 млн тонн в год)
(рис. 2.416).
Наиболее быстрые темпы
роста экономики и потребле-
ния энергоресурсов харак-
терны для Китая. Ежегодно эта страна потребляет около 220 млн
тонн нефти, импортируя при этом 70 млн тонн и экспортируя 10
млн тонн. По прогнозам китайских и западных аналитиков, потреб-
ление нефти в Китае в 2005 г. составит более 260 млн тонн, в
2010 г. — около 330 млн тонн, а в 2020 г. - 450 млн тонн.
Гипротрубопровод прорабатывает различные варианты строитель-
ства нефтепровода в страны АТР. Одним из вариантов является строи-
тельство нефтепровода из России в Китай (Ангарск - Дацин). Реализа-
ция проекта фактически интегрирует трубопроводные системы России
и Китая. Одновременно институт прорабатывает альтернативный мар-
шрут трубопровода вдоль Байкало-Амурской магистрали с выходом на
побережье Японского моря. В конечном итоге экономическая целесооб-
разность определит выбор маршрута. В любом случае Россия получит
дополнительный выход на мировой рынок, прежде всего в страны АТР
(рис. 2.42).
Кроме того, Транснефть принимает участие в работе над проектом
строительства нефтепровода Россия - Китай по маршруту Ангарск -
Дацин. В сентябре 2001 г. было подписано российско-китайское согла-
шение о совместной разработке технико-экономического обоснования
проекта строительства нефтепровода Россия — Китай. Протяженность
маршрута составит 2 500 км. На первом этапе реализации проекта пла-
нируется перекачивать 20 млн тонн нефти в год. Согласно расчетам, при
данных объемах транспортировки капиталовложения в строительство
данного объекта составят приблизительно 1,5 млрд долл. США.
Этот проект нашел поддержку не только ведущих нефтяных компа-
ний России, но и российских производителей газа, которые сегодня ищут
новые направления для экспорта сырья. В частности, существует идея
создания нового магистрального трубопровода от месторождений Иркут-
ской области и Республики Саха (Якутия) на Благовещенск, Хабаровск
и Владивосток, к которому будет подведен газопровод с месторождений
острова Сахалин.
ТЕХНИЧ FT КОЕ Г or ТОЯНИЕ TEVEOUPOBOBHOrO ТРАНСПОРТА	11Ч
Рис. 2.42. Перспективные направления экспорта российской нефти
в страны Азиатско-Тихоокеанского региона
Два широтных трубопровода — нефтяной и газовый — могут пройти в
одном коридоре, что, по оценкам экспертов, даст как минимум 20-про-
центную экономию, а это для проектов такого масштаба и такой капита-
лоемкости выливается в многомиллионные суммы.
Реализация проекта даст мощный импульс освоению крупных газо-
вых месторождений Восточной Сибири и Дальнего Востока, позволит
газифицировать целый ряд населенных пунктов Российской Федерации,
повлечет за собой развитие инфраструктуры и создание новых промыш-
ленных и энергетических объектов на востоке страны. Объединение уси-
лий по строительству нефтяного и газового трубопроводов существенно
повысит инвестиционную привлекательность этого проекта и ускорит
сроки его реализации.
Россия, располагая всеми возможностями для участия в процессе
развития трубопроводных систем и интеграции инфраструктуры транс-
порта нефти при создании Евразийского энергетического пространства,
станет единственной страной в мире, объединившей трубопроводные
системы Европы и стран АТР.
По предложению нефтяных компаний «Юкос» и «Лукойл» прораба-
тываются варианты нефтепровода на Мурманск (рис. 2.43).
120
ГЛАВА II
Рис. 2.43. Схема нефтепровода «Западная Сибирь - Мурманск?
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 121
Совместно с коллегами из Казахстана и Туркменистана «Транс-
нефть» прорабатывает вариант транспортировки каспийской нефти в
Иран по маршруту Омск-Павлодар-Чимкент. На первом этапе объем
транспортировки по этому маршруту составит 5 млн тонн в год.
По данным Министерства экономического развития и торговли Рос-
сийской Федерации, реализация проектов экспортных нефтепроводов,
проходящих по территории России, к 2020 г. увеличит их мощности,
включая транзитные, с 130 до 210 млн тонн в год.
Система магистральных нефтепроводов обеспечивает надежную бес-
перебойную поставку нефти внутренним и зарубежным потребителям.
Одновременно в рамках концепции перспективного развития решают-
ся вопросы увеличения экспортных мощностей и новых эффективных
направлений, создаются предпосылки для закрепления транзита нефти
стран СНГ через территорию Российской Федерации.
2.6. СИСТЕМА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ
Транспортировку нефтепродуктов по магистральным трубопроводам
в России централизованно осуществляет компания ОАО АК «Транснеф-
тепродукт». Схема магистральных нефтепродуктопроводов представле-
на на рис. 2.44. Общая протяженность нефтепродуктопроводов на начало
2000 г. составляла 19,3 тыс. км. По территории Белоруссии, Украины,
Литвы, Латвии и Казахстана проходит 4,5 тыс. км продуктопроводов
ОАО АК «Транснефтепродукт». Работу продуктопроводов обеспечивает
100 перекачивающих станций и резервуарные парки общим объемом ем-
кости 4,63 млн м3. К нефтепродуктопроводной сети подключены 234 неф-
тебазы.
По этой сети нефтепродукты подаются российским потребителям, а
также на экспорт через перевалочные морские терминалы.
Транснефтепродукт осуществляет структуризацию компании: она
станет главным акционером 11 дочерних предприятий. ОАО АК «Транс-
нефтепродукт» становится вертикально интегрированной компанией с
централизованной системой управления и единой инвестиционной и
производственной программой.
Система нефтепродуктопроводов способна обеспечить транспортиров-
ку 54,5 млн тонн нефтепродуктов в год от 13 нефтеперерабатывающих
заводов (НПЗ) России.
Из-за кризисных явлений в экономике страны, снижения платежес-
пособного спроса на внутреннем рынке, распыления грузопотоков по
направлениям транспортировки не удается обеспечить рациональную
загрузку трубопроводов.
122
ГЛАВА II
Условные обозначения:
— НефтеврокднОАО’АКЛНГГ
	Перотшые 1«фшкнм ршлмя сжтеш ОМ) “АН ЛИГ
Нефтепромом, не кадящие в систем ОАО “АК TWT
—О Ноимыерумпы
Рис. 2.44. Схема нефтепродуктопроводов ОАО АК «Транснефть»
На начало 2001 г. загрузка нефтепродуктопроводов (НЛП) не пре-
вышала 42% технических возможностей. Бездействовали такие круп-
ные магистрали, как Курган - Тюмень, Синеглазово —Свердловск,
Орел - Курск, Ровно - Венгрия. Значительная часть мощностей рас-
пределительной сети НПП, связывающей производителей с региональ-
ными рынками России осталась невостребованной. Так, в 1999 г. око-
ло 10 тыс. км продуктопроводов были загружены всего на 32—34%.
Загрузка нефтепродуктопроводов от Башкирского, Самарского, Ниже-
городского, Рязанского, Московского, Омского, Киришского НПЗ со-
ставляла до недавних пор всего 21 млн тонн в год. Положение усугубля-
лось еще и тем, что значительная часть НПП - до 40% от общей
протяженности - полностью амортизирована, износ основных фондов
составил более 65%.
На нефтепродуктопроводах осуществляется техническая диагности-
ка и капитальный ремонт по специальным программам, однако объем
ремонта составляет около 0,77% от всей протяженности — совершенно
недостаточно учитывается «возраст» и состояние.
Программа технической диагностики, включая внутритрубную, хотя
и возросла, но также отстает от потребности.
Восполнение похищенных в результате криминальных врезок в НПП
нефтепродуктов требовало вынужденного отвлечения средств. Напри-
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	123
мер, потери от криминальных врезок по ориентировочным подсчетам
превышают 10 тыс. тонн топлива ежегодно. За последние 10 месяцев
2001 г. на территории России выявлено 307 криминальных врезок в
магистральные нефтепродуктопроводы, задержаны 152 преступника
и 101 автомобиль. Среди стран СНГ наиболее криминогенная обстанов-
ка складывается на территории Украины, где в период с января по но-
ябрь 2001 г. совершено 106 врезок. В 2001 г. компания была вынужде-
на создать структуру ООО «СпецТНП», которая занимается решением
проблем, связанных с хищением, обеспечением безопасности продук-
топроводов.
В период перехода экономики на рыночные отношения, в условиях
сокращения объемов производства нефтепродуктов и платежеспособ-
ного спроса, востребованность нефтепродуктопроводного транспорта,
обеспечивающего оптовые поставки топлива, существенно снизилась:
с 20,07 млн тонн в 1993 г. до 7,0 млн тонн в 1999 г. В тот же период
поставки нефтепродуктов на экспорт возросли с 3,9 млн тонн до
13,9 млн тонн. Однако в 2001 г. рост поставок на внутренний рынок
уже значительно опережал увеличение объемов экспорта по системам
магистральных НПП.
В условиях дальнейшего поступательного развития экономики Рос-
сии основной задачей является значительное наращивание объемов
транспорта нефтепродуктов потребителям внутреннего рынка России
с максимальным использованием возможностей системы НПП.
Разработанная «Транснефтепродуктом» концепция развития на
ближайшие 10 лет предполагает реконструкцию, техническое перево-
оружение и модернизацию действующих НПП, формирование новых
направлений трубопроводного транспорта нефтепродуктов, обеспечи-
вающих выход российским производителям на товарные рынки Рос-
сии и к экспортным терминалам. Предусмотрено также создание ре-
зервов пропускной способности на стратегических направлениях, что
позволит быстро реагировать на конъюнктуру товарных рынков и рын-
ка транспортных услуг. Предстоит сформировать экономически эффек-
тивные транспортные тарифы, стимулирующие инвестиционную ак-
тивность.
Поскольку сеть трубопроводов формировалась в середине прошлого
века, и многие ее участки изношены до предела, концепцией предусмат-
риваются мероприятия, направленные как на реконструкцию НПП, так
и на создание новых, расширение действующих трубопроводных маги-
стралей.
В ближайшем будущем АК «Транснефтепродукт» планирует соору-
жение магистральных нефтепродуктопроводов (МШШ) к морским тер-
миналам Черного и Балтийского морей.
124
ГЛАВА II
МНПП «Север» (Кустово - Ярославль - Кириши - Приморск)
проектной пропускной способностью 10 млн тонн в год обеспечит
транспорт светлых нефтепродуктов с НПЗ Башкирии, Нижнего Нов-
города, Нижнекамска, Перми, Омска, Ярославля, Кириши до пор-
тового комплекса «Приморск» Ленинградской области. Общая про-
тяженность трассы - 1 197 км. Планируемый объем инвестиций —
818,7 млн долл. Предполагаемый срок окупаемости - 4,4 года с на-
чала эксплуатации.
МНПП «Юг» (Сызрань - Саратов - Волгоград - Новороссийск)
предназначен для транспортировки светлых нефтепродуктов с НПЗ Са-
мары, Сызрани, Саратова и Волгограда до Новороссийского портового
комплекса. Объем транспортировки для внутреннего рынка предпола-
гается в объемы 2,3 млн тонн в год, на экспорт - до 10 млн тонн в год.
Общая протяженность трассы — 1 523 км. Планируемый объем инвес-
тиций — 1 373 млн долл. Ожидается, что этот проект окупится за 6,4
года с начала эксплуатации.
Другими крупными проектами компании являются строительство
НПП Андреевка - Альметьевк - Запад (рис. 2.45) и реконструкция
стратегически важного участка НПП Никольское - Стальной Конь -
Западное направление. По НПП Андреевка - Альметьевск - Запад топ-
ливо будет поступать с НПЗ Перми, Омска, Уфы и Нижнекамска в цен-
тральные регионы России и на экспорт, в том числе и по намечаемому
к строительству МНПП Кустово — Приморск. Объем транспортировки
предполагается на уровне 3,1 млн тонн в год. Планируемый объем ин-
вестиций —109,5 млн долл. Срок окупаемости с начала эксплуатации -
4 года.
Еще 115 млн долл, компания намерена потратить на увеличение про-
пускной способности участка НПП от ЛДСП «Никольское» (Тамбов-
ская обл.) до западной границы. Этот проект обеспечит дополнительный
экспорт нефтепродуктов в объеме 3,5 млн тонн в год. Здесь окупаемость
инвестиций составит 3,8 года.
Принятые меры по коренной модернизации системы управления по-
зволили повысить на 4% пропускную способность. Снова стал функ-
ционировать бездействовавший в течение 8 лет нефтепродуктопровод
Ровно - Венгрия.
В перспективе планируется увеличить пропускную способность экс-
портного направления на Вентспилс, а также переориентировать экс-
портные грузопотоки нефтепродуктов на побережье Балтийского и Чер-
ного морей, ввести в строй новые нефтепродуктопроводы: Нижний
Новгород - Ярославль — Кириши - Приморск и Сызрань - Саратов -
Волгоград - Туапсе.
В свете проекта Энергетической стратегии России до 2020 г., предус-
матривающей увеличение объемов переработки нефти до 220-225 млн
тонн в год с одновременной переориентацией экспорта с первичных
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 125
Рис. 2.45. Схема нефтепродуктопровода Андреевка - Альметьевск - Запад
126
ГЛАВА II
вичных энергоносителей на нефтепродукты» нагрузка на нефтепродук-
топроводы возрастет. В связи с этим к 2010 г. транспортировку нефте-
продуктов по экспортным магистралям Транснефтепродукта планиру-
ется довести до 21—27 млн тонн. Это более 60% запланированного к
вывозу за пределы России топлива. Должно произойти примерно трех-
кратное увеличение экспортного потенциала нефтепродуктопроводов
по сравнению с проектной мощностью нынешней экспортоориентиро-
ванной трубопроводной системы.
Для решения этой задачи потребуются новые трубопроводы.
На данный момент ограничивающим фактором наращивания эк-
спорта светлых нефтепродуктов является слабая разветвленность
действующей сети НПП. Однако проблема не только в этом: уро-
вень топливного экспорта сдерживается и относительно малым
удельным весом производимых в России нефтепродуктов высоко-
го качества.
Нефтепродуктолроводы
12%
Автомобильный и
водный транспорт
5%
Железная дорога
83%
Рис. 2.46. Доли различных
видов транспорта в перевозке
нефтепродуктов в России
Для увеличения пропускной
способности магистралей Транс-
нефтепродукта необходимо пере-
ориентировать на трубопровод-
ный транспорт региональные»
межрегиональные и экспортные
грузопотоки» что позволит довес-
ти долю участия «Транснефтепро-
дукта» в транспортировке всей
гаммы нефтепродуктов с 13% до
35-40% (рис. 2.46).
Перераспределение перево-
зок нефтепродуктов в пользу
трубопроводного транспорта
выгодно в связи с его преимуще-
ствами перед другими видами
транспорта» в том числе железнодорожным. К достоинствам тру-
бопроводного транспорта относятся: непрерывность и надежность
транспортного процесса» отсутствие подвижного состава и порож-
него пробега» экологическая безопасность, возможность автома-
тизации и телемеханизации транспортного процесса. Однако, ус-
пешно конкурируя с железной дорогой на параллельных
маршрутах, компания тесно взаимодействует с МПС РФ при сме-
шанных схемах транспортировки с использованием наливных
пунктов (Сокур, Синеглазово, Никольское, Брянск, Гомель» Нов-
город-Волынский) (рис. 2.47).
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 127
Рис. 2.47. Пункт налива нефтепродуктов в железнодорожные цистерны
2.7. ТРУБОПРОВОДНЫЕ СИСТЕМЫ НА НЕФТЯНЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПРОМЫСЛАХ
Протяженность трубопроводов различного назначения на нефтя-
ных и газоконденсатных промыслах составляет около 400 тыс. км.
На газоконденсатных промыслах аварийность трубопроводов на
порядок ниже, чем на нефтяных. Ежегодно на газопромысловых тру-
бопроводах фиксируется 1—2 аварии, причем такой уровень аварий-
ности остается, начиная с 1994 г. неизменным. К сожалению, офици-
альной статистики отказов на трубопроводах промыслов нет.
Наибольшую опасность для обслуживающего персонала, жителей
близлежащих поселений, природных комплексов представляют тру-
бопроводы и сооружения на промыслах, где добывается газ с высо-
ким содержанием сероводорода.
128
ГЛАВА II
По данным Госгортехнадзора в 2001 г. на нефтяных промыслах про-
изошло 42 тыс. случаев разгерметизации трубопроводов. На рельеф ме-
стности, в том числе в водные объекты, вылилось более 65 тыс. м3 нефти
и пластовой воды.
В настоящее время протяженность промысловых нефтепроводов Рос-
сии составляет порядка 265 тыс. км. Из них около 60% - трубопроводы
систем сбора нефти, систем сбора газа - 15%, систем поддержания пла-
стового давления — 25%.
Большая часть из них уже проработала свыше десяти лет, т. е. пре-
высила амортизационный срок службы.
В табл. 2.15 в качестве примера приведен возрастной состав трубо-
проводов АНК «Башнефть».
Таблица 2.15. НАЛИЧИЕ И ВОЗРАСТНОЙ СОСТАВ ДЕЙСТВУЮЩЕГО
ПАРКА ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ АНК «БАШНЕФТЬ»
ПО СОСТОЯНИЮ НА 01.01.2000 г.
Всего трубо- проводов, км	в том числе по возрастному составу							
	0—5 лет		6~10 лет		11—15 лет		свыше 15 лет	
	КМ	%	км	%	км	%	км	%
23970,2	4777,8	19,9	5601,2	23,4	5961,8	24,9	7629,4	31,9
Как видно из таблицы, значительная часть трубопроводов (более
30% ) находится в эксплуатации свыше 15 лет.
Количество отказов на промысловых трубопроводах колеблется от
0,15 до 1,15 на один километр в год. Наибольшее число отказов (до 70% )
имеет место на месторождениях Западной Сибири. Доля аварий из-за
внутренней коррозии — свыше 90%.
На нефтяных промыслах наблюдается массовый преждевременный
выход из строя трубопроводов, зарастание сечения продуктами коррозии
и резкое снижение пропускной способности как следствие одной пробле-
мы — коррозии. На многих нефтяных месторождениях Башкортостана,
Татарстана, Тюменской области трубы выходят из строя через 2—7 лет.
Применение ингибиторов не обеспечивает высокого защитного резуль-
тата. Это связано с сильным обводнением нефти, заметной нестабильнос-
тью режима перекачки, а также чувствительностью ингибирующего вли-
яния к изменению скорости потока, концентрации загрязнений на
поверхности труб и скоплению на нижней части труб осадков различного
происхождения. К тому же ингибированием охвачена лишь небольшая
часть трубопроводов. Применение труб с внутренней изоляцией по зару-
бежным технологиям также имеет небольшой объем и далеко не всегда
достигается качество покрытия и надежная защита от химической кор-
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	129
розии. Стеклопластиковые трубы пока применяются в незначительных
объемах, а их долговечность определяется лишь 15—20 годами.
Газопромысловые трубопроводы являются одним из основных эле-
ментов в технологической цепочке добычи и подготовки к транспорту
природного газа и газового конденсата. Их общая протяженность соиз-
мерима с общей протяженностью магистральных газопроводов. К га-
зопромысловым трубопроводам относятся трубопроводы обвязки сква-
жин, газосборные промысловые сети (шлейфовые трубопроводы от
скважин до установок комплексной подготовки газа — УКПГ, коллек-
торы, соединяющие УКПГ), технологические трубопроводы на терри-
тории УКПГ, межпромысловые газоконденсатопроводы, трубопрово-
ды в системах закачки промстоков и др.
Учитывая что промысловые трубопроводы прокладываются на тер-
ритории объектов, где непосредственно присутствует персонал, предус-
мотрены повышенные требования по их надежности и безопасности.
Обязательным руководящим документом для всех организаций на
территории Российской Федерации, занимающихся проектированием
систем сбора и подготовки нефти, газа и воды, конструированием соот-
ветствующих видов блочного автоматизированного оборудования,
средств и систем автоматизации, исследованием технологических про-
цессов, являются унифицированные технологические схемы (РД 39-
0148311-605-86).
ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
СХЕМЫ И СОСТАВ
СООРУЖЕНИЙ СИСТЕМ
СБОРА И ПОДГОТОВКИ
НЕФТИ
Унифицированными схемами техно-
логических комплексов обустройства
месторождений нефтегазодобываю-
щих районов должны обеспечиваться:
-	требуемое качество товарной
продукции;
-	замер дебита нефти и газа по каж-
дой скважине, измерение продукции (нефть, газ, вода) в системе нефте-
газосбора по каждой производственной бригаде и предприятию в це-
лом, учет товарной продукции;
— надежность эксплуатации нефтегазопроводов и установок, полная
их герметизация;
-	максимальное использование природных ресурсов;
—	комплексная автоматизация технологических процессов;
-	охрана окружающей среды.
В России в настоящее время полностью изжили себя так называе-
мые открытые системы сбора, предопределяющие наибольшее загряз-
нение окружающей среды. Повсеместно применяются системы сбо-
ра, в которых предусмотрена в той или иной мере герметизация
технологических процессов, что позволило уменьшить потери от ис-
парения в 2-2,5 раза.
130
ГЛАВА II
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	131
Рис. 2.48. Технологический комплекс обустройства нефтедобывающего
района. Промысловый сбор, транспорт и учет продукции скважин
С-1-4 - сепараторы I-IV ступеней сепарации; 0-1 - отстойник предварительно-
го обезвоживания; 0-2 — отстойник II ступени обезвоживания; Э-2 — электро де-
гидратор; ГС-3,4 - газовые сепараторы; ГЗУ - групповая замерная установка;
КС - компрессорная станция; Н-1 - насос подачи сырой нефти; Н-3 - насос по-
дачи товарной нефти; Н-4 - насос подачи воды в систему ППД; Н-5 — насос по-
дачи возвратной нефти; УОГ — установка очистки газа от H2SO4; ГЦ — гидроцик-
лон; П-1,2 - печи трубчатые; БРГ - блок регенерации гликоля; БР - блок
реагента; БИ - блок индикатора; А-1 -абсорбер; БЕ - буферная емкость; Р-1 -
резервуар для приема нефти; а - анализатор качества; БО — блок-отстойник для
очистки воды; БОН - блок-дегазатор; БОС - блок откачки стоков; Р-2 - резер-
вуар пластовой воды; Е-2 - шламонакопитель.
Технологический комплекс обустройства нефтегазодобывающе-
го района (месторождения) включает сооружения, показанные на
рис. 2.48:
•	на месторождениях: выкидные линии, замерные установки, при
необходимости - устьевые подогреватели, сепараторы I ступени сепара-
ции, узлы предварительного обезвоживания, бригадного учета продук-
ции скважин, дожимные насосные станции (ДНС), дозаторы реагента -
ингибитора коррозии, путевые подогреватели;
•	на ЦПС: сепарационные блоки первой и последующих ступеней се-
парации нефти, блоки предварительного обезвоживания, блоки нагре-
ва, блоки подготовки нефти, воды и газа, вспомогательные сооружения
и инженерные коммуникации.
Система подготовки на ЦПС включает комплекс технологических
аппаратов и процессов, предназначенных для получения товарной не-
фти, ее учета и дальнейшего транспорта, для очистки сточных вод, пер-
вичной подготовки газов концевых ступеней к транспорту.
Анализ качественного и количественного применения герметизиро-
ванных систем сбора, позволил выделить девять обобщающих вариан-
тов схем, приведенных на рис. 2.49.
В первом варианте, на пути движения продукции скважин к ЦПС
предусматривается лишь ее количественное измерение. Во втором ва-
рианте, после измерения продукция в другом территориально обособ-
ленном узле системы разделяется на два самостоятельных потока (газо-
вый и жидкостной), после этого транспорт жидкости осуществляется за
счет использования насосов. В третьем и четвертом вариантах, измере-
ние совмещено с разделением продукции на два самостоятельных пото-
ка, причем, в четвертом, как и во втором варианте, вводится дополни-
тельная энергия для осуществления транспорта. В пятом и шестом
вариантах, измерение и процесс сепарации газа от жидкости совмещены
территориально с процессом перекачки жидкости. В шестом варианте
132
ГЛАВА П
1 2 3 4 5 6 7 8 9	С С					ТТЛ/”1	
		)	LA		•		ЦНС Т ITT/"*	
				дне		цпс	
		\	Г*					цпс	
		)	дд i	►		{—।			
		х	А			дне	- - - 	 		цпс	
		)	£д 1					
		>					ь-	ТТГК'	
		>	д .	Г2			f"		цпс	
		А		дне			цпс	
		>	£2				- ж	цпс цпс	
		'	V \	V“7						
		г 	   "V					дне			
	i	& 1						
	с	\			дне		цпс	
		'	V					
л		А дне цпс	-	скважина -	групповая замерная установка ;	>> у ) - индивидуальная замерная установка (с сепарацией) ) - групповая замерная установка с сепарацией (и насосом откачки нефти) ► -дожимная насосная станция -	центральный пункт сбора				
Рис. 2.49. Обобщающие варианты системы сбора,
применяемые на нефтяных месторождениях России
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	133
(как во втором и четвертом), после дополнительного отделения газа от
жидкости в другом узле системы жидкость транспортируется насоса-
ми. Варианты седьмой, восьмой и девятый являются модификациями
первого, второго и четвертого вариантов — в них групповой замер заме-
нен на индивидуальный.
В рассмотренных вариантах сепарация воды, попутно добываемой
с нефтью, может быть совмещена с процессом сепарации газа в одном
узле системы. Однако этот технологический процесс не имеет повсеме-
стного распространения и определяется местными условиями разра-
ботки. То же самое можно отметить и в отношении раздельного сбора
обводненной и безводной нефти.
По принципам доставки продукции до пунктов подготовки указан-
ные выше варианты могут быть разбиты на две группы.
В первом случае, вся продукция скважин доставляется до пунктов
подготовки по одной линии, не подвергаясь разделению на самостоятель-
ные потоки (в общем случае нефтяной, газовый и водяной). Такой вари-
ант системы условно можно назвать однотрубным. Во втором случае,
продукция по мере движения подвергается частичному или полному
разделению на самостоятельные потоки. Условно этот вариант системы
можно назвать двутрубным (многотрубным).
Первая группа характеризуется максимальным сосредоточением тех-
нологических процессов в одной или нескольких пунктах подготовки,
во второй группе возникает необходимость в создании дополнительных
пунктов обслуживания по всему месторождению (или рассматриваемой
площади).
К первой группе относятся первый и седьмой варианты систем про-
мыслового сбора (в седьмом варианте сепарация проводится только в
момент замера).
Выбор типа системы сбора продукции скважин ориентирован на уро-
вень безопасности.
2.7.1.	Состав промысловых трубопроводов
В состав трубопроводных систем сбора и подготовки продукции сква-
жин входят:
а)	выкидные трубопроводы от скважин для транспортирования про-
дукции скважин до замерных установок;
б)	нефтесборные трубопроводы для транспорта продукции нефтяных
скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации
нефти (нефтегазопроводы);
в)	газопроводы для транспортирования нефтяного газа от устано-
вок сепарации нефти до установок подготовки газа (УПГ) или до по-
требителей;
134
ГЛАВА II
г)	нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или раз-
газированной, обводненной или безводной нефти от пункта сбора не-
фти и дожимных насосных станций (ДНС) до центральных пунктов сбо-
ра (ЦПС);
д)	газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным
скважинам при газлифтном способе добычи;
е)	газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью уве-
личения нефтеотдачи;
ж)	трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем за-
хоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизон-
ты с давлением закачки 10 МПа и более;
з)	водоводы поддержания пластового давления для транспорта пре-
сной, пластовой и подтоварной воды на кустовой насосной станции
(КНС);
и)	нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от цент-
ральных пунктов сбора и подготовки нефти до сооружений магистраль-
ного транспорта;
к)	газопроводы для транспортирования газа от центральных пунк-
тов сбора до сооружений магистрального транспорта;
л)	ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или
другим объектам обустройства нефтяных месторождений;
м) внутриплощадочные трубопроводы, транспортирующие продукт
на объектах его подготовки.
2.7.2.	Классификация и категории трубопроводов
Все трубопроводы в зависимости от их назначения, диаметра, рабо-
чего давления, газового фактора и коррозионной активности транспор-
тируемой среды подразделяются на четыре категории опасности при их
эксплуатации.
К первой категории относятся:
—	метанолопроводы;
-	трубопроводы, транспортирующие вредные среды.
Ко второй категории относятся:
—	ингибиторопроводы;
—	нефтегазопроводы условным диаметром более 700 мм и газовым
фактором более 300 м3/т;
—	трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые
и сточные воды с рабочим давлением более 10 МПа;
—	трубопроводы систем увеличения нефтеотдачи пластов с рабочим
давлением более 10 Мпа.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	135
К третьей категории относятся:
—	выкидные линии скважин;
-	нефтегазопроводы условным диаметром более 700 мм и газовым
фактором менее 300 м3/т;
-	нефтегазопроводы условным диаметром менее 700 мм и газовым
фактором более 300 м3/т;
—	трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пластовые и
сточные воды с рабочим давлением менее 10 МПа;
-	нефтепроводы условным диаметром более 700 мм.
К четвертой категории относятся:
—	нефтегазопроводы условным диаметром менее 700 мм и до 300 мм
включительно и газовым фактором менее 300 м3/т;
-	нефтегазопроводы условным диаметром менее 300 мм независимо
от газового фактора;
-	нефтепроводы условным диаметром менее 700 мм;
-	трубопроводы систем заводнения, транспортирующие пресную
воду с рабочим давлением менее 10 МПа.
Трубопроводы четвертой категории, проектируемые для северной
строительно-климатической зоны, приравниваются к трубопроводам
второй категории.
Трубопроводы третьей категории, прокладываемые по территории
сплошного и прерывистого распространения вечномерзлых грунтов
(ВМГ), второй и третьей категории просадочности, приравниваются к
трубопроводам второй категории.
Категории просадочности ВМГ следует принимать по табл. 2.16 в
зависимости от относительной осадки основания, определяемой отно-
шением абсолютной осадки к высоте слоя грунта, оттаивавшего под тру-
бопроводом за время его эксплуатации.
Таблица 2.16. КАТЕГОРИИ ПРОСАДОЧНОСТИ ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ		
Наименование грунта по просадочности	Относительная осадка при оттаивании	Категория просадочности ВМГ
Малопросадочный (без ледяных включений, малольдистый)	0,1	I
Просадочный (льдистый)	0,1...0,5	п
Сильнопросадочный (сильнольдистый с крупными включениями подземного льда)	>0,5		, В II I 	1
136
ГЛАВА II
Категории участков промысловых трубопроводов, прокладывае-
мых на ВМГ, определяются по табл. 2.17 в зависимости от категории
просадочности ВМГ, способа прокладки и категории трубопровода.
Таблица 2.17. КАТЕГОРИИ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ
Категория трубопровода	Категории участков промысловых трубопроводов					
	Подземная и наземная прокладка при категории просадочности ВМГ			Надземная прокладка при категории просадочности ВМГ		
	I	II	ш	I	II	III
I	I(D	B(D	-(В)	I	I	в
п	UH)	B(D	-(В)	п	I	в
ш	П(Ш)	ЦП)	-(I)	пт	п	I
Примечание. В скобках указаны категории участков для одиночных “холод-
ных” трубопроводов (По температурному режиму участки промысловых трубо-
проводов делятся на две группы — “теплые” и “холодные”. У “теплых” трубопро-
водов среднегодовая температура продукта выше или равна 0° С, у “холодных” -
ниже 0° С.); В - внекатегорийный трубопровод.
2.7.3.	Причины возникновения аварий
на промысловых трубопроводах
Причины возникновения аварий на промысловых трубопроводах
можно условно разделить на технические и организационные.
Большинство аварий, возникающих при сборе и подготовке нефти,
связаны с организационными причинами, такими, как нарушение тех-
нологии производственного процесса и несоблюдение правил пожарной
безопасности. Возможные технические причины - это отступление от
проектов при монтаже установок сбора и подготовки нефти.
Возникновение аварий на нефтепромыслах обусловлено наличием
в нефтесборных коллекторах пожаро- и взрывоопасного продукта под
высоким давлением. Возрастание вязкости продукции нефтяных сква-
жин с ростом их обводненности вызывает необходимость повышения
давления в начальных участках трубопроводов для преодоления гид-
равлических сопротивлений, вследствие чего возможны порывы кол-
лекторов.
Отказы трубопроводов приводят к серьезным осложнениям в разра-
ботке нефтяных месторождений, увеличивая расход материально-тех-
нических ресурсов, ухудшая состояние окружающей среды, условия и
безопасность работы обслуживающего персонала.
Количество отказов промысловых трубопроводов колеблется от 0,15
до 1,15 на один километр в год. Наибольшее число отказов (до 70%)
имеет место на месторождениях Западной Сибири.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 137
В трубопроводах системы нефтесбора наибольшее количество по-
рывов приходится на выкидные линии добывающих скважин (80—
97%). Основное количество аварий (до 90%) происходит из-за корро-
зии внутренней поверхности труб. При этом 70—85% порывов
происходит по телу труб, при этом 72-83% отказов приходится на зону
нижней образующей трубы.
В качестве примера в табл. 2.18 приведены причины возникнове-
ния порывов трубопроводов системы нефтесбора в Туймазинском НГДУ
АНК «Башнефть».
Таблица 2.18. ПРИЧИНЫ ПОРЫВОВ НЕФТЕСБОРНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ В НГДУ «ТУЙМАЗНЕФТЬ»
Причины аварий	Количество аварий по годам, шт.					
	1981	1982	1983	1984	1985	1986
Дефекты сварки Механические повреждения Коррозия (внутренняя) Прочие причины Всего аварий Доля аварий из-за внутренней коррозии. %	302 26 1250 9 1587 78,7	304 28 1408 12 1747 80,6	327 28 1450 3 1806 80,3	136 11 1328 6 1508 88,1	143 10 1217 7 1377 88,4	139 5 936 20 1010 84,8
С увеличением времени эксплуатации нефтепроводов, эксплуати-
рующихся без защитных мероприятий, число аварий по причине кор-
розии возрастает. Прогрессирующий рост аварийности наблюдается
уже через 3-4 года эксплуатации.
Количество порывов и удельная аварийность на нефтесборных кол-
лекторах зависит от скорости потока добываемой жидкости в трубах.
Для условий ряда месторождений России максимум этих показате-
лей наблюдается при скорости потока около 0,5 м/с и резко убывает
(в 6-10 раз) при достижении потоком скорости 1,0 м/с. Наибольшее
число аварий на выкидных линиях наблюдается у скважин с низким
(50...100 м3/сут.) дебитом жидкости.
В трубопроводах системы поддержания пластового давления
(ППД) в начальный период эксплуатации свыше 90% аварий про-
исходит в сварных соединениях труб. С увеличением времени экс-
плуатации системы заводнения сточными водами количество ава-
рий по телу трубы увеличивается. Основное число порывов также
происходит из-за внутренней коррозии труб. В качестве примера
в табл. 2.19 приведены причины порывов водоводов в АНК «Баш-
нефть» .
Аварийность водоводов пресных вод в несколько раз ниже, чем при
утилизации сточных вод.
138
ГЛАВАП
Таблица 2.19. ПРИЧИНЫ ПОРЫВОВ ВОДОВОДОВ В АНК «БАШНЕФТЬ»
Причины аварий	Количество аварий по годам, шт.		
	7986	1987	1988
Дефекты сварки	285	207	170
Механические повреждения	71	104	85
Заводской брак	—	29	23
Превышение допустимого давления	—	33	29
Коррозия (внутренняя)	3204	3772	3099
Всего аварий	3560	4145	3406
Доля аварий из-за внутренней коррозии, %	90	91	91
Здесь также наблюдается связь между количеством порывов и ско-
ростью потока. Так, на ряде месторождений отмечено, что удельная
аварийность водоводов обратно пропорциональна скорости потока в
трубопроводе. Она сокращается более чем в 10 раз при скоростях выше
0,6 м/с.
2.7.4.	Коррозия нефтепромысловых трубопроводов
и оборудования
Коррозия трубопроводов является, как было сказано выше, основ-
ной причиной их порывов и возникновения аварийных ситуаций.
Для трубопроводных коммуникаций и основного оборудования ус-
тановок обычно используются углеродистые стали, обладающие ма-
лой коррозионной стойкостью в средах нефтедобычи. Коррозионное
воздействие нефтегазопромысловых сред, оценивается по скорости
коррозии стали в зависимости от содержания агрессивных компонен-
тов. По степени коррозионного воздействия они делятся на неагрес-
сивные при скорости коррозии менее 0,01 мм/год, слабоагрессивные —
0,01-0,1 мм/год, среднеагрессивные — 0,1-0,5 мм/год и сильноагрес-
сивные — более 0,5 мм/год.
Степень агрессивного воздействия сред на нефтегазопромысловое
оборудование и трубопроводы из углеродистых сталей зависит:
•	для газовых сред — от содержания и вида агрессивных компо-
нентов (сероводорода, углекислого газа, кислорода), наличия кон-
денсата (водного и углеводородного), влажности, температуры, дав-
ления;
•	для водных и нефтяных сред — от наличия и концентрации агрес-
сивных компонентов, взвешенных частиц, скорости движения, темпе-
ратуры, минерализации и pH водной фазы, содержания коррозионно-
опасных микроорганизмов.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	139
Водные среды делят на пресные (технические) воды подземных го-
ризонтов, морские и сточные, аэрированные и неаэрированные, содер-
жащие и несодержащие сероводород, углекислый газ, сульфатвосста-
навливающие бактерии (СВБ).
Нефтяные среды обычно разделяют на устойчивые и неустойчивые
водонефтяные эмульсии, содержащие и не содержащие агрессивные
компоненты.
Особенностью коррозионного воздействия нефтепромысловых сред
на трубопроводные сети является его локализация по нижней образу-
ющей труб и, гораздо реже, — по границе раздела фаз. На внутренней
поверхности труб, кроме металлургической гетерогенности при различ-
ных условиях эксплуатации, возникают макрогальванопары за счет
различия доступа электролита (контакт с углеводородной и водной
фазами, наличие осадков и продуктов коррозии, локальное развитие
бактерий, скопление их метаболитов и др.). Дифференциация поверх-
ности металла на участки приводит к тому, что анодная реакция пре-
кращается на значительной части поверхности и сосредотачивается на
локальных участках.
Коррозионная активность транспортируемой среды может увеличи-
ваться в результате расслоения фаз и выделения пластовой воды, час-
тичного удаления газа и, главным образом, за счет попадания в нефть
кислорода воздуха вследствие негерметичности системы.
С точки зрения защиты металла оборудования от коррозии важ-
но, что наиболее прогрессивные системы сбора и транспорта нефти
являются в основе своей герметизированными, а это способствует со-
хранению первоначальной коррозионной активности перекачиваемой
среды.
Известно, что продукция скважин нефтяных месторождений посте-
пенно обводняется в процессе разработки. Две взаимно нерастворимые
фазы (нефть и вода) образуют эмульсию гидрофобного типа. При подъе-
ме на дневную поверхность с ростом водонефтяного отношения стой-
кость эмульсии в наземных трубопроводах снижается, и потому про-
исходит ее расслоение. При движении смеси по промысловым
коллекторам вновь образуются нестойкие эмульсии, быстро разруша-
ющиеся, например, при переходе в трубопровод большего диаметра или
остановке перекачки. Если количество воды в нефти превышает неко-
торый предел (обычно 70-80%), происходит инверсия смачивания, и
эмульсия из гидрофобной переходит в гидрофильную, то есть водная
фаза начинает преимущественно смачивать поверхность металла. От-
деление воды от нефти, скопление ее, как правило, в нижней части
трубопроводов и емкостей, создает реальные возможности для кор-
розионного процесса, интенсивность которого зависит от наличия в
среде агрессивных агентов.
140
ГЛАВА И
На скорость коррозии стали влияют растворенные в пластовой воде
газы (сероводород, кислород и углекислый газ). При отсутствии агрес-
сивных газов в среде скорость коррозии стали минимальна, при аэра-
ции воздухом скорость коррозии, например, для условий месторожде-
ний Башкортостана увеличивается в 3 раза, а при насыщении среды
только сероводородом коррозионное разрушение стали возрастает в 4
раза. Совместное присутствие кислорода и сероводорода ведет к возра-
станию скорости коррозии стали почти на два порядка.
Образование сероводорода в нефтяных пластах связано с микробио-
логическими процессами, и, в частности, с жизнедеятельностью суль-
фатвосстанавливающих бактерий (СВБ) под общим названием
“Desulfovibrio”, широко распространенных в природе. СВБ развива-
ются, как правило, под осадками продуктов коррозии и отложений
солей, парафина, остатков нефти. Остаточное количество кислорода,
идущее на окисление пластовой нефти, создает для СВБ непрерывный
источник питания.
2.7.5.	Опасные и вредные производственные факторы,
характерные для промысловых систем сбора
Опасные и вредные производственные факторы могут иметь хими-
ческое, физическое, биологическое, психофизиологическое происхож-
дение. К ним относятся:
•	разлет осколков при разрушении трубопроводов;
•	образование мощных струй жидкости и газа при порывах трубопрово-
дов или разрушении деталей трубопровода (фланцы, муфты и прочее);
•	образование радиоактивных отложений на арматуре, деталях тру-
бопроводов;
•	радиоактивное и ультразвуковое облучение при проведении конт-
рольных измерений;
•	термическое воздействие при пожарах, а также сжигании нефти
после аварий и ликвидации трубопроводов;
•	недостаточная освещенность рабочей зоны (в колодцах, на перехо-
дах в помещениях насосных станций и пр.);
•	образование взрывоопасных смесей газов в колодцах, в низких ме-
стах местности, в помещениях и пр. при утечках нефти и газа из трубо-
проводов и при аварии на них;
•	скопление газообразных веществ общетоксического и другого вред-
ного действия (углеводороды Cj-C6, меркаптаны, сероводород) в колод-
цах, помещениях и пр., использование различных химических веществ
(депрессаторов, ПАВ и др.);
•	нарушение растительного покрова местности при инженерно-гео-
логических изысканиях, рытье траншей, эксплуатации строительной
техники, эксплуатации горячих трубопроводов;
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	141
•	механические нарушения плодородного почвенного слоя;
•	загрязнение поверхностных и грунтовых вод нефтью, минерали-
зованными водами и применяемыми химическими реагентами при по-
рывах и утечках из трубопроводов в процессе их эксплуатации, при ре-
монтно-восстановительных работах и пр.;
•	загрязнение атмосферного воздуха нефтяными газами при порывах
и утечках из трубопроводов, аэрозолями при сварочных работах, дымо-
выми газами от различного рода агрегатов, при сжигании остатков не-
фти при порывах и ликвидации трубопроводов, при проведении изоля-
ционных работ;
•	механическое разрушение природных комплексов при строитель-
ных и ремонтно-восстановительных работах, при возможных взрывах
смеси нефтяных газов с воздухом, при залповых выбросах продукции
из скважин и трубопроводов, при пожарах;
•	усталость обслуживающего персонала, монотонность труда, эмоци-
ональные перегрузки.
2.7.6.	Характеристика возможных отходов и выбросов
в системе сбора и подготовки продукции скважин
Эксплуатация собственно трубопроводов систем сбора, ППД и га-
зосбора сопряжена с отходами и выбросами через фланцевые соеди-
нения и сальниковые уплотнения запорной арматуры (а также при
аварийных либо при профилактических ремонтных работах). В та-
ких случаях отходы и выбросы характеризуются наличием вредных
веществ 3-го и 4-го классов опасного воздействия на организм чело-
века с зонами острого действия, согласно ГОСТу 12.1.007-76 «Вред-
ные вещества» от 3 м (4-й класс) до 29 м (3-й класс).
В зонах промысловых трубопроводов (на объектах, связанных с тру-
бопроводами) постоянными источниками потерь нефти являются:
•	эксплуатационные скважины - фланцевые соединения, сальнико-
вые уплотнения открытой запорной арматуры и полированного штока
на устьях скважин;
•	установки замера продукции скважин - фланцевые соединения,
сальниковые уплотнения открытой запорной арматуры;
•	дожимные насосные станции — установки предварительного отбо-
ра газа, нефтегазовые и газовые сепараторы, если жидкость из конден-
сатосборников газосборных сетей и факельных линий не утилизирует-
ся на предприятиях нефтяной или иных компаний;
•	резервуары и установки для предварительного сбора дренажных
вод;
•	емкости для сбора утечек из сальниковых и торцевых уплотнений
центробежных насосов.
142
ГЛАВА II
Аналогичные потери имеют место на дозировочных установках БРХ,
оборудованных дозировочными насосами типа НД или М-1 при закач-
ке деэмульгатора и метанола на ДНС или ингибитора коррозии.
В случае аварий, либо при профилактических или ремонтных рабо-
тах на рассмотренных объектах отходы и выбросы будут такими же, как
и в аналогичных ситуациях на трубопроводах.
2.7.7.	Концепция системы обеспечения безопасной
эксплуатации, продления срока службы
и повышения надежности промысловых трубопроводов
Нормальное функционирование промысловых трубопроводных сис-
тем должно обеспечивать безопасность жизни и здоровья людей, рабо-
тающих на этих объектах, и охрану окружающей среды.
При осуществлении процесса разработки нефтяного месторождения име-
ют место три взаимосвязанных между собой труппы процессов: подземные про-
цессы; процессы, имеющие место в стволах нагнетательных и добывающих
скважин; процессы, происходящие в сборных коммуникациях.
Оптимальные условия осуществления технологии разработки место-
рождения (залежи) будут иметь место лишь в том случае, когда все груп-
пы названных процессов будут составлять единое целое, подчиняясь еди-
ным критериям оптимальности, то есть обеспечению заданной добычи
при максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи и минималь-
но возможных затратах.
Нефтяные месторождения характеризуются чрезвычайно большим
разнообразием орогидрографических, геологических и климатических
условий районов их местоположения, характером и глубинами залега-
ния продуктивных горизонтов, физико-химическими параметрами со-
держащихся в них жидкостей и газов и т. д. Помимо этого, показатели
процесса разработки любого месторождения (пластовые и забойные дав-
ления, отборы жидкости, обводненность добываемой продукции, ее вяз-
кость, газосодержание и т. д.) постоянно изменяются во времени, порой
в значительных пределах.
Опыт эксплуатации нефтяных месторождений показывает, что сис-
темы сбора претерпевают неоднократные изменения и реконструкции.
Эти трансформации обусловлены необходимостью время от времени при-
водить действующую систему сбора в соответствие изменяющимся ус-
ловиям разработки, а также изменившемуся уровню развития техни-
ки. При проектировании обустройства нефтяных месторождений такие
трансформации обычно не предусматриваются.
Изменение условий разработки нефтяных месторождений против
расчетных, как правило, сопровождается различного рода осложнени-
ями в системах сбора. В настоящее время разработано много технико-
технологических мероприятий для борьбы с ними. Однако в оперативном
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	143
порядке используется лишь небольшая часть этих мероприятий, по-
скольку выбор их в большей мере зависит от особенностей уже дей-
ствующей трубопроводной сети. Для использования наиболее эффек-
тивных в возникающей ситуации мероприятий часто требуются
дорогостоящие реконструкции систем сбора.
С учетом вышеизложенного, в Институте проблем транспорта энер-
горесурсов (ИПТЭР, г. Уфа) была разработана концепция создания
адаптивных (легко перестраиваемых) систем сбора нефти и нефтяного
газа, то есть систем, технико-экономические параметры которых (кон-
фигурация, направление движения потоков добываемых флюидов,
размеры трубопроводов и т. д.) могут быть изменены и приведены в со-
ответствие изменяющимся условиям разработки нефтяных месторож-
дений оперативно и без больших затрат материально-технических
средств (РД 39-1-900-83).
Внедрение названной концепции в нефтепромысловую практику по-
зволило только за счет создания оптимальных режимов движения про-
дукции в трубопроводах значительно продлить срок их службы и повы-
сить надежность работы.
Важно подчеркнуть, что обеспечение безопасности промысловых тру-
бопроводных систем должна предусматриваться на стадии их проекти-
рования, строительства и эксплуатации.
2.7.8.	Пути повышения надежности и безопасности работы
промысловых трубопроводных систем
Достижение надежной и безопасной эксплуатации промысловых
трубопроводных систем лежит в русле разрешения двух основных
проблем:
-	снижения или предотвращения процессов коррозии нефтепромыс-
лового оборудования и трубопроводов разного назначения;
-	повышения эффективности системы организационно-технических
мероприятий (диагностика, мониторинг, ремонт и др.).
Снижение или предотвращение процессов коррозии нефтепромысло-
вого оборудования и, как следствие, снижение отказов достигается:
—	технологическими методами, направленными на сохранение пер-
воначально низкой агрессивности добываемой продукции, или создани-
ем наиболее благоприятных условий эксплуатации нефтедобывающе-
го оборудования и трубопроводов;
-	использованием специальных средств защиты, включающих при-
менение ингибиторов коррозии, защитных покрытий, неметаллических
материалов и коррозионно-стойких металлов для труб, а также элект-
рохимической (катодной или протекторной) защиты.
144
ГЛАВА И
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ Значительного снижения выбросов углево-
МЕТОДЫ	дородов можно достичь повсеместным вне-
дрением герметизированной системы сбо-
ра, подготовки и транспорта нефти и попутного газа, улавливания и
утилизации легких углеводородов, модернизацией резервуарных пар-
ков (оптимизация технологии подготовки нефти, нефтяного газа и
воды, уменьшение количества таких объектов с переводом их на ре-
жим работы установок предварительного сброса воды, сокращения ко-
личества резервуаров и подключения работающих к системе устано-
вок улавливания легких фракций - УУЛФ).
Герметизация систем сбора, подготовки, транспорта нефти, нефтя-
ного газа и утилизация сточных вод с целью предотвращения попада-
ния кислорода, создание оптимальных скоростей транспорта нефте-
промысловых сред за счет строительства трубопроводов с меньшими
диаметрами, наряду с организацией предварительного сброса пласто-
вых вод, — являются основными технологическими мероприятиями по
повышению сроков эксплуатации трубопроводных коммуникаций. Это
достигается как за счет снижения агрессивности сред, так и снижения
объемов встречных потоков транспорта сильно обводненной нефти до
установок подготовки нефти (УПН) и сточных вод в систему ППД.
Основную массу сточных вод (85%) нефтепромыслов составляют пла-
стовые (добываемые с нефтью) воды. Количество пластовой воды, отделя-
емой от нефти, зависит от обводненности нефти в продуктивном пласте.
Напомним, что на месторождениях, находящихся на поздней стадии раз-
работки, обводненность нефти может достигать 70-80% и более.
В зависимости от свойств сточных вод основными способами очист-
ки являются: механический, химический, физико-химический и био-
химический.
В настоящее время очистка сточных вод практически на всех неф-
тепромыслах производится в герметичных системах. Применяющие
очистные сооружения предусматривают выделение основной массы
нефтепродуктов и твердых примесей, содержащихся в сточных водах,
в резервуарах-отстойниках.
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ОРГАНИЗАЦИОННО ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯТИИ ДЛЯ НАДЕЖНОЙ
И БЕЗОПАСНОЙ РАБОТЫ СИСТЕМ
СБОРА НА ПРОМЫСЛАХ
Обеспечение надежности и
безопасности промысловых
трубопроводных систем дос-
тигается разработкой и про-
ведением организационно-
технических мероприятий
на всех стадиях их проекти-
рования, строительства и эк-
сплуатации.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
145
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
К ПРОЕКТИРОВАНИЮ
ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
Конструкция промысловых трубопро-
водов и способы их сооружения должны
обеспечивать безопасную и надежную
эксплуатацию в пределах нормативно-
го срока службы.
Трассы трубопроводов выбираются на основании многовариантных
технико-экономических исследований. В качестве критериев оптималь-
ности вариантов принимаются приведенные затраты при сооружении,
техническом обслуживании и ремонте, включая затраты на мероприя-
тия по охране окружающей среды.
При выборе трассы рекомендуется по возможности избегать (обхо-
дить): водоохранные зоны; леса первой группы; оленьи пастбища; места
обитания других промысловых животных и птиц; участки просадочных
и пучинистых многолетнемерзлых грунтов (бугры пучения) следует об-
ходить с низовой стороны; участки с сильно пересеченной местностью;
болота, озера. Трасса трубопроводов выбирается из расчета минимально
возможного количества переходов через водные преграды, железные, ав-
томобильные дороги и другие естественные и искусственные препятствия,
а также обеспечения возможности обслуживания и ремонта трубопрово-
дов в любое время года. При выборе трасс протяженных коллекторов сле-
дует использовать аэрокосмические технологии и ГИС.
Для уменьшения площади земель, изымаемых под строительство и
эксплуатацию системы промысловых трубопроводов, при выборе трасс
максимально используется принцип коридорной прокладки линейных
коммуникаций (трубопроводы, автодороги, ЛЭП и линии связи).
Технологическая схема и конструктивное оформление трубопрово-
дов систем сбора нефти, газа и утилизации воды выбираются из условия
эффективного применения технологических методов борьбы с коррози-
ей трубопроводов (обеспечение эмульсионного режима течения, исполь-
зование ингибиторов коррозии), отложениями песка (пескоуловители),
парафина (очистка пропуском очистных устройств, пропарка), скопле-
ниями пластовой воды и газа в них (обеспечение скорости выноса вод-
ных и газовых скоплений).
На газоконденсатных, газовых и нефтяных месторождениях обычно
предусматривается подземная прокладка трубопроводов. Надземная
(наземная) прокладка применяется на отдельных участках в малонасе-
ленных районах на неустойчивых грунтах, на переходах через водные
преграды, овраги, балки, на участках пересечения коридора подзем-
ных коммуникаций и др.
Надземная прокладка трубопроводов систем заводнения и захоро-
нения пластовых и сточных вод не допускается.
В сейсмоопасных районах при выборе конструкции промысловых
трубопроводов учитываются сейсмические воздействия, а также реко-
мендации по выбору антисейсмических мер.
146
ГЛАВА II
Необходимость внешней тепловой изоляции и ее конструктивное
оформление определяются теплотехническими расчетами, свойства-
ми транспортируемой среды, способом прокладки трубопровода, тре-
бованиями технологического процесса, техники безопасности и пожар-
ной безопасности.
Запорная арматура устанавливается на расстояниях, определяемых
расчетом, исходя из условия равнобезопасности участков и требований
охраны окружающей среды.
Внутриплощадочные трубопроводы и металлические защитные по-
крытия теплоизоляции трубопроводов, проложенные надземно, защи-
щаются от вторичных проявлений молнии и статического электричества.
Выше приведены только отдельные требования к проектированию
надежных промысловых систем сбора нефти и газа, а также систем под-
держания пластового давления. Для обеспечения надежности и безопас-
ности их функционирования необходимо выполнение на стадии проекти-
рования и строительства в полном объеме требований соответствующей
нормативной документации.
Ввод в эксплуатацию промысловых трубопроводов проводится в
комплексе с системами связи, объектами технического обслуживания
и ремонта трубопровода, системами измерения количества и качества
перекачиваемой нефти, устройствами для предотвращения загрязне-
ния окружающей среды и другими объектами. Ввод в эксплуатацию
осуществляется после приема трубопровода в зависимости от его на-
значения в установленном порядке.
Прием в эксплуатацию трубопроводов, предназначенных для транс-
портировки сероводородосодержащего газа и нефти, запрещается, если
строительством не закончены полностью объекты, обеспечивающие бе-
зопасность людей и защиту окружающей среды.
Прием в эксплуатацию шлейфовых трубопроводов производится вме-
сте с ингибиторопроводами и другими установками, предназначенны-
ми для защиты металла трубы и арматуры от коррозионного воздействия
или сероводородного растрескивания.
Прием в эксплуатацию промыслового трубопровода со всем комплек-
сом сооружений производится государственной приемочной комисси-
ей, назначенной заказчиком. Эксплуатация трубопровода, не принято-
го государственной приемочной комиссией, не допускается.
2.7.9.	Особенности эксплуатации промысловых трубопроводов
Безопасность эксплуатации трубопроводов должна обеспечиваться:
•	контролем параметров работы системы трубопроводов и диагнос-
тическими исследованиями;
•	системой технического обслуживания и ремонта, планово-предуп-
редительного ремонта и аварийного ремонта;
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 147
•	системой предотвращения пожара, противопожарной защитой и
организационно-техническими мероприятиями;
•	системой защиты от взрывов, системой локализации разливов, ре-
культивации и захоронения отходов, а также системой других природо-
охранных мероприятий;
•	системой мониторинга окружающей среды;
•	правильной организацией аварийно-спасательного дела, наличием
современной связи и телемеханики, высоким уровнем автоматизации,
возведением при необходимости защитных сооружений, разработкой
мероприятий по ликвидации аварий.
Средства автоматизации и телемеханизации обеспечивают управле-
ние технологическими объектами нефтегазодобычи:
—	местное — непосредственно на технологическом объекте;
—	дистанционное - из помещения аппаратурного блока и операторной;
-	телемеханическое — с верхнего уровня управления (диспетчерс-
кого пункта промысла или цеха).
Система сбора, обработки и передачи информации на уровне дис-
петчерского пункта обеспечивает возможность решения задач конт-
роля и управления технологией добычи нефти и газа, поддержания
пластового давления и энергоснабжения нефтепромысловых объек-
тов, формирования и обмена информацией с уровнем управления
предприятия в объеме, определенном условиями функционирования
АСУТП.
Телесигнализация о текущем состоянии объектов и возникнове-
нии аварийных ситуаций, а также о несанкционированном доступе в
станции управления и помещения контрольно-измерительных при-
боров на промыслах поступает от всех телемеханизированных объек-
тов добычи и сбора нефти и газа, поддержания пластового давления,
энергоснабжения соответствующим диспетчерским и технологичес-
ким службам.
Дефектоскопия и диагностика технического состояния элементов
трубопроводов осуществляется в процессе эксплуатации, при ремонтах,
после нормативного срока эксплуатации.
Вид и объем диагностических обследований определяет техническая
служба УНП в зависимости от аварийности и металлографического ис-
следования аварийных образцов.
Периодичность диагностики устанавливается в зависимости от мес-
тных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а так-
же экономической целесообразности и приурочивается к ревизии учас-
тков промыслового трубопровода, но не должна быть реже:
—	одного раза в год — для трубопроводов I категории;
-	одного раза в 2 года - П категории;
-	одного раза в 4 года - III категории;
-	одного раза в 8 лет — IV категории.
148
ГЛАВА II
Срок последующего контроля уточняется в зависимости от резуль-
татов предыдущего.
Контроль технического состояния трубопроводов может осуществ-
ляться одним или несколькими методами технической диагностики:
ультразвуковым;
радиографическим;
акустическим.
Как правило, ультразвуковой метод благодаря относительной про-
стоте его осуществления является предпочтительным.
Периодические ревизии трубопроводов предназначены для провер-
ки их состояния, элементов и деталей и являются основным методом
контроля за надежной работой выкидных линий скважин, нефтесбор-
ных коллекторов, технологических трубопроводов, трубопроводов под-
готовленной нефти, водоводов низкого и высокого давления, газопро-
водов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния тру-
бопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
Сроки проведения ревизии нефтегазосборных трубопроводов устанав-
ливаются в зависимости от скорости эрозионно-коррозионных процес-
сов с учетом опыта эксплуатации аналогичных трубопроводов, резуль-
татов наружного осмотра, предыдущей ревизии и должны обеспечивать
безопасную и безаварийную эксплуатацию трубопроводов в период меж-
ду ревизиями.
Первая ревизия вновь введенных в эксплуатацию трубопроводов про-
изводится не позднее чем через 1 год.
Как правило, ревизия должна быть приурочена к планово-предупре-
дительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.
Наружный осмотр трубопроводов проводится обслуживающим пер-
соналом и заключается в наблюдении состояния элементов и деталей,
находящихся на поверхности земли.
Осмотр трубопроводов проводится: для выкидных линий скважин -
ежедневно; для нефтегазопроводов и водоводов - один раз в 7 дней.
Внеочередные осмотры проводятся при отсутствии баланса транспор-
тируемого продукта, обнаружения падения давления в трубе по показа-
ниям манометров, обнаружения утечек нефти, газа и воды, а также пос-
ле стихийных бедствий.
Трубопроводы подвергаются не реже одного раза в год контрольному
осмотру. Время осмотра следует приурочить к одному из очередных
ремонтов.
Контрольные осмотры ответственных трубопроводов включают в
себя наружный осмотр трубопровода путем вскрытия и выемки грун-
та, снятия с него изоляции на длине 2 м.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 149
При контрольных осмотрах трубопроводов необходимо замерять
толщину стенок труб и глубину язв на теле труб и в сварных швах (внут-
ренняя коррозия) с помощью ультразвукового или радиоизотопного
толщиномера.
Результаты контрольных осмотров и замеров толщины стенок всех
трубопроводов должны вноситься в паспорт трубопроводов.
Планово-предупредительные ремонты, профилактические и непред-
виденные ремонты, связанные с отказом или повреждением трубопро-
водов или угрозой их возникновения, относятся к текущим ремонтам (в
отличие от капитальных).
Текущий ремонт трубопроводов выполняется силами и средствами
аварийно-восстановительных (ремонтно-восстановительных) бригад
с привлечением при необходимости специальных подразделений и
служб.
К текущему ремонту, в частности, относится очистка внутренней
полости трубопроводов от грязи, воды и воздуха.
2.7.10.	Расследование и ликвидация отказов
и повреждений трубопроводов
В классификации отказов и повреждений на системах промысловых
трубопроводов есть своя специфика.
Отказом трубопроводов промыслового сбора и транспорта продукции
скважин считается нарушение работоспособности, связанное с внезап-
ной полной или частичной остановкой трубопровода из-за нарушения
герметичности трубопровода или запорной и регулирующей арматуры
или из-за закупорки трубопровода.
Повреждением называется нарушение исправного состояния трубо-
провода при сохранении его работоспособности и не сопровождаемое
материальным и экологическим ущербом.
Отказы промысловых трубопроводов делятся на некатегорийные и
категорийные, сопровождаемые несчастными случаями и пожарами.
К категорийным относятся отказы, которые расследуются в соответ-
ствии с инструкцией Госгортехнадзора России, а все остальные отказы -
некатегорийные — расследуются в соответствии с РД 39-0147103-392-86.
Некатигорийные отказы подразделяются по видам нарушений:
•	разрывы и трещины по основному металлу труб, по продольным и
кольцевым сварным швам;
•	негерметичность по причине коррозии внутренней и внешней;
•	негерметичность запорной и регулирующей арматуры;
•	потеря герметичности трубопровода от внешних механических воз-
действий;
•	потеря пропускной способности трубопровода из-за образования
закупорок.
150
ГЛАВА II
Некатегорийные отказы промысловых трубопроводов подразделя-
ются на отказы 1-й и 2-й групп.
К 1-й группе относятся отказы на внутриплощадочных напорных
внутри- и межпромысловых нефтепроводах на участке от дожимной на-
сосной станции (ДНС) до центрального сборного пункта (ЦПС) или от
комплексного сборного пункта (КСП) и далее до магистральных нефте-
проводов.
Ко 2-й группе относятся отказы на газопроводах, на нефтесборных
трубопроводах на участке от групповой замерной установки (ГЗУ) до
ДНС, а также на водоводах.
Расследование отказов и повреждений трубопроводов проводится с
использованием: визуального (макроскопического), лабораторного (мик-
роскопического), аналитического, экспертного и других методов.
Все отказы трубопроводов, происшедшие при приемо-сдаточных ис-
пытаниях, подлежат отдельному расследованию и учету.
Некатегорийные отказы 1-й группы расследуются постоянно действу-
ющей комиссией НГДУ, а некатегорийные отказы 2-й группы - посто-
янно действующей комиссией Ц ДНГ.
Комиссия по расследованию отказов обязана:
•	установить организационные и технические причины, вызвавшие
аварию, и выявить конкретных виновников;
•	наметить необходимые мероприятия по предупреждению подобных
аварий в дальнейшем;
•	по окончании расследования отказа составить акт установленной
формы.
По результатам расследования некатегорийных отказов НГДУ при
необходимости издает приказ или циркулярное письмо с указанием при-
чины отказа, виновных лиц и мероприятий, подлежащих исполнению,
и доводит их до сведения своих подразделений с целью предупрежде-
ния подобных отказов.
Работы по ликвидации отказов на промысловых трубопроводах вы-
полняются аварийно-восстановительными бригадами. В подразделе-
ниях разрабатываются и утверждаются главным инженером НГДУ
планы ликвидаций аварий. В планах указывается порядок оповеще-
ния и сбора должностных лиц, организации и производства аварий-
ных работ.
2.7.11.	Пожаробезопасность
Порядок организации работ по пожарной безопасности промысло-
вых трубопроводов определяется в соответствии с ГОСТом 12.1.004-
91 «Правила пожарной безопасности в нефтяной промышленности» и
«Положением о добровольных пожарных дружинах на промышлен-
ных предприятиях и других объектах министерств и ведомств».
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	151
При проведении ремонтных и аварийно-восстановительных работ
места возможного выделения горючих газов и паров, находящиеся в
зоне проведения огневых работ, герметизируются, а разлившаяся жид-
кость убирается или защищается от попадания искр экранами, асбес-
товыми полотнами, металлическими листами или другими негорючи-
ми веществами на расстояниях, указанных в табл. 2.20.
Таблица 2.20. МИНИМАЛЬНЫЙ РАДИУС ЗОНЫ,
ПОДЛЕЖАЩЕЙ ОЧИСТКЕ ОТ ГОРЮЧИХ МАТЕРИАЛОВ
Высота точки сварки над уровнем пола или прилегающей территории, м	0	2	3	4	5	8	10	Свыше 10
Радиус зоны, м	7	8	9	10	11	12	13	14
Огневые работы разрешается проводить при концентрации горю-
чих паров (газов) в воздушной среде (у места их проведения) не выше
предельно допустимых концентраций (ПДК) по санитарным нормам,
указанным для некоторых веществ в табл. 2.21.
Таблица 2.21. ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСIИМЫЕ ВЗРЫВОБЕЗОПАСНЫЕ
КОНЦЕНТРАЦИИ (ПДВК) ВЕЩЕСТВ
Наименование веществ	ПДВК	
	% объемные	мг/i (гД?)
Бензол	0,07	2.25
Бензин-растворитель	0,04	1,63
Бутан	0,09	2,25
Керосин	0,07	3,70
Метан	0,25	1,65
Нефть (фракция 20*200°.С)	0,07	2,10
Пропан	0.11	1,90
Спирт метиловый (метанол)	0,30	4,60
Спирт этиловый	0,18	3,40
Этиленгликоль	0,17	4,70
Этан			0,15	1.60
К обслуживанию установок дозирования метанола и реагентов до-
пускаются лица, прошедшие обучение безопасным методам работы.
При аварийном разливе реагента верхний слой грунта снимают и вы-
возят для сжигания или захоронения в пункты, согласованные с местны-
ми органами санитарного надзора. Персонал обеспечивается средствами
индивидуальной защиты.
2.7.12.	Технологические регламенты, паспортизация
Технологический регламент по эксплуатации трубопроводов систем сбо-
ра нефти, газа и воды на промыслах является документом, содержащим
требования к эксплуатации этих систем с целью поддержания оптималь-
152
ГЛАВА II
ных параметров работы трубопроводов, их согласования с параметрами
работы всего месторождения, установок подготовки нефти, газа и воды, обес-
печения достигнутого уровня надежности, безопасности, производственной
санитарии, пожаровзрывобезопасности и охраны окружающей среды.
Регламенты составляются и утверждаются предприятиями, эксп-
луатирующими внутрипромысловые трубопроводы. При необходимо-
сти привлекаются научно-исследовательские организации.
Регламенты составляются на систему сбора одного цеха в целом. При
необходимости регламент может быть разработан на отдельный трубо-
провод. В этом случае он должен находиться в полном соответствии с
регламентом на систему сбора цеха.
Регламенты утверждаются с ограничением срока их действия в пре-
делах не более трех лет.
2.7.13.	Трубопроводы газоконденсатных промыслов
На газоконденсатных промыслах (рис. 2.50) аварийность трубопро-
водов на порядок ниже, чем на нефтяных. Ежегодно на газопромысло-
вых трубопроводах фиксируется 1-2 аварии, причем такой уровень ава-
рийности остается, начиная с 1994 г. неизменным. К сожалению,
официальной статистики отказов на трубопроводах промыслов нет.
Наибольшую опасность для обслуживающего персонала, жителей близ-
лежащих поселений, природных комплексов представляют трубопро-
воды и сооружения на промыслах, где добывается газ с высоким содер-
жанием сероводорода.
Рис. 2.50. Общий вид обустройства газоконденсатного месторождения
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	153
Кроме требований, предъявляемых ко всем трубам для промысло-
вых газопроводов, для транспортировки газа с высоким содержанием
сероводорода предъявляются дополнительные требования по стойкос-
ти труб против сероводородного растрескивания под напряжением
(с.р.н.) и против водородного растрескивания (в.р.), определяемые по
специальным методикам.
Защита от общей коррозии внутренней поверхности газонефтепро-
водных труб из углеродистых и низколегированных сталей осуществ-
ляется комплексом мер, включающих ввод ингибитора коррозии в про-
дукцию скважин, нанесение внутренних покрытий, осушку газа и др.
Кроме того, на всех этапах технологической цепочки добычи и подго-
товки газа устанавливаются пункты контроля за коррозией и наводора-
живанием металла.
К трубам в сероводородостойком исполнении ужесточаются требо-
вания по ограничению значений твердости (как правило, менее 22HRC),
содержанию вредных примесей (сера, фосфор и др.), значения углерод-
ного эквивалента (как правило, не более 0,38% ), загрязненности неме-
таллическими включениями. Кроме того вводятся 100-процентный уль-
тразвуковой контроль труб по всей длине на отсутствие крупных
неметаллических включений, ограничение величины зерна и балла по-
лосчатости, повышенные требования к контролю сплошности листа на
наличие расслоений для электросварных труб.
Как правило, с повышением прочностных свойств и твердости ослож-
няется достижение стойкости труб против с.р.н. и в.р.
Сочетание стойкости против сероводородного растрескивания труб с
повышенными прочностными и пластическими свойствами достигает-
ся введением в состав металла легирующих элементов, например, леги-
рование стали ванадием (до 0,1%), ниобием (до 0,6%), молибденом (до
0,3% ), алюминия в качестве раскислителя (сотые доли процента оста-
точного алюминия), а также оптимальной термообработкой.
Первым из освоенных крупных месторождений сероводородсодержа-
щего газа в отечественной практике было Оренбургское ГКМ.
Газосборные сети ГКМ (шлейфовые трубопроводы до газосборных
пунктов диаметром от 114 до 219 мм, газовые коллекторы от 219 до 426
мм, блоки входных ниток БВН на территории УКПГ диаметром от 325
до 426 мм), межблочные коммуникации (от 57 мм до 426 мм) были изго-
товлены из бесшовных труб из углеродистых и низколегированных ста-
лей отечественного и импортного производства.
При обустройстве 1-й очереди Оренбургского ГКМ шлейфовые тру-
бопроводы смонтированы из отечественных труб из сталей 20 и 12 Х1МФ
по МРТУ 14-4-21-67 и ТУ 14-3-460-75 производства Никопольского
ЮТЗ и импортных труб из стали А 333 Gr6 (Франция), St 43,7 S (ФРГ),
«Дальмине» (Италия) и других.
154
ГЛАВА II
Отечественные трубы для Оренбургского ГКМ изготавливались
из качественной кованой или катаной заготовки со 100% контро-
лем сплошности ультразвуковым методом, с пониженным (по срав-
нению с трубами по ГОСТ 8731) содержанием серы и фосфора, до-
полнительными требованиями по качеству и контролю качества.
Импортные трубы поставлялись в специальном сероводородостой-
ком исполнении.
Трубы для коллекторов и внутриплощадочных трубопроводов (меж-
блочные коммуникации, частичная обвязка блоков и др.) изготавлива-
лись из вышеуказанных сталей, а для трубопроводов низкого давления
из сталей типа А 105, А 106 и др.
При обустройстве последующих очередей поставлялись импортные
трубы и по специальным ТУ.
Соединительные газопроводы, транспортирующие неочищенный от
сероводорода газ от УКПГ Оренбургского ГКМ до Оренбургского газопе-
рерабатывающего завода (17 ниток) смонтированы из импортных элек-
тросварных труб наружным диаметром 720 мм.
В 2000 г. Волжским трубным заводом впервые для Оренбургского
ГКМ была поставлена промышленная партия труб диаметром 168 мм из
стали 12 ГФ для строительства газосборных сетей.
К настоящему времени многими отечественными трубными завода-
ми совместно с организациями ОАО «Газпром» разработаны техничес-
кие условия на производство бесшовных сероводородостойких газонеф-
тепроводных труб.
Трубы прошли стадию лабораторных стендовых испытаний и реко-
мендованы ВНИИГАЗом к применению для строительства и реконст-
рукции трубопроводов разных категорий с различным содержанием се-
роводорода.
В некоторых случаях трубы рекомендуются для применения при
строительстве трубопроводов с любым содержанием сероводорода и лю-
бых участков по степени их ответственности. К таким трубам, напри-
мер, относятся трубы из стали 20 по ТУ 14-3-460-75 (котельные) и тру-
бы из стали 12 ГФ по ТУ 14-3-1831-92 производства Синарского
трубного завода.
В других случаях применение новых отечественных сероводородос-
тойких труб ограничивается допустимым парциальным давлением се-
роводорода и категорийностью (степенью ответственности) участков
трубопроводов.
Астраханское ГКМ до настоящего времени обустраивалось только
с применением импортных бесшовных труб (API Х42, MW X42NS и
др.). Технологический процесс добычи и транспортировки на про-
мысле Астраханского ГКМ включает следующие технологические
этапы: газожидкостная смесь от фонтанной арматуры транспорти-
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 155
руется до подогревателя (недалеко от устья скважины) по трубопро-
воду, рассчитанному на давление 41,0 МПа. Нагрев в подогревателе
осуществляется в две ступени с промежуточным дросселированием
потока. Расчетное давление в обеих ступенях подогревателя —
41,0 МПа. На первой ступени газо-жидкостная смесь (ГЖС) подогре-
вается до +65 -5- +70°С, а затем дросселируется с давления 20-30 МПа
до 8-5-11 МПа на клапане расхода и поступает в змеевик второй ступе-
ни, где подогревается до температуры +55-s-65°C. Подогретая смесь
по шлейфовым трубопроводам диаметром 114,3 мм или 168,3 мм
транспортируется на установку предварительной подготовки газа
(УППГ). Расчетное давление шлейфовых трубопроводов составля-
ет 130 МПа. На входе в УППГ ГЖС имеет следующие параметры:
давление 9,5-5-7,5 МПа; температура +35 -5- +50°С. На установке по-
токи от разных скважин смешиваются в коллекторе 406,4 мм, за
счет чего происходит выравнивание температуры ГЖС, транспор-
тируемой на газовое подземное хранилище (ГПХ). Таким образом
фактически осуществляется двухфазный транспорт со скважин
до ГПЗ. Описание технологии показывает сложность выбора труб
для этих процессов.
Промысловая газотранспортная система I очереди АГКМ от У11111-1 и
УППГ-2 состоит из двух трубопроводов диаметром 406x20,6 мм,
а П очереди — от У11111'-3, 4А, 6 и 9 - из одного трубопровода диаметром
406x20,6 мм. Материал трубопроводов импортной поставки из спецстали
X46SS.
При дальнейшем обустройстве АГКМ будут применены отечествен-
ные бесшовные трубы из стали 20 по ТУ 14-3-460-75 (котельные), из
стали 12 ГФ по ТУ 14-3-1831-92 Синарского трубного завода и по ТУ
14-3-1963-95 Волжского трубного завода, с защитой от общей корро-
зии ингибиторами.
Отечественные электросварные сероводородостойкие трубы до на-
стоящего времени не разработаны. Все трубопроводы на ОНГКМ и
АГКМ построены из импортных электросварных труб. Отечествен-
ными трубопрокатными заводами (например, Орско-Халиловским
металлургическим комбинатом) осваиваются новые передовые тех-
нологии выплавки качественной стали, прокатки листа, позволяю-
щие освоить производство электросварных сероводородостойких
труб. В табл. 2.22 приведен перечень сероводородостойких газо-
нефтепроводных бесшовных труб, выпускаемых отечественными
заводами.
Создание и применение надежных сероводородостойких труб - одно
из обязательных условий обеспечения безопасности эксплуатации ГК
на месторождениях с высоким содержанием сероводорода.
Таблица 2.22. ПЕРЕЧЕНЬ С ЕРОВОДОРОДОСТОАКПХ ГА ЗОНЕ ФТЕ1ТР СВОДНЫХ БЕСШОВНЫХ ТРУБ,
ВЫПУСКАЕМЫХ ОТЕЧЕСТВЕИНЫМИ ТРМ.НЫМП ЗАВОДАМИ
№ технических условий	Завод-нзготовнтель	Сталь	Предел текучести, кг/мм3 (МПа)	Сортамент
МРТУ14-4-21-67 (ТУ 14-3-460-75) МРТУ 144-21-67 (ТУ 14-3460-75)	По закачу По заказу	20 12Х1МФ*	22 (215) 26 (255)	ГОСТ 8732, ГОСТ 8734 ГОСТ 8732, ГОСТ 8734
ТУ 14-3-1831-92	Синарский трубный завод	12ГФ	29,6 (290)	89-114 мм, в сортаменте ГО СТ 8732
ТУ 14-3-1963-95 ТУ 14-3-1963-95	Волжский трубный завод Волжский трубный завод	20** 12ГФ**	24,6 (2410 29,6 (290)	от 57 до 325 мм. в сортаменте ГОСТ 8732 от 47 до 325 мм, в сортаменте ГОСТ 8732
ТУ 14-157-60-98	Т1ганрогсккй металлургический завод	20С	32(314)	от 108 до 273 мм, в сортаменте ГОСТ8732
ТУ 14-3-1128-2000	Челябинский трубный завод	23**	25 (245)	от 102 до 426 мм, в сор- имейте ГОСТ 873 2
*	трубы из стали 12Х1МФ успешно эксплуатируются на первых очередях ОНГКМ, но не нашли широкого пр вменения
из-за повышенной чувствительности к отклонениям режима послесварочной обработки швов;
*	* трубы применимы при условии 100% УЗК,
156	ГЛАВА II
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	157
2.7.14.	Безопасность трубопроводных систем нефтяных
и газовых промыслов
Общая протяженность трубопроводных систем на нефтяных промыс-
лах России составляет 265 тыс. км. В результате поражения коррозией
и эрозией стенок шлейфов, коллекторов, водоводов систем 1ШД и газо-
проводов на промыслах ежедневно происходит в среднем до 70 разры-
вов. Наблюдается массовый преждевременный их выход из строя, зара-
стание сечения продуктами коррозии и резкое снижение пропускной
способности.
Прорывы трубопроводов приводят к большим потерям нефти, оста-
новке скважин, загрязнению сотен тысяч гектаров территории сельхо-
зугодий, значительными расходам на ликвидацию аварий и восстанов-
ление трубопроводов. Нормативный срок службы труб — 10 лет.
В действительности 42% служат менее 5 лет, а 17% - менее 2 лет. Еже-
годно на замену поврежденных нефтепромысловых трубопроводов рас-
ходуется до 7-8 км труб или 400—500 тыс. тонн металла.
Высокая аварийность трубопроводов на промыслах объединений
«Татнефть» и «Башнефть». Срок службы газопроводов на Ишимбаевс-
ком месторождении не превышает 8—10 лет. На некоторых участках тру-
бопроводов аварии начинаются через 3—6 месяцев после их ввода в экс-
плуатацию. Такая же картина наблюдается на нефтепромыслах
Самарской и Волгоградской областей.
НаТуймазинском и Шкаповском месторождениях трубопроводы, по
которым перекачиваются сточные воды, служат от 2 до 5 лет.
На нефтепроводе Узень - Гурьев - Самара выявлено резкое увеличе-
ние скорости коррозии при воздействии сульфатно-восстанавливающих
бактерий. На отдельных участках трубопровода в нижней части труб по-
теря металла достигла 1,5 мм/год.
АООТ «Нижневартовскнефтегаз» имеет сеть промысловых нефте-
проводов, газопроводов и водоводов общей протяженностью 9 170 км.
В 1995 г. на этих трубопроводах произошло более 2 000 утечек, по-
служивших причиной загрязнения территории площадью около
20 га. А общая площадь загрязнений из-за утечек нефти и пластовой
воды с начала эксплуатации Самотлорского месторождения состав-
ляет 176 км2.
На промыслах ОАО «Сиданко» трубопроводы имеют протяжен-
ность более 8 670 км. Транспортировка агрессивных пластовых мно-
гофазных сред (пластовая вода, нефть и попутный газ) и наличие ос-
ложняющих факторов - солепарафиноотложений сероводорода и
механических примесей - приводит к интенсивной коррозии труб. По
этой причине только в 1998 г. имел место 1 401 порыв трубопроводов с
прямой потерей нефти 12,3 тыс. тонн. 98% всех разрушений происхо-
дит по вине коррозии с преобладанием до 80% ручейковой.
158
ГЛАВА II
На многих месторождениях в связи с резким увеличением концент-
рации коррозионно-активной пластовой воды аварийность нефтепро-
мысловых сетей приобрела катастрофический характер. Ремонт трубо-
проводов отстает от потребностей. На некоторых промыслах потребность
в замене труб удовлетворялась всего на 20%.
Приведенные примеры убедительно свидетельствуют о масштабе бед-
ствия - огромном материальном и экологическом ущербе. Причем все
это является результатом не последних лет, а нескольких десятилетий.
Только действенные меры могут предотвратить крупные техногенные
катастрофы, подрыв нефтедобывающей отрасли и чувствительный удар
по экономике страны.
Изучение этой проблемы по существу, организация ее решения в про-
шлые годы и в настоящее время показали отсутствие единой програм-
мы и координации действий различных исследовательских и производ-
ственных организаций. Каждое нефтедобывающее предприятие работает
над этой проблемой самостоятельно. Отсюда родилась и бессистемность
в проведении исследований самой природы коррозии и эрозии промыс-
ловых трубопроводов, разработке технологий применения ингибиторов,
выборе изоляционных покрытий и способов их нанесения, а также за-
щиты сварных стыков, выборе трубных сталей, устойчивых к коррозии,
неметаллических труб.
Далее будут показаны отдельные успешные решения. За разработку
внутренней изоляции труб полиэтиленовыми рукавами была присуж-
дена Государственная премия.
В решении коррозионных проблем в последнее время наметился оп-
ределенный прогресс. Нефтегазодобывающие предприятия компании
начинают применять трубы, имеющие изоляцию наружной и внутрен-
ней поверхности, изыскивают эффективные ингибиторы и бактерици-
ды, повышают требования к коррозионной стойкости трубной стали,
используют технологические методы снижения коррозионного воздей-
ствия транспортируемых продуктов на трубопроводы (предваритель-
ный сброс пластовых вод и т. д.), внедряют коррозионный мониторинг.
Существенно улучшилась ситуация в ОАО «Черногорнефть». В
1998 г. количество порывов и связанных с ними недоборов нефти было
сокращено вдвое и составило 44 порыва и 202 тонн труб соответственно.
Проложено более 30 км неметаллических труб и труб с покрытиями, в
том числе 16 км стеклопластиковых и 7 км металлополимерных труб.
В ОАОА «Удмуртнефть» проложено около 40 км труб, футерован-
ных полиэтиленом, и 4 км стеклопластиковых труб.
В ОАО «Варьеганнефть» за счет совершенствования ингибиторной
защиты трубопроводов удалось добиться 90-95-процентной защиты
трубопроводов и безаварийной работы нефтепроводных систем в 1998 г.
На отдельных предприятиях удалось избежать нарастания отказов
и недобора нефти (табл. 2.23).
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	159
Таблица 2.23 ПРОРЫВЫ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕДОБОР НЕФТИ
Предприятие	1997 г.		1998 г.	
	Количество отказов	Недобор нефти, тонн	Количество отказов	Недобор нефти, тонн
ОАО «Черногорнефть»	133	529	44	202
ОАО «Удмуртнефть»	682	264	735	1020
ОАО «Кондпетролиум»	588	26186	450	11000
. ОАО «Варьеганнефтегаз»	84	98	97	113
ОАО «Варьеганнефть»	0	0	5	2
ОАО «Саратовнефть»	52	33	70	15
ОАО «Сиданко»	1539	27110	1401	12352
На основе отечественного и зарубежного опыта эффективными пу-
тями повышения эксплуатационной надежности можно назвать сни-
жение коррозионной агрессивности водонефтегазовых смесей за счет
сброса пластовой воды на кустовых ДНС, антикоррозийную защиту
стальных труб (покрытия, ингибиторы) и использование нефтепромыс-
ловых труб с повышенной коррозионной стойкостью.
Если по первым двум направлениям нефтегазодобывающие пред-
приятия в последнее время активно работают (естественно, в рамках
своих финансовых возможностей), то вопрос производства металлур-
гическим комплексом нефтепромысловых труб повышенной коррози-
онной стойкости в настоящее время остается открытым.
Необходимо увеличение объема выпуска труб в коррозионностойком
исполнении, труб со специальными свойствами и со специальными по-
крытиями.
До сих пор не выполнено обобщение накопленного опыта, не про-
ведены исследования, которые позволили бы анализировать все
отечественные и зарубежные предложения по внутренней изоля-
ции и изоляции стыков. Отсутствие такого сопоставительного изу-
чения по единой методике, с едиными критериями оценки не по-
зволяет выбрать наиболее эффективные решения для массового
внедрения.
Высокую коррозионную активность прежде всего создает транс-
портировка обводненной сырой нефти. Водонефтяная эмульсия при
обводненности выше точки инверсии фаз разделяется в трубопроводе
на нефть и воду. Коррозию вызывает и присутствие в обводненной
нефти сероводорода в концентрации, соответствующей его раствори-
мости. Сильное коррозионное воздействие оказывает транспорт
двухфазных сред, попутных газов, содержащих влагу, сероводород
и двуокись углерода, кислород при температуре и давлении ниже точ-
ки росы для воды.
160
ГЛАВА П
Транспортировка пластовых и сточных вод, содержащих сероводо-
род, двуокись углерода, сульфатно-восстанавливающие бактерии
(СВБ), пресной воды при индексе насыщения (индекс Ланжелье) J < 0,
а также неподготовленной морской воды, оказывает неблагоприятное,
а возможно, и самое сильное коррозионное влияние.
Основные нефтяные месторождения в Западной Сибири разрабаты-
ваются сравнительно недавно, а месторождения Поволжья и Урала уже
несколько десятилетий. Такой большой срок эксплуатации привел к их
значительному истощению. Для поддержания добычи нефти на задан-
ном уровне производится закачка в нефтяные пласты больших объемов
сточных вод, кислот, углекислого газа и различных химреагентов.
Это обстоятельство резко повышает коррозионную активность неф-
тепромысловых жидкостей, что вызывает постоянные аварии, сбои в
работе технологического оборудования, потери нефти.
Все это осложняется возможной эрозией за счет уноса из скважины
песка, глинистых частиц, а также отложением парафина.
Основной расчет обеспечения надежной и безопасной работы промыс-
ловых трубопроводов проектные институты делали на замену труб через
12—15 лет. Как показала практика и приведенные примеры, срок служ-
бы нефтепроводов сократился в среднем до 3-5 лет, а на отдельных уча-
стках коррозионные повреждения возникают после нескольких месяцев.
Наибольшее распространение среди средств защиты от коррозии внут-
ренней полости промысловых трубопроводов получило ингибирование.
Ингибиторы коррозии, бактерициды, поглотители кислорода, элек-
трохимическая защита и изоляционные покрытия. Есть еще и другой
путь защиты от химической коррозии — изготовление труб из материа-
лов, стойких к влиянию указанных выше сред: из легированных ста-
лей, чугуна, пластмасс и стеклопластиков.
Применение ингибиторов, к сожалению, не обеспечивает желаемого
результата. Это связано с высоким обводнением нефти, заметной нестабиль-
ностью режима перекачки, высокой чувствительностью ингибирующего
влияния к изменениям скорости потока, концентрации загрязнений по-
верхности труб и скоплению на нижней части их поверхности осадков раз-
личного происхождения. К тому же ингибированием охвачена лишь не-
большая часть трубопроводов. Так, на Самотлорском месторождении
ингибированием защищено не более 2% протяженности трубопроводов.
2.7.15.	Внутренняя изоляция труб
В мировой практике наработано множество технологий и материалов
для внутренней изоляции труб. Интересны предложения немецкой фир-
мы «БАСФ» по порошковым эпоксидным покрытиям, двухкомпонент-
ной эпоксидной смоле без растворителей, в том числе и в смеси с амино-
амид ными соединениями или изоцианатом. Для повышения адгезии
фирма предлагает использование продукта «Базомат РТ», создающего на
поверхности металла хроматную защитную пленку.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	161
Для внутреннего покрытия французская фирма «Сиф-Изопайп» ре-
комендует эпоксидную смолу, полиамид и пассивирование фосфатиро-
ванием.
Шотландские фирмы «Ремко» и «Карлсон» предлагают внутренние
покрытия на основе эпоксидных смол.
Голландская фирма «Копон Коутингс Б.В.» также предлагает широ-
кий выбор эпоксидных покрытий с диаминовыми отвердителями без
растворителя «Копон Хот-Кот», а также с полиамидами, полиуретано-
вое покрытие без растворителя «PUR».
Но это лишь отдельные примеры предлагаемых покрытий, которых
на мировом рынке множество.
К сожалению, по изоляции сварного стыка с внутренней стороны
практически проверенных надежных рекомендаций нет.
На установках внутренней изоляции труб, купленных у голландс-
кой фирмы «Silmias» для объединений «Юганскнефть» и «Лангепас-
нефть» выпускаются изолированные трубы на основе жидкой эпоксид-
ной смолы без растворителей. АООТ «Нижневартовскнефтегаз»
закупило у французской фирмы «Сиф-Изопайп» и ввело в эксплуата-
цию установку эпоксидной изоляции внутренней полости труб и наруж-
ным экструдированным полиэтиленом. Производительность установки
1200 км изолированных труб диаметром 114-720 мм в год.
Проведенная оценка ресурса двухслойного внутреннего эпоксидного
покрытия труб показала, что он составляет примерно 15 лет в водонефтя-
ных эмульсиях при их обводненности до 95%. Но это лишь при условии
надежной защиты сварных стыков труб. Пока стыки защищаются с по-
мощью навариваемых, напыляемых протекторов, срок службы уменьша-
ется. Кроме того, в последнее время отмечены серьезные недостатки в ра-
боте таких протекторных устройств. При скорости потока жидкости
более 1,2 м/сек и при наличии в ней абразивных частиц изоляция и про-
текторы быстро истираются. По-видимому, пока рано делать выводы о
работоспособности внутреннего эпоксидного покрытия.
ТатНИПИнефть продолжает совершенствовать защиту внутренней
полости трубы секций из 2—3 труб малого диаметра введением чулка из
полиэтилена. Причем защита стыка при соединении секций осуществ-
ляется с установкой протектора или стык собирается на муфтах. Трубы
с полиэтиленовым чулком применяют в Башкирии и Удмуртии. На Аль-
метьевском трубном заводе использовалось внутреннее хромат-фосфат-
ное многослойное покрытие «Фонкор», разработанное ЦНИСКом.
В последние годы продвинулись работы по плазменному напылению
алюминия, оксидных, карбидных и композиционных материалов.
Если при газоплазменном напылении получалось высокопористое по-
крытие, (пористость достигала 60%), и требовалась дополнительная
защита, то при низкотемпературной плазме (около 40 000°С) порис-
тость алюминиевого покрытия составляла всего 6%.
162
ГЛАВА 11
Институт газа АН Украины создал плазматрон, который вместо ар-
гона, гелия, азота или их смесей с водородом использует природный газ
или пропан. Газовоздушная плазма активно защищает напыляемую
поверхность труб от окисления, связывает кислород воздуха, подсасы-
ваемый плазменной струей из окружающей среды.
Создана установка плазменного напыления алюминия в Усть-Илим-
ске для покрытия труб диаметром до 1 220 мм. При плазменном напы-
лении алюминия с добавлением кремнеорганических соединений обес-
печивается высококачественное покрытие. Благодаря протекторным
свойствам алюминия, вероятно, не потребуется дополнительная защи-
та стыка.
В Башкирии, Татарии и в Главтюменнефтегазе опробовались цинко-
силикатные покрытия, и по имеющимся данным были получены хоро-
шие результаты.
Для неорганических цинкосиликатных покрытий в качестве свя-
зующих применяются жидкие стекла — силикаты натрия, калия, ли-
тия и др.
Вместе с подложкой цинкосиликатное покрытие представляет собой
сложную электрохимическую систему. Частицы цинка, являющиеся ано-
дами, образуют микропоры, что делает доступными для электролита уча-
стки стальной подложки — катоды. Электролит находится в жестком по-
ристом каркасе из затвердевшего стекла и продуктов его взаимодействия
с электролитами. Причем в системе устанавливается потенциал, равный
потенциалу цинка, чем и подавляется коррозия стали.
Длительное защитное действие цинкосиликатных покрытий обеспе-
чивается одновременным действием изолирующего, электрохимическо-
го и ингибирующего факторов. Ингибирующее воздействие возникает в
результате образующегося катодного осадка и накопления в порах нит-
ритов за счет восстановления нитратов.
Особенностью цинкосиликатных покрытий является то, что в слу-
чае нарушения сплошности покрытия происходит как бы его залечива-
ние, и коррозия подложки не развивается.
Судя по литературным данным, цинкосиликатные краски в США
используются уже более 25 лет, главным образом для защиты бурово-
го оборудования, в том числе при бурении в море.
В Англии фирмой «Хемпел индастриал» разработан целый ряд си-
ликатных красок.
В Л НПО «Пигмент» создана цинкоалюмосиликатная композиция с
улучшенными свойствами за счет применения в качестве пигмента
сплава цинка с алюминием.
Проблему повышения долговечности трубопроводов успешно реша-
ет технология индукционного нанесения силикатно-эмалевого покры-
тия на стальные трубы.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	163
К настоящему времени накопился достаточно большой опыт исполь-
зования таких покрытий для защиты от коррозии внутренних и наруж-
ных поверхностей стальных труб и соединительных деталей (отводов, пе-
реходов, тройников) для трубопроводов различного назначения.
Это покрытие представляет собой композицию на основе силикатов
и отличается высокой термической и химической стойкостью, абразив-
но устойчиво. При использовании силикатных эмалей уменьшается
гидравлическое сопротивление, на стенках труб не откладываются па-
рафин и соль, что увеличивает пропускную способность трубопрово-
дов. Эмаль надежно защищает трубы в интервале температур от —50 до
350°С.
Силикатно-эмалевое покрытие толщиной 300-500 мкм гарантирует
защиту труб от внутренней коррозии при транспортировании агрессив-
ных продуктов (включая кислоту и щелочь) в течение 50 лет и более.
Кроме того, применение труб, покрытых эмалью, позволяет уменьшить
потери давления в 1,55, диаметр трубы в 1,1, а металлоемкость трубо-
провода в 1,21 раза.
Технология индукционного эмалирования внутренней и наружной
поверхностей труб освоена на дочернем предприятии ЗАО «НЕГАС» -
ОАО «Пензаводпром ».
Метод индукционного эмалирования получил в 1990 г. премию Со-
вета Министров СССР, а в 1991 г. на XIX Международном салоне по но-
вейшим технологиям в Женеве - золотую медаль.
Для формирования структуры силикатно-эмалевых покрытий ис-
пользуется индукционный обжиг, который обеспечивает весьма совер-
шенную адгезионную прочность покрытий окисленной поверхности ме-
талла (рис. 2.51). Все технологические операции — от подготовки
поверхности трубы к нанесению покрытия до выдачи готовой продук-
ции - полностью механизированы.
Высокая производительность линии обусловлена использованием
проходных индукторов нагрева в процессе обжига эмали, применени-
ем герметичных дробесруйных камер, позволяющих обрабатывать и
обеспыливать наружную и внутреннюю поверхности труб, а также ус-
тройств для одновременного нанесения, сушки эмалевого шликера и
обжига эмали на наружной и внутренней поверхностях труб.
За время работы завода изготовлено более 20 тыс. км эмалирован-
ных труб, которые использовались в основном для сооружения мели-
оративных систем и трубопроводов хозяйственно-питьевого водоснаб-
жения. В последние годы эти трубы находят широкое применение на
нефтяных месторождениях при сооружении промысловых трубопро-
водов, транспортирующих высокоагрессивные продукты, на строи-
тельстве теплотрасс, топливопроводов в аэропортах, стоков живот-
новодческих ферм.
164
ГЛАВА II
Рис. 2.51. Процесс обжига эмали
Рис. 2.52. Трубы с двухсторонним
силикатно-эмалевым покрытием
Годовая производительность четы-
рех линий завода - более 1 000 км труб
диаметром 102—426 мм. Кроме того,
имеются две установки по эмалирова-
нию соединительных деталей труб.
Эмалированные трубы поставляют-
ся на объекты в специальной упаковке
(в зависимости от вида транспорта) и в
комплекте с соединительными деталя-
ми (рис. 2.52).
Специально для нефтяных место-
рождений освоена оригинальная комби-
нированная конструкция изоляционных
покрытий стальных труб, состоящая из
эмалевого покрытия, наносимого на
внутреннюю поверхность, и заводской
полиэтиленовой наружной изоляции.
В настоящее время освоена техноло-
гия нанесения силикатно-эмалевого
покрытия на внутреннюю поверхность
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	165
насосно-компрессорных труб. Оно не подвергается абразивному изно-
су при наличии в добываемой нефти песка, а также не допускает отло-
жений парафина и солей на стенках труб.
Тесное сотрудничество ЗАО «НЕГАС» с РГУ нефти и газа им. И.М. Губ-
кина и другими научно-исследовательскими учреждениями позволило ре-
шить вопросы сварки труб с силикатно-эмалевым покрытием и защиты от
коррозии внутренней и наружной поверхностей сварного стыка при монта-
же трубопроводов. Данная разработка защищена патентами.
Производство эмалированных труб лицензировано Госгортехнадзором
РФ и сертифицировано ВНИИСТом Госстандарта РФ по ГОСТ РИСО 9002-
96.
На продукцию имеется сертификат соответствия Госстандарта и
гигиенический сертификат санитарно-эпидемиологической службы
России.
В связи с приобретением установок фирмы «Батлер» по механичес-
кому соединению труб по системе «Шуер-Лок» НК «Татнефть», НК «Баш-
нефть» и другими организациями стало возможным вообще отказаться
от операции изоляции стыка.
На специальном оборудовании фирмы «Батлер» концы труб фор-
мируются в виде конуса и ответного раструба. Покрытие наносится на
внутреннюю поверхность труб, за исключением поясов на конусе и внут-
ри раструба, то есть участка не-
посредственной « холодной »
сварки. Этот участок конуса за
петлей внутреннего покрытия
смазывается специальной эпок-
сидной мастикой и с помощью
пресса, размещенного на трубо-
укладчике, очередная труба с
усилием пристыковывается к
плети. Причем, по заявлению
специалистов фирмы, эпоксид-
Рис. 2.53. Стык, собранный
гидромеханической запрессовкой
ная смазка используется толь-
ко для дополнительной гаран-
тии герметичности. В среднем
на сборку стыка затрачивается около минуты (рис. 2.53).
На рисунке 2.54 показана работа комплекса по механическому со-
единению труб нефтепровода диаметром 114x4,5 мм установкой фирмы
«Батлер» в НГДУ «Лениногорскнефть» НК «Татнефть». При рабочем
давлении 2,8 МПа трубопровод испытывался на 4,5 МПа. Нарушений
герметичности стыков не обнаружено.
Российские научно-исследовательские институты и производствен-
ные организации проработали различные способы соединения изолиро-
ванных труб и изоляции сварных стыков. Рассматривалась приварка
166
ГЛАВА II
Рис. 2.54. Прокладка нефтепровода диаметром 114 х 4,5 мм
установкой фирмы «Батлер» в «Лениногорскнефть».
Сборочный агрегат на стреле трубоукладчика
на концах труб колец из нержавеющей стали или большей, чем сама
труба, толщины патрубков с расчетом на коррозию. Предлагалось со-
единять трубы в раструб с подкладным кольцом, муфтовое и резьбовое
соединения, а также пайка стыков. Последнее предложение обеспечи-
вало хорошие результаты на трубах с силикатными эмалями. Но пай-
ка пока освоена только для труб малого диаметра. Все другие способы
имеют существенные недостатки, которые не позволили рекомендовать
их для производства.
ВНИИСТ считает целесообразным иметь на концах труб протекто-
ры из высокочистого алюминия. С этой целью разработана технология
аргонодуговой приварки протектора к трубе. При небольшой толщине
протектор будет защищать стык короткое время, при большой толщи-
не — сужать сечение и затруднять проход очистных и диагностических
устройств. Суммируя сказанное, можно сделать вывод, что пока про-
веренных, надежных и простых решений по защите сварного стыка нет.
В этой связи большой интерес представляют результаты испыта-
ний защиты сварных стыков труб с эмалевым покрытием, выполнен-
ных Физико-механическим институтом им. Г.В. Карпенко Украинской
национальной Академии наук. На основании экспериментальных ра-
бот было установлено, что скорость коррозии образцов сварных соеди-
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	167
нений труб из Ст.З в движущейся рабочей среде (1,5-2,6 м/с), имити-
рующей водные среды на нефтяных месторождениях Западной Сиби-
ри, составляет 0,54—0,65 мм/год. В неподвижной среде скорость кор-
розии уменьшается в 4—5 раз и составляет 0,11—0,13 мм/год.
Нолная перфорация исследуемых труб по причине коррозии в усло-
виях эксплуатации при толщине стенки 3—4 мм может наступить через
3-3,6 года.
Эмалевое покрытие на основном металле обладает высокой коррози-
онной стойкостью и не разрушается даже под воздействием 10—20% -го
раствора серной кислоты.
Испытаниями образцов-имитаторов трубопроводов на стойкость против
ручьевой коррозии установлено, что эмалированные трубопроводы с неза-
щищенными сварными швами не подвергаются этому виду коррозионного
разрушения. В данном случае при длительной эксплуатации возможно обра-
зование лишь локальных коррозионных поражений (свищей и т. д.).
Институт находит объяснение такому «феномену». Коррозионное
поражение неизолированных стыков начинается с растворения метал-
ла сварных швов, имеющих усиление. Затем происходит коррозия зон
термовлияния под эмалевым покрытием. Поэтому предлагается, преж-
де всего, повысить коррозионную стойкость сварных швов за счет при-
менения соответствующих сварочных материалов, что и осуществля-
ется в ЗАО «Пегас».
Установлено, что ресурс работы эмалированных трубопроводов с не-
защищенными сварными стыками до сквозного поражения в 4—8 и бо-
лее раз выше, чем непокрытых трубопроводов из стали Ст.З.
Но для эмалированных труб возможны такие же способы защиты
сварочных стыков, как и для труб с другими покрытиями.
Как показывает статистика разрушений трубопроводов по причи-
не коррозии на нефтяных промыслах, доля сварных соединений со-
ставляет небольшую часть - около 8-10%. Это, конечно, не означа-
ет, что их защитой от коррозии можно пренебречь. Но, с другой
стороны, нерешенность этой проблемы не должна задерживать ши-
рокое применение труб с внутренней изоляцией. Даже при таком
компромиссном решении срок службы промысловых трубопроводов
может быть существенно удлинен.
Шотландские фирмы «Ремко» и «Карлсон» разработали серию авто-
матов по зачистке и изоляции внутренней части сварных стыков труб
эпоксидными красками. Однако сведений об их работоспособности и
практическом применении нет.
Французская фирма «АТОХЕМ» предложила принципиально новую
технологию внутренней защиты торцов труб и их стыка. Предусматри-
вается выполнять эти работы не на трассе, а на заводе. С этой целью на
каждом торце подлежащих защите труб до выполнения наружного и
внутреннего покрытия производятся следующие операции.
168
ГЛАВА II
Очищаются торцы на расстояние 100 мм дробеструйной, затем на-
греваются до 200-250°С, и напыляется отличающийся высокой кор-
розионной стойкостью сплав «12494 Кастолэн» толщиной 0,3—0,5 мм.
Затем металлизированные торцы нагреваются до температуры 1 100°С
для обеспечения сплавления «Кастолэн» с металлом трубы.
Внутреннее покрытие наносится обычным путем с заходом на слой
металлизации на 20 мм. При монтаже трубопроводов первый сварочный
проход производится электродом из нержавеющей стали 316L, далее
стык сваривается обычным способом. Для внутреннего покрытия ис-
пользовался материал «Рильсан», но может применяться и другая изо-
ляция.
При коррозионных испытаниях были получены хорошие результаты.
Примерно такое же решение по стыкам изолированных труб с использова-
нием напыления на торцевые участки коррозионно-стойкого металла пред-
лагает Институт электросварки им. Е.О. Патона.
Проблема защиты стыка снимается при нанесении покрытия цели-
ком на построенный трубопровод из неизолированных труб или уже быв-
ший в эксплуатации.
Этот способ применяется в США более 25 лет, в Европе — около 20
лет. Между двумя резиновыми дисками с колпаками, соединенными
винтовыми вставками, удерживается порция материала покрытия.
Красящий «поезд» под действием сжатого воздуха перемещается по
трубопроводу. Подгонка пробок по стенкам трубы и заданная скорость
движения «поезда» определяют толщину покрытия. Оно бывает од-
нослойным и многослойным. Поэтому толщина может достигать
250-400 мкм.
Подготовка трубопровода к окраске выполняется путем пропуска
скребков, щеток с водой и моющих средств с последующей очисткой
кислотой. Кислые остатки смываются водой, а затем поверхность слабо
фосфатируется. Такая подготовка трубопровода к нанесению покры-
тия технически сложна и дорога.
Применяется и более простая технология подготовки. В зависимос-
ти от диаметра, рельефа и конфигурации трубопровода можно очищать
и окрашивать за одну операцию 8—25 км. Возможен и большой прогон
окрашивающих устройств.
Для покрытия старых трубопроводов, сильно поврежденных корро-
зией, разработана специальная система многослойных покрытий.
В России нанесение внутренних покрытий на полностью смонтиро-
ванные трубопроводы или действующие, имеющие коррозионные по-
вреждения, не применяется. Вероятно, необходимо вернуться к рассмот-
рению эффективности таких решений.
Следует обратить внимание на тот факт, что на многих нефтепромыс-
лах нет электрохимической защиты от почвенной коррозии. Считалось,
что такая защита бессмысленна в условиях, когда трубопроводы из-за
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	169
внутренней коррозии и эрозии выходят из строя несопоставимо быст-
рее, чем от почвенной коррозии. Конечно, если ничего не делать по защи-
те внутренней полости трубопроводов, то можно согласиться с таким мне-
нием. Однако правильно было бы ставить задачу надежно защищать
промысловые трубопроводы от химической и почвенной коррозии.
Отсутствие методов и приборных средств для ранней диагностики
внутренней коррозии и эрозии представляет большую опасность.
Конечно, можно шурфовать подземный трубопровод в местах ожи-
даемого неблагополучия и прямым измерением магнитными прибора-
ми определять уменьшение толщины стенки. Однако при таком подходе
вероятность обнаружения критического участка, критического сечения
не велика. Поэтому экстремальное коррозионно-эрозионное состояние
чаще всего обнаруживается после разрушения трубопровода.
В последнее время канадская фирма «Beta research laboratories» пред-
ложила оригинальную технологию определения с внешней стороны тру-
бопровода коррозионного состояния внутренней полости под названием
«Бета фойл». На трубе снаружи на специальном клею устанавливается
фольга, под которой создается вакуум. Вакуумное устройство очень про-
стое, что позволяет переносить фольгу и создавать вакуум в пределах не-
скольких секунд (рис. 2.55). Ионы водорода, выделяющиеся при коррози-
онных процессах, проникают сквозь толщу металла и попадают под
фольгу, где рекуперируются в атомы и молекулы. Это изменяет показате-
Рис. 2.55. Устройство «Бета фойл» для оценки
коррозионного состояния внутренней поверхности трубы
170
ГЛАВА II
ли разреженности в вакуумном пространстве. Потеря вакуума по опреде-
ленной программе связана с оценкой коррозионного состояния внутрен-
ней поверхности металла.
Фирма располагает специальной методикой и навыком, позволяю-
щими выбирать три, четыре точки месторасположения фольги для обес-
печения высокой точности коррозионного контроля с гарантией 99%
вероятности того, что фольга будет размещена в нужном месте.
Технология «Бета Фойл» позволяет устанавливать фольгу на трубо-
проводе под землей с выводом на контрольный прибор, размещаемый в
маленькой коробке на поверхности земли.
К сожалению, эта технология на российских промыслах проверку не
проходила.
2.7.16.	Пластмассовые и стеклопластиковые трубы
Замена стальных труб на пластмассовые и из стеклопластиков — ра-
диальное решение обеспечения коррозионной стойкости промысловых
трубопроводов.
В зарубежной практике (США, Англия, Германия, Финляндия) ши-
роко используются полиэтиленовые трубы низкого давления - «ПЭНД ».
В России также изготавливаются полиэтиленовые трубы на давление
0,4-0,6-1,0 МПа. Для газопроводов необходимо изготавливать трубы
из газоплотного полиэтилена. В России создана промышленность по
выпуску полиэтиленовых труб (предприятие в Новокуйбышевске АО
«Термопласт» по выпуску 7,5 тыс. тонн газоплотных полиэтилено-
вых труб и др.).
Общеизвестны преимущества полимерных труб по сравнению со
стальными, но особое значение некоторые из них имеют при проклад-
ке сетей сбора попутного газа пластовых вод и нефтесодержащих
эмульсий. ЗАО «Завод газструбопласт» изготавливает трубы по ТУ
3663-161-0147016-01 из специальных марок сополимеров этилена,
устойчивых к действию растворов кислот, солей, щелочей и углево-
дородных средств. Завод выпускает трубы диаметром от 63 до 630
мм, рассчитанных на давление от 6 до 20 бар. Трубы комплектуются
соединительными деталями. Завод изготовляет и специальное сва-
рочное оборудование для сварки полимерных труб.
Этот завод для целей газоснабжения выпускает трубы диаметром от 20
до 225 мм из газоплотного полиэтилена ПЭ 100 диаметром от 20 до 225 мм.
В зависимости от диаметра и толщины стенки трубы изготовляются штуч-
ными (отрезками) по 13 м или бухтами от 100 до 400 м (рис. 2.56).
Полиэтиленовые трубопроводы:
•	служат значительно дольше стальных (гарантийных срок — 50 лет);
•	коррозионно устойчивы;
•	не боятся контактов с водой и агрессивными средами;
•	не требуют катодной защиты и поэтому не нуждаются в обслужи-
вании;
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	171
Рис. 2.56. Бухты труб из газоплотного полиэтилена ПЭ 80 и ПЭ 100
на давление до 12 бар (длина бухт от 100 до 400 м)
•	полиэтиленовые трубы в 2—4 раза легче стальных, что существен-
но облегчает их транспортировку и монтаж;
•	основная часть типоразмеров полиэтиленовых труб выпускается
длинномерными отрезками, поэтому, например, на 800 м полиэтилено-
вого трубопровода диаметром 110 мм приходится всего один стык, в то
время как для стального — 60—80 стыков;
•	стыковая сварка полиэтиленовых труб полностью автоматизиро-
вана, она значительно дешевле, проще и занимает меньше времени. При
применении скоростной сварки встык производительность возрастает
до 5 стыков в час, полиэтиленовый стык не требует никаких дополни-
тельных расходных материалов (изоляции, электродов), практически
исключается необходимость контроля качества стыка ультразвуковым
методом, хотя такие способы контроля существуют;
•	вода, замерзшая внутри полиэтиленовой трубы, не повредит ее;
•	гибкость труб позволяет проходить повороты без использования
фасонных деталей. Полиэтилен способен растягиваться без потери сво-
их качеств до 7%. Поэтому полиэтиленовые трубы устойчивы в районах
с высокой сейсмической активностью. В Японии стальные трубы под-
земной прокладки заменены на полиэтиленовые в законодательном по-
рядке;
•	высокая ремонтопригодность труб позволяет быстро ликвидировать
повреждения.
Приведенная ранее характеристика продукции завода Газтрубоп-
ласт — это только пример. В России создана серьезная промышленность
производства полимерных труб самых разных типоразмеров и техни-
ческих характеристик, включая армирование труб.
172
ГЛАВА II
Для трубопроводов среднего и высокого давления стальные трубы
могут быть заменены на стеклопластиковые. Изготовление таких труб
освоено на отечественных предприятиях. Проблема состоит в их высо-
кой стоимости и трудности получения необходимых материалов: стек-
ловолокна, связующего, замасливателей.
Ознакомление с производством и практикой применения труб из
стеклопластиков голландским отделением американской фирмы «Аме-
рон» показало, что использование стеклопластиковых труб для транс-
портировки высокоагрессивных нефтяных и газовых сред вполне оп-
равдано.
В США уже в середине 80-х годов объем выпуска стеклопластико-
вых труб составлял 238 тыс. км. Стеклопластиковые трубы занимают
третье место в общем объеме потребления труб нефтяного сортамента в
США, уступая по этому показателю только стальным трубам и трубам с
антикоррозионным покрытием. Прогнозируется рост ежегодного при-
менения стеклопластиковых труб примерно на 10%.
Исследования, проведенные компанией Exxon после 25-летней экс-
плуатации стеклопластиковых труб, показало, что их прочностные свой-
ства за это время практические не изменились. Апробированный срок
эксплуатации стеклопластиковых труб — 50 лет.
Учитывая большой срок службы стеклопластиковых труб по срав-
нению со стальными на нефтяных промыслах, возможность их исполь-
зования для трубопроводов высокого давления требует пересмотра их
экономической эффективности, несмотря на высокие первоначальные
вложения.
Следует только отметить, что на месторождениях, в пластах которых
нефть и газ содержат сероводород, углекислоту и другие агрессивные
компоненты, эффективность использования стеклопластиковых и по-
лиэтиленовых труб не достаточно изучена.
В последние годы в России производство стеклопластиковых труб
находит все большее применение, главным образом, при обустройстве
нефтяных и газовых промыслов.
Одним из основных производителей стеклопластиковых труб в
России является научно-производственное предприятие — ЗАО
«Композитнефть», которое выпускает комбинированные стеклопла-
стиковые трубы с внутренним полиэтиленовым полипропиленовым
слоем для:
—	нефтегазопроводов;
-	систем горячего и холодного водоснабжения;
—	тепловых сетей с теплоизоляционным слоем;
—	транспортировки химически агрессивных жидкостей и газов.
Долговечность эксплуатации трубопроводов, построенных из этих
труб, составляет не менее 25 лет.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	173
ЗАО «Композитнефть» имеет все необходимые разрешения Госгор-
технадзора на применение этих труб в нефтяной промышленности и
лицензии на производство оборудования и строительство трубопрово-
дов для нефтяных и газовых промыслов.
Конструкция стеклопластиковых комбинированных труб представ-
ляет собой двухслойную композицию, содержащую внутренний герме-
тизирующий слой и наружную силовую стеклопластиковую оболочку.
Преимущества стеклопластиковых труб:
-	высокая удельная прочность (аналогична прочности стальных
труб);
—	высокая теплостойкость к транспортируемому продукту (до
+150°С);
-	надежная эксплуатация в условиях вибрационных нагрузок;
—	неограниченная коррозионная стойкость, надежность и долговеч-
ность (срок службы 50 лет);
-	малое гидравлическое сопротивление потоку;
-	стойкость к замораживанию и размораживанию транспортируемо-
го продукта;
—	минимальные затраты на монтаж трубопроводов, отсутствие затрат
на обслуживание и ремонт из-за коррозионного воздействия среды.
По сравнению с зарубежными трубами, трубы ЗАО «Композит-
нефть» дешевле в 2,5 раза.
Одним из важных преимуществ труб ЗАО «Композитнефть» являет-
ся то, что их производство ведется на отечественном оборудовании и из
отечественных материалов, что устраняет зависимость от иностранных
поставщиков.
Серийное производство этих труб началось в 1996 г., а первый опыт-
но-промышленный трубопровод был введен в эксплуатацию в 1994 г. в
системе нефтесбора в НГДУ «Чернушканефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Перм-
нефть» в наземном и подземном вариантах укладки (степень обводне-
ния до 90%, минерализация до 200 г/л, содержание сероводорода и уг-
лекислого газа до 200 мг/л, газовый фактор до 240 м3/т). До настоящего
времени трубопровод работает без замечаний.
С 1994 по 2002 гг. изготовлено и эксплуатируется более 500 км тру-
бопроводов. Проложено новых трубопроводов и заменено при капиталь-
ном ремонте на выкидных линиях и нефтесборных у 530 скважин в ООО
«ЛУКОЙЛ-Пермнефть», «Удмуртнефть», «Ставропольнефтегаз», «Ко-
галымнефтегаз», «Юганскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», «ТНК-Ня-
гань», «Томскнефть», «Нижневартовскнефтегаз» и др. и водоводы на
давление 10,0 и 20,0 МПа в «Нижневолжскнефть», «Удмуртнефть».
До настоящего времени выхода из строя трубопроводов при причи-
не коррозии не было.
174
ГЛАВА II
Наибольшее применение стеклопластиковые трубы, выпускаемые
ЗАО «Композитнефть», получили в ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть».
В результате удельная частота отказов по причине воздействия кор-
розионной среды (наружной и внутренней) на трубопроводы сократи-
лась в 3 раза.
В составе производственной базы предприятия в г. Чернушке Перм-
ской области имеется цех по производству стеклопластиковых труб и
элементов трубопроводов площадью 3 500 м2 мощностью 300 км труб в
год.
Выпускают стеклопластиковые трубы и другие предприятия.
Научно-производственное предприятие ТСТ производит стеклопла-
стиковые трубы на основе полиэфирных смол. Предприятие ТСТ обла-
дает комплексом современного высокопроизводительного европейско-
го оборудования и поставляет потребителям широкую номенклатуру
трубных изделий, спроектированных в соответствии с международны-
ми стандартами ASTM/AWWA:
•	номинальные внутренние диаметры трубопроводов от 50 до 1 000 мм;
•	номинальное рабочее давление до 4,0 МПа (40 кгс/см2);
•	стандартная длина труб до 12 м (Dy 200-1 000 мм) или
•	до 6 м (Dy 50—150 мм);
•	стеклопластиковые фасонные изделия: стандартные (фланцы,
тройники, отводы, переходники) или любой конфигурации по черте-
жам заказчика.
Конструкция трубы изображена на рис. 2.57.
Проблема надежности системы трубопроводного транспорта, как
общая для всех нефтегазовых месторождений Среднего Приобья, ста-
ла острой в последние годы. Рост обводненности скважин, большие
объемы закачиваемых в разрабатываемые пласты химических реа-
гентов стали факторами активизации коррозионных повреждений.
Альтернативой подверженным коррозией стальным трубам стали
трубопроводы, выпаленные из стеклопластиковых материалов, в ос-
новном, импортного производства.
В г. Мегион Ханты-Мансийского автономного округа создано ЗАО
«АМК-ВИТАС». Оно одним из первых (с 1995 г.) в Западно-Сибирском
регионе освоило технологии проектирования и монтажа таких систем
трубопроводного транспорта. За это время накоплен богатейший опыт
по проектированию и строительству стеклопластиковых труб, изуче-
ны положительные и отрицательные аспекты их работы.
Совместно с Центральным НИИ специального машиностроения раз-
работана качественно новая трубная продукция АРМПЛАСТ из стек-
ло- и базальтопластиков. Трубы АРМПЛАСТ предназначены для ра-
боты в любых грунтах и климатических поясах.
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	175
Рис. 2.57. Стеклопластиковые трубы
на основе полиэфирных смол.
1.	Стеклопластиковый (армированный термореак-
тивный) лайнер (внутренняя стенка).
Обеспечивает полную герметичность и стойкость к воз-
действию агрессивной и/или абразивной среды, транс-
портируемой по трубопроводу. Абсолютная шерохова-
тость внутренней стенки составляет 23 мкм.
2.	Силовой стеклопластиковый слой.
Обеспечивает механическую прочность при совмест-
ном действии внутренних и внешних нагрузок в про-
цессе эксплуатации трубопровода.
3.	Внешний слой (слой-коут).
Обеспечивает гладкость внешней поверхности трубы
и стойкость к воздействию ультрафиолетовых лучей
и неблагоприятных факторов окружающей среды
С запуском в серийное производство труб АРМПЛАСТ в 2001 г.
область их распространения постоянно растет. Завершение в 2002 г.
строительства 1-й очереди завода по производству трубной продук-
ции АРМПЛАСТ в г. Нижневартовске частично поможет решить неф-
тегазодобывающим компаниям региона проблемы коррозии систем
трубопроводного транспорта.
Успешно эксплуатирующиеся сегодня водоводы и нефтесборы из труб
АРМПЛАСТ на месторождениях АО НГК «Славнефть», ПК «ЮКОС»
доказали их качественные, технические и другие преимущества в срав-
нении с стеклопластиковыми аналогами.
Всего же за время осуществления производственной деятельности
для ведущих нефтедобывающих компаний Западно-Сибирского реги-
она— ТНК, «СИДАНКО», «Славнефть», «ЮКОС», СП «Ваньеган-
нефть», СП «Черногорское» и других - были построены порядка 1 000
км трубопроводов, более половины из них - из стекловолокнистых
материалов (рис. 2.58).
176
ГЛАВА II
Рис. 2.58. Монтаж трубопровода из труб «АРМПЛАСТ»,
изготовленных из стекло- и базальтопластиков
Сегодня на рынок поставляется трубная продукция нескольких ви-
дов: двух- и трехслойные трубы, диаметром от 100 до 500 мм на рабо-
чее давление от 1,6 до 20 МПа, для транспортировки нефти и высокоаг-
рессивных подтоварных вод.
Гарантией надежности и безопасности долговременной работы тру-
бопроводов из труб АРМПЛАСТ служат их уникальные эксплуатаци-
онные характеристики, которые обеспечиваются высоким уровнем раз-
работанной технологии их производства, непрерывным контролем
качества продукции (табл. 2.24).
Промышленное освоение производства чугунных труб из высоко-
прочного чугуна с шаровидным графитом по французской технологии
на Новолипецком заводе «Свободный сокол», возможность их сварки,
в том числе и контактной, дают еще одни шанс в создании труб повы-
шенной коррозионной стойкости.
Липецкий политехнический институт вкупе с Новолипецким заво-
дом «Свободный сокол» предложили наносить на стальную трубу отбе-
ленный чугун методом термодиффузионного легирования (ТДЛ).
ТЕХНИЧЕСКОЕ СОСТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 177
Таблица 2.24. ТРУБНАЯ ПРОДУКЦИЯ АРМПЛАСТ
НЕФТЯНОГО СОРТАМЕНТА
В нутре нш диаметр, iv	Параметры	Перекачиваемая жидкость					
		Нефть с высоким газосодержанием			Пластовые сточные воды		
		Рабочее давление, МПа					
		2.5_ _	4,0	6,4	2,5	4,0	6,4
о о	Толщина стенки, мм	5,50	6,00	6,60	3,00	3,50	4,00
	Вес погонного метра	3,6	4,1	4,6	2,1	2,5	2,9
	Разрушающее давление, не менее, МПа	12,5	20,0	30,0	12,5	20,0	30,0
1 о чо	Толщина стенки, мм	7,5	8,5	11,0	4,0	5,0	7,0
	Вес погонного метра	8,3	9.6	11,9	4,7	6.4	7,8
	Разрушающее давление, не менее, МПа	10,0	16,0	24.0	10,0	16,0	24,0
О о	Толщина стенки, мм	8,5	10,5	12,5	4,5	6,5	8,0
	Вес погонного метра	11,6	14,1	16,6	6,5	9,1	10,9
	Разрушающее давление, не менее, МПа	10,0	16,0	24,0	10,0	16,0	24,0
о tn гм	Толщина стенки, мм	9,0	ИЛ	15,0	5,5	7,0	10,5
	Вес погонного метра	16,2	20,7	27,0	9,9	12.6	18,9
	Разрушающее давление, не менее, МПа	10.0	16,0	24,0	10,0	16,0	24,0
R ГО	Толщина стенки, мм	10,0	13,0	18,5	6,5	8,0	13,5
	Вес погонного метра	23,0	27,8	39,0	14,8	17,9	28,6
	Разрушающее давление, не менее, МПа	10,0	16,0	24,0	10,0	16,0	24,0
178
ГЛАВА П
Внутренний диаметр, ми	Окончание табл. 2.24						
	Параметры	Перекачиваемая жидкость					
		Нефть с высоким газосодержанием			Пластовые сточные воды		
		Рабочее давление, МПа					
		2,5	4,0	6,4	2,5	4,0	6,4
g XT	Толщина стенки, мм	13,0	15,0	21,0	7,0	9,0	14,5
	Вес погонного метра	34,0	39,1	54,2	18,8	23,8	37,6
	Разрушающее давление, не менее, МПа	10,0	16,0	24,0	10,0	16,0	24,0
О Г)	Толщина стенки, мм	17,0	19,5	25,5	8,0	10,5	17,0
	Вес погонного метра	61,4	70,4	92,2	28,8	37,9	61,4
	Разрушающее давление, не менее, МПа	10,0	16,0	24.0	10,0	16,0	24,0
Примечание. Длина труб - 1 000—11 000 мм; температура перекачиваемой
среды — до +90°С; кратковременные тепловые нагрузки - до +120°С
Защита стали чугуном (как защита от коррозии) идея, над которой
много работал академик Н.С. Ениколопов.
Предложенная технология подкупает простотой, хотя нужно еще
очень много сделать, чтобы довести ее до промышленного уровня. Сущ-
ность ее состоит в том, что нагретая ТВЧ труба омывается с одной или с
двух сторон жидкостью с высоким содержанием углерода. С этой целью
может использоваться солярка, мочевина, насыщенная углеводородом
и азотом, этилсиликат, насыщенный углеродом и кремнием. Толщина
покрытия чугуна 0,2—0,5 мм снаружи и изнутри.
Испытания труб малого диаметра с таким покрытием, выполненные
ЦНИИМашем, показали, что среднее значение предела прочности воз-
росло на 10,9%, предела текучести - на 2,9%, а относительное удлине-
ние составляло 20,3% (это стандартный хороший показатель). Корро-
зионная стойкость повысилась в 6—7 раз, износостойкость — в 5—10 раз.
Ориентировочно стоимость труб стала дороже на 15—20%. Напомню, что
трубы с внутренней изоляцией составляют примерно 160—200% от сто-
имости неизолированных труб.
Исследования чугунных труб и стальных труб с чугунным покры-
тием для транспортировки коррозионно-активных сред в нефтяной
и газовой промышленности развития не получили: с одной стороны,
ТЕХНИЧЕСКОЕ С< СТОЯНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА 179
кричащее неблагополучие на трубопроводных системах нефтяных
промыслов из-за коррозии и эрозии, с другой - каждое предприятие,
нефтяное объединение решает эту проблему по-своему.
Одним из кардинальных вопросов, требующих незамедлительного
решения в научном и практическом плане — ранняя диагностика корро-
зионного и эрозивного состояния промысловых трубопроводов.
За рубежом борьбе с коррозией трубопроводов и обеспечению их
надежного функционирования уделяется большое внимание. В США
проблемами надежности и безаварийности трубопроводов занимает-
ся специально созданное Федеральное ведомство по надежности тру-
бопроводов — OPS. Оно ведет статистику отказов и аварий, изучает их
причины, разрабатывает нормы на строительство, ремонт и эксплуа-
тацию, а также формирует новое законодательство по усилению кон-
троля за соблюдением стандартов на строительство и эксплуатацию
трубопроводов.
В Германии и других странах Западной Европы функционируют ко-
митеты с функциями, аналогичными ведомству OPS. Подобных служб
в России не организовано.
В разделе 2.7. настоящей главы использованы материалы раздела
«Безопасность промысловых трубопроводных систем» тома «Безопас-
ность трубопроводного транспорта (Безопасность России. М.: «Знание»,
2002) подготовленного докт. техн, наук, проф. А.Г. Гумеровым, к.т.н.
А.Б. Арабей, к.т.н. А.И. Дьячуком, и к.т.н. С.В. Родионовой.
ЛИТЕРАТУРА
1.	БойкоЖданов С.Ф., Хороших АВ. (ОАО «Газпром»), ЗарецкийС.П.,
Якубович ВЛ. (Оргэнергогаз). Надежность оборудования цехов компрессорных
станций // Газовая промышленность. Спец, выпуск. 2000.
2.	Бойко А~М., Жданов С.Ф., Хороших АВ. (ОАО «Газпром»), Зарецкий С.П.,
Якубович ВЛ. (Оргэнергогаз). Надежность оборудования компрессорных цехов
И Газовая промышленность. Спец, выпуск. 2000.
3.	Будзуляк БВ. У нас 150 тыс. километров газопроводов. Они работают как
единый механизм // Фактор. № 6. 2000.
4.	Вайншток С.М. В интересах развития отрасли //Трубопроводный транс-
порт нефти. 2002. № 8.
5.	Вайншток С.М. Технологической катастрофы не будет! // Нефтегазовая
вертикаль. Июль, 2001.
6.	Вайншток С.М. Эффективность, надежность, ответственность, Нефтега-
зовая вертикаль. 2002. № 12.
7.	Виноградова О. Пути Газпрома неисповедимы //Нефтегазовая вертикаль.
Январь, 2003.
180
ГЛАВА II
8.	Газпром: по материалам годового отчета // Газовая вертикаль. 2002.
9.	Иванцов О.М. Магистральные трубопроводы на пороге XXI века // Нефть
России. 2000. № 3.
10.	Ишмухаметов И. С прицелом на будущее работает сегодня АК Транс-
нефтепродукт // Нефтегазовая вертикаль. 1997. № 3-4.
11.	Калинин В В. Стратегия реконструкции // Трубопроводный транспорт
нефти. 2001. № 3.
12.	Мазур И.И., Семенов В.И. Восточный трубопроводный комплекс // Неф-
тегазовая вертикаль. 2002. №12.
13.	Резуненко В.И. Перспективные газовые магистрали восточного направ-
ления // Нефть, газ, строительство. 2002. № 12.
14.	Резуненко В.И. Проекты Газпрома - это мощный прорыв в XXI // Фак-
тор. 2000. № 6.
15.	Седых АД. Анализ аварий на газопроводах Западной Европы // Потен-
циал. 2001. № 1.
16.	Спектр Ю.М. Интеграция трубопроводных систем // Трубопроводный
транспорт нефти. 2002. № 8.
17.	Спектр Ю.М. Трубопроводная интеграция Евразии //Нефтегазовая вер-
тикаль. 2002. № 12.
18.	Стратегия развития газовой промышленности России. Глава 9: Газовая
промышленность и охрана природной среды. М.: Энергоатомиздат, 1997.
19.	Тер Саркисов Р. Пора обновления // Газовая промышленность. 2002.
181
ГЛАВА III
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА
3.1.	ОСНОВНЫЕ АСПЕКТЫ И ПОКАЗАТЕЛИ БЕЗОПАСНОСТИ
Согласно закону РФ «О промышленной безопасности...» (1992 г.)
безопасность - «состояние защищенности жизненно важных интере-
сов личности, общества и государства от внутренних и внешних уг-
роз. Жизненно важные интересы — совокупность потребностей, удов-
летворение которых надежно обеспечивает существование и
возможность прогрессивного развития личности, общества и государ-
ства. Угрозы безопасности — совокупность условий и факторов, созда-
ющих опасность жизненно важным интересам личности, общества и
государства». Промышленная безопасность тесно связана с энергети-
ческой безопасностью, которую понимают как возможность страны
обеспечить с одной стороны — стабильность физических поставок энер-
гоносителей для внутреннего потребления, а с другой — предотвратить
резкие ценовые колебания на них или создать условия максимально
безболезненной адаптации национальной экономики к новым цено-
вым пропорциям.
Проблемы безопасности отраслей трубопроводного транспорта
являются ключевыми в энергетической безопасности, особенно в следу-
ющих аспектах:
•	экологическая безопасность, определяемая как защищенность от
чрезмерного загрязнения среды обитания вредными веществами и из-
лучениями, деградации почв, ландшафтов, ухудшения биосферы, нега-
тивных воздействий на верхние слои земной коры при добыче полезных
ископаемых;
•	производственная безопасность, характеризующая защищенность
от нарушения технических систем - аварий, катастроф, - вызываемых
или сопровождаемых пожарами, взрывами, выбросами вредных веществ
и т. д., а также несоблюдением норм и правил техники безопасности;
•	технологическая безопасность, рассматриваемая как защита от
следующих угроз: снижение технического уровня производства, массо-
вое сохранение устаревшей техники, невосприимчивость экономики к
инновациям, чрезмерная зависимость от зарубежных технологий и обо-
рудования, снижение уровня научно-исследовательских и опытно-кон-
структорских работ;
182
ГЛАВА' f'
•	основными угрозами противостихийной безопасности являются
несоблюдение соответствующих требований при размещении, строитель-
стве и эксплуатации производственных и жилых объектов, малая дос-
товерность прогнозирования стихийных бедствий, неподготовленность
населения и специализированных служб к природным катаклизмам и
преодолению их последствий;
•	сырьевая безопасность характеризует защищенность от дефицита
разных видов сырья и материалов, от нарушений их внешних поставок,
от низкой эффективности использования в народном хозяйстве, незна-
чительного уровня самообеспечения страны и/или регионов.
Безопасность рассматривается как свойство комплексного понятия
надежности объекта (системы) и определяется как свойство объекта не
допускать ситуаций, опасных для людей и окружающей среды. Объект
энергетики может быть потенциально опасным при полностью работоспо-
собном состоянии из-за технического несовершенства или недостаточного
объема работ по регенерации природной среды после окончания строитель-
ства. Примером технического несовершенства может служить работа га-
зотурбинных установок на компрессорных станциях с превышением до-
пустимых пределов концентрации вредных веществ в выхлопных газах.
Перечисленные ниже ситуации являются отказами по безопасности, но
могут не приводить к нарушениям технологического процесса:
-	утечка газа внутри производственного помещения на КС;
—	локальные пожары, не оказавшие влияния на течение основного
производственного процесса;
—	негативные экологические последствия от растепления вечномерз-
лых грунтов вокруг трубопровода.
Отказы по безопасности по природе последствий делятся на следую-
щие группы:
—	отказы, опасные для населения (в пределах жилой застройки, в мес-
тах пересечения трубопроводов с транспортными коммуникациями);
—	отказы, опасные для обслуживающего персонала;
—	отказы, приводящие к деградационным изменениям окружающей
среды;
—	отказы, приводящие к материальному ущербу (разрушение жилых
и производственных помещений, других трубопроводов, коммуникаций,
линий электропередач и т. д.).
По протеканию процессов отказы по безопасности могут быть внезап-
ными (разлив нефтепродуктов, взрыв, возгорание) или постепенными
(деградация территорий из-за повреждения почвенного покрова при
строительстве, термокарст, заболачивание, изменение водного режима
рек и ручьев и т. д.).
Основным общепринятым показателем безопасности является риск.
Различают следующие виды риска: индивидуальный, технический, эко-
логический, социальный, экономический.
ОСНОВЫ БЕЗОП АРНОСТИ ОБЪЕКТОВ
18^
Объектом индивидуального риска является человек. В качестве источни-
ков индивидуального риска выступают особенности организма человека, ге-
нетическая предрасположенность, совокупность личностных качеств как
жертвы потенциальной опасности, вредные привычки, профессиональная
деятельность, транспорт, активные формы проведения досуга, социальная и
экологическая среда обитания, войны, природные катаклизмы и т. д.
Технический риск характеризует опасность аварий на производствен-
ных объектах. При проектировании и эксплуатации трубопроводных
систем в первую очередь надо иметь в виду технические риски. Техни-
ческие риски являются предметом исследования теории надежности и
ассоциируются с безотказностью, ресурсом и живучестью как единич-
ными свойствами надежности и безопасности.
Экологический риск выражает опасность негативных воздействий на
природу, нарушения нормального существования биоценозов, деграда-
ции почв, ухудшения воздушного бассейна, негативных изменений гор-
но-геологических структур в результате деятельности человека. Поня-
тие экологического риска приложимо к масштабам территории
предприятия, населенного пункта, региона или в планетарном масшта-
бе. Применительно к объектам больших трубопроводных систем газо- и
нефтеснабжения следует рассматривать риски процессов деградации
воздушного и водного бассейнов, почв, ландшафтов и земных недр.
Социальный риск выражает опасность негативных последствий для
жизни группы или сообщества людей. Социальный риск возникает в свя-
зи с деградацией природной среды, при резком снижении производства в
населенных пунктах, ориентированных на одну отрасль промышленнос-
ти, при катастрофах в системах жизнеобеспечения населения. Так, недо-
статочные капиталовложения в поддержание работоспособности систем
газо- и нефтеснабжения сопряжены с социальными рисками большой ча-
сти населения страны.
Экономические риски связаны с опасностью невыполнения доходных
статей проекта или проявлением отрицательных экономических послед-
ствий в результате некоторого вида деятельности. Экономические рис-
ки для нефтегазовых компаний могут быть вызваны изменением нало-
гового законодательства, понижением цен или уменьшением спроса,
возникновением аварий и катастроф.
При проектировании объектов трубопроводных систем следует иметь
в виду все виды риска и детально исследовать те из них, которые наибо-
лее важны для данного проекта.
В настоящей главе использованы материалы разделов III, V и VI книги
«Безопасность трубопроводного транспорта» (Безопасность России МГФ
«Знание», 2002), в составлении которых принимали участие к.т.н. В.В. Не-
федов, д.т.н. проф. Г.Э. Одишария, к.т.н. В.В. Салюков, д.т.н. В.С. Сафонов,
к.т.н. В.М. Силкин, д.т.н. проф. М.Г. Сухарев, д.т.н. проф. С.А. Тимашев,
д.т.н. проф. В.В. Харионовский, к.т.н. В.Д. Шапиро, к.х.н. А.А. Швыряев.
184
ГЛАВА III
3.2.	КОНЦЕПЦИИ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА В РОССИИ И ЗА РУБЕЖОМ
Методология оценки риска и безопасности эксплуатации больших
систем интенсивно развивается с 70-х годов XX столетия в связи с рас-
пространением и развитем ядерного оружия и энергетики, космичес-
кой техники, сложных химических производств. Общегосударствен-
ными проблемами безопасности занимается Совет Безопасности РФ.
Существует федеральная целевая научно-техническая программа («Бе-
зопасность») проведения фундаментальных и прикладных исследова-
ний по всем основным аспектам безопасности разнообразных систем
жизнеобеспечения, сооружений, конструкций и машин, осуществляе-
мая под общим руководством Минпромнауки и РАН. Отдельными ас-
пектами проблемы безопасности занимаются научно-исследователь-
ские, проектные и производственные организации Минобороны,
Минатома, МЧС, Газпром, РАО ЕЭС, МПС, Транснефть, Роснефтегаз-
строй, вузы страны и отраслевые НИИ.
Документами, регламентирующими общие вопросы безопасности
нефтегазовых производств в России, являются ГОСТ 12.1.010-76 «Взры-
вобезопасность», ГОСТ 11.1.004-91 «Пожарнаябезопасность». Катего-
рирование технологических блоков по степени опасности проведено в
«Общих правилах взрывобезопасности для взрывопожароопасных хи-
мических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств»
(ОПВБХП-88). В этом документе представлена методика определения
значений энергетических показателей взрывобезопасности технологи-
ческих объектов и методика анализа и количественной оценки факто-
ров, влияющих на взрывобезопасность.
В «Положении о декларации безопасности промышленного объек-
та Российской Федерации», утвержденном постановлением Правитель-
ства Российской Федерации № 675 от 1 июля 1995 г., указывается, что
декларация должна характеризовать безопасность промышленного
объекта на этапах его ввода в эксплуатацию, эксплуатации и вывода
из эксплуатации и содержать, в частности, анализ риска возникнове-
ния чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера.
Положение предписано к руководству и исполнению приказом № 163
Министра топлива и энергетики РФ от 31 июля 1995 г. Соответствую-
щие распоряжения изданы корпорациями нефтегазового комплекса.
При проектировании производственных объектов предписывается:
-	создание эффективных систем для предупреждения и локализации
аварийных ситуаций;
-	экспертирование принятых решений на предмет их соответствия
требованиям законодательных нормативных актов по промышленной
безопасности;
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
185
-	обеспечение соответствия требованиям безопасности и экологично-
сти производимой продукции;
—	проведение эффективных профилактических мероприятий, пре-
дотвращающих действие опасных и вредных производственных фак-
торов.
Количественное определение ущербов от аварий в трубопроводном
транспорте не имеет достаточно полной объективной базы и вынуждено
часто опираться на субъективные мнения и экспертные оценки. Четкость
и однозначность могут быть достигнуты лишь при нормировании про-
цедуры расчета. В отечественной практике этот подход пока не получил
широкого распространения. В качестве одного из немногих примеров
можно указать межотраслевой документ ГОСТ Р 27.310-93 «Анализ ви-
дов, последствий и критичности отказов. Основные положения». В ка-
честве рабочего метода принят анализ видов и последствий отказов. Со-
гласно ГОСТ Р 27.310-93 отказы ранжируются по уровню риска. Такая
же процедура применяется к объекту в целом как на стадии его проек-
тирования, так и эксплуатации. Значительно шире применяется второй
подход, который состоит в том, что нормативным путем устанавливают-
ся не расчетные процедуры, а требования и мероприятия по обеспече-
нию безопасности. Весьма важное значение имеют нормативы, опреде-
ляющие:
—	расстояния между нитками трубопроводных систем;
—	минимальное удаление жилых зданий и промышленных объектов
от трубопроводов (в зависимости от диаметра трубы, давления и транс-
портируемого продукта);
-	категории участков при строительстве трубопроводов и соответству-
ющие требования к трубам, порядок сооружения переходов через вод-
ные преграды, пересечения с энергетическими и транспортными ком-
муникациями;
—	предельно допустимые концентрации вредных веществ в промыш-
ленных выбросах и др.
В США действует следующая структура управления, позволяющая
инициировать и принимать законодательные акты и следить за их реа-
лизацией. Федеральное регулирование в области безопасности трубо-
проводных систем осуществляется двумя субъектами: конгрессом
и министерством (Department of Transportation - DOT). В ведении пос-
леднего находятся комитет (Research and Special Programs
Administration - RSPA) и служба по безопасности трубопроводов
(Office of Pipeline Safety - OPS). Конгресс обсуждает законопроекты,
представленные DOT. Тексты законодательных и нормативных доку-
ментов генерирует RSPA. Ответственность за исполнение нормативов
и законов несет OPS. Этапы законодательного процесса в сфере регу-
лирования безопасности трубопроводных систем связаны с приняти-
ем следующих документов:
186
ГЛАВА III
—	Акт о безопасности на трубопроводах природного газа (1968 г.),
—	Акт о безопасности трубопроводов, транспортирующих опасные
жидкости (1979 г.),
-	Акт о переосвидетельствовании трубопроводов (1988 г.).
Законодательство в области промышленной безопасности начало фор-
мироваться в индустриально развитых странах в 70-80-х годах. Один из
первых правовых документов, содержащих требование проведения ана-
лиза опасности (риска) — Директива Европейского сообщества 82.501.
EEC (Директива Севезо). Анализ опасности представляется как состав-
ная часть разрабатываемой предприятием декларации безопасности
(Safety Report). В каждой из стран Западной Европы и Северной Амери-
ки установлены собственные процедуры, имеющие иногда статус зако-
на по декларированию промышленной безопасности. Анализ рисков,
независимо от того, является ли он обязательной процедурой или нет,
делает более обоснованными решения по обеспечению безопасности про-
изводства.
Уровень, количественную меру безопасности часто характеризуют
показателями, которые называют рисками. Этот термин не получил до
сих пор однозначного определения. Наиболее употребительны следую-
щие толкования:
•	вероятность события, представляющего опасность;
•	средний ущерб, выраженный в натуральном измерении;
•	комплексная мера опасности, выраженная в условных единицах
(баллах).
Обычно под риском понимают произведение вероятности опасного
события (отказа) на последствия этого отказа. Понятие риска перево-
дит опасность в разряд измеряемых категорий. Риск является мерой
опасности и измеряется в тех же единицах, что и последствия (ущерб)
отказа.
(3.1)
Обычно анализ риска рассматривается как составная часть комплекс-
ного подхода к принятию решений и программ по предупреждению и умень-
шению опасности для жизни человека и для ухудшения качества окружа-
ющей среды. Система же принятия решений по обеспечению безопасности
носит название управление рисками. У нас чаще говорят об управлении
безопасностью или обеспечении промышленной безопасности.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
181
Нормативные документы зарубежных стран обычно регламентиру-
ют проведение риск-анализа по следующей схеме.
1.	Планирование и организация работ.
2.	Идентификация опасностей.
2.1.	Выявление опасностей.
3.	Оценка риска.
3.1.	Анализ частоты.
3.2.	Анализ причин.
3.3.	Анализ последствий.
4.	Разработка рекомендаций по управлению риском.
Общегосударственные нормативные документы практически всех
промышленно развитых стран предписывают необходимость проведе-
ния анализа риска, но не требуют строгого следования определенным
методам анализа риска, оставляя за предпринимателями-владельца-
ми производств право создания своих нормативов, которые, однако,
должны учитывать общие требования общегосударственных стандар-
тов. В большинстве зарубежных документов, посвященных примене-
нию анализа риска, разрешается на усмотрение предпринимателя ис-
пользовать один или несколько из следующих методов: «что будет,
если...?» (What - If); проверочный лист (Check list); комбинацию этих
двух методов; анализ опасности и работоспособности (HAZOP — Hazard
and Operability Study); анализ видов и последствий отказов (FMEA -
Failure Mode and Effects Analysis); количественный анализ вида, по-
следствий и критичности отказа (FMECA— Failure Mode and Event
Criticality Analysis); анализ дерева отказов (FT A — Fault Tree Analysis);
анализ дерева событий (ETA - Event Tree Analysis); анализ слоев безо-
пасности (защиты) (SLA - Safety Layers Analysis) и, наконец, полный
количественный анализ риска (QRA — Quantitative Risk Analysis). Из
всех перечисленных методов только QRA является чисто количествен-
ным, FMECA, HAZOP, FTA и ЕТА являются таковыми только частич-
но. Собственник (предприниматель) свободен в выборе метода анализа
риска, однако, при этом выбранный им метод(ы) должен быть научно
обоснован (повторяем и проверяем), соответствовать рассматриваемой
системе, давать прозрачные, легко понимаемые результаты и позволять
создавать системы управления риском.
В табл. 3.1 даны в первом приближении рекомендации по примене-
нию некоторых из перечисленных методов. Таблицу используют отдель-
но для каждой из рассматриваемых категорий: персонал потенциально-
опасного объекта; население на примыкающей к объекту территории;
окружающая объект природная среда; материальные объекты (здания,
сооружения, агрегаты и системы самого предприятия и прилегающих к
нему населенных пунктов). В табл. 3.1 используются следующие опре-
деления категорий отказов: катастрофический - приводит к смерти
(смертельным повреждениям) людей, наносит невосполнимый ущерб
188
ГЛАВА III
Таблица 3.1. МЕТОДЫ И СТАДИИ РАЗВИТИЯ РИСКА
Вид деятельности
Метод	разме- щение	ввод в эксплуатацию	проекти- рование	эксплуа- тация	рекон- струкция ч
«Что будет, если...?»	0	44	4-	44*	
Проверочный лист	0	4-	4-	44	
Анализ опасности и работоспособности	0	4-	4-4-		44-
Анализ видов и последствий отказов	0	4-	44	4-	44
Анализ деревьев отказов и событий	0	4*	44	4-	44
Количественный анализ риска	4 4-	4“	44-	44-	4
Примечание: 0 — наименее подходящей метод анализа; 4—рекомендуемый метод;
44—наиболее подходящий метод.
флоре и фауне, полной потере объекта или существенной его части; кри-
тический (некритический) — угрожает (не угрожает) жизни людей, окру-
жающей среде, потере объекта; с пренебрежимо малыми последствиями.
Количественный анализ риска сначала был разработан как инструмент
для оценки крупномасштабных аварий, которые по своей природе доста-
точно редки и потому частота их возникновения и последствия не могут
быть определены на основании одних лишь статистических методов. Этот
метод в настоящее время широко используется в ядерной и химической
промышленности США и Европы, являясь наиболее универсальным и
исчерпывающим видом оценки безопасности. В России метод в наиболее
развитом виде применяется в ядерной энергетике и известен как ВАБ -
вероятностный анализ безопасности. Метод рассматривает все возможные
случаи или аварии из-за какой-либо деятельности и оценивает вероятность
или частоту каждого такого события и связанные с ними последствия че-
рез количество несчастных случаев. Классическая схема количественной
оценки рисков представлена на рис. 3.1.
В большинстве стран критерии приемлемого риска не задаются нор-
мативно-правовой документацией, а определяются на этапе подготовки
к проведению риск-анализа в зависимости от специфики промышлен-
ной сферы. Одной из немногих стран, где нормативно закреплен уровень
приемлемого риска, является Голландия. Пороговые значения установ-
лены только по индивидуальному риску, показатели коллективного или
территориального риска отсутствуют.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Рис. 3.1. Схема количественной оценки рисков
Методы «чтобудет, если...» и «проверочного листа» являются каче-
ственными и основаны на изучении условий эксплуатации или проекта,
и проверки соответствия с действующими требованиями. Метод «прове-
рочного листа» характеризуется более подробным представлением ис-
ходной информации и описанием последствий нарушений.
Анализ видов и последствий отказов также является качествен-
ным. Существенная черта этого метода — рассмотрение каждой состав-
ной части объекта или системы и последствий ее отказа. Анализ ви-
дов и последствий отказов можно расширить до количественного
анализа вида и последствий отказов. В этом случае отказы в соответ-
ствии с табл. 3.2 делятся на 4 вида. Для отказов, попавших в группу
А обязателен количественный анализ риска, для группы В такой ана-
лиз желателен, для группы С достаточен качественный анализ, для
D — анализ не требуется.
Анализ опасности и работоспособности используется для исследова-
ния влияния технологических параметров от регламентных режимов с
точки зрения возникновения опасности. При анализе для каждой про-
изводственной линии определяются возможные отклонения, причины
и рекомендации по их недопущению.
Для выявления причинно-следственных связей между событиями,
характеризующими возникновение и развитие аварийных ситуаций,
используются логико-графические методы деревьев отказов и собы-
тий. При анализе методом дерева отказов выявляются комбинации
отказов оборудования, ошибок персонала и внешних воздействий,
приводящие к аварийной ситуации. Метод позволяет оценить веро-
ятность аварии через вероятности исходных событий. Анализ дерева
событий используется для построения сценариев аварийной ситуации.
Методы деревьев трудоемки и требуют высокой квалификации испол-
нителей.
Рассмотрим составляющие понятия риска — индивидуальный, обще-
ственный и другие виды рисков.
190
ГЛАВАМ
Таблица 3.2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ ОТКАЗОВ					
Категория по частоте отказов	Частота, 1/год	Категория отказов по тяжести последствий			
		ката- строфи- ческий	крити- ческий	некрити- ческий	с пренебрежимо малыми последствиями
Частый	>1	Л	Л	А	с
Вероятный	1-10"	Л	А	в	с
Возможный	10*-10ч	А	В	в	с
Редкий	ЮМО"6	А	В	с	D
Практически невероятный	<!()	С	с	с	D
Индивидуальный риск — это частота (вероятность), с которой отдель-
ное лицо может ожидать опасности подвергнуться вредному воздействию
(травме, смерти) вследствие реализации определенной угрозы (проявле-
ния отказа). Например, для газопровода индивидуальный риск (ИР) -
это частота (вероятность), при которой отдельно взятый человек, нахо-
дящийся на определенном расстоянии от трубопровода, получает смер-
тельное повреждение от заданного уровня воздействия (например, тер-
мической радиации), возникшего от реализации конкретной опасности
(например, пожара заданной интенсивности). Индивидуальный риск -
это условная вероятность смерти (травмы) человека при всех заданных
количественно параметрах источника опасности.
Примером индивидуального риска может служить опасность быть
убитым в дорожном происшествии. В Англии, например, это в среднем
около 100 человек из миллиона в год, т. е. 10"4/год. Следует отметить,
что индивидуальный риск одинаков независимо от того, один ли чело-
век подвергается риску или много лиц тому же риску. График кривых
изориска (равновеликих рисков) выражает риск для отдельного лица в
зависимости от его географического местонахождения. Проводится оцен-
ка индивидуальных рисков для всевозможных местонахождений, и оп-
ределенные аналитические кривые равных уровней индивидуальных
рисков наносятся на карту исследуемой местности.
Общественный или социальный, коллективный риск (ОР) ~ это за-
висимость между частотой (вероятностью) и количеством пострадав-
ших людей (травма, смерть) среди данного населения в результате реа-
лизации определенной угрозы (отказа потенциально опасного объекта
с неэкономической ответственностью). Примером общественного (кол-
лективного) риска может служить воздушное путешествие. Например,
в Великобритании бывает в среднем 10 крупных авиакатастроф в год.
Именно общественная реакция на катастрофы, связанные с увечьями
и гибелью людей, отличает общественные риски, как, например, взрыв
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
НН
на нефтеперерабатывающей установке, от более знакомых рисков, на-
пример, дорожных происшествий, хотя последние (в сумме) приводят
к гораздо большему числу смертных случаев в год.
В общественный риск обычно не входит риск для персонала, обслу-
живающего опасный объект или для отдельных рискующих лиц. Воз-
можны различные показатели или представления общественного рис-
ка, из которых чаще всего пользуются кривой общественного риска или
кривой F-N (частота отказов с неэкономической ответственностью F —
число летальных исходов N) и показателем возможных потерь жизни,
представляющим собой интеграл площади под соответствующей кривой.
Общественный риск (ОР) может относится к отрезку МТ, отдельному
участку территории, через которую проходит трубопровод или к магис-
тральному трубопроводу в целом.
В качестве количественной меры индивидуального риска выбирают
отношение количества пострадавших к количеству подвергшихся потен-
циальной опасности.
Индивидуальный риск от автокатастроф оценивается по формуле п /
2V, где п — число людей, погибших в автокатастрофах за год, N — число
жителей страны (считается, что все жители пользуются автомобильным
транспортом).
В США в 70-е годы риск смертельного исхода при пользовании авто-
мобилем был равен 2,5 10"4 смертей/чел-год. Из опросов населения ус-
тановлено, что психология современного человека не позволяет ему ми-
риться с уровнем риска 10“3. При уровне 10~4 люди готовы тратить деньги
на уменьшение риска. Риск 10~5 признается приемлемым, а случаями с
вероятностью 10-6 обычный человек пренебрегает.
Для примера использования понятия риска во втором значении обра-
тимся к характеристике безопасности трубопроводного объекта, состоя-
щего из нескольких секций, как к совокупной мере ущерба R = Р х М.
Величина Р характеризует вероятность утечек (т. е. техническое состоя-
ние системы), последствия отказа. Вероятность Р. для i-й секции
определяется как взвешенная сумма по факторам
=	(3.2)
к
Рассмотрим следующий типовой перечень факторов (и их весов), оп-
ределяющих возможные отказы секции: 1 — возраст, wk — 15%; 2 — рабо-
чее давление, w„= 5%; 3 — диаметр, толщина стенки, w3 — 5%; 4 — матери-
ал, спецификация, w4 = 10%; 5 — тип сварки, w5 = 10%; 6 — положение
секции в системе, w6 = 10%; 7 - тип продольного шва, w7 = 10%; 8 — ка-
тодная защита, характеристика грунта, и>„ = 5%; 9 — гидравлические ис-
пытания на прочность, w„ = 5%; 10 — изоляционное покрытие, п>10 = 10%;
11 — наличие и интенсивность утечек, wn = 15%. Величины Р.к находятся
с помощью специальных процедур.
192
ГЛАВА HI
Расчет вероятных последствий производится аналогично:
(3.3)
к
Предлагается следующий типовой перечень факторов (и их весов),
определяющих тяжесть последствий от аварий: 1 — плотность населения,
wг = 40%; 2 - тип строений и расстояние до них, 30%; 3 - вид транс-
портируемого продукта, 30%. Таким образом, процесс вычислений
нормирован, определение некоторых компонент должно опираться на
статистическую и экспертную информацию.
Балльную оценку риска продемонстрируем на двух примерах. В ка-
честве первого из них возьмем процедуру, рекомендованную к примене-
нию при проектировании трубопроводов для транспортировки высоко-
сернистых нефтяных газов. Вычисление показателей безопасности
производится в соответствии со следующей матрицей рисковг
A	BCD
I	1	2	4	16
П	2	3	5	7
Ш	4	5	6	8
IV	6	7	8	9
Буквы по верхнему ряду использованы для шкалы частот (интенсив-
ностей) отказов, а римские цифры по левому столбцу - для характерис-
тики отказов по тяжести последствий. Предлагаются следующие крите-
рии частоты аварий:
А - частые: один отказ или более за первые 10 лет жизни (вероятность
Ю1);
В — вероятные: один отказ или более за первые 50 лет жизни (вероят-
ность от 10"1 до 2 • 10-2);
С — случайные: менее чем 1 отказ за первые 50 лет жизни, один отказ
или более за первые 500 лет жизни (вероятность от 2 - 10~2 до 2 • 10-3);
D — маловероятные: менее чем 1 отказ за первые 500 лет жизни (веро-
ятность менее 2 -10 а).
Классификация аварий по тяжести последствий:
I — катастрофические: гибель оперативного персонала, для населе-
ния — грозная опасность, которую невозможно обойти, простой обору-
дования — 90 дней и более;
П — критические: увечья оперативного персонала, возможные случаи
травматизма населения, опасность разлива транспортируемого продук-
та в количестве, неподдающемся ликвидации имеющимися средствами
(невозможно удалить), простой оборудования — от 10 до 90 дней;
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Ш — небольшие: излечиваемые, но требующие, возможно, длитель-
ного лечения травмы оперативного персонала, опасности для населения
нет, небольшие утечки продукта, которые, однако, нельзя удалить пол-
ностью, простой оборудования - от 1 до 10 суток;
IV - пренебрежимо малые: возможны незначительные травмы опера-
тивного персонала, опасности для населения нет, утечки жидкости могут
быть удалены, незначительные перебои производственного процесса.
Риск оценивается по девятибалльной шкале в соответствии с приве-
денной матрицей. Уровни (баллы) 1, 2 отвечают высокому риску; в этом
случае требуется переработка проекта с усилением мер по безопасности.
Баллы 3, 4, 5 соответствуют среднему риску; в этом случае требуются до-
полнительные исследования или доработка проекта. Баллы 6—9 отвечают
низкому риску; но и в этом случае изучение может быть продолжено с
целью мобилизации дополнительных ресурсов для уменьшения риска.
В качестве второго примера балльной оценки безопасности возьмем
методику, разработанную компанией Dow Chemical Со. В качестве кри-
терия (уровня) риска в методике вводится относительный показатель
безопасности трубопровода (relative index of pipeline safety - RIPS). Этот
критерий вычисляется по 5 индексам. Четыре из них (а*,..., а4) характе-
ризуют наиболее частые причины отказов линейной части: антропоген-
ные воздействия, коррозия, ошибки проекта, ошибки оперативного уп-
равления. Пятый, р, характеризует тяжесть последствий при аварийных
утечках. Для вычисления используется формула:
I?ZPS = P(a1 +а2 + Оз+а4).	(3.4)
Индексы ар ..., а4 зависят от двух групп факторов. Первую группу
составляют факторы, которые нельзя изменить путем целенаправлен-
ного воздействия, или же такого рода изменения экономически неоправ-
данны. Ко второй группе отнесены факторы, на которые можно воздей-
ствовать с помощью технологических и организационных мероприятий.
Трубопровод разбивается на секции, в пределах которых факторы
практически неизменны, и критерий RIPS вычисляется для каждой сек-
ции. Каждый из индексов ар ..., <х4 может принимать значения от 0 до
100. Индекс характеризует чувствительность рассматриваемого элемен-
та (секции) к антропогенным воздействием. Нарушения целостности тру-
бы вызываются производством земляных работ, новым строительством,
сельскохозяйственной деятельностью, автомобильными авариями. В чис-
ло факторов, от которых зависит индекс аг, входят:
•	глубина заложения трубопровода;
•	внешняя защита;
•	интенсивность строительных работ в районах расположения трассы;
•	патрулирование трассы (частота и эффективность);
•	информационная обеспеченность и оперативное взаимодействие служб;
•	программы оповещения населения.
1Q4
ГЛАВА Ш
Индекс коррозионной активности а2 характеризует внутреннюю кор-
розию, атмосферную коррозию и коррозию почвенную. В перечень фак-
торов, оказывающих влияние на индекс а2, входят:
•	коррозионная активность транспортируемого продукта;
•	использование ингибиторов;
•	внутреннее покрытие;
•	технологические мероприятия (применение дегидраторов, очистка
полости поршнями);
•	атмосферные условия;
•	окраска надземных трубопроводов;
•	электрохимическая защита;
•	изоляционное покрытие (тип, возраст, состояние);
•	коррозионная активность почв;
•	наличие других подземных коммуникаций;
•	коррозионные процессы из-за переменных токов.
Индекс качества проекта а3 зависит от следующих факторов:
•	качества стали;
•	разности между рабочим (проектным) давлением и допустимым дав-
лением слабейшего звена;
•	информации о гидростатических испытаниях (давление опрессов-
ки и сроки проведения);
•	усталостной нагрузки;
•	волновой нагрузки (гидравлические удары);
•	наличия системы контроля (SCADA);
•	расположения перемычек;
•	эффективности использования снарядов-дефектоскопов.
Индекс а4 характеризует отказы из-за ошибок диспетчерского пер-
сонала, он зависит от следующих факторов:
•	запаса (возможности превышения) установленного давления;
•	наличия программ повышения профессиональной подготовки пер-
сонала;
•	полноты перечня мероприятий по обеспечению безопасности;
•	системы защиты от ошибок;
•	четкости регламентации должностных обязанностей персонала;
•	использования системы SCADA.
Индекс Р, характеризующий тяжесть последствий от аварий, учи-
тывает:
•	плотность населения;
•	токсичность перекачиваемого продукта;
•	химическую активность;
•	воспламеняемость;
•	скорость испарения.
Совокупность вычисленных для каждой секции показателей (3.4)
дает возможность специалистам и администрации сделать определенные
выводы. Принимая во внимание все нормативные требования, можно
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
I 95
определить минимальное значение RIPS, максимальное же значение по-
лучается при наиболее благоприятном сочетании факторов второй груп-
пы. Положение текущего значения показателя в диапазоне его измене-
ния дает представление об уровне опасности (риске) каждого элемента и
возможностях его понижения.
При любом способе квантификации безопасности трубопроводной
системы достигаются следующие цели:
•	показатель безопасности является объективной характеристикой
предприятия и позволяет сопоставить предприятия между собой;
•	при текущем ежегодном и среднесрочном планировании затраты на
поддержание технического состояния объектов, участков или секций
соразмеряются со значениями характеризующих показателей;
•	показатель позволяет дать объективное объяснение разницы экс-
плуатационных затрат на трубопроводы в зависимости от транспорти-
руемого продукта, географического положения, особенностей района
прокладки и др. факторов, которые не поддаются целенаправленному
изменению;
•	возможность ранжирования предприятий по степени интенсивнос-
ти и эффективности их деятельности, направленной на поддержание бе-
зопасности, а также по пунктуальности выполнения нормативных тре-
бований;
•	администрация и инженерные службы предприятия, анализируя
вклад отдельных составляющих и факторов в результирующие значе-
ния показателя, получают возможность разработать наиболее эффектив-
ные программы повышения безопасности;
•	сопоставление значений показателя каждого элемента (секции) с
показателями близлежащих секций дает возможность выявить слабые
места системы.
Каждый из изложенных способов количественной оценкириска ориен-
тирован на определенный объем информации о состоянии элементов тру-
бопроводной системы. Сопоставление их должно опираться нарезульта-
ты применения к эксплуатируемым объектам. Опыт, накопленный
европейскими и американскими компаниями, позволил разработать ме-
тодику,рекомендованную (ИРЦ Газпром ) для российских трубопроводов.
Цля. практического использования показателей риска необходимо
сформулировать критерии и допустимые уровни риска.
Под тривиальной (пренебрежимой) угрозой рядом исследователей по-
нимается риск смертельного случая, равный 10"6/год. В Англии этот уро-
вень считается нижним пределом по отношению получения « опасной дозы
или больше» для людей высокой уязвимости. Поэтому для оценок риска
для населения с большой долей людей высокой уязвимости (например, дома
престарелых) предлагается, чтобы этот уровень соответствовал 0,3 • 10~6.
Соответственно, оказывается, что пренебрежимый риск < 3 • 10-7/год; веР"
хний (предельно допустимый) риск -10 5/год.
1%
ГЛАВА ITT
Голландские национальные нормы дают следующие уровни индиви-
дуального риска для проектирования новых сооружений: пренебрежи-
мый — 10-8/год, максимальнодопустимый — 10 6/год. Голландские нор-
мы относятся к риску смерти, в то время как английские рекомендации
относятся к опасным дозам. Аналогичные нормы существуют в США,
Германии, Франции, Дании и Норвегии.
Верхний предел для того, кто «добровольно» подвергает себя риску,
но при этом извлекает из этого «пользу», например, шахтера, милицио-
нера, рабочего-монтажника, может быть равным 10"3/год. В ряде стран
верхние пределы критериев терпимости индивидуальных рисков для
ИТР и рабочих в промышленности уже пронормированы и требуются к
исполнению. Военнослужащие по контракту, ОМОН, спасатели МЧС,
космонавты и другие могут подвергать себя добровольно риску уровня
10 3-5-10“2/год или даже больше. Можно пользоваться и другими крите-
риями риска. Так, если риск от эксплуатации трубопровода значитель-
но ниже, чем средний риск травмы на каком-либо производстве (напри-
мер, в Англии это 23  Ю^/год), то промышленное сооружение с таким
производством можно размещать около трубопровода.
Поскольку опасности, которые можно разумно уменьшить или исклю-
чить, нельзя считать приемлемыми, какими бы минимальными не были
частота отказов или последствия, во всех опасных отраслях промышлен-
ности Англии возникла концепция ALARP. Это сокращение фразы «As Low
As Considered Reasonably Practical» (как можно ниже по разумным сообра-
жениям практичности). Зона ALARP представляет собой зону между тер-
пимым риском - 10‘4/год и широко приемлемым риском - 10"6/год. Этот
критерий обеспечивается за счет правильного применения принципов оцен-
ки надежности и методов управления потенциально опасными объектами.
Концепция ALARP хорошо разработана и для рисков, которые дол-
жны контролироваться предприятием. Согласно этой концепции пред-
приятие может обеспечивать свой собственный уровень безопасности
наиболее удобным для себя способом. Функционально-стоимостный ве-
роятностный анализ риска - обычный инструмент для подобного ряда
задач. Таким образом, концепцию ALARP следует рассматривать как
инструмент, позволяющий обеспечить требования закона путем эффек-
тивного контроля безопасности, а не как ограничение.
Все вышесказанное относилось к индивидуальным рискам. Обществен-
ные риски чаще всего оценивают сравнением с кривыми «частота F отка-
зов с неэкономической ответственностью — число летальных исходов N»
(кривые F-N), где расчетный отказ трубопровода можно сравнить с рис-
ками от других опасных предприятий. В России нет официально признан-
ных кривых F-N. На рис. 3.2 представлены характерные кривые F-N, по-
строенные для ряда отраслей промышленности Англии.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Возможно ввести критерий общественного риска в виде показателя,
называемого приведенным к масштабу интегралом риска. Он основан не
на кривых F-N, а выводится на основе индивидуальных рисков, плотности
Рис. 3.3. Пример предельно допустимой кривой F-N
общественного риска для газопровода
198
ГЛАВА III
населения, показателя занятости и уязвимости соответствующей группы
людей, часто проживающей компактно. Определение общественных рис-
ков является оценочной операцией и здесь отсутствуют четкие согласован-
ные пределы допустимости. Однако, ряд стран опубликовал уровни прием-
лемости общественных рисков.
Пример кривой F-N для газопровода изображен на рис. 3.3.
3.3.	БЕЗОПАСНОСТЬ ЕДИНОЙ СИСТЕМЫ ГАЗОПРОВОДОВ РОССИИ
В настоящее время в эксплуатации по ОАО «Газпром» находится
свыше 153 тыс. км магистральных газопроводов, 5 тыс. км конденса-
те- и продуктопроводов, около 2 тыс. переходов через водные прегра-
ды, более 7 тыс. переходов через железные и автомобильные дороги,
около 60 тыс. единиц запорной арматуры. На магистральных газопро-
водах функционирует 261 компрессорная станция (КС) с общим чис-
лом цехов 693. Кроме того, в ОАО «Газпром» эксплуатируется 3270 га-
зораспределительных станций (ГРС).
Проблему промышленной безопасности объектов ЕСГ России усугуб-
ляет в настоящее время массовая газификация густонаселенных райо-
нов страны с высокой плотностью застройки, где любая авария может
нанести большой ущерб, создать угрозу для жизни и здоровья людей.
Особое внимание к магистральным газопроводам и зонам их прохожде-
ния обусловливается повышенной взрыво- и пожароопасностью этих
объектов, рассматриваемых как потенциальные источники опасных си-
туаций. Актуальность проблемы обеспечения безопасности магистраль-
ных газопроводов повышает и фактор возрастного старения ЕСГ России
в целом. За счет относительно малого ежегодного прироста общей про-
тяженности средний возраст системы с учетом протяженности входящих
в нее газопроводов возрастает. Представление о темпах возрастного ста-
рения за счет перехода все новых газопроводов в число объектов стар-
ших возрастных групп дают сведения по динамике среднего возраста
системы, приведенные в табл. 3.3.
Таблица 33. СРЕДНИЙ ВОЗРАСТ ГАЗОПРОВОДОВ НА РАЗНЫХ ЭТАПАХ ЭКСПЛУАТАЦИИ	
Годы	Средний возраст системы (с учетом протяженности газопроводов разных возрастов), лет
1994	15,8
1997	17,6
2000	18,6
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
1“9
Обеспечение безопасности газопроводных систем в зонах их прохож-
дения является многоаспектной (инженерной, социальной, правовой)
проблемой. Ее решение обеспечивается целым комплексом нормативно-
правовых, производственно-технических и административно-хозяй-
ственных мероприятий, централизованно осуществляемых и регулиру-
емых ОАО «Газпром» при активной поддержке государственных и
местных органов власти, заинтересованных организаций и служб.
К таким мероприятиям, в первую очередь, относятся:
•	нормативно-правовое регулирование безопасности (совершенство-
вание законодательства о трубопроводном транспорте, норм и правил
проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводов);
•	непрерывное повышение технического уровня эксплуатации, раз-
витие средств автоматизации и телемеханизации, совершенствование
методов слежения за режимами функционирования объектов, методов
обнаружения утечек газа, рациональная организация производства,
строгая должностная регламентация, предусматривающая персональ-
ную ответственность должностных лиц и обслуживающего персонала за
безаварийное функционирование объектов, развитие системы обучения
и переподготовки (повышения квалификации) персонала;
•	развитие системы диагностики технического состояния и методов
оценки и прогнозирования остаточного ресурса трубопроводов и обору-
дования для обоснования продления их сроков службы;
•	совершенствование технологии и организации текущих и капиталь-
ных ремонтов трубопроводов и оборудования, структуры ремонтных
служб, служб по предотвращению и ликвидации отказов, модернизация
ремонтной техники и технологии;
•	совершенствование организации контроля и надзора за безопасно-
стью трубопроводного транспорта;
•	улучшение информационного обеспечения в вопросах безопаснос-
ти газопроводов путем создания банков данных об отказах и поврежде-
ниях трубопроводов, разработки экспертных систем для анализа техни-
ческого состояния объектов и принятия решений по своевременному
выводу объектов на реконструкцию и ремонт;
•	совершенствование системы охраны магистральных газопроводов,
включая вопросы обозначения объектов на местности, повышения ин-
формированности населения и общественности о функционировании
трубопроводного транспорта газа.
За счет роста темпов диагностики трубопроводов и последующего «ад-
ресного» ремонта ОАО «Газпром» удалось снизить аварийность. Опреде-
ленные успехи достигнуты в диагностике стресс-коррозионных поврежде-
ний газопроводов: созданы и начинают внедряться в практику
внутритрубные дефектоскопы, способные обнаруживать продольно ориен-
тированные стресс-коррозионные трещины, создаются методики полевой
диагностики участков трубопроводов с повышенной стресс-коррозионной
200
ГЛАВА 1П
опасностью и т. д. Интенсификация работ по диагностике оборудования и
трубопроводов обусловливает повышение требований к средствам механи-
зации, приборам и оборудованию для ремонта технологических объектов
ОАО «Газпром».
К наиболее серьезным нерешенным проблемам безопасности объек-
тов магистральных газопроводов относятся следующие.
СТРЕСС-КОРРОЗИЯ Проблема возникновения аварий на газопрово-
дах по причине стресс-коррозии, природа кото-
рой на сегодня еще не до конца изучена, стала актуальной уже для цело-
го ряда регионов — в зонах действия предприятий «Севергазпром»,
«Тюментрансгаз», «Пермтрансгаз», «Лентрансгаз», «Уралтрансгаз»,
«Волготрансгаз», «Сургутгазпром», «Баштрансгаз».
НЕСАНКЦИОНИРОВАННЫЕ
НАРУШЕНИЯ ОХРАННЫХ ЗОН
И МИНИМАЛЬНЫХ (БЕЗОПАСНЫХ)
РАССТОЯНИЙ ОТ ОСИ
ТРУБОПРОВОДА
Несмотря на наблюдаемую в
последние годы тенденцию к
снижению абсолютных пока-
зателей аварийности на газо-
проводах, прослеживается
увеличение доли аварийных
ситуаций по причине механических повреждений газопроводов — до
18,5% в 1999 г. Это происходит из-за многочисленных случаев несанк-
ционированного проведения различными неведомственными организа-
циями земляных работ в охранных зонах газопроводов, а также прове-
дения строительства и иного освоения территории зачастую с грубыми
нарушениями минимальных безопасных расстояний от оси газопрово-
да, установленных СНиП 2.05.06-85* (Магистральные газопроводы).
Особо значительное число указанных нарушений имеет место в зонах
действия газотранспортных предприятий, трассы газопроводов которых
проходят преимущественно по густонаселенным районам с интенсивным
промышленным развитием и транспортной инфраструктурой.
В нарушение СНиП 2.05.06-85* в зонах минимальных расстояний
газопроводов от сооружений, вопреки многочисленным протестам газо-
транспортных организаций (направлено свыше 1500 обращений газо-
транспортных организаций в местные органы власти), построено уже
1857 различных сооружений, основную массу которых составляют дач-
ные дома и постройки, возведенные на садово-огородных участках, что
приводит к большому скоплению людей в опасной зоне газопроводов.
Имеют место случаи проведения различных работ в непосредственной
близости от газопроводов без согласования с эксплуатационными орга-
низациями.
В области совершенствования законодательства по мнению ОАО «Газ-
пром» положительные результаты по защите сохранности газопроводов
и обеспечению их надежной и безопасной работы могут дать разработка
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ	201
и принятие пакета законодательных актов, устанавливающих админи-
стративную и юридическую ответственность органов местной власти,
организаций, граждан и должностных лиц за нарушение требований
действующих нормативных документов по проектированию, строитель-
ству и эксплуатации магистральных газопроводов, обеспечению их ох-
раны и целостности. Аналогичные законодательные документы и систе-
мы приняты во всех странах, имеющих развитые сети газопроводов
(Великобритании, Испании, Франции, Турции и др.), причем их соблю-
дение строго контролируется.
СНИЖЕНИЕ РЕСУРСА Эксплуатация КС в последние годы характе-
ОБОРУДОВАНИЯ КС ризуется определенным исчерпанием ресур-
са трубопроводов и оборудования «высокой
стороны» большинства компрессорных цехов и связанным с этим возра-
станием (за последние пять лет) числа аварий и аварийных ситуаций на
компрессорных станциях, особенно в северных районах. В сложивших-
ся условиях поддержание требуемого уровня надежности работы парка
КС ОАО «Газпром» можно обеспечить ежегодным ростом объема обсле-
дований оборудования КС до полного охвата всех цехов в сочетании с
оперативным проведением восстановительных работ по устранению вы-
явленных дефектов.
ОГРАНИЧЕННЫЕ Узким местом в применении внутритрубной де-
ВОЗМОЖНОСТИ	фектоскопии, как одного из наиболее эффектив-
ДЕФЕКТОСКОПИИ ных средств раннего выявления дефектов и пре-
ТРУБОПРОВОДОВ дотвращения аварий, является неготовность
части газопроводов к пропуску снарядов-дефек-
тоскопов по причине отсутствия равнопроходной запорной арматуры, уз-
лов приема-запуска и несоответствия углов поворота нормам. На сегод-
ня, на действующих газопроводах возможен пропуск снарядов на36—40%
от общей протяженности. Для решения этой проблемы в ОАО «Газпром»
разработана целевая программа на период 1999-2005 гг., которая предус-
матривает проведение реконструкции 25 тыс. км трубопроводов.
ТЕЛЕМЕХАНИЗАЦИЯ По состоянию на начало 1999 г. из более чем
ЛИНЕЙНЫХ КРАНОВ 153 тыс. км действующих газопроводов
было телемеханизировано 22 тыс. км. Не-
смотря на то, что темпы охвата телемеханизацией газопроводов в
1999—2000 гг. возросли, в настоящее время еще около 60% газопро-
водов телемеханизацией не оборудовано. Наблюдения 1998-1999 гг.
показали, что применение телемеханизации на действующих газопро-
водах ОАО «Газпром» резко сокращает время локализации аварий-
ных участков — в 5—70 раз, снижает потери газа при авариях в 1,3—
8,6 раза (в зависимости от диаметра трубопроводов, протяженности
202
ГЛАВА III
участков и других условий). Проблема заключается в необходимости
оснащения большей части действующих газопроводов созданными в
настоящее время средствами телемеханизации линейной запорной
арматуры, без которой невозможна оперативная локализация аварий-
ных участков.
ПРОБЛЕМЫ ОХРАНЫ Особо остро эти проблемы встали в после-
МАГИСТРАЛЬНЫХ дние годы в связи со случаями диверсий на
ГАЗОПРОВОДОВ газопроводном транспорте; с массовыми
случаями воровства, расхищения и разграб-
ления технологического оборудования и его обустройства на трассах с
целью добычи цветных металлов, а также в связи со случаями прямого
вандализма (бессмысленного их уничтожения).
Непрерывно осложняют эксплуатацию, выводят из строя функцио-
нальные элементы связи, управления, электрохимической защиты от
коррозии случаи воровства кабелей, контактных групп СКЗ и т. д. Вар-
варски уничтожаются ограждения запорной арматуры, знаки закреп-
ления газопроводов на местности, установки катодной защиты, конт-
рольно-измерительные колонки и т. д.
ПРОБЛЕМЫ В ОАО «Газпром» эксплуатируется 3270
РЕКОНСТРУКЦИИ ГРС. При этом требует реконструкции и
И МОДЕРНИЗАЦИИ ГРС технического перевооружения 712 ГРС
(22%).
Для повышения эффективности и надежности эксплуатации, рекон-
струкции и модернизации парка ГРС необходимы:
-	расширение объемов производства и внедрения на объектах ОАО
«Газпром» ГРС нового поколения (такие ГРС разработаны и выпуска-
ются отечественными заводами);
—	организация ежегодного диагностического обследования ГРС в
объеме не менее 20% от общего количества.
В ОАО «Газпром», в отличие от других отраслей, сохранена верти-
каль системы управления охраной труда и промышленной безопаснос-
тью. Это позволило обеспечить устойчивую тенденцию к сокращению
производственного травматизма и аварийности, в т. ч. в газотранспорт-
ных организациях. Процесс управления промышленной безопасностью,
как и всякий процесс управления, включает подсистемы контроля, оцен-
ки-анализа, принятия решений и управляющих воздействий (рис. 3.4).
Производственный контроль по проблемам охраны труда и промыш-
ленной безопасности осуществляется в ОАО «Газпром» на основе разра-
ботанного ООО «Газобезопасность» и согласованного с Госгортехнадзо-
ром России «Положения о производственном контроле за соблюдением
требований промышленной безопасности на опасных производственных
объектах ОАО «Газпром», в соответствии с требованиями Федерального
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
закона «О промышленной безопасности...», «Правилами организации и
осуществления производственного контроля за соблюдением требований
промышленной безопасности на опасном производственном объекте»,
утвержденными постановлением Правительства РФ от 10.03.99 г. № 263.
Работа по охране труда в организациях отрасли осуществляется в соот-
ветствии с «Единой системой управления охраной труда в газовой про-
мышленности» (ЕСУОТ ГП). Во исполнение требований ЕСУОТ ГП ко-
миссиями организаций и их структурных подразделений с участием
представителей Госгортехнадзора, Нефтегазстройпрофсоюза, Минтру-
да и других контролирующих органов регулярно проводятся проверки
состояния охраны труда и промышленной безопасности.
Подсистема контроля, диагностики, анализа и прогнозирования аварий
ООО
"Орг-
энергогаз”
ООО "Газ-
надзор”
В НИИ ГАЗ
(Газтехно-
риск)
ООО "Газо-
безопас-
ность"
Диагностичес-
кие центры и
организации
Подсистема управляющих воздействий
(текущий и капитальный ремонты, охрана трубопроводов
и другие предупредительные мероприятия, экономические и иные санкции)
Эксплуати-
рующие
предприя-
тия
Ремонт-
ные
организа-
ции
Федераль-
ные спец-
службы
Местные
органы
власти
Страховые
компании,
суды и иные
организа-
ции
Рис. 3.4. Схема управления промышленной безопасностью
системы газопроводов ОАО «Газпром»
Как указывалось выше, в целях реализации Федерального закона
«О промышленной безопасности опасных производственных объектов в
ОАО «Газпром» издан соответствующий приказ, на основе которого
«Центр по анализу и управлению риском в газовой промышленности»
назначен головной организацией по созданию научно-методической, нор-
мативной и информационной базы, а также по практической организа-
ции и проведению декларирования безопасности объектов ОАО «Газ-
пром» . Центром подготовлены и согласованы с Госгортехнадзором России
204
ГЛАВА ПТ
специальное положение и план-график разработки деклараций. Страхо-
вание ответственности за причинение вреда третьим лицам в случае ава-
рии на объектах ОАО «Газпром» осуществляет страховое АО «СОГАЗ».
На сегодняшний день заключены договоры по страхованию практически
со всеми газотранспортными организациями.
3.4.	МЕТОДОЛОГИЯ АНАЛИЗА РИСКА В ТРУБОПРОВОДНОМ
ТРАНСПОРТЕ РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РИСКА
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТА
Требования к безопасности трубопроводов выбираются исходя из по-
следствий отказа, которые зависят от категории передаваемой по трубо-
проводу среды, местонахождения отказа, класса безопасности и вида
отказа.
Категории сред. Среды, транспортируемые по трубопроводу, под-
разделяются на три категории в соответствии с их потенциальной опас-
ностью:
•	категория I — невоспламеняющиеся вещества на водной основе или
воздух;
•	категория II — воспламеняющиеся и/или ядовитые жидкости, (на-
пример, нефть);
•	категория III - воспламеняющиеся и/или ядовитые газы, (напри-
мер, метан, этан, пропан, природный газ с высоким содержанием серо-
водорода и т. д.).
Классификация местонахождения. Для сухопутных нефтепроводов
можно определить два класса местонахождения:
•	класс 1 — часть трубопровода без регулярной человеческой деятель-
ности вдоль трассы. Трубопроводы, проходящие через участки в отда-
ленных районах можно отнести к этой группе, если человеческая дея-
тельность здесь не носит регулярного характера. К этой труппе относится
основная часть северных трубопроводов России;
•	класс 2 — часть трубопровода, находящаяся в пределах 500 м от зон
постоянной или регулярной человеческой деятельности, в том числе
жилых поселков.
Классы безопасности. Системы трубопроводов и соответствующие
секции вдоль трассы трубопровода подразделяются на следующие клас-
сы безопасности:
•	класс низкой опасности: сюда относятся трубопроводы для сред
категории I для любого класса местонахождения;
•	класс нормальной опасности: сюда относятся действующие трубо-
проводы для класса местонахождения 1 и веществ категорий II и III;
•	класс высокой опасности: сюда относятся действующие трубопро-
воды для класса местонахождения 2 и веществ категорий II и III.
< и I !< Ч ! I БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Предельные состояния. Эксплуатационные характеристики трубо-
провода описываются на основании множества предельных состояний
или функций отказа. В зависимости от условий рассматриваются следу-
ющие четыре категории предельного состояния:
-	эксплуатационное предельное состояние - трубопровод остается
в эксплуатации и работает соответствующим образом. Это предельное
состояние соответствует критериям, определяющим нормальную рабо-
ту трубопровода, и включает: пластическое течение, овализацию, меша-
ющую проверке чистоты трубопровода скребком, разрушение изоляци-
онного покрытия;
—	конечное предельное состояние — трубопровод остается целым и без
разрывов, но уже неработоспособен. Это предельное состояние включа-
ет: выпучивание, образование гофров и т. п.;
-	усталостное предельное состояние является результатом чрезмер-
ных повреждений под действием циклического нагружения;
-	аварийное предельное состояние соответствует полному отказу тру-
бопровода из-за чрезмерных нагрузок и/или локального повреждения с
обязательной потерей целостности трубопровода (течь/разрыв).
Указанный подход развит в иностранных нормах проектирования
магистральных трубопроводов (British Gas, API, DnV и др.). В нашей
стране принятая классификация отказов и предельных состояний рег-
ламентируется ГОСТ 27.002-89 и нормативными документами Госстроя,
Газпрома, Роснефтегазстроя и др.
Обеспечение эксплуатации магистральных трубопроводов с точки
зрения безопасности включает в себя следующие циклически повторя-
ющиеся этапы:
—	определение полной группы сценариев риска (возникновения и раз-
вития аварийных ситуаций) и оценка соответствующих вероятностей их
возникновения с наиболее полным учетом человеческого фактора (в том
числе, ошибок оператора, действий третьей силы и преднамеренных дей-
ствий — диверсионных актов) и проявления стихийных бедствий (зем-
летрясения, извержения, сели, лавины, оползни, ураганы, наводнения,
пожары, взрывы и т. п.);
—	вероятностную оценку каждого вида отказа трубопровода с неэко-
номической ответственностью (из полной группы событий);
-	количественный анализ последствий неэкономического отказа (в
виде числа смертей, увечий, травм, уровня загрязнения окружающей
среды, других последствий для человеческого здоровья и общественной
безопасности) в натуральных показателях и денежном выражении (с
доверительными интервалами для получаемых результатов);
—	оценка и суммирование рисков;
-	сопоставление расчетных рисков с допустимыми или нормативны-
ми и определение степени безопасности системы.
206
ГЛАВА III
Оценка степени риска и определение уровня безопасности не яв-
ляются конечной целью анализа риска. Используя количественные
показатели риска, необходимо обеспечить оптимальную эксплуата-
цию объекта. Для этого разрабатываются оптимальные управленчес-
кие решения по снижению уровня риска до приемлемого и затем реа-
лизуются технические мероприятия по обеспечению требуемой
безопасности.
Полная группа событий-сценариев определяется с помощью конт-
рольных списков, метода мозгового штурма и др. Каждый сценарий рис-
ка может быть определен как цепь событий-отказов: Ор О2, ... Oft, где
Oj - начальный некритический отказ, который может породить другой
некритический отказ О2 (но с более тяжелыми последствиями, чем пер-
вый) и т. д., вплоть до критического отказа Oft. Случайное время между
отказами может быть определено из соответствующих статистических
данных. Формально, полная группа сценариев событий может быть опи-
сана следующим образом:
ДО	ДО	ДО
Р1.2	Г2.3 A-U
,0)	„(I)
м+1	Рк-\,к
(3.5)
&VN U2.N
4,2
'*)	Д")
TfV+i Ч-1Л
°k,N
где О.. - i-ый некритический отказ в у-ом сценарии риска; Oft. — крити-
(•)
ческии отказ, ведущий к аварии в у-ом сценарии риска; р> j - условная
вероятность перехода системы из состояния i-ro некритического отказа
в состояние у-го некритического отказа в («)-ом сценарии риска при ус-
ловии, что МТ, попав в состояние i, не восстанавливался; т;*; - случай-
ное время перехода системы из состояния i-ro некритического отказа в
состояние у-го некритического отказа в («)-ом сценарии риска при усло-
вии, что МТ, попав в состояние i, не восстанавливался.
Основные возможные цепи событий для сценариев аварий МТ пред-
ставлены на рис. 3.5. Графически они представлены на рис. 3.6.
Вероятности перехода определяются по данным статистики, опубли-
кованным в справочниках, периодической печати и монографиях, спе-
циальными расчетами (чаще всего, методом статистического моделиро-
вания Монте-Карло) или в предположении, что каждый критический
отказ формируется как марковская цепь с известной матрицей переход-
ных вероятностей.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
^йбншичздйоа
1кдм>»[ирЕЮЯв
Л?5* г • «йМчнйН*»
ГЬиа |\чНЧ7>™®зюотга-
 чхнжиринжжя
чГЬфеждеяк
«пблгешхяи
ибояыге
Пасчаспыг
СЪ*ЕМ
скбсжняхта
Рис. 3.5. Сценарии развития критических отказов (аварий) на МТ
Рис. 3.6. Примеры последствий от течи/разрывовМН. Процесс растекания
нефти во времени при утечке на: а) сухопутном участке; Ь) на подводном
переходе; с) при попадании утечки нефти в реку; d) то же, в озеро (море).
Стрелкой показано направление стока реки и место попадания
утечки нефти в водный бассейн
Оценка возможных последствий предполагает расчет всей совокуп-
ности возможных результатов утечек:
-	описание распространения течи, растекания, фильтрации и/или
пожара с точки их возникновения (места свища, повреждения или раз-
рыва трубы) на окружающем ландшафте или среде;
—	достаточно полное описание основных экологических эффектов,
возникающих из-за аварии трубы;
-	описание вероятного повреждения для каждого элемента риска
(труба, здания и сооружения, население, операторы...) из-за загрязне-
ния или высвобождения энергии.
Результаты, рассматриваемые для воспламеняющихся материалов,
включают размеры разлитого нефтяного пятна или распространяюще-
гося облака топливно-воздушной (газо-воздушной) смеси по ландшафту
208
ГЛАВА III
и воде, объемы загрязненного грунта под этим пятном, расстояние от
пожара до критических уровней излучения и расстояние от центра взры-
ва до границы разрушающих давлений (т. е. расчет зон поражений).
В связи с различными последствиями утечек нефти, ШФЛУ или газа,
вероятность каждой из них оценивается с помощью дерева событий, при-
мер которого приводится на рис. 3.7. Следует отметить, что наиболее ве-
роятным результатом утечки как газа, так и нефти является невозгора-
ниеи «безвредное» растекание.
Утечка нефти из МН	Немедленное возгорание нефти	Растекание нефти по ландшафту	Фильтрация, просачивание	Последствия L_		 „
				
•	:	= Да				! Пламя на всей площади	j
!	5095			i	! растекания	!
i	i i	i		 !					^.дас^делеиный пожар)	j
	о.ооз	»	i				 	 	 . 1
i	i	'Her	!				iЛ<жачизсванный пожар	i
i	i	10.05				iy места утечки	i
•	!	5 1	•	!				1	I
•	!	! i	i	।			&		j Обширное загрязнение	;
i	I	।	j i	!		0.8		j
i	i j 	-	i			1 rayCeniv просачивания	|
i	i ? --- - !				!	I
i	1 : . 	 j	i	1 [ ... 	 .		Нет	; OonnipHoe загрязнение	j
। । i-		- . __|	I	L 	!		•0.2	i поверхности почвы	j
1	i	Нет	1	I 1	........ j	i вокруг места утечки	j
!	" 1 I	1 I . -	-„J	'cw	!	j	1	j			 i
I	i		I	1	[Да	i Локализованное	1
!	1 •	।	1	!	1 !	i	I		10.95				 j
» 1	i .	.	:H«	i		i	•		j
i	1 i		 1	I	! 0.02	!			| •
Г	i j.	j i	i t... —.——J	[	j	i ।	।	। i	__1 i	j	। i,......	—».i		 			Her	1 • 0.05	! 1	1 Iw.-.	-.J.	'Незначительная локальная	j | (точечная) протечка 	j i	«
Рис. 3.7. Пример дерева события — возгорания нефти
при повреждении нефтепровода (все вероятности - экспертная оценка)
Вероятностную и статистическую оценку каждого вида отказа (и ини-
циирующего события) с неэкономической ответственностью можно дать
исходя из собранных ранее данных по отказам компонентов. Там, где рас-
сматриваемая система является большой и сложной, — на основании под-
робного изучения возможных причин отказа системы вследствие отказов
ее компонентов, обычно осуществляемого с помощью анализа дерева от-
казов (рис. 3.8).
Оценка вероятности инициирующего события производится путем ре-
шения соответствующей задачи конструкционной надежности (вероятно-
стное сравнение уровня действующих напряжений в трубе или ее элементе
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ

а)
Возгорание (80%)
Tin
Повреждение люд ей/
смертельные случаи (30%)
вт5
Появление
течи
б)
Появление
разрыва
Внутри или вблизи
здания (30%)
~ВТ2
Нет возгорания
(20%)
(70%)
Повреждение имущества
(50%)
ВТ5
Газ аккумулируется
(30%)
В77
Возгорание (15%)
ВТб
Нет повреждений (50%)
Повреждение людей/
смертельные случаи (20%)
В77
В другие места
(70%) 
Нет возгорания
(85%)
Нет аккумуляции (70%)
Возгорание при разрыве (15%)
ВР1
Возгорание вдали от
разрыва (5%)
BF4
Повреждение имущества
(80%)
Повреждение имущества
(15%)________________
ВТ8
Нет повреждений (85%)
смертельные случаи (30%)
ВРЗ
Нет повреждений (25%)
Повреждение людей/
смертельные случаи (10%)
BPS
ВРб
Нет возгорания при разрыве
(«5%)
Повреждение людей/
смертельные случаи (1%)
Нет возгорания (85%)
Повреждения имущества (45%)
~0Р8
Herr повреждений (54%)
Рис. 3.8. Дерево событий и их вероятности
при повреждении газопровода: а) течь; б) разрыв
210
ГЛАВА III
и сопротивление материала трубы). Оценивается кумулятивное действие
окружающей среды (в том числе коррозии, оползней, селей, сейсмики), тех-
нологических параметров прокачки транспортируемого продукта (давле-
ние, температура и т. д.) и человеческого вмешательства (например, несан-
кционированной экскавации, переезда МТ гусеничным транспортом в
неразрешенном месте и т. п.) на формирование напряженного и деформи-
рованного состояния (НДС) материала заданного отрезка трубы или ее эле-
мента.
Метод количественной оценки риска учитывает особенности конкрет-
ных участков трубопроводов и особенности их расчета и проектирова-
ния. Он позволяет получить количественную индивидуальную оценку
отказа типа течь/разрыв через ФПВ остаточного ресурса с учетом фак-
тических свойств материала трубопровода и всех возможных сценариев
развития аварий на конкретном участке трубопровода и расчет риска
для конкретных групп населения, проживающих или находящихся
вблизи рассматриваемого участка МТ.
Расчет вероятности отказа типа течь/разрыв производится для всех
возможных причин разрушения: коррозии всех видов (внешней, внут-
ренней, стресс-), роста трещиноподобных дефектов, воздействия третьей
стороны, развития чрезмерных пластических деформаций от стихийных
воздействий (сели, оползни, землетрясения, карстовые явления, мороз-
ное пучение и т. п.), отказ оборудования нефте- и газоперекачивающих
станций, дефекты материала и качества строительства.
Количественный анализ последствий неэкономического отказа вы-
полняется на основе построения теоретических моделей цепей событий,
таких, как выброс опасных материалов с последующим трехмерным его
рассеянием (атмосфера, вода, земля), возможным возгоранием, взрывом
(где это вероятно) и т. д. Они учитывают скорость высвобождения опас-
ного материала, продолжительность выброса, степень его воздействия с
точки зрения теплового излучения, действия взрывной волны или кон-
центрации токсинов, и вероятность смертельных случаев в конкретном
месте. В качестве примера рассмотрим оценку последствий пожара на
газопроводе.
Эта оценка состоит из идентификации опасности, количественной
оценки частоты утечек и их последствий, уменьшения риска и выработ-
ки методов управления риском (рис. 3.9). Процесс оценки является ите-
рационным и продолжается до тех пор, пока значение риска не стано-
вится приемлемым (меньше или равным нормативному).
Суммирование и оценка рисков. Этот шаг включает суммирова-
ние информации по вероятности опасности и ее последствий, полу-
ченной на последних двух этапах, и выражение степени индивидуаль-
ного и общественного рисков в форме, удобной для процесса принятия
решений.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Трубогфввод ’
Систем
среда /
I отказа
Нагадв I
Матерная I
Гкдаижк!
грунта
Возго-
рание
Пламя
ГЬмми
фмдеиим
Лмдн
Сабст-
Расчст
риска
^Кршаа
Рис. 3.9. Упрощенная логическая диаграмма расчета
последствий пожара на газопроводе
Для определения частоты множества критических отказов |О^, -•> ]
можно использовать способ, основанный на сочетании механики разру-
шения и имеющихся данных по отказам (повреждения, приведшие к
утечке, и повреждения без утечки), собранные запоследние 10...15...25
лет. Этот способ позволяет прогнозировать частоту отказов для отдель-
ных трубопроводов с учетом всех основных факторов, влияющих на от-
каз. Накопленные данные о повреждениях анализируются для получе-
ния статистических распределений размеров дефектов (например, длины
и глубины трещины), далее эти распределения используются для опре-
деления вероятности Pf того, что данный дефект приведет к отказу кон-
кретного трубопровода. Информацию о частоте таких повреждений мож-
но затем использовать для определения частоты отказов:
Частота отказов Ff = Частота инцидентов (Р.) х
х Вероятность отказа (Рг).
Расчет общественного риска проводится аналогичным способом, но
требует интегрирования рисков, которым подверглось все население,
живущее в зоне риска.
Сопоставление расчетных рисков с нормативными выполняется с
учетом других факторов, которые могут повлиять на результат сопос-
тавления (в том числе фактора здравого смысла). Общественный риск
вычисляется в два приема. Частота события определяется через частоту
отказа, вероятность возгорания и длину участка МТ, вовлеченного в от-
каз. Число фатальных исходов оценивается как интеграл от произведе-
ния вероятности гибели на общую численность населения, находящего-
ся в момент события на территории, вовлеченной в аварийную ситуацию.
Вычисленная частота гибели и число погибших затем сравниваются с
предельно допустимой кривой, огибающей F-N.
Расчет риска требует большого объема вычислений (которые можно
проводить параллельно) для оценки последствий каждого сценария в каж-
дой точке территории, примыкающей к трубопроводу и представляющей
интерес, и для каждой возможной точки возникновения течи.
Предполагается, что утечка имеет место в различных точках трубы с
заданным шагом. Для каждого сценария и местоположения аварии рас-
считывается вклад в риск в каждой представляющей интерес точке на
212
ГЛАВА III
территории, примыкающей к трубопроводу. При этом частота проявле-
ния аварии определяется на основе частоты утечки, рассчитанной для
рассматриваемой точки. В общем случае можно записать величину рис-
ка Нг (х) в произвольной точке (х, у) трассы трубопровода от утечки в
произвольной точке г трубопровода в следующем виде:
М N
=	J	(3.7)
«=1	у=1 о 11Ду)
где г — источник утечки, гг и - вероятность утечки из течи площадью d.,
- i	*
К и. ~ степень уязвимости в точке (х, у) при заданных г, d., v, а. из
соответствующих полных групп событий, PryV.^ak ~ вероятность реали-
зации скорости ветра v. в направлении (у) - область интегрирова-
ния, М - число характерных размеров нарушений целостности трубо-
провода, N ~ число дискретных скоростей ветра.
Рис. 3.10. Общественный риск как функция продольной
координаты трубопровода
В результате можно построить контуры изорисков, а также предста-
вить результаты в форме кривых F-N и как функцию координаты трас-
сы трубопровода. Последний вариант визуализации позволяет иденти-
фицировать те участки, где требуется оперативное вмешательство или
техническое обслуживание/ремонт из-за высокой вероятности отказа по
критерию течи или из-за тяжелых последствий в случае, если отказ про-
изойдет (рис. ЗЛО).
3.5.	НЕКОТОРЫЕ ПРИЛОЖЕНИЯ ТЕОРИИ РИСКА К ПРАКТИЧЕСКИМ
ЗАДАЧАМ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
Последствия отказа включают в себя стоимость простоя, ущерб от сни-
жения производительности, стоимость восстановления поврежденных ком-
понент системы и окружающей среды, «стоимость» травм и смертельных
случаев. Эффект времени при расходовании средств обычно учитывается
ОСНОВЫ БЕЗОПА Г НОСТИ ОБЪЕКТОВ
"13
с помощью коэффициента дисконтирования и учитывает ожидаемый или
необходимый доход от конкурирующих между собой инвестиций. Учиты-
вая временную ценность денег, можно инженерный анализ при принятии
решений поставить на один уровень с альтернативным финансовым анали-
зом предприятия и представить единую меру ценности принятия корпора-
тивного решения.
Условная вероятность отказа (УВО) и риск при отсутствии восстанав-
ливающих воздействий (и ассоциированная с этим воздействием сто-
имость) имеют тенденцию роста со временем (рис. 3.11, кривая 1).
Рис. 3.11. Влияние ТО и Р на рост условной вероятности отказа
и риска во времени как функция времени действия:
1 — нет ТО и Р (базовая функция); 2 — ТО и Р в момент t = 0;
3 - ТО и Р в момент
В момент выполнения процедуры обслуживания скачком уменьша-
ется УВО. Обслуживание сдвигает кривую 3 вправо и трансформирует
ее в кривую, подобную или равную кривой 2 (в точечном эллипсе). Кри-
вые 1, 2, 3 вводят год принятия решения в качестве оптимизируемого
параметра. При анализе времени проведения процедуры обслуживания
(ПО) сравнивается набор альтернативных кривых по критерию текущей
приведенной стоимости (ТПС) или какому-либо другому приемлемому
корпоративному критерию оценки.
Процедура выработки принятия решения на основе этого метода оп-
тимизации учитывает два вопроса: предпринимать ли процедуры обслу-
живания, и если да, то когда это делать.
Практический метод оптимизации технического обслуживания тру-
бопровода в графо-аналитической форме состоит в следующем.
Графо-аналитическая таблица оптимизации риска (ГАТОР) органи-
зует поток информации от принятия решения или другого параметра
входа (множества решений), которые образуют полную группу собы-
тий вверху графа, к единственному параметру выхода внизу графа (те-
кущей приведенной стоимости - ТПС) (рис. 3.12). ТПС является одной
214
ГЛАВА III
их самых робастных мер ценности, эффективным и точным средством
оптимизации процедур при выборе времени действия при наличии мно-
жества финансовых ограничений и ограничений по соображениям бе-
зопасности.
стоимость (С)
ВЫИГРЫШ (В)
ВЫБОР “ИЗ ДВУХ ЗОЛ”
УРОВЕНЬ РЕШЕНИЙ (ДОЛЖНА
БЫТЬ ПОЛНАЯ ГРУППА СОБЫТИЙ)
УРОВЕНЬ ПЛАНИРОВАНИЯ
ВРЕМЕНИ ИСПОЛНЕНИЯ РЕШЕНИЙ
УРОВЕНЬ ПОСЛЕДСТВИЙ
УРОВЕНЬ ТПС
Рис. 3.12. ГАТОР для простейшего случая
Согласно рис. 3.12,
ТПС = В - С,	(3.8)
где В — ожидаемая стоимость отказа (с учетом возможных травм и гибе-
ли людей) при отсутствии какого-либо технического обслуживания, С -
стоимость отказа при проведении технического обслуживания. Обозна-
чим через Cfna — стоимость бездействия - ожидаемая стоимость отказа
при отсутствии технического обслуживания, Су а - ожидаемая стоимость
отказа при проведении ТО, Са — стоимость ТО. Тогда
ТПС = Cfna - (СГо + С).	(3.9)
Следующее уравнение сравнивает два сценария с различными послед-
ствиями (потерями). Поэтому ТПС > 0 означает, что техническое обслу-
живание приводит к меньшим потерям и, следовательно, должно быть
выполнено. ТО призвано уменьшить общие расходы при эксплуатации
трубопровода.
С, +С <С, .	(3.10)
fta и fna	v /
Год выполнения процедур восстановления влияет на стоимость отка-
за и стоимость самой процедуры восстановления (из-за дисконтирова-
ния, инфляции, налогов и т. п.).
Предположим, что заданы: глубина анализа N, в годах; ставка рефи-
нансирования rg9 инфляция г, налоги rt, обобщенные налоги rrt, кривые
роста условной вероятности отказа рс для рассматриваемого трубопро-
вода без технического обслуживания и после проведения техническо-
го обслуживания р'с\ средние стоимости раз личного рода комбинаций
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
обслуживаний/ремонтов/замен С^/С^/С^; коэффициент дисконтирова-
ния df, год проведения обслуживания (ремонт/замена) М, М = О, ... N.
Тогда ожидаемые год за годом прирост/убыль ТПС будут:
N	(М-1	N	)
7пс(л/)=Е^-	+ X cfflj I
1=0	у 1=0	j=m+i	j	(3.11)
M = 0,... N,
где - стоимость восстановления в году М; С$а - ожидаемая сто-
имость отказа в год i, при условии, что до момента М — 1 никакого вос-
становления не производилось; — то же, после проведения восста-
новления в год М.
C^=P^-Cf	(3.12)
df = (1 + г )/ (1 + гя ).	(3.13)
Расходы в случае отсутствия обслуживания будут равны рс • Cfna, а
алгебраический прирост этого финансового потока в i-ом году будет
р\)  Cf.... Расходы на техническое обслуживание Ст обычно достаточно
хорошо известная величина (из прошлого опыта, текущих расценок на
восстановление трубопроводов, стоимости простоя трубы).
С =М +С ,	(3.14)
где Мр - стоимость собственно восстановления трубопровода; Си - ущерб
от простоя трубопровода в период его восстановления. Расходы при вы-
полнении процедур обслуживания равны рс	где р'<^ Рс> посколь-
ку УВО снизится до уровня кривой для новой трубы в начале ее функци-
онирования (в зависимости от качества ремонта).
Кривая фактической интенсивности расходов (ИР) при выполнении
процедур восстановления соответствует кривой ИР при отсутствии вос-
становительных работ до момента их выполнения, затем снижается до
кривой ИР для случая выполнения восстановительных работ после года
их проведения М.
Формулы позволяют определить оптимальный год выполнения вос-
становительных работ. Эта задача на условный экстремум, поскольку
существует ограничение бюджета на ремонтно-восстановительные рабо-
ты (БРВР) и на допустимый уровень безопасности.
БРВР = Const	(3.15)
и/или уровень безопасности
R(t)>Ru(t)<l,Q.	(3.16)
216
ГЛАВА III
Строя кривую ТПС(М) легко определить ТПСтах или TIICsup. Год,
который соответствует этим значениям tmax или г , является наилуч-
шим моментом времени проведения восстановительных работ, но при
учете следующего момента: в момент г	} трубопровод должен удов-
летворять критерию целостности (без течей, прокол ов/разрывов).
Другими словами, надежность (безопасность) трубопровода должна
быть:
R(M)>RJM),
(3.17)
где Ru - предельно допустимый уровень безопасности по критерию течи/
разрыва. Значение Ru (М) получается из решения задачи оптимальной
остановки эксплуатации. Поэтому, для получения условно-оптимально-
го времени проведения восстановительных работ необходимо сопоста-
вить М с Т . и сдвинуть М к Т . Это должно быть сделано каждый раз,
когда принимается решение на реальном дереве событий и решений ДСР,
используя процедуру ГАТОР. Из вышесказанного ясно, что предсказа-
ние УВО и как она изменяется от результатов инспекции/восстановле-
ния является наиболее важным компонентом при применении методов,
основанных на анализе риска.
Начальный год
I
Гад инспекция
Нет критгпеских
дефектов
2-ад инспекция
Опасные дефекты
I
Немедленным ремонт
2-ад инспекция
Нет критических
дефектов
Опасные дефекты
I
Нет кркттгеских
дафекгсш
Опасные дефекты
Кркти'бскге
дефекты
Нет ремонта Оптимальный Немедленный
ремонт ремонт
Крити*£скге
дефекты
I
Нет	Оптимальный Немедленный
ремонта ремонт	ремонт
I
Критювскье дефекты
I
Оптимальный
ремонт
Опасные дефекты
I
Немедленный
ремонт
Рис. 3.13. Применение методики оптимизации риска ГАТОР
для назначения инспекций и ТО
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
217
Таблица 3.4 СТОИМОСТНЫЙ АНАЛИЗ
№ ветви	№ действия	Год	Действие	। 1 Содержание	Стоимость действия
10	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
10	2	2005	Инспекция №2	Шурфование	5000
11	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
11	2	2005	Инспекция №2	Шурфование	5000
11	3	2007	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
12	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
12	2	2005	Инспекция №2	Шурфование	5000
12	3	2005	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
21	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
21	2	2003	Инспекция №2	Шурфование	5000
21	3	2003	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
22	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
22	2	2000	Инспекция №2	Шурфование	5000
22	3	2005	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
30	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
30	2	2000	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
30	3	2005	Инспекция №2	Шурфование	5000
31	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
31	2	2000	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
31	3	2005	Инспекция №2	Шурфование	5000
31	4	2010	Ремонт №2	Замена изоляции	62000
32	1	2000	Инспекция №1	Обследование	2000
32	2	2000	Ремонт №1	Ремонт катушки	5000
32	3	2005	Инспекция №2	Шурфование	5000
32	4	2005	Ремонт №2	Замена изоляции	62000
Таблица 3.5. УСЛОВНАЯ ВЕРОЯТНОСТЬ ОТКАЗОВ				
№ ветви	у во Mi	УВОМ2	УВО end	УВОи
10			.06287	0.05
11	.01250		.02112	0.05
12	.00850		.02812	0.05
21	.01250		.02112	0.05
22	.00550		.03612	0.05
30	.00287		.05000	0.05
31	.00287	.01250	.01250	0.05
32	j	.00287	.00312	.02812	0.05
218
ГЛАВА III
Таблица 3.6. ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО СЦЕНАРИЯ			
•	№ ветви	Стоимость ветви	Вероятность ветви
10		5691	.04
11		9137	.1
12		9473	.06
21		9506	.3
22		10211	.2
30		10464	.06
31		47630	.15
32		57363	.09
1.00
Общая дисконтированная стоимость = $19539
Включая инспекции = $5875
ТОиР = $13663
сси-
ГОДЫ
Рис. 3.14. Функция условной вероятности отказа
В НИЦ УрО РАН (проф. С.А. Тимашев) создана программа, позво-
ляющая оптимизировать техническое обслуживание/ремонт с учетом
ограничений на ремонтные затраты, на предельно допустимую УВО и
возможности развития событий по различным сценариям. Оптимиза-
ция производится по критерию приведенных к сегодняшнему дню бу-
дущих затрат, привязанных к каждому конкретному сценарию. Такой
подход позволяет представить ремонтно-восстановительные работы как
инвестиции, что очень доходчиво для главных финансистов транспор-
тных компаний. В качестве примера использования метода ГАТОР для
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
219
grj НИЦ “Надежность и ресурс больших систем машин* УрО РАН, Екатеринбург, Россия	_ I □[ xj
’	'	‘	Начало [1999 ) |2020 | Конец [ 21102 |
1-ая инспекция I200C I	Стоимость
—п—1	бездествия, $
[-Сценарий
О ТО и Р отсутствует
О Тех. обслуживание
О Инспекция и обслуживание
© Две инспекции и обслуживание
-Инспекция Mt1—
©Обследование
ОЭлектроиетрия
О Шурфование
ОВТД
'Инспекция Ке2 —
ОЭлектроиетрия
©Шурфование
ОВТД
ОГидротест
Стоимость 01 |2000
инспекции, S: #2 5000
- Отказ	—
О Повреждение
О Течь
© Разрыв
*□
Дисконт, % Il 0
Инфляция,% fc
Суммарные Ro
налоги, %
Вероятностные
Нет
критических
дефектов
Кпитич.
дефекты
Опасные
дефекты
результаты	J---
инспекции	!
2-ая инспекция
1.5
2-ая инспекция
Немедленный
ремонт
2-ая инспекция
|2003 |
Нет крит. Критич. Опасные Критич. Опасные Нет Крит. Критич. Опасные
дефектов дефекты дефекты дефекты дефекты дефектов дефекты дефекты
Стоимость отказа[б200000 I
-Обслуживание Nel-i
©Ремонт катушки
ОРемонт сегмента
ОЗамена изоляции
ОЗамена сегмента
Спмшосгь „ |5ооо	| «2 |б200В |
обслуживания, 1	'	1.....
Т"П	Нет Оптимал. Немедп. Оптимал. Немедп. Нет Оптимал. Немедп.
обслуживания ц	и	ft	у	«	у	у	ц
ТПС ветви, S	||	II	11	II	8	II
5691 | 1096 | 421 | | 727 |- 1349~||~ 4819 Р 31546 |- 2417
Время оптим. ремонта:)^ 2008)
I Ветвь С 10
Обслуживание Н«2*
ОРвмонт катушки
ОРемонт сегмента
©Замена изоляции
ОЗемена сегмента
[2о5в|
12	21	22
Функция УВО 0.5Vm*Uc
Начальные
30
| 2017]
31	32
b
.000025
000025
.0025
к
b
После 1-го
ремонта
.000025
О________
О
к
b
После 2-го
ремонта
.000025
О
О
| Начало [ | УВО ]
| Печать~) | График |
[ Выход [ [таблицы)
Рис. 3 .15. Центральный экран процедуры ГАТОР
Влияние качества ремонта на время
оптимального его проведения:
а)	низкое качество ремонта;
б)	среднее качество ремонта;
в)	высокое качество ремонта;
1	— до ремонта,
2	- после ремонта,
М - момент ремонта
Рис. 3.16. Влияние качества ремонта на время оптимального его проведения
220
ГЛАВА III
оптимизации процедуры инспекции/ремонта на рис. 3.13 представлен
фрагмент сценария будущей эксплуатации участка МТ. Рост УВО для
него представлен на рис. 3.14. Значения входных параметров для рас-
чета и сам экран расчета представлен на рис. 3.15. Влияние качества
ремонта на оптимальный год его проведения представлено на рис. 3.16.
Чем выше качество ремонта, тем раньше необходимо его осуществить.
Таблицы 3.4—3.6 позволяют произвести стоимостный анализ дерева со-
бытий и решений (табл. 3.4), сравнить УВО для года проведения ре-
монта с предельно допустимой УВО для этого же года (табл. 3.5), а так-
же дисконтированную стоимость инспекции/обслуживания для
оптимального сценария (табл. 3.6).
3.6.	ПРОГНОЗ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
И ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ
НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ИНТЕНСИВНОСТИ АВАРИЙ
Механизм оценки риска может быть реализован на основе методичес-
кого подхода, предусматривающего процедуру разбиения трассы анали-
зируемого магистрального трубопровода на характерные участки с пос-
ледующим определением ожидаемой интенсивности аварий на каждом
из них с учетом конечного множества факторов, оказывающих влияние
на значение 1 в пределах данного участка. Из анализа статистических дан-
ных было выделено 12 групп факторов влияния (ФВ) с дифференциацией
относительных «вкладов» этих групп в общий массив аварий, учитывае-
мых с помощью весовых коэффициентовр., i = 1... 12 (табл. 3.7), корре-
лирующих с долями причин аварий на магистральных газопроводах, от-
ражаемыми в статистических данных (при назначении р, стремились к
примерному равенству отношений между долями основных причин в ста-
тистических сводках отношениям (соответствующим) весовых коэффи-
циентов групп ФВ).
Перечень факторов F.. (i - номер группы, j — номер ФВ в группе),
входящих в каждую группу, приводится ниже. Число J (i) факторов в
каждой группе в общем случае различно, т. е. является функцией но-
мера группы. Относительный вклад фактора F,, внутри своей группы в
изменение X на рассматриваемом участке МГ учитывается с помощью
весового коэффициента ФВ или определяющие их характеристики
(например, удельное электрическое сопротивление грунта, частота пат-
рулирования трассы и др.) можно представить в виде непрерывных или
дискретных детерминированных и случайных величин, каждая из ко-
торых имеет соответствующую шкалу качественных или количествен-
ных значений, отражающую возможный диапазон изменения данного
ФВ. Следовательно, для каждого дискретного ФВ можно определить
набор его возможных значений, различающихся по «интенсивности»
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
I
его влияния (проявляющегося непосредственно или опосредованно) на
удельную частоту (X) аварий. Значения ФВ, задаваемые качественны-
ми (а не количественными) показателями, трансформируются в соот-
ветствующие балльные значения.
Таблица 3.7. ВКЛАД РАЗЛИЧНЫХ ФАКТОРОВ ВЛИЯНИЯ
В ИНТЕНСИВНОСТЬ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ
Обозначение и наименование группы факторов		Доля группы, рп %
ГР1	Внешние антропогенные механические воздействия	12
ГР2 1	Подземная коррозия	12
Грз	Стресстсоррозия	10
Гр4	Атмосферная коррозия	2
ГР5	Внутренняя коррозия	3	1
Грб	Производственные факторы	10
ГР7	Качество строительнотионтажных работ	18
Гр8	Испытания трубопровода	3
Гр9	Конструктивно-технологические факторы	7
Грю	Природные факторы и воздействия	7 ИЖ
Грц	Уровень технической эксплуатации	7
Грп	Отказы и аварии, имевшие место в прошлом	9
Разбиение трассы на участки осуществляется последовательно и не-
зависимо по каждому ФВ. Критерием для определения местоположения
границы очередного участка при разбиении трассы по фактору F.. слу-
жит достаточно заметное (возможно, скачкообразное) изменение его зна-
чения. Величина «скачка», выбираемая для данного ФВ, определяет
длины (в общем случае различные) и число участков, а, следовательно,
и точность оценки риска. Каждое последующее разбиение по очередно-
му ФВ будет увеличивать общее число участков, причем их границы
могут совпасть с границами, установленными в ходе предыдущих про-
цедур разбиения по другим ФВ. Для расчета общего числа участков, по-
лучаемых по завершении разбиения трассы по всем ФВ, нами предлага-
ется следующая формула:
М	Е f ( v
А = А. + 2ДАт-1)-2Дегг'),	(3.18)
т-2	е=1'
где N - общее число участков трассы; Nm - число участков по всей трассе,
полученных при разбиении по фактору Fm, где т = i j; М = 1  J - общее
число ФВ, выбранных для анализа; е — целое число, характеризующее
«степень» совпадения границ участков, соответствующих различным ФВ
(е = 1 - одинарное совпадение границ (1-й «степени»), при этом совпа-
дают границы, соответствующие двум ФВ; е = 2 — двойное совпадение
222
ГЛАВА III
границ (2-й «степени»), при этом совпадают границы, соответствую-
щие 3-м ФВ и т. д.); Е = М — 1 - максимально возможная «степень»
совпадения границ; с™ - число совпадений границ е-ой «степени».
В зависимости от совокупности конкретных значений различных ФВ,
имеющих место на рассматриваемом участке трассы, интенсивность ава-
рий на нем будет в той или иной степени отличаться от средней по отрас-
ли (Хср, аварий/(1000км-год)). Суть предлагаемой методики состоит в том,
что на каждом участке трассы определяется значение интегрального
коэффициента влияния (Авл), показывающего, во сколько раз локальная
интенсивность аварий отличается от Хср, и рассчитываемого как произ-
ведение 3 коэффициентов влияния (КВ): регионального (А^), «диамет-
рального» (AD) и локального (Алок). То есть локальная интенсивность ава-
рий на n-ом участке трассы может быть выражена как:
X =Х (A k-k ).	(3.19)
л ср ' per D лпкх	v z
Региональный КВ (k^ корректирует л в зависимости от региона РФ,
на территории которого расположен анализируемый участок МГ:
i(d)
^ср
(3.20)
где лг_' - среднестатистическая интенсивность аварий на МГ, располо-
женных в регионе «Рег.». Коэффициент k , значения которого рассчи-
таны по результатам анализа статистики аварий в каждой области (рес-
публике) РФ, отражает влияние на Хср факторов глобального характера,
обусловленных особенностями хозяйственного, культурного, социаль-
но-демографического развития конкретного региона на обозримом ис-
торическом отрезке, и дает возможность учесть влияние на аварийность
на рассматриваемом участке завуалированных, трудно распознаваемых
причин.
Коэффициент влияния (feD), названный диаметральным, корректи-
рует л в зависимости от диаметра анализируемого МГ:

V
(3.21)
где	— среднестатистическая интенсивность аварий на МГ с диамет-
ром D (табл. 3.8).
Таблица 3.8. ДИАМЕТРАЛЬНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ВЛИЯНИЯ							
В, мм	1420	1220	1020	820	720	530	<530
	0.35	0.85	160	1.25	1.40	1.20	1.10
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ	22S
Локальный КВ (&лок)учитывает совокупное влияние на интенсивность
аварий всех конкретных местных ФВ, действующих на анализируемом
участке МГ, и для своего расчета потребовал разработки специальной
балльной системы, в которой каждому значению f. в каждого фактора F..
ставится в соответствие определенное, назначаемое на основании экспер-
тной оценки, количество баллов B..s (по 10-балльной шкале), отражаю-
щее «силу» или «интенсивность» его влияния:
В„- Ф, (/„.).	(3.22)
где <р.у - функция дискретного или непрерывного аргумента, задаваемая
экспертом для каждого ФВ F...
При рассмотрении конкретного участка МГ определяется значение
каждого ФВ и соответствующее ему число баллов, взвешиваемое затем с
помощью коэффициентов р. и q... Сумма всех взвешенных балльных оце-
нок (ВО) факторов дает суммарную фактическую ВО участка (числитель
в (3.22)), а ее отношение к ВО некоего среднестатистического участ-
ка дает значение локального КВ:
I •'(О
> <3-23>
где В.. — ВО фактора F..; р, — доля i-ой группы ФВ; q.. — доля j-го ФВ в i-ой
группе; В^ — ВО среднестатистического по ЕСГ РФ участка МГ. Вср полу-
чается на основе определения средних по ЕСГ значений каждого
ФВ и соответствующих им ВО	по той же 10-балльной шкале и рас-
считывается по формуле:
вср = i £ р.  <hj ^’Р) •	(3.24)
Строгий расчет средних значений каждого ФВ возможен при нали-
чии данных об относительной протяженности участков (их доле от об-
щей протяженности МГ ЕСГ РФ), на которых наблюдаются различные
значения рассматриваемого ФВ. Например, если фактор F имеет S дис-
кретных значений {f t ..., f..t, ..., f..s}, причем общие протяженности в
пределах РФ участков МГ, на которых действуют эти значения, состав-
ляют L..v ..., Z..s, ..., L..s, соответственно, то среднее значение данного
ФВ можно рассчитать по формуле:
, V s L
Г.	(3.25)
5=1	^-0
где Le - общая протяженность МГ в РФ. Соответствующая ВО среднего
значения (ВОСЗ) в 10-балльной шкале для случая линейной функции
В.. = <р.у (/„) может быть рассчитана следующим образом:
224
ГЛАВА III
in. г(ср)
(ep) =	J ij
ij	f
JijS
(3.26)
где — максимальное значение ФВ, которому соответствует 10 баллов.
В ином случае БОСЗ рассчитывается по соответствующему выражению
функции В.. = <р„ (Л). Если возможные значения ФВ не количественные,
а качественные, то БОСЗ ФВ рассчитывается по формуле (3.25), в кото-
рую вместо значений f..g подставляются их БО B(g. Определив таким об-
разом БОСЗ всех ФВ, можно рассчитать суммарную БО (Вср) среднеста-
тистического участка МГ РФ по формуле (3.24) - она равна 3.65 балла.
Окончательная формула для расчета локального значения интенсив-
ности аварий на n-ом участке трассы имеет вид:
/ Л« )
$.£ргЧ9'Вц
к=^' ^рег ‘ -v ‘ j ур)
i=l j=l
(3.27)
Расчет по ней локальных значений интенсивности аварий для каж-
дого участка трассы дает возможность получить распределение удель-
ной частоты аварий по длине трассы Л„(х) (рис. 3.17):
Рис. 3.17. Распределение интенсивности аварий вдоль трассы МГ
Здесь: Xgr — средняя по региону интенсивность аварий на МГ диа-
метра D. Ширина ступенек определяется длиной участков, полученных
при разбиении трассы (см. рис. 3.17). Рассчитанные значения л могут
непосредственно использоваться для расчета риска в пределах данного
(п-го) участка трассы в качестве удельной статистической вероятности
возникновения аварии на этом участке.
п>!: Всгамив MCX01W- честив вожйпш1	Pi* 12%
Гц. Мишмишм глубгаа «MNUM	Чн- 1Я%
Fi;! Урохж ampunoraUNoD	ФГ
ДОМЫЛ IT	11%
F| . Cofj RVI»M« *HK>	ф**
pa ГМСНЦICJWMI раЛгта	10%
Гц. Смята тынгтм	‘|!4*
NrwMMtro flflqiljtMffll	ю».
Fp: Соиымпы тромшА	Ц.«
MM	10 4
Fl» 4*HT9 ввтрулирманяя	Ф<« 14%
Ft*. Несшим охраяшА	qi’*
ины	:о%
Гр.7: Качкг ни CMF	jv4g%
Гр.2 ТЪцедшм КО(РО4ИЯ	
ГРУППЫ ФАКТОРОВ влияни я
Гр Я: Стресс- клрдош	Р?“ 10%
Гр.4: Атмосферам аоррознс	₽|“ 2%
Гр.5. Вкутрен- р.=
я** кордою 3 %
1 р.6 Прчгдедо
мклые фяггрры
Рб=
10%
F/j К*ТЧ**в***л » AnwBttvrv ЦП КП	Яи’НР»
Fa TnsnqwrtfM ttfvi&m	4lH%
К. HonNnriMMVHMMUtl Htepcvww* в&имМГ	<U,-13%
Ft Tmmcf4TV|M ftrbtfvm	%r*%
Fi> TMRCKFWIN pww*1nramti	фН4%
F* Ibrnriw * мчкт ю р*к«ш VctlMtKtt *»X4	Ф-И4%
Fr Мнима ifiwn—hm '.'X'l'NpjKHK	ф-ПЧ
Fu MrMHi’H RMM«M7® WRimV	qx«-!3%
F^ iriyrpniptfavi Де^ИТОеНШМ	<j-4J%
Гц: К«пл 'уж ом над шмимх участков п пе.чтодов МГ росполижемм ЫГ	qu* 25%
F«:K *Ф»ч иилшя актю<с№Т1»атм(К'фе ы	4*s* 5V%
Fn.'LXTVMHe тмяжомм го покрьпм	q«" 25%
Рм:Коррстяо|Шоя
К'фОЧНПНКМ
активное а
продукта
F зНоиспгамм
акгпвям
пщтяпг
внп < синей
iqptWK
q«r
50%
50 %
1*р8 1кммгашяМГ |	|jm-3%
У п п ы
Ф A КТО РОВ ВЛИЯНИЯ
Гр> Копитруттимж»
!емямнгажне
Fm Технология
mrurowwHiw
и марка стали
гр>€
Рн :Востлвщ а
Труб
Рм’ТкпрпсГ
1р>0
rp.lt 5’рове®» TCXKN4MHUI* MWeniRM	
ФР
50%

25-1
Ft Клег ipm иоспм по с» ж* |С№ТН П ЮГИЮЛ5ТВар	П-15%
F%< ’ ровеяь ко» фортаоств Ц11ЮВ0>*ТМ р*Ьп	Ч».—15%
Г«»	кхчктвд егр*н елмых рлГмт	Ч-г25%
F>» Kuittpoflb мча* им сварных «чмимтй	Ом-25 %
F- .иммпккпцрмм* пятак «доркдем	ф>-10%
F-». Кптавохрммпя  аЛры дмм ы игирпвтмп	4^10%
: Опммпм фптяшвй тол- щины еттаж тр%<5м к треАутпмпй	Ф<*Э5%
Fr Уелимп шлаяла	Ф:*25 %
F«: Н»т41«кяотм<п|пво1м<1им псфоу^йр^а	фг-15%
F«i Cmcwnm мымехалккв	ФГ204
Fv. Амаагаппъ wfapa мперннам в । ЛфхщшаДО	(►••5 %
Гр 10* Природные факторы в tooUkTHM	Рм-?%
Рю»: Вероя ттш пере- мемеппй фулта	фм - М %
Fj<: Cw да пи ига (CT.HvMR умей CHWKfa. ЛИ)	Фог ‘15 •»
Fi*h Патчи г .«вшей ый .•рылтурн н ,1р>г ос нита ых умов	«Цм-15%
Р< м< Иревснгимпн М1ро|фнятя	С|»г50 %
F ы Эксплултацн нмва док?ыешлц1М	Чн-ГЮ%
Fim Ттатчтаал«мо аытыста JHC	Чп.г25%
Гц.»- Укомллек хшл> мспЛЭС	Ч1М*2Л %
FtM Лсртзнчм^п IU к ППР	фы*23 %
Fip«. Каалнфмкзцня шрслнт	фь'*21 %
Гр, 12 ( тамил
Аяцинтиваяг
мм ю I ирою им
Рис .3.18. Состав групп факторов влияния, учи тываемы к в ме юдике оценки лок альной интенсивности аварий на участке МГ
226
ГЛАВАШ
На рис. 3.18 приводится перечень учитываемых в методике факто-
ров влияния с указанием числовых значений весовых коэффициентов
3.7.	МЕТОДИКА РАСЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ РИСКА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ОБЪЕКТОВ ГАЗОТРАНСПОРТНЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Методически существуют качественные различия в оценке рисков
для различных объектов. Последние различаются по концентрации опас-
ного вещества и региональным особенностям (линейные и площадные
объекты), специфике взаимодействия с персоналом и населением. Здесь
будут представлены методики прогнозирования риска для газопроводов,
компрессорных и газораспределительных станций (КС и ГРС).
ГАЗОПРОВОДЫ При расчетах показателей риска для населения ре-
комендуется учитывать только опасность терми-
ческого поражения. Принимается, что, в зависимости от диаметра га-
зопровода и рабочего давления (энергетического потенциала), условий
прокладки газопровода в грунтах, характеристик грунтов и ряда дру-
гих факторов, горение газа при авариях может протекать в двух ос-
новных вариантах:
•	горение интегрального (из двух концов разрушенного участка газо-
провода) потока газа в виде вертикального «столба огня» («пожар в кот-
ловане»);
•	независимое горение в противоположных направлениях двух
(или одной, в зависимости от места разрыва на перегоне) настильных
струй газа с их ориентацией, близкой к оси трубопровода («струевое
пламя»).
При расчетах вероятности термического поражения людей, эле-
ментов экосистемы и технологического оборудования при авариях на
газопроводах предлагается использовать систему «весовых» коэффи-
циентов, отражающих для каждого диаметра газопровода как веро-
ятность загорания газа при разрыве, так и наиболее характерные со-
отношения между принятыми к рассмотрению сценариями пожаров
(табл. 3.9).
При разрыве надземных газопроводов технологической обвязки
физически возможен только «струевой» сценарий пожара. В качестве
заведомо консервативной оценки рекомендуется принимать, что при
воспламенении (в силу действия как кинетических эффектов, так и
вследствие сложной пространственной ориентации труб) горящая
струя газа может быть равновероятно направлена в горизонтальной
плоскости в любом географическом направлении.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Таблица 3.9. ОС НОВНЫЕ (ПРОГНОЗНЫЕ) ХАРАКТЕРИСТИКИ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ						
Ду» ММ	Характерные значения давления, атм	Ожи- даемая (осред- ненная) протя- женность разрыва М	Вероят- ность загорания газа (для «средних» грунтов)	Соотношение сценариев горения из общего числа аварий с возгоранием газа		1	1 Энерге- । тический потен- циал аварии, МЛж
				«пожар в котлован е»	«струе- вое пламя»	
1400	75 50	100.... 70	0,7	0,2	0,8	2416,1 1519,5
1200	50 30	60 ...50	0,6	оз	0,7	502.4 276,0
1000	50 30	50 ...40	0,5	0,4	0,6	387,6 213.0
700	50 30	15... 10	0,4	0,5	0,5	76,0 41.7
500	30 16	10... 8	0,3...0,1	0,7	0,3	12,8 33
300	30 10	6 4	0,05	0,95	0,05	3,1 OR
Рекомендуемая схема идентификации пожаров на газопроводах (уп-
рощенное дерево событий) представлена на рис. 3.19.
Рис. 3.19. Дерево событий для возгорания газа при разрыве газопровода
228
ГЛАВА III
При расчетах показателей риска важное значение имеет четкое раз-
граничение таких понятий как «количества опасных веществ, способных
участвовать в аварии как таковой и способных участвовать в формирова-
нии первичных и вторичных поражающих факторов аварии». Термичес-
кое воздействие пожара может привести к летальному исходу для людей,
находящихся как на открытой местности, так и в помещениях, уже через
несколько минут после загорания газа, причем зачастую даже при адек-
ватном поведении людей. В этот интервал времени расход газа, а, следо-
вательно, и тепловое воздействие пожара, определяются в основном на-
чальным давлением в месте разрыва трубопровода и его диаметром, а не
общей протяженностью участка газопровода до КС или до места располо-
жения отключающей арматуры. В то же время при расчетах, например,
термической устойчивости зданий и сооружений необходимо ориентиро-
ваться на интервал времени до нескольких десятков минут. В этом случае
в обязательном порядке необходимо учитывать «буферные» характерис-
тики магистрали и сценарий прекращения перекачки газа.
При этом рекомендуется рассматривать три возможных сценария раз-
вития аварии.
А. Наиболее консервативный - отсутствие как таковой или полный
отказ (при запросе с пульта оператора КС) системы телемеханики (авто-
матического управления приводом) линейной запорной арматуры по
трассе и одновременное отсутствие возможности оперативного перекры-
тия ближайших к месту разрыва линейных кранов аварийной бригадой
(заносы или распутица дорог, отказы спецтранспорта и т. п.).
В. Как и выше, отключение компрессорных станций операторами с
диспетчерских пультов по характерным показаниям приборов и пере-
крытие линейных кранов условно в 10 км вверх и вниз по потоку от мес-
та разрыва (типичное расстояние между кранами - 20 км) выездной бри-
гадой через один час после начала аварийного истечения газа.
С. Аналогично сценарию «В», но при автоматическом перекрытии
(телемеханизированных) линейных кранов с пульта оператора КС при-
мерно через 5-5-7 (не более 10) мин. после разрыва. В последнем случае
объем выброса газа будет минимальным.
Специально проведенная для указанных сценариев серия расчетов по
газодинамической модели (ВНИИГАЗ) показала, что в течение первых не-
скольких минут после разрыва интенсивность аварийного истечения из
магистральных газопроводов практически не зависит от сценария управ-
ления остановкой КС и перекрытия линейных кранов. В то же время, при
воспламенении газа именно этот (начальный) период времени представ-
ляет наибольший интерес при расчетах вероятности термического пора-
жения людей. Установлено также то обстоятельство, что при разрывах
газопроводов-отводов относительно малых по отношению к магистралям
диаметров интенсивность аварийного истечения газа весьма незначитель-
но изменяется во времени (по сравнению с аналогичным процессом на ма-
гистральных газопроводах), что объясняется высокой «буферной» харак-
теристикой магистрали подключения газопроводов-отводов.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
229
Для простоты выкладок предполагается, что распределение тепло-
вого потока зависит только от расстояния р от условного «центра» раз-
рыва, что имеет место при вертикальном или почти вертикальном пла-
мени, т. е. зона поражения имеет круговую форму с центром в месте
разрыва. При других сценариях пожара, т. е. при горении настильных
газовых струй и, соответственно, некруговом распределении теплового
потока относительно «центра» разрыва, следует учитывать взаимное
расположение центра разрыва и места пребывания человека с помощью
вспомогательной системы координат. Поскольку уже в первые минуты
после аварийного разрыва газопровода происходит резкое уменьшение
интенсивности истечения газа (?(#), а следовательно и (при воспламене-
нии газа) «внешнего» теплового излучения от пожара — g(t), величину G
целесообразно принимать при расчетах показателей поражения людей
как среднее значение за время экспозиции 7\ Как показал специальный
анализ, для газопроводов Dy 500-5-1400 мм эта величина может быть при-
нята равной расходу газа через 30-5-60 сек. после разрыва. Вид вероят-
ных зон термического поражения людей для различных сценариев по-
жаров на газопроводах, рассчитанных с использованием интеграла
Гаусса и соответствующей пробит-функции, приводится на рис. 3.20 для
варианта выброса пламени с двух концов трубы и на рис. 3.21 для вари-
анта пожара на технологическом трубопроводе обвязки КС.

100	100-75	75-50	50-30	30-20 20-10	10-5	5-1
Доля поражения, %
(Доля сценариев: «пожар в котловане» - 0,3; «струевое пламя» - 0,7).
Рис. 3.20. Вероятностная зона термического поражения людей при выбросе
газа из двух концов газопровода с интенсивностью 2x2000 кг/с
230
ГЛАВА III
100	100-75	75-50	50-30	30-20	20-10	10-5	5-1
Доля поражения, %
(Интенсивность выброса газа 2000 кг/с )
Рис. 3.21. Вероятностная зона термического поражения людей при «струевом
пламени» на технологических трубопроводах с учетом эффекта «тени»
Перейдем к расчету показателей риска. Примем, что при аварии с
возгоранием газа в произвольной точке трассы газопровода максималь-
ная по площади зона термического воздействия, в пределах которой
имеется ненулевая вероятность различных видов термического пораже-
ния (включая летальный исход), описывается кругом с радиусом /?пнх
(рис. 3.22).
Так как сама вероятность негативного события есть функция случай-
ной величины х с плотностью распределения \(х) (где 1т(х) —ожидае-
мая частота возникновения разрыва газопровода с загоранием на еди-
нице длины), потенциальный риск гибели человека, находящегося
условно постоянно на расстоянии h от газопровода в течение всего рас-
сматриваемого интервала времени АТ* (например, года), будет равен ма-
тематическому ожиданию (среднему значению) функции:
М*)= j Ar(x)-/»r[p(i,A)]eR.
л,(А)
(3.28)
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
?31
Рис. 3.22. К расчету вероятности поражения человека
при пожаре на газопроводе
Для прямолинейного участка газопровода с постоянным значением
изолинии потенциального риска RT представляют собой в плане сим-
метричные прямые линии, параллельные оси газопровода.
Потенциальный риск для человека со стороны п газопроводов (при
условно постоянном пребывании человека в точке S(x, у), где х и у коор-
динаты относительно выбранного начала координат, причем х — коорди-
ната вдоль газопроводов, у - перпендикулярна газопроводам) в течение
рассматриваемого интервала времени АТ* будет выражаться формулой:
RT(S(x,y)) = i/?r(^>	(3.29)
1=1
Если пребывание человека в точке S за период АТ4 (или в годовом раз-
резе) ограничено временем AT(S) < АТ* то v = AT(S)/AT* есть относитель-
ная частота пребывания (вероятность за год или за АТ*) человека в дан-
ной точке, а индивидуальный риск поражения человека будет равен:
232
ГЛАВА III
R;(S(x,y))=vRT(S(x,y)).	(3.30)
Если же риску подвергается не один человек, а одновременно груп-
па людей, в общем случае неравномерно распределенных с плотностью
р(х, у) в полосе возможного воздействия поражающих факторов 0 < у <
(рис. 3.23) на участке А по трассе газопровода (например, при проведении
сельхозработ на открытой местности), то коллективный риск для этой груп-
пы людей определяется по общей формуле:
RTZ=v J iRT(x,y)y(x,y)dxdy.
о о
Рис. 3.23. К расчету вероятности поражения людей при пересечении системы
из «п» параллельных газопроводов различного диаметра и давления
Рассмотрим далее случаи, когда риск эксплуатации газопровода свя-
зан с нахождением людей, например, в населенных пунктах, построенных
с нарушением определенных СНиП-2.05.06-85 минимальных безопасных
расстояний.
Интегральный риск (коллективный риск) для населенного пункта в
целом должен определяться как:
* RT + RT	RT + Rr
Rry = 1 - - vA -m. N* + ’
где vA.v„ - доля времени (по отношению к году) пребывания людей соот-
ветственно в зонах потенциальной опасности А и Б; тА, тБ — число участ-
ков в зонах А и Б; NА, NB — среднее число людей на одном участке соответ-
ственно в зонах А и Б; RT^ RT^> RTy — значения (изолинии) потенциального
ОСНОВЫ БЕИОПЛСНОСТН.ОБЪЕКТОВ
233
риска, ограничивающие зоны А и Б. В этом выражении первое и второе
слагаемые являются значениями коллективного риска для людей, нахо-
дящихся соответственно в зонах А и Б (рис. 3.24).
Рис. 3.24. К расчету интегрального (коллективного) риска
Изолинии
потенциального
риска
для населенного пункта
100	100-75 75-50	50-30	30-20 20-10	10-5	5-1
Рис. 3.25. Ситуационный план вероятностной зоны термического поражения
людей при разрыве с возгоранием на газопроводе ♦Саратов-Горький»
284
ГЛАВА III
В качестве иллюстрации на рис. 3.25 представлен нанесенный на ситу-
ационный план (реальную картографическую основу) рассчитанный вари-
ант вероятностных зон термического поражения людей при разрывах с воз-
горанием на газопроводе «Саратов — Горький» ООО «Волготрансгаз» на
участке нарушения садоводческими товариществами установленных
СНиП-2.05.06-85 минимальных безопасных расстояний от газопровода.
КОМПРЕССОРНЫЕ Компрессорная станция является промышлен-
СТАНЦИИ	ным объектом, состоящим из совокупности вза-
имосвязанных технологических элементов,
обеспечивающих подготовку, компримирование и последующее охлаж-
дение природного газа и размещенных на единой огороженной площад-
ке. С точки зрения возможных масштабов поражения наибольшую опас-
ность представляют сценарии аварий, связанные с разрывом труб,
емкостей, фасонных элементов или арматуры на узлах подключения
компрессорных цехов к соответствующим магистралям и шлейфах, а
также на надземной и подземной технологической обвязке газоперека-
чивающих агрегатов, т.е. на «высокой стороне» КС. Для иллюстрации
специфики аварийных выбросов газа на промплощадках КС была прове-
дена серия расчетов на ЭВМ по газодинамической модели ВНИИГАЗа
(д.т.н., проф. Г.Э. Одишария, д.т.н. В.С. Сафонов, к.т.н. А.А. Швыряев).
Были промоделированы разрывы труб (патрубков сосудов) различных
диаметров на всасывающей и нагнетательной линиях с привязкой к реаль-
ной картографической основе (генпланам КС). В качестве наиболее консер-
вативного сценария при этом принималось, что при аварийных разрывах на
промплощадке КС происходит отказ всех систем автоматической переста-
новки кранов с ГЩУ, а истечение газа как на всасывающей, так и на нагне-
тательной линиях в течение определенного времени происходит с подклю-
ченными магистралями (перегонами) соответственно вверх и вниз по потоку
от рассматриваемой КС до момента их отключения техническим персона-
лом непосредственно по месту расположения соответствующих кранов.
В качестве примера рассмотрим результаты расчета аварийного исте-
чения газа при различных вариантах разрывов на всасывающей линии
КС «Лысковская» ООО «Волготрансгаз». Диаметры трубопроводов при-
няты при этом в соответствии с технологической схемой КС. В процедуре
анализа риска компрессорных станций выделяются следующие этапы:
1	- идентификация потенциально опасных составляющих объекта;
2	- оценка частоты возникновения и сценариев развития аварии на
каждом из выделенных элементов;
3	- расчет полей потенциального риска с учетом технологической
специфики выделенных элементов;
4	— построение плотности распределения персонала по территории
объекта с учетом графика работы;
5	— расчет показателей риска.
Рассмотрим эти этапы более подробно.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
ИДЕНТИФИКАЦИЯ Как показал анализ статистики, при
ПОТЕНЦИАЛЬНО ОПАСНЫХ расчетах показателей риска целесооб-
СОСГАВЛЯЮЩИХ	разно выделять только трубопроводы
ОБЪЕКТА	и аппараты, связанные с «высокой
стороной» КС (с магистральным газо-
проводом), и не учитывать принципиальную возможность возникно-
вения аварий в цехах или индивидуальных укрытиях за счет утечек
турбинного масла или ГСМ. Перечень обязательно выделяемых элемен-
тов КС и ожидаемая частота их аварийных разрывов, полученная по
результатам обработки отечественной и зарубежной статистики, при-
ведены в табл.3.10.
Таблица 3.10. ИНТЕНСИВНОСТЬ АВАРИЙНЫХ РАЗРЫВОВ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ КОМПРЕССОРНЫХ ЦЕХОВ
Пэ	Наименование трубопровода или агрегата	Частота аварийных разрывов, 1/(м-год)
1	Магистральный газопровод на участках, прилегающих к КС	з-кг6
2	Входной газопроводтплейф, подземный	2-КГ7
3	Выходной газопровод-шлейф, подземный	4-Ю7
4	Всасывающие коллектор (01020 мм) и трубопроводы ГПА (0720 мм), коллектор и трубопроводы пускового контура (0426 720 мм), подземные	6-Ю7
5	Нагнетательные коллектор (01020 мм) и трубопроводы ГПА(072О мм), подземные		9-КГ7
6	Всасывающие трубопроводы ГПА (0720 мм) надземные, трубопроводы пускового контура (0426 мм) надземные	12-Ю7
7	Нагнетательные трубопроводы ГПА (0720 мм), надземные	15 10’7
8	Трубопроводы топливного газа (0200 мм)	6 Ю7
9	Трубопроводы условного диаметра менее 200 мм	12 10 ’
10	ГПА	110* на агрегатДод
11	Пылеуловители	2,5-10" на сосудДхэд
12	АВО	2,5-1041 на блокЛод
13	Крановые узлы, тройники	1,5 10-5 на элементДюд
14	Блок осушки импульсного газа (БОИГ)	2,5 Ю' на блокДод
236
ГЛАВАШ
После идентификации источников опасности производится при-
вязка выделенных элементов к картографической основе рассматри-
ваемого производства. Вся карта (генплан) разбивается на I х J эле-
ментов (в приведенных ниже примерах I = J = 101). При этом
сепараторы, пылеуловители, компрессорные агрегаты, секции АВО,
фасонные элементы, крановые узлы и т. п. рассматриваются как то-
чечные объекты, а надземные и подземные газопроводы — как линей-
ные объекты.
ОЦЕНКА ЧАСТОТЫ
ВОЗНИКНОВЕНИЯ
И СЦЕНАРИЕВ
РАЗВИТИЯ АВАРИИ
НА КАЖДОМ ИЗ ВЫДЕЛЕННЫХ
ЭЛЕМЕНТОВ
Для трубопроводов в конкретной
ячейке (i, у) частота аварий опреде-
ляется исходя из длины трубопро-
вода в данной ячейке

где X?"*'' - частота аварий данного типа на единицу длины трубопрово-
да. Для точечного объекта (ГПА, сепараторы, пылеуловители и др.) час-
тота аварий задается по табл. 3.10. В качестве консервативной оценки
ниже принимается, что при любой крупной аварии на высокой стороне
КС происходит загорание газа.
Сценарии аварий определяются типами опасных элементов. Мини-
мально необходимый для анализа риска для персонала набор сценариев
развития аварий рассматривается ниже. Для подземных трубопроводов
рассматриваются 4 сценария:
VI, V2- «пожар в котловане» с соотношением высоты пламени к эф-
фективному диаметру, равным 2 и 4 соответственно;
V3 — настильное «струевое пламя»;
V4 — «струевое пламя» под углом 15° к горизонту.
Для сценариев V3 и V4 задается также соответствующий параметр df1? \
Для надземных трубопроводов, аппаратов, крановых узлов и т. п.
рассматривается 2 сценария:
Г1 — настильное струевое пламя, равновероятно направленное по всем
географическим направлениям;
V2 — струевое пламя под углом 15° к горизонту, равновероятно на-
правленное по всем географическим направлениям.
Для ГПА в индивидуальных укрытиях рассматривается один сцена-
рий:
VI* — «пожар в котловане» с соотношением высоты пламени к эффек-
тивному диаметру, равным 2.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
В случае, если ставится задача анализа не только социального, но и
материального ущерба, в дополнение к представленным выше необхо-
димо рассматривать также сценарии повреждения различных зданий и
технологического оборудования воздушной ударной волной и за счет
«продолжительного» (до 30 минут) термического воздействия.
РАСЧЕТ ПОЛЯ	Для каждого опасного технологичес-
ПОТЕНЦИАЛЬНОГО РИСКА кого элемента в ячейке (i, /) определя-
ется набор аварийных сценариев (Ffe).
Производится вычисление интенсивности истечения газа из разрыва (на
полное сечение) трубопровода (патрубка аппарата). Рассчитываются ве-
роятности термического поражения человека в ячейках заданного раз-
биения, попадающих в зоны действия совокупности поражающих фак-
торов в предположении о вероятности самого события (пожара) равной
единице в разрезе года в масштабе конкретного ситуационного плана.
3-1*10* 10-3*10** 3-1*10--* 10-3*10-5 3-1*105	10-3*10^ 3-1*10*	10-3*l(r7 3-1*10-'	10-3*10-* Д/год
Рис. 3.26. Интегральное поле потенциального риска
при эксплуатации на КС «Лысковская»
238
ГЛАВА Ш
Полученные значения вероятностей суммируются в каждой ячейке
с учетом частоты возникновения аварий и относительной частоты ее ва-
риантов (Vfc). Результат такого суммирования по рассматриваемой тер-
ритории определяет поле потенциального риска всего предприятия (КС).
(w); i = 1» Д /=1 - J.
Пример расчета дан на рис. 3.26.
Далее производится построение изолиний (линий равного уровня)
потенциального риска на плане предприятия (КС) и дифференциация
технического персонала по уровням индивидуального и коллективного
риска. Для расчета индивидуального (коллективного) риска необходи-
мо определить долю времени v (i, j) пребывания человека (группы лю-
дей) в рассматриваемой ячейке (i, у) в разрезе года. Тогда индивидуаль-
ный риск в ячейке (i, у) равен
(w)=v (м)- (iJ)-
Если в данной ячейке (i, у) находится N (i, j) человек, то коллектив-
ный риск для данной ячейки определяется как
С». (м)=w («J)-	(»’>)•
ПОСТРОЕНИЕ ПЛОТНОСТИ Для определения коллективного
РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПЕРСОНАЛА риска необходимо знать специ-
ПО ТЕРРИТОРИИ ОБЪЕКТА фику распределения персонала
на территории. Принимается,
что если на единичной площадке (i, у) находятся N (i, j) человек в тече-
ние доли суток п, то плотность субъектов риска на единичной площади
равняется Q (i, j) = v • N (i, у). Однако работающие на промплощадке
трудятся обычно по двухсменному или трехсменному графику с рабо-
чим днем 8 часов (причем, как правило, большую часть времени они
находятся в зданиях). Поэтому, если при трехсменной работе в днев-
ную смену, т. е. в течение доли суток уд, находится в здании (в преде-
лах одной ячейки) NR человек (например, 30 чел.), а ночью и вечером
(в течение доли суток vH) — NH человек (например, 3 чел.), при расчетах
риска считается, что в данном месте территории в среднем в течение
суток находится постоянно Q = Уд • NR + vH • NH человек (Q = (8/24)-30 +
+ (16/24)-3 = 12 чел., а при наличии обеденного перерыва в дневную
смену 1 час -О, — (9/24)-30 + (16/24)-3 = 13,25 чел.).
РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ В результате выполнения предшествую-
РИСК А	щих операций определены массивы значе-
ний потенциального риска (/, у) и плот-
ности распределения персонала Q (i, у) с учетом реального времени его
пребывания в каждой ячейке на рассматриваемой территории.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ	:.-<<<
Тогда коллективный риск на какой-либо локальной площади S, объе-
диняющей в общем случае несколько единичных площадок, будет равен:
' J
где коэффициент kf. < 1 учитывает реальную степень защищенности на-
ходящихся на рассматриваемой единичной площадке реципиентов (зда-
ний, сооружений, технологического оборудования, людей) от поражаю-
щих факторов аварий. В качестве заведомо консервативной оценки в
табл. 3.11 представлены расчеты показателей риска для персонала КС
при k.. = 1, т. е. условно во всех точках территории КС при полном отсут-
ствии какой-либо защиты персонала от термического воздействия.
Таблица 3.11. ПОКАЗАТЕЛИ РИСКА ДЛЯ РАБОЧИХ МЕСТ ПЕРСОНАЛА НА ОБЪЕКТАХ КС «ЛЫСКОВСКАЯ»			
Название объекта на территории КС	челУдень	Коллектив- ный риск, 1/год	Индивидуаль- ный риск, 1/год
СЭБ	5,0	1,43 КГ3	2,9 К) 4
Операторная	9,5	8,80- 1(Г	9,3-10-4
Блок вспомогательных служб	13,0	6,08 10^	4,7-104
Вагончик для водителей	1,5	7,24 10"'’	4,8-10"4
Столовая	1,0	2,24-10"4	2,2-104
Зона обслуживания 3 часа в день	0,125	1,68-100*	1,3 10"3
Зона обслуживания 2 часа в день	0,08	1,37 104	1,6-Ю"3
Зона обслуживания 1 час в день	0,042	3,38 10"5	8,1-КГ4 П
Всего по КС	30,25	<	1,76КГ2	3
Показатель коллективного риска (1,76-10~2 в год) можно трактовать
как один случай аварии со смертельным исходом за 57 лет работы КС.
Средний уровень риска на рабочее место может быть при этом оценен
как 5,810~41/год.
Средний уровень риска на одного работающего с учетом сменного
режима работы - 2,910 41/год.
При наличии в составе КС не одного, а двух и более (причем в общем
случае различных) компрессорных цехов интегральные показатели рис-
ка для персонала будут возрастать за счет взаимного территориального
влияния факторов потенциальной опасности этих цехов друг на друга.
Поэтому с целью ранжирования опасности необходимо проводить расче-
ты и построение полей потенциального риска отдельно для каждого цеха.
В качестве иллюстрации сказанного на рис. 3.27 представлены
поля потенциального риска по каждому из шести цехов КС «Завол-
жская» ООО «Волготрансгаз» (система магистральных газопроводов
240
ГЛАВА III
Рис. 3.27. Распределение потенциального риска
при эксплуатации компрессорных цехов КС «Заволжская»
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
:'Н
Dy 1400 мм Р = 75 атм: «Прогресс»; «Ямбург - Елец I»; «Ямбург -
Елец II»; «Уренгой - Центр I»; «Уренгой - Центр II»; «Уренгой-
Ужгород».). На рис. 3.28 изображено интегральное поле потенци-
ального риска всей КС.
3-1*10’10-3*10* 3-1*10-* 10-3*10’ З-РЮ-5 10-3*10* 3-1*10* IO-3*1O7 3-1 *10'7 10-3*10*. 1/год
Рис. 3.28. Интегральное поле потенциального риска
при эксплуатации КС «Заволжская»
Из анализа полученных данных можно сделать вывод о том, что для мно-
гоцеховых КС уровень индивидуального риска для персонала может возрас-
ти по сравнению с одноцеховой КС с аналогичной технологией не более чем в
три раза. При анализе идентичных КС, например, в системе транспортного
коридора, допускается рассмотрение показателей риска только для одной КС
с распространением результатов анализа на остальные КС. Для КС в различ-
ных транспортных коридорах с аналогичными технологическими парамет-
рами и проектными данными допускается выделение типовой КС для чис-
ленного расчета показателей риска с обоснованием этого выделения.
ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ Типовая блок-схема ГРС представлена
СТАНЦИИ	на рис. 3.29. Как было показано выше,
ожидаемая частота возникновения
242
ГЛАВА 1П
аварий и аварийных ситуаций на ГРС составляет ~1*10 3 на одну ГРС в
год. Из этого общего числа доля, приходящаяся на подводящие газопро-
воды-отводы и аппараты очистки газа, составляет примерно 1/3, а на узлы
редуцирования и измерения расхода газа - 2/3. Из общего числа аварий-
ных отказов долю аварий с загораниями (взрывами) газа рекомендуется
принимать не более 30+50% (большее значение используется для высоко-
производительных ГРС). Возможными причинами гибели персонала на
ГРС могут стать следующие основные события: взрывное сгорание газа в
помещении блока редуцирования и измерения расхода газа; разрушение
подводящего газопровода или аппаратов системы очистки и осушки газа
с воспламенением газа и образованием «струевых пламен».
Условные обозначения.
пдоодныи газ
одорант
Вход газа
Рис. 3.29. Блок-схема газораспределительной станции
Взрывы газа внутри помещений ГРС могут привести к негативному
воздействию только на находящийся там в этот момент технический пер-
сонал. Согласно расчетам они не окажут какого-либо негативного влия-
ния на людей и оборудование за пределами самих зданий (технический
персонал ГРС составляет обычно не более 2 человек в рабочую смену).
Реально при крупной аварии может пострадать только 1 оператор ГРС.
Ожидаемая частота такого события, согласно оценкам, не превысит зна-
чений (З+бГКГ* 1/год. Поэтому проводить анализ риска для персонала
всех ГРС, входящих в конкретное газотранспортное предприятие, если
они не нарушают нормативных расстояний, не требуется.
В случае выявленных нарушений минимальных безопасных рассто-
яний, установленных СНиП для размещения ГРС относительно жилых
и промышленных объектов, должна проводиться выборочная оценка
рискадля «третьих лиц». Если таких нарушений несколько, то для ГРС
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
2 13
с аналогичными технологическими параметрами и проектными дан-
ными допускается выделение типовой ГРС для численного расчета
показателей риска с обоснованием особенностей этого выделения.
Первоочередное внимание при этом должно быть уделено высокопро-
изводительным ГРС с подводящими газопроводами-отводами отно-
сительно большого диаметра (Ру 500-5-700 мм) и с высоким исходным
рабочим давлением (30-5-70 ати).
Установлено, что даже при самых консервативных исходных пред-
посылках на территории площадки типовой ГРС уровень потенциаль-
ного риска составляет 10 6...104 вгод. Для объектов, удаленных на 20 ...30
метров от ГРС, уровень потенциального риска не превышает значений
10_&в год (рис. 3.30). Для объектов, удаленных на 50 и более метров от
ГРС, уровень потенциального риска заведомо ниже величины 10-6 в год.
Рис. 3.30. Интегральное ноле потенциального риска
нри эксплуатации ГРС-1 Приокского ЛПУМГ г. Н. Новгород
Для расчета реальных показателей индивидуального (коллективного)
риска для «третьих лиц» необходимо определить долю времени (в течение
года) их пребывания на рассматриваемых объектах, в том числе на откры-
том воздухе, и степень защищенности этих объектов от термического воз-
действия пламени (тип здания, наличие оконных проемов, обращенных в
сторону потенциально опасного объекта и т. п.). Как показали экспертные
оценки, с учетом перечисленных факторов значения индивидуального рис-
ка будут в 10... 20 раз ниже значений потенциального риска и не будут пре-
вышать значений, принятых в международной практике как допустимые.
244
Г JL\В А III
На основании изложенного можно сделать вывод о том, что расчет
риска для ГРС, построенных с нарушением соответствующих СНиП,
требуется проводить только для случаев их размещения в зонах массо-
вой жилой застройки (т. е. когда пребывание определенной части жите-
лей домов на открытом воздухе может составлять значительную часть
времени суток).
3.8.	МОДЕЛИ И МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ
НА ГАЗОПРОВОДАХ, КС, ГРС
МОДЕЛИ АВАРИЙНОГО Возникновение аварийных раз-
РАЗРУШЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ рывов на магистральных газопро-
водах, газопроводах-отводах и
технологических газопроводах КС или ГРС связано с физическими эф-
фектами:
-	образованием волн сжатия за счет расширения в атмосфере природ-
ного газа, выброшенного под давлением из разрушенного участка трубо-
провода, а также волн сжатия, образующихся в случае воспламенения
газового «шлейфа» (облака), за счет расширения продуктов его сгорания;
-	образованием и разлетом осколков (фрагментов) разрушенного уча-
стка трубопровода;
-	термическим воздействием пожара на окружающую среду.
При рассмотрении процесса разрушения магистрального газопрово-
да можно выделить три стадии: зарождение разрушения ( «прорастание»
дефекта на всю толщину стенки трубы); быстротечное распространение
сквозной трещины вдоль тела трубы; торможение и остановка разруше-
ния. Условную границу между случаем стабильной «утечки» через ма-
лое отверстие («свищ») и «лавинообразным» протяженным разрывом
стенки можно провести, используя соответствующие расчеты и опыт
экспериментальных исследований.
В момент разрушения участка газопровода реализуется сначала толь-
ко энергия сжатого газа. Воспламенение газа может произойти лишь с
определенной задержкой и уже вне полости трубопровода, т. е. после
смешения газас воздухом до определенных концентраций (5:15% об.) и
при одновременном появлении источника зажигания с физически необ-
ходимым энергетическим потенциалом.
Разрушение газопроводов (эксплуатирующихся при кольцевых на-
пряжениях в теле трубы ниже предела текучести) может произойти толь-
ко при наличии в теле трубы сквозного дефекта, причем с линейными
размерами выше критических. Вследствие этого на процесс разрушения
трубы (т. е. на распространение сквозного разрыва на определенной д ли-
не) затрачивается лишь относительно малая часть исходной потенциаль-
ной энергии сжатого газа, которая, по мнению разных специалистов,
составляет 2<-10% (принимается 5%).
ЛГНЛПЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
245
По данным ученых МГСУ для учета затрат энергии на образование
воронки в грунте для «наземного взрыва» при расчете эквивалентной
массы конденсированного ВВ необходимо вводить поправочный коэф-
фициент Т|, равный: для средних грунтов 0,65; для плотных суглинков и
глин - 0,8.
Таким образом, с учетом вышеизложенного для полусферической
волны давления имеем массу (кг) «тротилового эквивалента» в виде
М(тнт) = 2-0,95-(0,65-»0,8)-^-^',	(3.31)
Vtht
где Мт — масса сжатого газа, «участвующая» в формировании первичной
ударной волны (кг); Ат - работа расширения единицы массы газа (дж/кг);
Фтит “ теплота сгорания тротила (4,24 106 дж/кг).
Полагая процесс расширения газа при разрыве газопровода адиаба-
тическим (PVk = const), имеем
2	1
Ъ, 1 Р2)*--!
Pi ^"1 ( )
(3.32)
(3.33)
где к = — показатель адиабаты; С_, Cv - удельные теплоемкости при
постоянных давлении и объеме соответственно; V—удельный объем; Т —
температура; Р - давление (индексы 1 и 2 соответствуют начальным и
конечным параметрам состояния газа).
Разрушение участка трубопровода быстро протекающий процесс.
Характерные скорости «лавинообразного» распространения трещин для
труб из различных марок сталей обычно составляют 100...250 м/с. При
так называемом «хрупком» разрушении скорости движения трещины
могут достигать 400*450 м/с. Поэтому можно принять, что в формиро-
вании первичной ударной волны участвует в основном та масса газа, ко-
торая заключена в объеме разрушенного участка трубопровода длиной
Lp. Необходимо также учитывать (обусловленную физическими закона-
ми) определенную инерционность процесса изменения скорости потока
в сечении разрыва от номинальной (-10 м/с) до критической, т. е. звуко-
вой (-400 м/с).
Исходя из изложенного,
i
(3.34)
246
ГЛАВА П1
Существует подтвержденная статистикой корреляция между протя-
женностью разрыва (£р) и технологическими параметрами газопровода.
Рекомендуемая для дальнейших расчетов зависимость усредненных зна-
чений Lp в функции диаметра газопровода а. показана на рис. 3.31.
Рис. 3.31. Зависимость осред пенной протяженности
аварийного разрыва от диаметра газопровода
(3.35)
Для расчета характеристик первичной воздушной ударной волны,
вызванной расширением сжатого газа, рекомендуется использовать
широко применяемые на практике соотношения М.А.Садовского для
сферической ударной волны ВВ в свободном пространстве:
- избыточное давление на фронте волны (МПа):
AD 0,084 0,27 0,7
: при R>0’25;
Л. К К
— импульс положительной фазы сжатия (КПа-с):
\	М2/3
i.	= /apw(0*so,4m™t;
О	К
- период положительной фазы сжатия (с):
т+=1,540~3М"6тл/л,
(3.36)
(3.37)
где R = , „ ; R — расстояние от «источника» до реципиента, м.
м1'3
ттт
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
24 7
Результаты расчетов (табл. 3.12) свидетельствуют о том, что возни-
кающая при разрушении газопроводов воздушная ударная волна не
представляет прямой угрозы для жизни человека, оказавшегося даже в
непосредственной близости (>30 м) от «центра» разрыва, и не способна
вызвать какие-либо повреждения зданий и сооружений, расположенных
за пределами существующих нормативных разрывов.
Таблица 3.12. ЗНАЧЕНИЯ ИЗБЫТОЧНОГО ДАВЛЕНИЯ НА ФРОНТЕ
ВОЗДУШНОЙ УДАРНОЙ ВОЛНЫ (МПА), ВОЗНИКАЮЩЕЙ
ПРИ РАЗРУШЕНИЯХ ГАЗОПРОВОДОВ
Диаметр трубо- проводов, мм	Рабочее давле- ние, атм	Расстояние от «центра» разрыва, м					
		50.0	100.0	150.0	200.0	250.0	300.0
1400	75	.02760	.01015 ।	.00610	.00435	.00338	.00276
	50	.02168	.00832	.00508	.00365	.00284	.00233
1200	50	.01462	.00597	.00372	.00270	.00212	.00174
	30	.01113	.00472	.00298	.00217	.00171	.00141
1000	50	.01110	.00472	.00298	.00217	.00171	.00141
	30	.00858	.00375	.00239	.00176	.00139	.00115
700	50	.00510	.00234	.00151	.00112	.00089	.00074
	30	.00404	.00188	.00123	.00091	.00072	.00060
500	30	.00277	.00132	.00087	.00064	.00051	.00043
	10	.00169	, .00082	.00054	.00040	.00032	.00027
300	30	.00160	.00078	.00051	.00038	.00031	.00025
	10	.00099	.00049	.00032	.00024	.00019	.00016
Обработка актов расследований аварий на магистральных газопроводах,
произошедших за более чем 20-летний период, показала, что разрушения
газопроводов сопровождались в подавляющем большинстве случаев обра-
зованием относительно небольшого числа фрагментов труб (в пределах
5.... 15 единиц) с их разлетом на расстояния до 150—200м. Установлено так-
же, что для современных марок «высоковязких» сталей, применяемых для
изготовления газопроводов больших диаметров, часто происходит не раз-
рыв на куски, а (верхняя) развальцовка труб, причем зачастую по всей длине
разрушенного участка и без выброса их из траншеи.
Анализ показал, что вероятность механического поражения различ-
ных реципиентов осколками труб значительно ниже вероятностей воздей-
ствия других поражающих факторов, в первую очередь, термического
воздействия при воспламенении газа. Количественные характеристики
пожара (при прочих равных условиях) будут определяться в основном
интенсивностью аварийного выброса газа.
248
ГЛАВАШ
При разработке наиболее реалистичного сценария принималось, что
автоматизированные системы управления приводом линейной запорной
арматуры не срабатывают (или отсутствуют вообще), и что в течение оп-
ределенного времени аварийный участок газопровода работает с «под-
ключенными» компрессорными станциями вверх и вниз по потоку от
сечения разрыва. Сопряженными граничными условиями по давлению
и расходу при этом являются «напорные характеристики» компрессор-
ных станций. При анализе волновых процессов учитывалось дополни-
тельное влияние, по крайней мере, двух линейных перегонов вверх и вниз
по потоку от аварийного перегона с соответствующими компрессорны-
ми станциями.
Рис. 3.32. Динамика изменения технологических параметров
6-ти ниточного газопровода Ду1400 мм длиной 120 км
при различных вариантах разрыва одной из ниток
1 — L* = 30 км, 2 — L* = 90 км бар; Qk — коммерческий расход, млн нм3 в сутки;
ср с2 - величины гидравлических нормативных потерь, бар; b и m — числовые
коэффициенты.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
> 1"
В качестве характерного примера на рис. 3.32 представлены резуль-
таты численного анализа нестационарных газодинамических процессов
на линейном перегоне шестиниточного магистрального газопровода,
диаметром 1420x18,5 мм и длиной 120 км, при разрыве одной из ниток.
При этом предполагалось, что:
•	система газопроводов работает с закрытыми линейными кранами
на технологических перемычках между нитками;
•	на входе и на выходе газа из многоцеховых компрессорных стан-
ций все нитки газотранспортной системы обвязаны в общие (всасываю-
щий и нагнетательный) коллекторы. (Напорная характеристика каж-
дой из компрессорных станций может быть аппроксимирована функцией
вида: (Рн +	= b (Р^ — с2)2 — т Q%, где Рн, Рж — абсолютные значения
давлений во всасывающем и нагнетательном коллекторах.);
•	в рассматриваемом примере на одну нитку Dy 400 мм с Рр = 75 ати
предусмотрена установка (3 + 1) шт. компрессоров единичной мощнос-
тью 16 МВт с нагнетателями типа НЦ — 16/76—1.44. Для этих парамет-
ров (Рн + 1,101)2 = 2,35 (Рте - 1,203)2 - 0,0162 G* •
Идентификация аварийного разрыва может проводиться оператора-
ми на КС по одному из двух характерных условий: либо по падению дав-
ления на 2 ат в нагнетательном коллекторе компрессорной станции, рас-
положенной вверх по потоку от места разрыва, либо по срабатыванию
антипомпажной защиты на компрессорной станции, расположенной
вниз по потоку от места разрыва, при снижении коммерческой произво-
дительности во всасывающем коллекторе на величину Qft/1,1.
Из результатов анализа следует, что при возникновении разрыва бли-
же к «началу» линейного перегона быстрее срабатывает первое условие
(падение давления нагнетания), а при разрыве ближе к «концу» перего-
на - второе (антипомпажная защита). В случае, если непосредственно в
момент разгерметизации газопровода газ не воспламеняется, возникает
необходимость анализа процессов его рассеивания в атмосфере для оп-
ределения потенциальных размеров зон загазованности, границы кото-
рых задаются нижним пределом воспламенения (НПВ) метана в возду-
хе (5% об.).
МОДЕЛИ ИСТЕЧЕНИЯ ГАЗА Обсудим характерные варианты выб-
ИЗ ОТВЕРСТИЙ ПРИ	роса газа в атмосферу при разрушении
АВАРИЙНОМ РАЗРЫВЕ газопровода. В ближней к источнику
области выбрасываемый газ рассеива-
ется по законам струйного (эжекционного) смешения с воздухом. На
определенном расстоянии от источника средняя осевая скорость струи
становится соизмерима со скоростью сносящего воздушного потока, и
начинает доминировать диффузионный механизм рассеивания, опреде-
ляемый параметрами атмосферы. При выборе инженерной модели для
250
ГЛАВА ПТ
расчета квазистационарного режима рассеивания высокоскоростной
струи природного газа принималось, что его разбавление до НПВ проис-
ходит при скоростях, значительно больших скорости ветра, что позво-
ляет не учитывать его влияние. При этом для оценки размеров зоны за-
газованности использована эмпирическая методика фирмы «TNO»
(Нидерланды), являющейся признанным авторитетом в области про-
мышленной безопасности, позволяющая рассчитывать радиальные рас-
пределения концентрации (С) и скорости (и) газа в струевом потоке.
Функции распределения массы, концентрации в шлейфе газа, а так-
же скорости потока на оси струи определяются как
£=^,fcl.^o)
Go	р
Н(^0) _ +^2 Г^0 Y -i(„ Р
Мп 4 Z J	> р0
C(z,0) = ^±^- 0,32 — —jL+1-р
do уРо
(3.38)
рг(0,0)
где Ро = - — ; d0 = 2J?_: Go, и0 - массовый расход и скорость истечения
Ра
газа «на срезе». Характерная длина струи с концентрацией на оси, рав-
ной Ct, может быть определена по уравнению:
^1-^2
да
I _ 4<Ро
J 0,32р
(3.39)
На рис. 3.33 приведены результаты расчета длины и полуширины
струи, соответствующих НПВ метана - С* = 0.05, при свободном истече-
нии при сверхкритических параметрах в неподвижную атмосферу из
одного конца поврежденного газопровода диаметром 1420 мм при рабо-
чем давлении 75 ати при разрыве посередине перегона длиной 120 км.
Из полученных результатов видно, что максимальные размеры зоны
загазованности при выбросе из МГ большого диаметра не превышают
800...900 м. С учетом того что при независимом выбросе струй из двух
концов участка разрыва они будут ориентированы вдоль исходной оси
МГ с возможным отклонением от нее не более чем на 15... 20°, потенци-
ально опасная (воспламеняемая) зона загазованности не выходит за пре-
делы существующих нормативных разрывов (по перпендикуляру к оси
газопровода).
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
251
Время от начала истечения, мин. Скорость газа на срезе, м/: Плотность газа на срезе, кгД? Длина струн газа (с =0,05), м	0,25 413,8 16,8 883,8	1,0 414,8 12,2 754,1	3,0 418,7 9,1 648,8	5,0 419,0 7,8 603,2	15,0 419,9 5,8 5173
О	200	400	600	800
Расстояние по оси струи, м
Рис. 3.33. Параметры свободного струйного истечения природного газа
из одного конца поврежденного трубопровода
Случай рассеивания относительно низкоскоростного, истекающего
из котлована интегрального турбулентного шлейфа газа, взаимодейству-
ющего с атмосферным потоком воздуха, требует обращения к более слож-
ным моделям. Рекомендуемая модель рассеивания и соответствующая
программа разработаны во ВНИИГАЗе: идеализированная «функция
источника» предполагает однонаправленное истечение газа из эквива-
лентного котлована правильной (круглой) формы с равномерным рас-
пределением скоростей по поперечному сечению выходного отверстия.
252
ГЛАВА III
В качестве характерного примера на рис. 3.34 представлен расчет мак-
симальных размеров зоны загазованности (изолинии концентрации СА =
= 0.05) по срезу в вертикальной плоскости» полученной для случая раз-
рыва МГ диаметром 1420 мм посередине перегона длиной 120 км с образо-
ванием грунтового «котлована» диаметром = 30 м, газ из которого ис-
текает вертикально с дозвуковой скоростью м0-4-С/(р0-л£>^), где G-
суммарный расход газа из двух концов МГ. При этом приняты: устойчи-
вость атмосферы - класс «Л» (по Паскуиллу)» скорость ветра -10 м/с» ше-
роховатость поверхности - 0,03 м. Видно, что даже при таком, крайне ма-
ловероятном, сценарии развития аварии максимальная протяженность
пожароопасной зоны на уровне земли не превышает 350 м по направле-
нию ветра.
Рис. 3.34. Максимальные (по ветру) размеры зоны загазованности (С* = 0.05)
при разрыве газопровода Ду = 1400 мм, Рраб =75 ати
с образованием «котлована»
По результатам анализа статистики установлено, что воспламенения при-
родного газа при авариях на газопроводах в подавляющем большинстве слу-
чаев происходили непосредственно в месте их разрушения. Можно с боль-
шой долей уверенности предположить, что источниками зажигания при этом
являлись искры, возникающие от соударения фрагментов труб или камени-
стых включений грунта, выброшенных из траншеи в атмосферу потоком газа
с высокой кинетической энергией. Выявлено, что на «слабонесущих» (отор-
фованных, песчаных и т. п.) грунтах воспламенения газа при авариях про-
исходили значительно реже, чем на суглинках или глинах.
МОДЕЛИ ГОРЕНИЯ ® зависимости от времени задержки вос-
ГАЗОВОЗДУШНОЙ СМЕСИ пламенения сам режим сгорания выбро-
шенного газа может протекать по-разному.
В качестве характерных реперов рекомен-
дуется рассматривать два варианта.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
«Равнее» зажигание, происходящее в период условно симметрично-
го (полусферического) расширения исходного объема выброса газа. В
качестве наиболее консервативной расчетной схемы при этом может быть
принято, что вся участвующая в реакции масса газа	смешана с воз-
духом до стехиометрической концентрации - Сстх и происходит централь-
ное поджигание газовоздушной смеси в объеме полусферы радиусом
(xl/3
ЗЛ/ I тт	-
---— I . Для расчета характеристик воздушной ударной волны ре-
2пС I
сгх J
комендуется нормативная «Методика оценки последствий аварийных
взрывов топливовоздушных смесей» (НТЦ «Промышленная безопас-
ность» Госгортехнадзора РФ). Режим взрывного превращения (горения)
газовоздушной смеси определяется при этом в зависимости от чувстви-
тельности горючего к возбуждению взрыва (от размеров детонационной
ячейки) и от характера загроможденности окружающего пространства,
в значительной степени определяющего степень турбулизации, а следо-
вательно, и скорость движения видимого фронта пламени. В соответ-
ствии с этими положениями метан относится к самому низшему (чет-
вертому) классу — «слабо чувствительные вещества с размерами
детонационной ячейки больше 40 см». Условия выброса газа из газопро-
вода в атмосферу можно охарактеризовать как «слабо загроможденное
или свободное пространство» (класс четвертый), оказывающее относи-
тельно незначительное влияние на ускорение фронта пламени.
С учетом отмеченных положений на основании специальной класси-
фикационной таблицы «Методики...» режим горения определен как деф-
лаграционный. Скорость видимого фронта пламени (м/с) зависит от
реагирующей массы газа М_ (кг) и рассчитывается при этом как

(3.40)
Характеристики воздушной ударной волны определяются по следу-
ющим соотношениям:
„ %„(o,83 0,14)
Р,=	G5-	- _ I
со (/е )
(3.41)
I* = 55-(1-0,455)-
0,06 0,01 0,0025
К + К £
(3.42)
Выражения (3.41) и (3.42) справедливы для Л* > R = 0,34 (в против-
кр
ном случае принимается Rc* = Якр). В этих выражениях:
254
ГЛАВА III
„ 0,01 R „ ДР г+ Г-иг2 „ % 0-1
А,- .----; Р*~- ; Ц=-------7-----г; (П -------.
$ЁГРь Ро РО2/3[£‘%] С °
ДР, Ро - соответственно избыточное и атмосферное давления (Па); Со -
скорость звука в воздухе (-340 м/с); 1+ — импульс волны давления (Па-с);
Е = 2-М„_- Сн — энергозапас (наземного) взрыва (Мдж); Мэкв=Мг + 2бкрДт2;
Дта — время задержки воспламенения (с); бкр — критический расход газа
(кг/с) в месте разрыва из одного конца трубопровода; о - степень расши-
рения продуктов сгорания (для углеводородов метанового ряда о =7); (2н “
низшая теплота сгорания горючего (природного газа); Мт — масса газа,
заключенная при рабочем давлении в пределах разрушенного участка
(коэффициент «2» для бкр при расчете М8кв нужно использовать только в
случае истечения газа из двух концов разрушенного участка трубопрово-
да). Результаты расчетов по изложенной модели в предположении Дтз ~ т+
показали, что формирующиеся при рассматриваемом режиме сгорания
величины избыточного давления ниже значений, рассчитанных для пер-
вичной ударной волны. Причем полученные данные можно рассматри-
вать как однозначно верхний уровень оценки в силу использования в рас-
четах сферической модели горения стехиометрической смеси горючего с
воздухом при центральном ее поджигании.
«Позднее» поджигание. Как свидетельствуют наблюдения, период
задержки воспламенения газа при авариях может составлять от не-
скольких долей секунды до нескольких секунд и более. В последнем
случае будет происходить, скорее всего, воспламенение уже «сформи-
ровавшегося» интегрального вертикального шлейфа или настильных
струй газа с весьма высокой степенью турбулизации и неоднородной
структурой.
Вопрос об особенностях образования волн сжатия при воспламене-
нии квазистационарного газового шлейфа (90% об. — СН4; 4,4% об. — СО2;
4,2% об. - N2) был исследован на моделях надземного и подземного тру-
бопровода диаметром 0,1м, с рабочим давлением 60 бар и исходным
расходом газа 4-105 нм’/сутки. Зажигание шлейфа производилось выст-
релом специальной пули из пистолета. С помощью высокоскоростной
киносъемки было установлено, что при воспламенении смеси газа с воз-
духом происходит быстрое («вспышкообразное») сгорание лишь малой
части «объема» шлейфа. Основная масса шлейфа не является гомоген-
ной и сгорает со значительно меньшей скоростью (-10 м/сек.) и относи-
тельно беспорядочно по объему (отдельными зонами и «разновременно» ).
Как следствие, избыточное давление в волне сжатия, формирующееся в
атмосфере в результате термического расширения продуктов сгорания,
по величине оказывается незначительным (в опытах — не более 2 мбар).
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Аналогичные выводы были сделаны по результатам исследований
«позднего» поджигания природного газа, проведенных специалистами
ВНИИПО МВД РФ на полигоне в Н.Уренгое, из которых можно сделать
вывод о том, что при обосновании вероятности барического поражения
различных реципиентов при аварийных разрывах газопроводов можно
учитывать только первичный (наибольший по величине) эффект, свя-
занный с расширением сжатого газа.
Характер горения газа при авариях на газопроводах и масштабы теп-
лового воздействия пожара на окружающую среду зависят от конкрет-
ного сочетания целого ряда факторов, среди которых можно указать та-
кие, как:
•	максимальное рабочее давление газа, диаметр газопровода, место
разрыва на перегоне между КС;
•	общие размеры разрушения (линейный «пробег» трещины), харак-
терные размеры (длина, ширина и глубина) грунтового новообразования
(«траншея», «котлован»); характеристики массива грунта; взаимное
положение осей концов разрушенного участка трубопровода.
Факторы первой группы определяют интенсивность и динамику выб-
роса газа вверх и вниз по потоку от места разрыва, факторы второй -
интегральное газодинамическое поле взаимодействующих высокоскоро-
стных струй газа.
В целях изучения качественных особенностей пожаров при авариях на
газопроводах подземной и надземной (технологическая обвязка КС) про-
кладки, ВНИИГАЗом совместно с ВНИИПО МВД РФ были проведены спе-
циальные модельные эксперименты. Эксперименты показали доминиру-
ющее влияние на конфигурацию и размеры пламени «эффекта смещения»
осей труб и геометрических характеристик грунтового новообразования.
Выявлено также значительное влияние на формы и размеры пламени соот-
ношения расходов газа из двух концов (вверх и вниз по потоку) разрушен-
ного участка трубопровода. На основании проведенного анализа, на инже-
нерном уровне в качестве базовых реперов рекомендуется принимать при
разрывах газопроводов следующие варианты горения газа:
1) горение невзаимодействующих «настильных» (слабо наклонных
к горизонту) двух (или одной) струй газа, истекающих в сверхкритичес-
ких режимах в противоположных направлениях из «разведенных» (от-
носительно исходной оси) концов разрушенного трубопровода (сцена-
рий — «струевое пламя»);
2) горение газового шлейфа, образующегося при встречном газоди-
намическом взаимодействии двух потоков газа, истекающих со звуко-
вой скоростью из концов поврежденного участка трубопровода с ориен-
тацией интегрального потока, близкой к вертикальной (сценарий —
«горение в котловане»).
Для оценки дальности (£ф, м) прямого огневого воздействия верти-
кальных или ориентированных под иным углом к горизонту одиночных
газовых струй в неподвижной атмосфере в зарубежной практике, как
56
ГЛАВА III
правило, рекомендуют использовать формулу Американского нефтяно-
го института (API), полученную на основании обработки модельных и
промышленных экспериментов:
(3.43)
где — общее тепловыделение факела (МВт), пропорциональное интен-
сивности истечения G (кг/с) и теплоте сгорания газа — (МДж/кг). Од-
нако, область экспериментов API ограничена значениями Q* < 104 МВт.
Для метана ( gj - = 50 МДж/кг) это равносильно расходу лишь в 200 кг/с,
что в десятки раз меньше расчетных интенсивностей аварийного истече-
ния газа на газопроводах.
Физические особенности горения «настильных» струй изучены
ВНИИПО МВД РФ при сверхкритических параметрах истечения при-
родного газа из трубопровода диаметром 0,1 м (фрагмент обвязки сква-
жин) с расходами до 50 м3/с. Для «настильных» струй, т. е. когда ис-
точник выброса ориентирован горизонтально и расположен на уровне
поверхности земли, в силу торможения струи и изменения поверхности
эжекционного захвата воздуха длина видимой части пламени (4^11)» как
показали эксперименты, увеличивается на 20...25% по сравнению с дли-
ной свободного пламени. Опытами установлено, что концевая часть настиль-
ного факела (~ 0,) имеет выраженное отклонение вверх, сгорает в виде
отдельных языков пламени и вносит относительно незначительный вклад
в общее излучение тепла от факела в окружающее пространство. Также не-
значительное влияние на характеристики теплового излучения оказывает
начальный («слабосветящийся») участок факела длиной (0,2.. ..0,25) Д?--.
По данным фирмы «Бритиш Газ», проводившей специальную серию
экспериментов по определению уровней теплового воздействия при по-
жарах на газопроводах, величина тепловой радиации дх, воспринимае-
мой наземным объектом на расстоянии «х» от «центра» горения, про-
порциональна комплексу
,	(3.44)
где D* — характерный размер «источника» выброса газа; Рр — рабочее
давление; х - расстояние от источника радиационного излучения тепла
до реципиента.
Показатель степени п зависит при этом от общих размеров и конфи-
гурации пламени (от «углового коэффициента облучения» объекта) и
варьируется в пределах 1+2.
Из (3.44) следует, что для «сопоставимых» условий
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
(3.45)
?2	^2 ^2 )
Увеличение диаметра газопровода, например, с 700 мм до 1400 мм и
рабочего давления с 55 бар до 75 бар, может привести к возрастанию уров-
ня теплового воздействия пожара на наземные объекты в 4...5 раз и более.
Как показали специальные проработки, для расчета длины видимой
части пламени для обоих рассмотренных выше сценариев горения ( «по-
жар в котловане»; «струевое пламя»), наиболее целесообразно исполь-
зовать соотношение:
^=0,23($4-1,020^,	(3.46)
где - тепловой потенциал пожара (кВт); - эффективный (видимый)
диаметр очага горения или диаметр трубопровода (м). Формула охваты-
QV
вает диапазон экспериментов в области изменения 7 < —— < 700, что зна-
чительно ближе соответствует характеристикам пожаров на магистраль-
ных газопроводах, нежели формула API, и одинаково хорошо описывает
горение свободных высокоскоростных и «рассеянных» низкоскоростных
газовых струй, а также горение пожаров разлитий, вследствие чего и ре-
комендуется для расчетов.
Расчет радиационного теплового воздействия пожаров на газопрово-
дах на прилегающие объекты на уровне поверхности земли q(x, у) про-
водится по формуле:
?(*,?) = £> -<p(x,y)-v,
где: Ef - интенсивность излучения с единицы «поверхности» (внешней
оболочки) пламени; Ф(х, у) - геометрический фактор или так называе-
мый угловой коэффициент облучения единичной площадки; v — коэф-
фициент поглощения теплового излучения атмосферой, выражаемый,
как правило, в виде v = а — 0,12 • 1g (г) (г — расстояние от «источника», м;
0,92 < а < 1 — коэффициент, зависящий от относительной влажности
воздуха). Угловой коэффициент <р для одиночного настильного факе-
ла может быть рассчитан аналитически, если принять, что излучаю-
щая поверхность факела аппроксимируется боковой поверхностью по-
луцилиндра, лежащего на поверхности земли с характерной длиной
0,2	<x<0,8Z^ и радиусомR = 0,15 ТУ^: где = 1,25Ьф.
Доля излучения тепла в окружающее пространство от общего теплово-
го потенциала факела ц = ©изл/бф зависит от специфики смешения газа с
воздухом и для эжекционного механизма захвата воздуха по результатам
обработки большого объема экспериментов для свободной струи определя-
ется через начальную скорость истечения газа (Z7o, м/с)
258
ГЛАВА III
л = 0,11+0,21 • ехр(-3,23 • 10 3 • Uo ).	(3.47)
Для имеющих место при авариях на газопроводах звуковых скоростей
истечения газа (-400 м/с) величина «Т|» изменяется в диапазоне 0,15.. .0,2.
Для расчета теплового воздействия на окружающую среду для сцена-
рия «пожар в котловане» в данном случае могут быть рекомендованы из-
вестные модели излучения от вертикального или наклонного цилиндра.
Долю внешнего теплового излучения рекомендуется принимать равной
-25% от Q^. Согласно известным экспериментам по пожарам разлитий,
для диффузионных пламен метана интенсивность излучения с единицы
«поверхности оболочки» пламени не превышает 150-S-200 квт/м2.
Угловые коэффициенты излучения от наклонного цилиндра для вер-
тикальной (<рв) и горизонтальной (фг) единичных площадок на поверхно-
сти грунта рассчитываются как:
tCos0
Лфв=- - Arctgx +
T]-gSin0
J;Cos© +(n+1)2 - 2r|(l+^Sin0)
T)-§SinO	Хо
Cos©
—-— J -	(
------Arctgl X-
I G
(3.48)
Arctg
+Arctg
M
7upr = Arctg(l/x)+
Sin©
Arctg----------
+Arctg
(3.49)
E,2 +(T|+l)2-2(,n+l+£nSin0)
где
fa-1
Z=J . ,
+ (П +1)2 — 2^(т] + l)Sin©; и -	+ (t|—l)2 -2^-l)Sin©;
2^
1-
os2©; b =
^эф
О - угол отклонения оси пламени от вертикали под действием ветра, кото-
рый рассчитывается по формуле AGA (Американская газовая ассоциация):
1 приС7»<1
U?’5 при£Л>1
COsO =
U*=Wa I —	— I ;W — средняяповысотепламенискоростьветра(м/с);
k P J
m — массовая скорость поступления топлива в зону реакции с единицы
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ	:?5‘»
поверхности очага горения (кг/м2с); р - плотность паров топлива при тем-
пературе поверхности раздела фаз (можно принимать равной плотности газа
при нормальных условиях) (кг/м3); g—ускорение силы тяжести (м/с2); -
эффективный (видимый) диаметр очага горения (D^ = 0,25-Ю,5 LJ, м.
При отсутствии ветрового воздействия, т. е. при 0 = 0
5 (/+1 (т ) 1 .	£ Е .	, ч
л<Рв= • -Arctg % |+—Arctg -.2— - - Arctg(x) (3.50)
П т-п (л J Т]	П
тир, = Arctg(l/x)-
С7-1 А (т
- - Arctg
т-п I л
(3.51)
где т = ^2+(п + 12); л =	+ (т| -12 );G = £2 +1]2.
А - Dy 1000 мм, EG = 7000 кг/c.; Б - Dy 700 мм, EG = 1300 кг/с.
Рис. 3.35. Распределение теплового потока
от пламени на уровне поверхности земли
260
ГЛАВА III
В качестве иллюстрации на рис. 3.35 представлены рассчитанные
распределения тепловых потоков на уровне поверхности земли для сце-
нария «пожар в котловане» на газопроводах Dy 700 мм и Dy 1400 мм (на
конец 1-й минуты от начала разрыва и воспламенения газа) в неподвиж-
ной атмосфере.
МОДЕЛИ ВЗРЫВНОГО Аварии на объектах газотранспортных
РАЗВИТИЯ АВАРИИ	предприятий могут быть связаны не толь-
НА ГАЗОВЫХ ОБЪЕКТАХ ко с разрушениями магистральных газо-
проводов, но и с утечками газа и его взрыв-
ным сгоранием внутри различных производственных зданий, например,
в зданиях компрессорных цехов, зданиях редуцирования и измерения
расхода газа на ГРС и др. Аварийные взрывы внутри зданий и помеще-
ний объектов газовой промышленности характеризуются не детонаци-
онным, а дефлаграционным типом взрывного превращения, что накла-
дывает определенные особенности на способы прогнозирования
взрывных нагрузок и на методы уменьшения последствий аварийных
взрывов. Дефлаграционный взрыв - это быстрое горение газовоздушной
смеси, концентрация горючего в которой находится между нижним и
верхним концентрационными пределами воспламенения, т. е. смеси,
подготовленной к горению. При дефлаграционных взрывах, происходя-
щих в абсолютно замкнутых объемах, избыточное давление может дос-
тигать 700...900 кПа. Однако при взрывах внутри промышленных зда-
ний избыточное давление не должно превышать значений 9... 12 кПа,
что физически лимитируется прочностью строительных конструкций.
Анализ последствий аварий, сопровождающихся взрывами газовоз-
душных смесей в помещениях, показывает, что зачастую имели место
внешние поражающие действия, являющиеся следствием внутреннего
взрыва (вторичные поражающие факторы).
К внешним поражающим факторам можно отнести:
•	ударную волну, которая формируется при разрушении (выбивании)
наиболее слабых конструктивных элементов здания (заполнение окон-
ных и дверных проемов), в котором произошел внутренний взрыв;
•	факелы пламени, истекающие из отверстий, возникших при разру-
шении ограждающих конструкций (как правило, через разрушенные
оконные и дверные проемы);
•	дефлаграционный взрыв в атмосфере, подготовленной к горению
сильно турбулизированной смеси, вытесненной избыточным давлением
из помещения (реализуется только при взрыве внутри помещения пере-
обогащенной смеси).
Как показывает анализ, воздушная ударная волна (ВУВ), возникаю-
щая при разрушении ограждающих конструкций, имеет достаточно
малую интенсивность, но обладает наибольшей «дальнобойностью».
' ‘ »'< Ч л I БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
1
Рассмотрим методику определения параметров ВУВ, образующихся
при разрушении ограждающих конструкций. При внутреннем взрыве в
помещении создается избыточное давление. При превышении значения
давления несущей способности (прочности) какого-либо конструктивно-
го элемента ограждающей конструкции происходит его выдавливание
(выбивание). Из-за различий в давлениях внутри и снаружи помещения
образуется разрыв газодинамических параметров на контактной повер-
хности между средой внутри помещения и невозмущенным воздухом
окружающей атмосферы. Поверхность возникшей ударной волны быс-
тро принимает форму полусферы, опирающейся на стенку. Начальные
параметры ВУВ в момент разрушения (выбивания) какого-либо конст-
руктивного элемента могут быть приближенно определены из решения
уравнения (3.52) относительно М -	:
Ц)
2А\
Р3 2кМ-(к-1) Г ЛГ3-1 «о
7J)	к 4-1	К3 +1 a j
(3.52)
где D — скорость распространения фронта ВУВ, м/с; а0 — скорость рас-
пространения звука в воздухе, равная 340 м/с; = Р- + ДРп - полное
давление в помещении, кПа; ДРп - избыточное давление в помещении,
кПа; Ро - атмосферное давление 101,3 кПа; к - показатель адиабаты воз-
духа 1,4; К3 - показатель адиабаты вещества в помещении (для продук-
тов взрыва равен 1,28); аз — скорость звука в помещении.
Если из помещения истекают продукты сгорания газа, температура
которых около 1600 °К. то аз = 770 м/с., в противном случае а = aQ.
Значение избыточного давления на внешней границе разрушающегося
элемента АР0 и скорость потока за ВУВ - U - определяются по формулам:
?z , - .	2 (
A^ = R	1Ь- М+- Ьм (3.53)
' Л+1 '	' /С + 1 { М)
Следует подчеркнуть, что избыточное давление, полученное при ре-
шении (3.52), соответствует случаю, когда размеры выбиваемой конст-
рукции сопоставимы с размерами сечения помещения. Например, вы-
бивается окно, площадь которого сопоставима с площадью стеновой
панели помещения.
Для определения величины нагрузки в точке, расположенной на рас-
стоянии R от разрушенного элемента, используется зависимость:

(3.54)
где ; Л* - характерный линейный размер выбитого элемента;
Л
т — показатель степени, зависящий от амплитуды ВУВ (при малых
2Ь2
ГЛАВА III
амплитудах т = 1). На рис. 3.36 приведены общие зависимости дав-
ления в ВУВ от безразмерного расстояния. Расчеты проведены для
случая истечения из помещения холодной смеси.
Рис. 3.36. Давление в ударной волне
на различных расстояниях от места разрыва
Для определения величины нагрузки на плоские поверхности, пер-
пендикулярные направлению распространения ударной волны, напри-
мер, стены здания, необходимо учесть отражение ВУВ. С учетом отра-
жения нагрузка будет составлять:
(3.55)
Результаты расчетов показывают, что взрывы газа в помещениях КС
и ГРС не представляют серьезной опасности для пунктов управления,
оборудования и людей, находящихся за пределами этих помещений.
МОДЕЛИ ОЦЕНКИ
НЕГАТИВНЫХ ПОСЛЕДСТВИЙ
АВАРИЙ НА ГАЗОВЫХ
ОБЪЕКТАХ
Размеры зоны негативного воз-
действия, формирующейся в
ходе реализации одного из воз-
можных (физически обоснован-
ных) вариантов развития ава-
рии, определяются (при прочих
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
равных условиях) изначально задаваемым пороговым значением 17пор
физической характеристики U соответствующего поражающего фак-
тора, «фиксирующим» границу зоны. В качестве J7nop можно, в прин-
ципе, принимать либо допустимые (санитарными или строительными
нормами) уровни воздействия поражающего фактора U для рассмат-
риваемого вида реципиентов, либо значения соответствующие
различным степеням заданного вида ущерба, возникающего с опреде-
ленной условной вероятностью	(здесь У..- событие, состоя-
щее в возникновении ущерба в точке внутри зоны негативного воздей-
ствия Z.. при условии Т* — «захвата» этой точки зоной Z.p.
Вероятность возникновения ущерба, как правило, выражают функ-
цией, описывающей закон нормального распределения вероятностей:
p(y1J т^=Jbi  fе 4 sr,2ds’	(3'56)
в которой фигурирует так называемая «пробит-функция» [Рг(Х>)]:
Рг(О) = а + & In (Л),	(3.57)
где а, Ъ — эмпирические коэффициенты, отражающие специфику опас-
ности данного поражающего фактора и восприимчивость к нему данной
категории реципиентов; D — доза (интегральная характеристика) нега-
тивного воздействия за время т, полученная реципиентом и зависящая
в общем случае как от значения 17(т) в данной точке, так и от наличия и
эффективности систем защиты, адекватности поведения и т. п. Пробит-
функция представляет собой случайную величину с математическим
ожиданием 5 и средним квадратичным отклонением 1.
Необходимо отметить, что в соответствии с классической методоло-
гией анализа риска, значение функции /’(У|у Т~ ) обычно трактуется как
доля пораженных реципиентов от их общего числа в точке «М». Однако
при определении индивидуального риска в точке территории, трактов-
ка которого предполагает нахождение в исследуемой точке «условно»
только одного реципиента, в течение всего рассматриваемого промежут-
ка времени под значением функции риска (поражения) целесообразней
подразумевать вероятность нанесения определенного ущерба этому
«стандартному» представителю из выделенной категории реципиентов.
ТЕРМИЧЕСКОЕ	Термическое воздействие на человека при воз-
ВОЗ ДЕЙСТВИЕ	никновении пожаров на газопроводах или иных
НА ЧЕЛОВЕКА	объектах связано с прогревом и последующими
биохимическими изменениями верхних слоев
264
ГЛАВА Ш
его кожного покрова. По данным Б. Беттнера человек ощущает сильную
(«едва переносимую») боль, когда температура верхнего слоя кожного
покрова (-0,1 мм) повышается до плюс 45°С. Установлено, что время дос-
тижения «порога боли» (t, сек.) связано с интенсивностью теплового воз-
действия (gr, кВт/м2) зависимостью:
t = (35/q)1’33.	(3.58)
Степень повреждения кожи при воздействии высоких температур
зависит от величины и длительности теплового воздействия (в виде из-
лучения). При относительно слабом тепловом излучении будет повреж-
даться только верхний слой (эпидермис) на глубину ~1 мм. Более интен-
сивный тепловой поток может привести к поражению не только
эпидермиса, но и дермы (нижний слой), а излучение еще большей ин-
тенсивности будет воздействовать и на подкожный слой. Эти три уровня
качественно соответствуют принятым категориям ожогов I, П и III сте-
пеней. Известно, что при длительном тепловом воздействии интенсив-
ностью менее 1,7 кВт/м2 боли не ощущается. При достижении поверх-
ностным покровом кожи температуры плюс 55°С появляются волдыри.
По данным А. Мента тяжесть ожога зависит при этом от количества энер-
гии, поглощенной кожным покровом после достижения этой темпера-
туры. Если поглощенная энергия равна 42 кДж/м2, воздействие харак-
теризуется умеренным ожогом П степени, 84 кДж/м2 — тяжелым ожогом
П степени, 162 кДж/м2 - тяжелым ожогом Ш степени.
Важным показателем является такой уровень теплового воздей-
ствия на человека, при котором становится вероятным смертельный
исход. По данным К. Мьюдана здоровые взрослые люди и подростки
выживают, если ожоги П и III степени охватывают менее 20% поверх-
ности тела (процентное соотношение открытых участков тела: голова -
7, руки от кисти до плеча — 14, кисти рук — 5). Выживаемость резко
снижается даже при интенсивной медицинской помощи, если ожоги II
и Ш степени составляют 50% и более от поверхности тела.
Федеральным стандартом США допускается кратковременное тепло-
вое воздействие на человека мощностью до 5 кВт/м2. При таком воздей-
ствии ожоги П степени могут возникнуть примерно через 60^-70 сек. Уро-
вень теплового воздействия, при котором за тот же промежуток времени
с 50% вероятностью возможен летальный исход, соответствует пример-
но 10ч-12 кВт/м2.
Коэффициенты пробит-функций термического поражения различной
степени тяжести даны в табл. 3.13. При этом предполагалось, что для
одетых людей доля незащищенной поверхности кожи составляет при-
мерно 20%.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ

Таблица 3.13. Pr = а + b * In (т •	U/] - Вт/м2; [т] - с
Коэффициенты	Мера поражения			
	Ожог		Смерть	
	I степени	П степени	без одежды	в одежде
а	-39,83	-43,14	-36,38	37,23
b	3,0186	3,0188	2.56	2.56
Доза, с • (Вт/м2)473
глубина поражения кожи: I - <0,12 мм; П - <2 мм; Ш - >2 мм
Рис. 3.37. Зависимость между дозой теплового воздействия
и вероятностью поражения для людей без защитной одежды
Зависимость между дозой теплового воздействия и вероятностью по-
ражения людей показана на рис. 3.37. При значительных скоростях вет-
ра зона термического воздействия становится несимметричной и возра-
стает с подветренной стороны.
ТЕРМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
НА БИОТИЧЕСКИЕ КОМПОНЕНТЫ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
Воспламенение в окружающем
пространстве различных веществ
и материалов под действием тер-
мической радиации или при пря-
мом огневом воздействии от пожа-
ра на каком-либо технологическом
266
ГЛАВА IH
объекте может в принципе вызвать переход аварии в стадию каскадного раз-
вития. Следует также учитывать, что согласно имеющейся статистике рас-
пространение и развитие пожаров в производственных помещениях проис-
ходило в основном по материалам, сырью и технологическому оборудованию
(-40% ), а также по сгораемым строительным конструкциям (-35% ). Среди
последних наибольший интерес представляют древесина и пластики.
Для воспламенения твердого материала необходимо создать над его
поверхностью горючую парогазовую смесь продуктов пиролиза с возду-
хом. Этот процесс зависит как от скорости поступления летучих продук-
тов разложения, так и от скорости их аэродинамического уноса из зоны
действия источника зажигания. Влияние последнего фактора проиллю-
стрировано в табл.3.14.
Таблица 3.14. ЗАВИСИМОСТЬ ВРЕМЕНИ ЗАДЕРЖКИ (т. сек.)
ВОСПЛАМЕНЕНИЯ ДРЕВЕСИНЫ (СОСНА) ОТ ИНТЕНСИВНОСТИ
ТЕПЛОВОГО ПОТОКА (q) И ОТ ВЛАЖНОСТИ ОБРАЗЦОВ
ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СКОРОСТЯХ ВЕТРА
Я* кВт ~г । м	Влажность											
	0%	30%	40%		50%												
	скорость ветра, м/с.											
	0	2	4	0	2	4	0	2	4	0	2	4
100	56.5	75.5	87	91	106	124.5	112	131	148	164	184	211
150	48	55	62	71	82	92.5	101	107	117	136	150	170.5
200	12	24.5	31.5	30.5	38.5	40.5	_49	55	63	79.5	86.5	94,5
Для большинства материалов зависимость времени воспламенения
от величины теплового потока можно описать в виде:
т=А/(9-9кр)п,
где А и п — константы для конкретного вещества (для древесины: А—4360,
п =1.61).
В табл. 3.15 представлены значения критической интенсивности об-
лучения баков (резервуаров) с нефтепродуктами, нагревание которых до
определенной температуры (самовоспламенения их паров) способно при-
вести к взрыву сосуда.
1 аб мца 3.15 . ЗН АЧЕННЯ КРИТИЧ1 < КОЙ ИНТЕНСИВНОСТИ ОБЛУЧЕНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ					
Время действия, мин.	5	10	15	20	>30
Допустимая интенсивность облучения, кВт^ьг2	34,9	27,6	24.8	21,4	19,5
* для нефтепродуктов с температурой самовоспламенения < 235 С при сте-
пени черноты поверхности резервуара 0,35.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Опасность термического воздействия на несущие строительные кон-
струкции связана со значительным снижением их прочностных харак-
теристик при нагревании. Степень устойчивости сооружения к теплово-
му воздействию зависит от предела огнестойкости несущих элементов
его конструкций, характеризуемого временем, по истечении которого в
условиях пожара происходит потеря несущей способности. Критичес-
кая температура для стальных балок, ферм и перегонов находится обыч-
но в пределах 470<-500°С. Для металлических сварных и жестко защем-
ленных конструкций критическая температура значительно ниже и
лежит в пределах 30(Н350°С.
При проектировании зданий и сооружений обычно используют же-
лезобетонные конструкции, предел огнестойкости которых значитель-
но больше, чем у металлических. Так, предел огнестойкости железобе-
тонных колонн сечением 20x20 см — 2 ч., сечением 30x50 см - 3,5 ч.
Потеря несущей способности изгибаемых, свободно опирающихся эле-
ментов плит, балок и т. д. наступает от нагрева растянутой арматуры до
критической температуры (470-г-500оС). Предел огнестойкости предва-
рительно напряженного железобетона примерно такой же, как у конст-
рукций с ненапряженной арматурой. Характерная особенность напря-
женных конструкций - образование необратимых деформаций при их
прогреве уже до 250°С, после чего их нормальная эксплуатация невоз-
можна.
При возникновении горящих струй газа, например, при разрывах
надземных газопроводов КС или ГРС, не исключено прямое огневое или
весьма сильное радиационное тепловое воздействие на другие трубопро-
воды или технологическое оборудование. При этом велика опасность
каскадного развития аварии.
Зависимость временного сопротивления разрыву — g_( ij для труб-
ных марок сталей имеет сложный характер. Например, для сталей
марок 08Г2Т, 09Г2С, 10Г2Т, 10Г2БТЮ2 и импортных сталей по
ТУ100-86, наиболее часто применяемых в северных условиях, обоб-
щенная зависимость gb(TJ имеет вид, представленный на рис. 3.38
(кривая 1).
С приемлемой для нашей задачи погрешностью можно линеаризо-
вать данную зависимость (кривая 2). С учетом условий эксплуатации,
качества и технологии изготовления труб вместо gb(Tv) далее использу-
ется зависимость от температуры расчетного временного сопротивле-
ния о* = [Gp] — 0,61 - gb (кривая 3):
при Т = О...25О°С	g*(T J - 0,61 • 589 МПа;
при Т = 25О...55О°С	G*(T ) = 661 - 1,2 • (Т).
268
ГЛАВА III
Рис. 3.38. Зависимость расчетного временного сопротивления
разрушению трубной стали от температуры
Разрушение трубопровода произойдет, когда G* сравняется с кольцевы-
* раб
ми растягивающими напряжениями gk =
28
л де Г„„6 - рабочее дав-
ление газа, МПа; Dy ~ внутренний диаметр трубы, мм; 5 — толщина стенки
трубы, мм; п = 1,1 — коэффициент надежности по нагрузке, учитывающий
возможное повышение давления газа на 10%. Результаты расчетов време-
ни термической устойчивости трубопроводов 1420x23,2 мм (ТУ 75-86) и
1020x21,0 мм (ТУ 100-86) приведены на рис. 3.39.
Диаметр х толщина стенки трубы, мм	1420x23.2 (ТУ 75-36)				1020x21.0 (ТУ 100-86)			
Давление в трубопроводе, МПа	7.5				5.5			
Интенсивность теплового потока, кВтДг2	20	50	100	200	20	50	100	200
Время термической устойчивости до разрушения, мин	43.9	13.6	6.4	3.1	60.0	16.2	7.5:	3.6
Номер кривой на графике	1	2	_ 3	4	1*	2*	3*	4*
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
о*, МПа
Рис. 3.39. Результаты расчетов времени
термической устойчивости трубопроводов
БАРИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
ВЗРЫВА НА ЧЕЛОВЕКА
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ
ОБОРУДОВАНИЕ
При анализе специфики поражения
человека при воздушных взрывах
практический интерес представляют:
• поражение органов дыхания и
слуха;
•	поражение за счет ударов тела человека о землю или о препятствия
под действием кинетической энергии воздушной ударной волны;
•	поражение обломками зданий при разрушении их несущих конст-
рукций.
ПОРАЖЕНИЕ ЛЮДЕЙ. Вероятность гибели человека в результате
ПОРАЖЕНИЕ ЛЕГКИХ поражения легких определяется, как уже
отмечалось, интегралом Гаусса, в котором
пробит-функция имеет вид:
Рг = 5-5,74 In 5
(3.59)
270
ГЛАВА Ш
а=4'2 + 1,3:	,=
Р I Ро Р^,2т'3
I=0,5Pt+; т — масса тела человека (кг); I - Па-с; Р - давление, действую-
щее на тело человека, Па; Рф — давление на фронте ударной волны.
Р+
ф 2Рф + 14-1(/
8^+14-10^
Рф+7-105
-для лежащего человека
-	для человека в положении стоя
-	для человека в положении стоя
у вертикальной стены
Асимптотические значения границ областей с различной вероятнос-
тью выживания (Рвыж) (Р = 1 - Ряьтж ~ вероятность поражения) для чело-
века следующие (табл. 3.16).
Таблица 3.16. ЗНАЧЕНИЯ ГРАНИЦ ОБЛАСТЕЙ
С РАЗЛИЧНОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ ВЫЖИВАНИЯ
р	0,9	3	5	6	7	8 1
7	0,2	1,0	1,35	1,8	2,3	3,0
р • выж	1	0,99	0,9	0,5	0,1	0,01
ПОРАЖЕНИЕ МЕТАТЕЛЬНЫМ
ДЕЙСТВИЕМ ВОЗДУШНОЙ
УД АРНОЙ ВОЛНЫ
С момента прихода фронта воздуш-
ной ударной волны в некоторую точ-
ку на земной поверхности давление
в ней резко повышается от Ро (ат-
мосферного) до максимального значения Рф, а затем снова убывает в те-
чение времени т+ до Ро и далее ниже атмосферного. Одновременно с дав-
лением в ударной волне возникает движение воздушной среды от
эпицентра (центра) взрыва. Законы изменения массовой скорости 1) и
плотности р воздушной среды во времени качественно аналогичны из-
менению давления. Однако вследствие инерционности воздушного по-
тока период т|<ж положительной фазы скоростного напора (Р^ = рп2/2)
больше, чем т+.
Предполагается, что пока на тело человека действует скоростной на-
пор (воздушный поток), оно перемещается (отбрасывается), оставаясь
условно в вертикальном положении, на некоторое расстояние Ду вдоль
поверхности земли (1-я фаза), а затем падает плашмя на землю. Обоб-
щенные результаты расчетов рассматриваемого поражающего фактора
при разрывах различных газопроводов даны на рис. 3.40.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
1-D 700,Р = 5,5МПа;2-Dy 1000мм,Р = 5,5МПа;
3-D 1200 мм, Р = 5,5 МПа; 4 -D 1400 мм, Р = 7,5 МПа
V	У
Рис. 3.40. Зависимость вероятности гибели людей
за счет метательного действия воздушной ударной волны
при разрушении газопроводов
ПОРАЖЕНИЕ В соответствии с зарубежными данными пробит-
ОРГАНОВ СЛУХА функция разрыва барабанных перепонок человека
Рг = -12,6 + 1,5241п(ДРф),
где АРф - Па. Дальнейший расчет вероятности поражения ведется с ис-
пользованием функции Гаусса. В табл. 3.17 представлены ожидаемые
эффекты барического поражения человека, полученные Л.И. Алексан-
дровым по результатам интерпретаций опытов на животных.
Таблица 3.17. ЗНАЧЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ УДАРНОЙ ВОЛНЫ, ВЫЗЫВАЮЩИЕ ПОРАЖЕНИЯ ЧЕЛОВЕКА РАЗЛИЧНЫХ СТЕПЕНЕЙ ТЯЖЕСТИ	
АРф, кПа	Результат воздействия
20	Разрывы барабанных перепонок. Небольшие кровоизлияния в легкие (условно—поражение 1-й степени)
50	Кроме указанного выше, общее сотрясение организма, болезненный удар по голове, кровоизлияние в легкие, межмышечное кровоизлияние, гиперемия мозга, иногда перелом ребер (поражение 2~й степени)
70	Давление, трудно переносимое организмом, вызывающее состояние контузии (поражение З^и степени)
100...150	Переломы ребер, гиперемия сосудов мягкой мозговой оболочки
300	Летальный исход
272
ГЛАВА III
Аналогичные зависимости, характеризующие условия опасного и
смертельного действия ударной волны на человека, получены Г.И. Пок-
ровским.
ПОРАЖЕНИЕ ОБЛОМКАМИ По данным МГСУ под различными
ПРИ ВНУТРЕННИХ ВЗРЫВАХ степенями разрушения зданий (при
В ЗДАНИЯХ	внутренних взрывах газа) понима-
ется следующее.
Слабая степень разрушения. Разрушение заполнения оконных и
дверных проемов. Повреждение в виде трещин самонесущих кирпичных
стен и стеновых панелей из легких бетонов (АРслаб = 1-^3 кПа).
Средняя степень разрушения. Разрушение окон, дверей, внутренних
перегородок. Повреждение отдельных участков мягкой кровли в виде
разрывов водоизоляционного ковра. Разрушение отдельных участков
самонесущих кирпичных стен и отдельных стеновых панелей из легких
бетонов. Повреждение в виде трещин и остаточных прогибов несущих
кирпичных стен и приваренных на монтаже к стропильным конструк-
циям плит покрытия (АР^ = 3^6 кПа).
Сильная степень разрушения. Частичное разрушение самонесущих
кирпичных стен, стеновых панелей из легких бетонов и больших площа-
дей мягкой кровли. Повреждение (остаточные деформации, трещины, в
том числе и сквозные, разрушение защитного слоя бетона, выколы бето-
на на опорных участках и т. п.) отдельных основных несущих конструк-
ций (плит покрытия и перекрытия, балок, ригелей и колонн каркаса) и
узлов их крепления. Частичное разрушение несущих кирпичных стен и
частичное обрушение конструкций покрытия (АРсил = (н-9 кПа).
Полное разрушение. Разрушение несущих кирпичных стен и стеновых
панелей. Полное обрушение конструкций перекрытия (АРцолн=12^15 кПа).
Травмы людей при внутренних взрывах в зданиях по степени их тя-
жести разделяют на три группы:
•	крайне тяжелые травмы, приводящие к гибели;
•	тяжелые травмы, в результате которых люди теряют трудоспособ-
ность и становятся инвалидами 1-й или 2-й группы;
•	травмы средней тяжести, приводящие к временной нетрудоспособ-
ности.
ПОВРЕЖДЕНИЯ ЗДАНИЙ Воздушная ударная волна внешнего взры-
И ОБОРУДОВАНИЯ ва может вызвать разрушения или по-
вреждения зданий городской застройки,
промышленных зданий и сооружений, систем электро-, газо- и водоснаб-
жения, транспортных средств и др. объектов. Степень разрушения опре-
деляется мощностью взрыва, расстоянием до центра взрыва, характерис-
тиками объектов, а также условиями взаимодействия с ними ударной
волны.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
273
Для объектов конкретного типа результат воздействия можно пред-
ставить на плоскости I — АРф (рис. 3.41) с областями, разграниченными
линиями различных степеней повреждений. Как показывает опыт, лишь
небольшая зона «Л» (переход линий из горизонтальной в вертикальную)
характеризуется зависимостью как от давления, так и от импульса. Ос-
тальная часть плоскости занята асимптотическими прямыми, т. е. в зоне
«В », в которой длительность действия избыточного давления т+ значитель-
но больше т —времени релаксации объекта (т+/т»1), результат воздей-
ствия определяется только давлением ДРф, а в зоне «С» (т+ / т «1) - толь-
ко импульсом I. Величина т здесь представляет оценку времени
достижения конструкцией экстремумов напряженно-деформированного
состояния. Для упругих систем т можно сопоставить с периодом собствен-
ных колебаний Т.
Рис. 3.41. Диаграмма различных степеней повреждения зданий
Таблица 3.18. ГРАНИЧНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ВНЕШНЕГО БАРИЧЕСКОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ СТЕПЕНЕЙ ПОВРЕЖДЕНИЯ ЗДАНИЙ
Повреждения	АРф, кПа	Л кПа-c i	1 W
1. Минимальные повреждения (разрыв соединений, расчленение конструкций)	4,5	0,12	0,15
2. Значительные повреждения элементов, несущих нагрузку	18,0	030	0,4 |
3. Значительные разрушения (50....70% стен разрушено или на 1рани разрушения)	40,0	0,50	0,8 1
274
ГЛАВАШ
Таблица 3.19. ИЗБЫТОЧНЫЕ ДАВЛЕНИЯ, СООТВЕТСТВУЮЩИЕ РАЗЛИЧНЫМ СТЕПЕНЯМ РАЗРУШЕНИЯ ЗДАНИЙ, СООРУЖЕНИЙ, ТЕХНИКИ				
Объект	Давление АР* (кПа), соответствующее 	степени разрушения			
	полное	сильное | среднее		слабое
Жилые и промышленные здания				
Кирпичные многоэтажные	30...40	20...30	10...20	8-10
Кирпичные малоэтажные	35..45	25—35	15...25	8-15
Деревянные	20...30	12...20	8-12	6-8
Промышленные здания с тяжелым металлическим и железобетонным каркасом	60-100	50—60	40-50	20-40
Промышленные здания бескаркасной конструкции и легким металлическим каркасом	60-80	40—50	30-40	20-30
Сооружения и сети городского коммунального хозяйства, энергетики, связи				
Тепловые электростанции	25...40	20...25	15...20	10-15
Котельные, регуляторные станции в кирпичных зданиях	35...45	25...35	15-25	10-15
Подземные сети коммунального хозяйства (водопровод, канализация, газ)	1500	1000... 1500	600- 1000	400..600
Трубопроводы наземные	—	130	50	20
Трубопроводы на эстакадах	—	40—50	30-40	20-30
Смотровые колодцы и задвижки сетей коммунального хозяйства	1500	1000	300	200
Трансформаторные подстанции	100 _	40...60	20-40	10—20
Водонапорные башни	70	40...60	20...40	10—20
Антенные устройства	>40	30...40	20-30	10-20
Высоковольтные линии электропередач	120..200	80—120	50-70	20-40
Кабельные подземные линии	1500	1000... 1500	8000.... 1000	до 800
Сооружения транспорта				
Шоссейные дороги с асфальтовым н бетонным покрытием	4000	3000	1500	300
Металлические и железобетонные мосты с пролетом до 50 м	250..300	200..250	150..200	100.. 150
Взлетно-посадочные полосы аэродромов	4000	3000	1500	400
Железнодорожные пути	400	250	175	125
Силовые линии электрофицированных железных дорог	120	100	60	40
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
Продолжение табл. 3.19				
Объект	Давление ДРЛ (кПа), соответствующее степени разрушения			
	полное	сильное	среднее	слабое
Транспорт, подвижная техника, хранилища				
Тепловозы с массой до 50 т.	90	70	50	40
Вагоны товарные деревянные	40	35	30	15
Цистерны для перевозки по железным дорогам сжиженных газов, нефтепродуктов	80	70	50	30
Цельнометаллические вагоны крытые	150	90	60	35
Землеройно-дорожно-строителъные машины	300	200	125	80
Пожарные машины	70	50	35	10
Резервуары и емкости стальные наземные	90	80	55	35
Газгольдеры и хранилища ГСМ и химических ве ществ	40	35	25	20
Частично заглубленные резервуары дая хранения нефтепродуктов	100	75	40	20
Подземные резервуары	200	150	75	40
На рис. 3.41 приведена экспериментальная диаграмма повреждения
кирпичных зданий. Эта диаграмма применима также для некирпичных
небольших административных построек и легких промышленных кар-
касных сооружений. Асимптотические значения границ областей раз-
личных степеней повреждений W зданий показаны в табл. 3.18.
Общая оценка поражающего действия ударной волны на различ-
ные объекты по внешнему избыточному давлению (зона «В» на диаг-
рамме «I- АРф») дана в табл. 3.19. При расчетах с использованием
диаграммы АРф - I степень повреждения W определяется линейной
интерполяцией между значениями, соответствующими границам об-
ласти, в которую попадают действующие на объект давление и им-
пульс.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Безопасность России. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ
«Знание». 2002. Ч. Ш, V, VI.
2.	Безопасность России. Основополагающие государственные документы. М.:
МГФ «Знание», 1998. Ч. I. 511 с.; Ч. И. 349 с.
27 f
ГЛАВА III
3.	Безопасность России. Словарь терминов и определений. М.: МГФ «Зна-
ние», 1999.357 с.
4.	Безопасность России. Региональные проблемы безопасности с учетом рис-
ка возникновения природных и техногенных катастроф. М.: МГФ «Знание»,
1999.667с.
5.	Безопасность России. Функционирование и развитие сложных народ-
нохозяйственных, технических, энергетических, транспортных систем, си-
стем связи и коммуникаций. М.: МГФ «Знание», 1998. Ч. I. 444 с.; Ч. П.
410 с.
6.	Безопасность России. Энергетическая безопасность (ТЭК и государство).
М.: МГФ «Знание», 2000. 300 с.
7.	Временная методика по экспертной оценке относительного риска эксплу-
атации объектов газовой промышленности (для планирования газотранспорт-
ным предприятием очередности ремонта участков газопроводов). М.: ОАО «Газ-
пром», 1998.
8.	ГОСТ 12.1.010-76. Взрывобезопасность. М.: Госстандарт, 1976; ГОСТ
12.1.004-91. Пожарная безопасность. М.: Госстандарт, 1991; ГОСТ Р 27.310-93.
Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения. М.:
Госстандарт, 1993.
9.	ГОСТ Р 22.1.02-95. Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Мониторинг
и прогнозирование. Термины и определения. 1995.
10.	Закон РФ «О безопасности» от 05.03.92, №2446-1 //Экономика и жизнь.
1994. № 12. С. 4-5.
11.	Иванцов О.М. Безопасность трубопроводных систем // Нефтегазовая
вертикаль. 2002. № 12.
12.	Иванцов О.М. Безопасность трубопроводного транспорта // Нефть, газ,
строительство. 2002. Октябрь.
13.	Иванцов О.М. Как продолжить жизнь трубопроводных систем // Нефть
России. 2000. Октябрь.
14.	Концепция национальной безопасности Российской Федерации (утвержде-
на Указом Президента РФ от 10.01.2000, №24) //Российская газета. 2000.18янв.
15.	Кравец ВЛ. Системный анализ безопасности в нефтяной и газовой про-
мышленности. М.: Недра, 1984.116 с.
16.	Мазур ИИ., Иванцов О.М., Молдованов OJL Конструкционная надеж-
ность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: Недра, 1990. 263 с.
17.	Маслов ЛИ., Седых ЛД. Структура техногенного риска // Нефтегазовая
вертикаль. 1998. № 1. С. 98-100.
18.	Методические указания по проведению анализа риска опасных промыш-
ленных объектов / НТЦ «Промышленная безопасность»; Госгортехнадзор Рос-
сии, М., 1996.
19.	Методика экспертной оценки относительного риска эксплуатации линей-
ной части магистральных газопроводов / Ю.Н. Аргасов, В.И. Эристов, В.Д. Ша-
пиро и др. М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, 1995. 99 с.
20.	Надежность систем энергетики и их оборудования / Под общей редакци-
ей Ю.Н. Руденко. В 4 тт. Т.1. Справочник по общим моделям анализа и синтеза
надежности систем энергетики. М.: Энергоатомиздат, 1994. 480 с.
ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ
21.	Надежность систем энергетики. Терминология / Под ред. Ю.Н. Руден-
ко. Вып. 95. М.: Наука. 1980.1980. 43с.
22.	Надежность систем энергетики и их оборудования. Справочник в 4 тт.
Т.З. Надежность систем газо- и нефтеснабжения / Под. ред. М.Г. Сухарева. М.:
Недра, 1994. Кн. 1. 414 с. Кн. 2. 288 с.
23.	Нормирование надежности газопроводов / Под ред. В. Д. Шапиро. М.:
Международная топливно-энергетическая ассоциация; Институт энергети-
ческих исследований РАН, 1994.
24.	Одишария Г.Э., Сафонов В.С., ШвыряевАА. Теория и практика анализа
риска в газовой промышленности.
25.	Положение о декларации безопасности промышленного объекта Россий-
ской Федерации. Утверждено постановлением Правительства Российской Фе-
дерации (№ 675 от 01.07.1995 г.).
26.	Положение о классификации чрезвычайных ситуаций природного и тех-
ногенного характера. Утверждено постановлением Правительства Российской
Федерации (№ 1094 от 13.09.1996 г.).
27.	Порядок разработки декларации безопасности промышленного объекта
Российской Федерации. Утвержден совместным приказом МЧС России и Гос-
гортехнадзора России (№ 222/59 от 04.04.1995 г.).
28.	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверж-
дены Госгортехнадзором России в 1992 г.
29.	Правила безопасности трубопроводов США. Ч. 190-193, 195, 199. Де-
партамент транспорта США. Администрация исследовательских и специальных
программ, 1991.
30.	Седых АД., Дедиков Е.В., Клишин Г.С. и др. Методы математического мо-
делирования анализа риска теплового поражения при авариях на трубопрово-
дах // Газовая промышленность. 1998. №10. С. 17-19.
31.	Тимашев С А. Экспертные системы для оценки остаточного ресурса и
управления риском эксплуатации трубопроводов. Конференция «Проектирова-
ние и строительство магистральных трубопроводов в России и СНГ». Сб. тру-
дов. М., 1997. 34 с.
32.	Тимашев С А. Надежность больших механических систем. М.: Наука,
1982. С. 184.
33.	Энергетическая безопасность России / В.В. Бушуев, Н.И. Воропай,
А.М. Мастепанов и др. Новосибирск: Наука; Сибирская издательская фирма
РАН, 1998. 302 с.
34.	Anon. Nomenclature for Hazard and Risk Assessment in the Process
Industries, Inst, of Chemical Engineers, London.
35.	Anon. Dutch National Environmental Policy Plan — Premises for Risk
Management, Second Chamber of the States General, Session. 1988-1999,
21137, №5.
36.	Anon. Risk Analysis, Perception, Management. The Royal Society, London,
1993.
37.	Bakouros Y.L. Predicting pipeline reliability using discriminate analysis.
10th Adv. Reliability Technol. Symp. Bradford 6-8 Apr. 1988 Proc. / Nat. Cent.
Reliab. and Univ. Bradford. — London. 1988. №4. P. 79-92.
278
ГЛАВА III
38.	Bilo M., Kinsman P. Risk calculation for pipelines applied within the
MISHAP HSE computer program. Pipes & Pipeline International, 1998, March-
April. P. 5-16.
39.	Corder I., Feamehough G.D., Knott R.T. Pipeline Design Using Risk Based
Criteria, Institution of Gas Engineers Communication 1492. May, 1992.
40.	Hopkins H.F., Lewis S.E., Ramage A.D. The Development and Application
of the British Gas Transpire Pipeline Risk Assessment Package, IGE, October,
1993.
41.	Mannan M., Pfenning Dw., Zinn D. Rick-analysis procedures ensure system
safety. ОП and Gas J. Jun 3,1991. V.89. № 22. P. 83-87.
42.	Mayer G., van Dyke H.J., Myriek C. Risk analysis determines priorities
among pipe-replacement projects. Oil and Gas J., 1987. Vol.85,138. P. 100,102,
104,106.
43.	Morgan B. The Risk Assessment of High Pressure Gas Pipelines. In: ibc
Conference Risk & Reliability & Limit States in Pipeline Design & Operation
Documentation. Aberdeen, 1996.
44.	Thermal Radiation Criteria used in Pipeline Risk Assessment. Bilo M.,
Kinsman P.R. Pipes and Pipelines International, Nov.-Dec., 1997.
45.	Whittaker J. Risk evaluation of a sour gas pipeline system / INFOR
Canadian Journal of Operational Research and Information Processing. Vol. 20,
№ 1. Feb., 1982.
279
ГЛАВА IV
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
4.1. ПОНЯТИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ НАДЕЖНОСТИ
НОРМАТИВНЫЕ Надежность - комплексное понятие, отражаю-
ПОНЯТИЯ щее свойства объекта: безотказность, долговеч-
И ПОКАЗАТЕЛИ ность, ремонтопригодность и сохраняемость.
Основная терминология по надежности техни-
ческих объектов изложена в основополагающем нормативном доку-
менте — стандарте ГОСТ 27.002-89. В соответствии с ним надежность -
это свойство объекта сохранять во времени в установленных преде-
лах значения всех параметров, характеризующих способность выпол-
нять требуемые функции. Основным понятием является безотказ-
ность — свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное
состояние в течение определенного времени или наработки. Под дол-
говечностью понимают способность объекта не достигать в течение
достаточно длительного времени предельного состояния, т. е. тако-
го, при котором дальнейшее использование объекта по назначению
становится невозможным или нецелесообразным, несмотря на нали-
чие установленной системы технического обслуживания и ремонта.
Ремонтопригодность — это свойство объекта, заключающееся в при-
способленности к поддержанию и восстановлению работоспособного
состояния путем технического обслуживания и ремонта. Безопас-
ность — свойство объекта при изготовлении и эксплуатации и в слу-
чае нарушения работоспособного состояния не создавать угрозу для
населения и/или для окружающей среды. Для трубопроводов имеет
смысл вводить понятие живучести, понимаемое как свойство объек-
та, состоящее в его способности противостоять развитию критичес-
ких и существенных отказов из дефектов, повреждений и несуще-
ственных отказов.
Количественные характеристики одного или нескольких свойств,
составляющих надежность объекта, носят название показателей на-
дежности. Все показатели надежности определяются как вероятност-
ные характеристики, их оценка проводится на основе вероятностных
моделей и состоит в определении вероятности пребывания параметров
системы в некоторой допустимой области, выход из которой трактует-
ся как нарушение нормальной эксплуатации. Размеры и конфигура-
ция допустимой области должны быть определены на основе анализа
конструкции с учетом принятой системы критериев отказов и предель-
ных состояний.
280
ГЛАВА I \
По отношению к трубопроводам проблема надежности может быть
условно разделена на две части. В первую должны быть включены вопро-
сы оценки, расчета и обеспечения эксплуатационной надежности трубо-
провода как сложной комплексной энергетической системы. Показатели
надежности такой системы зависят от надежности всех составляющих ее
компонентов. Во вторую группу входят вопросы обеспечения конструк-
тивной надежности механических систем, в частности линейных частей
трубопроводов.
Из суммарного времени эксплуатации чистое время, в течение кото-
рого объект применяется по назначению, называется наработкой, из-
меряемой как в единицах календарного времени (годах, сутках, часах),
так и в единицах целочисленных величин (число рабочих циклов, пере-
ключений т. п.). Наработка до отказа характеризует продолжительность
эксплуатации объекта от ее начала до возникновения отказа. Наработ-
ку между отказами отсчитывают от окончания восстановления его ра-
ботоспособного состояния после отказа до возникновения следующего
отказа. Долговечность объекта характеризуют его ресурсом или сроком
службы. Техническим ресурсом (или просто - ресурсом) называют сум-
марную наработку объекта от начала его эксплуатации или ее возобнов-
ления после ремонта до перехода объекта в предельное состояние. Срок
службы определяют как календарную продолжительность эксплуата-
ции объекта от ее начала или возобновления после ремонта до перехода
объекта в предельное состояние. Наработка индивидуального объекта
до первого отказа, его наработка между отказами, ресурс и т. п. могут
быть определены лишь после того, как наступил отказ или было достиг-
нуто предельное состояние. Пока эти события не наступили, говорят о
прогнозировании этих величин с некоторой достоверностью.
Для перемонтируемых объектов ресурс совпадает с продолжительно-
стью пребывания в работоспособном состоянии в режиме применения по
назначению, если переход в предельное состояние обусловлен только воз-
никновением отказа. Поскольку средний и капитальный ремонт позво-
ляет частично или полностью восстанавливать ресурс, то отсчет наработ-
ки при исчислении ресурса возобновляют по окончании такого ремонта,
различая в связи с этим доремонтный, межремонтный и полный ресурс
(до списания). К временным понятиям относится также остаточный ре-
сурс и остаточный срок службы, назначенный ресурс (срок службы).
Основной показатель безотказности - вероятность безотказной работы,
т. е. вероятность того, что в пределах заданной наработки не возникнет ни
одного отказа. Этот показатель определяют, предполагая, что в начальный
момент времени (момент начала исчисления наработки) объект находится
в работоспособном состоянии. Обозначим через t время или суммарную
наработку объекта. В дальнейшем для краткости называем t просто нара-
боткой. Вероятность безотказной работы на отрезке [0, t] определяют как:
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
281
Р(Г) = Р{Т>1}.	(4.1)
Вероятность безотказной работы P(t) является функцией наработки
t. Вероятность безотказной работы P(t) связана с функцией распределе-
ния F(t) и плотностью распределения f(t) наработки до отказа:
F(t) = l — P(t), f{t) = dF{t)ldt = -dP(t)ldt.	(4.2)
Наряду с понятием «вероятность безотказной работы» часто исполь-
зуют понятие «вероятность отказа», которое определяют следующим
образом: это вероятность того, что объект откажет хотя бы один раз в
течение заданной наработки, будучи работоспособным в начальный мо-
мент времени. Вероятность наступления хотя бы одного отказа на от-
резке [О, t] определяют по формуле:
Q(t) = \-P(t) = F(t).	(4.3)
Другим показателем надежности служит средняя наработка до от-
каза. Она равна математическому ожиданию соответствующей случай-
ной величины наработки объекта до отказа:
7] = J^(O^=J[1-F(O]^	(4.4)
О	о
Интенсивность отказов - это плотность вероятности возникновения
отказа, определяемая при условии, что до рассматриваемого момента
времени отказ не возник. Интенсивность отказов Л#) выражают через
функции P(t), F(t) и f(t) следующим образом:
(4.5)
1-F(O P(t) di
Для высоконадежных систем P(t) - 1, так что интенсивность отказов
приближенно равна плотности распределения f(t) наработки до отказа.
Перечисленные показатели введены применительно к невосстанав-
ливаемым объектам, а также к таким отказам восстанавливаемых объек-
тов, возникновение которых по возможности должно быть исключено.
Применительно к восстанавливаемым объектам, при эксплуатации ко-
торых допускаются многократно повторяющиеся отказы, вместо сред-
ней наработки до отказа используют показатель — среднюю наработку
на отказ. Очевидно, что это должны быть несущественные отказы, не
приводящие к серьезным последствиям и не требующие значительных
затрат на восстановление работоспособного состояния. Полное и стро-
гое математическое описание эксплуатации объекта по этой схеме пост-
роено на основе теории восстановления и использует следующие пока-
затели. Средняя наработка на отказ определяется по формуле:
Здесь t - суммарная наработка, r(t) - число отказов, наступивших в
течении этой наработки, М{ } - математическое ожидание случайной
величины, стоящей в скобках. В общем случае средняя наработка на
282
ГЛ Д ВАIV
отказ — функция t. Для стационарных потоков отказов средняя нара-
ботка на отказ от t не зависит. Для восстанавливаемых объектов исполь-
зуют еще один показатель - параметр потока отказов, равный отноше-
нию математического ожидания числа отказов за достаточно малую
наработку объекта к значению этой наработки:
М lr(t +
ц(/)= lim	с А	(4.7)
А/-Я’	/\Г
Здесь Д£ — малый отрезок времени, r(t) — число отказов, наступивших
от начального момента времени до достижения наработки t. Разность
r(t + At) - r(t) равна числу отказов на отрезке At. Наряду с параметром
потока отказов в расчетах и обработке экспериментальных данных час-
то используют осредненный параметр потока отказов.
Категория назначенных показателей призвана юридически ограни-
чить условия применения технического объекта как с точки зрения тех-
нических требований к прочности и надежности, так и из соображений
безопасности и экономической целесообразности. При достижении
объектом назначенного ресурса (назначенного срока службы), в зави-
симости от цели использования объекта, особенности его эксплуатации,
технического состояния и других факторов, он может быть списан, на-
правлен в средний или капитальный ремонт и т. д. При определенных
условиях после обследования может быть принято решение о продол-
жении эксплуатации. Назначенный срок службы, назначенный ресурс
являются технико-эксплуатационными характеристиками. Однако при
установлении их численных значений следует принимать во внимание
прогнозируемый или достигнутый уровень надежности. В частности,
если поставлено требование безопасности, то назначенный срок службы
(ресурс) должен отвечать значениям вероятности безотказной работы по
отношению к критическим отказам, весьма близким к единице. Числен-
ные значения назначенных показателей в этом случае могут быть оце-
нены для конкретных объектов или их конструктивных элементов из
методологии риск-анализа или ВАБ (вероятностный анализ безопасно-
сти) данного объекта, исходные требования к безопасности которого ус-
танавливаются из условий ответственности объекта и прогнозных оце-
нок фоновых рисков для данного региона.
Различают две группы показателей ремонтопригодности. Первая груп-
па аналогична показателям безотказности типа вводимых формулами
(4.1)—(4.7). К ним относятся вероятность восстановления, т. е. вероятность
того, что продолжительность восстановления работоспособного состояния
объекта не превысит заданное значение. Аналогично вводят среднее вре-
мя восстановления, интенсивность восстановления и параметр потока
восстановления. Другая группа показателей ремонтопригодности харак-
теризует трудовые затраты по поддержанию работоспособного состояния
объекта (средняя трудоемкость восстановления и др.).
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
283
СОСТОЯНИЯ Объекты анализа надежности в сферах про-
МАГИСТРАЛЬНЫХ ектирования, строительства и эксплуатации
ТРУБОПРОВОДОВ магистральных трубопроводов различаются
в зависимости от назначения (участок МТ,
трубопроводная трасса (нитка), трубопроводная система объедине-
ния). И, соответственно, по отношению к объектам различается но-
менклатура показателей и методы их оценивания. Каждое состояние
трубопроводного объекта (системы) характеризует некоторая сово-
купность значений технических параметров, а также качественных
признаков. Номенклатуру этих параметров и признаков, а также пре-
делы допустимых их изменений устанавливают в нормативно-техни-
ческой или проектно-конструкторской документации. Состояние МТ,
при котором он соответствуют всем требованиям документации, назы-
вают исправным. Если МТ не соответствует хотя бы одному из требо-
ваний документации, то его состояние называют неисправным. Состо-
яние МТ, при котором значения всех параметров, характеризующих
способность выполнять заданные функции, соответствуют требовани-
ям документации, называют работоспособным. В общем случае вво-
дится промежуточное понятие частичной работоспособности. Приме-
ром частично неработоспособного состояния служит такое состояние
МТ, при котором участок способен выполнять требуемые функции по
перекачке газа с пониженными показателями, в частности, с понижен-
ной производительностью (при более низком давлении, чем номиналь-
ное). Переход объекта в предельное состояние влечет за собой времен-
ное или окончательное прекращение эксплуатации объекта. При
достижении предельного состояния объект должен быть снят с эксп-
луатации, направлен в средний или капитальный ремонт, списан, унич-
тожен или передан для применения не по назначению. Для ремонти-
руемых объектов выделяют два или более видов предельных состояний.
Под отказом понимают любое событие, заключающееся в наруше-
нии работоспособного состояния МТ. Отказ может быть полным, ког-
да в результате отказа наступает полное неработоспособное состояние,
и частичным, когда наступает частично неработоспособное состояние.
Необходимо отличать отказы от повреждений, т. е. от нарушений ис-
правного состояния объекта при сохранении его работоспособного со-
стояния. Среди всех отказов выделяют особо опасные - катастрофи-
ческие отказы, наступление которых создает угрозу для жизни и
здоровья людей, а также для окружающей среды, или приводит к тя-
желым экономическим потерям. К критическим отказам относятся та-
кие, возникновение которых приводит к невыполнению ответственно-
го задания. Критичность (катастрофичность) отказа может следовать
из анализа затрат труда и времени на устранение последствий отказов,
возможности, целесообразности и необходимости ремонта, продолжи-
тельности простоев, уровня снижения производительности при отка-
зе, приводящем к частично неработоспособному состоянию и т. п.
284
ГЛАВА IV
Механические, физические и химические процессы, которые состав-
ляют причины отказов, как правило, протекают во времени достаточно
медленно. Так, усталостная трещина в стенке трубопровода или сосуда
давления, зародившаяся из трещиноподобного дефекта, медленно рас-
тет в процессе эксплуатации; этот рост в принципе может быть просле-
жен средствами неразрушающего контроля. Однако собственно отказ
(наступление течи) происходит внезапно. Если по каким-либо причинам
своевременное обнаружение несквозной трещины оказалось невозмож-
ным, то отказ придется признать внезапным.
Признак или совокупность признаков нарушения исправного состо-
яния при сохранении работоспособного состояния МТ называется кри-
терием повреждения. Признак или совокупность признаков нарушения
работоспособного состояния МТ называется критерием отказа. Основ-
ное требование к трубопроводам как к транспортным системам повы-
шенной ответственности с точки зрения обеспечения безопасности зак-
лючается в сохранении герметичности и конструкционной целостности
в течение всего срока службы. Поэтому любое событие, связанное с на-
рушением герметичности конструкции трубопровода, должно быть клас-
сифицировано как отказ. Для газопроводов, как правило, локальное
нарушение герметичности (свищ, трещина) уже представляет собой кри-
тический отказ. Нефтепроводы более живучи и, как следствие, нефте-
провод со свищом или сквозным отверстием может сохранять частич-
ную работоспособность, т. е. не обязательно рассматривать локальное
нарушение герметичности как критический отказ.
Отказы магистральных трубопроводов, последствия которых могут
создать угрозу жизни и здоровью людей, либо привести к опасным для
человека изменениям в окружающей среде, классифицируются как
критические и (или) катастрофические отказы. Содержание критери-
ев для деления отказов по степени критичности зависит от парамет-
ров, характеризующих размещение различных объектов вдоль трас-
сы, плотности населения, попадающего в предполагаемую зону
поражения, конкретных особенностей конструктивной схемы трубо-
провода, учитывающих возможности по диагностированию аварийной
ситуации и локализации ее развития, параметров, характеризующих
территории, по которым проложена трасса трубопровода, с точки зре-
ния вида и уровня возможного ущерба для окружающей среды. Отказ,
вызванный локальной негерметичностью нефтепровода (свищ), в ус-
ловиях малообитаемых территорий может быть классифицирован как
некритический. Напротив, аналогичный отказ на газопроводе, прохо-
дящем через густонаселенные территории и при условиях возможного
скопления газа до образования взрывоопасных концентраций, должен
быть классифицирован как критический или даже катастрофический
отказ.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
285
Для каждого типа предельного состояния должен быть установлен
признак или совокупность признаков, называемых критерием предель-
ного состояния. Для газо- и нефтепроводов, к категории предельных
могут быть отнесены состояния, реализация которых не приводит к не-
обходимости безоговорочного прекращения функционирования по на-
значению и снятию объекта с эксплуатации. Для таких состояний ха-
рактерно сохранение работоспособности конструкции, а следовательно
отсутствие признаков отказа. Выделение данной группы состояний свя-
зано с тем, что дальнейшая эксплуатация объекта сопряжена с суще-
ственным повышением риска возникновения критических и(или) ката-
строфических отказов. К ним относятся в первую очередь предельные
состояния, сформулированные в традиционном для строительной меха-
ники и механики разрушения смысле (будут рассмотрены ниже). Клас-
сификация предельных состояний должна быть также проведена отдель-
но по типам конструктивных элементов: основной металл, продольные
(заводские) сварные стыковые соединения, поперечные (монтажные)
сварные стыковые соединения, отводы, тройниковые соединения и др.
Формализованное представление критериев предельных состояний
определяется типом связанной с данным критерием прочностной, дина-
мической или статической задачи, выбранной для реализации механи-
ко-математической модели конструкции, действующих на трубопровод
нагрузок и воздействий. Практическая реализация критериев предель-
ных состояний основана на разработке и применении соответствующих
расчетных моделей.
КЛАССИФИКАЦИЯ В настоящее время имеются стандартизован-
ДЕФЕКТОВ ные и рекомендуемые классификации дефек-
И ПОВРЕЖДЕНИЙ	тов в основном металле и в сварных швах тру-
бопроводов. Для формирования необходимой
классификации поверхностных дефектов и несовершенств линейных
частей магистральных газопроводов выполнен ряд систематических
разработок. Основными классифицирующими признаками являются
общие геометрические характеристики неправильности формы трубо-
провода, расположение и величина дефекта, частота его появления, вли-
яние нагруженности локальной дефектной зоны, технологический при-
знак происхождения дефекта и предварительная оценка важности
(опасности) дефекта по возможным последствиям. Итоговую оценку на-
груженности конструктивного элемента МТ с дефектом или степени
опасности дефекта могут дать только его методические расчетно-экспе-
риментальные исследования.
По расположению различаются дефекты наружные и внутренние.
Наружные дефекты структуры основного металла или сварного соедине-
ния связанны с сохранением сплошности и нарушением технологически
заданной однородности и/или геометрии конструктивного элемента.
286
ГЛАВА IV
В отличие от внутренних дефектов здесь подразумевается, что неодно-
родность в трубе имеет свободную поверхность, не включенную в основ-
ной материал элемента. Наружные повреждения можно разбить на два
класса в зависимости от площади поврежденной поверхности (признак
величина): геометрические несовершенства формы трубы; нарушения од-
нородности основного материала при сохранении технологически задан-
ной геометрии элемента. Отдельно рассматриваются сочетания повреж-
дений, например, одновременное нарушение геометрии и однородности
металла.
К геометрическим несовершенствам трубопровода относят компак-
тные отклонения формы трубопровода от цилиндрической (общие или
локальные), а также протяженные вдоль оси трубопровода. Компакт-
ные геометрические несовершенства по существу соответствуют ло-
кальным нарушениям цилиндрической формы трубы по поперечному
сечению: овальность, угловатость, спрямление, вмятина, гофр. Они мо-
гут быть вызваны как нарушениями номинальных эксплуатационных
режимов, так и технологическими нарушениями при изготовлении, по-
ставке и монтаже трубопровода. Протяженные геометрические несо-
вершенства связаны с эксплуатационными перегрузками, приводящи-
ми к потери устойчивости трубопровода вдоль трассы: арки,
выпучивания и т. п.
Поверхностные дефекты выделяются в две основные группы де-
фектов: трещиноподобные дефекты (плоские) и дефекты типа кавер-
ны (объемные). В дальнейшем будем называть эти группы дефектов
обобщенными понятиями трещины и каверны, соответственно.
В классификации требуется специальное разделение дефектов по тех-
нологическому признаку их принадлежности к основному металлу
трубы или сварному шву, а также по происхождению: например, яв-
ляется ли плоский дефект типа расслоения в основном металле тру-
бы следствием технологии производства труб (металлургическим) или
это результат диффузии водорода при эксплуатации в сероводород-
ной среде.
К особенностям дефектов в сварных соединениях можно отнести не-
которые характерные специфические дефекты швов. Швы могут иметь
неравномерные ширину и высоту по длине шва, резкие переходы от шва
к основному металлу, подрезы. К характерным технологическим свароч-
ным дефектам относятся прожоги металла и так называемые поверхнос-
тные «кратеры», которые образуются в результате обрыва дуги при элек-
тросварке.
Указанные дефекты представляют собой сильный концентратор на-
пряжений и приводят к перегрузке металла в зоне дефекта. Незаверен-
ный кратер является потенциальным источником развития трещины.
Под действием приложенных нагрузок в результате подрастания началь-
ных дефектов, например, канальных пор, в конструкции образуются
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
287
«свищи» - сквозные, выходящие на поверхность дефекты. Наиболее
опасными являются дефекты, расположенные вблизи границы сплав-
ления сварного шва и основного металла. Это вызвано тем, что за счет
концентрации напряжений процесс коррозии металла труб локализу-
ется в данной области сварного соединения и вблизи границы сплавле-
ния образуется коррозионная каверна с острым ответвлением типа тре-
щины. Исследования на образцах из сталей 17ГС, 17Г1С, 09Г2С,
09Г2ФБ, 14Г2АФ-У показали наличие неоднородных по твердости уча-
стков - в сварном шве твердость изменяется на 10-30%. В результате
возникает напряженное состояние, связанное с эффектом контактного
упрочнения менее прочного металла более твердым в условиях их со-
вместного пластического деформирования.
Сложные дефекты требуют отдельной классификации. Большин-
ство из них состоит из сочетания некоторого крупного дефекта с тре-
щиной. Основными дефектами такого типа являются: трещины на дне
каверны, вмятины или гофра, каверны на дне вмятины. Другой разно-
видностью такого рода сочетания трещиноподобного вторичного дефек-
та с некоторым первичным геометрическим несовершенством и/или
просто конструктивно обусловленным изменением геометрии могут
служить трещины на поверхности технологических выточек, цилинд-
рических отверстий, трещины в местах стыков тройниковых и т. п.
соединений элементов трубопроводов.
К сложным дефектам можно отнести также цепочки дефектов или
другие ассоциации (скопления каверн, очаги питтинговой коррозии и
т. п.). В этом случае требуется специальный анализ, позволяющий ре-
дуцировать групповой дефект к каверне или трещине. В противном слу-
чае, каждый из дефектов в группе должен оцениваться самостоятельно.
Условия редукции определяются общим характером напряженно-дефор-
мированного состояния в области, содержащей все локальные дефекты.
Для нетрещиноподобных дефектов критерием сведения к ассоциирован-
ному эквивалентному дефекту может служить требование пересечения
зон локальной пластической деформации в направлении минимального
диаметра между соседними дефектами. В случае трещиноподобного де-
фекта такая оценка основывается на определении длин краевого эффек-
та от соседних фронтов трещин.
Для расчетно-теоретического анализа реальных дефектов применяют-
ся различные способы аппроксимации формы дефектов приближенны-
ми расчетными схемами. Основным принципом такой аппроксимации
является получение удобной расчетной модели дефекта, сохраняющего
основные геометрические качественные характеристики реального и та-
кого, чтобы оценки прочности и надежности по расчетной схеме давали
консервативные значения.
288
ГЛАВА I \
4.2. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ
ОБЩАЯ	С точки зрения источников возникновения
КЛАССИФИКАЦИЯ нагрузки и воздействия на трубопровод мож-
НАГРУЗОК но разделить на функциональные, природ-
И ВОЗДЕЙСТВИЙ но-климатические и техногенные (антропо-
генные). К функциональным нагрузкам
относится внутреннее давление, дополнительные весовые нагрузки и тем-
пературные воздействия, обусловленные взаимодействием конструкции
с перекачиваемым продуктом, статические и динамические нагрузки и
воздействия, порождаемые работой технологического оборудования. При-
родно-климатические нагрузки обусловлены взаимодействием трубопро-
вода с окружающей средой. Техногенные нагрузки мы вынуждены спе-
циально учитывать, имея в виду непреднамеренные или, напротив,
злонамеренные воздействия на трубопровод третьей стороны (наезды и
удары ковшами экскаваторов, диверсии, падения тяжелых грузов на под-
водные переходы и т. п.).
Согласно СНиП вся совокупность нагрузок и воздействий объеди-
нена в четыре группы в зависимости от продолжительности воздей-
ствия: постоянные, временные длительные и кратковременные.
В четвертую группу включены так называемые особые нагрузки и воз-
действия. К категории постоянных помимо собственной массы тру-
бопровода, значений напряжений предварительного упругого изги-
ба, отнесена весовая нагрузка от грунта засыпки. При определенных
условиях, например, при потери устойчивости, возможен выброс тру-
бопровода из траншеи с разрушением засыпки. В этом случае допол-
нительная весовая нагрузка снижается от исходного максимального
значения практически до нуля. К категории временных длительных,
в основном, относятся нагрузки и воздействия функционального (тех-
нологического) происхождения: внутреннее давление, температурные
воздействия и т. п., для которых характерное время изменения со-
ставляет от нескольких дней до сезона (3-4 месяца). К кратковремен-
ным отнесены сезонные природно-климатические нагрузки, а также
технологические нагрузки при испытаниях трубопроводов, пропус-
ке очистных устройств и иных операциях незначительной по сравне-
нию со сроком эксплуатации длительности. В эту же группу разра-
ботчиками документа включены воздействия от селевых потоков и
оползней. К четвертой группе, так называемых «особых», отнесены
нагрузки и воздействия, обусловленные существенным изменением
внешних грунтово-геологических условий вдоль трассы трубопрово-
да вследствие развития деформаций земной коры в зоне горных вы-
работок, развития солифлюкционных процессов, протаивания и раз-
жижения вечномерзлого и сезонно промерзающего обводненного
грунта и другие явления.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
289
Выделение в классификации категории особых нагрузок и воздей-
ствий, в целом, коррелирует с предложениями различать при анализе
стандартные и нестандартные условия работы трубопровода. В первом
случае при расчете может быть применена упрощенная процедура ана-
лиза и расчета напряженно-деформированного состояния трубопрово-
да. Для нестандартных условий работы должна быть применена расши-
ренная процедура. К нестандартным относятся условия, при которых
трасса трубопровода проходит или проектируется по территориям со
следующими характерными особенностями: заболоченные и подтоплен-
ные территории; территории с подповерхностными пустотами различ-
ного происхождения (подрабатываемые территории в зонах шахтного
строительства, территории с карстовыми пустотами и т. п.); зоны веч-
номерзлых грунтов; оползневые зоны; сейсмоопасные зоны; морские (в
том числе, глубоководные) зоны.
Объединяя нагрузки по признаку общности порождаемых ими ме-
ханизмов накопления повреждений и деградации свойств конструкци-
онных материалов, т. е. общности применяемых при анализе НДС рас-
четных критериев, нагрузки и воздействия могут быть объединены в
следующие группы:
1)	квазистатические;
2)	переменные и циклические;
3)	динамические (ударные);
4)	коррозионно-механические.
При расчете трубопроводов на действие квазистатических нагрузок
основными являются различные типы прочностных критериев, форма
представления которых может быть существенно различной (например,
в виде ограничений на значения компонент напряжений или максималь-
но допустимые размеры дефектов в стенке трубы).
Наличие переменных и циклических нагрузок, в общем случае, тре-
бует рассмотрения вопросов, связанных с накоплением усталостных
повреждений, зарождением и развитием трещин. Расчеты выполняют-
ся по моделям многоцикловой усталости (выносливости), малоцикло-
вой усталости, роста усталостных трещин. Расчет критических значе-
ний нагрузок в этом случае выполняется по критериям прочности с
учетом временного фактора, характеризующего уровень накопленных
в конструкции повреждений.
Динамические (ударные) воздействия представляют собой как по-
вторно-переменное нагружение (например, повторяющиеся удары тру-
бопровода по просевшей опоре в условиях колебаний в ветровом или вод-
ном потоке), так и единовременные ударные нагрузки, связанные с
повреждением трубопровода ковшом экскаватора или падением на него
тяжелого твердого предмета (характерно для трубопроводов в условиях
оползневых трасс, подводных переходов и т. п.).
290
ГЛАВАI \
Выделение коррозионно-механических нагрузок и воздействий
в отдельную группу связано со специфическим механизмом накопления
повреждений и деградации прочностных и деформативных свойств кон-
струкционных материалов. Учет коррозионно-механических воздей-
ствий требует оценки коррозионной стойкости внешнего покрытия труб,
поскольку только при его достаточной эффективности можно исключить
из расчетов фактор коррозионного износа основного металла.
Второе направление связано с прогнозированием скорости коррозии
на незащищенных изоляцией участках. К настоящему времени накоп-
лена обширная информация о коррозионных процессах, полученная как
по результатам ускоренных коррозионных испытаний образцов в искус-
ственных средах, так и в условиях, максимально приближенных к ре-
альным, реализующимся вдоль трассы трубопровода.
Третье направление связано с изучением механизмов влияния внеш-
ней и внутренней среды на физико-механические свойства трубной ста-
ли. В общем случае, при длительной эксплуатации трубопроводов под вли-
янием водорода и агрессивных сред возможна реализация всего спектра
явлений, включающих в себя снижение прочностных свойств и показа-
телей деформативности стали, развитие коррозионного растрескивания
под напряжением с образованием семейства трещин, преимущественно
ориентированных или в продольном направлении (под действием избы-
точного внутреннего давления), или в поперечном (в зонах действия рас-
тягивающих напряжений на изогнутых в плане или свободно провисших
участках).
Представление нагрузок и воздействий на трубопровод осуществляет-
ся в виде пространственно-временных функций, наиболее полная инфор-
мация о которых может быть получена в рамках вероятностного подхо-
да. В этом случае к собственно техническим параметрам, описывающим
количественно функции нагрузок и воздействий, добавляются вероятно-
стно-статистические параметры (спектральная плотность, корреляцион-
ная функция, математическое ожидание и дисперсия и т. п.). Без суще-
ственного ограничения общности изложения, предположим, что нагрузки
и воздействия могут быть охарактеризованы одним параметром W=W(t),
зависящим от времени. В зависимости от типа нагрузки или воздействия,
это может быть запись скорости ветра, или дополнительной весовой на-
грузки от налипшего снега или льда на некоторых заданных характер-
ных временных интервалах, или какая-либо другая величина. Ниже пе-
речислены классы воздействий и кратко представлены способы их
вероятностного представления.
1.	Статические воздействия. В этом случае, как правило, допус-
тима трактовка W(t) как случайного временного процесса. Для его
описания должна быть задана плотность вероятности (ПВ) его макси-
мумов на интервале времени, совпадающем со сроком службы конст-
рукции.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО1 ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
291
2.	Динамические воздействия. В этом случае W(t) - случайный про-
цесс, требующий по меньшей мере двухмоментного описания (т. е. зада-
ния среднего значения и автокорреляционной функции), что обеспечива-
ет возможность проведения динамического анализа конструкции. Если
конструкция линейна, а случайный процесс является стационарным, то
такое представление является корректным. В иных случаях может по-
требоваться более сложное описание случайного процесса.
3.	Постоянные воздействия. В этом случае W(t} может трактоваться
как случайная величина, характеристики которой могут быть полнос-
тью определены через задание плотности вероятности.
4.	Переменные воздействия. Это один из достаточно сложных для
описания и схематизации вариантов нагрузок и воздействий. Часто,
даже если воздействие не оказывает динамического влияния на конст-
рукцию, его простое описание посредством одних максимальных значе-
ний (как для статических воздействий) оказывается недостаточным.
Например, может возникать необходимость в учете вероятности превы-
шения воздействием нескольких заданных уровней для анализа накоп-
ления повреждений или решения задачи его сочетания с другими воз-
действиями.
5.	Кратковременные воздействия. В этом случае m'rj — прерывистый
процесс с возможно большим числом повторений. Описание воздействия
должно содержать информацию о времени появления воздействия и его
характеристиках на периодах существования (интенсивность, длитель-
ность и т. п.).
6.	Длительные воздействия. В этом случае W(t) - непрерывный или
прерывистый процесс со сравнительно малыми изменениями во време-
ни на периодах существования. Необходимая информация, аналогич-
ная той, что необходима для описания кратковременных воздействий,
должна быть дополнена данными о временной изменчивости.
7.	Особые воздействия. Необходимо задание вероятности появления
рассматриваемых нагрузок и воздействий. В общем случае, унификация
способов описания максимальной интенсивности и пространственно-вре-
менной изменчивости воздействий чрезвычайно затруднительно в силу
разнообразия подпадающих в эту категорию нагрузок и воздействий и
ограниченного объема статистических данных.
8.	Фиксированные воздействия. Кроме описания интенсивности на-
грузки, необходимо задание закона распределения случайных величин,
определяющих положение воздействия.
9.	Свободные воздействия. В этом случае W(x, у, t) может быть пред-
ставлено как случайное поле. Необходимо по крайней мере двухмомен-
тное описание его пространственной изменчивости и соответствующее
решаемой задаче описание временной изменчивости.
292
ГЛ VBA TV
Оценка реального воздействия на трубопровод должна быть получе-
на с учетом взаимного влияния и сочетаемости нагрузок и воздействий
различного происхождения.
В ряде случаев из-за ошибок проектирования, строительства или в
результате форс-мажорных обстоятельств возникают непроектные ре-
жимы функционирования. Им соответствуют дополнительные непроек-
тные нагрузки и воздействия.
1.	Редкие, а потому не учитываемые в регулярных расчетах, сочета-
ния известных нагрузок и воздействий.
2.	Аномально высокие уровни нагрузок, учитываемых регулярным
расчетом.
3.	Действие номинальных нагрузок на частично работоспособную
конструкцию с характерными для данного типа конструкций повреж-
дениями.
Анализ непроектных режимов функционирования конструкции не-
обходим для обеспечения устойчивости и живучести по отношению к
критическим и катастрофическим отказам. В качестве характерного
примера действия непроектных нагрузок и воздействий приведем над-
земный трубопровод, проложенный на опорах, в случае выпучивания,
просадки или разрушения одной из промежуточных опор. В результате
такого рода повреждений происходит увеличение длины пролета, при-
водящее к увеличению изгибных напряжений. Кроме того, увеличение
длины пролета приводит к понижению частоты собственных колебаний,
что, в свою очередь, делает возможным возникновение ветрового резо-
нанса с последующим динамическим или усталостным разрушением
трубопровода при скоростях ветра ниже закладываемых в проектный
расчет. При определенных условиях колебательные режимы могут со-
провождаться ударным взаимодействием трубопровода с просевшей опо-
рой, что, кроме всего прочего, может послужить причиной ускоренного
усталостного разрушения трубы в зоне контакта. Другим нежелатель-
ным следствием такого развития событий является сброс трубопровода
с одной или нескольких опор.
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ	Отечественные и зарубежные норматив-
НАГРУЗКИ	ные документы, регламентирующие
(ВНУТРЕННЕЕ ДАВЛЕНИЕ) проектирование напорных трубопрово-
дов различного назначения, используют
внутреннее давление перекачиваемого продукта в качестве ведущего па-
раметра при выборе толщины стенки трубопровода и прочностных ха-
рактеристик материала для его изготовления. В табл. 4.1 приведены
справочные сведения о применяемых при расчете прочности трубопро-
водов формулах, используемых в различных нормативных документах
(см. гл. V).
КОНСТРУКТИВНАЯ НА ’ ЕЖН' • ‘ ТЬ ТРУБОПРОВОД!) ’ <
293
• Таблица 4.1. НОРМЫ И РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ СТАТИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ		
Нормы	Формат проектирования	
1			2			3
DNV'96		J3 d 'll H Я 4 § 8 i >> 1 I p p ** ", s 3 f
ASMEB31.8	^DOin	Fj =0.72, ...,0.3
BS8010	^nin	=0.72, ...,0.55
NEN3650	(a-p.)^</smys(7)	/=0.72, ...,0.55
СНиП 2.05.06-85	г - • н(р,-Рг)	1 <У1Л/-SMTS >	n — коэф, нагрузки A/=— (M =0.337, ...,0.671) m =0.6,..., 0.9
CSAZ662	т(«;P. -aPp. ) - ’ $VSMYS ^nom	av, — коэф, нагрузки у — коэф., зависящий от местоположения трубопровода и типа перекачиваемого продукта
Примечание. В формулах использованы следующие обозначения: SMTS —
временное сопротивление материала при растяжении, SMYS — минимальный
условный предел текучести при растяжении (напряжения, при которых пол-
ная деформация будет равна 0.005); (Т) — обозначает направление вырезки об-
разцов в окружном направлении; i_— поправка на коррозию, ftab ~ 2и,. где Gt -
стандартное отклонение от среднего при производстве труб.
Как видно из таблицы, в нашей стране, в соответствии с действую-
щими СНиП, толщину стенки трубы определяют исходя из норматив-
ного значения временного сопротивления при растяжении, диаметра
трубы и максимального рабочего давления с использованием предусмот-
ренных нормами коэффициентов. За рубежом, например, в Германии и
США, используют аналогичный подход, но вместо временного сопротив-
ления используют значение условного минимального предела текучес-
ти. Введение коэффициентов запаса в расчетные формулы представля-
ет собой попытку косвенным путем учесть разброс свойств металла,
качество сварных соединений труб, особенности работы трубопроводов.
294
ГЛАВА Г
Опыт эксплуатации трубопроводов, однако, свидетельствует, что разру-
шения линейной части трубопроводов практически не связаны с исчер-
панием несущей способности металла труб, поскольку при наличии ис-
правной контрольной аппаратуры невозможно появление перегрузок по
внутреннему давлению. Разрывы труб вызваны, в основном, развитием
трещин из концентраторов при действующих напряжениях, существен-
но ниже допускаемых, определенных на основе статического расчета.
Одной из возможных причин этого является неучет в базовых расче-
тах наличия переменной составляющей внутреннего давления. Так, су-
ществует распространенное мнение, что для газопроводов, в отличие от
нефтепроводов, не характерны явления усталостного характера, прояв-
ляющиеся в условиях циклических или повторно-переменных нагру-
зок и воздействий. В обоснование этого положения приводят тот факт,
что полный сброс давления на газопроводе — явление совершенно нети-
пичное и частота такого рода событий в пересчете на календарный год
может быть меньше единицы. Анализ фактической циклической нагру-
женности от внутреннего давления газа, выполненный во ВНИИГАЗе
выявил наличие нескольких характерных циклов, с периодичностью 2—
3 суток, 2-3 недели, 3-4 месяца. Для наиболее короткого суточного цик-
ла были характерны перепады давления, понимаемые как разница меж-
ду двумя локальными максимумами и минимумами, на уровне 5—10%
от номинального. Для 2-3-недельного цикла характерный максималь-
ный перепад достигал 15-20% от номинала. Для наиболее протяжен-
ных 3-4-месячных циклов максимальный перепад составлял 50-60%
от номинального давления. Данные, полученные на конкретных участках
трубопроводов, могут быть использованы при оценке уровня усталостной
поврежденности по моделям оценки долговечности при малоцикловой и
многоцикловой усталости. По результатам расчета устанавливаются кри-
тические значения коэффициентов концентрации напряжений в зонах ло-
кализации дефектов различного типа, приводящие к накоплению значи-
мых уровней усталостной поврежденности, что, в свою очередь, позволяет
ранжировать дефекты по степени опасности.
ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИЕ Взаимодействие трубопровода
НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ с окружающим грунтом. Учет
взаимодействия трубопроводов
с грунтом проводят на основе традиционных моделей, применяемых в
механике грунтов. Силовое воздействие со стороны грунта на трубо-
провод учитывают либо путем прямого задания нагрузок, либо введе-
нием в расчеты различных моделей грунтовых оснований.
Наиболее широкое распространение получили модели винклеровско-
го типа с линейной или нелинейной связью между перемещениями тру-
бопровода и величиной реакции грунта. Для грунтов, работающих толь-
ко на сжатие, применяют модели с односторонними связями. Параметры
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ	29^
модели определяют с учетом результатов экспериментальных исследова-
ний коэффициентов отпора для грунтов различного состава. В расчетах
используются экспериментальные зависимости реакции грунтов на пе-
ремещения трубопроводов при различных диаметрах трубы. Использо-
вание полномасштабной диаграммы «перемещение трубопровода — сопро-
тивление грунта» позволяет прогнозировать работу трубопровода на
различных стадиях эксплуатации с учетом изменения несущей способ-
ности грунта и иных факторов. Примером практического применения
таких методик является решение задачи о продольной устойчивости тру-
бопровода с начальными искривлениями с учетом нелинейной работы
грунта и с использованием диаграмм «перемещение трубопровода — ре-
акция грунта».
Многолетнемерзлые и сезоннопромерзающие грунты. Особенно-
сти проектирования и эксплуатации трубопроводов в северных районах
связаны с необходимостью учета значительного перепада температур в
течение года, сплошное или островное распространение многолетнемер-
злых грунтов, высокую влагонасыщенность грунтов, приводящую при
растеплении к развитию солифлюкционных процессов. Промерзание
водонасыщенных грунтов связано с развитием процессов неоднородно-
го морозного пучения. При сильных морозах грунты подвержены моро-
зобойному растрескиванию, которое приводит к разрушению заглублен-
ных в грунт протяженных конструкций. Вечномерзлые грунты
чувствительны к изменению свойств в зависимости от условий эксплуа-
тации, в частности, высокая несущая способность грунта в мерзлом со-
стоянии при растеплении снижается на несколько порядков.
Среди внешних силовых факторов наиболее неблагоприятное воздей-
ствие на подземный трубопровод оказывают процессы морозного пучения
грунтов, представляющего собой сложный природный процесс, зависящий
от теплофизических и физико-механических особенностей промерзающе-
го грунта и внешних условий. Процессы пучения и протаивания дисперс-
ных пород, характерные для всей области распространения сезонно- и мно-
голетнемерзлых грунтов, часто сопровождаются поднятием и опусканием
дневной поверхности грунта. Они протекают крайне неравномерно, с обра-
зованием положительных и отрицательных форм рельефа: бугров пучения,
термокарстовых воронок и др. Высота взбугриваний может меняться от
нескольких сантиметров до десятков метров. В качестве критерия нерав-
номерности пучения принимают отношение разницы величины пучения в
контрольных точках к расстоянию между ними. В естественных условиях
неравномерность пучения лежит в интервале от 3—4 до 10-15%.
При оценке взаимодействия конструкции с пучинистыми грунтами
выделяют два подхода. В первом, исходя из принятых расчетных схем,
оценивают силы морозного пучения и рассматривают их в качестве кон-
тактной нагрузки на трубопровод. Во втором — предполагают заданным
профиль грунта, сложившийся в результате пучения. В этом случае воз-
действие на трубопровод трактуется как кинематическое.
206
ГЛАВА TV
Величина нормальных сил пучения, играющая основную роль при
взаимодействии трубопровода с промерзающим грунтом, зависит от по-
ристости, влажности, мощности слоев мерзлого и талого грунтов, рас-
пределения температур по толщине слоя. В. общем случае необходимо
учитывать влияние на процесс пучения весовых нагрузок от трубопро-
вода. С учетом данных наблюдений и выявленных закономерностей раз-
вития процесса пучения, деформативности мерзлых пород под нагруз-
кой получены оценки несущей способности грунтов при различных
видах нагружения и в зависимости от состава грунта, его свойств и тем-
пературы окружающей среды, а также предложены модели взаимодей-
ствия грунта с заглубленными сооружениями.
Деформативность мерзлых грунтов под нагрузкой зависит от скорос-
ти приложения и продолжительности действия внешней нагрузки. Для
грунтов различают мгновенные и длительные характеристики прочнос-
ти и деформативности. Прочность грунта при длительно действующих
нагрузках примерно на порядок ниже. Для мерзлых грунтов характерна
ползучесть под нагрузкой и релаксация напряжений при жестком нагру-
жении. Доля упругих деформаций составляет несколько процентов от
общей деформации при длительно действующих нагрузках. Основная
доля деформаций обусловлена неустановившейся и установившейся пол-
зучестью. Поэтому строгие модели взаимодействия трубопроводов с про-
мерзающим грунтом должны учитывать реологические свойства грунта.
В практических расчетах это требование трудно выполнимо и в настоя-
щее время известны отдельные решения, выполненные на уровне модель-
ных примеров.
Особенности расчета в условиях морозного пучения грунтов.
Приведем примеры использования вероятностных моделей при рассмот-
рении явления пучения мерзлых грунтов. В предположении о предста-
вимости невозмущенного профиля пучинистого грунта в виде случай-
ной функции координат (последовательность бугров пучения заданной
формы со случайными размерами и расстояниями между ними, завися-
щими от координаты вдоль трассы и временного параметра). Для выбо-
ра граничных точек бугров пучения была принята модель альтерниру-
ющего потока случайных событий. Было предположено, что основание
бугра пучения X является случайной величиной, распределенной по за-
кону Вейбулла:
(М=1 - ехр[-(Х/Х, )п> ]	(4.8)
с параметрами X > О, схх > 1 и характерной длиной Х„. Для длины непучи-
нистой зоны грунта между буграми пучения было принято такое же рас-
пределение. Профиль пучинистого грунта был аппроксимирован функ-
цией ws(x) = h sin2 (лх/Х), в которой высота бугра h оценивалась по
формуле h = pth (X/Xt) <p(t). Здесь Xt — характерная длина пучинистой
КОНСТРУКТИВЫ А Я Н АПЕЖНОСТ^ TPVKOHPQBOnoB
зоны, при превышении которой высота бугра практически не зависит
от Л, функция (pi 11 — описывает сезонное пучение. Случайная величина
р, определяющая общее годовое пучение грунта, распределена по лога-
рифмически нормальному закону с плотностью вероятности
/„(₽)=
1	(1п₽-1пР„)2
-=------ехр  --------—
V27Cpop	I 2ор
(4.9)
В связи с тем, что натурные наблюдения не отмечают определенной
тенденции в изменении величины р0 по годам, было принято, что она
может быть описана дифференциальным уравнением dp0 / dt = ос(Ь - р0)7,
в котором а, 6 и у — некоторые постоянные. Относительно коэффициен-
тов жесткости бугров пучения и непучинистого грунта, а также коэф-
фициентов отпора грунта засыпки было использовано предположение,
что они являются кусочно-постоянными функциями осевой координа-
ты, амплитуды которых распределены по логарифмически нормально-
му закону. Взаимодействие трубопровода с единичным бугром пучения
предполагалось жестким (бугор несминаем). Сопротивление грунта рас-
читывается по схеме предельного равновесия с учетом сопротивления
грунта подъему и выдергиванию трубопровода.
Морские трубопроводы в книге специально не рассматриваются.
Ниже приводятся отдельные данные по нагрузкам и воздействиям, ко-
торые должны учитываться при расчете НДС морских и глубоководных
трубопроводов на этапе спуска плети при строительстве глубоководного
участка:
-	собственный вес трубопровода с оснасткой с учетом архимедовой
силы;
-	внешнее гидростатическое давление;
-	усилия на трубопровод в зоне стингера (S-метод) или монтажной
рамы (J-метод) с учетом динамики судна, с которого производится ук-
ладка трубопровода;
-	воздействия на участок трубопровода со стороны поплавковых или
иных поддерживающих устройств;
—	дополнительные усилия, прикладываемые к трубопроводу для его
точного позиционирования в пространстве в процессе укладки и на грун-
те на заключительном этапе;
—	волновые воздействия;
-	квазистатическая и динамическая нагрузки за счет взаимодействие
провисшего участка трубопровода с потоком жидкости в зоне морского
течения и/или с потоком, возникающим за счет собственного движения
судна с учетом длительности воздействий.
Требование учета динамики судна предполагает оценку и контроль не
только натяжения и кривизны продольной оси спускаемого трубопрово-
да, угла входа в воду, но и дополнительных нагрузок, передаваемых на

ГЛАВА IV
трубопровод как на динамическую систему, возникающих в результате
собственного движения судна. К таким движениям следует отнести по-
ступательное перемещение судна в процессе укладки, выполняемое, воз-
можно, с непостоянной скоростью, боковые смещения и крены. Для по-
груженного в воду участка трубопровода, обладающего значительной
массой, такие воздействия можно рассматривать в качестве кинематичес-
кого или силового возбуждения, продуцирующего колебания или квази-
статическое деформирование конструкции.
При определенных условиях возможно развитие колебаний как в
направлении, так и поперек течения жидкости. Помимо динамических
нагрузок, трубопровод, размещенный в потоке, испытывает квазиста-
тические нагрузки, вызывающие дополнительный изгиб. Движение
жидкости может быть вызвано наличием морского течения, или отно-
сительным смещением участка трубопровода по отношению к покоящей-
ся жидкости за счет движения судна.
Детализируем перечень повторно-переменных нагрузок и воздействий
на трубопровод и дадим краткие комментарии по типам соответствующих
им расчетных ситуаций:
1)	продольные нагрузки на трубопровод при спуске плети в рамках
технологического цикла (сварка новой трубной секции, спуск в воду,
смещение судна-трубоукладчика в новое положение);
2)	изгибные нагрузки на трубопровод на монтажной рампе (при J-
методе укладки);
3)	гидродинамические нагрузки на свободно провисающий участок
трубопровода, возникающие при передвижении судна-трубоукладчика;
4)	нагрузки и воздействия на трубопровод при его позиционировании
на морском дне;
5)	нагрузки, характерные для стингерного метода укладки (продоль-
ные и изгибные нагрузки на трубопровод, действующие в плоскости и
из плоскости свободно провисшей плети, возникающие вследствие ог-
раниченной жесткости стингера и качки судна);
6)	повторно-переменные контактные нагрузки на трубу при ее дви-
жении по направляющим роликам;
7)	контактные нагрузки, создаваемые последним роликом стингера
при качке судна;
8)	гидродинамические нагрузки на свободно провисший участок тру-
бопровода, возникающие при его укладке при морском волнении;
9)	гидродинамические нагрузки, вызванные обтеканием свободно про-
висшего участка трубопровода морским течением в процессе укладки.
Для анализа реакции трубопроводной системы на действие перечис-
ленных выше нагрузок и воздействий сформируем набор расчетных мо-
делей, соответствующих рассматриваемым состояниям трубопроводной
системы:
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
299
1)	колебания трубопроводной плети криволинейного очертания, погру-
женной в жидкость под действием продольной возмущающей нагрузки;
2)	модели вихревого обтекания жидкостью провисшего участка
криволинейного очертания (при этом будем различать два расчетных
случая: (а) колебания трубопровода в потоке жидкости, (б) колеба-
ния трубопровода, перемещающегося в стоячей воде вслед за судном-
трубоукладчиком);
3)	колебания укладываемой трубопроводной плети под действием
волнового воздействия;
4)	контактные задачи для цилиндрических оболочек (перемещение
трубы по направляющим роликам).
На этапе эксплуатации на трубопровод действуют переменные тех-
нологические нагрузки, обусловленные изменением внутреннего давле-
ния и температуры перекачиваемого продукта, а также нагрузки при-
родного происхождения:
1) гидродинамические нагрузки на расположенный на дне трубопро-
вод, вызванные придонными течениями;
2) сейсмические нагрузки и воздействия (сейсмические подвижки
морского дна, дополнительные гидродинамические нагрузки, вызван-
ные сейсмическими возмущениями).
При анализе ресурса должны быть рассмотрены колебательные ре-
жимы, возникающие вследствие плохого обтекания трубопровода при-
донными течениями. При размещении трубопровода на неровном дне
возможно образование свободных пролетов достаточно большой протя-
женности, что может создать условия для реализации колебательных
режимов даже при сравнительно низких показателях скорости течения.
Возможно отсроченное развитие колебательных режимов в конструк-
ции по мере изменения рельефа дна под действием течения или иных
факторов. Опыт эксплуатации подводных трубопроводов показывает,
что наличие даже небольшого зазора, не превышающего 0.1D, может
приводить к появлению интенсивных колебаний, сопровождающихся
ударами трубопровода о грунт.
Гидродинамические воздействия на подводный газопровод. Для
морского газопровода реализуются, как правило, режимы обтекания с
отрывом потока и образованием вихревой дорожки Кармана. Вихри сры-
ваются попеременно, резко изменяя распределение давления, действу-
ющего на трубу, что приводит к появлению периодической силы (силы
Кармана), перпендикулярной к направлению вектора скорости потока.
Основной моделью для определения гидродинамических нагрузок от
воздействия волны на преграды сооружений, включенной в норматив-
ные документы, является формула, выражающая силу Морисона, при-
ходящуюся на единицу длины элемента недеформируемого газопрово-
да и действующую в плоскости, нормальной к оси газопровода, которая
имеет вид:
_r>2 A r~r	гл
-r __ l\,U UU ar	• f - I I
=^mPe	^dPp~^Af|^Gvb	(4.10)
где p* — плотность воды; D — диаметр цилиндра; и х, - проекция орби-
тальной скорости движения частиц воды на плоскость, нормальную к
оси газопровода; Ст — инерционный коэффициент; Cd — коэффициент ло-
бового сопротивления. Заметим здесь, что величина С = Са + 1 состоит
из двух членов, один из которых обусловлен присоединенной массой
жидкости Сс, а другой - изменением градиента давления в движущейся
с переменным ускорением жидкости.
Правильный выбор коэффициентов пропорциональности Ст и Cd
зависит от чисел Рейнольдса (Re = |C7jZ>/v) и Кьюлегана-Карпентера
(NKC — И» т- е- от скорости движения частиц жидкости, харак-
терного линейного размера поперечного сечения элемента конструкции,
периода волны Т, коэффициента кинематической вязкости жидкости v
и шероховатости поверхности газопровода. Значения коэффициента Cd
для элементов подводного газопровода, не покрытых морскими обрас-
таниями, принимаются равными 0.7-Ю. 8, а значения коэффициента Ст
принимаются равным 2.0, что верно в достаточно широком диапазоне
чисел Рейнольдса и при числах Кьюлегана-Карпентера, лежащих в ин-
тервале от 1 до 10. Эти значения включены в различные нормативные
документы как в России, так и за рубежом и в качестве первого прибли-
жения могут быть использованы при изучении колебаний деформируе-
мых трубопроводов.
Если деформируемый цилиндр движется в потоке, то сила Морисона
зависит от проекции на плоскость, нормальную к оси цилиндра, отно-
сительной скорости потока vr7V = UN — vN. В этом случае величины гидро-
динамической лобовой силы F и подъемной силы FL можно вычислить
по уравнению Морисона:
А»
tuD2 э
4 Эг
„ D 2
+ c<f(«)Pg 2
г nD2 dvrN	D 2
-ти )Г^	' ”<4^ 2 Vr^
(4.11)
При соответствующих условиях к силе Морисона нужно добавить
еще дополнительную подъемную силу FJK. Это связано с различны-
ми режимами обтекания газопровода при различных значениях чис-
ла Рейнольдса Re. Например, для недеформируемого и неподвижно-
го цилиндрического стержня, обтекаемого внешним стационарным
потоком при интервале изменения Re от 0 до 40, цилиндр обтекается
по линиям тока близким к линиям тока потенциального обтекания.
г . ,	 I «II! I ACTWAnpWHOCTbTPV^nnpnpnTTnp ЧП1
При числах Re = 40-5-250 за цилиндром образуется устойчивая вихре-
вая дорожка (вихри Кармана) при ламинарном характере обтекания.
Безразмерная частота срыва вихрей определяется числом Струхаля Sh =
= (&aD/Un, где со, — частота срыва вихрей, a UN — величина нормальной
составляющей скорости обтекания. С увеличением числа Рейнольдса
(Re = 150-5-300) регулярность вихрей в вихревой дорожке нарушается,
но сохраняется вблизи цилиндра. При Re >350 срывающиеся с поверх-
ности цилиндра вихри дробятся и рассеиваются в следе, переходя в мел-
кие турбулентные завихрения.
До начала срыва вихрей на неподвижный стержень действует толь-
ко сила лобового сопротивления. При возникновении вихрей появляет-
ся периодическая сила Кармана , нормальная вектору скорости по-
тока и лежащая в плоскости, нормальной к оси цилиндра. Величину
силы Кармана определяют по формуле:
=^lkPs 2 ^rN s^nco^’	(4-12)
где CLK - соответствующий эмпирический гидродинамический коэффи-
циент.
При расчете колебаний придонных провисов на стадии эксплуатации
необходимо учитывать зависимость гидродинамических коэффициен-
тов Ск и CLK от зазора между трубопроводом и морским дном. Такая за-
висимость вызвана неравномерным обтеканием трубопровода и прояв-
ляется при величинах зазора меньших, чем D/2.
При проектировании глубоководных конструкций большое внима-
ние уделяют расчету на волновые нагрузки, основанному на теории ре-
гулярных волн. При альтернативном подходе волны и волновое воздей-
ствие рассматриваются с позиции теории случайных процессов и полей.
Предположен ряд аналитических аппроксимаций частотного спектра
волн, которые определяют развитое морское волнение как стационар-
ный эргодический случайный процесс. Выбор вида спектра волновых
колебаний будет влиять на дальнейшее определение силовых воздей-
ствий. Наиболее распространен спектр Пирсона—Московица:
s(«)=7^rexp
2|q
(4.13)
где а = 8,1103; 0 = 0,74; со - круговая частота морского волнения; g —
ускорение силы тяжести; V— скорость ветра на высоте 19.5 м над уров-
нем моря. Для развитого морского волнения часто используются спект-
ры Неймана, Стрекалова и др.
Определение волновых нагрузок, таким образом, производится в два
этапа: вначале, используя соответствующую волновую теорию, опре-
деляют изменение поверхности воды и кинематику потока жидкости,
302
ГЛАВА IV
начиная с изменения волновой поверхности по высоте, затем опреде-
ляют гидродинамические силы, исходя из формулы Морисона или фор-
мулы для силы Кармана.
Ветровые нагрузки на надземные трубопроводы. Для надземных
трубопроводов основным видом нагружения, определяющим динами-
ческое поведение конструкции, являются ветровые нагрузки. Ветро-
вые нагрузки вызывают колебания трубопровода как по направлению,
так и в плоскости проходящей вдоль оси трубопровода перпендикуляр-
но направлению ветра. Наиболее опасны колебания трубопровода в вер-
тикальной плоскости, амплитуда которых, как правило, значительно
выше амплитуды колебаний в плоскости потока. Представляют ее в
виде распределенной нагрузки, действующей в вертикальной плоско-
сти. Амплитуда ветрового воздействия определяется скоростью и на-
правлением ветрового потока и представляет собой случайную, в об-
щем случае, нестационарную функцию времени, неоднородную по
продольной координате. Математическое описание явления может
быть дано на основе автоколебательной системы с запаздывающими си-
лами. При колебаниях преимущественно по первой форме модель прак-
тически обеспечивает резонансный режим во всем диапазоне скорос-
тей ветрового потока. При заданной скорости ветра амплитуду
аэродинамической силы приближенно определяют по формуле:
./0=SpV2D/2.	(4.14)
Здесь р — плотность воздуха; V - составляющая вектора скорости по-
тока в направлении, перпендикулярном продольной оси трубопровода;
су - аэродинамический коэффициент, значение которого зависит от фор-
мы, шероховатости поверхности и в общем случае от режима колебаний
обтекаемого тела цилиндрической формы. Значения аэродинамическо-
го коэффициента лежат в интервале 0.5 < су < 1.0 (су = 1,7 дает очень
надежный верхний предел аэродинамического коэффициента подъем-
ной силы).
Моделирование скорости ветрового потока предполагает учет слу-
чайной природы ветровых нагрузок. Натурные исследования показы-
вают, что ветровой поток, действующий на надземный трубопровод,
представляет в общем случае нестационарный случайный процесс
с ярко выраженной сезонной и суточной изменчивостью. Обычная ста-
тистическая информация, собираемая метеослужбами, содержит за-
пись наблюдений продольной и поперечной проекций скоростей ветра
и(0» w(t) на коротких временных интервалах (десятки минут - сутки)
и средние значения uc(£c), wc(^) на более длительных интервалах (неде-
ли — месяцы — сезоны). Индекс «с» в данном случае означает «сезон-
ную» изменчивость скорости ветра в среднем. Сезонная изменчивость
скорости ветра может быть представлена в виде кусочно-линейных за-
висимостей, где среднее значение скорости ветра на каждом линейном
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОГ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
303
участке (например, продолжительностью один месяц) является случай-
ной величиной с плотностью распределения рс(ис, wc\tc). Процессы uc(t)
и wc(t) можно считать детерминированными в пределах сезонных ин-
тервалов.
Экспериментально установлено, что скорость ветра в заданном на-
правлении на достаточно длинных временных интервалах можно пред-
ставить в виде суммы кусочно-стационарной случайной функции ur(t) и
некоторой случайной функции ф(£), характеризующей порывы ветра.
Функция <р(г) равна нулю везде, за исключением интервалов времени,
соответствующих длительностям порыва ветра. Нестационарные слу-
чайные процессы u(t) и w(t) представляют собой наложение на детерми-
нированные процессы uc(t) и wc(t) кусочно-стационарных случайных
процессов ur(t) и wr(t)9 характеризующих флуктуации скорости ветра
относительно среднего сезонного значения, и функций фп и ф^, описыва-
ющих порывы ветра. Для описания процессов urn и wr(t) необходимо
знание априорных спектральных плотностей Su и Sw. Наиболее распрос-
траненным представлением является аналитическое выражение для
спектральных плотностей пульсации компонентов скорости ветра типа
спектров Колмогорова.
Для описания порывов ветра в нижних слоях тропосферы (до 3 км)
предложена модель спектров Кармана. Здесь атмосферная турбулентность
понимается как случайный локально нормальный процесс. Гипотеза ло-
кальной нормальности предполагает, что в пределах турбулентной зоны
турбулентность атмосферы представляет собой непрерывный стационар-
ный нормальный (гауссовский) случайный процесс. Для определения
функции ф(0 необходима информация о вероятностных распределениях
продолжительности тф и частоты следования соф порывов ветра, продол-
жительности временных интервалов между двумя последовательными
порывами ветра, а также развертка скорости ветра во время порыва.
Сейсмические нагрузки на трубопроводы. Оценке сейсмических
воздействий на трубопроводы и трубопроводные системы уделялось до-
статочно большое внимание. Эти воздействия достаточно давно и обсто-
ятельно регламентируются нормами на проектирование и строительство
как строительных конструкций и сооружений общего назначения, так
и специально магистральных трубопроводов. Проблемы с сейсмикой
характерны для районов Северного Кавказа, Дальнего Востока, о. Са-
халин и др., требования к учету при проектировании и строительстве
сейсмических воздействий определяются нормами в соответствии с кар-
тами сейсмического районирования.
Общие причины повреждений трубопроводов при сейсмических воз-
действиях:
•	распространение сейсмической волны вдоль трубопровода, большие
деформации грунта. Возникают значительные напряжения растяже-
ния/сжатия преимущественно вблизи эпицентра;
OQ Л
VTT ЛТ5 Л ТЛГ
•	возникновение осевых деформаций трубопровода или деформаций
от изгиба в зонах слоистой геологии из-за различий в деформативности
грунтовых слоев;
•	деформации от изгиба, изломы, срезы трубопровода, большие осе-
вые деформации трубопровода в зонах соединения с массивным объек-
том или трубопроводом иного направления;
•	вертикальные смещения (просадки) из-за малой жесткости стыков
или в местах присоединения к горизонтальным участкам;
•	отдельной общей причиной является сосредоточение трубопровода
в грунте в зоне тектонического разлома, динамика которого сопровож-
дается значительными деформациями грунтов. В этом случае при зем-
летрясениях более 7 баллов могут быть опасными как продольные, так
и поперечные сейсмические волны;
•	степень защемления трубопроводов влияет на повреждаемость наи-
более существенно для D < 300 мм (более 80% аварий для D < 200 мм).
Подземные трубопроводы получают наибольшие повреждения, ког-
да трасса сонаправлена вектору сейсмической деформации; для перпен-
дикулярных направлений повреждения незначительные; при перпен-
дикулярных направлениях воздействия у надземных трубопроводов
происходит смещение и перекос опор, сброс с опор. Влияние заглубле-
ния трубопровода может быть учтено следующим образом:
-	для продольной сейсмической волны с периодом Т > 0,2 с. харак-
терна зависимость относительного сейсмического ускорения от глуби-
ны заложения Л:
<; = ^h- = 0.Z+0,8e4'’i3",	(4.15)
ас0
где ach - ускорение на глубине h9 ас0 — ускорение на поверхности грунта.
Полнота передачи сейсмического воздействия от грунта трубопроводу
зависит только от плотности грунтового массива и степени защемления
трубопровода;
- изменение глубины заложения от 1 до 2,5 м приведет к снижению
сейсмического ускорения на 19%, однако, при этом возрастет степень
защемления.
Систематизация признаков состояния трубопроводов при воздействи-
ях 6—12 баллов по MSK-64 (по возрастанию степени воздействия и с по-
глощением менее опасных состояний):
6 баллов — небольшие смещения трубопроводов на опорах;
— смещения, перекосы опор-стоек в неблагоприятных грунтах;
7 баллов - плавное искривление в плане вдоль продольной оси тру-
бопроводов D100-150 мм;
- смещения на опорах без разрушения;
—подземные трубопроводы: большие деформации в местах стыков с
массивными сооружениями;
— значительные повреждения бетонных опор;
Кот-тспэvkttaтш Л я НА НЕЖНОСТЬ 'грунппрлпо пор
зо
8	баллов — перекосы, проседания и падения стоек-опор;
—	сброс надземных трубопроводов с опор;
—	искривления вдоль продольной оси надземных и открытых назем-
ных трубопроводов;
—	повреждения и разрушения нежестких стыков (неблагоприятные
грунтовые условия, крепления к массивным сооружениям) подземных
трубопроводов;
—	гофрообразование подземных трубопроводов;
9	баллов — разрушения бетонных и железобетонных опор;
- разрушения как при 8 баллах, но в больших масштабах;
10	баллов - массовые разрушения всех видов трубопроводов;
11	баллов — полное разрушение надземных, массовое — наземных,
значительное — подземных трубопроводов;
12	баллов — полное разрушение подземных и надземных, массовое —
наземных трубопроводов.
Влияние типа грунтов:
—	значительные деформации возникают в слабых грунтах при рас-
пространении волн смещения большой длины с периодом Т ~ 5—10 с.;
—	согласно СНиП II-7-81 подземные трубопроводы в грунтах II кате-
гории связаны с грунтами достаточно жестко. Разрушения вызываются
деформациями растяжения-сжатия, изгиба и сдвига грунта. Деформа-
ции сдвига в грунтовом массиве могут быть оценены по формуле:
у	н
,	(4.16)
Л	сЛ.	v 7
где ув — горизонтальное смещение частиц грунта при высоте h над ко-
ренными породами; Н — толщина слоя грунта над коренными порода-
ми; св — скорость сейсмической волны сдвига;
—	угол деформаций сдвига в средних по плотности и мягких грунтах
0,002—0,005 рад.;
—	для D 500 это дает смещение слоев грунта по верхним и нижним
образующим трубы 0,1—0,25 см (в рыхлых грунтах).
Методы расчета трубопроводов на сейсмостойкость различаются по мо-
делям: квазистатические, расчет колебаний трубопровода в «грунтовой
обойме» (присоединенная масса), вероятностно-статистические методы.
Квазистатическая модель описывается формулой Напетваридзе-Му-
курдумова при продольном воздействии:
тахо
ТЕ с
2л ср
(4.17)
где max бх — максимальные продольные напряжения в трубе (дополни-
тельные), Е - модуль Юнга стали, Т — период колебаний частиц грунта,
ас — сейсмическое ускорение, ср — скорость распространения сейсмичес-
кой волны вдоль оси трубопровода, m — коэффициент защемления.
406
ГЛАВА TV
Квазистатическая модель без учета «замороженности» сейсмической
волны (предполагается линейная связь изгиба трубопровода и грунта):
max gx = n^DE “с2 ,	(4.18)
где D — наружный диаметр трубопровода, т1 — коэффициент защемле-
ния при изгибе трубопровода.
Формула для продольных смещений трубопровода в случае, когда
перемещения грунтового массива и трубопровода не совпадают:
maxur = muG =--------—,
. ( 2п ]
1+1 ----
(4.19)
ЕР ’
где uQ - максимальная амплитуда смещения частиц грунта в массиве,
Схо ~ обобщенный удельный коэффициент касательного сопротивления
грунта перемещению трубопровода, F — площадь поперечного сечения
трубы. Здесь т — максимальное значение коэффициента защемления.
При расчете напряжений сейсмические напряжения суммируются
с напряжениями, вычисленными от давления, температуры и т. д.; при
расчете перемещений учитывают, что на момент начала сейсмического
воздействия трубопровод находится в стабилизированном состоянии
с грунтом по отношению ко всем остальным видам воздействий. Расчеты
производятся согласно СНиП 2.05.06-85, Инструкции по проектированию
магистральных газопроводов в сейсмических районах ВСН 2-137-81 и
СНиП П-7-81 (сейсмичность региона).
Протяженность трубопровода влияет на напряжения для участков,
длина которых соизмерима с длиной сейсмической волны (в однород-
ных грунтах) —= 2-ьЗ,	= 2-5-3.
у 0	* ря 0
4.3.	РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ И МОДЕЛИ МЕХАНИЧЕСКОГО
ДЕФОРМИРОВАНИЯ
СИСТЕМА РАСЧЕТНЫХ
КРИТЕРИЕВ
Общая характеристика системы рас-
четных критериев. В нормах проекти-
рования газо- и нефтепроводов, в мате-
риалах исследовательского характера
рекомендована к применению система
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
307
расчетных критериев, отражающая множественность механизмов
деградации свойств трубопроводной конструкции в процессе ее стро-
ительства и эксплуатации.
В нее вошли следующие типы расчетных критериев:
Критерии прочности
(1)	прочности в форме ограничений на величину упруго-пластичес-
ких напряжений и/или деформаций;
(2)	механики разрушения (линейной и упруго-пластической);
(3)	неустойчивого распространения трещин (хрупких и вязких);
Критерии устойчивости
(4)	устойчивости (стержневая форма);
(5)	местной потери устойчивости (оболочечная форма);
(6)	устойчивости против смятия (локального и распространяющего-
ся) для глубоководных трубопроводов, в том числе при комбинирован-
ном нагружении (изгиб, продольное усилие и внешнее давление);
(7)	устойчивости положения;
Критерии долговечности
(8)	усталости при многоцикловом нагружении (выносливости);
(9)	усталости при малоцикловом нагружении;
(10)	роста усталостных трещин под действием нагрузок механичес-
кой природы;
(11)	критерии долговечности при коррозионно-механических нагруз-
ках и воздействиях.
При действии нагрузок и воздействий, относящихся к первым двум
группам, в конструкции развиваются явления деградационного типа.
К ним относятся: накопление усталостных повреждений, приводящее к
образованию усталостной трещины или исчерпанию несущей способно-
сти при одностороннем накоплении пластических деформаций; подрас-
тание дефектов, включая трещины, до критических размеров; постепен-
ное развитие коррозионных повреждений. Возникающие в системе
отказы в этом случае относятся к отказам деградационного типа. При
действии нагрузок и воздействий третьей группы более типичными яв-
ляются внезапные отказы, возникающие в системе вследствие однократ-
ного нарушения критериальных условий прочности или устойчивости
при реализации нагрузок высокой интенсивности.
Локальные критерии разрушения элементов трубопроводов
при статическом нагружении. Результаты исследования деформа-
тивных и прочностных характеристик конструкционных сталей
показывают, что имеет место хрупкое и пластичное состояния ма-
териала, каждому из которых соответствует определенный доми-
нирующий механизм разрушения. Для описания условий разрушения
материалов в хрупком состоянии применяют критериальные соот-
ношения первой и второй теорий прочности, а для пластических
ГЛАВА'
состояний используют третью и четвертую теории прочности.
Все четыре теории прочности предназначены для описания состо-
яния материала в точке и имеют смысл локальных критериев раз-
рушения.
Для систематизации и наглядности применения различных теорий
прочности была предложена диаграмма механического состояния (ДМС)
материала. На диаграмме по оси абсцисс наносят рассчитанные на основе
второй теории прочности приведенные напряжения растяжения Snp для
данного напряженного состояния, по оси ординат — наибольшие при-
веденные касательные напряжения, полученные с использованием тре-
тьей теории прочности. Луч, соединяющий полученную точку с началом
координат, характеризует жесткость данного напряженного состояния.
Чем больше угол наклона (а = arctg	тем мягче способ нагруже-
ния и меньше стеснение деформаций. Нагружение по лучу может выз-
вать разрушение по механизму отрыва, если Snp = sot или по механизму
среза, если = тА. Здесь — истинное касательное напряжение в момент
окончательного разрушения по механизму среза (сопротивление срезу);
Sot - истинное сопротивление отрыву. В зависимости от типа напряжен-
ного состояния возможна реализация различных промежуточных вари-
антов деформирования и разрушения.
Для практического использования ДМС необходимо определить для
рассматриваемого материала сопротивление срезу тА, зависимость сопро-
тивления отрыву Sot от пластических деформаций и диаграмму дефор-
мирования при срезе. При экспериментальном определении этих характе-
ристик необходима четкая классификация механизмов разрушения.
Механизмы отрыва и среза различаются по виду макроразрушения (в за-
висимости от направления плоскостей разрыва) и характеру излома (фрак-
тографическое исследование).
Дальнейшее развитие получил более общий локальный критерий
разрушения, основанный на инвариантности предельного сопротивле-
ния отрыву материала Sot температуре и жесткости напряженного со-
стояния. В качестве физической основы критерия приняты микрострук-
турные механизмы разрушения. Хрупкое разрушение рассмотрено как
результат зарождения и развития острых микротрещин, вязкое — как
результат образования, развития и слияния микропор. Предложенный
критерии хрупкого разрушения имеет вид:
of>or(T),	(4.20)
<Jt	(4.21)
где о. — интенсивность пластических напряжений,	— функция, оп-
ределяющая величину предела текучести в зависимости от температу-
ры, - первое главное напряжение, S_(е) — зависимость истинного раз-
рушающего напряжения Sk в опытах на растяжение (цилиндрические
KOHCTPVKTWRHА Я НА ТШЖНЛСТЬ ТРУКППРОНОПОВ
309
образцы) от величины истинной предельной деформации ek при реали-
зации разрушения отрывом. Зависимость (4.20) рассматривается как
условие зарождения микротрещин, а (4.21) — как условие их развития.
Критерий вязкого разрушения может быть записан в виде:
(4.22)
где е. — интенсивность пластических деформаций, екр — характерная для
данного материала величина, практически не зависящая от темпера-
туры.
Типичная результирующая экспериментальная диаграмма представ-
лена на рис. 4.1. Показаны зависимости истинного разрушающего на-
пряжения SK, предела текучести и предельной деформации ек от тем-
пературы испытания Т. Участок fd на диаграмме отвечает хрупкому
механизму разрушения, db - вязкому. Поскольку в точке d всегда име-
ется перелом, ее легко определить. Участки fd9 db9 fg аппроксимируют-
ся кривыми специального вида, содержащими 9 констант, причем две
из них, характеризующие диаграмму деформирования, зависят от тем-
пературы. Построим сечение критерия, зафиксировав Т = 20°С и о2 = о3.
Для обработанных экспериментальных данных сечение будет иметь вид,
изображенный на рис. 4.2. Участок db соответствует вязкому разруше-
нию, участки df и fc— хрупкому. Отметим, что полученный график в
значительной степени повторяет ДМС, построенную на основе критерия
Фридмана.
Рис. 4.1. Температурные зависимости характеристик разрушения
310
ГЛАВА IV
Рис. 4.2. Диаграмма предельных состояний
КРИТЕРИИ ЛИНЕЙНОЙ Условия начала распространения
И НЕЛИНЕЙНОЙ МЕХАНИКИ (страгивания) трещины на основе
Р А ЗРУШЕНИЯ	энергетических и силовых критериев
имеют следующий вид:
1) интенсивность высвобождающейся энергии G достигает критичес-
кой величины Gc (G = Gc — энергетический критерий А.А. Гриффитса);
2) коэффициент интенсивности напряжений (КИИ) К достигает кри-
тической величины Кс (л = А'г — силовой критерий Дж. Р. Ирвина).
Критерии линейной механики разрушения используются для получения
оценок предельных значений нагрузок или напряжений в конструкции
в условиях хрупкого и квазихрупкого разрушения. Хрупкое разрушение в
конструкции происходит в результате распространения магистральной тре-
щины при локализации пластической деформации в ограниченной области
вблизи контура трещины. При квазихрупком разрушении существует огра-
ниченная зона пластических деформаций у поверхности трещины. В осталь-
ных частях тела пластические деформации отсутствуют.
Критическое значение КИИ Кт при плоской деформации К 1с представ-
ляет собой характеристику сопротивления материала возникновению
хрупкого разрушения в области упругих деформаций. Параметр К1с пред-
ставляет собой нижнюю оценку предела трещиностойкости Кс и удовлет-
воряет условию К1с < Кс при фиксированных условиях испытаний.
Применение критериев линейной механики разрушения к реальным
трубопроводным конструкциям, изготовленным из высокопластичных
сталей, ограничено. При развитой пластичности в прилегающей к де-
фекту зоне механизм разрушения может быть существенно иным. В этом
случае разрушение происходит после существенной пластической дефор-
мации, протекающей по всему или почти по всему объему тела.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
311
Рассмотрим основные подходы, применяемые в нелинейной упруго-
пластической механике разрушения. Принято выделять три группы
задач о прочности и несущей способности упруго-пластических тел с
трещинами: маломасштабная пластичность; развитая пластичность;
общая пластичность.
В первом случае пластические эффекты локализованы в малой окрес-
тности около вершины трещины. Учет маломасштабной текучести состо-
ит во введении специальным образом рассчитанных поправок на длину
трещины. Для сквозной трещины в бесконечной пластине, растягивае-
мой напряжениями о, в условиях плоского напряженного состояния кор-
ректирующий коэффициент ф вычисляется по формуле Ирвина с исполь-
зованием К-модели:
ф0 =1 + (1/2)(о/ог)2,	(4.23)
а соответствующая расчетная длина трещины — 2(pZ, где 21 — перво-
начальная длина трещины, стг — предел текучести идеального упруго-
пластического тела. При расчете поправок в конструкциях из упруго-
пластического материала, обладающего упрочнением, вводят в расчет
эффективные значения напряжений текучести, аналогично введенным
выше напряжениям о . Так же поступают, если в конструкции с трещи-
ной не выполняются условия плоского напряженного состояния. При
плоской деформации с учетом эффекта стеснения деформации необхо-
димо заменить предел текучести ог на новое значение £ог, учитываю-
щее величину пластического стеснения L. Коэффициент пластического
стеснения L = 1 при плоском напряженном состоянии и L = 3 при плос-
кой деформации. Реальные значения коэффициента стеснения в каж-
дом конкретном случае будут расположены внутри этого интервала. В
ряде изданий рекомендовано для практического применения значение
величины пластического стеснения L = -Тз, если отсутствуют более точ-
ные данные о характере напряженного состояния в конструкции.
Для более протяженных зон пластичности модель Ирвина не позво-
ляет получать корректные решения. В этом случае может быть приме-
нена 5-модель Дагдейла-Панасюка. Поправочный коэффициент на дли-
ну трещины в этом случае может быть вычислен по формуле
(pi =sec(Ko/2oc).	(4.24)
Для упруго-пластических материалов с выраженными пластически-
ми свойствами более эффективны деформационные критерии, постро-
енные из анализа локального разрушения тел с трещинами в условиях
пластического деформирования. К их числу принадлежит критерий
критического раскрытия трещины в вершине, методы определения ко-
торого стандартизованы. Применение критерия построено на сравнении
экспериментально определенного предельного значения критического
раскрытия трещины 5. с расчетным значением 5, полученным, как пра-
вило, на основе 5-модели Дагдейла-Панасюка.
_ 8g/,	( тю
о — In sec
nF	^2g
(4.25)
На основе этой модели и критерия раскрытия трещины получена
формула для определения разрушающих номинальных напряжений в
конструкции gcd, в предположении, что в пределах пластической зоны
средняя интенсивность напряжений равна пределу прочности ов мате-
риала:
2	(
gcd - GB arccos exp -
я	I
(4.26)
8о’/
Учет поправок на длину трещины типа ср0 и <р1, позволяет расширить
диапазон применения методов механики разрушения до уровней номи-
нальных напряжений, приближающихся к значениям, соответствую-
щим пределу пропорциональности опц.
В упругопластической механике разрушения при решении приклад-
ных задач широкое распространение получили двухпараметрические
критерии разрушения, позволяющие достаточно просто строить крити-
ческие диаграммы для конструкций с трещинами без четкого предвари-
тельного разделения на хрупкие и вязкие трещины. Два базовых крите-
рия представляются соответственно через критическое глобальное
напряжение Gcr (согласно линейной механике разрушения) и предель-
ное глобальное напряжение конструкции (согласно предельному ана-
лизу). Наиболее известным двухпараметрическим критерием является
диаграмма «целостность—разрушение» или диаграмма R6; Современная
форма этой диаграммы предложена R. Harrison.
(4.27)
Диаграмма строится в координатах
(4.28)
В основании данного подхода лежит рассмотрение сквозной трещи-
ны в бесконечной плоскости, растягиваемой напряжениями G. На осно-
ве данного метода в Великобритании, США и ряде других стран были
разработаны нормативные документы по оценке трещиностойкости кон-
струкций. Отметим также критерий J. Newman, имеющий вид:

(4.29)
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОС ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
313
В этом соотношении Кс — условный критический коэффициент ин-
тенсивности напряжений, KN — параметр трещиностойкости по Ньюма-
ну, mN — параметр. Среди критериальных уравнений, полученных оте-
чественными учеными, отметим уравнение критической диаграммы
разрушения Е. Морозова
(4.30)
где, О] — максимальное главное напряжение, и разработку А.Е. Андрей-
кива
(4.31)
где параметр интерполяции з, вообще говоря» нуждается в уточнении в
каждом конкретном случае» но с приемлемой точностью для широкого
круга задач допустимо положить з == 2;	— характерная деформация»
вычисленная с учетом возмущений» вносимых дефектом в поле номи-
нальных напряжений дефектом» - разрушающая деформация при од-
ноосном растяжении. В отношении критерия (4.31) можно добавить» что
он получен не «феноменологической» интерполяцией двух критериев»
а может быть выведен из энергетического критерия развития трещины.
При решении задач с маломасштабной» развитой и общей пластичнос-
тью можно использовать деформационный критерий разрушения по
Н.А. Махутову типа К.е = К.ес.
С точки зрения анализа надежности и долговечности трубопровода с
трещиноподобным дефектом» модели динамического распространения
трещины» ветвления трещин» динамики раскрытия трубопровода» мо-
дели хрупкого разрушения с образованием и разлетом осколков и т. п.
практического интереса не представляют» поскольку для оценки пока-
зателей безотказности и долговечности факт образования» страгивания
продольной трещины и(или) ее прорастание до образования сквозной
течи является признаком критического отказа газопровода. Такие за-
дачи имеют важное значение для оценки безопасности и последствий
отказа при анализе сценариев последующего развития аварии (оценка
протяженности разрушенного участка для прогнозирования объемов
аварийного выброса газа» расчет поражающего воздействия осколками
и т. д.). Однако в настоящий момент соответствующие математические
модели перечисленных явлений представляют исследовательский ин-
терес и пока не могут быть предложены в качестве методической осно-
вы нормативных расчетов.
Критерии устойчивости (на примере глубоководных трубопроводов
в условиях комбинированного нагружения). Потеря устойчивости и пос-
ледующее смятие (локальное или протяженное) - один из вероятных и
314
ГЛАВА I \
наиболее тяжелых по последствиям механизмов повреждения глубоко-
водных трубопроводов. Внешне это явление состоит в том, что при дос-
тижении комбинацией нагрузок некоторого предельного значения про-
исходит коллапс оболочки трубопровода. Процесс смятия может носить
динамический характер и распространяться на участках значительной
протяженности со скоростью, достигающей сотен метров в секунду. Рас-
пространение лавины прекращается при снижении внешнего давления
ниже критического уровня или при достижении фронтом смятия участ-
ков с повышенным сопротивлением смятию. Предлагаемая ниже систе-
ма критериев направлена на недопущение смятия оболочки газопрово-
да в условиях нагружения гидростатическим давлением, изгибом и
продольной силой. Такой режим нагружения характерен для этапа ук-
ладки трубопровода на дно, но при условиях образования свободно про-
висающих пролетов является типичным и для стадии эксплуатации.
Формулы для расчета предельного гидростатического давления по-
лучены из решения задачи о деформировании внешним гидростатичес-
ким давлением круговой цилиндрической оболочки из упруго-пласти-
ческого материала с изотропным упрочнением. Критическое давление
смятия Рсг при нулевом продольном усилии может быть вычислено по
схеме G.-T. Ju.
Константы С и D зависят от секущего Eg и тангенциального Et моду-
лей на диаграмме деформирования материала трубы в точке с напряже-
ниями о, = (1соответствующими критическому давлению Рсг,
и текущего значения коэффициента Пуассона vf, вычисленного в этой
же точке.
Для расчета критических деформаций цилиндрических оболочек при
изгибе могут быть рекомендованы зависимости:
Efr= 0.5 (//£>)
(4.33)
и
е" = (4/3)(Е, / Е. Г (t/DI	(4.34)
Формула (4.34) получена для случая осевого сжатия круговой цилин-
дрической оболочки, но может быть использована для получения ниж-
них, заведомо консервативных оценок критических деформаций, и в
случае изгиба оболочек.
В нормативной и методической литературе рассматриваются также
два типа интерполяционных критериев:
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОЕ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
315
(4.35)
(4.36)
Наиболее полно условию консерватизма получаемых оценок для
различных сталей и типоразмеров труб удовлетворяет критерий
(4.36), и на практике он получил более широкое распространение. Рас-
сматривая критерии устойчивости подводных трубопроводов при ком-
бинированном нагружении, необходимо отметить, что форма пред-
ставления приведенных выше критериев не предусматривает учет так
называемых вторичных факторов на несущую способность труб. К
ним относится наличие различного рода начальных и приобретенных
дефектов труб, таких как отклонение формы поперечного сечения от
круговой формы, неоднородность толщины стенки по телу трубы, на-
личие остаточных технологических напряжений, анизотропия меха-
нических свойств материала труб и некоторые другие. Учет этих фак-
торов проводят, как правило, посредством введения мажорирующих
коэффициентов, определяемых по результатам решения специализи-
рованных задач.
ОЦЕНКИ НЕСУЩЕЙ
СПОСОБНОСТИ
ТРУБОПРОВОДОВ
С ДЕФЕКТАМИ
Общий алгоритм расчета прочности и трещи-
ностойкости трубопроводов с локальными де-
фектами. В процессе эксплуатации трубопрово-
ды получают различного рода повреждения,
влияющие на их реальные ресурсные и прочно-
стные показатели. В этих условиях исходные расчетные показатели проч-
ности и долговечности конструкции, определенные без учета дефектов,
должны быть скорректированы на основе данных текущего техничес-
кого контроля и диагностики. По результатам такого рода исследова-
ний должно быть подготовлено заключение о возможности дальнейшей
эксплуатации участка трубопровода в номинальном режиме и/или вве-
дения ограничений на режимы нагружения. При наличии прогнозных
оценок развития дефектов должны быть даны рекомендации по содер-
жанию, объему и срокам технического обслуживания и контроля уча-
стка трубопровода. К числу факторов, требующих повышенного вни-
мания, относятся вопросы прочности элементов трубопроводов с
локальными дефектами различного происхождения. На рис. 4.3 при-
ведена структурная схема алгоритма, реализующего основные подхо-
ды к решению задачи по обеспечению прочности трубопроводных кон-
струкций, содержащих локальные дефекты. Расчет относится к
категории поверочных прочностных расчетов.
316
ГЛАВА IV
Рис. 4.3. Общий алгоритм анализа НДС трубопровода с дефектом
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТБ ТРУБОПРОВОДОВ
317
Обзор некоторых методик расчета трубопроводов с дефектами.
Для оценки несущей способности трубопроводов с повреждениями типа
локального или обширного утончения стенки трубы вследствие корро-
зии разработаны и стандартизованы многочисленные методики. В осно-
ву представленных сравнительных исследований легли данные резуль-
татов испытаний труб для магистральных газо- и нефтепроводов,
полученные во ВНИИСТе, ВНИИГАЗе и из некоторых зарубежных ис-
точников.
Наибольшее распространение к настоящему времени в отечествен-
ной и зарубежной практике получил полуэмпирический подход, реали-
зованный в ASME и получивший название «Код B31G». Метод основан
на полуэмпирических уравнениях, при выводе которых использованы
5-модель Дагдейла для пластической зоны, соотношения Фолиаса, учи-
тывающие особенности распределения напряжений у вершины осевой
сквозной трещины в цилиндрической оболочке, и эмпирически установ-
ленные соотношения, связывающие величину разрушающих напряже-
ний глубиной повреждения. Для расчета критических напряжений S
было предложено уравнение:
_ 1-А/4
1-(л/А)(м-*)
(4.37)
где S — предельное напряжение, представляющее собой комбинацию
пределов прочности и текучести материалов, А — площадь проекции де-
фекта по толщине стенки трубы, М — коэффициент Фолиаса, вычисляе-
мый по формуле:
М =
0.8L-
Dt
1/2
(4.38)
где L — длина дефекта, D и t — диаметр и толщина стенки трубы, Ао =
= Lt. Все дефекты аппроксимируются плоским вырезом параболиче-
ской формы с максимальной глубиной d. Площадь дефекта в этом слу-
чае вычисляется по формуле А = (2/3)Ld. Предельные напряжения при-
нимают равными S = 1.1 SMYS, где SMYS - минимальное
гарантированное значение предела текучести, в качестве которого при-
нимают значения напряжений, соответствующих полным деформаци-
ям е = 0.005. Уравнение позволяет оценить предельно допустимую ве-
личину окружных напряжений Sf по условию прочности для труб с
коррозионными повреждениями. Значение Sf не должно быть меньше
значения SMYS. Участок трубопровода с коррозионным повреждени-
ем, эксплуатирующийся при уровне номинальных напряжений S < 0.72
SMYS, может быть оставлен в эксплуатации без коррекции уровня ра-
бочего давления, если выполняется условие:
318
ГЛАВА IV
I-	?-11/2
(d It ।	/ >А \i/2
---------- (®0 •	(4 391
l.l(d/t)~ 0.15 J	v
Выполнение условия (4.39) обеспечивает нормативный коэффициент
запаса по разрушающим напряжениям F = 1,39. Если условие наруше-
но, то эксплуатационное давление должно быть снижено до уровня, рас-
считываемого на основе уравнения (4.37).
Результаты полномасштабных испытаний поврежденных труб на
разрушение внутренним давлением показывают, что в своей области при-
менения, ограниченной коррозионными повреждениями, применение
этого метода дает достаточно консервативную оценку остаточной проч-
ности (рис. 4.4). Попытка применить критерии B31G к острым повреж-
дениям (трещинам, острым искусственным «машинным надрезам»)
приводит к существенной недооценке опасности повреждения (рис. 4.5).
Прогнозируемое давление разрушения вычислялось без введения коэф-
фициентов запаса, поэтому полученные расчетные значения по смыслу
соответствуют реальным разрушающим давлениям для трубы с дефек-
том. На основе стандарта B31G ВНИГАЗом в 1991 г. была выпущена
«Инструкция по освидетельствованию и отбраковке труб». За счет вве-
дения более жестких коэффициентов запаса она дает более консерватив-
ную оценку остаточной прочности.
Существует несколько модификаций подхода B31G. В общем случае
уравнение (4.37) может быть записано в виде:
Прогнозируемое давление
разрушения, МПа
Рис. 4.4. Критерии B31G и RSTRENG по отношению к гладким дефектам
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО!, ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
319
Прогнозируемое давление разрушения ( B31G), МПа
Рис. 4.5. Критерий B31G по отношению к трещиноподобным дефектам
1-а(гШ)
l-a(d/r)(ftf_1j
(4.40)
Различие между методами касается задания численных значений
коэффициента а, зависящего от способа аппроксимации формы дефек-
та, коэффициентаМ и значении критических напряжений 5 (табл. 4.2).
1/2
М =
(4.40а)
L2
Ъ+0.6275-—г
(О')
-0.003375
Таблица 4.2. СРАВНЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ ПАРАМЕТРОВ		
Сравниваемые модификации расчетных методов	'		
Объект сравнения	1	ASMEB31G	IbiKENG	1
1	2	з	!
S	1.1 SMYS	(SMYS468.9) МПа
	<4.478	<7.071
а	2/3	0.85
	м		(4.37)	(4.40а)
	>4.478	>7.071	;
а	1	0.85
и	со	(4.406)	 J
м =
(4.406)
3.3 + 0.032, ч
(Dr)
Приведенные в таблице варианты расчетных формул направлены
на снижение консерватизма получаемых оценок по отношению к кор-
розионным дефектам. На рис. 4.4. приведены результаты расчетов, вы-
полненных на основе прикладной программы RSTRENG: для «относи-
тельно гладких» дефектов оценки значительно менее консервативны,
чем оценки B31G, и с учетом коэффициентов безопасности могут быть
применены к трубам с подобными повреждениями. При оценке при-
менимости рассмотренных расчетных методов к анализу тех или иных
типов дефектов (рис. 4.5), необходимо учитывать ограничения, накла-
дываемые разработчиками нормативных документов: относительно
гладкие дефекты (неострые концентраторы) в основном металле труб,
нагруженных внутренним давлением и из марок сталей класса проч-
ности ниже Х65 (для более высоких классов отсутствуют эксперимен-
тальные данные).
Иной полуэмпирический подход представлен в методике, стандар-
тизованной и применяемой в Германии: граница области допустимых
размеров дефектов определяется в системе безразмерных координат (ко-
эффициентов) «нагруженности» = ап / Rm и «поврежденности» Kfl =
Gf I оп, где и - значения номинальных напряжений, <5f — напряжения,
вычисленные с учетом уменьшения остаточного сечения в зоне дефек-
та, Rm — предел прочности материала труб на растяжение. Коэффициент
нагруженности равен отношению величины номинальных напряжений,
действующих в трубе, в предположении об отсутствии дефекта, к вели-
чине разрушающих напряжений, определенных по результатам испы-
таний. Коэффициент поврежденности введен в качестве меры увеличе-
ния напряжений, возникающего вследствие уменьшения толщины
стенки в зоне дефекта, что соответствует подходу, применяемому при
расчетах по схемам предельного анализа. Расчет численных значений
коэффициента Kfl основан на методе сравнения площадей по контуру
полуэллиптической трещины, аппроксимирующей реальный дефект. В
качестве критерия наступления предельного состояния принято усло-
вие Gf=Rm. Функция отказа, которая описывает снижение несущей спо-
собности поврежденной трубы (Кь) по мере увеличения размера дефек-
та, характеризуемого коэффициентом Kfl, при этом имеет вид:
*‘“777/	(<•«>
В плоскости коэффициентов это уравнение представляет собой кри-
вую, представленную на рис. 4.6. Предполагается, что для состояний,
образы которых имеют координаты Kfl иКьи располагаются на этой
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ TPVBOHPOBOflOB
321
кривой, вероятность отказа Р = 0.5, и полоса разброса эксперимен-
тальных данных относительно функции отказа равномерна. Статис-
тическая обработка в рамках рассматриваемого полуэмипирическо-
го подхода результатов экспериментов показала, что разброс
экспериментальных данных можно описать логарифмически нор-
мальным распределением, что позволило вероятность отказа для лю-
бого повреждения трубы представить как функцию размера дефекта
и внутреннего давления в трубопроводе. Экспериментальные точки,
соответствующие результатам испытаний труб с реальными трещи-
нами, лежат значительно ниже относительно кривой функции отка-
за, чем точки, соответствующие испытаниям с трещиноподобными де-
фектами типа искусственных острых надрезов, моделирующих
реальные трещины. Очевидно, что вероятность отказа для трещины
несколько выше, чем предполагает расчет по этой методике.
кь
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
Данные из табл. 6.11:
• №№1-7;
▲	№№ 8-22;
	№№23-32;
▼	№№ 33-41.
Данные из таб. 6.12:
+- №№ 15-19.
—Функция отказа
— Кривые, где
вероятность отказа
составляет 2% и
98%
0,0	1,0	2,0	3,0	4,0	5,0	6,0
КА
Рис. 4.6. Полуэмпирический метод и данные
полномасштабных испытаний труб
Оценка опасности дефектов в магистральных нефтепроводах. Пос-
ле переработки и адаптации к российским нормативным документам по
магистральным трубопроводам и маркам трубных сталей стандарт ВЗ1G
был положен в основу методики АК «Транснефть» для оценки опаснос-
ти повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов. Методика
322
ГЛАВАГ
позволяет провести оценку допустимости дефектов типа коррозионных
и механических потерь металла, расслоений. Тип дефекта учитывается
коэффициентом запаса п;. значения которого приведены в табл. 4.3.
Таблица 4.3. ЗНАЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАПАСА
ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ДЕФЕКТОВ
( Тип дефекта		Назначение
Потеря металла	1.0	1
Риска	1.1	Учет накопленного усталостного ! повреждения и наклепа	
Расслоение	1.0	।
Расслоение с выходом на поверхность	1.2	Учет местного снижения свойств и накопленного усталостного повреждения
Изменение толщины стенки	0.95	
Допустимое давление эксплуатации рассчитывается по следующим
формулам:
Рвю“ Р 1.093л, Асг,
U-A
Lt-AIM
I 0.893L*,.
> если /-=— -
I yJDt
gr ( d) 0.893L
Рлоп - P .	., .. „ 1 t > если	>4-
Влияние температурного старения на прочностные свойства метал-
ла учитывается коэффициентом Ks, вычисляемым по формуле:
Кк -1 + 0.025 С.Т,
где Ch - эквивалент углерода, Т - время эксплуатации трубопровода в
годах. Дополнительный коэффициент запаса п2 = 1.05 учитывает опас-
ность последствий разрушений от протяженных дефектов на магистраль-
ных нефтепроводах диаметром 1220 мм.
Оценка опасности коррозионных дефектов в магистральных газопро-
водах по ВРД 39-1.10-004-99. Методология и процедура оценки опаснос-
ти коррозионных дефектов, выявленных при диагностике магистральных
газопроводов, реализованы в ведомственном документе ОАО «Газпром»
ВРД 39-1.10-004-99. Анализ напряженно-деформированного состояния
в зоне дефекта проводится с учетом возможного упруго-пластического
деформирования. Связь между интенсивностями напряжений и дефор-
маций Е. принимается в виде степенной диаграммы деформирования.
Предельные состояния металла трубы описываются критериями локаль-
ного разрушения и локальной пластической нестабильности в терминах
интенсивностей деформаций е., объемной деформации е0 и угла подобия
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО^ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
323
девиатора деформаций фЕ. Эти два критерия применяются для описания
несущей способности неповрежденного участка трубы и участка трубы с
коррозионными потерями.
Локальное разрушение металла происходит при достижении предель-
ной деформационной способности элемента металла,

где — разрушающая объемная деформация, £.f — разрушающая интен-
сивность деформаций. Момент наступления локальной пластической
нестабильности определяется соотношением:
£0 +е±с°8фс =1
£()«
где Eiu — предельная равномерная деформация удлинения, для степен-
ной диаграммы деформирования приблизительно равная коэффициен-
ту деформационного упрочнения т; коэффициент Е.и примерно равен 0.5.
Критические деформации е0/, Еу, е^ считаются характеристиками мате-
риала. Ориентировочные значения этих характеристик для некоторых
современных трубных сталей приведены в табл. 4.4.
Таблица 4.4. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ
Сталь	Оо.2,МПа ।	Рл. МПа	р,,МПа	1 т		
17ГС	450	550	420	0.09	0.0021	1.4
Х70	480	1	600	450	0.10	0.0025	1.8
Г ЮГ2АФ	500 Г	650	460	i 0.11	, 0.0026	1.8
При разработке документа был проведен упругий конечноэлемент-
ный анализ в широком диапазоне соотношений размеров труб и дефек-
тов отдельно для кольцевых и продольных напряжений. Для перехода
от упругих коэффициентов концентрации к упруго-пластическим вели-
чинам использованы соотношения Нейбера. Значения упруго-пласти-
ческих компонент напряжений и деформаций в зоне коррозионного по-
вреждения определяются численно из решения системы нелинейных
уравнений.
Рассмотрены дефекты коррозионного происхождения следующих
видов: общая коррозия (характеризующаяся квазиравномерной глу-
биной и значительной площадью поражения); язвенная коррозия
(коррозия, локализованная на небольшой площади, но имеющая зна-
чительную глубину проникновения по толщине стенки); сочетание
общей и язвенной коррозии как наиболее распространенный вид; ру-
чейковая коррозия вдоль кольцевых и продольных сварных швов,
324
ГЛАВА IV
в местах расхождения стыков изоляционного покрытия. Критерия-
ми для ранжирования дефектов по степени опасности являются рас-
четное время	до образования предельно допустимого дефекта (ос-
таточный ресурс в условных годах) и возможные последствия разрыва
стенки трубы в зоне дефекта. Считается, что после разрыва стенки
образуется сквозной продольный или кольцевой дефект, который в
зависимости от размеров может быть либо устойчивым, либо распро-
страняться, приводя к разрушению участка трубопровода (табл. 4.5).
Таблица 4.5. РАНЖИРОВАНИЕ КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ ПО СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ		
Степень опасности	Характеристика	Показания
Закритический дефект	Дефект, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима	
Критический дефект	Дефект является допустимым только при снижении рабочего давления до безопасного уровня, ведение постоянного контроля за дефектом методами наружной и внутритрубной дефектоскопии	Все дефекты с Трасч менее 1 года
Докритический дефект	Допустимый дефект при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии	Все дефекты с Грасчот 1 до 5 лет. Дефекты с Грасч более 5 лет, для которых существует опасность нестабильного распространения после разрыва стенки
Незначительный дефект	Дефект, не оказывающий существенного влияния на работоспосбность поврежденного участка, производится фиксация параметров дефекта для последующих сравнений с результатами плановых обследований	 		Дефекты с Грасч более 5 лет, которые после разрыва стенки остаются в стабильном состоянии
Предельная поверхность допустимых коррозионных дефектов, пост-
роенная в соответствии с положениями ВРД 39-1.10-004-99, представ-
лена на рис. 4.7. Эта поверхность связывает максимальную глубину кор-
розионного дефекта (выраженную в процентах от номинальной толщины
стенки) с безразмерной протяженностью (длина дефекта деленная на
квадратный корень из произведения радиуса и толщины стенки трубы)
и угловой шириной дефекта. Построенная таким образом поверхность
независима от диаметров и номинальных толщин труб и практически
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОЕ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
325
Рис. 4.7. Предельная поверхность допустимых дефектов
в трубах по ВРД 39-1.10-004-99
Manual for Determining
the Remaining Strength
of Corroded Pipelines
A Supplement to ASME B31 Code
for Pressure Piping
Рис. 4.8. Сравнение допустимости дефектов по различным методикам
L — длина дефекта; R - радиус трубы; t — номинальная толщина стенки
ASME B31G-1991
326
ГЛАВА IV
слабо зависима от марки стали трубы, при условии, что рабочие давле-
ния определяются по СНиП 2.05.06-85. Интерес представляет сопостав-
ление предельно допустимых размеров дефектов, определенных по
ВРД 39-1.10-004-99 (квадратики и ромбики) и B31G (сплошная линия)
(рис.4.8): оценки последнего могут привести к излишней консерватив-
ности для узких дефектов, а применительно к широким непротяжен-
ным зонам коррозионных повреждений оценки по B31G могут оказать-
ся неоправданно оптимистичными.
РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ Общая характеристика мо-
МОДЕЛИ ОЦЕНКИ РЕСУРСА	делей оценки ресурса. Разли-
чаются модели оценки ресур-
са трубопроводов в зависимости от критериев предельного состояния:
выносливости (многоцикловой усталости), долговечности при малоцик-
ловом нагружении и роста усталостных трещин. Усталостью материа-
лов во всем диапазоне числа циклов называют явление постепенного
накопления повреждений и последующее разрушение конструкций или
их элементов под действием циклических (повторно-переменных) нагру-
зок и воздействий.
Принципиальные возражения при применении моделей усталост-
ного накопления повреждений возникают в связи с низкой цикличес-
кой нагруженностыо трубопроводов (низкие амплитуды колебаний вне-
шних нагрузок и, как правило, высокие частоты этих воздействий).
Действительно, для идеального состояния основного металла или свар-
ного шва трубопровода явление усталостного повреждения обнаружи-
вается при значительных амплитудах и больших числах циклов. Од-
нако, поскольку в трубопроводах по различным причинам образуются
дефекты, т. е. концентраторы напряжений, то в окрестности этих кон-
центраторов могут реализовываться условия усталостного поврежде-
ния и разрушения материала. Размахи деформаций и напряжений в
локальных зонах концентраторов превышают пороговые значения, а
число циклов сопоставимо с предельными характеристиками для дан-
ных сталей.
Малоцикловой усталостью называют явление, при котором устало-
стное повреждение или разрушение происходит при упругопластичес-
ком деформировании (в отличие от многоцикловой усталости, при ко-
торой указанные явления развиваются в основном при упругих
напряжениях). Малоцикловой усталости соответствует диапазон дол-
говечностей до N = 5 • 104 циклов. По деформациям в качестве прибли-
женной границы принимают значения максимальных циклических
деформаций е ~ (1 - 2) 10“3. Переменные деформации такого и боль-
шего уровня могут иметь место в зонах локальной концентрации на-
пряжений вблизи дефектов различного типа. Описывает усталостное
поведение конструкции полная диаграмма усталостной прочности,
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
327
связывающая долговечность, выраженную через число циклов N раз-
рушения, и амплитуду циклических напряжений са. Диаграмма ох-
ватывает по напряжениям диапазон от предела прочности св до пре-
дела усталости cR.
Расчеты на выносливость (многоцикловая усталость). Основные ха-
рактеристики сопротивления усталости определяют по кривой усталос-
ти. Значение предела выносливости cR обычно определяют на базе ис-
пытаний 107 циклов. Значения характеристик сопротивления усталости
могут быть получены по результатам испытаний при мягком и жестком
нагружении. В первом случае результаты представляют в виде зависи-
мости числа циклов до разрушения от уровня напряжений в цикле. Во
втором случае - в виде зависимости числа циклов от характерной дефор-
мации цикла.
Описание процесса накопления повреждений и разрушения, прогноз
долговечности строятся на основе приближенных феноменологических
моделей. В расчетные уравнения в качестве параметров входят харак-
теристики материала при тех или иных специальным образом подобран-
ных режимах нагружения. Ниже представлены некоторые используе-
мые в расчетах формализации кривых усталости:
acN = C
C=bN~a
a-bN“ +oR
1 =alogN+fe
G
(О-<5Л)/(<ТВ-<УЯ) = £>ЛГ“.
Расчеты на выносливость достаточно хорошо изучены и нормирова-
ны для широкого класса механических объектов. Однако в связи с боль-
шим разбросом характеристик сопротивления усталости прямое приме-
нение данных испытаний, полученных для стандартных образцов,
влечет неоправданно высокие коэффициенты запаса (10 и более). Поэто-
му целесообразно проведение специализированных испытаний на труб-
чатых и кольцевых образцах из трубных сталей, либо эмпирическое
уточнение расчетных формул с учетом масштабного и технологическо-
го факторов.
Оценка ресурса по критериям малоцикловой усталости. При числе
циклов нагружения, характерных для малоцикловой усталости, в зави-
симости от режима нагружения в конструкции (или образце) могут реа-
лизовываться в общем случае три типа разрушения: квазистатическое,
малоцикловое усталостное или смешанное. Первое происходит в резуль-
тате циклической ползучести и его внешние признаки совпадают с наблю-
даемыми при статическом разрушении. Малоцикловое разрушение есть
328
ГЛАВА IV
результат образования и развития трещин, а сам процесс сопровождает-
ся интенсивными пластическими деформациями. Смешанное разруше-
ние занимает пограничное состояние между квазистатическим и мало-
цикловым усталостным разрушением и характеризуется интенсивным
накоплением односторонних пластических деформаций в процессе дефор-
мирования. Финальное разрушение происходит в результате образования
и роста усталостных трещин. Квазистатическое и смешанное разруше-
ние реализуются только при мягком нагружении, поскольку только в этом
случае возможно накопление односторонних пластических деформаций.
Усталостное малоцикловое разрушение может быть реализовано при лю-
бом типе нагружения.
Широкое распространение получил подход, основанный на исполь-
зовании обобщенной диаграммы циклического деформирования, анали-
тическое описание которой основано на постулировании функциональ-
ной зависимости между характеристиками диаграммы в произвольном
Л-ом полуцикле нагружения и параметрами деформированного состоя-
ния в нулевом и первом полуциклах нагружения. Общеупотребитель-
ная модель описывается уравнениями малоцикловой усталости типа
Мэнсона и Лэнджера:
е.=1.75~^ЛГ°,2 + 1п|	1
(4.42)
(4.43)
записанными для амплитуд полной деформации еа цикла нагружения.
Существует несколько модификаций уравнений, предназначенных для
учета особенностей нагружения. Предложены различные подходы для уче-
та асимметрии цикла деформаций и напряжений. Для асимметричного
цикла деформаций с коэффициентом асимметрии г =	предложено
вводить поправки—уменьшающую предельную пластическую деформацию
на величину средней пластической деформации ерт = Дер (1 + г„)/(1 - г ) и
поправку, учитывающую снижение предела выносливости за счет асим-
метрии цикла деформаций на основе диаграммы предельных амплитуд
Гудмена. После введения поправок уравнение (4.43) принимает вид:
£(1+о_а!±^]+4Л/0Л + , + ,;1П(1”^}	(4‘44)
\ 1-Ге J
Аналогичный подход был использован в случае мягкого нагруже-
ния с заданными амплитудами напряжений. В отличие от варианта же-
сткого нагружения, разрушение при мягком нагружении может носить
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО: ТБ ТРУБОПРОВОДОВ
квазистатический, усталостный и смешанный характер. Соответствен-
но критериальные уравнения должны учитывать особенности дефор-
мирования и разрушения для каждого из них. Упрощенные уравне-
ния для случая мягкого нагружения имеют вид:
_La_
AN”'0'
A In [1 /(1 -)] + —----------------г
I °В 1 ~ГО J

(4.45)
Д1п[1/(1-ув)] +
0.435ов(1 + 1.4ув)
(4.46)
Уравнения (4.45) и (4.46) записаны с учетом асимметрии цикла на-
гружения по напряжениям гс = Отп п/Отпя1г. Параметр - относительное
сужение на уровне предела прочности ов. Показатели степени опреде-
ляют по следующим правилам:
=тае(1-гс)/2
те =0.85-1.2[1-(о02/овУ| длясталис о02/ов 50.3
=0.09....0.12.
В условиях смешанного разрушения оценка суммарного поврежде-
ния может быть получена на основе правила линейного суммирования
повреждений.
Оценка ресурса по критерию роста усталостных трещин. Рассмотрим
различные модели роста усталостных трещин (РУТ). При расчете роста
поверхностных трещин в стенке трубопровода форму трещины аппрокси-
мируют полуэллипсом с размерами полуосей а (глубина) и 2Ь (длина) и по-
лагают, что в процессе роста полуэллиптическая форма трещины не изме-
няется, а изменяется лишь отношение а/&. Последнее предположение
хорошо подтверждается результатами экспериментов. Кроме того, пред-
полагается удовлетворение гипотезам линейной механики разрушения.
В качестве предпочтительных математических моделей, описываю-
щих рост усталостной трещины в рамках линейной механики разруше-
ния, рассмотрим следующие эмпирические уравнения (Пэриса, Боло-
тина и Яремы, соответственно):
(\/П.
АК |
к\с )
dl А*"**
dN °! Kf
(4.47)
330
ГЛАВА IV
&K-Kth
Kic-K^)
С физической точки зрения постоянные Ср С3, лл представляют со-
бой масштабы зон разрушения перед кончиком трещины и по своему
порядку соответствуют размеру зерна кристаллической структуры ма-
териала. Параметры mv т2 и т9 аналогичны степенным параметрам ус-
талостных кривых для данного материала. В уравнения входят несколь-
ко характерных значений трещиностойкости: К1С - критический
коэффициент интенсивности напряжений, достижение которого выво-
дит трещину из устойчивого состояния равновесности; Kth - пороговое
значение КИН, ниже которого трещина не чувствительна к нагружению;
Kf - сопротивление материала накоплению усталостных повреждений в
модели В.В. Болотина. Рост усталостной трещины в соответствии с при-
нятыми допущениями определяется уровнем размахов АТС и максималь-
ными значениями	Значения критического К1С и порогового К., ко-
эффициентов интенсивности напряжений являются характеристиками
материала; Ср С3, Хо, m2, т3, ^являются параметрами, которые отра-
жают особенности принятых математических моделей и оцениваются из
экспериментов на построение кинетических диаграмм усталостного рос-
та трещин. Размеры трещины в трубопроводах являются функциями на-
работки N (а = a(N), Ь = b(N)), измеряемой числом циклов нагружения.
Эта наработка соответствует текущему времени эксплуатации и может
быть перенормирована в термины календарного срока.
Скорость продвижения поверхностной трещины в глубину и в длину
неодинакова и изменение формы особенно значительно в случае нерав-
номерного загружения берегов. Прогнозирование формы трещины, в
свою очередь, прямо связано с определением КИН вдоль ее фронта. Раз-
личными методами получено численное решение для КИН в задаче о
пластине с полуэллиптической трещиной, берега которой загружены
линейно распределенной нагрузкой. Поскольку в трубопроводных кон-
струкциях поля напряжений часто могут быть удовлетворительно апп-
роксимированы линейным законом, итоговые уравнения РУТ, напри-
мер, по модели 3 для полуэллиптической трещины в трубопроводе, с
учетом сделанных предположений принимают вид:
=с{ Ыа-Кл 1
dN
db=cf 1
(4.48)
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
331
Здесь АКЬ - размахи коэффициентов интенсивности напряже-
ний соответственно в точках А и В фронта на концах малой (глубина) и
большой (полудлина) полуосей эллипса, аппроксимирующего форму тре-
щины. Необходимость введения изменения константы Kf вдоль фронта
трещины можно объяснить существенным различием напряженных со-
стояний в точках А и В. В точке А напряженное состояние близко к плос-
кой деформации, а в точке В — ближе к плоскому напряженному состоя-
нию вследствие наличия свободной поверхности. При выдвинутых
предположениях о том, что трещина в процессе роста сохраняет полуэл-
липтическую форму, постоянные Са и Сь связаны соотношениями Сь =
= (0,9)mCfl. Для связи факторов К? и Кь (модель 2) используем гипотезу
равенства скоростей подрастания трещины в направлении главных по-
луосей для малых трещин: Kbf = Kf (к% / К&
Интегрируя кинетические уравнения при известных параметрах нагру-
жения, расчетным путем оцениваем число циклов нагружения до сквозного
прорастания трещины или до значения, ассоциирующегося с началом неус-
тойчивого развития трещины. Практическое применение предлагаемого
подхода к расчету ресурса участка трубопровода по критерию роста усталос-
тных трещин подробно проиллюстрировано в «Методических рекомендаци-
ях по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов».
ОЦЕНКИ РЕСУРСА	Коррозионное разрушение магист-
ПРИ КОРРОЗИОННЫХ	ральных трубопроводов является
МЕХАНИЗМАХ РАЗРУШЕНИЯ основным источником образования
и развития дефектов и поврежде-
ний. Классифицируется коррозионный износ по виду возникающих де-
фектов и условиям протекания коррозионного разрушения. По видам
дефектов различаются:
—	общая (сплошная) коррозия, размеры зон повреждения которой
сопоставимы с диаметром трубопровода; локализуется, как правило, на
поверхности трубопровода в местах нарушения изоляции (внешняя кор-
розия), либо в условиях повышенной влажности и агрессивности пере-
качиваемого продукта;
-	язвенная (кавернообразная) коррозия; размеры зоны повреждения
существенно меньше диаметра, но глубина дефекта сопоставима с тол-
щиной стенки трубопровода;
—	питтинговая и смежные с нею (точечная) коррозия; представляет
собой ассоциации небольших и неглубоких каверн, часто сопровождая
общее коррозионное повреждение;
—	«экзотические» виды коррозии — ручейковая и др.; связаны, как пра-
вило, с особенностями конструктивного элемента, условиями коррозион-
ного воздействия и врожденной неоднородностью структуры материала;
332
ГЛАВА IV
—	коррозионное растрескивание под напряжением (стресс-коррозия);
различается множество разновидностей таких процессов, но все они свя-
заны с возникновением и развитием стресс-коррозионных трещин (по-
верхностные трещины, расслоения и т. п.).
Наиболее изучены механизмы общей коррозии, определяющим фак-
тором которой является скорость коррозионного износа (мм/год), либо
скорость выноса материала (мг/см2 год)). Менее изученными и основ-
ным предметом исследований являются стресс-коррозионные механиз-
мы разрушения. Статистика аварий последних лет показала, что стресс-
коррозионный механизм проявляется как на завершающей стадии
разрушения трубопровода, подверженного общей коррозии, так и в на-
чале эксплуатации. Причины последнего кроются в общих условиях на-
гружения трубопровода и повышенной коррозионной активности грун-
та. Причем, фактор наличия и нормального функционирования средств
ЭХЗ не снижает стресс-коррозионную повреждаемость, хотя и препят-
ствует естестенному общему коррозионному износу.
Специфические механизмы водородного и сульфидного охрупчива-
ния, водородного вздутия внутренниих расслоений и т. п. в настоящее
время исследуются на уровне разработки физических, электро-хими-
ческих и математических моделей описания явлений, что не позволя-
ет пока разрабатывать нормативные инженерные методики оценки эво-
люции таких дефектов и живучести конструкций при их развитии.
Нормированию на уровне простых сезонно-постоянных или линейных
параметрических зависимостей подлежат скорости общего коррозион-
ного износа. Такая методология заложена как в нормы проектирова-
ния трубопроводов (увеличение толщины стенки трубопровода с уче-
том проектного срока службы и средней скорости коррозии в данном
регионе), так и в методики прогнозирования ресурса. В большинстве
методик такого рода присутствует один или несколько из нижепере-
численных недостатков:
-	понятие «коррозионная» трещина или дефект не несут содержа-
тельной нагрузки, так как рассматривается чисто механический меха-
низм его развития или разрушения элемента трубопровода без учета спе-
цифики коррозионного износа;
-	применение уравнений усталостного роста трещин по отношению
к трещиноподобным дефектам, имеющим коррозионное происхождение
и развивающимся в условиях коррозионно-активной среды, не вполне
правомерно; для их уточнения и уточнения характеристических пара-
метров трещиностойкости материалов проведены соответствующие эк-
сперименты; в частности, отмечен сдвиг влево кривых РУТ, т. е. сниже-
ние пороговых значений и критических коэффициентов КИН;
—	кинетические уравнения постоянного коррозионного износа рас-
пространяются без достаточных оснований на все виды коррозионого
разрушения и виды дефектов.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
33*
Некоторые модели коррозионного и стресс-коррозионого разрушения
дают возможность количественной оценки изменения скоростей механи-
ческого разрушения в условиях коррозионной среды. Среди них выделя-
ется модель В.В. Болотина, в основе которой лежит скачкообразный ме-
ханизм последовательного усталостного заострения и коррозионного
затупления концевой зоны трещины, опирающийся на разработанную
теорию накопления усталостных микроповреждений и методы аналити-
ческой механики разрушения.
ОЦЕНКА НЕСУЩЕЙ	Ниже излагается методика оценки
СПОСОБНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ опасности дефектов типа вмятин,
С ДЕФЕКТАМИ ТИПА ВМЯТИН разработанная и применяемая в
АО «Транснефть». В зависимости
от природы возникновения дефекты такого типа могут иметь различную
геометрию:
—	вмятина, образовавшаяся от воздействия неподвижного инденто-
ра, обычно имеет «классическую» форму в виде эллипса, большой диа-
метр которого ориентирован вдоль оси трубы;
—	вмятина, образовавшаяся от воздействия подвижного индентора,
также обычно имеет эллиптическую форму, “вытянута” вдоль оси тру-
бы и в большинстве случаев сопровождается нанесением царапины;
-	вмятина, образовавшаяся при потере устойчивости (смятии) трубы,
обычно имеет форму эллипса, большой диаметр которого ориентирован в
окружном направлении трубы; как правило, при потере устойчивости
образуется не одна, а несколько таких вмятин, классифицируемых, как
гофры.
Несущая способность трубы с вмятиной может быть рассчитана по
деформационному критерию разрушения с использованием теоретичес-
кого коэффициента концентрации напряжений без учета формоизмене-
ния. Расчет концентрации напряжений во вмятине выполняется МКЭ
на основе теории тонких осесимметричных оболочек при статическом
нагружении внутренним давлением. Критерием допустимости дефекта
принято условие неразрушимости трубопровода при испытательном дав-
лении по СНиП 2.05.06-85, соответствующем 95% от нормативного пре-
дела текучести материала трубы:
= 1.9-002-6
Ряса и-д
где 0О 2 — нормативный предел текучести трубной стали; 5 — номиналь-
ная толщина стенки трубы; D — наружный диаметр трубы.
Все дефекты геометрии по степени опасности подразделяются на
«опасные», «неопасные» и «недопустимые». Исходя из технических ха-
рактеристик снарядов « Ультраскан-WM» и MFL по возможности пре-
одоления сужений в трубопроводе, дефекты геометрии, приводящие
(4.49)
334
ГЛАВА IV
к уменьшению проходного диаметра трубы ниже 85% от нормативного,
вне зависимости от расчетной несущей способности дефектной трубы,
относят к «недопустимым». Критерием, по которому выделяются «нео-
пасные» дефекты, является сохранение общей прочности трубопровода
на уровне бездефектной трубы (т. е. разрушающее давление для данно-
го дефекта не менее нормативного испытательного). Все остальные де-
фекты относятся к «опасным», т. е. требуют снижения рабочего давле-
ния на трубопроводе.
4.4. МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КОНСТРУКТИВНОЙ НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
КОНСТРУКТИВНАЯ Объекты исследования и обеспечения надежно-
НАДЕЖНОСТЬ сти в системах магистрального транспорта газа
ТРУБОПРОВОДОВ и нефти различаются по своему назначению и
сложности (агрегированности). В системной на-
дежности объектами являются, например, ЕСГ, объект дочернего пред-
приятия ОАО «Газпром», или АО «Транснефть», КС или НПС с при-
мыкающими к ней сооружениями и агрегатами и т. п. Объект
конструктивной надежности - непосредственно магистральный трубо-
провод, т. е. участок трассы с сопутствующими ему оборудованием, ар-
матурой и т. п. Методы системной надежности (в широком смысле) при-
меняются при анализе конструктивной надежности, когда в объекте
выделяются отдельные конструктивные элементы, отказы которых мо-
гут повлечь отказ всей системы, в случае сложной причинности кри-
тических отказов, либо при необходимости анализа показателей надеж-
ности участка МТ с учетом восстановления. Методы системной
надежности в этом смысле достаточно хорошо известны по работам
О.М. Иванцова, М.Г. Сухарева, Е.Р. Ставровского и др. Здесь будут
рассматриваться вопросы оценки конструктивной надежности (показате-
ли безотказности и долговечности) участков ЛЧМТ, которые разрабатыва-
лись в трудах В.В. Болотина, О.М. Иванцова, В.В. Харионовскогои др.
Наибольшую трудность в анализе представляют собой расчетные
показатели надежности, для оценки которых требуются значительные
объемы как детерминистической, так и статистической информации, а,
главное, формализованные представления о поведении участка трубо-
провода в процессе наступления предельного состояния или состояния
отказа. Основу расчетной оценки показателей составляют критерии пре-
дельных состояний (критерии отказов), относительно которых анали-
зируется эволюция случайного вектора качества, описывающего техни-
ческие параметры объекта. Вычисление вероятностных показателей
сводится к интегрированию (аналитическому или численному в зависи-
мости от достоверности информации о виде и функции распределения
КОНСТРУКТИВНАЯ надежно: ть трубопроводов
335
вероятности данного вектора качества или параметра) по области допус-
каемых значений параметров вектора качества. Границу области опре-
деляют из критериев предельного состояния (отказа).
Критические отказы магистрального трубопровода обусловлены, как
правило, локальными или протяженными разрушениями участка тру-
бы. Разрушение происходит в результате образования и подрастания тре-
щин и трещиноподобных дефектов в стенках трубопровода, развития не-
допустимых пластических деформаций в конструктивных элементах,
недопустимого утонения стенок в результате коррозионного и абразивно-
го износа внешней и внутренней поверхности оболочки трубопровода.
Нарушение герметичности трубопровода означает безусловное наступле-
ние предельного состояния, т. е. такого состояния, при котором дальней-
шая эксплуатация трубопровода невозможна по соображениям безопас-
ности и (или) неприемлемых экономических затрат на продолжение
эксплуатации. В реальных условиях наличие свища не всегда является
основанием для безусловного прекращения эксплуатации трубопровода
и срочного ремонта (например, глубоководные газопроводы и нефтепро-
воды).
После формализации критериев отказов и предельных состояний и
определения функций распределения вероятности для исходных пара-
метров (нагрузки и воздействия, начальная дефектность, геометрия и
свойства трассы и материалов и т. д.) производится расчет вероятност-
ных показателей надежности. Выбор конкретных показателей в значи-
тельной степени определяется требованиями к объекту, в данном слу-
чае — к участку МТ. Это выбор также должен учитывать специфику
ремонта, технического обслуживания и диагностического контроля.
Ясно, что по отношению к критическим отказам выделенных конечных
участков МТ, на которых вероятность возникновения за заданный пе-
риод эксплуатации более одного такого отказа близка к нулю, нельзя
выбирать в качестве значимых показатели ремонтопригодности. Это оп-
ределяется в том числе тем, что ремонт данного участка будет состоять в
замене трубы, т. е., по-существу, в установке нового объекта без преды-
стории нагружения. С другой стороны, экстраполированные показате-
ли надежности (и в том числе ремонтопригодности) здесь могут иметь
право на существование, поскольку они должны быть основаны на мно-
голетней статистике о повторении отказов, однородных по своей приро-
де и локализации. Основными показателями для участков трубопрово-
дов в указанных допущениях должны быть:
1.	Для критических отказов:
—	вероятность безотказной работы;
-	гамма-процентная наработка до отказа (в случае особо ответствен-
ных участков и/или при аномально высокой статистике данного отказа
для указанного участка);
—	средняя наработка до отказа (в случае статистики отказов, сопоста-
вимой со статистикой для некритических отказов для данного участка).
336
ГЛАВАГ
Альтернативные показатели — интенсивность отказов или параметр
потока отказов могут быть получены из предыдущих. Для особо ответ-
ственных участков после ремонта и испытаний может быть затребовано
вычисление некоторых комплексных показателей (коэффициент готов-
ности, коэффициент технического использования), которые, однако,
могут быть получены только в экстраполированном виде.
Показатели долговечности для критических отказов:
—	гамма-процентный ресурс (в случае особо ответственных участков
и/или при аномально высокой статистике данного отказа для указанно-
го участка);
—	средний ресурс (в случае статистики отказов, сопоставимой со ста-
тистикой для некритических отказов для данного участка).
Альтернативными здесь являются гамма-процентный и средний сро-
ки службы.
2.	Для некритических отказов выбираются средние показатели (ве-
роятность безотказной работы, средняя наработка на отказ, осреднен-
ный параметр потока отказов, средний ресурс, средний срок службы).
Кроме того, как правило, для некритических отказов нужно учитывать
показатели ремонтопригодности. Примером может служить нарушение
работоспособного (или исправного) состояния защитного покрытия тру-
бопровода, влекущее за собой частые затраты на ремонтно-профилакти-
ческие работы. Здесь наиболее эффективными показателями являются:
осредненный параметр потока отказов, средний ресурс (средний срок
службы) и коэффициент технического использования.
Вообще выбор той или иной группы основных показателей надежно-
сти в значительной степени определяется спецификой объекта и способ-
ностью данной группы показателей выявить эту специфику. Так, для
катастрофических и критических отказов участка ЛЧМГ обязательным
является показатель вероятности безотказной работы еще и с точки зре-
ния последующей оценки безопасности (риска) эксплуатации данного
участка, для которой вычисленное значение вероятности отказа будет
исходным событием при формировании сценариев возможной аварий-
ной последовательности. Для любых отказов важны вероятностные оцен-
ки показателей долговечности и альтернативные показатели (интенсив-
ность отказов, параметр потока отказов), поскольку с ними связаны
экономические оценки эффективности затрат на повышение надежнос-
ти данного участка.
МЕТОДЫ РАСЧЕТНОЙ Общая методология расчета показателей
ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ конструктивной надежности. Расчет линей-
КОНСТРУКТИВНОЙ ных частей трубопроводов при проектиро-
НАДЕЖНОСТИ вании проводят до сих пор, в том числе и в
промышленно развитых странах, на осно-
ве традиционных методов строительной
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
337
механики с использованием концепции коэффициентов запаса. При этом
не может быть в полной мере учтено разнообразие условий эксплуатации
трубопровода, сочетание различных факторов, статистический разброс
механических свойств материала, параметров формы, начальная дефект-
ность трубопровода. В ряде случаев вследствие недостатка информации о
действительных условиях эксплуатации и свойствах среды информация о
них будет изначально носить статистический характер. Указанные обсто-
ятельства обусловливают повышение удельного веса вероятностных моде-
лей при расчете трубопроводов.
Объектом исследования является линейная часть магистрального
газопровода. На этом уровне выделяются следующие подсистемы:
1) группа А - основной металл (трубы) со сварными соединениями (свар-
ные швы) и конструктивными особенностями типа ветвлений, отводов,
тройников и т. п.; 2) группа В — элементы конструктивной оснастки,
включающей средства электрохимзащиты, прокладки (свайное основа-
ние, способ грунтовой засыпки и т. п.), антикоррозионные покрытия и
т. п. Надежность всей системы в целом (на данном уровне разукрупне-
ния) зависит от надежности составляющих ее компонент (выделенных
подсистем). Между отказами группА и В существует очевидная статис-
тическая зависимость, которая предполагает применение для оценки
показателей безотказности методов условных функций надежности.
Такой приближенный подход определяется отсутствием полной инфор-
мации о распределениях условных вероятностей отказов в группе А при
отказе в группе В.
С другой стороны, при рассмотрении конструктивной схемы конк-
ретного трубопровода необходимо провести структурный анализ, при
котором трубопровод рассматривается как протяженная механическая
система, состоящая из однородных по способу прокладки, грунтово-гео-
логическим, климатическим и эксплуатационным условиям участков.
Выделение однородных участков осуществляется в соответствии с прин-
ципом равной надежности. Для выделенной группы участков характер-
ны отказы, имеющие одинаковую природу (причина отказа описывает-
ся одним и тем же критерием наступления предельного состояния).
Надежность ЛЧМТ длиной L за период эксплуатации Т с учетом разби-
ения на N групп однородных участков может быть оценена по формуле:
л
«=1
где AL - суммарная протяженность i-й однородной группы. Здесь учте-
но предположение о независимости отказов на каждом из выделенных
участков. Надежности групп участков RfAL., Т) определяются в соот-
ветствии с принятой номенклатурой возможных отказов (вообще гово-
ря, специфических для каждого из участков группы). С точки зрения
подсистем А и В надежность RfAL., Т) определяется соотношением:
338
ГЛАВА IV
Ri (AZ,, Г) = P{vf (л,т)е Цл (AZ,,7 )| v® (x,t)g Q® (AZ,,T)}, (4.51)
где векторы качества v^(x,t) и v®(x,t) представляют совокупности не-
зависимых управляющих параметров i-й группы участков соответствен-
но по конструктивным подсистемам А и В; Qf (AZ^TJhQ? (ALZ,T) пред-
ставляют собой допустимые области в пространстве качества векторов
vfx (л,т) и v? (х,т) соответственно. Формула (4.55) выражает тот факт, что
вероятность отказа системы рассматриваемого уровня определяется ве-
роятностью отказа основного металла или сварных соединений при ус-
ловии возникновения события отказа группы В (например, выход из
строя свайного основания может привести к критической просадке уча-
стка надземного газопровода, неустановившимся колебаниям, контак-
тному ударному взаимодействию с просевшей опорой с последующим
разрывом оболочки трубы или ее разгерметизацией).
Ниже будут рассмотрены некоторые конкретные методы оценки на-
дежности линейной части магистрального трубопровода и примеры их
реализаций.
Модель надежности «нагрузка — сопротивление». Под моделями
«нагрузка - сопротивление» в широком смысле понимаются любые ве-
роятностные модели надежности, в которых вероятность отказа пред-
ставляется в виде:
Q(t) = Р{х(т) 15 (х,т) < R (х, т),т < /},	(4.52)
где х(т) - вектор технических параметров состояния трубопровода (си-
стемы, объекта); т — календарная наработка, изменяющаяся в интер-
вале [О, Z]; S(x, t) - функция, характеризующая нагрузку на трубопро-
вод; Z?(x, t) — функция, характеризующая сопротивление материала
(конструкции) трубопровода данным нагрузкам. В узком смысле, мо-
дель работает в рамках критерия типа критерия прочности
S-R<Q.	(4.53)
В пределах данной модели удобно, имея простой критерий типа
(4.51), записанный, например, относительно геометрии трубы (диа-
метр, толщина стенки), предела текучести или предела прочности ста-
ли и рабочего давления как условие непревышения кольцевыми напря-
жениями допускаемого значения, а также зная вероятностные
характеристики данных параметров и их изменчивость за календар-
ную наработку, вычислить соответствующий интеграл вероятности
отказа. Методы данной модели широко известны и описаны в статьях
и монографиях. Как правило, рассматриваются равномерное, экспо-
ненциальное, нормальное и лог-нормальное распределения и распре-
деление Вейбулла параметров R и S. Применительно к трубопроводам
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
339
метод успешно работает при вероятностном оценивании состояний без
предыстории (хрупкое разрушение трубопровода в результате внезап-
ного повышения нагрузки или снижения предела прочности). Если же
состояние отказа есть результат последовательного накопления и раз-
вития повреждений в трубопроводе (в сечении трубопровода), то такая
методология не применима.
Рассмотрим более сложную реализацию метода в сочетании с теори-
ей выбросов случайного процесса. Оценим показатели надежности при
условии случайной временной зависимости внутреннего давления p(t),
максимальные кольцевые напряжения от которого определяются вы-
ражением:
=	(4.54)
где D* — наружный диаметр труб, 5 — толщина стенки трубы. Внутрен-
нее давление в газопроводе можно рассматривать как стационарный
нормальный процесс с корреляционной функцией, аппроксимируемой
формулой:
КР (Т) = °Р (т)е-<,|т|^со8(р|т|)+^8т(р|т|) J	(4.55)
где <зр - стандарт функции p(t).
Несущая способность материала труб определяется пределом проч-
ности на разрыв и является случайной величиной с известным законом
распределения (здесь, нормальный). Долговечность труб связана с их
надежностью P(t), под которой понимается вероятность того, что за вре-
мя Т максимальное значение функции S(t) ни разу не превысит уровня
несущей способности R, Согласно теории выбросов случайной функции
за случайный уровень, а также учитывая, что в рассматриваемом слу-
чае появление последовательных выбросов можно считать независимы-
ми «редкими» событиями, подчиняющимися закону Пуассона, получим
функцию надежности в виде:
Р(/)=ехр -\\Sf(R,S/t)dSdt .
Loo
(4.56)
Здесь f (...)- совместная плотность распределения R и S в момент вре-
мени t. После несложных вычислений функция надежности примет вид:
( 7? - 5 )2
P(z) = exp
/о
-----ехр
+Од
(4.57)
где <R>, <S> — математические ожидания R и S. Средняя долговечность
труб Т по известной функции надежности определяется выражением:
340
ГЛАВА I v
(4.58)
Введем безразмерные параметры:
R
п =	- аналог коэффициента
К Р
запаса;	, W = °" — коэффициенты изменчивости по сопротив-
R Р Р
лению и нагрузке, соответственно; у = а/р, “ = Тр — безразмерная дол-
говечность. Подставляя безразмерные параметры в выражение (4.58),
получим окончательную формулу для определения долговечности Т*:
ехр
п-1
w^+^w2
Р К
1/2
(4.59)
где Ос - K2<fp, о2 = К2<з2р (а2 + Р2 ) — стандарты функций S(t) и 5 (г).
При проектировании газопроводов основная цель — определить зна-
чения технических параметров, которые обеспечивают надежную и дли-
тельную эксплуатацию. Толщину стенки трубопровода при заданных
средних <R>, <р> можно рассчитать из выражения:
5 =
(4.60)
Таким образом, по средней долговечности Т и характеристикам из-
менчивости нагрузки (параметры корреляционной функции, определя-
емые статистической обработкой записей рабочего журнала) определя-
ется коэффициент запаса п, а из выражения (4.60) - толщина стенки
газопровода.
В качестве примера применения настоящей методики расчета на
рисунках 4.9 и 4.10 приведены функция надежности и номограмма,
представляющая собой графики зависимости безразмерной средней
долговечности от коэффициента запаса при различных значениях па-
раметров WR, Wp, у, и график зависимости от этого коэффициента тол-
щины стенки трубы. Таким образом, зная статистические характе-
ристики нагрузки на трубопровод и данные о разбросе механических
KnKCTPVKTFBH а Я Н АДЕЖНПСТЬ ТРУБОПРОВОПОВ
341
Рис. 4.9. Зависимость коэффициента старения
от продолжительности эксплуатации нефтепровода
свойств материала, можно проектировать трубопровод с учетом необ-
ходимой долговечности, что позволит закладывать требуемый уровень
надежности на стадии проектирования.
342
ГЛАВА IV
МОДЕЛЬ НАДЕЖНОСТИ	Линейная часть магистрального тру-
ДЛЯ СОБЫТИЙ ТИПА	бопровода представляет собой протя-
ПУАССОНОВСКОГО ПОТОКА женную пространственную конст-
рукцию. Неоднородность нагрузок и
воздействий на различных участках трубопровода является причиной
различий в уровне надежности и долговечности элементов трубопрово-
да. Разобьем трубопровод на расчетные участки с однородными услови-
ями эксплуатации в течение всего временного интервала, на котором
прогнозируются соответствующие показатели надежности и долговеч-
ности. Однородность обеспечивается по нескольким признакам: способ
прокладки и конструктивные особенности, грунтово-геологические ус-
ловия, нагрузки и воздействия, геометрические характеристики и фи-
зико-механические свойства труб.
Будем различать два уровня разбиений: первый - разбиение конструк-
ции на элементы в соответствии с выбранными при оценке напряженно-
деформированного состояния расчетными схемами; второй состоит в вы-
делении участков с однородными характеристиками по выбранной группе
параметров. Перечень параметров, учитываемых при разбиении, зависит
от характеристик конструкции, вида предполагаемых расчетов, типов
возможных отказов и предельных состояний. Уровни напряжений и па-
раметры начальной дефектности принимаем равными соответствующим
максимальным значениям, определенным на всей совокупности расчет-
ных участков. При невозможности обеспечить однородность по всем тре-
буемым параметрам МТ разбивают на блоки, в которых обеспечивается
однородность по ограниченному числу заранее выбранных параметров.
По отношению к остальным параметрам поступают следующим образом.
Производят оценку напряженно-деформированного состояния конструк-
ции в пределах выделенного участка с учетом действительных нагрузок,
выбирают наиболее неблагоприятное сочетание нагрузок и принимают в
качестве расчетного. Все точки в пределах расчетного участка считают
равнонагруженными и приписывают им уровень напряжений, макси-
мальный для данного участка.
При формировании пространства состояний трубопровод рассматри-
вается как целостная система, объединяющая непосредственно МТ и
совокупность нагрузок и воздействий, включая непредусмотренные нор-
мативными документами. Сформируем набор параметров s.(l = 1,..., г)
которые с достаточной полнотой характеризуют свойства системы в пре-
делах выделенного участка. Среди параметров s. могут быть как детер-
министические и случайные величины, так и детерминистические и
случайные функции, зависящие от времени. Для случайных величин,
входящих в число параметров s. должны быть заданы соответствующие
плотности распределения вероятности. Для стационарных случайных
функций, входящих в число параметров s_, должны быть заданы корре-
ляционные функции. Форма представления исходной информации
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОЕ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
343
о нестационарных функциях, входящих в число параметров s., зави-
сит от вида функции и должна быть в каждом конкретном случае оп-
ределена дополнительно. Идентифицирующим признаком отдельного
состояния или класса состояния будем считать совокупность конкрет-
ных значений параметров s;. Ограничимся случаем конечного числа
возможных состояний. Переход к конечному числу возможных состо-
яний осуществим путем замены параметров а., имеющих непрерывное
распределение дискретной аппроксимацией. Пространство состояний,
искусственно ограниченное конечным числом элементов, должно об-
ладать свойством полноты.
В случае зависимых параметров разобьем их на группы по призна-
ку взаимного влияния. К элементам первой группы отнесем независи-
мые параметры. Во вторую группу поместим параметры, зависящие
от одного или нескольких параметров из первой группы. В третью ~
параметры, зависящие от элементов первой и второй, или только вто-
рой группы. Перегруппировка заканчивается после исчерпания спис-
ка параметров. Внутри каждой группы считаем параметры независи-
мыми. Наличием обратной связи между параметрами пренебрегаем.
В пределах группы множество возможных значений произвольного за-
висимого параметра з; представим в виде объединения М. независимых
подгрупп, каждая из которых содержит К. элементов. Параметр М ра-
вен числу возможных комбинаций параметров, влияющих на величи-
ну параметра В дальнейшем общее число классов Ф; возможных со-
стояний обозначается Nf.
Для постепенных критических отказов, вызванных прорастанием
усталостных и коррозионных трещин, локальными разгерметизация-
ми, образованием локальных пластических зон и вторичных дефектов,
взаимодействием трубопровода с промерзающим пучинистым грунтом,
применяются формулы вычисления показателей надежности на основе
теории выбросов случайного процесса за пределы допускаемой области
в предположении пуассоновского потока событий. Формулы для расче-
та показателей надежности имеют вид:
/>=ехр
(4.61)
/=1
где t - временной параметр продолжительности эксплуатации; ц,„ - ин-
тенсивность возникновения предельных состояний класса Ф. на i-ом
участке ЛЧМГ; Н — вероятность отказа, соответствующего нарушению
предельного состояния класса Фу; Nf — число классов Ф.. Парциальный
риск Н.. соответствует вероятности того, что среди множества возмож-
ных состояний i-ro участка на практике будет реализовано состояние,
принадлежащее классу Фу.
344
ГЛАВА IV
N.
Для трубопровода длиной Л—У А/; конструкционный риск (вероят-
1=1
ность критических и(или) катастрофических отказов) вычисляем по
формуле:
Я(/) = 1-ехр
/4
Г=1	>1
(4.62)
Оценка гамма-процентного ресурса t и средней наработки до перво-
го отказа Т производится по следующим формулам:
1	1 £ а? <Г g- 4)	(4.63)
(4.64)
Г = J exp AZ, £ц,7Ну. (Ф.) dt.
О
1=1	J=1

Вычисление математических ожиданий связано с вероятностью
числа отказов j-го класса Ф. на i-ом участке QJj) и начальным математи-
ческим ожиданием исходных событий — источников возникновения кри-
тических отказов — цХ. Оно осуществляется выражением:
(4-65)
Вероятность отказов Q^t) вычисляется индивидуально для каждого
отдельного класса Ф; и на i-ом участке и определяется функцией распре-
деления вероятности по отношению к формализованному критерию пре-
дельного состояния типа Ф;. Для определения вероятностей Q.. требуется
знание функции распределения или плотности распределения вероятно-
сти. Если таковых формализованных соотношений нет, то применимы
приближенные методы статистического моделирования (Монте-Карло),
для реализации которых достаточно статистической информации о пото-
ке исходных событий. При наличии плотности распределения исходных
событий и сравнительно сложных (например, полуэмпирических или
эмпирических) зависимостях предельных поверхностей, ограничиваю-
щих область допустимых состояний, могут быть рекомендованы прибли-
женные вычислительные процедуры методов FORM—SORM.
Вычисление парциальных вероятностей Н..(Ф) основано на примене-
нии метода условных функций надежности, согласно которому при недо-
статке исходной полной статистической информации о реализации собы-
тий, описывающих изменение управляющего параметра как непрерывной
функции, производится замена непрерывного интервала значений пара-
метра совокупностью кусочно-непрерывных интервалов, для каждого из
которых значение вероятности реализации события, состоящего в том что
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО!. ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
345
параметр принимает значения из этого интервала, считается известным
и постоянным. Вариант разбиения при этом должен удовлетворять тре-
бованию полноты пространства состояний:
Х^0') = 1.	(4.66)
j
Последнее условие эквивалентно требованию равенства единице сум-
мы парциальных вероятностей реализации возможных событий.
Дадим несколько комментариев приведенным формулам. Основопо-
лагающим предположением при выводе расчетных формул послужило
допущение того, что возникновение исходных событий, приводящих к
критическим или катастрофическим отказам, подчиняется пуассонов-
скому типу распределения во времени и вдоль трассы. Величины ц" яв-
ляются, вообще говоря, функциями, зависящими от времени (наработ-
ки) и протяженности участка. Поскольку такой подробной информации
получить не представляется возможным, то для упрощения расчетов
вводится равномерное или пуассоновское распределение вдоль трассы и
пуассоновость по времени, а величины имеют размерность 1/(1000
км год). Таким образом, произведение mL.lU является безразмерной ве-
личиной и представляет собой частоту j-го исходного события для i-ro
участка на рассматриваемом временном интервале. Параметр фор-
мируется как функционал соответствующих интенсивностей цепочки
событий при реализации определенной входящей ветви аварийной пос-
ледовательности до конструкционного отказа.
Заметим, что параметры и" и Q.. являются функциями, вообще гово-
ря, различных временных интервалов (различной интенсивности, быс-
тротечности): для интенсивностей исходных событий характерным вре-
менным интервалом является «год» (1 год, 10 лет, 100 лет, 1 000 лет) — в
зависимости от типа исходного события (например, для этапа строитель-
ства морского газопровода «Голубой поток» — шторм 3-5 баллов, опол-
зень, землетрясение интенсивностью 5—8 баллов и т. д.); для вероятнос-
тей отказов время может измеряться секундами (лавинное смятие
большой протяженности, разрыв трубопровода по нарушению критерия
прочности и т. п.) и годами (подрастание усталостного и коррозионного
дефекта). В связи с этим, возможны случаи, когда временем собствен-
ного развития отказа можно пренебречь при расчете ресурса и считать
величины Q,. независимыми от времени (наработки).
Величины парциальных вероятностей событий Н.. предполагаются
независящими от наработки и представляют собой долю итоговых со-
стояний (классов) в общей совокупности возможных состояний. Их оцен-
ка носит либо сугубо статистический характер (например, возникает
346
ГЛАВА I \
дефект, относительно которого мы не можем предсказать или оценить,
какого он типа - трещина, каверна, общее утонение; однако, из опыт-
ных данных можно предполагать, что данный тип дефекта реализуется
в среднем с такой-то статистической частотой), либо есть результат при-
менения метода условных функций надежности (предположение о под-
чинении параметра, управляющего данным классом, определенному
типу распределения, например, нормальному закону, разбиение соот-
ветствующей плотности распределения на кусочно-постоянные интер-
валы и сопоставление подклассам соответствующих интервальных ве-
роятностей).
Приведем пример выделения расчетных участков. Если значения
параметров sn(n = 1, ..., г) заданы совместной плотностью распределе-
ния вероятности pis. sr), то вероятности На (а = 1,..., т) могут быть
получены в результате интегрирования
Яа= JJ	(4.67)
IV„elV
по r-мерной области Wa(slt ...» sr), выделяющей в области W(slt ..., sr)
возможных значений параметров sk подобласть, соответствующую воз-
можным значениям параметров при реализации состояния класса Фо.
Задание подобластей W возможно различными способами, например,
при помощи неравенств:
: л1ц < л, <	5,п < .v, <	(4.68)
где sna, зпа соответствуют границам интервала возможных значений па-
раметра зп. В качестве расчетных значений зп при построении области
допустимых значений можно взять либо среднее из представленного
интервала, либо одно из граничных значений, соответствующее наибо-
лее неблагоприятным условиям работы трубопровода. При большом
числе определяющих параметров построение совместной плотности рас-
пределения p(sj,..., sr) затруднительно.
Для определения парциальных вероятностей необходимо знать ве-
роятности Pnk осуществления каждого из Кп возможных значений па-
раметров = 1, ..., г). Индекс k (k = 1, ..., Кп) соответствует числу
интервалов разбиения области возможных значений параметра зп. Для
независимого параметра зп вероятность Pnfc, может быть определена по
известной плотности распределения вероятности pn(sn) параметра sn.
В этом случае вероятность появления при эксплуатации трубопровода
значения параметра sn, принадлежащего интервалу	опреде-
лим по формуле:
П» = J PAsn)dsn.	(4.69)
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОЕ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
347
Значение s10 соответствует левой, a	- правой границе области воз-
можных значений параметра sr Очевидно, что вероятности Рпк удовлет-
воряют соотношению	=*- Если среди параметров sn есть зависимые,
*=i
то в этом случае плотность распределения вероятности зависимого па-
раметра должна быть записана как условная плотность вероятности при
некоторых фиксированных значениях независимых параметров, явля-
ющихся аргументами зависимого параметра. Вычисление вероятностей
Р^ проводят требуемое число раз до полного перебора всех возможных
комбинаций значений независимых параметров, влияющих на величи-
ну зависимого параметра.
В результате, любое из возможных состояний трубопровода можем
представить в виде последовательного соединения элементов, принад-
лежащих различным группам, по одному из каждого вертикального
слоя, соответствующего множеству возможных значений параметра sn
(и = 1,..., г). Пример такого представления дан на рис. 4.11. Верхний
индекс у зависимых элементов обозначает номер подгруппы в группе
Рис. 4.11. График зависимости долговечности от коэффициента запаса
и толщины стенки у= 0.05; DH = 1420 мм; <R> = 600 МПа; <р> = 7.5 МПа
348
ГЛАВА IV
или, что одно и то же, номер комбинаций независимых параметров, вли-
яющих на величину данного параметра. Вероятность На равна произве-
дению вероятностей элементов, образующих соответствующее последо-
вательное соединение. На рис. 4.12 изображена схема, поясняющая
изложенные рассуждения в случае описания поведения трубопровода че-
тырьмя характеристическими параметрами. Список параметров состав-
лен в соответствии с требованиями методики расчета взаимодействия тру-
бопровода с единичным бугром пучинистого грунта: s, = р - внутреннее
давление, = Т - температура стенок оболочки трубопровода, so = q -
интенсивность силового воздействия на трубопровод, = q~ - интенсив-
ность сил продольного трения.
Рис. 4.12. Группы последовательного соединения элементов трубопровода
Внутреннее давлениер считаем независимым параметром. Темпера-
тура стенок в общем случае зависит сложным образом от температуры
окружающего грунта, режима эксплуатации трубопровода, удаленнос-
ти рассматриваемого участка ЛЧМГ от компрессорной станции и ряда
других факторов. В данном примере, учитывая его иллюстративный
характер, будем приближенно считать, что температура стенок Т зави-
сит только от режима эксплуатации трубопровода, т. е. от давления р.
Параметры q и q^ считаем независимыми между собой, но зависящими
от температуры стенок. Предположим, что возможны только два аль-
тернативных режима эксплуатации. Первый - это режим нормальной
эксплуатации с давлением перекачиваемого продуктар = 7.5 МПа. Вто-
рой режим соответствует состоянию простоя и р = 0.0. Вероятность осу-
ществления первого режима Рп = 0.95, второго — Р12 = 0.05 за рассмат-
риваемый период. Предположим, что с вероятностью равной единице
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЪ ТРУБОПРОВОДОВ
419
при нормальном режиме эксплуатации температура стенок будет равна
7J1 = -2°С, а в простаивающем трубопроводе 7J2 = -10°С. Верхний ин-
декс обозначает номер комбинации независимых параметров, влияющих
на величину параметра s2 = Т. В данном случае таких комбинаций (по-
скольку независимый параметр один, речь идет не о комбинации, а о
числе возможных значений независимого параметра) М2 = 2. В такой
постановке можем считать параметр s2 детерминистическим при усло-
вии, что задана величина внутреннего давления. Следовательно, мно-
жество возможных состояний трубопровода можно представить графи-
чески в виде двух независимых подмножеств. В пределах каждого из
подмножеств вычисление вероятностей Pnk проводим без учета состоя-
ний, отнесенных к другим подмножествам. Множество возможных зна-
чений параметров q и разбиваем на четыре интервала.
Результаты вычислений представлены в табл. 4.6. В представленном
примере общее число возможных состояний т = 32. Вероятность осу-
ществления состояния с параметрами, например, р = 7.5 МПа, Т = -2°С,
q = 5-104 Н/м и q = 0.8-106 Н/м, определим простым перемножением
вероятностей: На = Рп р^ Рз} р\} =0.178125.
Очевидно, что чем полнее представлено пространство возможных
состояний (чем разветвленнее «дерево состояний»), тем достовернее бу-
дут получаемые оценки показателей надежности. Ограничениями яв-
ляются только рост расчетного времени и дополнительные трудности в
сборе необходимых статистических данных о вероятностях Pnft.
350
ГЛАВА IV
Расчет надежности методами FORM—SORM. Методы FORM-SORM
предназначены для вычисления вероятностей событий по многомерной
допустимой области с нелинейной границей и неопределенной функци-
ей совместной плотности вероятности многомерного случайного векто-
ра параметров. Различие FORM и SORM состоит в порядке аппроксима-
ции границы допустимой области (первый и второй, соответственно).
Применительно к вероятностным расчетам трубопроводов эту методо-
логию широко применяют в зарубежной и отечественной практике.
Дадим стандартное описание процедур FORM—SORM. Состояние тру-
бопроводного сечения (элемента, участка и т. д.) определяется вектором
случайных параметров X = (хр..., хп) и описывается функцией:
^(х15...,хп) = ^(Х).	(4.71)
Компоненты вектора X включают параметры нагрузки, характе-
ристик материала, геометрии и т. д., соответствующие расчетной мо-
дели данного состояния (например, сюда могут входить начальные
или текущие размеры дефекта). Функция g(X) выбирается таким об-
разом, чтобы в зависимости от принимаемых значений определять до-
пустимое состояние, либо состояние отказа (предельное состояние),
т. е. является, по сути, формализацией критерия предельного состо-
яния трубопровода. Состоянию отказа соответствует выполнение ус-
ловия е < 0. В этом случае вероятность отказа определяется следую-
щим интегралом:
pt=/••• J	(4.72)
g<0
где fix....Хт) ~ совместная плотность распределения n-мерного слу-
чайного вектора X. Интегрирование производится по области е < 0, оп-
ределяющей состояния отказа. Общие предпосылки реализации мето-
дов FORM (First Order Reliability Method) и SORM (Second Order
Reliability Method) состоят в следующем:
—	производится преобразование переменных х. к вектору стандарт-
ных независимых нормальных переменных U = (ир..., ип);
—	уравнение граничной поверхности формулируется в новом про-
странстве переменных
£(U) = 0;	(4.73)
—	в качестве характеристического параметра, определяющего надеж-
ность системы, берется, так называемый, индекс надежности (индекс
безопасности) 0, который вычисляется как минимальное расстояние до
граничной поверхности (рис. 4.13);
-	в качестве допущения принимается условие нормальности по от-
ношению к состояниям отказа.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОЕ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
351
I
I"
ZZL_
еду


l?1 '
Т«-1С*С “
(I
1
~1--Д
to£ty*
10\/н
-----------1
3_____ I
ZZE___ ________
{.5-Iffy £.О'КГЦ/я t.S.iofy< <£*
—-r— -------1-- ----1---* X
jp^-gjs
I t . f —-^
Ь$</Лл
I--(-- ------L -----
, Д<=аЗб Р«°Д2У АЛ
I
43-kA»|^
azd
1нЙ<
----------------------1--- -----;--
₽*=e\75
-----Y-;; -------------------f----1
Рис. 4.13. Последовательность анализа вероятностных параметров
, I I	r . .l_"~~t--.
|a54ofy* os-ten)* U'iftyt <J-/c*A ~
,Л°Й№	A^OJO А»=<ЦУ,


I
Q
ЧЭ
6
В этом случае вероятность отказа может быть приближенно выраже-
на аппроксимирующей формулой:
7}=Ф(и)<о}=Ф(-₽).
(4.74)
При возрастании параметра 0 вероятность отказа убывает. Косину-
сы а. углов наклона радиус-вектора 0 к осям гиперплоскости, касатель-
ной к поверхности g = 0 в опорной точке U*, служат факторами чувстви-
тельности к неопределенности базовых переменных, координаты
которой определяются по формуле:
л-=/;’[ф(-а,|3)],
(4.75)
где f x.i x.i — функция распределения случайной переменной х.. В двумер-
ном случае параметры чувствительности а. вычисляются по формулам:
eq =-COS Ер CC^-COSEj.
(4.76)
Для факторов нагрузки а. < 0, для факторов сопротивления а. > 0.
Приближенно влияние неопределенностей базовых переменных выра-
жается соотношением:
352
ГЛАВА IV
mi) 1
—7КГ а‘^	<4-77>
где р(Х. = т.) получается заменой X на среднее значение т. в опорной
точке X*. Если ввести частные коэффициенты запаса (частные коэффи-
циенты безопасности, partial safety factors) у., то формула допустимой
области примет вид:
^(7Лр.„,тл,)>0,	(4.78)
где хы — характеристические значения, принимаемые равными либо
средним, либо экстремальным интервальным значениям (для парамет-
ров нагрузок - 95-98%, для параметров сопротивления - 2-5% ). Тогда
по заданным (допускаемым, назначенным) показателям надежности (ве-
роятность отказа или индекс надежности) и параметрам чувствитель-
ности а. определяются коэффициенты запаса по формулам:
X,.	X
у г = —= —п=—-------п -для параметров нагрузки,
 Х-	(4.79)
X-
уУ = —-f-  -ь-------- —для параметров сопротивления.
В табл. 4.7 представлены выражения для характеристических зна-
чений X* в случаях распределений нормального, лог-нормального иГум-
беля. Параметры р и V обозначают, соответственно, среднее значение и
коэффициент вариации случайной величины х..
Таблица 4.7. ФУНКЦИИ РАСПРЕ,ДЕЛЕНИЯ И ИХ ПАРАМЕТРЫ	
Функция распределения	
Нормальное		 	
Лог-нормальное	
Гумбель	Дй (1- 0.78У„ (o.577+fa (- to (ф(-с^р)))))
Оценка надежности МТ, проложенного в сезоннопромерзающих
грунтах. В основу определения условной вероятности безотказной ра-
боты может быть положен метод статистического моделирования, со-
стоящий в моделировании случайных параметров, распределенных
по известному или предполагаемому закону, и подсчете числа выбро-
сов за пределы допустимой области £1а. При длине смоделированной
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУ I ОПРОВОДОВ	3 53
реализации N и числе выбросов за пределы допустимой области Na
приближенная оценка для условной вероятности Sa может быть по-
лучена на основе следующей формулы: = IN~ - AL 1 /Na. Параметры
вероятностного распределения устанавливаются в зависимости от клас-
са состояния трубопровода. Для учета статистического разброса значе-
ний параметров вероятностных распределений, в общем случае, целе-
сообразно включить такие параметры, как математическое ожидание,
дисперсия и другие в перечень определяющих параметров, аналогично
параметрам sx, ..., sr. При этом обратим внимание на существенное от-
личие параметров распределений от параметров sx, ..., sr. В отличие от
последних, параметры вероятностных распределений не влияют на раз-
меры и конфигурацию допустимой области Qa. Влияние этих парамет-
ров проявляется при оценке значения Sa. Поэтому учет разброса пара-
метров вероятностных распределений, их зависимость от условий
эксплуатации трубопровода целесообразно проводить именно на этом
этапе. Для каждого состояния класса a (a = 1,..., т) сформируем набор,
состоящий из па комбинаций параметров распределения. Для каждой
комбинации оценим вероятность = (у= 1,..., na) осуществления дан-
ной совокупности значений параметров, при условии, что реализовано
состояние класса а. Затем производим последовательное моделирование
и оценку условной безотказности Sa при сформированных комбинаци-
ях значений параметров вероятностных распределений. Значение услов-
ной вероятности Sa, учитывающее разброс значений параметров статис-
тических распределений, получим как
«а
~ Х^ау^ау’ ((X —(4.80)
у=1
Моделирование случайных последовательностей с заданным типом
распределения основано на использовании метода обратных функций.
Если вероятностное распределение таково, что построение обратной
функции затруднительно, то для моделирования применим метод Ней-
мана.
В примере с буграми пучения обсуждались различные подходы к
моделированию размеров бугров. На рис. 4.14 приведены результаты
моделирования размеров бугров пучения в предположении, что пара-
метры и Н подчиняются нормальному и вейбулловскому распределе-
ниям. Расчеты проведены при следующих значениях статистических
характеристик длин Хо и высот Н бугров пучения: <\> = 10 м, = 5 м,
<Н> = 0.1 м, = 0.06 м. Для наглядности помимо маркеров, показыва-
ющих размеры бугров, на плоскости /и и Н нанесена граница допускае-
мой области. На рис. 4.15 приведены результаты вычисления вероятно-
сти Ra == 1 — Su появления бугров пучения с размерами, выходящими за
354
ГЛАВ MV
пределы допускаемой области. Графики в каждой из групп построены
при фиксированных значениях математического ожидания <Х0> и дис-
персии а* длины бугра пучения как функции отношения v = <Н>/<зн.
Зависимости построены для различных типов вероятностных распреде-
лений в предположении о взаимной статистической независимости и вза-
имной коррелированности случайных последовательностей Х_ и Н. Гра-
фики построены в предположении, что параметры Хо и Н не коррелируют
между собой. При моделировании случайных последовательностей ис-
пользованы следующие числовые значения: <Х0> = 5 м, =2.5 м, мате-
матическое ожидание высоты бугра <Н> выбиралось из интервала 0.025
«Н> < 0.25 (м), ан/<Н> = 0.5.
Номера маркеров на графике соответствуют следующим типам рас-
пределений: 1 - нормальное распределение для X и Н; 2 — распределе-
ние Вейбулла для X и Н; 3 — нормальное для X распределение Вейбулла
для Н; 4 — распределение Вейбулла для Хо и нормальное распределение
для Н. Графики построены по результатам осреднения значений веро-
ятностей, полученных по 10 реализациям стандартной длиной N = 5000
точек каждая. Для используемых типов распределений во всем диапа-
зоне изменения параметра v = <5И/<Н> получены вполне сопоставимые
значения вероятностей выбросов за пределы допустимой области. Наи-
большее расхождение характерно для области малых и относительно
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОНРОВОЛОВ
355
Рис. 4.15. Результаты моделирования размеров бугров пучения
а) связаны через параметр отношения; б) размеры бугров в первом случае
и длина бугра, и параметр отношения распределены по Вейбуллу
больших по сравнению с соответствующими критическими значения-
ми высот бугров значений <Н>. Возрастание числа выбросов за преде-
лы допустимой области при уменьшении величины математического
ожидания длины бугра до 5 м вызвано, с одной стороны, характерной
конфигурацией допустимой области, а с другой - неучетом взаимной
корреляции длин и высот бугров пучения в области малых значений Хо.
Увеличение относительной величины дисперсии высоты бугра приво-
дит к увеличению вероятности выброса для соответствующих зависи-
мостей. При использовании взаимно-коррелированных последователь-
ностей типа 4 вероятность выбросов в области малых значений <Н>
снижается на порядок и более по сравнению, например, с аналогичной
зависимостью для некоррелированных значений X и Н (индекс 2).
Оценка надежности надземного МТ по критерию роста усталостных
трещин. Рассмотрим пример расчета показателей надежности и долго-
вечности по отношению к критическим отказам, связанным с ростом
усталостных трещин в надземных газопроводах при действии ветровой
нагрузки и просадке опор. За расчетный участок для анализа колеба-
тельного режима трубопровода под действием ветровой нагрузки с уче-
том контактного взаимодействия с просевшей опорой принимается двух-
пролетная балочная модель трубы с центральной опорой, имеющей зазор
356
ГЛАВА IV
Д в свободном состоянии. Расчет колебательного режима проводится
методами строительной механики (В.М. Силкин и др.) с целью получе-
ния функций перемещений центральной оси трубопровода в зависимос-
ти от времени (числа циклов колебаний в ветровом потоке) (рис. 4.16).
Рис. 4.16. Расчетная оценка вероятности возникновения бугра с размерами,
выходящими за пределы допускаемой области
при <Н>/он = 0.5, <Х0> =5ми<5^=2.5м
За расчетный участок для оценки роста усталостных трещин прини-
мается элемент цилиндрической оболочки на нижней образующей тру-
бы в зоне контакта ее с опорой. Размеры сегмента трубы должны быть
не меньше 4Z, где I - длина трещины на нижней образующей. Различа-
ются трещины, ориентированные вдоль образующей (осевые) и поперек
(кольцевые). Трещины произвольной ориентации не рассматриваются,
т. к. при расчете заменяются эквивалентными, ориентированными в
указанных направлениях, как наиболее опасными. При расчете напря-
женного состояния на расчетных участках второго типа определяются
продольные и кольцевые напряжения на границах данных расчетных
участков (функции номинальных напряжений в стенке трубы в зависи-
мости от режима колебаний в ветровом потоке и величины зазора Д), ко-
торые определяют рост кольцевых и осевых трещин соответственно.
Приведем конкретный пример формирования пространства состоя-
ний расчетного участка с трещиной с учетом четырех режимов нагру-
жения и различных типов дефектов. Полная прогнозируемая наработ-
ка - Т* = ДТ1 + ДТ2 + ДТ3 + ДТ4, где ДТ. - наработки по четырем сезонам
однородной ветровой нагрузки, степени контактного взаимодействия с
опорой, постоянных нагрузок и т. п. Отдельные наработки имеют зна-
чения: Д7\ = 20 суток, ДТ2 = 40 суток, ДТ3 = 30 суток, ДТ4 = 50 суток.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО' ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
357
Формирование классов по режимам нагружения:
1)	сезон 1: наработка изменяется в интервале 0 < 7<ДТр что соответ-
ствует номинальным напряжениям в стенке трубы:
<fx = 150 МПа, о* = 150 МПа, постоянные составляющие,
о@ = 250 МПа, = 250 МПа,
Дсх = 50 МПа, = 20 МПа, размахи циклических напряжений,
До? = 150 МПа, До? = 100 Мпа;
и	и
2)	сезон 2: наработка изменяется в интервале ДТХ < Т < Л.Тг + ДТ2, что
соответствует номинальным напряжениям в стенке трубы:
= 150 МПа, о*х = 100 МПа,
о? = 200 МПа, о? = 200 МПа,
До* = 50 МПа, До* = 10 МПа,
До? = 150 МПа, До? = 50 Мпа;
О	V
3)	сезон 3: наработка изменяется в интервале ДТХ+ДТ2 < Т < ЛТ1 + ДТ2 +
+ ДТ3, что соответствует номинальным напряжениям в стенке трубы:
о^ = 100 МПа, о. = 20 МПа,
о? = 200 МПа, о? = 200 МПа,
V	*-
До* — 0 МПа, До1* = 0 МПа,
До? = 0 МПа, До? = 0 Мпа;
и	и
4)	сезон 4: наработка изменяется в интервале	+ ДТ2 + ДТ3 < Т <
что соответствует номинальным напряжениям в стенке трубы:
о^ = 200 МПа, o'* = 100 МПа,
о£ = 250 МПа, о*в = 250 МПа,
До? = 0 МПа, До1* = 0 МПа,
До? = 0 МПа, До? = 0 Мпа.
Здесь индексы «е» и «Ь соответствуют внешней и внутренней обра-
зующим сечения стенки цилиндрического сегмента.
Формирование классов по типам дефектов:
а)	продольные (осевые) трещины на внешней образующей трубы;
Ь)	поперечные (кольцевые) трещины на внешней образующей трубы;
с)	продольные (осевые) трещины на внутренней образующей трубы;
d)	поперечные (кольцевые) трещины на внутренней образующей
трубы.
358
ГЛАВА I '
Общее число классов образуется числом возможных сочетаний пер-
вой и второй групп и равно 16. Парциальные вероятности реализации
событий первой группы:
И} =0.2, Н\ =0.15, «3=0.5, «*=0.15.
Парциальные вероятности событий второй группы:
Я,2 =0.45, «| =0.35, «, =0.08, Я2 =0.02.
Парциальные вероятности реализации событий класса Ф„ (i — по пер-
вой группе, / - по второй группе):
Ht, = Н}Н2 = 0.2 • 0.45 = 0.0900,
«|2 = «,'Я2 = 0.2 • 0.35 = 0.0700,
«13 =	= 0.2 • 0.08 = 0.0160,
НхА=Н\Н2А =0.2-0.02 = 0.0040,
«31 = Я'«2 = 0.5 • 0.45 = 0.2250,
Н32 = Н3Н2 = 0.5 • 0.35 = 0.1750,
Н33 = Н'3Н3 = 0.5 • 0.08 = 0.0400,
Я34 = Я3« 2 = 0.5 • 0.02 = 0.0100,
H2i = Н\Н2 =0.15-0.45 = 0.
Я22 = «]«22 =0.15- 0.35 = 0.
«2з = «? «з = 0.15  0.08=0.
«24 = Н'2Н?А =0.15-0.02=0.
«41 =«$«?= 0.15 • 0.45 = 0.
«42 = «4«2 = 0.15 • 0.35 = 0.
«43 = «1«3 = 0.15 • 0.08=0.
«44 = «4«4 =0.15’0.02 = 0.
Выделенные жирным шрифтом парциальные риски показывают, что
вклад в суммарную вероятность событий данных классов будет заведо-
мо более существенным, так что анализом остальных случаев можно
пренебречь. Вместе с тем, если с физической точки зрения ясно, что бо-
лее опасны трещины осевые, то при учете методами условных функций
надежности случайной реализации однородных напряжений по четы-
рем сезонам (с различной вероятностью реализации этих режимов на-
гружений) оказывается, что вклад кольцевых трещин при некоторых
сезонах весьма существенно влияет на суммарную вероятность отказа.
В дальнейшем можно перенумеровать классы пространства состояний
в общую совокупность: Фу, / = 1,2,.... 16.
Дальнейшая процедура оценки показателей надежности основана на
численном анализе роста полуэллиптической трещины при заданных
условиях нагружения данного класса и определении границы допусти-
мой области для каждого класса.
Для анализа многочисленных данных об отказах трубопроводных
трасс в однородных условиях достаточно провести оценку параметров
функции распределения экстремальных значений времен разгерметиза-
ции. Расчет основан на применении метода наибольшего правдоподобия
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО! ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
359
для получения оценок распределений экстремальных значений из выбо-
рок случайных величин. Для оценки надежности системы в целом необ-
ходимо определить функции вероятности F(h, t) сквозного прорастания
единичного наугад взятого дефекта к моменту времени t. Рассмотрим Ng
начальных трещин, размеры которых подчиняются экспоненциальному
(для полуоси а) и усеченному нормальному (для отношения и = Ь/а) зако-
нам распределения. Пусть у-й наугад взятый дефект прорастает до сквоз-
ного за некоторое время tfh). Пусть К<Л. t) — вероятность того, что наугад
взятый дефект прорастет до сквозного за время т < t. Введем случайную
величину x(h) = min (f , t2,..., tNJ. Функция распределения x определяет-
ся следующим образом:
Fg(h,t)=P{x(ft)<г}=1 -	(ft)> t,t2(Л)(ft)>r} =
(4.81)
В этом случае распределение FJh, t) представляет собой известное
трехпараметрическое распределение Вейбулла:
Fx(h,t) = l—exp
(4.82)
Процесс моделирования организуется следующим образом. Моде-
лируем Ng размеров начальных глубин и длин а0, Ьо полуэллиптичес-
ких трещин. Проводим цензурирование выборки по критерию принад-
лежности исключаемых значений допустимой области. Выбираем из
полученных трещин трещину с максимальной глубиной. Вычисляем
время ее прорастания до сквозной и запоминаем значение t*. Процеду-
ру выбора повторяем. Полученная усеченная выборка объема Ng при-
надлежит некоторой генеральной совокупности распределения Вейбул-
ла. Таким образом, мы моделируем новую выборку Ng минимальных
времен прорастания трещин, находящихся вне допустимой области,
t* (J = 1, ..., NJ. Заключительным этапом вычислительного экспери-
мента является обработка полученной выборки t* (ft), (j = 1,...»NJ для
получения оценок для параметров распределения Вейбулла х0, хс, а.
Определив оценки х0, хс, а, функцию распределения времен отказов
найдем по формуле:
F(ft,r) = l-ехр
1
А.
(4.83)
360
ГЛАВА I \
Для получения параметров распределения Вейбулла применим ме-
тод наибольшего правдоподобия, который дает несмещенные и эффек-
тивные оценки этих параметров. Оптимизационный алгоритм основан
на применении симплекс-метода.
Пусть расчетная ЛЧМГ разбита на Nj участков по конструктивным
признакам, а пространство состояний участков трубопровода состоит из
совокупности классов {ФД. При введенных предположениях вероятность
безотказной работы за время t оценивается по формуле:
1Nl N,	/	\ z J
(«,*) р	(4>84)
«=1	>-	j
где - математическое ожидание числа начальных трещин на i-ом
участке трубопровода, Г.у(Л, 0 - функция распределения глубины тре-
щины к моменту времени t,	— парциальный риск возникновения
опасной ситуации класса Ф; на i-ом участке.
Другой алгоритм оценки надежности трубопровода по критериям
конструкционной целостности и герметичности основан на применении
методов Монте-Карло и предназначен для максимального подавления
влияния на расчеты фактора неполноты и недостоверности исходной
информации. При таком расчете учитывается тот факт, что многие па-
раметры, существенно влияющие на поведение трубопровода, облада-
ют большой изменчивостью, а, следовательно, конфигурация и разме-
ры допускаемой области Q, также носят случайный характер.
4.5.	МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТРЕБУЕМОЙ
НАДЕЖНОСТИ
НА ОСНОВЕ ТЕКУЩЕЙ
ДИАГНОСТИЧЕСКОЙ
ИНФОРМАЦИИ
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ Результаты диагностики в широ-
ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ ком смысле, включающем стати-
стику отказов (аварий), лежат в
основе любых вероятностных
расчетов, тем более расчетов по-
казателей надежности. Особен-
ности оценки надежности непосредственно по данным диагностичес-
ких осмотров состоят в следующем:
—	диагностический процесс представляет собой планируемое перио-
дическое обследование технического состояния трубопровода, т. е. в
конечном итоге тех параметров, которые определяют надежность и дол-
говечность системы;
-	вторая группа диагностируемых объектов и их параметров — дан-
ные о дефектах и повреждениях, которые непосредственно не учитыва-
лись при проектировании трубопровода, как составляющие его проект-
ного (исправного) состояния.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО' ТБ ТРУБОПРОВОДОВ	361
Учитывая два этих обстоятельства, различаются детерминистичес-
кая и вероятностная методологии оценки надежности и долговечности
трубопровода по результатам диагностики. При детерминистическом
анализе подразумевается надежность в широком смысле (прочность,
несущая способность, усталостная долговечность, живучесть и т. д.).
Вероятностный аспект надежности требует оценки не менее двух пока-
зателей надежности — вероятность отказа (или вероятность безотказной
работы) и соответствующая наработка до отказа. Только в таком двой-
ственном отношении правомерно говорить о показателях надежности по
ГОСТ 27.002-89.
В детерминистической постановке основная задача звучит следую-
щим образом: по полученным данным диагностики о состоянии трубо-
провода на данном участке оценить остаточный ресурс этого участка при
условии, что трубопровод будет функционировать в заданном режиме
нагрузок и воздействий (последние предполагаются детерминистичес-
кими). Решение методологически реализовано и оформлено в норматив-
но-методических документах (в России и/или за рубежом) практически
для всех известных в трубопроводах типов дефектов и повреждений.
Исследования продолжаются в направлении уточнения теории и меха-
низмов развития данных дефектов, упрощения нормативных расчетных
процедур, накопления и обработки необходимой статистической инфор-
мации о свойствах трубных сталей при определенных повреждениях и
т. п. Методы также известны - это теории прочности, механики разру-
шения, усталости, трещиностойкости, накопления повреждений, физи-
ко-химических и электрохимических процессов развития повреждений
и деградации свойств трубных сталей. Последовательность оценки де-
терминистической долговечности трубопровода с конкретным дефектом
состоит в следующем:
—	анализ проектной и строительной документации о проектном ва-
рианте конструкции трубопровода;
-	диагностирование реальной конфигурации трубопровода и оценка
отклонений от проектных условий;
—	анализ реального режима эксплуатации по данным рабочего жур-
нала и диагностическим данным (тензометрирование с целью определе-
ния реального НДС);
-	идентификация и интерпретация типа и конфигурации дефекта
(размеры, расположение на трубе);
—	аппроксимация реального дефекта расчетным аналогом (например,
полуэллиптическая продольная поверхностная трещина хорошо схема-
тизирует трещиноподобный дефект);
—	расчет эволюции дефекта при заданном режиме функционирова-
ния трубопровода и в условиях диагностированной коррозионной актив-
ности среды за прогнозируемый срок эксплуатации участка;
*62
ГЛАВА•
-	оценка по критериям прочности, устойчивости, усталости, трещи-
ностойкости критического размера дефекта, при котором дальнейшая
эксплуатация трубопровода в заданном режиме способна привести к от-
казу (разрушению);
-	итоговая оценка ресурса или календарной наработки дефектного
участка до наступления предельного состояния, описанного в предыду-
щем пункте;
—	выработка технического решения о возможности и целесообразно-
сти продления ресурса данного участка, либо применении на данном
участке специальных ремонтно-восстановительных мероприятий.
Вероятностная методология учитывает фактор неопределенности:
-	в диагностической информации о конфигурации реального трубо-
провода, нагрузках и воздействиях на него (в целом и на отдельных уча-
стках), дефектах и повреждениях;
-	в методологии расчета (модели и механизмы развития дефектов и
накопления повреждений);
-	в данных о механических свойствах трубной стали, свойствах элек-
трохимического процесса коррозионного износа данной стали под напря-
жением и т. п.;
-	в устойчивости данных режимов функционирования (например, если
на данном участке не случилось оползня, возникновения бугра морозно-
го пучения или 8-балльного шторма, то это не означает, что данное собы-
тие не произойдет в будущем, в рассматриваемый срок эксплуатации);
-	в неопределенности данных предыстории нагружения и деграда-
ции трубной стали на данном участке (уровень остаточных напряжений,
наводороживание, сульфидирование, снижение показателей прочности
и трещиностойкости и т. д.).
В связи с этим возникают две отдельные проблемы:
-	оценка вероятности отказа (безотказной работы) и (или) наработки
до отказа (ресурса) данного конкретного участка с дефектом (конфигу-
рация дефекта определяется в вероятностном приближении, учитыва-
ющем точность средств диагностирования) при случайной параметри-
зации условий эксплуатации, нагрузок и воздействий;
-	оценка вероятностных показателей для трубопровода в целом по
результатам детерминистических или вероятностных оценок долговеч-
ности конкретных участков.
Первая задача решается методами вероятностного анализа чувстви-
тельности детерминистического расчета к неопределенностям в исход-
ных данных. Неопределенности такого типа, как правило, задаются из-
вестными функциями распределений, оцениваемых статистическими
методами анализа также диагностических данных. Итогом расчетов
являются собственно показатели надежности и долговечности. Сюда же
примыкают частные задачи об оценке вида и параметров распределения
допустимых размеров дефекта, параметров нагрузки и т. п., то есть ве-
роятностный аналог оценки несущей способности.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
363
Первый способ решения второй задачи на основе детерминистических
расчетов, оценивающих критические размеры выявленных дефектов и
критические значения параметров нагружения для реальных дефектов,
определяет границы многомерной допустимой области эксплуатации все-
го трубопровода. После этого во внимание принимается неопределенность
в точности системы диагностирования и вносятся коррективы в показа-
тели интенсивности потока начальных дефектов (их количества, разме-
ров, плотности ансамблей и т. д.).
Второй способ, как правило, представляет собой применение мето-
дов системной теории надежности (анализ блок-схем надежности, гра-
фоаналитические методы) и заключается в интегральном оценивании
вероятности отказа трубопровода как системы по известным вероятнос-
тям отказов его элементов (схемы последовательного соединения). Спе-
цифический аспект здесь вносят требования учесть ремонтно-восстано-
вительные мероприятия, которые несколько усложняют структурные
схемы надежности трубопровода и добавляют дополнительные неопре-
деленности в расчет. Результатом оценивания в этом случае являются
показатели межремонтного ресурса, наработки до следующего обследо-
вания и т. п.
Дополнительной задачей вероятностного анализа по результатам ди-
агностики трубопровода является уточняющее оценивание показателей
надежности байесовскими методами, состоящее в следующем: подтвер-
ждение (коррекция) оцениваемых в предыдущих пунктах показателей
по данным вторичного, третичного и т. д. обследования. Байесовская ме-
тодология заключается в оценке вероятности того, что не произойдет от-
каза участка трубопровода (или трубопровода в целом) за время эксплуа-
тации [О, t], включающем моменты обследований 0 < Тх < Т2 <... < Тп < t,
при условии, что известны вероятности отказов (вероятности безотказ-
ной работы) участка (трубопровода) на предыдущих интервалах време-
ни. Основная вероятность отказа носит название апостериорной, после-
дние вероятности (вероятность отказа на интервале [О, Т.] при условии,
что не произошел отказ на интервале [О, 7^]) называются априорными.
Априорные вероятности могут быть оценены по статистическим данным
об отказах трубопровода на интервалах, соответствующих наработкам
между обследованиями, и в этом случае процедура анализа имеет чисто
статистический характер. С другой стороны, априорные вероятности
должны учитывать физическую природу развития дефектов и накопле-
ния повреждений, что означает расчет априорной вероятности отказа
на каждом интервале между обследованиями по физической модели на-
дежности. При этом необходимо принять во внимание, что на каждом
новом интервале существует вероятность как пропуска дефектов, так и
возникновения новых дефектов и восстановления участков с дефекта-
ми, признанными критическими.
364
ГЛАВА Г.'
Рассмотрим прогнозирование показателей надежности трубопрово-
да с трещиноподобным дефектом, выявляемым текущим диагностичес-
ким контролем. Характерный размер дефекта обозначим через I. Под
отказом будем понимать достижение параметром I критического значе-
ния Г.
Если процесс обнаружения дефектов состоит из независимых собы-
тий, когда выявление одного дефекта не влияет на процедуру обнару-
жения других дефектов, то этот процесс можно считать пуассоновским.
В этом случае вероятность Н(1) необнаружения хотя бы одного дефекта
размером больше I можно оценить по формуле Н{1) = 1 - exp [-v(Z)j, где
v(Z) — математическое ожидание числа не обнаруженных в результате
контроля дефектов размером больше I. Математическое ожидание обна-
руженных дефектов ae(Z) вычисляется через математическое ожидание
общего числа дефектов p(Z) и вероятность PJZ) обнаружения одного де-
фекта размером больше I: ae(Z) = p(Z) P4(Z). С учетом того, что p(Z) = ae(Z) +
v(Z), получим
Н (Z) = l-exp
(4.85)
Вероятность п (/) оценивается путем испытаний на эталонных образ-
цах с заданным числом дефектов определенного размера и может быть
аппроксимирована экспоненциальным распределением

l-exp[-X(Z-ZA)], l>lth
(4.86)
с параметром X, который оценивается экспериментально.
При п типов дефектов, образующих пуассоновские ансамбли, все де-
фекты также образуют пуассоновский поток, а суммарная вероятность
отказов равна
= <4-87)
к=1
где 1,.к — предельный размер Аг-го типа дефектов; вероятности Hk(l*k) оце-
ниваются по формуле типа (4.87).
Вероятность отказов Но к моменту очередного контроля t = tQ опреде-
ляется вероятностью необнаружения дефектов размером I, превышаю-
щим критический размер I*. При продолжении эксплуатации дефекты,
размеры которых не превышали предельных значений, подрастают и с
течением времени могут достичь критических размеров. При t > tQ рост
дефекта можно описать кинетическим уравнением типа Пэриса-Эрдо-
гана с начальным условием I (Zo) = Zo.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО; ть трубопроводов
365
Остаточный ресурс 0 по определению равен продолжительности эксп-
луатации после очередного обследования, в течение которой размер де-
фекта подрастет до критического значения L. Он находится как корень
уравнения I (0) = L. Вероятность отказа по критерию остаточного ресурса
I (f) > L при известных законах распределения рг (Z, t) = d Ft (I, t) / dim
Pl„ (IJ = dF, (ZJ / dL вычисляется следующим образом:
JJ pz(Z,f)pt (4,)t/Z»rfZ.	(4.88)
Р[/Л]
Область интегрирования D[l, ZJ определяется неравенством l(t) > I*.
Практически вероятности отказов должны иметь малые значения, по-
рядка 10“3 и менее. Достоверные значения распределенийpf(Z, t) и рц (Z*)
могут быть получены лишь в области медианных значений, в то время
как в интересующей нас области «хвостов» распределений информация
недостоверна. Применительно к рассматриваемому классу задач нас ин-
тересует правая ветвь распределения pt(l91) длин дефектов и левая ветвь
распределения критических размеров. Поэтому для аппроксима-
ции распределения p.(L t) целесообразно применять одно из асимптоти-
ческих распределений максимальных значений, а для рц (/*) - одно из
асимптотических распределений минимальных значений с последую-
щим применением асимптотических оценок.
При наличии множества начальных дефектов весь интервал началь-
ных размеров дефектов разбивается на интервалы со средними значения-
ми Z.. Математическое ожидание р, числа начальных дефектов, попавших
в j-й интервал, находится через математическое ожидание аеу числа обна-
руженных в результате обследования дефектов в j-м интервале и через
вероятность их обнаружения P*(ty: р; = ж. / Р*(1). Суммарная вероятность
отказов при наличии множества дефектов находится как
(4.89)
J
Здесь через H(t) обозначена вероятность отказов, вычисленная при
начальном размере дефекта, равном Z. С учетом вероятности отказов
Н{) к моменту обследования i() для вероятности отказов в момент време-
ни t > tz получим
+	(4.90)
Если имеется множество дефектов различных типов, то расчет про-
изводится по формуле:
(4.91)
где п — число учитываемых типов дефектов. По формуле (4.91) можно оце-
нить увеличение риска от отказов с течением времени эксплуатации после
очередного диагностического обследования. Эта формула позволяет также
3b6
ГЛАВА IV
оценить остаточный ресурс из условия непревышения вероятностью отка-
зов предельного (нормативного) значения Л*. Расчетное значение остаточ-
ного ресурса и. находится как корень уравнения
Н(6) = н4,	(4.92)
что проиллюстрировано на рис. 4.17.
Рис. 4.17. К определению остаточного ресурса
Предлагаемая методика вероятностной оценки остаточного ресурса
позволяет использовать статистическую информацию, полученную в
результате диагностического обследования участков газопроводных кон-
струкций. Эта методика учитывает неполноту информации о дефектах
различных типов, влияние случайных факторов, различные типы пре-
дельных состояний.
ОЦЕНКА
ЖИВУЧЕСТИ
ТРУБОПРОВОДОВ
По технико-экономическим причинам устра-
нить все выявляемые дефекты одновременно не
представляется возможным. ОАО ЦТД «Диа-
скан», ПО «Спецнефтегаз» и ВНИИГАЗ разра-
ботали методики для оценки опасности дефектов и ранжирования уча-
стков трубопроводной трассы в целях установления наиболее
оптимального порядка ремонта. Как показали исследования по оцен-
ке живучести трубопроводов проф. О.М. Иванцова, российские мето-
дики имеют более щадящий, оптимистический подход к оценке опас-
ности дефектов, чем американский стандарт ASME B31G. Можно
согласиться с тем, что американский стандарт жесткий и консерва-
тивный, однако, при отсутствии полного объема информации о дефек-
тах, сложности аттестации опасности дефекта как концентратора
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
367
напряжений, оценке роста усталостных трещин, наконец, взаимовли-
янии дефектов к таким усовершенствованиям следует относиться ос-
торожно.
Коэффициент запаса прочности на основании обработки фактичес-
ких данных о коррозионных дефекта оценивается средним значением
1,5. Вероятно, это достаточно объективная оценка коэффициента запа-
са прочности трубопровода в новых условиях его эксплуатации, когда
большое количество дефектов (кроме «опасных», подлежащих устране-
нию) остается в конструкции. Выборочный ремонт по результатам внут-
ритрубной диагностики охватывает около 1,5% общего числа обнару-
женных дефектов. Таким образом, в трубопроводе остается основная
масса дефектов, в том числе и коррозионного происхождения. Наблю-
дение за их развитием и ростом возлагается на мониторинг. После по-
вторных операций по диагностике возникает необходимость снова про-
изводить ремонтные работы — и это перманентно.
Следует отметить, что в условиях работы трубопровода с оставлен-
ными дефектами практически ничего не меняется. Коррозионное воз-
действие грунтов, защитные свойства изоляционного покрытия трубы
остаются прежними, трубопровод, как правило, продолжает работать
на проектных режимах, суммарные нагрузки могут только возрастать.
Известен такой пример из зарубежной практики. Диагностика выяви-
ла три пятна наружной коррозии на трубопроводе диаметром 610 мм,
толщиной стенки 9,5 мм, работавшем под давлением 8 МПа (72% мини-
мального предела текучести). Через два года пятна слились, и скорость
коррозии составила 0,25 мм/год. В этом случае разрыв мог произойти
уже при давлении 7,2 МПа (65% минимального предела текучести).
Поэтому регламент повторной диагностики при мониторинге должен
быть ориентирован на четкую картину развития коррозионных процес-
сов и данные о скорости коррозии. Плотность распределения дефектов
коррозии, поданным АК «Транснефть», составляет 14,6 дефекта на
1 км. Скорость коррозии на значительной части — 0,2—0,5 мм/год,
однако, наблюдается и большая скорость (0,8-1,16 мм/год).
Расчет трубопроводов на прочность при проектировании не учиты-
вает возможность возникновения или развития дефектов в процессе эк-
сплуатации (СНиП 2.05.06-85*). В табл. 4.8 показаны расчетные фор-
мулы определения толщины стенки трубопровода по СНиП. Справа
вписаны все коэффициенты «запаса», которые фигурируют в расчете с
одной целью: показать, что они не имеют никакого отношения к живу-
чести трубопровода, т. е. работе сооружения при наличии дефектов, воз-
никших или развившихся в период эксплуатации.
Трубопроводы проектируются как бездефектные сооружения. Одна-
ко существует расхожее мнение, что коэффициенты, принятые в СНиП,
хотя и не учитывают «живучесть» трубопровода при эксплуатации, но
настолько велики, что обеспечивают большой запас в толщинах стенки
368
ГЛАВА IV
Таблица 4.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ ТРУБОПРОВОДОВ
ПРИ РАСЧЕТЕ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ
(СНИП 2.05.06-85* «МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ»)
Расчетные формулы	Используемые коэффициенты
g = 2(7?ji|/i + пр)	п — коэффициент надежности по нагрузке (внутреннему давлению в трубопроводе) V—коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние трубопровода
	Аь Aj- коэффициент надежности по материалу, принимается в зависимости от типа стали, технологии и контролю сварки при изготовлении труб
к	к2кн	коэффициент надежности по назначению зависит только от принятого диаметра и внутреннего давления т — коэффициент условий работы трубопровода, принимается в зависимости от категории трубопровода и его участка
Таблица 4.9. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ
И ТОЛЩИНЫ СТЕНОК МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
ДИАМЕТРОМ 1420 ММ МАТЕРИАЛ ТРУБ:
R]’ = 600 МПа, R2h = 470 МПа, Ss = 19%,р = 7,5 МПа
Страна	Категория или класс участка трубопро- вода	Коэффи- циент условий работы или расчетный коэффи- циент	Коэф- фициент запаса проч- ности	Г Допусти- мое напря- жение, МПа	Толщина стенки номинальная:	
					мм	%
	III1V	0,90	1,76	341	15,7	100
Россия	III	0,75	2,10	286	18,7	119
	в	0,60	2,61	230	23,2	148
	I	0,72	1,77	339	15,8	101
США,	2	0,60	2,13	282	19,0	121
Канада	3	0,50	2,55	235	22,7	145
	4	0,40	3,19	188	28,4	181
Великобри-	—	0,72	1,86	323	16,6	106
тания	—	0,60	2,24	268	19,9	127
	—	1,6	2,15	279	19,1	122
Германия			1	1	к7.	2,28	263	20,3	129
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО' ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
369
трубопровода. Во-первых, коэффициенты — это такая же строгая, на-
учно и статистически подкрепленная категория, как и все другие
величины, фигурирующие в расчете. Во-вторых, судя по результа-
там сопоставительного расчета по нашим и зарубежным методикам
(табл. 4.9), величины толщины стенок трубопроводов, принимаемые
в России, минимальные. Конечно, фактический запас прочности
можно определить экспериментально, доводя трубы до полного раз-
рушения. Однако эти данные будут достоверными только при очень
большом количестве повторных разрушений труб разного диаметра
и толщины стенок.
Все это подтверждает, что при рассмотрении проектных нормативов
в увязке с «живучестью» трубопроводов, эксплуатацией сооружения при
наличии дефектов отсутствует системный подход. Несмотря на ремонт
опасных дефектов, которые могут спровоцировать разрушение или от-
каз, нельзя оставлять без внимания оставшиеся в большом количестве
другие дефекты, так как они могут существенно снижать показатель
надежности трубопровода и повышать риск возникновения отказов и
аварий.
Используя условный коэффициент запаса прочности для трубопро-
вода с коррозионными дефектами (методика ПО «Спецнефтегаз»), опре-
делили показатель надежности. На рис. 4.18 приведена зависимость
показателя надежности от условного коэффициента запаса:
где </?>, <S> — математическое ожидание сопротивления показателя
надежности (безотказности) Р при расчете величины К через дифферен-
цированный разброс (коэффициенты вариации по загрузке и сопротив-
лению). Методология такой оценки изложена в монографии В.В. Боло-
тина «Методы теории вероятности и теории надежности в расчетах
сооружений».
Необходимые коэффициенты вариаций нагрузки и сопротивления
для действующих СНиП вычислялись из дифференцированных коэф-
фициентов запаса, которые по формуле для толщины стенки суммарно
(для категорий III—IV) соответствуют недифференцированному коэффи-
циенту запаса (примерно 1,9-2,1). Из рис. 4.18 видно, что условному
коэффициенту запаса 2,0 примерно соответствует надежность 0,9.
Уменьшение этого значения до 1,5 приводит к снижению надежности
до 0,7. Здесь было важно показать не абсолютные значения показателя
надежности, а тенденцию его снижения, что чревато повышением уров-
ня риска безопасной эксплуатации.
370
ГЛАВА !'г
Рис. 4.18. Зависимость показателя надежности Р
от условного коэффициента запаса К
В отличие от СНиП 2.05.06-85*, разрешающего ремонт труб в пре-
делах минусового допуска на толщину, при ремонте газопроводов шли-
фовка дефектов разрешена, например, на глубину 15% толщины стен-
ки, правда с ограничением по площади. Так, на трубе диаметром
1420x15,7 мм можно удалять шлифовкой дефект глубиной 2,3 мм на
значительной площади. В разночтение со СНиП методики определения
«допустимых» и «недопустимых» дефектов легализуют возможность
иметь дефекты на бездефектном по расчету трубопроводе. Практичес-
ки не представляется возможным провести ремонт с полной ликвида-
цией дефектов: это означало бы непосильные объемы, в отдельных слу-
чаях — перекладку участков трубопроводов. Следовательно, реальная
картина - трубопровод эксплуатируется с дефектами. На это принци-
пиальное разночтение проектных норм и установившейся практики
эксплуатации ученые, эксплуатирующие и контролирующие организа-
ции не обращают внимания. Чтобы расчет на прочность был действи-
тельным на эксплуатационный период, необходимо вводить в проекти-
рование временной фактор с помощью вероятностных моделей. Такая
работа была начата ВНИИГАЗом, ИМАШем РАН и ВНИИСТом в рам-
ках межгосударственной научно-технической программы «Высокона-
дежный трубопроводный транспорт». Разработаны Методические реко-
мендации по расчетам конструктивной надежности магистральных
газопроводов РД-51-4.2-003-97.
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА Обеспечение (поддержание) заданного
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТРЕБУЕМОЙ уровня надежности, т. е. соответствия
Н А НЕЖНОСТИ	расчетных показателей (эксперимен-
тальных или эксплуатационных) назна-
ченным, имеет многосторонний характер. Решение проблемы в целом
выполняется на уровнях организационном, нормативном, расчетном, тех-
нологическом, проектировочном и эксплуатационном. Перед каждым
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
371
направлением стоят вполне конкретные индивидуальные задачи, объе-
диняемые единой программой обеспечения надежности объекта (ПОН).
На организационном уровне ставятся практические задачи, формирует-
ся ПОН и отслеживается ее выполнение. Практические задачи этого уров-
ня формулируются с точки зрения обоснования технико-экономических
требований (обеспечение таких показателей надежности, которые возмож-
но реализовать техническими решениями без существенного удорожания
транспорта газо- или нефтепродуктов) и требований по безопасности (на-
значенные показатели надежности должны по величине соответствовать
требованиям безопасности, которые способно осуществить предприятие).
На нормативном уровне утверждаются или разрабатываются (в случае их
отсутствия в практике отрасли) нормативно-методические документы,
обеспечивающие расчетные, экспериментальные или статистические (эк-
сплуатационные) методы сбора и обработки информации для оценки по-
казателей надежности, методы расчетного прогнозирования показателей
надежности. На расчетном уровне выполняется анализ показателей надеж-
ности трассы магистрального трубопровода, производится сравнение с на-
значенными показателями и выносятся общетехнические рекомендации
по повышению надежности трассы, дифференцированные по участкам и
элементам. Такие рекомендации могут служить основой для принятия уп-
равленческих решений (режим функционирования трубопровода) на тех-
нологическом уровне, разработке и внедрению конструктивных решений
по изменению условий прокладки или защиты трубопровода на проекти-
ровочном уровне, либо планированию последующего диагностического
контроля на эксплуатационном уровне. Основным элементном данной про-
граммы конкретно для каждого отдельного варианта прокладки и условий
эксплуатации трубопровода является выбор проектно-конструкторского и
технологического решений, т. е. мероприятий и технических средств, по-
зволяющих повысить надежность трубопровода.
Цель мероприятий и соответствующих технических средств, направ-
ленных на повышение надежности, — изменить условия нагружения и
деформирования трубопровода, либо снизить потенциальные опасные
воздействия на него таким образом, чтобы исключить или уменьшить
вероятность возникновения причин отказов и предельных состояний
трубопровода.
Рассмотрим подробнее этапы (уровни) обеспечения надежности и бе-
зопасности. На этапе проектирования вопросы обеспечения требуемой
надежности решаются ситуационным анализом сравнения вариантов
проекта, который включает в себя:
—	выбор трассы (особенно актуально для регионов с маломасштабной
изменчивостью геологических, рельефных и почвенных условий, реги-
онов с многолетнемерзлыми грунтами и сезонно-промераземыми грун-
тами, для обводненных участков с сезонными изменениями влагонасы-
щенности, для морских участков и подводных переходов и т. д.);
372
ГЛАВА IV
—	развязка конструктивной схемы прокладки путем изменения ус-
ловий защемления трубопровода в грунте или изменения типа трассы
(подземная, наземная или надземная прокладка) с целью снижения сум-
марных возможных перемещений и накопления общих деформаций на
отдельных участках (использование принципа «самокомпенсации» де-
формированного состояния трубопровода);
-	оптимальное проектирование способов опирания трубопроводов и
требований к упругим и демпфирующим свойствам опор и креплений
(использование податливых опор, компоноровых прокладок, вибропог-
лощающих покрытий и т. д.);
— вероятностный анализ проектных характеристик трубопровода (та-
кой анализ позволяет уточнить и изменить геометрию трассы, парамет-
ры трубопровода и поставить дополнительные технические требования
к системе контроля и обеспечения надежности и безопасности трубопро-
вода; он основан на учете случайных факторов, не принимаемых в рас-
чет при детерминистическом проектировании; примером такого анали-
за может служить выполненный фирмой-проектировщиком проекта
«Голубой поток» вероятностный анализ толщины стенки глубоководного
трубопровода по критериям прочности, гидростатического и лавинного
смятия).
Технологический этап вносит коррекцию в режим эксплуатации тру-
бопровода, исходя из фактического состояния трубопровода, оцененно-
го по результатам диагностического контроля:
-	изменение среднего номинального давления газа (нефти) на выхо-
де с КС;
—	изменение в периодичности пусков-остановов и снижение или сме-
щение несущих частот пульсаций давления перекачиваемого продукта;
—	особые требования могут быть разработаны для технологических
трубопроводов обвязок КС и ГРС.
Эксплуатационный и технологический этапы отвечают также за
планирование и проведение текущего диагностического контроля
трассы, в том числе и особенно, участков с дефектами, детерминисти-
ческие расчеты несущей способности которых допускают продление эк-
сплуатации данного участка (может быть с внесенной коррекцией в тех-
нологический режим эксплуатации) до следующего назначенного
момента контроля.
Некоторые специальные технические решения для повышения проч-
ности, устойчивости и надежности трубопроводных систем изложены в
ряде публикаций ВНИИГАЗа.
Рекомендации по мероприятиям, повышающим надежность техно-
логических трубопроводов КС (ГРС), включают, в частности, такие тех-
нические решения, как устройство грунтовых компенсаторов подзем-
ных участков (разрезы, щели); применение специальных анкерных
устройств (винтовые анкеры); технологические способы — подогрев газа
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
3^
в узлах редуцирования (на ГРС). Эти мероприятия позволяют снизить
накапливаемое и сезонное смещение трубопроводов в зонах промерза-
ния и в области узлов редуцирования. Промерзание последних связано
также с дроссель-эффектом при больших перепадах давления газа и си ль-
нием компоноровых и специальных гасителей колебаний (установка
компоноровых прокладок в зоне контакта трубопровода с опорой, силь-
фонных компенсаторов и т. д.).
К числу эксплуатационных методов повышения надежности трубо-
провода и продления его ресурса относятся также мероприятия по ре-
монту и восстановлению несущей способности. В отношении трассы в
целом эти мероприятия представляют собой массовую замену повреж-
денных (или выработавших назначенный ресурс) труб, замену изоля-
ции. Для отдельных участков и труб производится зачистка и устране-
ние дефекта (участки с трещинами и трещиноподобными дефектами
вырезаются и заменяются; для нетрещиноподобных дефектов произво-
дится оценка остаточной несущей способности и долговечности данного
участка, после чего принимается решение о ремонте или вырезке с за-
меной). Способы ремонта дефектных трубопроводов известны (как пра-
вило, это сварка), новыми здесь являются технологии накладок и бан-
дажей из пластичных металлов и композитов, полиэтиленовые вставки
(«чулки») наружного и внутреннего исполнения, которые позволяют
устранить течь и повысить несущую способность трубопровода с ком-
пактным локальным поверхностным дефектом.
В зависимости от типа поверхностных дефектов применяют различные
методы подавления их влияния и развития. Выбор конкретного метода вос-
становления работоспособности трубопровода с поверхностными дефекта-
ми зависит от типа дефекта и конкретных его характеристик. Так для де-
фектов, глубина которых не превышает одной десятой толщины оболочки,
применяют бандажирование оболочки стальными кольцами, установку
разъемных муфт и т. п. При значительной глубине поверхностного дефек-
та (вплоть до сквозного) ремонт трубопровода производят приваркой зап-
лат или прямой заваркой дефекта. Наплавкой металла и прямой заваркой
устраняют, как правило, дефекты типа каверн. В качестве характеристи-
ческих параметров поверхностного дефекта принимают наибольший ли-
нейный размер дефекта и его глубину. Коррозионные язвы заваривают при
любом пространственном положении дефекта, при условии что минималь-
ная остаточная толщина стенки в зоне каверны не менее 5 мм. При анализе
допустимости ремонта трубопроводов с множественными поверхностны-
ми кавернами прямой заваркой с наплавкой металла следует учитывать
взаимное расположение дефектов. Коррозионные язвы цилиндрической
формы, расположенные на одной линии, могут быть отремонтированы ука-
занным способом, если расстояние между соседними повреждениями удов-
летворяет условию L > 25, где 5 — номинальная толщина стенки оболочки,
а при ином их расположении — L > 55. Коррозионные язвы сферической
374
ГЛАВА I\
формы, расположенные на одной линии, можно заваривать, если рас-
стояние между язвами удовлетворяет условию L > 58, в иных случаях -
L > 108. При более плотном расположении коррозионных язв и других
аналогичных дефектов ремонт и заварка дефекта наплавкой металла не
допускается.
4.6.	МЕТОДЫ РАСЧЕТА НАДЕЖНОСТИ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
После того как статистическими или вероятностными методами, из-
ложенными выше, оценены показатели надежности участков линейной
части трубопровода, можно прогнозировать надежность сложной тру-
бопроводной системы, состоящей из нескольких трубопроводов с пере-
мычками, отводами, компрессорными станциями и т. д. В качестве от-
каза рассматривается нарушение функциональной работоспособности,
т. е. событие, состоящее в невозможности транспорта продукта с задан-
ными техническими параметрами. Функционирование такой системы
с учетом восстановления отказавших элементов может быть описано с
помощью марковского процесса.
Если состоянием объекта i = 1,..., п поставить в соответствие п точек
плоскости, а возможные переходы из состояния в состояние изобразить
стрелками, то получится так называемый граф переходов. Пусть, напри-
мер, система состоит из рабочего и резервного элементов, которые одина-
ковы и подлежат ремонту при выходе из строя. Резервирование ненагру-
женное. Ремонт начинается сразу после отказа элемента. Тогда системе
будет отвечать диаграмма (граф переходов),
изображенная на рис. 4.19. Состояния сис-
темы занумерованы числами 0,1, 2 и озна-
чают: 0 — оба элемента находятся в работос-
пособном состоянии, 1 - отказал один из
элементов, 2 — отказали оба элемента.
Стрелки символизируют возможные пере-
ходы из состояния в состояние.
Во многих задачах модель марковского процесса оказывается адек-
ватной, если наработка на отказ и время восстановления каждого эле-
мента системы хорошо аппроксимируются экспоненциальным распре-
делением. Для того чтобы полностью охарактеризовать марковский
процесс с конечным множеством состояний, достаточно задать матрицу
интенсивностей А и начальные условия. Элементами X (i Ф j) матрицы А
являются интенсивности перехода из состояния i в состояние /: есть
параметр экспоненциального распределения времени пребывания сис-
темы в состоянии i при условии перехода в состояние j. Диагональные
элементы матрицы А отрицательны и равны
Рис. 4.19. Граф переходов
системы, состоящей из двух
одинаковых элементов
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОГ ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
375
~	(4.93)
Функционирование системы может быть описано с помощью матри-
цы Р(«) = ЦР7« где Py (t) — вероятность попадания в состояние j в мо-
мент t, если в момент О система пребывает в состоянии L Матрица P(t)
удовлетворяет системам уравнений
P'(t)=A(t)P(t)-, P'(t) = P(t)A(t),	(4.94)
первая из которых называется прямой системой Колмогорова, а вторая -
обратной. Часто достаточно рассмотреть лишь п функций p^t), которые
представляют собой вероятности пребывания в состоянии j в момент t.
Для функций p.(t) получаем уравнение:
p'j (О = Z Рк (0\ •	(4.95)
Разрешив р, мы получаем возможность определить показатели на-
дежности системы.
Рассмотрим, например, многониточный участок без перемычек меж-
ду двумя перекачивающими станциями. Процесс функционирования
участка является марковским, если наработка на отказ и время восста-
новления каждой нитки распределены экспоненциально. Для случая п
одинаковых ниток граф переходов имеет вид, изображенный на рис. 4.20.
Состояние с номером i соответствует отказу i ниток. Интенсивность X. пе-
рехода из состояния i в состояние i +1 равна X. = (п - i)X. где % - параметр
потока отказов одной нитки i Х-: — средняя наработка нитки между отка-
зами). Интенсивности ц. перехода из состояния i в состояние i -1 зависят
от возможностей ремонтных под-
разделений. Если нитки восста-
навливаются поочередно (одна ре-
монтная бригада), то р,] = Ц2 = ... =
Рис. 4.20. Граф переходов,
описывающий надежность функциони-
рования многониточного участка
(схема гибели-размножения)
= п_=п. где п * - среднее время ре-
монта. В случае же, когда на лик-
видацию каждой аварии направ-
ляется по ремонтной бригаде, то
g. = ip.
Рассматриваемый вариант функционирования участка описыва-
ется схемой гибели-размножения. Уравнения Колмогорова, в кото-
рых надо положить 1 = и ii </1 кроме X.,+. = X. (i = 0,1,..., k — 1), Х.(.л =
= ц. (i = 1, ..., k), позволяют найти вероятности pk:
Рн =	Ро =YoYi-Yfc-iPo> (Л:
„	у1	(4.96)
Ро= 1 + ZYoYi-Y*-i	.
I fc=l	J
где \ = (n - Л)Х, = Ху^+1.
376
ГЛАВА I\
Рис. 4.21. Граф переходов
для участка с неустранимыми
и устранимыми отказами
Модель участка с разными типами
отказов иллюстрируется графом перехо-
дов на рис. 4.21. Здесь О - работоспособ-
ное состояние; 1 — состояние неустрани-
мого отказа; 2,3 — состояния ремонта при
отказах двух различных видов, когда уча-
сток подлежит восстановлению.
По диаграмме переходов составляется
система дифференциальных уравнений
Колмогорова для вероятностей p(t) (i = О,
1, 2, 3) пребывания в каждом из состоя-
ний. Чтобы избежать громоздких вычис-
лений положим Х3 = О, что равносильно удалению состояния 3 из графа
переходов. Система уравнений Колмогорова имеет вид:
~ = -(Xi+Z2)p0+h2P2
at
(4.97)
at
dp?	~
i ~~№zP2 +л2Ро
at
с нормирующим соотношением
Ро G) + Рг (0+ Л(?) = 1	(4.98)
и начальным условием, например,
А>(0) = 1.	(4.99)
Решение системы (4.97)-(4.99) получается в виде линейной комби-
нации экспонент с отрицательными показателями. Причем, функция
Ро(О — вероятность пребывания в состоянии О — монотонно убывает от 1
до О, pT(t) - монотонно возрастает от 0 до 1, a p2(t) сначала возрастает от
О, достигает единственного максимума и убывает, асимптотически при-
ближаясь к 0. Состояние 1 является поглощающим. Если А. Ф 0, то сис-
тема рано или поздно попадет в это состояние и останется в нем.
Если наработка на отказ и время ремонта не подчиняются экспонен-
циальному закону, то распределение этих случайных величин можно
приблизить, введя дополнительные фиктивные состояния так, чтобы
процесс функционирования на расширенном множестве состояний был
марковским. Для приближения используются распределения Эрланга,
обобщенное эрланговское и гиперэрланговское.
Многочисленные примеры построения марковских моделей для реше-
ния технологических задач трубопроводного транспорта можно найти в
справочном издании по теории случайных процессов и ее инженерных
приложений. Там же показаны принципы и техника применения указан-
ных выше распределений к проблемам надежности и безопасности.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО: ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
377
ЛИТЕРАТУРА
1.	Айнбиндер А.Б., КамерштейнА.Г. Расчет магистральных трубопроводов
на прочность и устойчивость. М.: Недра, 1982. 341 с.
2.	Ау густи Г., Баратта А., Кашиати Ф. Вероятностные методы в строитель-
ном проектировании. М.: Стройиздат, 1988. 584 с.
3.	Безопасность России. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ
«Знание», 2002. 752 с.
4.	Бендат Дж.,ПирсолА. Прикладной анализ случайных данных. М.: Мир,
1989. 540 с.
5.	Болотин В.В. Методы теории вероятностей и теории надежности в расче-
тах сооружений. М.: Стройиздат, 1982. 351 с.
6.	Болотин ВВ. Ресурс машиниконструкций. М.: Машиностроение. 1990.448с.
7.	Болотин В.В., Ковех BAL, Шипков А А. Моделирование роста трещин
коррозионной усталости // Проблемы машиностроения и надежности машин.
1998. №5. С. 67-71.
8.	Болотин ВВ., Марейн Н.С., Винокуров А.И. и др. О вибрациях проводов
воздушных линий электропередачи и о борьбе с ними // Вопросы механики и
расчета деталей машин и механизмов. Труды МЭИ. М.: Издательство МЭИ, 1959.
Выл. ХХХП. С. 21-53.
9.	Болотин ВВ., Чирков ВЛ. Асимптотические оценки для вероятности
безотказной работы по моделям типа «нагрузка - сопротивление» // Пробле-
мы машиностроения и надежности машин. 1992. № 6. С. 3-10.
10.	Болотов А.С. и др. Коррозионное растрескивание на магистральных га-
зопроводах // Газовая промышленность. 1994. № 6. С. 12-15.
11.	Бородавкин ПЛ. Механика грунтов в трубопроводном строительстве.
М.: Недра, 1986. 224 с.
12.	Бызова Н.Л.,Алакоз АВ., Львов ГА!., Шур Г.Н. О моделях турбулентно-
сти нижней тропосферы // Метеорология и гидрология. 1990. № 6. С. 52-59.
13.	Волченко В.Н. Вероятность и достоверность оценки качества металло-
продукции. М.: Металлургия, 1979. 88 с.
14.	Волченко ВЛ. и др. Контроль качества сварки. М.: Машиностроение,
1975.328 с.
15.	Волъмир АС. Устойчивость деформируемых систем М.: Наука, 1967.984с.
16.	Вопросы надежности газопроводных конструкций. Сб. статей. М.:ВНИ-
ИГАЗ, 1993.110 с.
17.	Гехман А.С., Зайнетдшюв Х.Х. Расчет, конструирование и эксплуата-
ция трубопроводов в сейсмических районах. М.: Стройиздат, 1988. 182 с.
18.	ГОСТ 16505-81. Испытания и контроль качества продукции. Основные
термины и определения.
19.	ГОСТ23207-78. Сопротивление усталости. Основные термины и обозначения.
20.	ГОСТ 25504-82. Расчеты и испытания на прочность. Методы расчета ха-
рактеристик сопротивления усталости.
21.	ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и
определения. М.: МНТК «Надежностьмашин», 1988. 58 с.
22.	Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров КА!. Проблемы оценки остаточного
ресурса участков магистральных нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяй-
ство. 1990. № 10. С. 66-69.
378
ГЛАВА IV
23.	Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. Прогнозирование долговеч-
ности нефтепроводов на основе диагностической информации // Нефтяное хо-
зяйство. 1991. № 10. С. 36-37.
24.	Гумеров АГ., Зайнуллин Р.С., Собачкин А.С., Давлетшина ФА. Восста-
новление работоспособности нефтепроводов под давлением с применением свар-
ки // Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 8(23). 31 с. (Транс-
порт и хранение нефти).
25.	Гусенков АП. Свойства диаграмм циклического деформирования при
нормальных температурах // Сопротивление деформированию и разрушению
при малом числе циклов нагружения. М.: Наука, 1967. С. 34-63.
26.	Давидан М.Н., Лопатухин ЛАГ., Рочков В А. Ветровое волнение как ве-
роятностный гидродинамический процесс. Л.: Гидрометеоиздат, 1978. 288 с.
27.	Давиденков Н.Н. Динамическая прочность и хрупкость металлов. Киев:
Наукова думка, 1981. 704 с.
28.	Далматов Б.И., Ласточкин В.С. Устройство газопроводов в пучинистых
грунтах. Л.: Недра, 1978. 199 с.
29.	ДевнинС.И. Гидроупругость конструкций при отрывном обтекании.
Ленинград, 1975.194 с.
30.	Ершов ЭД. Физико-химия и механика мерзлых пород. М.: МГУ, 1986.336с.
31.	Завойчинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических тру-
бопроводов. Теория, методы расчета, проектирование. М.: Недра, 1992.271 с.
32.	Зорин Е.Е.,Ланчаков ГА., Степаненко А.И., ШибневАВ. Работоспособ-
ность трубопроводов. 4.1. Расчетная и эксплуатационная надежность. Ч. 2.
Сопротивляемость разрушению. М.: Недра, 2000.
33.	Иванцов О.М. Надежность и безопасность магистральных трубопрово-
дов России // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. № 10.
34.	Иванцов О.М. Надежность и экологическая безопасность трубопроводов
России // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. № 10.
35.	Иванцов О.М. Надежность магистральных трубопроводов. КИИЦ, 1991.
36.	Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных
трубопроводов. М.: Недра, 1985. 231 с.
37.	Иванцов О.М., Харионовский ВВ. Арктические газопроводы России.
КИИЦ, 1992.
38.	Иванцов О.М., Харионовский ВВ., Курганов И.Н., Силкин В.М., Нефе-
дов СВ. Методика обеспечения надежности трубопроводов // Строительство
трубопроводов. 1996. Сентябрь-октябрь.
39.	Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопро-
водов. М.: Недра, 1978.165 с.
40.	Инструкция по освидетельствованию и отбраковке труб. М.:ВНИИГАЗ, 1991.
41.	Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов поли-
мерными композиционными материалами. ОАО «Газпром», ВСН 39-1.10-001-99.
М., 2000.
42.	Инструкция по ремонту дефектов действующих нефтегазопроводов и
нефтепродуктопроводов с применением композиционных спиральных муфт. М.:
ВНИИСТ-СКТ, 1998.
43.	Канайкин В А., Матвиенко А.Ф. Разрушение труб магистральных газо-
проводов. Екатеринбург, 1997.102 с.
44.	Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. М.: Недра, 1969.
КОНСТРУКТИВНАЯ Н 4НЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
370
45.	Конструктивная надежность газопроводов. Сб. статей. М.: ВНИИГАЗ,
1992.145 с.
46.	Копельман Л Л, Сопротивляемость сварных узлов хрупкому разруше-
нию. М.: Машиностроение, 1978. 232 с.
47.	Костовецкий ДЛ. Прочность трубопроводных систем энергетических
установок. Л.: Энергия, 1973. 264 с.
48.	Мазур И.И., Иванцов ОМ., Молдаванов О.И. Конструктивная надеж-
ность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: Недра, 1990. С. 264,
49.	Махутов НА. Деформационные критерии разрушения и расчет элемен-
тов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981. 272 с.
50.	Методика определения опасности повреждений стенки труб магистраль-
ных нефтепроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопа-
ми. М.: АК «Транснефть», 1997.
51.	Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами,
определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами. М.: АО «Транс-
нефть», 1994.
52.	Методика оценки сроков службы газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.84с.
53.	Методические рекомендации по количественной оценке состояния ма-
гистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по
степени опасности и определению остаточного ресурса. ВРД 39-1.10-004-99. М:.
ИРЦ ГАЗПРОМ, 2000. 51 с.
54.	Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности
магистральных газопроводов (РД 51-4.2-003-97) / Харионовский В.В. и др. М.:
ИРЦ ГАЗПРОМ, 1997.126 с.
55.	Методические указания. Расчеты деталей машин на выносливость в ве-
роятностном аспекте. М.: МЦНТИ; МНТК «Надежностьмашин», 1991. 85 с.
56.	Методические указания. Расчеты прочности элементов конструкций при
малоцикловом нагружении, М.: МЦНТИ; МНТК «Надежность машин», 1987.41 с.
57.	Механика разрушения и прочность материалов. Справочное пособие в
4 тт. Т.1: Панасюк В.В., Андрейкив А.Е., Партон В.З. Основы механики раз-
рушения материалов. Киев: Наукова думка, 1988.
58.	Надежность газопроводных конструкций. Сб. статей. М.: ВНИИГАЗ,
1990.187 с.
59.	Надежность газопроводных конструкций. Сб. статей. М.:ВНИИГАЗ,
2000.265 с.
60.	Невечеря ВЛ., Горальчук М.И. Некоторые закономерности сезонного
пучения грунтов в северотаежной зоне Западной Сибири // Криогенные про-
цессы. М.: Наука, 1978. С. 177-188.
61.	Нефедов С.В., Силкин В.М. Оценка надежности магистральных трубо-
проводов в условиях морозного пучения // Проблемы оптимизации и надежно-
сти в строительной механике: Тез. докладов Всесоюзной конференции. Виль-
нюс. 1988. С. 60.
62.	Нефедов С.В., Силкин ВМ. Оценка надежности магистральных трубо-
проводов, проложенных в сезонно промерзающих грунтах //Конструкционная
надежность: Труды МЭИ. Вып. 637. М.: МЭИ, 1990. С. 38-46.
63.	Орлов В.О., Меренков НД. Пучение промерзающих грунтов и его влия-
ние на фундаменты сооружений. Ленинград: Стройиздат, 1977. 184 с.
64.	ОстсеминАА., Заварухин BJO. Прочность нефтепровода с поверхност-
ными дефектами // Проблемы прочности. 1993. № 12. С. 51-59.
380
ГЛАВА IV
65.	Оценка степени влияния дефектов стенок труб на снижение прочности
магистральных трубопроводов /А. А. Никитин, Г.В. Прокофьева, В.В. Рожде-
ственский, В.П. Черний И Вопросы прочности трубопроводов. М.: ВНИИСТ,
1982. С. 78-91.
66.	Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упруго-пластического разруше-
ния. М: Наука, 1974. 416 с.
67.	ПерелъмитерАД., Пармузин CJO. Взаимодействие трубопроводов с пу-
чинистыми грунтами // Конструкции, методы расчета газонефтепроводов и
способы их строительства. М.: ВНИИСТ, 1980. С. 57-67.
68.	ПлювинажГ. Механика упругопластического разрушения. М.: Мир,
1993.450 с.
69.	Проблемы надежности газопроводных конструкций. Сб. статей. М.:
ВНИИГАЗ, 1991.168 с.
70.	Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. Сб. ста-
тей. М.: ВНИИГАЗ, 1998. 273 с.
71.	Расчет заглубленного газопровода с начальными искривлениями оси /
В.Л. Благонадежин, З.Т. Галиуллин, А.А. Пиняеви др. //Вопросытранспорта
газа. М.: ВНИИГАЗ, 1985. С. 188-197.
72.	Рашидов Т.Р., Хожметов Г.Х. Сейсмостойкость подземных трубопрово-
дов. Ташкент: Фан, 1985. 152 с.
73.	Руководящий документ по применению композиционных материалов
фирмы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой про-
мышленности. М.: ОАО «Газпром», 1998.
74.	Силкин В.М., Ковех В.М., Нефедов С Л, Панов MJO. Оценка безопасно-
сти газопровода по критерию трещиностойкости // Надежность газопроводных
конструкций. М.: ВНИИГАЗ, 1990. С. 11—23.
75.	Современные проблемы трубопроводного транспорта газа. Сб. статей.
М.:ВНИИГАЗ, 1998. 500 с.
76.	Сопротивление материалов деформированию и разрушению. Справоч-
ное пособие. 4.2 / Под ред. В.Т.Трощенко. Киев: Наукова Думка, 1994. 701 с.
77.	Ставровский Е.Р., Сухарев М.Г.,КарасевичАМ. Методы расчета надеж-
ности магистральных газопроводов. Новосибирск.: Наука СО, 1982. 125 с.
78.	Строительные нормы и правила. СНиП2.05.06-85*. Магистральные тру-
бопроводы.
79.	Тихонов ВМ.,Миронов МА. Марковские процессы. М.: Советское радио,
1977. 488 с.
80.	Харионовский ВЛ Надежность и ресурс конструкций газопроводов.М.:
Недра, 2000. 467 с.
81.	Харионовский ВЛ Повышение прочности газопроводов в сложных ус-
ловиях. Л.: Недра, 1990. 180 с.
82.	ЦытовичНА. Механика мерзлых грунтов. М.: Высшая школа. 1973.448 с.
83.	Черняев К.В. Обеспечение надежности и продление срока службы маги-
стральных нефтепроводов на основе внутритрубной диагностики // Трубопро-
водный транспорт нефти. 1998. №7. С. 17-22.
84.	Чирков В.П. Вероятностная оценка остаточного ресурса газопроводных
конструкций по результатам диагностических исследований // Проблемы на-
дежности конструкций газотранспортных систем. 1998. С. 26-33.
85.	Шахматов МЛ, Ерофеев ВЛ, Гумеров КМ., Игнатьев А,Г., Распопо-
вАА. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной
нагруженности //Строительство трубопроводов. 1991. № 12. С. 37—41.
КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНО' ТЬ ТРУБОПРОВОДОВ
381
86.	Ahmed S., AsceAAL, McMickle R.W. Soil-pipe interaction and pipeline
design 11 Transp. Engn. J., Trans. ASCE. 1981. Vol. 107. N TEI. P. 45-58.
87.	An American National Standard. ASME B31.G-1991. Code For Pressure
Piping. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines.
N.Y.: ASME, 1991.
88.	AngD.W., TangW.H. Probabilistic concepts in engineering planning and
design. Vol. П. N.Y.: John Wiley & Sons, 1984.
89.	ASME Boiler and Pressure Vessel Code: Sect. 11. N. Y., 1986. 558 p.
90.	Audibert dAl£., Nyman Kd. Soil restraint against horizontal motion of pipes
//J.Geotech. Engn. Div., Trans. ASCE. 1977. Vol. 103. NGTIO. P. 1119-1142.
91.	Bourgeois TAI., Godfrey B.G., Bailey Md. Saipem gets ready for ultra-
deepwater pipelay //Offshore. October. 1998, p. 58-61, cont. 156.
92.	Corona E„ Kyriakides S. Collapse of pipelines under combined bending and
external pressure // Proc, of the Int. Conf. On Behavior of Offshore Struc. Trondheim,
Norway, June 1988. Tondheim, Norway: Tapir Publishers. Vol. 3. P. 953—964.
93.	Cronin D.S., Roberts KA., Pick Rd. Assessment of long corrosion groves in line
pipe. 1st International Pipeline Conference IPC’96. Vol. 1. ASME 1996. P. 401—408.
94.	Dommermuth Dd., Yue D.KJ3. A high order spectral method for the study
of nonlinear gravity waves // J. Fluid Mechanics. 1987, Vol. 184. P. 267-288.
95.	Gellin S.The plastic buckling of the cylindrical shells under pure bending //
Int. J. of Solids and Struct. Vol. 16. № 5.1980. P.397-407.
96.	Hale D. Frost heave tests underway for Alaska gas pipeline // Pipeline Gas
J. 1979. Sept. P. 24-26.
97.	Hansen EA., Madsen PA, Fredsoe J. Self-excited vibrations of pipelines.
Rep. No 335 of DCAMM. Lyngby, Denmark: TUD, 1986. 45 p.
98.	Harrison R.P., Milne I., Loosmore R. Assessment of the integrity of
structures containing defects / Central Electricity Generating Board Report R/H/
R6, Revision 1, Leatherhead. Surrey, U.K., 1977.
99.	Isadkson M., Subbiah K., Baldwin d. Force coefficient estimation from random
wave data//Proc, of 1st Int. Offshore and Polar Engng Conf., 1991. Vol. 3. P. 149-158.
100.	Ivantsov O. Reliability of northern gas pipelines oil and gas. Vol 2. № 1.1993.
101.	dayachandran S., Anand S. Design, construction and commissioning of
Heera-Uran trunkline project // Proc. Of the First Int. Offshore and Polar Eng
Conf., 1991. Vol. П. P. 335-346.
102.	dohns T.G., McConnell D.P. Response and stability of elastoplastic circular
pipes under combined bending and external pressure // Proc. 11th Pipeline
Technology Conf., Houston, Texas, Feb. 1983.
103.	dи G.-T., Kyriakides S. Bifurcation buckling versus limit load instabilities
of elastic-plastic tubes under bending and external pressure // Proc, of the 9th Int.
Conf. On Offshore Mechanics and Arctic Engineering / Ed. S.T. Barras and all. //
ASME. N. Y. 1990. Vol. 5. P.35-45.
104.	Kiefnerd.F., Vieth P.H. New method corrects criterion for evaluating
corroded pipe // Oil & Gas Journal, Aug., 6,1990. P. 56-59.
105.	Kiefnerd.F., Vieth PJL PC program speeds new criterion for evaluating
corroded pipe // Oil & Gas Journal, Aug., 20, 1990.
106.	Mackenstein P., Schmidt W.. Evaluating the strength of defective pipes:
methods and assessment criteria. /1 Pipes & Pipelines International, September-
October, 1996. P. 23-30.
382
ГЛАВА I\
107.	Madsen H.O9Krenk S.9Lind N.C. Methods of structural safety. Englewood
Cliffs: Prentice-Hall. 1986. 403 p.
108.	Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. A
supplement to ASME B31 Code for pressure piping. ASME-B31G-1991.
109.	Miroshnichenko В J. et al. Strength maintenance of corroded pipelines: in-
line inspection, advanced assessments of revealed defects, repair by means of
composite materials. In: Proc, of the 4th Int. Conf, on Pipeline Rehabilitation and
Maintenance. 4-8 September, Prague, 2000. Paper № 18.
110.	Murphey C.E., Langner C.G. Ultimate pipe strength under bending,
collapse and fatigue II Proc, of 4th Int. Offshore and Arctic Eng. Symp. Vol. 1.
1985. P. 467-477.
111.	Newmann J.C. Fracture analysis of various cracked configurations in sheet
and plate materials // ASTM STP 605. 1976, pp.104-123.
112.	Peng L. Ch. Stress analysis methods for underground pipelines (Part 2 -
Soil-pipe interaction) // Int. Pipe Line Industry. 1978. Vol. 48. N 5. P. 65-74.
113.	Pierson W.9 Mockowltz L. A proposed spectral form for fully developed wind
seas based on a similarity theory of Kitaigorodsky / J. Geophys. Res. 1964, Vol. 69.
№ 24. P.5151-5190.
114.	Pipelines and Transmission/European Standard. Groningen: CEN, 1993.
138 p.
115.	Pipelines Codes and Reasearch Material. Nyhavn: Norske Veritas,
1993.21р.
116.	Reddy B.D. An experimental study of the plastic buckling of circular
cylinders in pure bending // Int. J. of Solids and Struct. Vol. 15. № 9. 1979.
P. 669-682.
117.	Rules for Submarine Pipeline Systems. Norvik: Norske Veritas, 1981.88 p.
118.	Rules for Submarine Pipeline system // Det Norske Veritas. Norway. Oslo.
1996 (DNV, 1996).
119.	Sotberg T. Fatigue failure of submarine pipelines: a reliability assessment //
Proc, of the 10th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic
Engineering(OMAE’91), 1991. Vol. 5, N. Y.: ASME Press. P. 101-112.
120.	Sotberg T.9 Bruschi R. Future pipeline design philosophy - framework. In:
Proc, of the 11th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic
Engineering (OMAE’92), 1992. Vol. 5A, N. Y.: ASME Press. P.239-247.
121.	Stansby PJC.,Isaacson M. Recent developments in offshore hydrodynamics:
workshop report // Applied Ocean Research, 1987. Vol. 9. N. 3. P. 118-127.
122.	Su MY. Three dimensional deep water waves // J. Fluid Mechanics, 1982.
Vol. 124. P. 73-108.
123.	SuM.Y., Bergin M.9 Marler PM. Experiments on nonlinear instabilities
of steep gravity wave trains // J. Fluid Mechanics, 1982. Vol. 124. P. 45-73.
124.	Vinogradov AM. Nonlinear buckling analysis of pipelines subjected to
creep of supporting soil // J. Press. Ves. Techn., Trans. ASME. 1989. Vol. 111.
№2. P. 191-196.
383
ГЛАВА V
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Магистральные трубопроводы представляют собой сложные техни-
ческие системы, относящиеся к классу крупных систем энергетики.
В 70-80-е годы XX в. получило развитие новое направление - разработ-
ка теоретических основ формирования надежности и безопасности тру-
бопроводов.
Был выполнен комплекс теоретических и экспериментальных разра-
боток, анализирующих действительные условия работы элементов тру-
бопроводов для создания уточненных методов их расчета. Оценка напря-
женно-деформированного состояния трубопроводов была направлена на
совершенствование физической и математической моделей трубопрово-
да как пространственной системы, состоящей из прямолинейных, упру-
го изогнутых участков и соединительных деталей, взаимодействующих
со средой, гидрогеологические характеристики которой соответствуют
условиям прокладки газопроводов в различных районах страны.
При этом физическая модель трубопровода отражает геометрическую
нелинейность системы, нелинейность грунта и балластировки, как свя-
зей при конечных перемещениях.
Математическая модель использует современный метод конечных
элементов. Разнообразие профиля и плана оси трубопровода, изменение
его параметров и физико-механических характеристик грунта по дли-
не, геометрическая нелинейность системы обусловили применение для
расчета численных методов и необходимость создания программ расче-
та на ПЭВМ.
С развитием трубопроводного транспорта, проведения комплексных
исследований в российских научных организациях, анализ накоплен-
ного опыта проектирования, строительства и эксплуатации, позволили
формировать и непрерывно совершенствовать нормативную базу. Конеч-
но, в этом процессе использовались нормативы и стандарты, а также
опыт зарубежных стран. Однако научные подходы к оценке прочности
стальных конструкций, принятые в России, сложившаяся научная
школа в трубопроводном транспорте, необычное разнообразие природ-
но-климатических условий сооружения и эксплуатации магистральных
трубопроводов в стране, их протяженность и энергетическая мощность
обозначило своеобразие подходов и основополагающих принципов, фор-
мирующих безопасность и надежность трубопроводов.
Нормы проектирования магистральных трубопроводов России и за-
рубежных стран основаны на различных подходах к оценке их проч-
ности: методе предельных состояний при использовании временного
384	ГЛАВА v
сопротивления материала труб (нормы РФ) и методе допускаемых на-
пряжений исходя из предела текучести трубной стали. В результате
сравнения нельзя сделать вывод о принципиальном превосходстве од-
ного из методов над другим. Скорее всего, можно говорить о том, что
нормы РФ по проектированию и сооружению МТ недостаточно гармо-
низированы и интегрированы с нормами США, Канады и Европейских
стран. Хотя получаемые при расчетах и проектировании по сравнива-
емым нормам результаты могут отличаться несущественно, однако от-
сутствие гармонизации норм в определенной степени затрудняет реа-
лизацию инвестиционных проектов с участием зарубежного капитала,
работу зарубежных проектных и строительных фирм на территории
России и в такой же мере работу отечественных организаций за рубе-
жом, в известной степени препятствует осуществлению совместных
проектов.
Сравнение методов расчета трубопроводов по нормам различных
стран в обобщенном виде представляется невозможным как из-за раз-
личия в применяемых подходах, так и вследствие наличия существен-
ных отличий в критериях прочности.
Непосредственное сравнение норм возможно только по каким-либо
отдельным параметрам, характеризующим проектные решения трубо-
проводов, в частности, определения толщины стенки трубопровода.
В нормах России применяется в зависимости от знака продольных
напряжений комбинация двух теорий прочности: наибольших нормаль-
ных напряжений и энергетическая теория. Также требуется удовлетво-
рение двум предельным состояниям: прочности и деформативности.
В нормах США определение толщины стенки основывается на усло-
вии пластичности Кулона-Треска путем сравнения наибольших каса-
тельных напряжений с допускаемыми.
Сравнение показало, что при условии идентичности участков газо-
проводов категорий Ш-IV и I-П по нормам России классам местности
соответственно 1 и 2 по нормам США имеется практическое совпадение
толщин стенок и коэффициентов запаса прочности. Для более ответствен-
ных участков газопроводов в нормах США требуются существенно боль-
шие толщины стенок труб, чем по отечественным нормам.
Нормы России дают наиболее подробные и конкретные рекоменда-
ции проектировщикам по учету температурных расширений, проверке
общей устойчивости трубопровода и устойчивости его положения. За-
рубежные нормы в этом отношении ограничиваются общими рекомен-
дациями.
Как в отечественных, так и зарубежных нормах совершенно недоста-
точное внимание уделено вопросам учета фактора времени при оценке
текущего состояния МТ. Учет переменных напряжений присутствует
только в нормах Германии, которые дают детальные указания по расчету
трубопроводов на циклические нагрузки на основе теории усталостной
Hr РМ/ Tl <ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
385
прочности материала труб. В то же время эти нормы не приводят данных
о цикличности нагружений различных участков трубопроводов, что су-
щественно затрудняет возможность применения предлагаемых рекомен-
даций.
Не разработаны основы технической диагностики трубопроводов,
нормативные требования к обследованию эксплуатируемых МТ, опре-
делению их фактического напряженно-деформированного состояния с
учетом пространственного перемещения при взаимодействии с грунтом,
наличия дефектов в стенках труб, нарушений формы поперечных сече-
ний трубопроводов, ухудшения изоляционного покрытия, снижения
эффективности системы ЭХЗ и др.
Сопоставление методик расчета магистральных трубопроводов на
прочность и устойчивость на основании норм проектирования различ-
ных стран позволяет сделать общий вывод о том, что в данной области
нет принципиальных расхождений в подходах к решению данной про-
блемы и уровню реализации ее основных положений. Существуют не-
значительные отличия в назначении конкретных критериальных оце-
нок прочности и устойчивости магистральных трубопроводов.
Одним из основных недостатков рассматриваемых норм различных
стран для магистральных трубопроводов является слабый учет фактора
времени при оценке прочности и надежности МТ. Объективно данное
положение легко объяснимо. Первые редакции норм по проектирова-
нию, сооружению и эксплуатации МТ разрабатывались в начальный
период развития магистрального трубопроводного транспорта и предназ-
начались для новых магистралей. Естественно, что в то время вопросы
долговечности опять же касались, в основном, требований к новым тру-
бопроводам, а весьма сложная проблема оценки влияния времени эксп-
луатации МТ на их состояние каждый раз оказывалась исследованной
и проверенной в недостаточной степени для возможного включения в
нормы.
Указанная проблема учета фактора времени в нормах для МТ стала
неотложной в настоящее время, когда основная масса эксплуатируемых
МТ достигла возраста 30 и более лет. На первый план решения пробле-
мы оценки надежности МТ выдвигается задача определения их ресурса
в условиях изменчивости нагрузок и ухудшения состояния конструк-
ций трубопроводов вследствие пространственного перемещения при вза-
имодействии в грунтом, развития дефектов в стенках труб, старения
изоляционного покрытия, неблагоприятного изменения параметров си-
стемы ЭХЗ и др.
Проблема долговечности, с одной стороны, связана с необходимос-
тью увеличения срока службы МТ, а с другой - с необходимостью пла-
нирования требуемой долговечности уже на стадии разработки проек-
тов вновь строящихся трубопроводов, т. е. проектировать трубопроводы
с заданной долговечностью.
386
ГЛАВА V
Поставленные практикой основные вопросы в рассматриваемом пла-
не следующие:
•	учет влияния времени эксплуатации на прочность МТ при действии
повторно-переменных нагружений;
•	определение закономерностей роста дефектов коррозионного харак-
тера, в том числе дефектов, характерных для процессов стресс-корро-
зии;
•	техническая диагностика МТ: разработка системы обследования
эксплуатируемых трубопроводов, оценки их фактического напряжен-
но-деформированного состояния и принятия решений о возможности и
условиях их дальнейшей эксплуатации;
•	оценка ресурса на стадии проектирования и эксплуатации;
•	определение степени экономического риска при длительной эксп-
луатации МТ.
В большинстве норм учет фактора времени эксплуатации практичес-
ки отсутствует. Даже нормы Германии, рекомендующие конкретные
графики для оценки усталостной прочности участков МТ, не приводят
никаких сведений о цикличности нагруженности трубопроводов, что
существенно затрудняет применение упомянутых рекомендаций.
В качестве косвенного способа учета фактора времени можно рассмат-
ривать указания норм США и Канады по допущению и ремонту корро-
зионных дефектов, а также правилу определения уровня пониженного
давления при эксплуатации трубопроводов с подобными дефектами.
Что касается отечественных норм, то ни нормы проектирования МТ,
ни Правила технической эксплуатации МГ не предусматривают возмож-
ности ухудшения работоспособности трубопроводов во времени вслед-
ствие каких-либо отклонений их фактического состояния от нормаль-
ного начального.
5.1.	ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ, РЕГЛАМЕНТИРУЕМЫЕ НОРМАМИ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
В России функционирует уникальная по протяженности и произво-
дительности система магистральных газопроводов, нефтепроводов и
продуктопроводов. Общая длина системы магистральных трубопрово-
дов составляет около 220 тыс. км.
Специфика строительства и эксплуатации трубопроводной системы
состоит, прежде всего, в сложнейших природно-климатических усло-
виях и широком использовании труб большого диаметра. Так, газопро-
воды диаметром 1 220—1420 мм составляют 51,2% от общей протяжен-
ности. Газотранспортная система отличается беспрецедентной в мировой
практике концентрацией энергетических трубопроводных мощностей.
Имеют место сложные пересечения технических газовых коридоров
НС PM ATI 1ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	387
с другими коридорами и отдельными трубопроводами. Места такой кон-
центрации трубопроводов, сложные пересечения, всплывшие участки
в районах заболоченности и вечной мерзлоты, а также отдельные под-
водные переходы с нарушениями проектного положения являются зо-
нами повышенного риска.
Хотя в силу улучшения технической диагностики магистралей,
включая и внутритрубную, в последние годы сократилось количество
аварийных ситуаций и отказов, тем не менее обеспечение их надежнос-
ти и безопасности является определяющим фактором эффективности и
бесперебойности снабжения потребителей газом, нефтью и продуктами
их переработки.
Межгосударственной научно-технической программой «Высокона-
дежный трубопроводный транспорт» предусмотрен пересмотр строи-
тельных норм и правил (СНиП) на проектирование и сооружение ма-
гистральных трубопроводов. При пересмотре поставлена задача
провести гармонизацию российских норм, в том числе методик обес-
печения безопасности, расчетов на прочность и устойчивость магист-
ральных трубопроводов, со стандартами передовых зарубежных стран.
Это облегчит выполнение проектирования и строительства трубопро-
водных объектов российскими организациями за рубежом и иностран-
ными фирмами на территории России. Кроме того, организуется еди-
ное нормативное пространство по трубопроводному транспорту на
территории СНГ.
В области безопасности трубопроводного транспорта нормы проек-
тирования должны регламентировать ряд основных положений, комп-
лексное выполнение которых обеспечивает функционирование трубо-
проводных систем без недопустимого риска для населения, персонала и
окружающей среды.
Можно отметить следующие основные положения норм проектиро-
вания, направленные на обеспечение безопасности трубопроводов:
•	учет нагрузок и воздействий и их сочетаний;
•	деление трубопроводов по классам и категориям безопасности;
•	безопасные минимальные расстояния до населенных пунктов, зда-
ний и сооружений;
•	безопасные минимальные расстояния между параллельными нит-
ками трубопроводов;
•	прочность конструкций трубопроводов;
•	соответствующие конструктивные (технические) решения по про-
кладке трубопроводов;
•	устойчивость трубопроводов:
>	общая устойчивость;
>	устойчивость положения;
>	местная устойчивость стенок трубопроводов.
388
ГЛАВА\
•	выбор соответствующих методик расчета и коэффициентов запаса
прочности;
•	учет физико-механических свойств материала труб и соединитель-
ных деталей;
•	обеспечение условий сейсмостойкости для трубопроводов, прокла-
дываемых в сейсмических районах;
•	защита трубопроводов от коррозии.
5.2.	НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ
Методы расчета, положенные в основу норм проектирования различ-
ных стран, приводят, как правило, при одинаковых условиях нагруже-
ния к различным результатам. Они исходят из предпосылки статичес-
кого нагружения трубопроводов и условия, что максимально возможное
рабочее напряжение должно быть ниже определенного уровня, приня-
того с определенным запасом по отношению к временному сопротивле-
нию (нормы РФ [12]) или по отношению к пределу текучести (нормы
США [28, 29] и других зарубежных стран [31, 33-37, 40]).
Основной нагрузкой в магистральных трубопроводах является внут-
реннее давление. Кроме того, возможны дополнительные нагрузки и
воздействия: температурный перепад, собственный вес трубы и вес про-
дукта, давление (вес) грунта, гидростатическое давление воды и др. Сле-
дует отметить, что в нормах РФ [12] в качестве постоянного воздействия
учитывается также упругий изгиб трубопровода. В нормах зарубежных
стран данный вид нагружения не учитывается (исключение — нормы
Германии [36, 37]), поскольку считается, что все малые углы поворота
трубопровода должны выполняться за счет холодной гибки. Это вовсе
не означает, что применение упругого изгиба зарубежными нормами не
допускается. Выбор возможности проектирования участков трубопро-
водов, выполняемых способом естественного изгиба, предоставлен про-
ектным организациям.
Следует отметить, что в отечественных нормах проектирования [12]
достаточно подробно описаны все нагрузки и воздействия, которые вос-
принимает трубопровод при сооружении, испытании и эксплуатации.
Перечень всех нагрузок и воздействий приведен в табл. 5.1. В соответ-
ствии с принятым в отечественных нормах проектирования [12] мето-
дом предельных состояний различаются нормативные и расчетные на-
грузки, которые равны нормативным, умноженным на коэффициенты
надежности по нагрузке. Данные коэффициенты могут быть как боль-
ше единицы, так и меньше. В последнем случае уменьшение нагрузки
ухудшает условия работы конструкции трубопровода, например, сни-
жение веса грунта засыпки снижает общую устойчивость трубопровода
и устойчивость его положения.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
389
Таблица 5.L НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МАГИСТЕДЛЬНЫД-
ТРУБОПРОВОДЫ ПО СНИП 2.05.06-85*
Характер нагрузки И ВОЗД .'ЙСТВИЯ	Нагрузка и воздействие	Способ прокладки трубопровода			Коэффициент надежности по нагрузке
		*5	'S'		нздзгмный	
		= -л £ х £ s о в	Е 2 СЗ х		
Постоянны?	Масса (собственный вес) трубопровода и обустройств. Воздействие предварительного напряжения трубопровода (упругий изгиб и др.). Давление (вес) грунта. Гидростатическое давление воды.	+ + + +		+ +	1,10 (0,95) 1,00 (0,90)
Временные длительные	Внутреннее давление для газопроводов. Внутреннее давление для нефтепроводов и нефтепродуктопрово дов диаметром 70СН200 мм с промежуточными НПС без подключения емкостей. Внутреннее давление для нефтепроводов диаметром 700—1200 мм без промежуточных или с промежуточными НПС, работающими постоянно только с подключенной емкостью, а также для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром менее 700 мм. Масса продукта или воды. Температурные воздействия. Воздействия неравномерных деформаций грунта, не сопровождающиеся изменением его структуры.	+ + + + + +		+ + + + + +	1,10 1,15 1,10 1,00 (0,95) 1,00 1,50
кратковременные	Снеговая нагрузка. Ветровая нагрузка. Гололедная нагрузка. Нагрузка, вызываемая морозным растрескиванием грунта. Нагрузки и воздействия, возникающие при пропуске очистных устройств. Нагрузки и воздействия, возникающие при испытании трубопроводов. Воздействие селевых потоков и оползней.	111+	+	+	+		+	+	+	1 + + +	1,40 1,20 130 1,20 130 1,00 1,00
390
ГЛАВА V
Окончание табл. 5.1
Характер нагрузки и аоздеПствия	Нагрузка и воздействие	Способ прокладки трубопровода			Коэффициент надежности по нагрузке
		подбей ньй.	наземный (в нагыпи)	надземный	
	Воздействие деформаций земной				
	поверхности в районах горных выработок и карстовых районах.		+	+	1,00
О 3 С о О	Воздействие деформаций грунта, сопровождающихся изменением его структуры (например, деформация просадочных грунтов при замачивании или вечномерзлых грунтов при оттаивании).		+	+	1,00
	Воздействия, вызываемые развитием соли— флкжционных и термокарстовых процессов.				1,05
Примечания.
1. Знак «+» означает, что нагрузки и воздействия учитываются, знак «~т> не
учитываются.___________________________________________________________
2. Значения коэффициентов надежности по нагрузке, указанные в скобках,
должны приниматься при расчете трубопроводов на продольную устойчивость и
устойчивость положения, а также в других случаях, когда уменьшение нагрузки
ухудшает условия работы конструкции._______________________
J, Плотность воды следует принимать с учетом засоленности и наличия в ней
взвешенных частиц._________________________________
4. Когда по условиям испытания, ремонта или эксплуатации возможно в
газопроводах полное или частичное заполнение внутренней полости водой или
конденсатом, а в нефтепроводах и нефтепродуктопроводах попадание воздуха или
опорожнение трубопровода, необходимо учитывать изменения нагрузки от веса
продукта.
5. Для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов диаметром 700 мм и более на
всех промежуточных нефтеперекачивающих насосных станциях, работающих без
подключения емкостей, следует устанавливать устройства по защите линейной
части трубопроводов от воздействия переходных процессов.
Сочетания нагрузок в нормах [12] предлагается принимать в соот-
ветствии со СНиП 2.01.07-85 [13]. Такой подход представляется несколь-
ко неудобным для проектировщиков. Более правильным можно считать
конкретные указания по сочетанию нагрузок в самих нормах [12].
В зарубежных нормах наиболее детальная классификация нагрузок
и воздействий содержится в комплексных нормах проектирования [28,
29, 40] и в нормах для морских трубопроводов [39, 42]. Нагрузки и воз-
действия делятся на четыре класса:
Н( РМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	391
•	функциональные;
•	природные;
•	строительные;
•	случайные.
Функциональные нагрузки — это нагрузки, возникающие в резуль-
тате эксплуатации трубопроводной системы (вес трубопровода, давле-
ние продукта и температура), а также нагрузки от других источников,
как, например, предварительное напряжение, остаточное напряжение
от монтажа, вес грунта, наружное гидростатическое давление, просад-
ки и неравномерные осадки, морозное пучение, обледенение.
К природным относятся нагрузки, связанные с окружающей средой,
за исключением тех случаев, когда их следует рассматривать как функ-
циональные или, при их малой вероятности, как случайные. Примера-
ми природных нагрузок являются нагрузки от волн, течений приливов,
ветра, снега, льда, землетрясений, транспорта, рыболовства и добычи
полезных ископаемых.
К строительным относятся нагрузки, необходимые для установки и
испытания трубопроводной системы.
К случайным относятся нагрузки на трубопровод при незапланиро-
ванных обстоятельствах. Как вероятность, так и возможные последствия
случайных нагрузок должны быть рассмотрены при решении вопроса о
необходимости расчета трубопровода на случайные нагрузки. Примера-
ми случайных нагрузок являются нагрузки, вызванные пожаром, взры-
вом, неожиданной декомпрессией, падающими предметами, переходны-
ми условиями при оползнях, деятельностью третьих лиц.
Относительно применяемых в расчетах на прочность и устойчивость
комбинаций нагрузок не имеется достаточно строгого однообразия в под-
ходах различных норм. Наиболее реальными представляются сочетания
нагрузок, рекомендуемые нормами [40]:
•	расчетные природные нагрузки плюс соответствующие уменьшенные;
•	функциональные нагрузки;
•	расчетные функциональные нагрузки и одновременно максималь-
ные природные нагрузки.
Рассматривать комбинацию случайных нагрузок или комбинации
случайных нагрузок с экстремальными природными нагрузками не нуж-
но, если их совместное проявление невозможно.
53. КЛАССЫ БЕЗОПАСНОСТИ И КАТЕГОРИИ ТРУБОПРОВОДОВ
В соответствии с действующими нормами проектирования магистраль-
ных трубопроводов (МТ) России [12] все магистральные нефтепроводы
(МН) и магистральные газопроводы (МГ) подразделяются на классы. При
этом деление на классы МН производится в зависимости от условного
диаметра, а МГ — в зависимости от рабочего давления (см. табл. 5.2).
392
ГЛАВА \
Таблица 5.2. КЛАССЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ 	 ПО НОРМАМ РОССИИ [121							
МН					МГ		
Класс	I	п	Ш	IY	Класс	I	п
Dy, мм	1200	св. 500 до 1000	св. 300 до 500	до 300	р, МПа	св. 2.5 до 10.0	св. 1.2 до 2.5
В соответствии с нормами России [10, 12] все МТ и их участки под-
разделяются на категории, требования к которым в зависимости от ус-
ловий работы и объема неразрушающего контроля сварных соединений
приведены в табл. 5.3. Кроме этого, нормы [10] устанавливают требова-
ния к категориям участков МТ по величине трассового испытательного
давления.
Таблица 5.3. КОЭФФИЦИЕНТЫ УСЛОВИЙ РАБОТЫ И ТРЕБОВАНИЯ
К КОНТРОЛЮ СВАРНЫХ СТЫКОВ ПО НОРМАМ [12]
Категория участка МТ		Коэффи- циент условий работы И?	Контроль сварных стыков, %:		
			всего:	в том числе:	
				радио- графия	магнито- графия или УЗК
В		0.60	100	100	—
I		0.75	100	100	—
п		0.60	100	не менее 25	Остальное
III		0.90	100	не менее 10	Остальное
IY*	подземн.	0.90	>20	не менее 5	Остальное
	надземн. и наземн.		100	не менее 10	Остальное
* категория IV применяется только для МГ.
Назначение той или иной категории участка МТ зависит от ряда фак-
торов, характеризующих степень ответственности участка, наличие об-
служивающего персонала, доступность для ремонта в случае отказа и др.
Основными из этих факторов являются следующие:
•	пересечение с водными преградами;
•	переходы через болота;
•	переходы через автомобильные и железные дороги;
•	прокладка МТ в пределах территорий КС, ГРС (для МГ), НПС (для
МН), а также других промысловых и головных сооружений;
•	тип местности: горные районы, вечная мерзлота, пустыни, селевые
потоки и др;
•	наличие на участке запорной и регулирующей арматуры;
Hl РМЛТ11ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ 393
•	пересечение с другими подземными коммуникациями;
•	прокладка МТ на подрабатываемых территориях;
•	прокладка МТ в одном техническом коридоре.
Нормы [10] регламентируют следующие требования к участкам МТ
различных категорий:
•	объем и вид неразрушающих методов контроля монтажных свар-
ных соединений в зависимости от категории участка МТ;
•	условия трассовых испытаний МН и МГ как по уровню испытатель-
ного давления, так и по продолжительности выдержки при испытании
на прочность. Так, при гидравлических испытаниях давление в ниж-
ней точке испытываемого участка должно быть равным заводскому ис-
пытательному давлению для труб, соответствующих данной категории
участка МТ, а продолжительность выдержки под давлением при испы-
тании на прочность составляет 24 часа.
В соответствии с нормами США для МГ [29] каждый газопровод под-
разделяется на участки четырех классов местоположения: 1, 2, 3, 4.
Класс участка определяется в основном количеством и этажностью жи-
лых зданий, расположенных в зоне определенного размера вблизи МГ,
или возможным числом находящихся в ней людей. С повышением но-
мера класса участка возрастает степень его ответственности и, как след-
ствие, применяются трубы с более толстой стенкой.
В нормах США для МН [28] деление трубопровода на участки раз-
личных классов не предусматривается. В то же время, нормы [28] пре-
доставляют инженеру-проектировщику широкие возможности для уве-
личения толщины стенки трубы для участков МН, находящихся в
сложных условиях.
В других зарубежных нормах (как, например, [40]) деление на клас-
сы безопасности может не присутствовать в конкретном виде, а выра-
жаться применяемыми расчетными коэффициентами для допускаемых
кольцевых напряжений при определении толщины стенки трубы.
5.4.	МИНИМАЛЬНЫЕ БЕЗОПАСНЫЕ РАССТОЯНИЯ
5.4.1.	Расстояния от трубопроводов до населенных пунктов,
зданий и сооружений
Минимальные расстояния от оси МТ до населенных пунктов, пред-
приятий, зданий и сооружений в соответствии с нормами [12] принима-
ются в зависимости от класса МТ. Предельные значения минимальных
расстояний для подземных МТ приведены в табл. 5.4. Для надземных
МТ указанные в табл. 5.4 расстояния должны быть увеличены от 1.5 до
2 раз.
394
ГЛАВА V
Таблица 5.4. МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ ОСИ МТ ДО НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ, ПРЕДПРИЯТИЙ,ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ В СООТВЕТСТВИИ С НОРМАМИ [12]					
МН класса				МГ класса	
I	п	ш	IV	1	п
10-3000’	10-3000	10^000	10-3000	10-350*	10-350
* минимальные расстояния (м) зависят от диаметра МТ и от степени ответствен-
ности объекта.
Минимальные расстояния от НПС (на МН) и от КС, ГРС (на МГ) от
населенных пунктов, зданий и сооружений зависят (по [12]) от катего-
рии НПС, от класса МГ и от степени ответственности объекта. Предель-
ные значения этих расстояний приведены в табл. 5.5.
Таблица 5.5. МИНИМАЛЬНЫЕ РАССТОЯНИЯ ОТ НПС (НА МН) И ОТ КС, ГРС (НА МГ) ОТ НАСЕЛЕННЫХ ПУНКТОВ, ЗДАНИЙ И СООРУЖЕНИЙ (ПО [12])				
Расстояния от НПС (м)			Расстояния (м) от КС (ГРС)	
Категория НПС (емкость резервуарного парка, м3)			Класс МГ	
I (св. 100000)	п (св. 20000 до 100000)	Ш (менее 20000)	I	П
20-200*	20-450	20-100	20-700” (20-450)	20-500 (20-425)
* в зависимости от ответственности объекта.
** в зависимости от диаметра МГ и ответственности объекта.
Наибольшие значения минимальных безопасных расстояний при-
нято от МН до особо ответственных объектов: гидротехнических со-
оружений, пристаней, портов и водозаборов, расположенных ниже по
течению пересекаемых нефтепроводами рек.
В зарубежных нормах используется принципиально иной подход
к обеспечению безопасности при прохождении трубопроводов вбли-
зи населенных пунктов, зданий и сооружений. Считается, что безо-
пасность населения обеспечивается применением труб с более тол-
стой стенкой. Так, нормы США [29] в этих случаях оценивают
плотность населения для назначения так называемых классов мес-
тоположения трубопровода, от которых зависит расчетная толщина
стенки.
Hr РМДТПВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
395
5.4.2.	Минимальные расстояния при параллельной прокладке
между трубопроводами и другими коммуникациями
Нормы [12] регламентируют минимальные расстояния между ося-
ми параллельных ниток МТ при их прокладке в одном техническом ко-
ридоре. Здесь речь идет как об одновременно строящихся, так и о строя-
щихся и действующих МТ.
При различных способах прокладки (подземном, надземном, назем-
ном) минимально допустимые расстояния между параллельными нит-
ками находится в пределах от 20 до 75 м и зависят от комбинации спосо-
бов прокладки и большего из диаметров двух соседних трубопроводов.
Если все МТ прокладываются только подземным способом, то минималь-
но допустимые расстояния между нитками составляют от 11 до 32 м и
зависят от диаметров МТ и пригодности земли для сельскохозяйствен-
ных работ.
Указанные выше расстояния при прокладке МТ в вечномерзлых грун-
тах Западной Сибири и Крайнего Севера увеличиваются и составляют:
•	40—100 м: для параллельных МГ различных способов прокладки;
•	11—32 м: для параллельных МН (не менее; принимаются из усло-
вий технологии строительства);
•	1000 м: для параллельных МН и МГ.
В зарубежных нормах вопросы безопасных расстояний практически
не рассматриваются. В определенной степени данное обстоятельство
можно объяснить отсутствием за рубежом так называемых технических
коридоров для прокладки параллельных ниток трубопроводов.
5.5.	СПОСОБЫ ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДОВ И ТРЕБОВАНИЯ
К ИХ РАСЧЕТУ НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ
В данном разделе на примере норм России [12] показано, что требова-
ния к расчету на прочность и устойчивость магистральных трубопрово-
дов тесным образом связаны со способами их прокладки. В соответствии
с нормами [12] все МТ следует прокладывать, как правило, подземным
способом. Прокладка трубопроводов на опорах (надземная прокладка) или
по поверхности земли (в насыпи) допускается в виде исключения при со-
ответствующих обоснованиях. При этом должны предусматриваться спе-
циальные мероприятия, обеспечивающие надежную эксплуатацию тру-
бопровода и условия безопасности для населения и персонала.
Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допус-
кается нормами [12] в пустынных и горных районах, болотистых местнос-
тях, районах горных выработок, зонах оползней, районах распространения
многолетнемерзлых грунтов, на участках со структурно неустойчивыми
грунтами, на переходах через естественные и искусственные препятствия.
396
ГЛАВА \
Независимо от способа прокладки трубопровод должен удовлетворять
условиям прочности и устойчивости.
Подземные трубопроводы должны удовлетворять требованиям:
•	прочности;
•	деформативности;
•	общей (продольной) устойчивости;
•	устойчивости положения (для прокладки в обводненных грунтах).
Условия прочности в нормах [12] сводятся к выполнению следующих
требований к величинам расчетных кольцевых Gft и продольных осевых
Gl N напряжений:
С5-1)
(б-2)
(5-3)
где Gu — нормативный предел прочности материала труб; Ru — расчетное
сопротивление растяжению (сжатию) материала труб по условию проч-
ности; у , у — понижающие коэффициенты, учитывающие двухосное
напряженное состояние трубопровода; т - коэффициент условий рабо-
ты участка трубопровода; kx — коэффициент надежности по материалу;
kn — коэффициент надежности по назначению трубопровода.
Проверяемые по условиям прочности кольцевые напряжения ga оп-
ределяются от расчетного внутреннего давления, а продольные осевые
напряжения Опр N - от расчетных нагрузок и воздействий с учетом упру-
го-пластической работы материала труб.
Проверка условий деформативности в нормах [12] состоит в предотв-
ращении недопустимых пластических деформаций в подземных трубо-
проводах и записывается в виде:
„ т
°* 0.9*.°^	(5’4)
„ т
“V30.9JlnO>’	(5-5)
где g£ — кольцевые напряжения от нормативного (рабочего давления);
G? ” максимальные (фибровые) продольные напряжения от норматив-
ных нагрузок и воздействий; g^ — нормативный предел текучести мате-
риала труб; т - коэффициент условий работы трубопровода; kn - коэф-
фициент надежности по назначению трубопровода; у3 - понижающий
коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние трубо-
провода.
н р : ? Т1: вная база безопасности трубопроводов
397
Проверка на прочность надземного трубопровода состоит в обеспече-
нии условия:
(5.6)
т
Ry = kkG^	<5-7)
К2 Кн
где — максимальные продольные напряжения в трубопроводе от
расчетных нагрузок и воздействий; — понижающий коэффициент,
учитывающий двухосное напряженное состояние трубопровода; R* —
расчетное сопротивление материала труб, определяемое по пределу те-
кучести; т - коэффициент условий работы трубопровода; kn — коэффи-
циент надежности по назначению трубопровода; k2 — коэффициент на-
дежности по материалу труб (по пределу текучести).
Одно из основных условий безопасной эксплуатации магистральных
трубопроводов является обеспечение его общей устойчивости и устойчи-
вости его положения на обводненных участках трассы. Этим условиям
уделено самое пристальное внимание в нормах проектирования РФ [12].
В нормах [12] проверку общей устойчивости трубопровода в плоско-
сти наименьшей жесткости системы предусматривается выполнять из
условия
S<mScr,	(5.8)
где 8 — эквивалентное продольное усилие в трубопроводе; т — коэффи-
циент условий работы участка трубопровода; Scr — продольное критичес-
кое усилие, при котором наступает потеря общей устойчивости трубо-
провода.
Критическое усилие Scr определяется по общим правилам строитель-
ной механики с учетом принятого конструктивного решения и начально-
го искривления оси трубопровода. Оно зависит от глубины заложения,
физико-механических характеристик грунта, наличия балластировки,
гидростатического воздействия воды.
Потеря общей устойчивости участка трубопровода состоит в его про-
грессирующем выпучивании в плоскости наименьшей жесткости (как
правило, в вертикальной плоскости) при действии сжимающих эквива-
лентных продольных усилий, т. е. равнодействующих осевых усилий в
сечении трубопровода:
S=pF(5.9)
где S — эквивалентное продольное усилие, считающееся положительным
при сжатии; р — внутреннее давление; F — площадь сечения трубы «в
свету»; N — продольное усилие в стенках трубы.
Очевидно, что вероятность общей потери устойчивости тем выше, чем
больше величина эквивалентного усилия 8. Из формулы (5.9) следует,
что усилие 8 непосредственно зависит от знака и величины продольной
398
ГЛАВА \
силы в стенках трубы N. Опасность общей потери устойчивости возрас-
тает при увеличении сжимающей силы N, что наблюдается при увели-
чении положительного температурного перепада.
Величина эквивалентного усилия в общем случае переменна по дли-
не трубопровода и определяется по специализированным программам
для ЭВМ (см. [39]). Для определения усилия S используется нелиней-
ная зависимость между продольными осевыми деформациями Ех и про-
дольными и, и поперечными v перемещениями
du if dvA
Е, =—+-| — I
dx 2\dxJ
(5.10)
в которой дифференцирование ведется по продольной координате х.
Проверку по условию (5.8) следует выполнять для криволинейных
участков трубопровода. При проверке прямолинейных участков они
условно считаются криволинейными с радиусом кривизны 5 000 м.
В частном случае полностью защемленного отрезка трубопровода
эквивалентное усилие определяется из условия отсутствия перемеще-
ний по формуле:
5 = [aEAT+Q-^Ap,	(5.11)
где a - коэффициент линейного расширения; АТ - температурный пе-
репад; Е - модуль деформации материала трубы; ц - коэффициент по-
перечной деформации материала трубы; — кольцевое напряжение в
стенке трубопровода от действия внутреннего давления; F — площадь
поперечного сечения стенки трубы.
Входящие в формулу (5.9) характеристики стали ц и Е являются пе-
ременными при учете упруго-пластических свойств материала труб.
Нормы [12] рассматривают трубопровод при проверке его общей ус-
тойчивости как стержень, находящийся в линейно-упругой среде с пе-
ременными коэффициентами пропорциональности между поперечны-
ми перемещениями и сопротивлением грунта. Учитывается начальное
искривление трубопровода. Обычно проверяется общая устойчивость
искривленного (выпуклостью вверх) участка трубопровода в вертикаль-
ной плоскости при учете изменчивости сопротивления грунта и нали-
чии его предельного значения.
Следует отметить, что применяемая в настоящее время в соответствии
с нормами РФ [12] методика расчета на общую устойчивость магистраль-
ных трубопроводов обеспечивает надежные результаты для участков МТ
в минеральных грунтах. Однако для МТ, прокладываемых в слабонесу-
щих грунтах (прежде всего в болотах), указанная методика требует су-
щественной доработки. Это относится как к вопросу уточнения парамет-
ров взаимодействия трубопровода со слабонесущим грунтом, так и
совершенствования самих расчетных положений.
Hf • РМЛТНВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	399
Под устойчивостью положения (против всплытия) в нормах проек-
тирования [12] подразумевается обеспечение проектного положения
участков трубопроводов, прокладываемых на обводненных отрезках
трассы и подверженных воздействию выталкивающих сил. Устойчи-
вость положения трубопровода в случае, если соблюдается неравенство
G Qpas
ас^-,--,	(5.12)
•И-/
где Qact - суммарная расчетная нагрузка на единицу длины трубопрово-
да, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свобод-
ным изгибом; Qpas — суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз,
включая собственный вес трубопровода; Rnf~ коэффициент надежнос-
ти положения трубопровода против всплытия, изменяющийся в преде-
лах 1.05.
Нормы [12] приводят конкретную зависимость для определения нор-
мативной интенсивности балластировки (вес на воздухе qbal ) при обес-
печении устойчивости положения в частном случае укладки трубопро-
вода свободным изгибом и его равномерной по длине пригрузке:
п 1 \
Qbai ~	У™	’	(5.13)
,Lbal	I bal ^n.f I w
где — коэффициент надежности по нагрузке; qw — расчетная погон-
ная выталкивающая сила воды, действующая на трубопровод; qb — рас-
четная интенсивность нагрузки от упругого отпора при свободном изги-
бе; qpip - расчетная погонная нагрузка от веса трубы; qtid - расчетная
погонная нагрузка от веса продукта; - плотность материала баллас-
та; yw — плотность воды.
В нормах [12] приводятся формулы для расчетной интенсивности
нагрузки от упругого отпора при свободном изгибе, которые учитывают
знак кривизны оси изогнутого участка — выпуклость или вогнутость.
Вес грунта засыпки при расчете балластировки трубопроводов не
учитывается.
Нормы зарубежных стран [12, 28, 29, 31, 33-35, 37] дают лишь об-
щие рекомендации о необходимости полного анализа напряженно-де-
формированного состояния опасных участков трубопроводов с целью
обеспечения их устойчивости. Предполагается, что конкретные методы
проверки выбираются проектировщиком.
Надземные трубопроводы должны удовлетворять условиям:
•	прочности;
•	общей устойчивости;
•	аэродинамической устойчивости при ветровых нагрузках;
•	вибрационной прочности.
400
ГЛАВА \
Общая устойчивость надземного трубопровода должна быть обеспе-
чена в плоскости наименьшей жесткости системы. При этом необходи-
мо учитывать геометрическую нелинейность системы, то есть влияние
продольных сил на величину изгибающих моментов (продольно-попе-
речный изгиб). Кроме того, при расчете надземных трубопроводов сле-
дует учитывать перемещения, обусловленные податливостью примыка-
ющих подземных участков.
Аэродинамическая устойчивость при ветровых нагрузках проверя-
ется расчетами на резонанс при колебаниях трубопровода в ветровом
потоке.
Вибрационная прочность должна проверяться для обвязочных тру-
бопроводов КС и НПС при учете динамических нагрузок от пульсации
давления. Кроме того, расчету на динамические воздействия должны
быть подвергнуты надземные участки трубопроводов при пропуске по
ним внутритрубных очистных и диагностических устройств.
5.6.	УЧЕТ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ МАТЕРИАЛА ТРУБ
Как по отечественным [6, 10, 12, 15], так и по зарубежным [26, 28,
29-31, 33-37, 40] нормам для магистральных трубопроводов все мате-
риалы, трубы и соединительные детали должны соответствовать усло-
виям их эксплуатации. Это соответствие устанавливается путем срав-
нения с требованиями определенных технических условий, норм,
стандартов и др. Все вновь разрабатываемые материалы, трубы и соеди-
нительные детали должны обеспечивать тот же уровень эксплуатаци-
онных характеристик безопасности, которые требуются существующи-
ми нормами.
По нормам РФ [12] для строительства магистральных трубопрово-
дов должны применяться трубы стальные бесшовные, прямошовные,
спиральношовные и других специальных конструкций.
Применение сталей ограничивается диаметром трубопровода в соот-
ветствии с табл. 5.6.
Таблица 5.6. ОГРАНИЧЕНИЯ ДЛЯ ПРИМЕНЯЕМЫХ СТАЛЕЙ
В ЗАВИСИМОСТИ ОТ УСЛОВНОГО ДИАМЕТРА
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
Диаметр условный Dy9 мм	Возможные применяемые стали
£>v<500	Спокойные и полуспокойные углеродистые стали
500 <Dy< 1000	Спокойные и полуспокойные низколегированные стали
1000 <DV< 1400	Термически или термомеханически упрочненные низколегированные стали
H P i Т! ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	401
Все трубопроводы должны сооружаться из труб, которые в соответ-
ствии с ГОСТ Р или ТУ (в РФ) или со стандартами (за рубежом) имеют
гарантированные заводами-изготовителями нормативные показатели
механических свойств материала труб — временного сопротивления
условного предела текучести о и относительного удлинения образцов
при разрыве 65. В качестве нормативных принимаются минимальные (с
определенной вероятностью) значения соответствующих характеристик,
получаемые при испытании на разрыв образцов в соответствии с опре-
деленными стандартами.
Зарубежные нормы не регламентируют непосредственных требова-
ний по классу применяемых труб, однако они приводят ссылки на соот-
ветствующие стандарты, в соответствии с которыми должны применять-
ся трубы. Например, нормы США и Канады указывают на стандарты
для стальных труб [26, 30].
Отечественные нормы требуют соблюдения условия равнопрочности
заводских сварных швов и основного металла труб. Зарубежные нормы
[28,29,33-35] условие равнопрочности вводят при помощи так называ-
емого коэффициента равнопрочности сварного соединения Е прямо- и
спиральношовных сварных труб, равным единице для всех типов свар-
ки, кроме кузнечной (прессовой) сварки, для которой Е = 0.60.
Нормы [12] регламентируют довольно жесткие требования по геомет-
рии трубы: отклонение от номинальных размеров диаметров (особенно
на концевых участках вблизи торцов труб), допустимую овальность кон-
цов труб, кривизну оси труб.
Отечественные нормы также требуют соблюдения условий, обеспе-
чивающих определенную пластичность материала стальных труб, т. е.
косвенным образом регламентируется минимально допустимая работа
стали при испытании образцов на растяжение до разрыва. Эта регламен-
тация осуществляется двояким образом. С одной стороны, должно со-
блюдаться минимальное отношение нормативных показателей предела
текучести бу к временному сопротивлению ви (см. табл. 5.7).
Таблица 5.7. ТРЕБОВАНИЯ СНИП 2.05.06-85 ПО ОТНОШЕНИЮ
ПРЕДЕЛА ТЕКУЧЕСТИ К ВРЕМЕННОМУ СОПРОТИВЛЕНИЮ
о,,/зц (не более)	Тип стали
0.75	Углеродистая
0.80	Низколегированная нормализованная
0.85	Дисперсионно-твердеющая нормализованная и термически упрочненная
0.90	Сталь контролируемой прокатки, включая бейнитную
402
ГЛАВА V
С другой стороны, пластичность стали обеспечивается нормировани-
ем относительного удлинения при разрыве коротких (пятикратных) об-
разцов 55 (см. табл. 5.8).
Таблица 5.8. ОТНОСИТЕЛЬНОЕ УДЛИНЕНИЕ ПРИ РАЗРЫВЕ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВРЕМЕННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ СТАЛИ	
Относительное удлинение 65, % (не менее)	Нормативное временное сопротивление ок, МПа
20	не менее 588.4
18	не менее 637.4
,16	686.5 и более
Особое внимание и в нормах РФ, и в зарубежных нормах уделяется
такому важному показателю, характеризующему способность стали труб
к сопротивлению протяженным разрушениям, как ударная вязкость.
Нормы РФ [12] требуют соблюдения определенных величин ударной
вязкости как при испытании на образцах Шарпи (с острым надрезом),
так и на образцах Менаже (с полукруглым надрезом). При этом регла-
ментация ударной вязкости по Шарпи зависит от диаметра труб, рабо-
чего давления и должна соблюдаться при минимальной температуре
стенки трубы в период эксплуатации (табл. 5.9).
Таблица 5.9. ТРЕБОВАНИЯ ПО УДАРНОЙ ВЯЗКОСТИ ДЛЯ ОБРАЗЦОВ ШАРПИ ПО НОРМАМ РОССИИ [12]		
Условный диаметр трубопровода, мм	Рабочее давление, МПа	Ударная вязкость, Дж/см2 (не менее)
До 500	10.0 и менее	24.5
500-800	10.0 и менее	29.4
1000	5.5 и менее	29.4
1000	7.5	39.4
1000	10.0	58.8
1200	5.5 и менее	39.2
1200	7.5	58.8
1200	10.0	78.4
1400	7.5	78.4
1400	10.0	107.8
Регламентация ударной вязкости для образцов типа Менаже зави-
сит от номинальной толщины стенки труб и выполняется и для основно-
го металла, и для сварного соединения труб. Приведенные в табл. 5.9
минимальные величины ударной вязкости должны соблюдаться для
испытаний при температуре минус 60°С для трубопроводов, проклады-
ваемых в районах Крайнего Севера и при температуре минус 40°С — для
других районов страны.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	403
Кроме требований по ударной вязкости, отечественные нормы рег-
ламентируют для газопроводов процентное содержание волокна в изло-
ме образца при испытании на разрыв падающим грузом (DWTT) при
минимальной температуре стенки при эксплуатации газопровода. Ука-
занная норма зависит от диаметра трубы (от 700 мм и выше) и рабочего
давления и составляет от 50 до 85%.
Требования к ударной вязкости деталей трубопроводов нормируют-
ся для образцов Менаже в соответствии с табл. 5.10.
Таблица 5.10. ТРЕБОВАНИЯ ПО УДАРНОЙ ВЯЗКОСТИ ДЛЯ ОБРАЗЦОВ МЕНАЖЕ ПО НОРМАМ РОССИИ [12]		
Номинальная толщина стенки трубы	мм	Ударная вязкость, Дж/Ьм2 (не менее)	
	основной металл	сварное соединение
6<г„< 10	29.4	24.5
10<г„< 15	39.2	29.4
15<£и^25	49.0	39.2
25 </„<30	58.8	39.2
Следует отметить, что требования норм РФ [12] по ударной вязкости
стали для трубопроводов являются весьма жесткими. По-видимому, в
том числе и этим фактором можно объяснить весьма малое число случа-
ев протяженных разрушений магистральных трубопроводов в последние
годы их эксплуатации.
Обеспечение невозможности образования хрупких изломов с после-
дующим распространением трещины осуществляется в соответствии с
нормами Канады [34] посредством удовлетворения требованиям по удар-
ной вязкости материала труб и деталей. Минимальный уровень удар-
ной вязкости зависит от температуры эксплуатации, величины растя-
гивающих рабочих напряжений и толщины стенки (последнее относится
только к трубам). Все трубы с условным диаметром более 60 мм и запор-
но-регулирующая арматура делятся по сопротивляемости хрупким раз-
рушениям на различные категории.
Все оценки ударной вязкости предусматривают испытания образцов
по Шарпи (с острым надрезом).
Повышенные требования по ударной вязкости предусматриваются для
газопроводов, в которых рабочие напряжения удовлетворяют условию
ои>0.7Ц,	(5.14)
а толщина их стенки превышает 12.7 мм.
Допускаемые уровни растягивающих напряжений при различных
минимальных величинах поглощенной энергии (при испытаниях на
ударную вязкость) по нормам Канады для газопроводов [34] представ-
лены в табл. 5.11.
404
ГЛАВА V
Таблица 5.11. ДОПУСКАЕМЫЕ УРОВНИ НАПРЯЖЕНИЙ
В ГАЗОПРОВОДАХ (МПа) ПО НОРМАМ КАНАДЫ [34]
Диаметр наружный, мм	Минимальная поглощенная энергия 20 Дж	Минимальная поглощенная энергия 27 Дж
60.3	375	
73.0	355	
88.9	330	
101.6	320	
114.3	305	i
141.3	285	
168.3	270	
457	190	230
508	185	225
559	180	220
610	175	210
660	170	205
711	165	200
762	160	195
813	160	190
864	155	190
914	155	185
965	145	180
1016	145	180
1067	145	175
1118	145	175
1168	140	170
1219	140	170
1270	135	165
1321	135	165
1372	135	160
1422	130	160
1473	130	160
1524	130	155
Для определения минимальной величины ударной вязкости матери-
ала труб для газопроводов в нормах [34] предлагается формула:
С,-3.6х1()4515/У'\	(5.15)
где Cv — величина поглощенной энергии при испытании образцов с ост-
рым надрезом (Шарпи), Дж; S - максимальное ожидаемое растягиваю-
щее напряжение при эксплуатации или испытании газообразной средой,
МПа; D — наружный диаметр трубопровода, мм.
Найденная по формуле (5.15) величина ударной вязкости использу-
ется в качестве заданного минимального усредненного значения неза-
висимо от температуры эксплуатации.
Если при монтаже трубопровода предполагается нагрев стальной тру-
бы, нужно знать температуру нагрева и время выдержки для оценки
термического влияния на механические свойства материала труб.
НОРМ АТ ЯВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
405
Не допускается использование в расчетах сертификатных или фак-
тических показателей механических свойств, если они превышают ми-
нимальные нормативные значения, указанные в стандарте, за исклю-
чением случаев, когда фактические показатели оказываются ниже
нормативных.
Кроме требований к материалу труб и их конструкциям, нормы про-
ектирования предъявляют определенные требования к соединительным
деталям трубопроводов: тройникам, отводам, кривым вставкам, заглуш-
кам, переходникам, фланцам. Кроме требований по конструкциям и ме-
ханическим свойствам, все детали должны иметь определенные размеры
(например, в отечественных нормах [12] регламентируются минималь-
ные длины сварных тройников, ответвлений не усиленных тройников,
минимальные ширина и толщина накладок усиленных тройников, ми-
нимальные размеры цельноштампованных тройников и др.). Весьма тща-
тельные требования к форме, конструкциям и исполнению соединитель-
ных деталей заложены в зарубежных нормах [28, 29, 31, 33—35].
Ввиду частых случаев соединения на сварке труб, деталей и армату-
ры с различной прочностью нормы [12] приводят условие обеспечения
равнопрочности монтажных соединений:
tt(cu\=tr(cu)r,	(5.16)
где tr — толщина стенки соответственно слева и справа от соединения;
(оД, (сДг ~ соответствующие значения нормативного временного сопро-
тивления.
При невозможности выполнения требования (5.16), а также в слу-
чае, если отношение толщин соединяемых элементов превышает 1.5,
нормы [12] требуют установки переходных колец.
Нормы США и Канады предусматривают требования к работе пре-
дохранительных клапанов, которые должны настраиваться на макси-
мально допустимое эксплуатационное давление рассчитываемое в за-
висимости от проектного давления Pd по формуле:
Pmax =	+ max {0.1 Pd; 0.035 МПа}.	(5.17)
5.7.	СОПОСТАВЛЕНИЕ ТРЕБОВАНИЙ К ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
В НОРМАХ РОССИИ, США И ЕВРОПЕЙСКИХ СТРАН
5.7.1.	Расчеты по методу допускаемых напряжений
и по методу предельных состояний
При определении геометрических параметров несущих конструкций в
настоящее время применяются два основных метода: допускаемых напря-
жений и предельных состояний. Первый из них, широко применяемый в
машиностроении, базируется на понятии о допускаемом напряжении [о]
406
ГЛАВА V
как о максимальном безопасном напряжении для рассматриваемой конст-
рукции. Мерой отдаленности допускаемого напряжения от опасного (кри-
тического) напряжения для данной конструкции служит коэффициент
запаса прочности (КЗП) Ку представляющий собой отношение этих напря-
жений:
Выбор КЗП зависит от состояния материала (хрупкое, пластичное),
характера приложенных нагрузок (статические, динамические, цикли-
ческие), а также от степени неопределенности работы конструкции, свя-
занной с неоднородностью механических свойств материала, неточнос-
тью в определении нагрузок и воздействий, приближенностью расчетной
схемы конструкции, несовершенством методики расчета, неопределен-
ностью в наличии дефектов и их размерах и др.
Величина КЗП также зависит от того, какое напряжение считается
опасным: предел текучести с^или временное сопротивление Ои. Так, на-
пример, в машиностроении при статических нагрузках для пластичных
материалов КЗП определяется по пределу текучести (К^). Его значения
находятся в пределах Ку = 1.4 — 1.6. Для хрупких материалов КЗП опре-
деляется по временному сопротивлению (KJ и составляет Ки = 2.4 — 2.6.
В то же время иногда даже для пластических материалов коэффициент
запаса принимают по временному сопротивлению, исходя из того, что
определение временного сопротивления является практически более
простой операцией.
Метод предельных состояний, применяемый в нашей стране при рас-
чете строительных конструкций, предусматривает оценку нескольких
предельных состояний, ограничивающих работу конструкции, и исполь-
зование вместо одного коэффициента запаса прочности дифференциро-
ванной системы коэффициентов, каждый из которых отвечает за нео-
пределенность какой-то одной группы факторов. Считается, что этот
метод позволяет более объективно исследовать изменчивость тех или
иных конкретных факторов, влияющих на прочность рассчитываемой
конструкции.
Обобщенное сравнение норм различных стран представляет собой
достаточно сложную задачу. Эта сложность обусловлена в том числе
применением различных подходов, положенных в основу методики рас-
чета на прочность.
Отечественные нормы проектирования магистральных трубопрово-
дов [12] основаны на методе предельных состояний. В качестве основно-
го предельного состояния в нормах [12] считается достижение напря-
жениями временного сопротивления стали.
Нормы проектирования магистральных трубопроводов США и дру-
гих стран применяют метод расчета по допускаемым напряжениям ис-
ходя из предела текучести материала труб.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	407
Такое различие в подходах к оценке прочности газопроводов в нор-
мах различных стран существенно затрудняет их сравнительный ана-
лиз. Попытка интегрального сопоставления прочностных критериев в
нормах России и США, предпринятая в статье А. Айнбиндера и др.[1],
показала, даже по мнению авторов работы [1], невозможность однознач-
ного обобщенного вывода о принципиальных различиях в экономично-
сти и надежности проектных решений магистральных трубопроводов по
нормам этих стран. Поэтому можно сделать вывод, что непосредствен-
ное сравнение возможно только по каким-либо отдельным параметрам,
характеризующим проектное решение. В данной работе в качестве та-
кого основного параметра принята толщина стенки трубы. Это позволя-
ет использовать для сравнительной оценки прочности газопроводов по
нормам различных стран универсальную интегральную форму в виде
сопоставления условных коэффициентов запаса прочности при условии
примерной идентичности условий эксплуатации и степени ответствен-
ности сравниваемых участков трубопроводов. Применяемый способ
сравнения требует условного приведения метода предельных состояний
к методу допускаемых напряжений [5, 25].
5.7.2.	Применяемые теории прочности при расчете
на действие внутреннего давления
Для унификации подобных соотношений в различных нормах, в ко-
торых применяются отличающиеся друг от друга условные обозначения,
при сравнении норм далее будем использовать одни и те же обозначе-
ния. Поэтому приведенные в данной работе выражения иногда не будут
буквально совпадать с их оригинальными формулами в отдельных нор-
мах. Однако при этом полностью сохраняется физический смысл и ре-
зультаты, получаемые по этим формулам.
Определенные сложности при сравнении норм возникают из-за не-
соответствия определений «внутреннее давление» в западных нормах и
в СНиП 2.05.06-85*. Сравнение применяемых в этих нормах понятий о
внутреннем давлении и его классификация по стандартам ASME и СНиП
2.05.06-85* даны на рис. 5.1.
В зарубежных нормах отправной точкой (исходным уровнем внутрен-
него давления) является максимально допустимое рабочее давление
(МДРД), то есть максимальное внутреннее давление, которое допускает-
ся при нормальной эксплуатации трубопроводной системы. МДРД при-
нимается в качестве проектного давления Pd, которое используется для
определения толщины стенки трубопровода. Максимальное рабочее дав-
ление (МРД) — это давление, по которому определяется производитель-
ность трубопровода. МРД меньше МДРД на величину, которая определя-
ется допуском на систему контроля и регулирования давления. Зона
между МДРД и МРД характеризуется пределами возможного колебания
408
ГЛАВАХ
%% Стандарты ASME СНиП 2.05.06-85*
Условные обозначения:
-	зона стабильного рабочего давления
-	зона возможного колебания рабочего давления при
нормальном режиме эксплуатации
-	зона колебания давления при нестационарном (аварийном)
режиме
МДРД - максимально допустимое рабочее давление;
МРД - максимальное рабочее давление;
Р - проектное давление по западным нормам, принимаемое равным
а МДРД;
Р - рабочее (нормативное) давление по СНиП 2.05.06-85*;
и - коэффициент надежности по внутреннему давлению (коэффициент
перегрузки).
Рис. 5.1. Классификация уровней давления в трубопроводах
по стандартам ASME и по СНиП 2.05.06-85*
НС РМ А ТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	409
внутреннего давления при нормальном режиме эксплуатации трубопро-
вода. Эта зона составляет 10% для нефтепроводов и газопроводов, осна-
щенных обычной системой защиты и регулирования давления. Некото-
рые зарубежные компании применяют в магистральных газопроводах
высокоточные системы защиты, которые сужают указанную зону до 2%.
В западных нормах еще имеется зона колебаний давления при неста-
ционарном (аварийном) режиме эксплуатации трубопровода. Ширина
этой зоны составляет 10% от МДРД.
В отличие от западных норм в СНиП 2.05.06-85* отправной точкой
является так называемое рабочее (нормативное) давлениер - наибольшее
давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации
трубопровода. Возможное колебание внутреннего давления при нормаль-
ном режиме эксплуатации трубопровода учитывается так называемым
коэффициентом надежности по внутреннему давлению (коэффициентом
перегрузки) и, который по СНиП 2.05.06-85* для газопроводов и нефте-
проводов с диаметром 700—1200 мм с подключенными емкостями и неф-
тепроводов диаметром менее 700 мм независимо от наличия подключен-
ных емкостей равен 1.10. Для нефтепроводов диаметром 700-1200 мм без
подключенных емкостей коэффициент перегрузки по СНиП 2.05.06-85*
равен 1.15. Произведение пр используется для определения толщины
стенки трубопровода по СНиП 2.05.06-85* в качестве как бы расчетного
давления. Таким образом, сопоставление принятых уровней давления в
сравниваемых нормах показывает, что имеется соответствие между дав-
лениями по западным нормам и СНиП 2.05.06-85* в виде:
Pd=np.	(5.19)
При расчете на действие внутреннего давления предельным состоя-
нием в нормах проектирования магистральных трубопроводов РФ [12]
считается достижение кольцевыми мембранными напряжениями нор-
мативного значения временного сопротивления Однако набор при-
меняемых коэффициентов обеспечивает уровень кольцевых напряже-
ний не выше нормативного предела текучести.
Зарубежные нормы основаны на методе допускаемых напряжений,
причем в качестве величины напряжений, по которой исчисляется запас
прочности, принят нормативный условный предел текучести, соответству-
ющий 0.2% остаточной деформации по нормам Германии [36, 37] или
0.5% полной деформации по нормам других стран [28, 29, 31, 33-35].
Нормативные показатели механических свойств материала труб по
всем обозреваемым нормам определяются при испытании стандартных
поперечных плоских образцов на одноосное растяжение.
Несущая способность труб в кольцевом направлении при статичес-
ком нагружении внутренним давлением определяется по нормам РФ
[12] по критерию наибольших нормальных напряжений. При этом рас-
четные кольцевые напряжения считаются постоянными по толщине
410
ГЛАВА V
стенки трубы (мембранные напряжения) и определяются из условия
равновесия отрезка трубы, нагруженного внутренним давлением, и
условно рассеченного плоскостью, проходящей через ось трубы:
с" = “	(5.20)
где п - коэффициент надежности по внутреннему давлению; р - рабочее
(нормативное) давление; D - наружный диаметр трубы; tn — толщина
стенки трубы номинальная.
Под номинальной толщиной подразумевается сумма минимальной
толщины трубы г. и допуска при ее изготовлении Д:
Г„=^+Д.	(5.21)
Номинальная толщина стенки должна удовлетворять условиям проч-
ности и деформативности. В первом случае при условии, что продоль-
ные осевые напряжения являются положительными (растягивающими),
условие прочности записывается на основании критерия наибольших
нормальных напряжений в виде:
Ch<Ru,	(5.22)
где Ru - расчетное сопротивление растяжению (сжатию) материала труб,
определяемое по формуле
_ АПО.,
к” = 7Х’	<5-23>
где т - коэффициент условий работы участка трубопровода, зависящий
от категории участка; kx - коэффициент надежности по материалу труб;
kn ~ коэффициент надежности по назначению трубопровода, зависящий
от его диаметра и давления; <зи - нормативное сопротивление материала
труб, равное минимальному значению временного сопротивления по
ГОСТам и техническим условиям (нормативный предел прочности).
Кроме условия прочности (5.22) отечественные нормы [12] требуют
выполнения так называемого условия деформативности для норматив-
ных кольцевых напряжений:
p(D-2t,\n тс
где су — нормативное сопротивление материала труб, равное минималь-
ному значению предела текучести по ГОСТам и техническим условиям
(нормативный предел текучести).
Условия (5.22) и (5.24), основанные на теории средних нормальных на-
пряжений, являются приемлемыми для достаточно тонкостенных труб и,
соответственно, для относительно невысоких давлений. Так область при-
менения норм [12] ограничена уровнем давления 10 МПа. Такое ограниче-
ние в настоящее время следует рассматривать как недостаток норм [12].
НСРМ АТ11ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
411
Для расчетов трубопроводов без ограничения уровня внутреннего
давления следует для определения напряжений применять теорию Ламе»
в соответствии с которой тангенциальные напряжения от внутреннего
давления распределяются неравномерно по толщине стенки трубы. Мак-
симального значения эти напряжения достигают на внутреннем слое
сечения трубы и определяются выражением:
„ D2 +D2
Ofcmo = Pd	(5-25)
где max - максимальное тангенциальное напряжение; D — диаметр се-
чения трубы наружный; D. - диаметр сечения трубы внутренний; Pd -
проектное давление.
Кроме того» в некоторых теориях прочности применяются также ра-
диальные напряжения ог» действующие по радиальному направлению.
Максимального по абсолютной величине (минимального в алгебраичес-
ком смысле) значения эти напряжения достигают также на внутреннем
слое сечения трубы:
^п=-^-	(5.26)
Имеются также подходы, в которых рассматриваются тангенциаль-
ные и радиальные напряжения» действующие в среднем слое по толщи-
не стенки:
„ D. (D
О‘” = --2Г"Ч2< ’7	(6-27)
0,3»=-!^.	(5.28)
где о. - тангенциальное напряжение в среднем слое по толщине стен-
ки; огт — радиальное напряжение в среднем слое по толщине стенки; t —
толщина стенки трубы.
Следует отметить, что выражение для тангенциального напряжения
в среднем слое по толщине стенки трубы (5.27) совпадает со средними
кольцевыми напряжениями по обычной «котельной» формуле типа
(5.20).
Традиционные нормы, например, стандарты ASME [28» 29]» Канады
[33—35], при расчете на действие внутреннего давления используют кри-
терий Мизеса для максимальных тангенциальных и радиальных напря-
жений. В соответствии с этим критерием интенсивность напряжений
(или эквивалентные напряжения по Мизесу ^eqMises) для внутреннего слоя
сечения трубы не должна превышать допускаемого напряжения (про-
дольные напряжения при этом считаются равными нулю):
~	+К™)2 [<4	(5’29>
412
ГЛАВА \
В формулу (5.29) нужно подставлять напряжения (5.25), (5.26).
В практическом применении в нормах выражение (5.29) заменяется
так называемой формулой Barlow:
Ofc =^*[<4	(5.30)
В выражении (5.30) эквивалентные напряжения заменены условно
кольцевыми напряжениями. Данное выражение получается из строго-
го условия (5.29) при допущении
1±	=1.	(5.31)
В зарубежных нормах используется еще один критерий — Треска —
для напряжений в среднем слое по толщине стенки (5.27), (5.28).
^eq.Tresca ~ л.т ~'^г.т —	(5.32)
Подставляя в (5.32) напряжения по (5.27), (5.28), получим:
<Уйл,= Р^л^[о],	(5.з3)
где Dm — диаметр средней линии сечения трубы.
5.7.3.	Методики определения толщины стенки трубопровода
Ниже рассмотрены практические методики определения толщин сте-
нок труб по основным принятым для сравнения нормам.
•	СНиП 2.05.06-85*.
Толщина стенки определяется на основе метода предельных состоя-
ний исходя из условий (5.22) и (5.24) по формуле:
= тах-
п pD pD
2(Ru+nPy 2(fly + p)
(5.34)
Сравнение условий (5.22) и (5.24) показывает, что для применяемых
в газопроводных трубах большого диаметра низколегированных сталей
толщина стенки определяется, как правило, условием прочности. Сопо-
ставление показывает, что условие деформативности может быть опре-
деляющим только в случае, если отношение нормативных характерис-
тик трубной стали удовлетворяет неравенству
о., 0.9
G,, пк.
(5.35)
нг PM ATI IВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
413
В табл. 5.12 представлены числовые значения левой и правой час-
тей неравенства (5.35) для основных низколегированных сталей, при-
меняемых при сооружении магистральных трубопроводов диаметром
530—1 420 мм в соответствии с [6].
Таблица 5.12. ЗНАЧЕНИЯ ОТНОШЕНИЙ НОРМАТИВНОГО ПРЕДЕЛА
ТЕКУЧЕСТИ К НОРМАТИВНОМУ ВРЕМЕННОМУ СОПРОТИВЛЕНИЮ
ДЛЯ НИЗКОЛЕГИРОВАННЫХ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ
Л|	0.9 пк)	о,/о„				
		£>, мм				
		1420	1220	1020	720	530
1.34	0.61	0.80 0.79 0.78 0.75	0.80 0.79 0.78 0.74	0.80 0.79 0.78 0.74	0.78 0.74	0.74
1.40	0.58	0.79 0.78 0.77 0.75	0.77 0.71 0.70 0.68	0.71 0.70	—	0.70 0.69
1.47	0.56	—	0.71 0.69 0.68	0.63	—	—
1.55	0.53	—	—	—	0.72	0.72
Из табл. 5.12 следует, что для всех низколегированных сталей нера-
венство (5.35) не выполняется, поэтому толщина стенки определяется
временным сопротивлением (условием прочности).
Полученная из расчета толщина стенки округляется в большую сто-
рону с точностью до 0.1 мм. Поскольку она уже учитывает возможный
минусовый допуск, то может быть принята в качестве номинальной тол-
щины при заказе большой партии труб. В случае же использования ут-
вержденного сортамента толщина стенки, найденная по формуле (5.34),
округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного сор-
таментом, и считается номинальной.
•	ASME В31.4; CSA-Z183 (нефтепроводы).
Исходное условие для определения толщины стенки - выражение (5.30):
(5.36)
456
ГЛАВАМ’
Окончание табл. 5.32
№ п/п	Назначение участков трубопроводов	Продукты категории	
		В	ЦЕ
14	Пересечения с подземными коммуникациями в преде- лах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуника- ции	средний	
15	Узлы установки линейной запорной арматуры и при- мыкающие участки длиной 15 м каждый	средний	
16	Трубопроводы на длине 250 м от линейной запорной аюматупы	**	средний
Примечания.
1. Участки трубопроводов, не указанные в табл. 532, а также обозначенные зна-
ком «-» следует отнести к классу «Нормальный».
2. Типы болот следует принимать в соответствии со СНиП Ш-42-80*.
3. Катеэдяш автодорогследует принимать в соответствии со СНиП2.05.02-85*
Береговые трубопроводы.
Береговые трубопроводы предназначены для транспортировки:
—	природного газа;
-	конденсата;
-	нефти;
-	моноэтиленгликоля.
Участки трубопроводов по безопасности и назначению должны под-
разделяться на три класса:
•	«Нормальный»;
•	«Средний»;
•	«Высокий».
Класс безопасности участка принимается в соответствии с характе-
ристиками участка по табл. 5.32.
Классы безопасности участков береговых трубопроводов также
зависят от классов местоположения участков исходя из плотности
населения. Классификация местоположения трубопровода, транс-
портирующего продукты категорий D и Е, следует принимать по
табл. 5.33. Плотность населения определяется как количество че-
ловек на квадратный километр территории, ограниченной по длине
осевой линией трубопровода и полосой вдоль трассы трубопровода
шириной:
-	400 м для трубопроводов, транспортирующих продукты катего-
рии D;
-	не менее 400 м для трубопроводов, транспортирующих продукты
категории Е, определяемой с учетом возможного воздействия послед-
ствий аварий на население.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
41
•	British Standard BS 8010: Part 2.
По нормам Великобритании [31] толщина стенки определяется по
методике, подобной нормам ASME, однако не учитывается температур-
ный коэффициент. Кроме того, непосредственно в расчете необходимо
учитывать допуск на толщину стенки:
(.=Г1-Д‘Т' P-D ;
100 J 2FEO,,
(5.40)
Расчетный коэффициент F может принимать два значения: 0.72 и 0.60.
•	Нормы Германии DIN 2470, Teil 2; DIN 2413.
По нормам Германии [36, 37] минимальная толщина стенки трубо-
провода определяется по формуле:
t =fi_ а Т'PdD
” ( 100J 2Е[о]’
(5.41)
где£ — коэффициент прочности продольного сварного шва, равный, как
правило, единице.
Формально номинальная толщина стенки по нормам Германии дол-
жна дополнительно учитывать также допуск на коррозию и износ. Од-
нако для магистральных трубопроводов данный допуск принимается
равным нулю.
Допускаемое напряжение в формуле (5.41) по [36, 37] определяется
делением нормативного предела текучести су на коэффициент запаса
прочности по пределу текучести Кг
=	(5.42)
Согласно [36], коэффициент запаса К зависит от удлинения при раз-
рыве образца б5 и от назначения трубопровода. Возможные его значе-
ния приведены в табл. 5.13.
Таблица 5.13. ЗНАЧЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПО ПРЕДЕЛУ
ТЕКУЧЕСТИ ПО НОРМАМ ГЕРМАНИИ (36] В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ ОТНОСИТЕЛЬНОГО УДЛИНЕНИЯ МАТЕРИАЛА ТРУБ
Относительное	Ку
удлинение, %	Компрессорные станции	Подземные трубопроводы
85 >25	1.5	1.4	1
20<85<25	1.6	1.5
15<55<20	1.7	1.6
416
ГЛАВА\
Для большинства обычно применяемых трубных сталей магист-
ральных трубопроводов применяются два коэффициента запаса: Ку =
= 1.7 (для ответственных участков трубопроводов и компрессорных или
насосных станций); Ку = 1.6 (для менее ответственных участков трубо-
проводов).
Толщина стенки магистрального трубопровода должна удовлетво-
рять не только условиям прочности, но и требованию так называемой
поперечной устойчивости (местной устойчивости стенки под действием
поперечных нагрузок от веса грунта, транспорта, опорных реакций и
др.). Эта задача решается или назначением минимально допустимых
толщин стенок труб в зависимости от диаметра, или требованием о не-
превышении определенного соотношения между диаметром и толщиной
стенки. Так в нормах РФ [12] минимально допустимая толщина стенки
по условию поперечной устойчивости должна быть не менее D/140, но
не менее 3 мм для труб с условным диаметром D < 200 мм, и не менее
4 мм — для труб с D >200 мм.
В нормах [15] для подземных трубопроводов, имеющих отношение
номинальной толщины стенки к наружному диаметру tn/ D< 0.015 или
укладываемых на глубину более 3 м или менее 0.8 м, используется сле-
дующее условие для номинальной толщины стенки трубы tn из условия
ее местной устойчивости:
+ 4т, И
(5.43)
где п, — погонное (на единицу длины продольного сечения трубы) рас-
четное усилие; т, — погонный расчетный изгибающий момент в том же
сечении трубы; R - расчетное сопротивление материала труб по пределу
текучести.
Погонные усилие и изгибающий момент в продольном сечении тру-
бы определяются методами теории тонких цилиндрических оболочек
от совместного действия давления грунта, нагрузок над трубопрово-
дом от подвижного состава железнодорожного и автомобильного
транспорта, возможного вакуума и гидростатического давления грун-
товых вод.
В зарубежных нормах [6, 9,13,15] приводятся таблицы минималь-
ных допустимых толщин стенок труб в зависимости от диаметра и клас-
са местности. Так, например, по нормам Канады для газопроводов [34]
подобное требование приведено в табл. 5.14.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЯЛПЛСМЛГТИ ТРУНЛПРЛРОЛОВ	417
Таблица 5.14. НАИМЕНЬШАЯ ДОПУСТИМАЯ НОМИНАЛЬНАЯ
ТОЛЩИНА СТЕНКИ ТРУБ (ММ) ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ (НОРМЫ
КАНАДЫ [34]) В ЗАВИСИМОСТИ ОТ КЛАССА МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ
Диаметр наружный, мм	Класс местоположения		
	1	2	Зи4
10.3	1.7	1.7	1.7
13.7	2.2	2.2	2.2
17.1	2.3	2.3	2.3
21.3	2.1	2.1	2.1
26.7	2.1	2.1	2.1
33.4	2.1	2.1	2.1
42.3	2.1	2.1	2.1
48.3	2.1	2.1	2.1
60.3	2.1	2.1	2.1
73.0	2.1	2.2	2.2
88.9	2.1	2.5	2.5
101.6	2.1	2.7	2.7
114.3	2.1	3.0	3.0
141.3	2.1	3.2	3.2
168.3	2.1	3.4	4.0
219.1	3.2	3.4	4.4
273.1	4.0	4.2	4.8
323.9	4.4	4.4	5.2
355.6	4.8	4.8	5.3
406.4	4.8	4.8	5.6
457	4.8	4.8	6.4
508	4.8	4.8	6.4
559,610,660	5.6	5.6	6.4
711,762	5.6	6.4	7.1
813,864,914	5.6	6.4	7.9
965Н372 вкл.	6.4	6.4	7.9
14224829 вкл.	9.5	9.5	9.5
1880-2032 вкл.	10.3	10.3	10.3
5.7.4.	Коэффициенты запаса прочности,
допускаемые напряжения и толщины стенок труб
В данном разделе рассматривается сравнение абсолютных и относи-
тельных значений толщин стенок труб для трубопроводов, определяе-
мых по нормам проектирования СНиП 2.05.06-85* [12] и по западным
нормам для сухопутных (береговых) трубопроводов [28, 29, 31, 33—37,
40]. Для определения толщин стенок применяются формулы (5.34)-
(5.41).
Для сравнения принимаются номинальные толщины стенок труб,
которые представляют собой сумму минимальной толщины стенки и
минусового допуска на изготовление труб (заводского допуска). В СНиП
118
ГЛАВА'
2.05.06-85* [12] и в стандартах США и Канады [28,29,33—35] номиналь-
ная толщина стенки определяется непосредственно из расчетных фор-
мул. В стандартах Великобритании [31], ISO 13623 [40] и Германии [36,
37] расчетные формулы дают минимальные толщины стенок. Для полу-
чения номинальных толщин к полученным минимальным толщинам
добавлялся заводской допуск, принятый равным 10% в соответствии со
стандартом API 5L [26].
Для получения возможности сравнения норм разных стран по степе-
ни нагруженности магистральных трубопроводов внутренним давлени-
ем воспользуемся традиционным понятием коэффициента запаса проч-
ности, под которым будем понимать отношение нормативного значения
предела прочности (временного сопротивления) к допускаемому на-
пряжению, применяемому при определении толщины стенки:
=	(5.44)
Некоторая сложность сравнения коэффициентов запаса прочности
состоит в том, что в различных нормах проектирования применяются
отличающиеся критерии прочности. Практически это приводит к ис-
пользованию как наружного диаметра сечения трубы (нормы США, Ка-
нады, Великобритании и Германии), так и внутреннего (нормы России)
и среднего (нормы ISO). В качестве расчетной также выступают номи-
нальная и минимальная толщины стенки трубы.
Указанные выше особенности приводят к необходимости примене-
ния одной унифицированной методики сравнения результатов. Она со-
стоит в следующем.
•	Определяются номинальные толщины стенок труб газопроводов по
различным нормам по формулам (5.34) - (5.41).
•	Допускаемые напряжения находятся по формуле:
Г„1 PoD
Н= 2“ ’	(5.45)
в которую подставляются полученные значения номинальной толщи-
ны стенки.
•	Коэффициент запаса прочности находится как отношение норма-
тивного предела прочности к допускаемому напряжению (5.45):
(5.46)
•	В качестве значений номинальных толщин стенок, приведенных в
результатах расчетов, принимаются значения, полученные выше и ок-
ругленные в большую сторону с точностью до 0.1 мм.
Хотя абсолютное сравнение участков магистральных газопроводов
по различным нормам невозможно, тем не менее в нашем сравнении
принято условное соответствие для различных норм проектирования
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОП АСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	4Ю
(табл. 5.15). Условно считается, что участки газопроводов, характерис-
тики которых (по различным нормам) расположены в одной строке, ха-
рактеризуются примерно одинаковыми требованиями безопасности.
Условно каждому такому типу участка газопровода присвоен следую-
щий класс безопасности (см. табл. 5.15):
•	нормальный;
•	средний;
•	высокий;
•	сверхвысокий.
Таблица 5.15. УСЛОВНОЕ СООТВЕТСТВИЕ НОРМ ДЛЯ УЧАСТКОВ
СУХОПУТНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ПО ТРЕБОВАНИЯМ БЕЗОПАСНОСТИ
И ЗНАЧЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ
Условны й класс безопасн ости	СНиП 205J06R5*: Категории участков; коэффи- циент условий работы т	ASME B3L8: Классы местопо- ложения; расчетный коэффи- циент F	ISO 13623: Характеристика трассы или классы местополо- жения; расчетный коэффициент F	BS СР 8010: Rirt2: Характеристика трассы; расчетный коэффициент F	DIN2470, Тей 2; MN 2413: Коэффи- циент запаса
Нор- мальный	in-IV m=0.90	1 F=0.72	Основная трасса F=0.77	Основная трасса F=0.72	К, = 1.5
Средний	1=П т —0.75	2 F=0.60	Ответственные участки 7=0.67	Ответственные участки F=0.60	Кх = 1.6
Высокий	В т =0.60	3 F=0.50	Класс местоположения 4 F=0.55	—	К, = 1.7
Сверх- высокий		4 F=0.40	Класс местопопожения 5 F=0.45	—	—
Все расчеты и сравнения толщин стенок выполнены для магист-
ральных газопроводов при проектном давлении Pd = 10 МПа. Данное
давление соответствует рабочему давлению по нормам России р =
= 9.09 МПа. Для сравнения были приняты газопроводы четырех диа-
метров из стали класса Х70 в соответствии со стандартом API 5L [26]
(см. табл. 5.16).
Во всех расчетах по СНиП 2.05.06-85* коэффициент надежности по
материалу был принят равным =1.34.
420
ГЛАВАМ
Таблица 5.16. ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОПРОВОДОВ И МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ СТАЛИ				
Диаметр газопровода наружный, мм	1420	1220	1020	530
Коэффициент надежности по назначению трубопровода по СНиП 2.05.06-85* к„	1.15	1.10 1	1.05	1.00
Марка стали по API 5L		Х70		
Нормативный предел прочности МПа	565			
Нормативный предел текучести МПа	482			
Результаты расчетов представлены в табл. 5.17—5.20. В таблицах в
качестве результатов расчетов приведены:
•	коэффициенты запаса прочности;
•	допускаемые напряжения;
•	абсолютные толщины стенок труб;
•	относительные толщины стенок труб (% ). В качестве эталона, при-
нятого за 100%, взяты толщины труб по нормам России [12] для участ-
ков газопроводов класса безопасности «Нормальный» (участки катего-
рии III-IV по нормам [12]).
Таблица 5.17. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ, ДОПУСКАЕМЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ И ТОЛЩИНЫ СТЕНОК МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ D = 1420 мм						
Класс безопасности.	Характеристика труЗы	СНиП 2.05.06- 85*	ASME В И. 8	1 ISO 13623	BS 8010 1 1	
Нормальный	ки	1.66	1.63	1.67	1.81	1.96
	[о], МПа	339.7	346.3	338.1	311.4	288.6
	tn9 мм	20.9	20.5	21.0	22.8	24.6
	41, %	100	98	100	109	118
Средний 	।	«и	1.99	1.96	1.92	2.17	2.08
	[о], МПа	284.0	288.6	294.6	260.1	271.0
	4, мм	25.0	24.6	24.1	27.3	26.2
	4, %	120	118	115	131	125
Высокий	а;	2.46	2.35	2.33	нет	2.22
	[о], МПа	229.8	240.7	242.3	нет	254.5
	tn9 мм	30.9	29.5	29.3	нет	27.9
	4, %	148	141	140	нет	133
H(1PM ATI 1ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	421
Окончание табл. 5.17
Мас: безопасности	Характеристика трубы	СНиП 2 05.06- 85*	ASME В31.8	ISO 13623	BS 8010	о ’t С ’ Вё
Сверхвысокий	ки	нет	2.94	2.83	нет	нет
	[о], МПа	нет	192.4	199.4	нет	нет
	мм	нет	36.9	35.6	нет	нет
		нет	177	170	нет	нет
Таблица 5.18. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ, ДОПУСКАЕМЫЕ
НАПРЯЖЕНИЯ И ТОЛЩИНЫ СТЕНОК МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ D = 1220 мм
Класс безопасности	Характеристика трусы	СНиП 205.06-85*	ASME ВЗ 1.8	ISO 13623	BS8010	ЕIN2470, DIN 2413
Нормальный	Ки	1.59	1.63	1.68	1.82	1.95
	[о], МПа	354.7	346.6	337.0	311.2	289.1
	гл, мм	17.2	17.6	18.1	19.6	21.1
	/и, %	100	102	105	114	123
Средний		1.91	1.95	1.92	2.18	2.08
	[о], МПа	296.1	289.1	294.7	259.6	271.1
	Гй, мм	20.6	21.1	20.7	23.5	22.5
	tn, %	120	123	120	137	131
Высокий	Ки	2.36	2.35	2.32	нет	2.22
	[о], МПа	239.2	240.2	243.0	нет	254.2
	мм	25.5	25.4	25.1	нет	24
	tn, %	148	148	146	нет	140
Сверхвысокий^		нет	2.94	2.83	нет	нет
	[о], МПа	нет	192.4	199.3	нет	нет
	гл, мм	нет	31.7	30.6	нет	нет
	tn, %	нет	184	178	нет	нет
422
ГЛАВАХ'
Таблица 5.19. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ. ДОПУСКАЕМЫЕ
НАПРЯЖЕНИЯ И ТОЛЩИНЫ СТЕНОК МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ D = 1020 мм
1	1 f- —'	L— Класс । безопасности	Характеристика тр/бы	1 СниП 2.05.06-85*	ASME ВЗ 1.8	ISO 13623	BS 8010	DIN 2471 ON 2413
1 Нормальный	ки	1.53	1.63	1.67	1.82	1.96
	[о], МПа	369.6	346.9	337.7	311.0	288.1
	4, мм	13.8	14.7	15.1	16.4	17.7
	с. Л	100	107	109	119	128
Средний	Ки	1.82	1.96	1.92	2.17	2.09
	[с], МПа	311.0	288.1	294.8	260.2	269.8
	tn9 мм	16.4	17.7	17.3	19.6	18.9
	Г„,%	119	128	125	142	137
s; М О о со		2.26	2.35	2.33	нет	2.22
	[о], МПа	250.0	240.6	242.9	нет	255.0
	t,.7 мм	20.4	21.2	21.0	нет	20
		148	154	152	нет	145
Сверхвысокий	Ки	нет	2.94	2.84	нет	нет
	И, МПа	нет	192.5	199.2	нет	нет
	ММ	нет	26.5	25.6	нет	нет
		нет	192	186	нет	нет
Сравнение приведенных в таблицах 5.17—5.20 результатов позволя-
ет сделать следующие выводы.
1	. Для одной и той же марки стали коэффициент запаса прочности
Ки по нормам России [12] существенно зависит от диаметра газопрово-
да, что связано с увеличением значения коэффициента надежности по
назначению трубопровода kM при увеличении диаметра.
2	. Для газопроводов условного класса безопасности «Нормальный»
коэффициент запаса прочности Ки находится на весьма низком уровне.
Например, для газопроводов условного класса безопасности «Нормаль-
ный» по нормам России [12], США и Канады [29, 34] и стандарту ИСО
[40] данный коэффициент находится в пределах Ки = 1.47 — 1.68.
3	. Для газопроводов большого диаметра (1 420 мм) для основных ус-
ловных классов безопасности (кроме класса «Сверхвысокий») для ос-
новных норм (России [12], США и Канады [29, 34] и стандарту ИСО
[40]) характерно практическое совпадение по коэффициентам запаса
Н( Р 1Л Т11ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	423
и толщинам стенок. Отличие составляет (2-8% ). Нормы России дают
несколько большую толщину. С уменьшением диаметра толщина стен-
ки по нормам России становится относительно меньше по сравнению с
зарубежными нормами.
4	. Нормы Великобритании [31] и Германии [36, 37] для условных
классов безопасности «Нормальный» и «Средний» дают относительно
более толстую стенку (от 7 до 11%).
Таблица 5.20. КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ. ДОПУСКАЕМЫЕ
НАПРЯЖЕНИЯ II ТОЛЩИНЫ СТЕНОК МАГИСТРАЛЬНЫХ
ГАЗОПРОВОДОВ D = 530 мм
Класс безопасности	Характеристика трубы	СНиП 2,05.05- 85*	ASMEB31.8	ISO 13623	BS 8010	DIN 2470, DEN2413
Нормтльный		1.47	1.64	1.68	1.81	1.96
	[о], МПа	384.1	344.2	335.4	311.8	288.0
	4» мм	6.9	7.7	7.9	8.5	9.2
	4, %	100	112	114	123	133
Средний		1.75	1.96	1.92	2.17	2.09
	Го], МПа	323.2	288.0	294.4	259.8	270.4
	ММ	8.2	9.2	9.0	10.2	9.8
	и %	119	133	130	148	142
Высокий	Ки	2.15	2.35	2.35	нет	2.22
	[о], МПа	262.4	240.9	240.9	нет	254.8
	4» мм	10.1	11.0	11.0	нет	10.4
		146	159	159	нет	151
Сверхвысокий	ки	нет	2.94	2.84	нет	нет
	[о], МПа	нет	192.0	199.2	нет	нет
	t„ мм	нет	13.8	13.3	нет	нет
		нет	200	193	нет	нет
424
ГЛАВА V
5.7.5.	Проверка прочности трубопровода
при учете сложного напряженного состояния
Определение толщины стенки магистрального газопровода по нор-
мам [12] производится, как правило, только в зависимости от величины
внутреннего давления. Однако при этом необходимо, чтобы комбинация
кольцевых и продольных напряжений не выходила за определенные
пределы.
В соответствии с нормами РФ [12] в случае сложного напряженного
состояния должны ограничиваться не только кольцевые напряжения,
вызываемые внутренним давлением, но и напряжения, действующие в
других направлениях. Для трубопровода такими напряжениями явля-
ются действующие параллельно его оси продольные осевые и про-
дольные фибровые о” напряжения. Первые являются постоянными по
сечению трубопровода и определяются от расчетных нагрузок и воздей-
ствий. Вторые имеют место в крайних волокнах сечения трубопровода в
плоскости действия результирующего изгибающего момента. Они, как
правило, отличаются друг от друга не только величиной, но и знаком, и
вычисляются при учете нормативных нагрузок и воздействий.
При проверке прочности тройниковых соединений ограничению под-
лежат также касательные напряжения, обусловленные кручением.
Учет влияния сложного напряженного состояния при расчете по ус-
ловию прочности осуществляется путем применения комбинации двух
теорий прочности. Если продольные осевые напряжения растягивающие
(су lN > О), то используется теория наибольших касательных напряжений
(условие Треска-Сен-Венана):
csk < й„;(при	> gi n > 0);	(5.47)
G; N < R„; (при N > g,. > 0).	(5.48)
При сжимающих продольных осевых напряжениях (otw < О) использу-
ется энергетическая теория, аналогичная условию пластичности Мизеса:
(5.49)
где ае(? - интенсивность напряжений, являющаяся функцией главных
напряжений:
% =	.	(5.50)
Условия (5.47)-(5.49) описывают область возможной комбинации глав-
ных напряжений, допускаемой нормами [12] в подземных трубопроводах
исходя из требований прочности. Графическое представление этой облас-
ти дано на рис. 5.2. В области положительных продольных напряжений
расчетная толщина стенки определяется величиной внутреннего давления
и находится по формуле (5.26). При сжимающих продольных осевых на-
пряжениях выполнение равенства (5.49) приводит к зависимости
HI IP M A Tl 1ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
425
npD
~ 2(уЛ+«Р)’	(5'51)
в которой используется понижающий коэффициент ш, < 1, учитываю-
щий двухосное напряженное состояние и определяемый из условия
(5.49) при учете (5.51):

V1 =4 1---I
V 4l R.
(5.52)
и
Г 1Ы
I 2 R,,
Рис. 5.2. Область возможных продольных осевых и кольцевых напряжений
Таким образом, необходимо отметить, что условие (5.49) имеет двоя-
кое действие. В случае наличия сжимающих продольных осевых напря-
жений выполнение данного условия требует увеличения толщины стен-
ки, вычисленной на основании формулы (5.26) от действия внутреннего
давления. Если же толщина стенки назначена с запасом по отношению
к расчетной (по внутреннему давлению), то условие (5.49) позволяет
определить наибольшую по абсолютной величине допустимую величи-
ну осевых сжимающих напряжений.
Для подземных и наземных (в насыпи) трубопроводов при отсутствии
продольных и поперечных перемещений расчетные продольные осевые
напряжения определяются по формуле:
ciN = -аддг +ц,аЛ,	(5.53)
где а - коэффициент линейного расширения материала труб; Е - модуль
деформации материала; ЛТ - температурный перепад; ц — коэффициент
поперечной деформации; — кольцевое напряжение, определяемое по
формуле (7.2).
426
ГЛАВА\
Кроме описанной методики проверки прочности стенки магистраль-
ного газопровода при плоском напряженном состоянии, нормы [12] тре-
буют выполнения условий деформативности. В отличие от проверок по
условию прочности здесь применяются нормативные значения нагру-
зок, а предельным состоянием считается достижение предела текучес-
ти материала труб. Кроме того, рассматриваются не осевые, а фибровые
продольные напряжения. В качестве предельного состояния считается
достижение расчетного сопротивления Ry (см. формулу (5.24)).
При растягивающих продольных фибровых напряжениях ( о? > О) от
нормативных нагрузок (на это указывает верхний индекс «п») должны
выполняться условия:
0* < Яу;(при < > о? > 0);	(5.54)
о;<^;(при п”>о^>0),	(5.55)
а при сжимающих (о? < О) — условие:
<<«v,	(5.56)
= х/(а:Г-о^+(о7Г.	(5.57)
Условия (5.54)—(5.56) должны выполняться как для подземных и
наземных (в насыпи), так и для надземных трубопроводов. В первом
случае 0? представляют собой суммарные продольные напряжения в
крайних фибрах сечения трубопровода от действия всех нормативных
нагрузок и воздействий (внутреннего давления, температурного пере-
пада, упругого изгиба, поперечных и продольных перемещений). Для
надземных трубопроводов дополнительно учитываются весовые нагруз-
ки и статическое давление ветра.
Нормы США [28], Канады [34, 35] и Великобритании [31] также ог-
раничивают сжимающие продольные осевые напряжений, но при этом
исходят из гипотезы наибольших касательных напряжений (критерия
Кулона-Треска):
0А-0,.„<О.9О0Г	(5.58)
В данной формуле кольцевое напряжение вычисляется по формуле
(5.22), а продольное осевое напряжение находится от действия внутрен-
него давления и температурного перепада и учитывается в алгебраичес-
ком смысле.
Нормы Германии величину осевых сжимающих напряжений не рег-
ламентируют.
Нормы зарубежных стран регламентируют фибровые напряжения
практически только для надземных трубопроводов.
НС PM Л Tf 1ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
427
Прежде всего, нормы [28, 29, 31, 33-35] ограничивают эквивалент-
ные напряжения, обусловленные изгибом и кручением, возникающи-
ми при компенсации температурных деформаций. Применяется теория
наибольших касательных напряжений в виде:
+	< 0.75ау,	(5.59)
где — эквивалентное (приведенное) напряжение; сь - максимальное
изгибное (фибровое) напряжение; г - касательное напряжение от кру-
чения.
Изгибное напряжение сь по нормам Канады и Великобритании вы-
числяется по формуле:
(5.60)
где М — результирующий изгибающий момент; i — коэффициент интен-
сификации напряжений (в отводах и тройниках); W—момент сопротив-
ления сечения трубы.
В нормах США коэффициенты интенсификации напряжений учи-
тываются отдельно от изгиба в двух взаимно перпендикулярных плос-
костях (ниже принадлежность к этим плоскостям обозначена индекса-
ми 1 и 2). Тогда формула д ля изгибных напряжений записывается в виде:

(5.61)
Касательные напряжения, входящие в формулу (5.59), определяют-
ся по крутящему моменту Aft:
ЛЛ
-г-—
2W
(5.62)
В зарубежных нормах имеются также другие проверки фибровых
напряжений, основанные на различных сочетаниях нагрузок. Так, нор-
мы США для жидких продуктов [28] для постоянных активных нагру-
зок (внутреннего давления, веса и других внешних постоянных нагру-
зок) требуют соблюдения условия, которое формально можно записать
как:
Gp+ g9 <0.75x0.72ov.	(5.63)
Если в сочетании с этими нагрузками также учесть напряжения от
временных нагрузок и ветра (или землетрясения), то условие запишет-
ся в виде:
GP +cq +G, +GH. < 0.80су.	(5.64)
В формулах (5.63) и (5.64) индексами обозначены нагрузки: р -
внутреннее давление; q - весовая нагрузка; t — временная нагрузка; w —
ветер.
428
ГЛАВА v
Нормы США для газопроводов [29] дают несколько иные критерии
фибровой прочности:
+ о,,	+ °" -(5.65)
gp+g(?+giv<0.75FETg>,	(5.66)
где Gee — эквивалентые напряжения, вычисляемые по левой части фор-
мулы (5.59).
Нормы Канады дают для суммарного напряжения Gz, обусловленно-
го всеми нагрузками, кроме компенсации температурных деформаций,
условие
G. <FT<sy,	(5.67)
а с учетом компенсации температурных деформаций должно выполнять-
ся неравенство:
oF<? + oz<ov.	(5.68)
Нормы Великобритании [31] для продольных фибровых напряжений
требуют выполнения условия
ор + а*<0.54су,	(5.69)
что весьма близко к условию (5.15) по нормам США [28].
5.7.6.	Учет переменных напряжений
Нужно признать, что, как правило, обозреваемые нормы уделяют
недостаточно внимания проблеме учета нагрузок, изменяющихся во
времени, циклическим нагрузкам, обусловленным пульсацией внутрен-
него давления, колебаниями надземных трубопроводов в ветровом по-
токе и др. Так, в отечественных нормах [12] отсутствуют критерии проч-
ности труб и деталей трубопроводов для случая переменных нагружений.
Имеется только единственный пункт, требующий выполнения провероч-
ного расчета на резонанс пролетов надземных трубопроводов при скоро-
стях ветра, вызывающих колебания трубопровода с частотой, равной
частоте собственных колебаний.
Нормы Норвегии [39] требуют проверки проектируемых трубопро-
водов на действие переменных напряжений. Кроме колебаний внутрен-
него давления рекомендуется учитывать периодические нагрузки от
действия волн. При этом анализ усталостной прочности трубопроводов
может выполняться на основе или механики разрушения, или данных
усталостных испытаний. Критерии усталости базируются на использо-
вании кривых Вёлера «напряжение - число циклов до разрушения».
При непостоянных по амплитуде переменных напряжениях предлага-
ется применять теорию линейного накопления повреждений.
Н Р 1 Т11ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	429
Хотя нормы расчета и проектирования трубопроводов Германии
[36, 37] не дают подробных рекомендаций по ограничению фибровых
напряжений от статических нагрузок, но эти нормы практически
единственные из всех обозреваемых документов дают детальные ука-
зания по расчету трубопроводов на циклические нагрузки, приводят
кривые усталости для различных трубных сталей. Нормы Германии
требуют расчета по ограниченному пределу усталости и по пределу
выносливости.
В нормах Германии [36, 37] рассматриваются три категории трубо-
проводов в зависимости от переменности нагружений и температуры
эксплуатации:
1	— трубопроводы, работающие преимущественно при статическом
нагружении при температуре не выше 120°С;
2	- трубопроводы, работающие преимущественно при статическом
нагружении при температуре свыше 120°С;
3	— трубопроводы, работающие при переменных нагружениях.
Ниже рассмотрены категории 1 и 3 по нормам Германии [36, 37].
Для категории трубопроводов 1 расчет на статическую нагрузку
по формуле (5.7) является достаточным для бесшовных труб и свар-
ных труб с коэффициентом прочности продольного сварного шва VN ==
s 1.0 только в случае, если при эксплуатации принятое в формуле (5.7)
допускаемое напряжение [<у] не превышает ограниченного предела ус-
талости af для нагружений с полной амплитудой изменения внутрен-
него давления, имеющего место при пусках и остановах трубопрово-
да. При этом применяется коэффициент запаса по числу циклов,
равный Kf = 10.
Рассматриваемые значения пределов усталости приведены в
табл. 5.21 для бесшовных труб и труб, сваренных токами высокой час-
тоты, и в табл. 5.22 для труб, сваренных под слоем флюса.
Таблица 5.21. ПРЕДЕЛЬНОЕ ЧИСЛО ЦИКЛОВ НАГРУЗКИ ДЛЯ СТАЛЬНЫХ БЕСШОВНЫХ ГРУБ И ТРУБ, СВАРЕННЫХ ВЫСОКОЧАСТОТНОЙ СВАРКОЙ					
Су, МПа			„ МПа (не более)		
	450	500	550	600	650
160 180 200 250 300 350	100000 50000 30000 10000	>100000 90000 50000 17000	>100000 >100000 80000 26000	>100000 >100000 >100000 40000 16000	>100000 >100000 >100000 56000 22000 10000
430
ГЛАВА V
Таблица 5.22. ПРЕДЕЛЬНОЕ ЧИСЛО ЦИКЛОВ НАГРУЗКИ	' ДЛЯ СТАЛЬНЫХ ТРУБ, СВАРЕННЫХ ПОД СЛОЕМ ФЛЮСА					
cf, МПа	МПа (не более)				
	500	550	600	650	700
120	32000	50000	80000	>100000	>100000
140	18000	26000	40000	56000	80000
160	10000	15000	22000	30000	42000
180	6000	10000	13000	19000	25000
200	4000	6000	8000	11000	16000
250	—	—	3000	5000	6000
300	—		—	2000	3000
Если ожидается большее число циклов, чем 100000, то трубопровод
рассчитывается по группе 3.
Для трубопроводов, относимых нормами Германии [36] к категории 3,
дополнительно к расчету по формуле (5.41) на статическую нагрузку вы-
полняется проверка на ограниченный предел усталости с учетом рассмат-
риваемого числа циклов нагружения и на предел выносливости. Из всех
этих условий принимается большее значение толщины стенки трубы.
Проверка на ограниченный предел усталости выполняется в зависи-
мости от числа циклов и амплитуды колебаний внутреннего давления в
трубопроводе.
Предельные кривые для ограниченного предела усталости и преде-
ла выносливости при постоянной амплитуде колебаний давления по-
казаны на рис. 5.3 и 5.4. Эти кривые Вёлера отражают состояние по-
верхности труб, влияние материала, формы и способов сварки.
Рис. 5.3. Кривые усталости для стальных труб, сваренных под слоем флюса
Н P’JTi IВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ 431
В столбцах справа указаны нормативные пределы текучести материа-
ла труб.
Рис. 5.4. Кривые усталости для стальных бесшовных труб и труб,
сваренных токами высокой частоты
Проверка минимально допустимой толщины стенки трубы при по-
стоянной амплитуде колебаний давления выполняется по условию ог-
раниченного предела усталости по формуле:
й - Р
2[о]
(5.70)
-1
где Аро - амплитуда колебаний давления; [о] — допускаемое напряже-
ние при переменных нагрузках.
Допускаемое напряжение [о] принимается на основании кривых уста-
лости (см. рис. 5.3 и 5.4) для числа циклов нагружений до разрушения пв.
пв = Кп п,	(5.71)
где п — предполагаемое число циклов нагружения за период эксплуата-
ции; Кп — коэффициент запаса по числу циклов.
Для обычных нормальных условий эксплуатации Кп = 5. Более вы-
сокий коэффициент запаса рекомендуется при особых коррозионноопас-
ных условиях или возможности других повреждений поверхности тру-
бопровода.
432
ГЛАВА \
При расчете по пределу выносливости допускаемое напряжение в
формуле (5.70) равно:
[6] = ^-’	(5.72)
где aend - предел выносливости; Kend — коэффициент запаса по выносли-
вости (Kend = 1.5).
Для переменных нагрузок с различной амплитудой колебаний, т. е.
при отсутствии постоянных периода и амплитуды колебаний, непосред-
ственный расчет толщины стенки становится невыполнимым. Нормы
[39] рекомендуют в этом случае оценивать срок службы трубопроводов
на основе теории линейных повреждений с 5-кратным коэффициентом
запаса.
Нормы [36, 37] отмечают, что опыт эксплуатации магистральных
трубопроводов позволяет отнести их к категории 1, т. е. к трубопрово-
дам с преимущественно статическим нагружением, когда из перемен-
ных нагрузок следует учитывать только полные циклы подъема давле-
ния в результате пусков и остановов.
5.7.7. Компенсация температурных расширений
В результате изменения температуры стенок трубопровода и действия
внутреннего давления возникают удлинения (укорочения) участков тру-
бопроводов. В полностью свободных трубопроводах (такие системы мож-
но представить только теоретически) действие температуры и давления
полностью реализуется в виде продольных и поперечных перемещений и
изменения первоначальной конфигурации трубопровода. Практически
все трубопроводы имеют ограниченную свободу перемещений, а некото-
рые их участки, например, защемленные грунтом, являются практичес-
ки лишенными возможности удлиняться при действии температуры и
давления. Наибольшей свободой обладают надземные трубопроводы, но
они испытывают реактивные воздействия сил трения и упругих связей в
неподвижных опорах.
Если для свободной системы температурные расширения не сопро-
вождаются появлением дополнительных напряжений, то любое ограни-
чение свободы перемещений ведет к возникновению дополнительных
напряжений.
Рассматриваемые нормы [12,15, 29,31, 33—35] указывают на необхо-
димость проведения в каждом конкретном случае при действии темпера-
турного перепада и давления своих расчетов по правилам строительной
механики для конкретных расчетных схем. В дополнение, например, к
нормам [12], разработано Пособие [39] по расчету напряженно-деформи-
рованного состояния подземных трубопроводов на действие указанных
Н* PM Т ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
433
выше факторов. Для защемленных грунтом прямолинейных или упруго
изогнутых участков нормы [12, 29] приводят в виде частного случая за-
висимость для определения величины осевых напряжений, обусловлен-
ных изменением температуры и давления:
np(D-2t\
°i.n =	+ И---—---(5.73)
где а —коэффициент линейного расширения материала труб; Е —модуль
Юнга (или модуль деформации); ДГ — расчетный температурный пере-
пад (разница между температурой эксплуатации и начальной темпера-
турой стенок трубопровода при завершении строительства); ц - коэффи-
циент Пуассона (или коэффициент поперечной деформации); п -
коэффициент надежности по внутреннему давлению; р - нормативное
(рабочее) давление; D — дазметр трубопровода наружный; tn ~ толщина
стенки номинальная.
Если иностранные нормы в формуле (5.73) используют упругие кон-
станты Е и ц, то отечественные нормы допускают в расчетах, основан-
ных на зависимости (5.73), применение в качестве Е и ц переменных
параметров упругости, следующих из соотношений деформационной
теории пластичности.
Для трубопроводов с незначительными ограничениями свободы пере-
мещения температурные расширения обусловливают необходимость при-
менения специальных конструктивных мероприятий по созданию необ-
ходимой компенсирующей способности системы. Сюда относится
назначение благоприятной конфигурации трубопровода, обеспечивающей
значительные перемещения и низкий уровень напряжений. Это есть ес-
тественная компенсация или так называемая самокомпенсация. Другим
эффективным путем обеспечения прочности трубопровода является уст-
ройство специальных компенсаторов различной конфигурации, которые
за счет своей формы и применения колен, обладающих повышенной по
сравнению с прямыми трубами гибкостью при изгибе, обеспечивают низ-
кий уровень напряженного состояния в результате существенных пере-
мещений. Нормы [12] регламентируют методику расчета напряжений
в компенсаторах различной формы и их компенсирующую способность.
Зарубежные нормы [12, 28, 29, 31, 33-35, 37] дают общие рекомен-
дации по учету температурных расширений и компенсирующих возмож-
ностей трубопроводов.
5.8.	КОНСТРУКТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ ТРУБОПРОВОДОВ
В данном разделе приводятся требования, которых должны придер-
живаться проектировщики как при разработке технико-экономического
обоснования (ТЭО) проекта, так и на стадии рабочего проектирования
434
ГЛАВА V
магистральных трубопроводов. Данные требования призваны обеспечи-
вать условия прочности трубопроводов и их безопасности. Они, как пра-
вило, являются достаточно общими и мало зависят от конкретных норм
проектирования. Поэтому ссылки на нормы в этом разделе будут указы-
ваться только в тех случаях, когда рассматриваемые нормы отличаются
характерными требованиями.
Диаметр трубопровода назначается в зависимости от его проектной
производительности и проектного давления в соответствии с нормами
технологического проектирования.
Допустимые радиусы упругого (естественного) изгиба трубопровода
в вертикальной и горизонтальной плоскостях должны определяться рас-
четом из условий прочности, общей устойчивости, устойчивости поло-
жения и местной устойчивости стенок труб. Для отводов заводского из-
готовления минимальный радиус назначается из условия прохождения
средств очистки и диагностики (СОД) и должен составлять не менее пяти
диаметров трубопровода.
Трубопроводы диаметром свыше 500 мм, как правило, должны обо-
рудоваться узлами пуска и приема СОД. В пределах одного участка меж-
ду узлами пуска и приема СОД трубопровод должен иметь постоянный
наружный диаметр и равнопроходную линейную арматуру. Различие в
толщине стенок труб на таком участке не должно выходить за пределы
допусков по величине внутреннего диаметра трубопровода, которые ука-
заны для применяемых средств СОД.
В местах примыкания магистральных трубопроводов к обвязочным
трубопроводам КС и НПС, узлам пуска и приема СОД, «гребенкам», пе-
ремычкам, и узлам подключения трубопроводов следует предусматри-
вать устройство надземных компенсаторов или подземных компенсато-
ров - упоров с целью снижения усилий, передаваемых от трубопровода
на перечисленные объекты. Решение о необходимости устройства ком-
пенсаторов, а также их требуемые размеры определяются расчетом на
действие внутреннего давления и изменения температуры.
Расстояния между местами установки запорной арматуры на трубо-
проводах определяются расчетом, но не должны превышать 30 км. Кро-
ме того, запорная арматура должна устанавливаться:
•	на обоих берегах водных преград при из пересечении в две или бо-
лее нитки;
•	в начале каждого ответвления от трубопровода;
•	на входе и выходе газопроводов из КС и других сооружений подго-
товки и хранения газа (охранные краны);
•	на одном или обоих концах участка нефтепровода, проходящего на
отметках выше населенных пунктов;
•	на нефтепроводах и нефтепродуктопроводах при пересечении вод-
ных преград в одну нитку;
•	на обоих берегах болот III типа протяженностью свыше 500 м.
Н Р М т м ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРТ ОПРОВОДОВ
435
При параллельной прокладке двух или более ниток газопровода узлы
линейной запорной арматуры смещаются друг относительно друга по
цлине газопровода на расстояние не менее 100 м.
На обоих концах участков газопроводов между запорной арматурой,
на узлах подключения КС и узлах пуска и приема СОД устанавливают-
ся продувочные свечи. Расстояние от свечи до запорной арматуры дол-
жно составлять не менее 15 м при диаметре газопровода до 1000 мм и не
менее 50 м — при диаметре 1000 мм и более. Диаметр продувочной свечи
определяется расчетом из условия опорожнения участка газопровода
между запорной арматурой в течение 1.5-2 часов. Высота продувочной
свечи должна быть не менее 3 м от уровня земли.
Параллельно прокладываемые трубопроводы одного назначения дол-
жны быть связаны между собой перемычками.
Заглубление подземных трубопроводов (высота засыпки от поверх-
ности земли до верха трубы) составляет, как минимум, от 0.6 до 1.1 м
и зависит от диаметра трубопровода, вида грунта и землепользования.
При взаимном пересечении трубопроводов назначается минимальное
расстояние между ними в свету, которое составляет 350 мм.
В оползневых зонах с малой толщиной сползающего слоя грунта про-
кладка трубопровода должна выполняться с его заглублением ниже по-
верхности скольжения. Более мощные оползневые зоны рекомендуется
обходить выше оползневого склона.
В особо стесненных горных районах допускается прокладка трубо-
проводов в тоннелях.
При подземной прокладке трубопроводов в районах горных вырабо-
ток должны применяться мероприятия по увеличению деформативной
способности трубопроводов путем устройства компенсаторов в специаль-
ных нишах, предохраняющих компенсаторы от защемления грунтом.
Расстояния между компенсаторами и их размеры устанавливаются рас-
четом на прочность. В случае, если компенсаторы оказываются неэф-
фективными при подземной прокладке, следует применять надземную
прокладку.
Подземные переходы трубопроводов через железные и автомобиль-
ные дороги должны выполняться, как правило, в защитных футлярах
(кожухах) из стальных труб или в тоннелях, внутренний диаметр кото-
рых должен быть больше наружного диаметра трубопровода не менее
чем на 200 мм. Определенные требования установлены для расстояний,
на которые должны быть выведены концы футляра по отношению к пе-
ресекаемой дороге. На одном из концов футляра или тоннеля предус-
матривается устройство вытяжной свечи. Допускается прокладка тру-
бопроводов без футляра. В этом случае участок трубопровода под дорогой
должен быть проверен расчетом на дополнительные нагрузки от прохо-
дящих транспортных средств [28, 29].
436
ГЛАВА V
Надземный способ прокладки должен быть обоснован технико-эко-
номическими расчетами. Надземная балочная прокладка трубопрово-
дов (на опорах) допускается при прохождении:
•	пустынных и горных районов;
•	болотистой местности;
•	районов горных выработок;
•	многолетнемерзлых грунтов;
•	неустойчивых грунтов;
•	переходов через естественные и искусственные препятствия;
•	активных тектонических разломов;
•	карстов;
•	участков с мерзлотными процессами (пучение, наледи).
Проектные решения надземных участков должны удовлетворять
требованиям компенсации продольных перемещений, обусловленных
действием внутреннего давления и температуры, а также возможных
перемещений при сейсмических воздействиях.
При проектировании надземных участков следует использовать не-
сущую способность самого трубопровода. Величины пролетов следует
назначать в зависимости от принятой схемы прокладки в соответствии
с требованиями прочности. В отдельных случаях (например, при пере-
сечении зон возможных селевых потоков) допускается прокладка тру-
бопровода с использованием несущих мостовых конструкций (эстакад).
В конструктивном отношении возможны два способа прокладки над-
земных балочных участков трубопровода:
•	бескомпенсаторный — в котором не предусматривается компенса-
ция продольных перемещений;
•	с компенсаторами - когда компенсация продольных перемещений
осуществляется за счет применения специальных компенсационных
устройств.
Бескомпенсаторные надземные переходы следует проектировать, как
правило, однопролетными для участков ограниченной длины. При этом
необходимо проверять выполнение условий прочности и устойчивости.
Необходимо учитывать усилия и перемещения, возникающие на грани-
цах надземного и подземного участков, вызванных удлинениями под-
земных участков трубопровода. Проверку напряженного состояния
бескомпенсаторных переходов следует выполнять с учетом продольно-
поперечного изгиба трубопровода.
Надземные трубопроводы с компенсаторами рассчитываются на дей-
ствие внутреннего давления и температуры. Для этого принимается рас-
четная схема трубопровода с разбивкой на так называемые «темпера-
турные отсеки», границами которых служат неподвижные («мертвые» )
опоры.
Ширина опорных ригелей скользящих опор должна назначаться с
учетом возможных максимальных поперечных перемещений.
Hf PM ЛТПВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	437
Нормы [12] требуют выполнения поверочных расчетов надземных
трубопроводов на резонанс при ветровых нагрузках.
В конструктивном отношении для надземных трубопроводов могут
применяться П-, Г, Л- и Z-образные компенсаторы, состоящие из пря-
мо- и криволинейных элементов (отводов). Радиус кривизны отводов
должен быть не менее 5 диаметров трубы. Напряженное состояние ком-
пенсаторов следует определять с учетом коэффициентов уменьшения
жесткости и коэффициентов увеличения продольных напряжений в от-
водах.
Конструктивные решения опор надземных трубопроводов могут быть
самые разнообразные. В местах выхода трубопровода из грунта допус-
кается не устанавливать опоры. В этом случае для малосвязанных грун-
тов следует предусмотреть мероприятия по их искусственному укреп-
лению или установке железобетонных плит и др. Несущие конструкции
опор трубопроводов следует проектировать из несгораемых конструк-
ций. Также следует предусматривать электроизоляцию трубопровода от
опор.
Скользящие опоры обеспечивают возможность перемещений опор-
ного сечения трубопровода в горизонтальной плоскости и его поворотов
в горизонтальной и вертикальной плоскостях. На участках со структур-
но неустойчивыми грунтами следует проектировать опоры с регулируе-
мыми по высоте ригелями с учетом возможных расчетных перемеще-
ний при просадке или пучении грунта. При перемещениях трубопровода
относительно опоры возникают силы трения, которые необходимо учи-
тывать при расчетах как самого трубопровода, так и конструкций опор.
Конструкции неподвижных («мертвых») опор должна обеспечивать
отсутствие как линейных, так и угловых перемещений части трубопро-
вода в пределах неподвижной опоры.
5.9.	МОРСКИЕ ГЛУБОКОВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ:
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ
5.9.	/. Определение толщины стенки при действии
внутреннего давления
Особенностью расчетов морских глубоководных трубопроводов на
прочность и устойчивость, которая отличает их от сухопутных трубо-
проводов, является необходимость учета не только внутреннего, но и
наружного давления. Поэтому для морских трубопроводов необходимо
выполнять три вида расчетов:
•	на действие внутреннего давления;
•	на действие наружного давления из условия местной потери устой-
чивости стенки (местного смятия);
438
ГЛАВА V
•	на действие наружного давления из условия местной потери устой-
чивости стенки (местного смятия);
•	на действие наружного давления из условия распространения смя-
тия (лавинного смятия).
Ниже рассмотрены методики определения толщин стенок труб для
морских трубопроводов из условия их прочности при действии внутрен-
него давления по ведомственным нормам ОАО «Газпром» [7] и зарубеж-
ным стандартам [27—29, 32, 39, 40, 42].
Определение толщин стенок морских трубопроводов выполнялось из
условия разрыва при действии внутреннего и наружного давления. Ниже
приведены практические методики определения толщины стенки морс-
ких трубопроводов по различным нормам.
•	ВН 39-1.9-005-98 ([7]).
Толщина стенки находится из условия:
2FGy ’
(5.74)
где tn - толщина стенки номинальная; п - коэффициент надежности по
внутреннему давлению, равный 1.1; Р — проектное внутреннее давле-
ние; Ре — наружное гидростатическое давление; D — наружный диаметр
трубы; о, - нормативный предел текучести; F- расчетный коэффици-
ент, принимаемый равным 0.72 для нормального класса безопасности и
0.60 для высокого класса безопасности.
•	ASME В31.4 ([28] — морские нефтепроводы).
* 2Foy
(5.75)
Расчетный коэффициент F принимается равным 0.72 для основных
трубопроводов и 0.60 - для стояков и трубопроводов на платформах.
ASME В31.8 ([29] — морские газопроводы).
, = (fl-fl)»
"	2 FT a. '	(5.76)
Из новых обозначений в формуле (5.76) приняты: Т— температур-
ный коэффициент (принимается равным 1.00 для продуктов с темпера-
турой ниже 120°С); F - расчетный коэффициент, принимаемый равным
0.72 для основных трубопроводов и 0.50 — для стояков и трубопроводов
на платформах.
H : p МА т НВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	439
•	ISO 13623 ([40]).
По данным нормам номинальная толщина стенки трубы определя-
ется как сумма минимальной толщины стенки с , . .. заводского допуска
на толщину стенки и возможного припуска на коррозию tco;.
tn-tmD+tfab+tcor\	(5.77)
т =
rain 2Го,+(Л?-Ре)‘	(5.78)
Расчетный коэффициент F в формуле (5.78) принимается равным
0.77 для основных трубопроводов и 0.67 - для стояков и трубопроводов
на платформах, а также участков трубопроводов в местах повышенной
опасности, например, на оползневых склонах.
•	OS-FIOI (DNV’2000) ([39])
Для норм Норвегии [39] также характерно применение формулы для
номинальной толщины стенки (5.77), определяемой через минимальную
толщину стенки:
fr-P^D
,niD +	(5.79)
Входящее в формулу (5.79) расчетное сопротивление материала труб
R зависит как от нормативного предела текучести, так и нормативного
предела прочности материала труб и определяется по формуле:
V2
min 4O.96 о у\
0-96 0.1
1.15 j
(5.80)
где — расчетный коэффициент, принимаемый по табл. 5.23 в зависимо-
сти от класса безопасности трубопровода; - коэффициент надежности
по материалу труб, равный 1.15; — нормативный предел текучести ма-
териала труб; — нормативный предел прочности материала труб.
Таблица 5.23. ЗНАЧЕНИЯ РАСЧЕТНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ у$с ПРИ РАСЧЕТЕ НА ДЕЙСТВИЕ ВНУТРЕННЕГО ДАВЛЕНИЯ				
Категория продукта	А, С		В,ЦЕ	
Класс местоположения	1	2	1	2
Класс безопасности	Низкий	Нормальный	Нормальный	Высокий
¥«	1.046	1.138	1.138	1.308
440
ГЛАВА V
Категории транспортируемых продуктов по международной класси-
фикации определяются исходя из потенциальной опасности и безопас-
ности населения и относятся к одной из пяти категорий, приведенных в
табл. 5.24.
Таблица 5.24. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРАНСПОРТИРУЕМЫХ ПРОДУКТОВ	
Категория продукта	Определение
А	Обычные негорючие жидкости на водной основе.
В	Горючие вещества., которые находятся в жидкой фазе при обычных температурах и атмосферном давлении. Типичными примерами жидкости являются нефть и нефтепродукты. Примером горючей и токсичной жидкости является метанол.
С	Негорючие вещества, которые являются газами при обычных температурах и атмосферном давлении. Типичные примеры ~азот, углекислый газ, аргон и воздух.
D	Однофазный природный газ.
Е	Горючие и/или токсичные вещества, являющиеся газами при обычных температурах и атмосферном давлении и транспортирующиеся как газы и/или жидкости. Типичными примерами являются водород, природный газ (если он не попал в категорию D), этан, сжиженные нефтяные газы (такие, как пропан и бутан), сжиженные природные газы аммиак и хлор.
Определения классов местоположения дано в табл. 5.25.
Таблица 5.25. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ ПО ИХ МЕСТОПОЛОЖЕНИЮ	
Класс местоположения	ОПРЕДЕЛЕНИЕ
1	Местность, где не ожидается частых проявлений человеческой деятельности вдоль трассы трубопровода.
2	Стояки возле платформ (с персоналом) или в районе, где наблюдается частая человеческая деятельность. Длина участка трубопровода данного класса должна основываться на анализе возможного риска. Если такой анализ не проводится, то минимальная длина может быть принята равной 500 м.
•	British Standard BS 8010: Part 3 ([32]).
Нормы Великобритании для морских трубопроводов также построе-
ны на определении минимальной толщины стенки трубы, которая дает
номинальную толщину стенки в сумме с заводским допуском и возмож-
ным припуском на коррозию (см. формулу (5.77)). Следует отметить, что
нормы [32] подразделяют расчет толщины стенки для тонкостенных труб
с отношением
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
441
П/^>20	(5.81)
и труб толстостенных, для которых условие (5.81) не выполняется.
Для тонкостенных труб минимальная толщина стенки находится по
формуле:
11110	2 F о ’	(5.82)
Расчетный коэффициент F принимается равным 0.72 для основных
трубопроводов и 0.60 - для стояков и трубопроводов на платформах.
Для толстостенных труб (D / t< 20) толщина стенки определяется на
основании формулы для максимальных тангенциальных напряжений,
следующих из теории Ламе:
—	(?) £^2	~ ^У'	(5.83)
• Germanisher Lloyd ([39]).
В данных нормах также предусматриваются добавки к минималь-
ной толщине стенки трубы на заводской допуск и коррозию. Минималь-
ная толщина стенки определяется по формуле:
(Р.-Р')п
^min	YwYm’	(5.84)
где yw ~ коэффициент надежности при определении толщины стенки,
принимаемый равным yw = 1.25; уи — коэффициент надежности, учиты-
вающий возможные ударные нагрузки, зацепление тралами и якорями.
Для стояков и приравненных к ним по опасности ударных нагрузок
участков морских трубопроводов коэффициент уи принимается равным
уи = 1.40. Для трубопроводов на морском дне, которые не подвержены
ударам и зацеплениям, коэффициент уи принимается равным уи = 1.00.
Для участков, для которых может быть выполнен анализ возможного
риска по нагрузкам, коэффициент уи может принимать промежуточное
значение между указанными выше.
Нормы [39] также дают рекомендации по применению теории тол-
стостенных труб Ламе.
5.9.2. Определение толщины стенки при расчете
на действие наружного давления из условия местного смятия
В отличие от сухопутных трубопроводов, толщины стенок морских
глубоководных трубопроводов должны удовлетворять не только усло-
вию прочности при действии внутреннего давления, но и условию недо-
пущения местной потери устойчивости стенки (так называемого «мест-
ного смятия») под действием наружного гидростатического давления
442
ГЛАВА V
и возможного изгиба трубопровода. Данное явление характеризуется на-
рушением формы сечения трубопровода в виде вмятин различной фор-
мы. Поэтому при больших глубинах нередко толщина стенки трубы оп-
ределяется не внутренним давлением, а наружным, как, например, в
газопроводе Россия - Турция («Голубой поток») через акваторию Чер-
ного моря. Ниже приведены методики, применяемые в различных нор-
мах для проверки условий местного смятия глубоководных трубопро-
водов.
•	ASME В31.4 ([28] — морские нефтепроводы); ASME В31.8
([29] — морские газопроводы).
Проверка на местное смятие оговаривается в общих чертах. Практи-
чески она выполняется по рекомендациям API 1111 ([27]) и состоит в
следующем.
Должны проводиться две проверки местной устойчивости морского
трубопровода:
—	местная потеря устойчивости стенки трубы только под действием
наружного гидростатического давления (коллапс);
—	местное смятие под действием наружного гидростатического дав-
ления, изгиба и продольной силы (а также возможного кручения).
МЕСТНАЯ ПОТЕРЯ
УСТОЙЧИВОСТИ
СТЕНКИ ТРУБЫ ПОД
ДЕЙСТВИЕМ НАРУЖНОГО
ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО
ДАВЛЕНИЯ (КОЛЛАПС)
Местная потеря устойчивости стенки
трубы только под действием наружного
гидростатического давления (коллапс)
может произойти при условии, когда на-
ружное гидростатическое давление пре-
восходит по своему значению внутреннее
давление. При значительной разности
давлений может наступить так называемый коллапс. Условие устойчи-
вости сечения трубы против коллапса записывается в виде:
(РГ-7’)<ЛОР„,	(5.85)
где Ре — наружное гидростатическое давление; Р. — внутреннее давление;
Рсг — критическое наружное давление при наступлении коллапса; kQ —
коэффициент, учитывающий овальность сечений труб и равный 0.7 для
бесшовных труб и 0.6 для труб, подверженных холодному экспандиро-
ванию.
Для определения критического наружного давления, соответствую-
щего наступлению коллапса, используются следующие выражения:
ч1/2 ’
(5.86)
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	443
Р = 2о,—;
’	1 D
(5.87)
2£
1-v2
(5.88)
где Ру — давление текучести при действии наружного давления; Pfjrr -
р&влежие коллапса при упругих деформациях; су — нормативный пре-
дел текучести материала труб; tn - номинальная толщина стенки; D -
диаметр трубопровода наружный; v - коэффициент Пуассона.
МЕСТНОЕ СМЯТИЕ
ПРИ СОВМЕСТНОМ
ДЕЙСТВИИ НАРУЖНОГО
ДАВЛЕНИЯ И ИЗГИБА
Условие удовлетворения требованию ме-
стной устойчивости при действии на-
ружного давления и изгиба связывает
внешние нагрузки» геометрические па-
раметры сечения трубопровода и физи-
ко-механические характеристики материала труб в виде следующего
соотношения:
(Р-Р) с
+ —(5.89)
Per Ч
где Е — изгибная деформация в трубопроводе; Еь — изгибная деформация»
соответствующая местному смятию стенки трубопровода при чистом
изгибе; g(f0) — понижающий коэффициент» учитывающий начальную
овальность сечений труб.
Структура условия недопустимости местного смятия (5.89) основа-
на на известной теории устойчивости замкнутых круговых цилиндри-
ческих оболочек при действии наружного давления и изгиба. Выраже-
ние (5.89) отражает методику учета различных факторов:
•	первый член левой части относится к действию наружного давления;
•	второй член левой части учитывает действие изгиба;
•	правая часть неравенства» которая по своему значению немного
меньше единицы» учитывает понижающее влияние начальной овально-
сти сечений трубопровода на его сопротивление наружному давлению
при местной потере устойчивости.
Обычно при расчетах по условию (5.89) наружное давление прини-
мается равным фактическому максимальному на дне моря» а внутрен-
нее давление берется равным атмосферному.
Изгибная деформация» соответствующая местному смятию стенки
трубопровода при чистом изгибе находится по формуле:
t
Ч = 2Б'	(5,90)
а понижающий коэффициент, учитывающий начальную овальность се-
чения трубы, — из выражения:
444
ГЛАВА V
g(8)=(l+2O/o)’1;	(5.91)
где /0 — овальность сечения трубы; Z>max ~ максимальный диаметр в лю-
бом сечении трубопровода; Dm.n — минимальный диаметр в этом же сече-
нии трубопровода.
Из условия (5.89) следует найти предельно допустимое значение из-
гибной деформации е. Затем следует определить максимально допусти-
мые изгибные деформации при укладке трубопровода (ех) и при эксплу-
атации (е2):
£)<£//,;	(5.93)
£2<£//2.	(5.94)
где / , f2 — коэффициенты запаса, которые назначаются проектиров-
щиком в зависимости от уровня изгибных деформаций, ожидаемых при
укладке и эксплуатации трубопровода. Предлагаемые значения этих
коэффициентов равны 2.0. Большие значения следует принимать в слу-
чае, когда существует неопределенность в ожидаемых уровнях дефор-
маций. В случае, когда изгибные деформации можно определить доста-
точно точно, коэффициенты запаса могут быть приняты меньшими, чем
значение 2.0.
Условие недопущения местного смятия (5.89) считается приемлемым
для труб, удовлетворяющих условию D / < 50.
•	ВН 39-1.9-005-98 ([28]).
Для предотвращения смятия должно выполняться условие:
Р Е
-^ + — <1,	(5.95)
где Ре - наружное гидростатическое давление; Рсг - критическое наруж-
ное давление; е — изгибная деформация в трубопроводе. При глубине
моря более 1000 м не должна превышать 0.15%; ц,— критическая де-
формация в трубопроводе при чистом изгибе. При глубине моря более
1000 м составляет 0.4%.
Для толщин стенок, находящихся в диапазоне 15 < D /1 < 45, для
труб с овальностью сечений не более 0.5% критическое наружное дав-
ление определяется по формуле (5.86).
•	ISO 13623 ([40]).
В данных нормах приведены только общие требования к обеспече-
нию местного смятия без указания конкретных расчетных зависимо-
стей.
НОРМАТИВНАЯ БАЗ А БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
445
•	OS-FlOl (DNV’2000) ([42]).
Условие для недопущения коллапса:
(Per-Pe.er)(Pcr-Py)= PCrPeM*Y'	(5.96)
в котором, кроме приведенных выше, добавилось обозначение овально-
сти сечений трубопровода определяемое как отношение:
D - п
/о* =	(5.97)
Входящие в (5.96) компоненты определяются формулами (5.86)-(5.88).
Здесь нужно обратить внимание на два обстоятельства, характерные
для условий (5.96)-(5.97):
—	если номинальная толщина стенки учитывает припуск на корро-
зию, то в рассматриваемых расчетах он из номинальной толщины стен-
ки исключается;
-	определение овальности (5.97) не совпадает с обычно принятым в
западных нормах (5.92). Оно соответствует определению овальности по
нормам России [12].
Проверка условия недопущения местного смятия при совместном
действии наружного давления, изгиба и продольных сил в нормах [42]
может выполняться для двух вариантов расчетов:
-	при возможности контролирования нагрузок;
-	при возможности контролирования деформаций.
Ниже приведен второй из этих вариантов.
Если трубопровод удовлетворяет условию D / t„ < 45 и наружное дав-
ление превосходит по своему значению внутреннее, то должно выпол-
няться условие:
✓	\0.8
+	(5.98)
Per
где £; — расчетная деформация сжатия; — критическая деформация
сжатия; уЕ - расчетный коэффициент по деформациям, который может
принимать значения от 2.0 до 3.5 в зависимости от класса безопасности
трубопровода; - расчетный коэффициент, принимаемый по табл. 5.23
в зависимости от класса безопасности трубопровода; Ym — коэффициент
надежности по материалу труб, равный 1.15.
• British Standard BS 8010: Part 3 ([32]).
Нормы [32] требуют проверки условия местного смятия отдельно при
действии следующих факторов:
446
ГЛАВА V
>	наружного давления;
>	осевого сжатия;
>	изгиба;
> кручения,
а также от комбинации этих нагрузок.
Критическое наружное давление (при действии наружного давления)
может быть получено из условия:
Начальная овальность /0 в (5.99) определяется выражением (5.92),
но не может быть принята меньшей, чем 0.025.
При действии осевого сжатия, если D / t„< 60, то местное смятие воз-
можно при условии, что продольная сжимающая сила Ncr достигнет
силы, вызывающей текучесть всего сечения трубы N :
Nc,=Ny->	(5.100)
2Vy = n(£>-r„)/nOr	(5.101)
Критический изгибающий момент при чистом изгибе трубопровода
Ме_ находится из условия:
—т =1-0.0024^;	(5.102)
М pi	tn
Mpl=(D-t„)2triinGy,	(5.103)
где М& — изгибающий момент, соответствующий переходу всего сечения
трубы в пластическое состояние.
Состоянию (5.102) соответствует критическая изгибная деформация,
определяемая по формуле:
еь = 15(р]	(5™4)
Критическое касательное напряжение при кручении (напряжение,
при котором возникает явление местного смятия) может быть получено
из следующих уравнений:
тсг /ту =0542 при сст < 1.5;
/ту = 0.813+0.68(ах -1.5)1/2 при а£ < 9;
тсг /ту = 1 при ат > 9;	(5.105)
ху=су1>!з-,	(5.106)
Н С Р МАТ в ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
447
(5.107)
где т — предел текучести при срезе.
В случае сочетания наружного давления, изгиба и продольной силы
условие местного смятия в нормах [32] представлено в виде:
М N
(5.108)
п = 1 + 300^.	(5.109)
Критические значения входящих в условие (5.108) давления, изги-
бающего момента и продольной силы должны определяться из выраже-
ний (5.99), (5.100), (5.102).
В случае применения деформационного критерия (по изгибным деф-
ломациям) нормы [32] предлагают условие местного смятия в виде:
е
(5.110)
• Germanisher Lloyd ([39]).
Нормы [39] дают критерии местного смятия как отдельно для давле-
ния и чистого изгиба, так и для сочетания этих нагрузок. Условия для
отдельных нагрузок полностью совпадают с аналогичными условиями
(5.99) и (5.102) в нормах [32]. Условие для сочетания нагрузок представ-
лено в виде:
М Y
7.7.	+7.7„p-Sl.
(5.111)
где ут - коэффициент надежности при расчете на местное смятие, завися-
щий от сочетания нагрузок при строительстве и эксплуатации. Может
принимать значения от 1.00 до 1.40; уи - коэффициент надежности, учи-
тывающий возможные ударные нагрузки, зацепление тралами и якоря-
ми. Возможные его значения приведены в пояснениях к формуле (5.84).
5,9.3. Лавинное смятие глубоководных трубопроводов
Для морских глубоководных трубопроводов опасным является яв-
ление так называемого «лавинного смятия», которое состоит в неконт-
ролируемом распространении области начального местного смятия на
значительной длине трубопровода. При этом распространение вмятины
448
ГЛАВА V
происходит при наружном давлении, которое по величине является мень-
шим давления местного смятия. Как правило, при значительных глубинах
моря толщины стенок, обеспечивающие невозможность лавинного смятия,
являются нереальными. В этих случаях на трубопроводах устанавливают с
определенным шагом так называемые ограничители лавинного смятия (степ-
перы). Конструктивно наиболее приемлемыми являются стопперы в виде
ввариваемых в нитку трубопровода утолщенных вставок небольшой длины.
Шаг степперов назначается чисто из экономических соображений из усло-
вия ограничения объемов ремонта смятой части трубопровода.
•	ASME В31.4 ([28] — морские нефтепроводы); ASME В31.8
([29] — морские газопроводы).
В данных стандартах имеются упоминания о необходимости про-
верки на лавинное смятие. Ниже указаны требования рекомендаций
API 1111 [27] по оценке возможности лавинного смятия. Ограничите-
ли лавинного смятия необходимо устанавливать в случае, если выпол-
няется условие:
(Pe-P^>fpPp,	(5.112)
где Ре ~ наружное гидростатическое давление; Р. — внутреннее давление;
Рр — наружное давление, при котором наступает лавинное смятие; —
расчетный коэффициент для лавинного смятия равный 0.80.
Наружное давление, при котором наступает лавинное смятие, опре-
деляется по формуле:
Z \2.4
Рр=24оу[я] •	(5.113)
Относительно требований к размерам стопперов в API 1111 [27] даны
ссылки на работы [38, 14].
•	ВН 39-1.9-005-98 ([7]).
Приведена формула для давления лавинного снятия, совпадающая с
выражением (9.40). Установлена минимальная длина для стопперов,
равная четырем диаметрам трубопровода.
•ISO 13623 ([40]).
В данных нормах не приведены конкретные требования относитель-
но лавинного смятия.
•	OS-FIOI (DNV’2000) ([42]).
Давление распространения смятия определяется по формуле:
/	\2.5
Pp=35°ja^[Z" ] ,	(5.114)
где afab - так называемый заводской коэффициент, учитывающий раз-
личия в пределах прочности материала труб при растяжении и сжатии,
НСРМАТН ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
449
вызванных холодным деформированием при изготовлении труб. Напри-
мер, для сварных экспандированных труб он принимается равным 0.85;
ут — коэффициент надежности по материалу труб, равный 1.15;	- рас-
четный коэффициент, принимаемый по табл. 9.1 в зависимости от клас-
са безопасности трубопровода.
•	British Standard BS 8010: Part 3 ([32]).
Условие недопущения лавинного смятия записывается в виде:
5
(F —/?)< Р =10-7о I ~ Г
(5.115)
•	Germanisher Lloyd ([39]).
Проектное наружное гидростатическое давление или разность меж-
ду наружным и внутренним давлением должна удовлетворять условию:
Кт Ки
(5.116)
Определения коэффициентов ут и ум даны в пояснениях к формуле (5.111).
5.10. ПУТИ И СПОСОБЫ ГАРМОНИЗАЦИИ НОРМ И СТАНДАРТОВ
Основные положения по способам гармонизации норм России и за-
рубежных стандартов изложены в работе [4]. Примерами практической
реализации идей гармонизации могут служить Технические условия
(ТУ) на проектирование морских и сухопутных трубопроводов по про-
екту «Сахалин-1» ([20]) и Специальные технические условия (СТУ) на
проектирование береговых ([18]) и морских ([ 19]) трубопроводов по про-
екту «Сахалин-2». Данные нормативные документы разработаны совме-
стно российскими и зарубежными организациями. Возможность разра-
ботки подобных нормативных документов для конкретных проектов
предусмотрена положениям отечественных норм [16, 17].
Ниже отмечены главные моменты, характерные для рассматривае-
мых нормативных документов в плане гармонизации норм.
Все разработанные ТУ и СТУ регламентируют функциональные тре-
бования к трубопроводным системам и являются основой для их безо-
пасного проектирования, строительства, испытания, эксплуатации, об-
служивания и ликвидации (утилизации). Эти нормативные документы
распространяются на трубопроводы из стальных труб и деталей. Они не
распространяются на трубопроводы, построенные из других материалов,
таких как армированные стеклопластики и другие.
450
ГЛАВА V
Все трубопроводные системы, реализуемые в соответствии с разра-
ботанными документами, должны удовлетворять требованиям безопас-
ности, определенными законодательной и нормативно-правовой систе-
мой Российской Федерации.
В ТУ и СТУ принята международная классификация транспортиру-
емых продуктов по пяти категориям, исходя из их потенциальной опас-
ности и безопасности населения. Данная классификация приведена в
разделе 5.9 (табл. 5.24).
ТУ по проекту «Сахалин—1»
ТУ по проекту «Сахалин-1» [20] характеризуется максимально об-
щим подходом к назначению основных требований при проектировании
трубопроводных систем, что позволяет предоставить значительную сте-
пень свободы в выборе технических решений разработчикам конкрет-
ных проектов. В этом плане нормы [20] характеризуют современную
тенденцию развития нормативного обеспечения строительных объектов.
В основу положены зарубежные нормы ISO 13623 [40], DNV*96 [38]
и отечественные нормы СНиП 2.05.06-85* [12], СНиП Ш-42-80* [10].
Особенностью документа [20] является объединение в нем требований
как к сухопутным, так и к морским трубопроводам. Проектируемые в
соответствии с нормами [20] магистральные и промысловые трубопро-
воды предназначены для транспортировки самых разнообразных про-
дуктов:
•	природного газа;
•	нефти;
•	многофазных смесей (нефть, вода и газ);
•	химических реагентов (ингибиторов коррозии, веществ, предотв-
ращающих образование гидратов, и т. д.);
•	попутной воды.
В плане безопасности населения и персонала нормы по проекту «Са-
халин-1» предусматривают обязательную оценку безопасности трубо-
проводов посредством исследования вероятности возникновения ава-
рийных случаев и анализа их развития и возможных последствии в
соответствии с требованиями алгоритма оценки безопасности. Все уча-
стки сухопутных трубопроводов подразделяются на два класса безо-
пасности: «Нормальный» и «Высокий», а участки морских трубопро-
водов-на три класса: «Низкий», «Нормальный» и «Высокий».Классы
безопасности сухопутных трубопроводов зависят от условий располо-
жения участков и их функционального назначения, а классы безопас-
ности морских трубопроводов - от категории местоположения участ-
ка, категории транспортируемого продукта и состояния трубопровода
(строительство, испытания, эксплуатация).
H' PM ATI 1ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
451
Одним из направлений обеспечения безопасности в нормах [20] яв-
ляется ограничение кольцевых напряжений, которые вычисляются по
формуле:
(5.117)
^£min
и не должны превосходить минимального значения, определяемого из
условий как прочности, так и текучести:
ch <min{Fvov;Fuou},	(5.118)
где Fy — расчетный коэффициент для кольцевого напряжения по преде-
лу текучести; Fu — расчетный коэффициент для кольцевого напряжения
по пределу прочности.
Значения коэффициентов Fy и Fv указаны в табл. 5.26 для трубопро-
водов на суше и в табл. 5.27 для морских трубопроводов.
Таблица 5.26. РАСЧЕТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ДЛЯ
КОЛЬЦЕВЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА
СУШЕ ПО НОРМАМ [20]
Класс безопасности	Fv	П
Нормальный	0,77	0,67
Высокий	0,67	0,58
Таблица 5.27. РАСЧЕТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ДЛЯ КОЛЬЦЕВЫХ
НАПРЯЖЕНИЙ ДЛЯ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО НОРМАМ [20]
Расчетный	КЛАСС БЕЗОПАСНОСТИ
коэффициент	Низкий
F,_______;	0,83
~F„	I	0,72
Нормальный
0,77
0,67
Высокий
~0,67
0,58
В зарубежных нормах отсутствуют требования о назначении мини-
мальных безопасных расстояний от трубопроводов до населенных пун-
ктов, зданий и сооружений. Нормы по проекту «Сахалин-1» регламен-
тируют эти расстояния, используя принципы отечественных норм [12].
При этом применяется достаточно гибкий подход, состоящий в следу-
ющем. Трубопроводы на суше, транспортирующие продукты катего-
рий В, С, D и Е, должны прокладываться, насколько возможно, вне
застроенных территорий или территорий с частой человеческой дея-
тельностью. Расстояния от оси подземных трубопроводов до населен-
ных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных
предприятий, зданий и сооружений должны быть не менее значений,
указанных в табл. 5.28.
452
ГЛАВА V
Таблица 5.28. ВЕЛИЧИНЫ БЕЗОПАСНЫХ РАССТОЯНИЙ
ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ НА СУШЕ ПО НОРМАМ [20]
Объекты, здания и сооружения	Минимальные расстояния (м), от оси	
	газопровода	нефтепровода
1. Города и другие населенные пункты	300	150
2. Железные дороги обшей сети (на перегонах) и автодороги ИП1 категорий, параллельно кото- рым прокладывается трубопровод; отдельно стоящие жилые здания НЬэтажные		225	75
3. Территории нефтеперекачивающих станций (НПС), компрессорных станций (КС), установок комплексной подготовки нефти и газа, станций подземного хранения газа (СПХГ), групповых и сборных пунктов промыслов, промысловых га- зораспределительных станций (ПГРС), устано- вок очистки и осушки газа	225	75
4. При прокладке подводных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов выше по течению от водозаборов	—	3000
5, Магистральные оросительные каналы и кол- лекторы, реки и водоемы, вдоль которых про- кладывается трубопровод; водозаборные со- оружения и станции оросительных систем	25	150
Примечания.
1. Минимальные расстояния от мостов железных и автомобильных дорог с проле-
том 20 м и менее следует принимать такие же, как от соответствующих дорог.
2. Расстояние до объектов, отсутствующих в данной таблице, следует принимать
по согласованию с соответствующими органами Государственного надзора и заин-
тересованными организациями.
Там, где ограничения на трассу трубопровода не могут удовлетворить
требованиям табл. 5.28, эти расстояния могут быть уменьшены до 50%
минимальных расстояний табл. 5.28, но не менее 20 м, при условии, что
Таблица 5.29. РАСЧЕТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ КОЛЬЦЕВОГО НАПРЯЖЕНИЯ 1\ ПРИ УМЕНЬШЕННЫХ ЗНАЧЕНИЯХ МИНИМАЛЬНЫХ БЕЗОПАСНЫХ РАССТОЯНИЙ						
Категория продукта		DhE				
Класс местоположения участка трубопровода		1	2	3	4	5
Класс безопасности	Нормальный	0,77	0,77	0,67	0,55	0,45
	Высокий	0,67	0,67	0,67	0,55	0,45
НС Р М л тИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
453
значения расчетного коэффициента по пределу текучести Fy для расче-
та толщины стенки трубопроводов для продуктов категорий D и Е долж-
ны удовлетворять требованиям табл. 5.29.
Класс местоположения принимается в зависимости от плотности на-
селения и концентрации людей в соответствии с табл. 5.30.
Таблица 530. КЛАССЫ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ УЧАСТКОВ
ТРУБОПРОВОДОВ
Класс местоположения	Описание
1	Районы с редкой человеческой деятельностью и отсутствием постоянно проживающего населения. Район класса 1 означает малодоступные зоны, такие, как пустыни или регионы тундры. <
2	Районы с плотностью населения менее 50 человек на км'. Район класса 2 означает такие зоны, как пустынные земли, па- стбища, сельскохозяйственные земли и другие редконаселен- ные районы.
3	Районы с плотностью населения 50 человек и более, но менее 250 человек на км2, с многоквартирными жилыми комплекса- ми, с отелем или офисным зданием, рассчитанным на числен- ность не более 50 человек и с редкими производственными зданиями. Район класса 3 означает зоны, где плотность населе- ния является средней между классом 2 и классом 4, как, на- пример, окраины пригородных зон городов, поселки и сельские районы.		
4	Районы с плотностью населения 250 и более человек на км2, за исключением мест, где преобладает район класса 5. Район класса 4 определяет районы пригородных зон, зоны постоянно- го проживания, промышленные зоны и другие населенные площади, не отвечающие классу 5.
5	Районы с площадями, где преобладают многоэтажные здания и где имеется значительная плотность транспортного движения и где мо1ут быть многочисленные подземные сооружения. Многоэтажные здания—это здания, имеющие 4 и более этажей над поверхностью земли.
Минимальные значения кольцевых напряжений при трассовых испы-
таниях как сухопутных, так и морских трубопроводов в нормах [20], вы-
числяемые по минимальной толщине стенки, принимаются равными 96%
от предела текучести материала труб. Максимальное значение испыта-
тельного давления не должно превышать 110% от минимального значе-
ния испытательного давления. Продолжительность испытаний на проч-
ность составляет 1 час, а проверка на герметичность — 8 часов при давлении
не менее 110% от максимально допустимого рабочего давления.
Способы прокладки трубопроводов:
•	сухопутных — как правило, подземный, с соблюдением указанных
в нормах [20] минимальных заглублений;
454
ГЛАВАV
•	морских - как правило, укладкой по морскому дну без заглубле-
ния или в траншеях. Требуется засыпка или защита, если вероятно внеш-
нее повреждение трубопровода. Незаглубленные трубопроводы должны
проверяться на прочность, устойчивость на провисах, на удары трала-
ми. Участки морских трубопроводов, примыкающие к береговому уре-
зу воды, должны быть заглублены в морское дно на глубину, достаточ-
ную для предохранения трубопровода от ледового пропахивания. При
этом необходимо учитывать параметры ледового пропахивания, полу-
ченные непосредственно для береговых условий в месте прокладки про-
ектируемого трубопровода. В Приложении к нормам [20] даны крите-
рии заглубления морского трубопровода с учетом возможного ледового
пропахивания.
Стойкость к вязкому разрушению в нормах [20] регламентируется
требованиями для основного металла труб для трубопроводов, транспор-
тирующих продукты категории D. Для ограничения вязких разруше-
ний значения энергии при испытании при минимальной температуре
эксплуатации образцов Шарпи с V-образным надрезом должны соответ-
ствовать табл. 5.31.
Таблица 5.31. МИНИМАЛЬНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ ЭНЕРГИИ ШАРПИ
ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ
ПРОДУКТЫ КАТЕГОРИИ D (НОРМЫ [20])
Предел текучести стали. МПа	Минимальное значение энергии Шарпи
245-450	2.67x10^о};5 £>05 (Дж) с минимальным значением 40 (Дж);
485	3.21x10^о’;5//’5 (Дж);
555	ISTxKTM ~	(Дж).
Примечания. 1. Значения применяются для всех полномасштабных испытаний образцов Шарпи с V-образным надрезом. 2. Кольцевое напряжение необходимо подставлять в Н/им2, а диаметр D и номинальную толщину стенки /„“В мм.	
СТУ по проекту «Сахалин—2»
СТУ на проектирование береговых ([18]) и морских ([19]) трубопро-
водов по проекту «Сахалин-2» разработаны на основе норм ASME для
транспортировки жидких ([28]) и газообразных продуктов ([29]) и оте-
чественных норм [12, 10, 11, 14]. При разработке СТУ также были ис-
пользованы Руководства [26, 27].
Н (: Р М А Т11 ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
455
Таблица 532. КЛАССЫ БЕЗОПАСНОСТИ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТА ПРОДУКТОВ КАТЕГОРИИ В, D,E			
№ п/п	Назначение участков трубопроводов	1 Продукты I 1	 В	категории ] DJE .1	'	J
1	Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень до 75 м и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый; переходы через селевые пото- ки, конуса выносов; трубопроводы в пределах 2 и 3 поясов зон санитарной охраны водозаборов	средний	
2	Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень 75 м и более и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый	высокий	
3	Поймы рек, имеющих рыбохозяйственное значение по горизонту высоких вод 10% обеспеченности	средний	—
4	Переходы через болота II типа	средний	—
5	Переходы через болота Ш типа	высокий	средний
6	Переходы через железные дороги общего пользования без усгройства защитного кожуха, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги	высокий	
7	Переходы через железные дороги общего пользования j с устройством защитного кожуха, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги	средний	
8	Переходы через категорированные автомобильные дороги без устройства защитного кожуха, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна	высокий	
9	Переходы через категорированные автомобильные дороги с устройством защитного кожуха, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна	средний	
10	Участки трубопроводов в зонах активных тектониче- ских разломов и прилегающие участки длиной 50 м каждый	средний	
11	Участки трубопроводов, примыкающие к территории ОБТК, КС, НПС, УУ РГ длиной 250 м	средний	
12	Узлы СОД и примыкающие к ним участки трубопро- водов длиной 100 м	средний	
13	Трубопроводы в пределах территории ОБТК, КС, I 1ПГ \7\7ПГ"	средний |	высокий
№ п/п	Назначение участков трубопроводов	Продукты категории	
		В	ЦЕ
* 14	Пересечения с подземными коммуникациями в преде- лах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуника- ции	средний	
15	Узлы установки линейной запорной арматуры и при- мыкающие участки длиной 15 м каждый			средний	
16	Трубопроводы на длине 250 м от линейной запорной аоматуры	—	средний
Примечания. 1.	Участки трубопроводов, не указанные в табл. 5.32, а также обозначенные зна- ком следует отнести к классу «Нормальный». 2.	Типы болот следует принимать в соответствии со СНиП 111-42-80*. 3.	Категории автодорог cnedvem принимать в соответствии со СНиП2.05.02-85*				
Береговые трубопроводы.
Береговые трубопроводы предназначены для транспортировки:
—	природного газа;
-	конденсата;
-	нефти;
-	моноэтиленгликоля.
Участки трубопроводов по безопасности и назначению должны под-
разделяться на три класса:
•	«Нормальный»;
•	«Средний»;
•	«Высокий».
Класс безопасности участка принимается в соответствии с характе-
ристиками участка по табл. 5.32.
Классы безопасности участков береговых трубопроводов также
зависят от классов местоположения участков исходя из плотности
населения. Классификация местоположения трубопровода, транс-
портирующего продукты категорий D и Е, следует принимать по
табл. 5.33. Плотность населения определяется как количество че-
ловек на квадратный километр территории, ограниченной по длине
осевой линией трубопровода и полосой вдоль трассы трубопровода
шириной:
-	400 м для трубопроводов, транспортирующих продукты катего-
рии D;
-	не менее 400 м для трубопроводов, транспортирующих продукты
категории Е, определяемой с учетом возможного воздействия послед-
ствий аварий на население.
Н( РМ Л Т11ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
457
Плотность населения определяется прямым подсчетом или оценкой
количества людей, которые могут собираться на значительные перио-
ды. При определении плотности населения следует учитывать перспек-
тивное развитие территории на ближайшие 20 лет.
Таблица 5.33. КЛАССЫ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ	
Класс местополо- жения	I Описание
1	Районы с плотностью населения менее 50 человек на 1 кмЛ Напри- мер, пустынные земли, пастбища, сельскохозяйственные земли и ! другие редконаселенные районы.	|
2	Районы с плотностью населения 50 человек и более, но менее 250 человек на 1 км2, с многоквартирными жилыми домами, гостини- цами или офисными зданиями, рассчитанными на численность не более 50 человек и с отдельными производственными зданиями. Например, окраины пригородных зон городов, поселки и сельские районы.	1
3	Районы с плотностью населения 250 и более человек на 1 км2, за J исключением мест, где преобладает район класса 4. Например, рай- оны пригородных зон, зоны постоянного проживания, промышлен- ные зоны и другие населенные пункты, не относящиеся к классу 4.
4	Районы, где преобладают многоэтажные здания (4 и более этажей), дороги с высокой интенсивностью движения и многочисленные подземные сооружения.
Примечания. 1. Определение класса местоположения, исходя из плотности населения, основано на предпосылке, что главным фактором, вызывающим повреждение трубопроводов, является деятельность третьих лиц. 2. При расчетах могут быть использованы другие величины ширины зоны, при условии, что характерные значения возможного воздействия получены для рассмат- риваемой плотности населения, и при этом половина ширины такой зоны не мень- ше, чем расстояние воздействия от возможной точки утечки продукта.	
Для трубопроводов, транспортирующих продукты категорий D и Е, при
назначении классов безопасности участков в дополнение к табл. 5.32 сле-
дует учитывать класс местоположения участка в соответствии с табл. 5.34.
Безопасные расстояния от оси трубопроводов до населенных пунк-
тов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных предприятий,
зданий и сооружений в СТУП [18] рекомендуется принимать по таблице
4* СНиП 2.05.06-85* в зависимости от диаметров проектируемых тру-
бопроводов и перекачиваемых продуктов. Расстояния, указанные в таб-
лице 4* СНиП 2.05.06-85*, допускается сокращать не более чем на 50%
при условии, что класс безопасности для этих участков трубопровода
будет приниматься на один класс выше требуемого по табл. 5.32.
458
ГЛАВА
Таблица 5.34. КЛАССЫ БЕЗОПАСНОСТИ В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ КЛАССОВ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ
Категория продукта	DmE			
Класс местоположения	1	2	3	4 1
Класс безопасности	Принимается по табл. 5.32	Средний За исключени- ем трубопро- водов высоко- го класса безо- пасности по табл. 5.32	Высокий	Высокий । (см. прим. 2) ; ।
Примечания,
1. Класс местоположения принимается в соответствии с табл. 5.33.
2. Для таких участков трубопроводов следует применять повышенные требования по
значению расчетного коэффициента для кольцевого наложения F (см. табл. 535). 
Кольцевое напряжение от давления продукта, рассчитанное по фор-
муле:
P.D
(5.119)
где ch — кольцевое напряжение от давления продукта; Pd — проектное
давление; D — наружный диаметр; tn - номинальная толщина стенки,
не должно превосходить значения:

(5.120)
где су — нормативный предел текучести материала труб; F - расчетный
коэффициент для кольцевого напряжения, определяемый в зависимос-
ти от класса безопасности участка трубопровода по табл. 5.35.
Таблица 5.35. ЗНАЧЕНИЯ РАСЧЕТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА
ДЛЯ ПРОВЕРКИ КОЛЬЦЕВЫХ НАПРЯЖЕНИЙ В СТУП ДЛЯ БЕРЕГОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ ПРОЕКТА «САХАЛИН-2»
Класс безопасности	Расчетный коэффициент F
Нормальный	0.72
Средний		0.60	 	J
Высокий	0.50(0.40*)
Примечание *— значение коэффициента F =- 0.40 применяется только для участков трубо-.
, проводов к^яасса местоположения 4 и транспортирующих продукты категории РиЕ |
н о Р м л т и ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
459
От воздействия всех других нагрузок, за исключением сейсмических,
должны определяться эквивалентные напряжения (интенсивность на-
пряжений) по формуле:
<5etl = ^л+^-Ол^+Зт2,	(5.121)
где - эквивалентное напряжение; oft - кольцевое напряжение (обус-
ловленное давлением); О( - продольное фибровое напряжение; т - каса-
тельное напряжение.
Эквивалентное напряжение не должно превышать значения:
(5.122)
где Feq - расчетный коэффициент для эквивалентного напряжения, при-
нимаемый в соответствии с табл. 5.36.
Таблица 5.36. ЗНАЧЕНИЯ РАСЧЕТНОГО КОЭФФИЦИЕНТА
ДЛЯ ПРОВЕРКИ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ
Расчетный коэффициент Feq
Строительство	Гидростатические испытания	Эксплуатация
0.96	1.00	0.90
Примечания.
1. Для стадий строительства и испытаний природные нагрузки могут быть приня-
ты для периода один год;
2. Для стадии строительства указанный коэффициент не применяется в случае,
если укладка выполняется при контролируемых деформациях.
Требования по ударной вязкости состоят в том, что минимальная
средняя энергия удара в Дж для испытательного комплекта из трех об-
разцов Шарпи с V-образным надрезом (10 мм х 10 мм) должна состав-
лять не менее 10% нормативного предела текучести (в МПа), а мини-
мальная индивидуальная энергия удара должна составлять не менее
75% минимального среднего значения энергии удара. При этом абсолют-
ное минимальное среднее значение энергии удара должно составлять 27
Дж и минимальное индивидуальное - 21 Дж, даже если в результате
расчетов получаются меньшие значения. Температура проведения ис-
пытания не должна быть выше, чем минимальная рабочая температура
эксплуатации трубопровода под давлением. В зависимости от толщины
материала и дополнительно для транспортировки продуктов категории
D может рассматриваться применение более низких температур испы-
тания.
Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность
предусматривается производить гидравлическим способом (водой, не-
замерзающими жидкостями).
460
ГЛАВА \
Трубопроводная система должна быть испытана внутренним давле-
нием на прочность в течение не менее 12 часов. Давление при гидравли-
ческих испытаниях на прочность определяется в зависимости от класса
безопасности участка и должно вызывать в любой точке трубопровода
кольцевое напряжение не менее 90% от нормативного предела текучес-
ти для участка трубопровода с номинальной толщиной стенки (кольце-
вые напряжения рассчитываются по формуле (5.119)). Минимальная
величина испытательного давления назначается следующим образом:
•	125% от проектного давления - для участков трубопроводов клас-
са безопасности «Нормальный»;
•	150% от проектного давления — для участков трубопроводов клас-
са безопасности «Средний»;
•	180% от проектного давления - для участков трубопроводов клас-
са безопасности «Высокий».
При гидравлических испытаниях на прочность эквивалентное напря-
жение, рассчитываемое по формуле (5.121), не должно превышать нор-
мативного предела текучести для участка трубопровода с номинальной
толщиной стенки.
Участки трубопроводов классов безопасности «Средний» и «Высо-
кий» должны быть подвергнуты предварительному испытанию на проч-
ность. В дополнение, участки на переходах через водотоки, болота, ав-
томобильные и железные дороги, относящиеся к классам безопасности
«Средний» и «Высокий» должны быть испытаны на прочность перед
укладкой (протаскиванием). Участки трубопроводов, подвергнутые
предварительному испытанию на прочность, должны быть испытаны
повторно совместно с прилегающими участками класса безопасности
« Нормальный ».
Непосредственно по окончании успешного испытания на прочность
трубопроводы должны быть испытаны на герметичность в течение не
менее 24 часов под давлением, составляющим 80% от наименьшего дав-
ления при гидравлических испытаниях этого участка на прочность.
Морские трубопроводы.
Морские трубопроводы по СТУП для проекта «Сахалин-2» предназ-
начены для транспортировки:
•	газообразных углеводородов;
•	жидких углеводородов, за исключением сжиженного природного
газа;
•	смеси газообразных и жидких углеводородов;
•	моноэтиленгликоля;
•	негорючих жидкостей.
Участки морских подводных трубопроводов в зависимости от их ме-
стоположения подразделяются на две категории.
Н Р\л лТ! ’ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
101
Категория 1:
•	участок, где на всем протяжении трубопровода не ожидается час-
той производственной (человеческой) или хозяйственной деятельности.
Категория 2:
•	стояк на платформе и прилегающий трубопровод с фланцевым со-
единением на морском дне;
•	подходы к берегу на длине не менее 500 м;
•	участки, где осуществляется производственная или хозяйственная
деятельность. Протяженность данных участков должна определяться на
основе анализа рисков. Если такой анализ не выполнен, может быть
принята минимальная протяженность участка равная 500 м.
Участки морских трубопроводов относятся к одному из классов бе-
зопасности, которые зависят от категории транспортируемого продукта
и категории местоположения. Классы безопасности определяются по
табл. 5.37.
Таблица 5.37. КЛАССЫ БЕЗОПАСНОСТИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО НОРМАМ [19]			
Категория транспортируемого продукта	А, С	В, ЦЕ	
Категория местоположения	1.2	1	2
Класс безопасности	Нормальный	Нормальный	Высокий
Кольцевое напряжение от давления продукта рассчитывается по фор-
муле:
0h=(P,-Pe)^,	(5.123)
где Gft - кольцевое напряжение от давления продукта; Р. - внутреннее
расчетное давление; Ре - минимальное наружное гидростатическое дав-
ление; D — наружный диаметр; t — расчетная толщина стенки (без до-
пуска на коррозию).
Эквивалентные напряжения определяются по формуле (5.121).
Проверки на прочность выполняются для следующих напряжений:
«кольцевых	ofc<Foy,	(5.124)
«продольных	(5.125)
• эквивалентных	о, <F ст,	(5.126)
где — нормативный предел текучести материала труб; F — расчетный
коэффициент для кольцевого напряжения; F, - расчетный коэффици-
ент для продольного напряжения. Feq — расчетный коэффициент для эк-
вивалентного напряжения.
462
ГЛАВА V
Значения расчетных коэффициентов для проверки напряжений сле-
дует принимать по табл. 5.38.
Таблица 5.38. РАСЧЕТНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ДЛЯ ПРОВЕРКИ НАПРЯЖЕНИЙ			
Класс безопасности	Расчетный коэффициент		
	F	Ft	Fe4
Нормальный	0.72	0.80	0.90
Высокий	0.50	0.80	0.90
Примечание. Значения коэффициента Fe(I для проверки эквивалентных напряжений даны для сочетания функциональных и природных нагрузок. Для других сочетаний нагрузок следует принимать Feil — 1,00			
Расчетная толщина стенки трубы определяется из двух условий:
•	текучести от действия внутреннего и наружного давления (см. ус-
ловие (5.124));
•	местного смятия от действия наружного гидростатического давле-
ния, изгиба, продольной силы и кручения.
Из полученных двух значений принимается большее. В качестве но-
минальной толщины стенки трубы берется ближайшее большее значе-
ние (по отношению к сумме найденной расчетной толщины стенки и
припуска на коррозию) по стандарту [26] или по другим международ-
ным стандартам или Техническим условиям на трубы.
Испытательной средой для испытания морских трубопроводов опрес-
совкой является вода. Если необходимо, должны быть добавлены инги-
биторы и другие реагенты для уменьшения внутренней коррозии, а так-
же предотвращения биологического загрязнения и замерзания.
Минимальное значение испытательного давления для морских тру-
бопроводов зависит от класса безопасности участка трубопровода и со-
ставляет:
•	125% от проектного давления — для участков трубопроводов клас-
са безопасности «Нормальный»;
•	140% от проектного давления - для участков трубопроводов клас-
са безопасности «Высокий».
При испытаниях следует учитывать, что испытательное давление в
любом сечении подводного трубопровода равно разности между факти-
ческим внутренним и наружным гидростатическим давлением в этом
сечении трубопровода.
Если трубопровод состоит из участков обоих классов безопасности
(«Нормальный» и «Высокий»), то испытания участков трубопроводов
класса безопасности «Высокий» считаются предварительными. Эти
участки должны также пройти испытания вместе с участками класса
Н РМ ЛТ' ’ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	463
безопасности «Нормальный» при испытаниях всего трубопровода при
уровне испытательного давления, требуемого для участков класса бе-
зопасности «Нормальный».
Продолжительность испытаний на прочность после стабилизации
параметров должна составлять не менее 2 часов.
После испытаний на прочность выполняется проверка на герметич-
ность в течение как минимум 8 непрерывных часов при давлении, со-
ставляющем не менее 110% от МДРД. Все изменения испытательного
давления должны быть объяснены. Продолжительность испытаний
трубных узлов и деталей заводского изготовления должна составлять
не менее 2 часов.
5.11.	КРИТЕРИИ СЕЙСМОСТОЙКОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
В данной главе описаны критерии сейсмостойкого проектирования
трубопроводов, основные положения которых приведены в ТУ и СТУ
проектов «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
При проектировании трубопроводов должны быть выполнены про-
верочные расчеты на сейсмические воздействия, при этом толщина стен-
ки трубопровода должна определяться из расчета на действие внутрен-
него давления.
Проектирование трубопроводов, работающих под давлением, долж-
но выполняться на основе двухуровневого подхода с целью выполнения
следующих требований:
•	трубопровод должен выдерживать воздействие проектного земле-
трясения (ПЗ) при минимальных повреждениях или полном отсутствии
таковых. В случае такого события трубопровод должен продолжать ра-
ботать при минимальных перерывах в нормальной эксплуатации без
необходимости в ремонтных работах значительного объема. Период по-
вторяемости проектного землетрясения как для сухопутных, так и мор-
ских трубопроводов принимается равным 200 годам;
•	трубопровод должен выдерживать воздействие максимального рас-
четного землетрясения (MP3) без разрывов. В случае такого события
трубопроводу могут быть нанесены значительные повреждения, в ре-
зультате которых будет прервана эксплуатация и для устранения кото-
рых потребуется провести ремонтные работы в одном или нескольких
местах. Период повторяемости максимального расчетного землетрясе-
ния принимается равным 1000 годам;
•	методы предельного состояния должны применяться для проекти-
рования с учетом сейсмических опасностей. Необходимо учитывать сей-
смические опасности, вызывающие постоянную деформацию грунта
(разломы, нестабильность склонов, разжижение грунта и т. д.) и опас-
ности, вызывающие временную деформацию грунта (бегущие сейсми-
ческие волны, сотрясание грунта и т. д.).
•164
ГЛАВАV
Для сухопутных и морских заглубленных в грунт (или морское дно)
трубопроводов необходимо учитывать следующие схемы разрушения:
•	разрыв;
•	местное смятие;
•	образование гофр;
•	разрушение сварных швов;
•	выпучивание трубопровода в вертикальной плоскости (общая по-
теря устойчивости).
Для надземных сухопутных трубопроводов и трубопроводов, проло-
женных на морском дне (без заглубления) возможны следующие пре-
дельные состояния:
•	чрезмерная текучесть или деформация стенки трубы;
•	циклическое накопление пластических деформаций при малом чис-
ле циклов нагружения (более 5-10);
•	неустойчивый рост дефектов сварных швов, способных привести к
разрушению трубопровода;
•	чрезмерный рост напряжений, способных привести к местной по-
тере устойчивости стенки трубопровода.
Критерии проектирования сухопутных и морских заглубленных тру-
бопроводов приведены в табл. 5.39.
Общую изгибную деформацию трубы еь следует рассчитывать с помо-
щью модели метода конечных элементов, учитывающих нелинейное по-
ведение материала трубы при пластической деформации и нелинейное
Таблица 5.39. КРИТЕРИИ СЕЙСМОСТОЙКОГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ДЛЯ ЗАГЛУБЛЕННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ (МАРКИ СТАЛЕЙ ПО API 5L:
ОТ Х52 ДО Х80)
ТИП РАЗРУШЕНИЯ	Критерий ПЗ (200“летняя повторяемость)	Критерий MP3 (ЮОО-иетняя повторяемость)
Разрыв	Условие для кольцевых напряжений от внутреннего давления	Условие для кольцевых напряжений от внутреннего давления
Местное смятие	—^—<0.90 них	еь <0,04(4,0%)
Образование гофр	— <0.80	^<1.00
Разрушение сварных швов	f,a <0.02(2.0%) —>1.25 СУ,	ей/ <0,04(4,0%) ^->1.25 °У
Выпучивание трубопровода	Н. — >1.10 И*	Проверка по данному критерию не требуется
Hf Р М Л Т! 1 ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
465
взаимодействие «трубопровод - грунт» между заглубленным трубопрово-
дом и окружающим грунтом при постоянной или временной его дефор-
мации под влиянием сейсмических воздействий.
Условные обозначения, применяемые в табл. 5.39: Efc — полная изгиб-
ная деформация; е„_- деформация, соответствующая максимуму на
кривой «момент-изгибная деформация»; £ас~ результирующая осевая
деформация сжатия; ew — деформация сжатия, при которой начинается
образование гофр; е^ - деформация растяжения в трубопроводе; Cw -
минимальный предел текучести сварного шва и зоны термического вли-
яния (STB); су — нормативный минимальный предел текучести основ-
ного металла трубы; Hf - величина заглубления фактическая; - ве-
личина заглубления из условия устойчивости.
Деформацию, соответствующую максимуму на кривой зависимости
«момент-изгибная деформация» следует рассчитывать с помощью
модели метода конечных элементов, используя трехмерные модели оболоч-
ки или трехмерные модели твердого тела, учитывающие нелинейное пове-
дение материала трубы и включающие все нагрузки (осевые, изгибные, от
давления), воздействующие на трубу в рассматриваемом варианте.
Осевую деформацию сжатия трубы есс следует рассчитывать с помо-
щью модели конечных элементов, учитывающей нелинейное поведение
материала трубы при пластической деформации и нелинейное взаимо-
действие «трубопровод — грунт» между заглубленным трубопроводом и
окружающим грунтом при постоянной или временной его деформации
под влиянием сейсмических воздействий.
Деформацию сжатия Е^ в точке начала потери устойчивости (деформа-
ция, соответствующая максимуму кривой зависимости «продольная сжи-
мающая сила — осевая деформация» следует рассчитывать с помощью мо-
дели метода конечных элементов, используя трехмерные модели оболочки
или трехмерные модели твердого тела, учитывающие нелинейное поведе-
ние материала трубы и включающие все нагрузки (осевые, изгибные, от
давления), воздействующие на трубу в рассматриваемом варианте.
Величину заглубления, необходимую для обеспечения устойчивос-
ти трубопровода в вертикальной плоскости следует рассчитывать с
использованием метода конечных элементов, учитывающего нелиней-
ное поведение материала трубы, недостатки геометрии профиля трубо-
провода в фактическом состоянии укладки и сопротивления засыпки над
трубой вертикальному движению трубопровода вверх.
КРИТЕРИИ	Проектные расчеты должны выполняться
СЕЙСМОСТОЙКОГО	на основе принятых принципов статики,
ПРОЕКТИРОВАНИЯ	динамики, сопротивления материалов и
ДЛЯ НЕЗ АГ ЛУБ ЛЕННЫХ	механики грунтов. Необходимо учитывать
ТРУБОПРОВОДОВ	все нагрузки и перемещения под действи-
ем прилагаемых усилий. Все возможные
466
ГЛАВА V
сочетания сейсмических и других нагрузок, которые могут действовать
одновременно, нео бходимо анализировать для каждого исследуемого се-
чения или части трубопровода.
При проектировании необходимо учитывать:
—	максимальные значения перемещений и напряжений, получен-
ные на основании максимального спектра ускорений для данного уча-
стка;
—	пространственные изменения нагрузок, принимаемых независимо
распространяющимися волнами в ортогональных направлениях;
—	нелинейные элементы, такие как направляющие элементы, огра-
ничители боковых и продольных перемещений, упругие ограничители
поперечных перемещений, скользящие опоры, опоры трения.
Кольцевые, продольные и эквивалентные напряжения должны рас-
считываться с учетом всех функциональных, природных и строитель-
ных нагрузок. Расчеты должны основываться на номинальных разме-
рах и номинальных значениях модуля упругости.
Эквивалентные напряжения следует определять по уравнению Ми-
зеса:
= «кк+of - ofc о, + 3tz,	(5.127)
где — эквивалентное напряжение; oft — кольцевое напряжение; — про-
дольное напряжение; т — напряжение сдвига.
Эквивалентное напряжение не должно превышать значений:
при ПЭ:	(5.128)
при MP3	оеч<1.1оу,	(5.129)
где су - нормативный минимальный предел текучести материала труб.
Если результаты расчета свидетельствуют о том, что максимальное
эквивалентное напряжение в любой точке трубопровода удовлетворя-
ет требованиям (5.128) и (5.129), то никаких дальнейших оценок не
требуется.
Если максимальное эквивалентное напряжение в любой точке
трубопровода превышает критерии (5.128) и (5.129), то требуются
дополнительные расчеты с тем, чтобы подтвердить, что трубопровод
сможет выдержать сейсмические нагрузки без повреждения, кото-
рое бы потребовало ремонта в случае проектного землетрясения, или
с частичными повреждениями, требующими ремонта, но не приво-
дящими к разрушениям в случае максимального расчетного земле-
трясения. Для количественного определения напряжений и дефор-
маций труб для таких случаев потребуется нелинейный анализ с
соответствующим учетом поведения труб в зоне пластических дефор-
маций.
HP P* IA TH ВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ТРУБОПРОВОДОВ,
ПРОЛОЖЕННЫХ
В ЗОНАХ ТЕКТОНИЧЕСКИХ
РАЗЛОМОВ
Следует свести к минимуму число пере-
сечений трубопроводами зон тектони-
ческих разломов. В местах подобных
пересечений необходимо предусматри-
вать конструктивные мероприятия для
снижения влияния сейсмических воз-
действий на трубопроводы, для чего необходимо провести нелинейный
расчет трубопроводов, подвергающихся смещению на разломах.
5.12.	ВОПРОСЫ, ТРЕБУЮЩИЕ ОТРАЖЕНИЯ
В НОРМАХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Одним из основных недостатков рассматриваемых норм различных
стран для магистральных трубопроводов является слабый учет фактора
времени при оценке прочности и надежности МТ. Объективно данное по-
ложение легко объяснимо. Первые редакции норм по проектированию,
сооружению и эксплуатации МТ разрабатывались в начальный период
развития магистрального трубопроводного транспорта и предназначались
для новых магистралей. Естественно, что в то время вопросы долговечно-
сти трубопроводов как бы отодвигались на второй план. Все последую-
щие переработки норм опять же касались, в основном, требований к но-
вым трубопроводам, а весьма сложная проблема оценки влияния времени
эксплуатации МТ на их состояние каждый раз оказывалась в недостаточ-
ной степени исследованной и проверенной для возможного включения в
нормы.
Проблема учета фактора времени в нормах для МТ стала неотлож-
ной в настоящее время, когда основная масса эксплуатируемых МТ дос-
тигла возраста 30 и более лет. На первый план решения проблемы оцен-
ки надежности МТ выдвигается задача определения их ресурса в
условиях изменчивости нагрузок и ухудшения состояния конструкций
трубопроводов вследствие пространственного перемещения при взаимо-
действии с грунтом, развития дефектов в стенках труб, старения изоля-
ционного покрытия, неблагоприятного изменения параметров системы
ЭХЗ и др. [23, 24].
Проблема долговечности, с одной стороны, связана с необходимос-
тью увеличения срока службы МТ, а с другой - с необходимостью пла-
нирования требуемой долговечности уже на стадии разработки проек-
тов вновь строящихся трубопроводов, т. е. с задачей проектирования
трубопроводов с заданной долговечностью.
Поставленные практикой основные вопросы в рассматриваемом пла-
не следующие:
•	учет влияния времени эксплуатации на прочность МТ при действии
повторно-переменных нагружений;
468
ГЛАВА V
•	определение закономерностей роста дефектов коррозионного харак-
тера, в том числе дефектов, характерных для процессов стресс-корро-
зии;
•	техническая диагностика МТ: разработка системы обследования
эксплуатируемых трубопроводов, оценки их фактического напряжен-
но-деформированного состояния и принятия решений о возможности и
условиях их дальнейшей эксплуатации;
•	оценка ресурса на стадии проектирования и эксплуатации;
•	определение степени экономического риска при длительной эксп-
луатации МТ.
В большинстве норм учет фактора времени эксплуатации практичес-
ки отсутствует. Даже нормы Германии [36, 37], рекомендующие конк-
ретные графики для оценки усталостной прочности участков МТ, не при-
водят никаких сведений о циклической нагруженности трубопроводов,
что существенно затрудняет применение упомянутых рекомендаций.
В качестве косвенного способа учета фактора времени можно рассмат-
ривать указания норм США [28, 29] и Канады [35] по допущению и ре-
монту коррозионных дефектов, а также правилу определения уровня
пониженного давления при эксплуатации трубопроводов с подобными
дефектами.
Что касается отечественных норм, то ни нормы проектирования МТ
[12], ни Правила технической эксплуатации МГ [9] не предусматрива-
ют возможности ухудшения работоспособности трубопроводов во вре-
мени вследствие каких-либо отклонений их фактического состояния от
проектного (нормального начального).
Следует отметить, что основой для практических разработок вопро-
сов диагностики МТ на нормативном уровне могли бы стать основные
положения, представленные в работах [31, 3, 35, 2, 43].
5.13.	АЭРОКОСМИЧЕСКИЕ И ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕТЕХНОЛОГИИ
ДЛЯ ИЗЫСКАНИЯ ТРАСС И ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Разработанная ООО «РНГС-Инжиниринг» кибернетическая система
для автоматизации проектирования и управления строительством тру-
бопроводных комплексов состоит из отдельных модулей, использующих
единую информационную основу — «Виртуальный мир», построенный с
применением современных аэрокосмических и геоинформационных тех-
нологий, пространственного моделирования природных и техногенных
структур.
Цель создания кибернетических систем - значительно повысить эф-
фективность крупных и дорогостоящих трубопроводных проектов, мак-
симально снизить их отрицательное влияние на окружающую среду,
повысить их инвестиционную привлекательность.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	469
Ниже приведен перечень первоочередных задач, решаемых с помо-
щью кибернетической системы.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДНЫХ
СИСТЕМ
1.	Создание и обновление Базы Данных трех-
мерных конструкций трубопроводных сис-
тем (трубопроводов, наземных опор, вантовых
и подводных переходов, насосных станций,
задвижек, резервуаров).
Создание и обновление Базы Данных нормативно-справочной инфор-
мации трубопроводных систем (завод-изготовитель, спецификации, сто-
имость и др.).
2.	Инженерные изыскания трасс.
Топографо-геодезические изыскания.
Инженерно-геологические изыскания.
Геоэкологические изыскания. ОВОС.
3.	Гидравлический и тепловой расчеты нефте- и газопроводов.
Гидравлический расчет трубопроводной системы.
Расстановка насосных и компрессорных станций.
Тепловые расчеты резервуарных парков.
4.	Конструирование. Прочностные расчеты.
3D конструирование трубопроводных систем.
3D конструирование водных переходов.
Противокоррозийная защита (активная и пассивная).
3D конструирование резервуарных парков.
Проектирование системы SCADA.
5.	Проектирование морских трубопроводных систем.
6.	Разработка кибернетической системы управления проектами.
7.	Разработка кибернетической системы управлениярисками (гео-
политическими, природно-техногенными, экологическими, социально-
экономическими ) и предупреждения чрезвычайных ситуаций.
8.	Разработка кибернетической системы управления качеством
проектирования и строительства.
Впервые в России создается кибернетическая система, которая од-
новременно сможет решать различного рода многочисленные задачи
управления трубопроводными проектами на единой информационной
основе путем создания «Виртуального мира». Эти задачи можно сгруп-
пировать с учетом единства технологии их решения.
В РАО «Роснефтегазстрой» была разработана технология интегри-
рованной обработки данных аэрокосмических и наземных съемок, мно-
гомерного моделирования сложных структур и экспертного анализа с
применением геоинформационных технологий и систем, состоящих из:
•	технического обеспечения (мощные графические станции на базе
Pentium-Ш специальной конфигурации);
470
ГЛАВА V
•	программного обеспечения с базовым ГИС-пакетом Microstation
и пакетами прикладных программ Descartes для создания электрон-
ных карт и фотокарт, Terra Modeler для построения трехмерных мо-
делей местности, трассирования и профилирования и другие про-
граммы;
•	информационного обеспечения — баз картографических данных
(электронных топографических карт, фотокарт или ортофотокарт, гео-
логических и других тематических карт, аэрокосмофотоснимков), баз
знаний (образцов и эталонов дешифрирования геоэкологических объек-
тов по аэрокосмическим снимкам) и метазнаний (формализованных пра-
вил пользования базами знаний).
Электронные топографические карты создаются путем сканирова-
ния и векторизации традиционных топографических карт соответству-
ющего масштаба, охватывающие по территории все возможные вариан-
ты трасс. В первую очередь рассчитывается координатная сетка, с ней
совмещается карта, по которой векторизуются рельеф, гидрография,
пункты геодезической сети и отметки высот. Это осуществляется с по-
мощью ГИС-технологий; базовой программой служит Microstation. Про-
цесс векторизации производится в полуавтоматическом режиме для со-
вмещенных оригиналов карт или в автоматическом при наличии
расчлененных оригиналов или копий, где отдельно представлены рель-
еф, гидрография и другие объекты.
Трехмерная модель рельефа создается по электронным топографи-
ческим картам в автоматическом режиме с помощью программы Terra
Modeler, совместимой с Microstation.
Электронные фотокарты или ортофотокарты создаются путем со-
вмещения электронных топокарт, представленных в векторном виде,
с аэро- или космическими снимками высокого разрешения, представ-
ленными в растровом геокодированном виде, где каждая ячейка рас-
тра определена в трехмерном пространстве. Они необходимы для об-
новления топокарт, в основном, инфраструктуры, и составления
инженерно-геологических карт. Масштаб фотокарты определяется
разрешающей способностью изображения. Так, при использовании
спектрозональных космических снимков, полученных камерой КФА-
1000, возможно создание фотокарт с увеличением до масштаба
1:15 000. Составляемые для этих целей электронные фотокарты, бла-
годаря контрастно-сочетающейся цветовой гамме и теневого эффек-
та, дают полное представление об исходном ландшафте в его трехмер-
ном визуальном восприятии, что значительно упрощает процесс
совмещения геологической, экзодинамической, морфологической и
другой информации при экспертном анализе. Совмещение аэрокос-
мических изображений с топографической картой (послойный син-
тез) усиливает эффект объемности изображения и помогает быстро
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВО ”ОВ
471
и точно с помощью ландшафтных индикаторов и сопоставления раз-
новременных снимков определить динамику развития природных
процессов. В результате дешифрирования экзогенных геологичес-
ких процессов уже на этапе экспресс-пректирования можно подсчи-
тать коэффициент пораженности участков трассы этими процесса-
ми, что позволяет дать количественное определение опасности и
экономическую оценку «риска» нанесения ущерба самому трубопро-
воду и сопутствующему хозяйству. Фотоизображения местности
позволяют выделить кадастровую информацию в соответствии с тре-
бованиями федеральных, региональных и местных законодательств
и подсчитать размер возмещения убытков землепользователям. По
фотоснимкам можно прогнозировать направления развития городс-
кого строительства и других населенных пунктов, промышленных
и сельскохозяйственных предприятий, железных и автомобильных
дорог, чтобы избежать многочисленных согласований по трассе на
этапе экспресс-проектирования.
Трассирование по каждому варианту производится в трехмерном
пространстве в интерактивном режиме. При трассировании исполь-
зуются электронные топокарты, фотокарты, трехмерные модели ре-
льефа и другая имеющаяся в распоряжении информация о местнос-
ти. Необходимо отметить, что положение трубопроводов на местности
на протяжении сотен километров определяет столь большое многооб-
разие различного рода условий, что учет всех факторов на данном эта-
пе не представляется возможным. Результат трассирования — коор-
динаты точек поворота трасс, выбранные с учетом рельефа и
инфраструктуры местности, ландшафтов, кадастровых характерис-
тик, геоморфологии и геоэкологии местности. По этим данным с по-
мощью программы Terra Modeler строятся профили трасс в автома-
тическом режиме. По результатам сравнения профилей выбирается
основной и альтернативные варианты трассы. При сопоставлении
вариантов трасс учитывается протяженность трубопровода, коэффи-
циент извилистости трассы, перепады высот, количество переходов
через водные препятствия, а также геоэкологические характеристи-
ки трассы.
Профилирование, т. е. построение высотного положения трубо-
провода, сопровождается указанием отметок поверхности грунта,
уклона трубопровода на каждом участке, расстояний между смеж-
ными отметками, пикетажа, категорий участков трубопровода и
краткой инженерно-геологической характеристикой в полосе стро-
ительства, взятых из результатов инженерно-геологических иссле-
дований.
Инженерно-геологические изыскания выполняются по данным
оперативных спектрозональных космических съемок МСУ-Э с раз-
решающей способностью 25—30 м на местности, что по детальности
472
ГЛАВА
отображения отвечает задачам экспресс-проектирования, а также
КФА-1000 с разрешением на местности 5-8 м, которые используют-
ся при рабочем проектировании. Возможность использования дан-
ных дистанционного зондирования Земли в разные годы и сезоны,
полученных в различных диапазонах одновременно, и их интегри-
рованная обработка на ЭВМ по специально разработанным техноло-
гиям интерпретации и экспертного анализа позволяют не только
наиболее полно отдешифрировать объекты и представить ситуацию
на местности, но и оценить динамику опасных экзогенных и геоэко-
логических процессов, во многом определяющих степень риска или
опасности строительства и эксплуатации трубопровода. Снимки со-
держат информацию о таких процессах, свойствах и качественных
характеристиках среды, которые недоступны при использовании
прямых наблюдений или измерений на местности. Это прежде всего
касается задач выявления участков потенциальной опасности - тек-
тонически ослабленных «узлов» и гравитационно неустойчивых
массивов для составления карт опасных явлений или «карт риска»,
рассчитанных на прогнозирование возможных опасных ситуаций,
оценку степени риска при строительстве и эксплуатации нефтега-
зопроводов и соотношение этих результатов с другими вариантами
проекта трассы как для технико-экономического, так и экологичес-
кого обоснования принимаемых решений по выбору трассы.
Оптимизация принимаемых решений на этапе экспресс-проекти-
рования осуществляется с точки зрения главного качества, достиже-
ние которого в той или иной конкретной обстановке является уровнем
необходимой меры надежности и безопасности трубопровода при ми-
нимизации объемов наиболее дорогостоящих работ. Поэтому величи-
на критерия оптимальности зависит от главной задачи (функции цели),
которую ставит заказчик на том или ином этапе проектирования. Фун-
кцией цели могут быть: минимизация длины трубопровода, макси-
мальная безопасность и надежность при эксплуатации, наличие дорог
в непосредственной близости от трассы и др. Могут быть учтены все
условия одновременно в соответствии с весовыми коэффициентами
каждого аргумента.
Магистральные трубопроводы и их участки делятся на категории,
требования к которым в зависимости от технических и природных ус-
ловий различны. Трехмерная визуализация частей трубопровода осу-
ществляется с помощью программы Microstation или AutoCAD, совмес-
тимые по формату обмена данными.
Благодаря этой технологии в короткий срок можно выполнить трас-
сирование, профилирование и инженерно-геологические изыскания по
результатам интегрированной обработки данных аэрокосмических
и наземных съемок (фондовых топографических и геологических карт
и отчетов).
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	473
Экспресс-проектирование не предусматривает использование самых
дорогостоящих и трудоемких работ — наземных топографических съе-
мок и инженерно-геологических изысканий. Их в значительной степе-
ни заменяют результаты интегрированной (компьютерной) обработки и
экспертного анализа данных дистанционного зондирования Земли (аэро-
космических спектро-зональных изображений местности) и существу-
ющих топографических карт, геологических карт и отчетов, материа-
лов бурения скважин и других данных, имеющихся в федеральных и
местных фондах.
Первая группа включает в себя задачи по информационному обес-
печению проектов и управления территорией. Для ее решения создана
Информационно-аналитическая система (КиберИНФО), состоящая
из баз данных и баз знаний на всю территорию России и ряда зарубеж-
ных территорий - прикаспийских государств, Арабского залива, Си-
рии, Ливана, Иордании, Англии, Монголии и др. Базы данных вклю-
чают:
□	топографическую основу в масштабах от 1:1 000 000 до 1:200 000,
обновляемую в процессе работ по данным космических съемок. Для про-
ектируемых строительных площадок и вдоль трасс трубопроводных си-
стем предусматривается технология крупномасштабных топографичес-
ких съемок методом аэрофотосъемки или лазерного сканирования.
Картографическая информация представлена в базе данных как в рас-
тровом, так и в векторном виде, как по отдельным номенклатурным
листам карт, так и в виде единой основы, в нужной системе координат и
картографической проекции. Топографическая основа используется
Кибернетической системой для составления пространственных моделей
местности (рельефа, ландшафта, инфраструктуры, гидрографии), кото-
рые формируют базовую пространственную модель - «Виртуальный
мир»;
□	геологическую основу в тех же масштабах, включающую общеге-
ологические карты, карты четвертичных отложений, инженерно-геоло-
гические карты различного назначения и тематики, карты сейсмотек-
тонической активности и др. Геологическая основа используется
Кибернетической системой для пространственного моделирования гео-
логических и инженерно-геологических структур при создании «Вир-
туального мира»;
□	данные космических съемок — для большей части территории
России имеются космические изображения с аппарата Landsat-7 2001
и 2002 гг., выполненных в различных диапазонах спектра с разре-
шающей способностью на местности 15-30 м, а также с российских
аппаратов КФ А-1000 с разрешающей способностью 4-5 м и МК-4.
Космическая информация используется Кибернетической системой
для обновления топографических карт, инженерно-геологических
474
ГЛАВА V*
ДИСТАНЦИОННОЕ ЗОНДИРОВАНИЕ
(аэрокосмические съемки)
1.1. МОДЕЛИРОВАНИЕ
УСТОЙЧИВЫМ
РАЗВИТИЕМ
- Картографирование
- Инвентаризация
- Мониторинг
- Анализ
-Оценка
1.
2. УПРАВЛЕНИЕ
ИНФОРМАЦИЕЙ
УПРАВЛЕНИЕ
ТЕРРИТОРИЯМИ
ПРИНЯТИЕ РЕШЕНИЙ
2.1. СОЗДАНИЕ
ИНФОРМАЦИОН-
НОЙ СИСТЕМЫ
- Баз Данных
• Баз Знаний
- Метазнаний
3.2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ТРУБОПРОВОДНЫХ
СИСТЕМ
3.1. МОДЕЛИРОВАНИЕ
ОБУСТРОЙСТВА
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
3. УПРАВЛЕНИЕ
ПРОЕКТАМИ
3.3. УПРАВЛЕНИЕ
РИСКАМИ
3.4. УПРАВЛЕНИЕ
КАЧЕСТВОМ
Рис. 5.5. Структура Кибернетической системы
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	475
изысканий на этапе технике-экономического обоснования проектов
и для подготовки технического задания полевым бригадам с целью
детализации и уточнения изысканий, уже выполненных камераль-
ным путем на этапе рабочего (детального) проектирования (рис. 5.5).
Для зарубежных территорий используются космические изображе-
ния с разрешением на местности 1 м, что позволяет создавать новые
карты и трехмерные модели местности с точностью масштабов 1:5 000
и 1:2 000, что дает основание использовать эти материалы на этапе
рабочего проектирования;
□	базы данных текстовой информации (легенды к картам, отчеты
инженерно-геологических изысканий, материалы бурения и др.), хра-
нятся в форматах DOC и имеют привязку к картографической инфор-
мации.
Базы знаний включают образцы дешифрирования аэрокосмических
изображений для различных топографических объектов, инженерно-
геологических структур, опасных эрозионных процессов, неотектони-
ческих разломов, а также модели решения задач, используемые с помо-
щью метазнаний в экспертных системах. Базы знаний используются
для изучения информационных свойств объектов, их пространственных
и динамических характеристик, по которым составляется их модель,
«портрет» или образ (рис. 5.6).
Рис. 5.6. Этапы проектирования трубопроводных систем
476
ГЛАВА V
Вторая группа задач связана с решением прикладных задач с помо-
щью специально создаваемых Экспертных систем (КиберЭКСПЕРТ).
Например, модуль инженерно-геологических изысканий по данным
аэрокосмических съемок позволяет:
—	создавать крупномасштабные пространственные модели инженер-
но-геологических структур для автоматизации проектирования объек-
тов строительства;
-	осуществлять поиск и инвентаризацию месторождений строитель-
ных материалов (песков, щебня, песчанно-гравийной смеси);
—	выполнять геоэкологические исследования для решения задачи
оценки влияния проекта на окружающую среду методом моделирова-
ния геоэкосистем (рис. 5.7).
Моделирование экосистем НАО.
Оценка рисков.
Рис. 5.7. База знаний
Третья группа задач связана с созданием баз данных отдельных уз-
лов и конструкций объектов нефтегазового строительства в двух- и
трехмерном пространстве и использования их при проектировании
(этап рабочего проектирования). Модуль КиберКОНСТРУКТОР, ис-
пользуя эту базу данных, может сконструировать, например, трубопро-
вод из отдельных узлов (как из кирпичиков сложить здание) и в авто-
матическом режиме подготовить всю необходимую для проекта
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	477
документацию (спецификации, стоимостные расчеты, прочностные
расчеты и т. д.). Конструирование объектов строительства связано с
прогнозным моделированием и анализом ситуаций, согласованием
множества критериев качества (целей) управления и принятием управ-
ляющих решений, обеспечивающих устойчивость функционирования
природно-техногенных систем.
С помощью Кибернетической системы было выполнено технико-эко-
номическое обоснование проекта магистрального трубопровода для Не-
нецкого автономного округа, рассчитано несколько вариантов транспор-
тировки нефти и газа с месторождений Восточной Сибири в страны
Тихоокеанского региона и найден оптимальный вариант, предусматри-
вающий создание единого энергетического коридора « Восточная Сибирь -
Находка», в котором будет газопровод, нефтепровод и продуктопровод,
разделенный автодорогой, со всей необходимой инфраструктурой (элект-
роснабжение, связь, системы защиты и др.). В настоящее время ведутся
работы по изысканию трассы для магистрального нефтепровода Новорос-
сийск - Супса.
Благодаря создаваемой Кибернетической системе управления проек-
тами и уже созданным базам данных и знаний на территории России мож-
но в предельно короткие сроки проектировать трубопроводные системы
любой протяженности за счет сокращения объемов полевых работ при
изысканиях в 5—10 раз, выполнить оценку влияния проектов на окружа-
ющую среду с определением рисков и возможных ущербов по различным
сценариям развития событий. Значительно сокращаются затраты на вы-
полнение этих работ по сравнению с традиционными технологиями про-
ектирования: рутинные операции заменяются результатами дешифриро-
вания и экспертного анализа аэрокосмических изображений высокого
разрешения с последующей выборочной заверкой на местности.
5.14. ВЫВОДЫ
•	Одно из направлений совершенствования строительных норм и пра-
вил (СНиП) по проектированию и сооружению магистральных трубопро-
водов состоит в гармонизации российских и зарубежных норм в части
безопасности трубопроводного транспорта. При этом нормативное и ме-
тодическое обеспечение прочности рассматривается как основа безопас-
ности трубопроводов.
•	Рассмотрены методики расчета магистральных трубопроводов на
прочность и устойчивость. Дан анализ и сравнение основных положе-
ний и методик расчета на прочность и устойчивость магистральных тру-
бопроводов в соответствии с нормами России, США, Канады, Великоб-
ритании, Германии и Норвегии.
478
ГЛАВА V
•	Нормы проектирования магистральных трубопроводов России и
зарубежных стран основаны на различных подходах к оценке их проч-
ности:
>	методе предельных состояний при использовании как временного
сопротивления материала труб, так и предела текучести (нормы РФ и
нормы DNV’2000);
>	методе допускаемых напряжений исходя из предела текучести
трубной стали (большинство зарубежных стандартов).
В результате сравнения нельзя сделать вывод о принципиальном
превосходстве одного из методов над другим. Скорее всего, можно
говорить о необходимости гармонизации и интеграции норм РФ по
проектированию [12] и сооружению [10] МТ с зарубежными стан-
дартами. Хотя получаемые при расчетах и проектировании по срав-
ниваемым нормам результаты могут отличаться несущественно, од-
нако имеющиеся различия в определенной степени затрудняют
работу зарубежных проектных и строительных фирм на территории
России и в такой же мере работу отечественных организаций за ру-
бежом, что в известной степени препятствует осуществлению совме-
стных проектов.
•	Сравнение методов расчета трубопроводов по нормам различных
стран в обобщенном виде представляется невозможным как из-за раз-
личия в применяемых подходах, так и вследствие существенных от-
личий в критериях прочности.
•	Непосредственное сравнение норм возможно только по каким-либо
отдельным параметрам, характеризующим проектные решения трубо-
проводов. В данной работе в качестве такого параметра была принята
толщина стенки трубопровода.
•	Сравнение показало, что при допущении о примерном соответствии
основных категорий участков сухопутных газопроводов по нормам Рос-
сии и классов местоположения (безопасности) по нормам США, Канады
и стандарту ИСО имеется практическое совпадение толщин стенок и
коэффициентов запаса прочности. Отличие составляет 2-8%. Нормы
Великобритании и Германии дают относительно более толстую стенку
(от 7 до 11%).
•	Для более ответственных участков газопроводов по нормам США
требуются существенно большие толщины стенок труб, чем по отече-
ственным нормам.
•	Для участков газопроводов наиболее распространенных категорий
(классов местоположения) коэффициент запаса прочности по времен-
ному сопротивлению Ки находится на весьма низком уровне. По нор-
мам России, США, Канады и стандарту ИСО он находится в пределах
К= 1.47 -1.68.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ	479
•	Нормы России дают наиболее подробные и конкретные рекоменда-
ции проектировщикам по учету температурных расширений, проверке
общей устойчивости трубопровода и устойчивости его положения. За-
рубежные нормы в этом отношении ограничиваются общими рекомен-
дациями.
•	Применяемая в настоящее время в соответствии с нормами РФ [12]
методика расчета на общую устойчивость магистральных трубопрово-
дов обеспечивает надежные результаты для участков МТ в минераль-
ных грунтах. Однако для МТ, прокладываемых в слабонесущих грун-
тах (прежде всего, в болотах), указанная методика требует существенной
доработки. Это относится как к вопросу уточнения параметров взаимо-
действия трубопровода со слабонесущим грунтом, так и совершенство-
вания самих расчетных положений.
•	Основным недостатком всех рассматриваемых норм является не-
удовлетворительный учет фактора времени при оценке прочности и на-
дежности МТ. Отсутствуют практические рекомендации по следующим
направлениям данной проблемы:
>	учет влияния времени эксплуатации на прочность МТ при действии
повторно-переменных нагружений. Учет переменных нагружений при-
сутствует только в нормах Германии, которые дают детальные указа-
ния по расчету трубопроводов на циклические нагрузки на основе тео-
рии усталостной прочности материала труб. В то же время эти нормы не
приводят данных о цикличности нагружений различных участков тру-
бопроводов, что существенно затрудняет возможность применения пред-
лагаемых рекомендаций;
>	определение закономерностей роста дефектов коррозионного ха-
рактера, в том числе дефектов, характерных для процессов стресс-кор-
розии;
>	оценка ресурса на стадии проектирования и эксплуатации;
>	определение степени экономического риска при длительной эксп-
луатации МТ.
•	Разработаны пока только основы технической диагностики тру-
бопроводов. Необходимы нормативные требования к обследованию
эксплуатируемых МТ, определению их фактического напряженно-
деформированного состояния с учетом пространственного перемеще-
ния при взаимодействии с грунтом, наличия дефектов в стенках
труб, нарушений формы поперечных сечений трубопроводов, ухуд-
шения изоляционного покрытия, снижения эффективности систе-
мы ЭХЗ и др.
•	Выполненный сопоставительный анализ методик расчета на
прочность и устойчивость магистральных трубопроводов убеждает
в необходимости их дальнейшего совершенствования с учетом тре-
щиностойкости, естественного накопления дефектов, старения труб-
ного металла при длительной работе под высокими напряжениями,
480
ГЛАВА V
усталостных явлений, а также необходимости создания методик рас-
чета надежности трубопровода с определением его ресурса и оцен-
кой риска.
•	Имеются реальные примеры успешной гармонизации норм России
по проектированию и строительству трубопроводов с аналогичными за-
рубежными нормами при разработке нормативных документов для тру-
бопроводных систем по проектам «Сахалин-1» и «Сахалин-2».
ЛИТЕРАТУРА
1.	АйнбиндерА. и др. Прочностные критерии в американских нормах
проектирования нефтегазопроводов и их сопоставление с критериями рос-
сийских норм СНиП 2.05.06-85 // Газовая промышленность. 1994. № 2.
С. 31-34.
2.	Иванцов О.М., Билецкий С.М. Трубопроводные системы. Гл. 5: Свар-
ные строительные конструкции / Национальная Академия Наук Украины;
ИЭС им. Патона. Киев, 1997.
3.	Иванцов О.МХарионовский ВЛ Арктические газопроводы России. М.:
КИИЦ «Нефтегазстройинформреклама», 1992.138 с.
4.	Иванцов OJH., Харионовский В.В., Черний ВЛ. Гармонизация норм -
путь к взаимопониманию и сотрудничеству // Потенциал. 2000. № 4.
5.	Иванцов О.М., Харионовский В.В., Черний ВЛ. Сопоставление методик
расчета магистральных трубопроводов по нормам России, США, Канады и ев-
ропейских стран., М.: ИРЦ «Газпром», 1996. 51 с.
6.	Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промыш-
ленности. Р 51-31323949-58-2000. М.: ВНИИГАЗ, 2000.
7.	Нормы проектирования и строительства морского газопровода. ВН 39-1.9-
005-98. М.: ОАО «Газпром», 1998.
8.	Пособие по расчету напряженно-деформированного состояния подземно-
го трубопровода. Программа ПРУТ-88 для ЭВМ (к СНиП 2.05.06-85. Магист-
ральные трубопроводы). М., 1989.18 с.
9.	Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. М.:
Недра, 1989.142 с.
10.	СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства
и приемки работ.
11.	СНиП П-7-81*. Строительство в сейсмических районах.
12.	СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.
13.	СНиП 2.01.07-85. Нагрузки и воздействия.
14.	СНиП 3.01.01-85*. Организация строительного производства.
15.	СНиП 2.04.12-86. Расчет на прочность стальных трубопроводов.
16.	СНиП 10-01-94. Система нормативных документов в строительстве. Ос-
новные положения.
НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
481
17.	СНиП 11-01-95. Инструкция о порядке разработки, согласования, ут-
верждения и составе проектной документации на строительство предприятий,
зданий и сооружений.
18.	Специальные технические условия на проектирование береговых тру-
бопроводов по проекту «Сахалин-2», 2002.
19.	Специальные технические условия на проектирование морских трубо-
проводов по проекту «Сахалин-2», 2002.
20.	Технические условия на проектирование, сооружение и эксплуата-
цию морских и сухопутных трубопроводов по проекту «Сахалин-1». Ч. 1,
2001.
21.	Тимошенко С.П., Гере Дж. Механика материалов / Пер. с англ. М.: Мир,
1976. 663 с.
22.	Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.:
ОАО «ИздательствоНедра», 2002.467 с.
23.	Харионовский В.В. Перспективы развития диагностики газопроводов
России // Проблемы ресурса газопроводных конструкций. Сб. научных трудов
ВНИИГАЗ. М.: ВНИИГАЗ, 1995. С. 3-12.
24.	Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных ус-
ловиях. Л.: Недра, 1990. 180 с.
25.	Черний ВЛ. Сравнительный анализ запасов прочности магистральных
газопроводов по нормам России и США // Строительство трубопроводов. 1994.
№ 8. С. 10-14.
26.	API 5L. Specification for Line Pipe.
27.	API RP1111. Design, Construction, Operation, and Maintenance of Offshore
Hydrocarbon Pipelines (Limit State Design). 1999.
28.	ASME B31.4. Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and
Other Liquids.
29.	ASME B31.8. Gas Transmission and Distribution Piping Systems.
30.	ASTM Specification. A 333/A 333M. Seamless and Welded Steel Pipe for
Low-Temperature Service.
31.	British Standard. BS8010: Codeof Practice for Pipelines-Part 2: Pipelines:
Design and Construction of Steel Pipelines in Land.
32.	British Standard. BS 8010: Code of Practice for Pipelines. Part 3: Pipelines
Subsea: Design, Construction and Installation.
33.	Canadian Standard. CAN/CSA-Z245.1. Steel Pipelines.
34.	Canadian Standard. CSA-Z183. Oil Pipe Transportation Systems.
35.	Canadian Standard. CSA-Z184. Gas Pipeline Systems.
36.	Deutsche Normen. DIN 2413. Stahlrohre. BerechnungderWanddickegegen
Innendruck.
37.	Deutsche Normen. DIN 2470. Teil 2. Gasleitungen aus Stahlrohren
mit zul. Betriebsdrucken von mehr als 16 bar. Anforderungen an die
Rohrleitungsteile.
38.	DNV’96. Rules for Submarine Pipeline Systems.
39.	Germanisher Lloyd. Rules for Classification and Construction. - Ш-
Offshore Technology. Part 4 - Subsea Pipelines and Risers.
40.	ISO 13623. Petroleum and natural gas industries - pipeline transportation
systems. 2001.
482	ГЛ ЛВАУ
41.	Langer C.G. Buckle Arrestors for Deepwater Pipelines. // Offshore
Technology Conference. May, 1999. Vol. 3. P. 73-84.
42.	OS-FIOI. Submarine Pipeline Systems. 2000. (DNV’2000).
43.	Park T. D., Kyriakides S. On the Performance of Integral Arrestors for
Offshore Pipelines //International Journal of Mechanical Sciences, 1997. Vol. 39,
№6. P. 643-669.
483
ГЛАВА VI
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
6.1. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
СТРОИТЕЛЬСТВА ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
Объективный анализ накопленного опыта сооружения трубопроводов
показывает большое влияние технического и технологического уровня
строительства, качества выполнения строительно-монтажных операций
на надежность и безопасность функционирования трубопроводных сис-
тем. Об этом свидетельствует и статистика аварийных ситуаций, отказов
на магистральных трубопроводах.
Так, поданным Госгортехнадзора с 1992 по 2001 г., из-за нарушения
норм и правил производства работ при строительстве и ремонте, отступ-
лений от проектных решений аварии на магистральных трубопроводах
составили 24,7% от общего количества за этот период. На газопроводах
примерно за тот же временной интервал (1991-2000 гг.) доля аварий по
этой причине составила 21,9%, в том числе из-за брака сварки -13,0%.
На газопроводах Европейских стран удельный вес аварий, связанных с
дефектами строительства и использованных материалов несколько мень-
ше, около 18% (данные за период 1970-1998 гг.).
В 2001 г. на газопроводах России зафиксировано 22,6% аварий по
строительным причинам, в том числе из-за дефектов сварки - 19,4%.
По магистральным нефтепроводам аварии, связанные с дефектами стро-
ительства, определяются по данным Транснефти — 30% от общего коли-
чества.
Опыт эксплуатации магистральных трубопроводов показывает,
что с точки зрения основных положений теории надежности «жизнь»
трубопроводов, как и других сложных технических систем, можно
разделить на 3 этапа.
В начале эксплуатации имеет место всплеск интенсивности от-
казов, вызванный проявлением грубых дефектов строительно-мон-
тажных работ, ошибками в проектных решениях и изменениями
схемы нагрузок при взаимодействии трубопровод — грунт, а также
заводских дефектов труб. Затем наступает период снижения и отно-
сительной стабилизации отказов. По истечении 8-10 лет эксплуа-
тации снова намечается рост отказов, что связано с накоплением кор-
розионных и усталостных повреждений в металле труб и сварочных
соединениях.
484
ГЛАВА ' I
На рис. 6.1 представлен график зависимости аварийности на газо-
проводах от сроков эксплуатации в период существования СССР (1989-
1991 гг.) и в 1992-1996 гг., когда магистральные газопроводы практи-
чески не строились. Поэтому на графике не наблюдается всплеск
аварийности в первые годы, связанный со строительными дефектами (П
период).
Рис. 6.1. Аварии (%) на магистральных газопроводах
и нефтепроводах в зависимости от продолжительности эксплуатации
Отказы и аварии в первые годы эксплуатации свидетельствуют
также о несовершенстве методик испытания и их исполнения при
сдаче магистралей в эксплуатацию, так как не обнаруживается це-
лый ряд дефектов, которые проявляются в начальный период работы
трубопроводов при более щадящих режимах нагружения, чем при ис-
пытаниях.
Данные по возрастному составу нефтепроводов и статистические дан-
ные по аварийности, количеству дефектных труб позволяют заключить,
что в целом система магистральных нефтепроводов вступила в Ш пери-
од «жизни» — период «износовых» отказов. Он характеризуется общим
ухудшением состояния нефтепроводов в связи с усилением роли факто-
ров «износового» характера (усталостные и коррозионные процессы),
а также развитием дефектов, возникших при изготовлении и строитель-
стве трубопроводов. Как следствие — увеличение риска аварий.
В результате длительной эксплуатации происходит не только на-
копление новых дефектов, но и подращивание пропущенных при кон-
троле качества выполнения строительно-монтажных операций, даже
ФОРМИРОВА111 ?E БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
если трубопроводы имеют статический (квазистатический) характер
нагружения. Вероятно, этим объясняется то, что, например, в 1990 г.
было зафиксировано 8,4% разрушений по «вине» строителей на маги-
стральных трубопроводах, прослуживших более 20 лет.
Этому феномену может быть дано и иное объяснение: дефекты, кото-
рые нормировались при строительстве, при монтажно-сварочных рабо-
тах как допустимые, развились, подросли за длительный период времени
до критических размеров и спровоцировали разрушение трубопровода.
Следовательно, необходимо изменять нормирование допустимых дефек-
тов, особенно в сварных соединениях и в отклонении геометрии труб, ис-
пользовать более совершенные, более чувствительные способы обнаруже-
ния дефектов, в том числе использование внутритрубной диагностики
ультразвуковыми и магнитными снарядами при сдаче объекта в эксплуа-
тацию или в первый период его работы. Ультразвуковые поршни «Диа-
скан», обладая высокой чувствительностью, обнаруживают расслоение
металла в трубах, которые пропускают ультразвуковые приборы при про-
верке листового проката на металлургических заводах.
Строительство магистральных трубопроводов на протяжении пос-
ледних десятилетий непрерывно совершенствовалось, изменялись
строительные нормы, технологии, уровень механизации и автомати-
зации, организационные и управленческие формы.
Это было связано и с изменением технологических параметров тру-
бопроводов, увеличением их диаметра и рабочего давления.
Одним из инициаторов сооружения магистральных трубопроводов
большого диаметра выступил первый министр газовой промышленнос-
ти А.К. Кортунов.
Именно такие трубопроводы решали острые топливно-энергетические
задачи государства, позволяли дать нефть и газ на европейский рынок.
Для того чтобы прокладывать нефтепроводы и газопроводы больших ди-
аметров в сложных природно-климатических условиях, потребовалась
разработка принципиально новых технологий, создание и организация
выпуска новых машин и механизмов.
А.К. Кортунов заложил основу базы индустриального строительства.
И с 60-х годов стали выпускаться первые блочно-комплексные устрой-
ства, блочные газоперекачивающие агрегаты. Впоследствии это направ-
ление выросло в целую отрасль индустриального строительства.
20 сентября 1972 г. Правительство СССР приняло решение об обра-
зовании общесоюзного Министерства строительства предприятий нефтя-
ной и газовой промышленности. Его главой становится А.К. Кортунов.
В короткое время он организует работу нового министерства, его под-
разделений, строительных и производственных организаций.
Б.Е. Щербина достойно продолжил дело первого министра строитель-
ства предприятий нефтяной и газовой промышленности. Борис Евдокимо-
вич с первых дней своей работы в министерстве занялся кардинальным
486
ГЛАВА \ I
переоснащением отрасли, созданием мощной производственной базы и
развитием машиностроения с целью выпуска специальных машин для
строительства трубопроводов. Только через эти составляющие и через
развитие научного потенциала отрасли он видел возможность выполнить
гигантские программы нефтегазового строительства.
Как отмечалось ранее, в магистралях уложены трубы разного каче-
ства, на КС и НС смонтировано оборудование разного поколения.
Однако, если в КС и НС замена оборудования с переделками фунда-
ментов, обвязки и др. элементов возможна, то заменить все трубы, изго-
товленные по старым ТУ, на магистралях и промыслах практически не
представляется возможным.
Поэтому важно хотя бы схематично рассмотреть технический и тех-
нологический уровень выполнения строительно-монтажных работ, при-
меняемых материалов, способов контроля качества в период выполне-
ния наибольших объемов строительства, в 70-80-е годы XX в., когда
формировалась надежность ныне действующих трубопроводных систем
на строительном уровне.
В последнее время в российской и зарубежной технической и массо-
вой печати появились публикации, в которых авторы с позиций, дале-
ких от объективности, весьма разноречиво оценивают состояние трубо-
проводной системы, практику строительства трубопроводов в России.
Не исключено, что это могло быть следствием недостаточной или недо-
стоверной информации, или же неглубокого проникновения в суть ве-
щей.
Одни утверждают, что трубопроводные системы России находятся
на грани коллапса, другие аттестуют, например, единую систему газо-
снабжения страны (ЕГС), как одно из инженерных чудес света, спроек-
тированное и построенное в рекордно короткое время.
В то же время, именно высокие темпы строительства многие экспер-
ты считают одной из причин, породивших современные недостатки сис-
тем магистральных трубопроводов.
Действительно, темпы строительства магистральных трубопроводов
в 70—90-е годы были весьма высокими и продиктованы они были необ-
ходимостью вводить все новые мощности по добыче нефти и газа для
нужд народного хозяйства и поддержания бюджета страны «на плаву»
за счет продажи энергоносителей за рубеж.
В 1987 г. в СССР была достигнута рекордная в мире добыча нефти -
625,2 млн тонн. Стремительно росла добыча газа: в 1950 г. - 6 млрд м3,
в 1965 г. - 126 млрд м3, а в 1990 г. - 684 млрд м3.
Основной прирост добычи нефти и газа происходил за счет развития
Западно-Сибирских месторождений.
В среднем в течение двадцати лет (1970-1990 гг.) увеличение до-
бычи газа составляло 7% в год. Для того чтобы обеспечить годовой
прирост добычи газа в 50-58 млрд м3, был сделан упор на сооружение
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
487
сверхмощных трубопроводных коридорных систем с доминирую-
щим диаметром 1420 мм. Ежегодно сооружалось до 3,5 тыс. км тру-
бопроводов такого диаметра.
Магистрали прокладывались на огромные расстояния в исключи-
тельно сложных природно-климатических условиях, пересекая субар-
ктические районы Западной Сибири.
Строительные организации Миннефтегазстроя выступали первопро-
ходцами в сооружении таких мощных трубопроводных систем на огром-
ных территориях, покрытых постоянномерзлыми грунтами и заболочен-
ной тундрой, где работать можно было только зимой.
Необычайно сложные условия - короткий строительный сезон,
с вырванными из графика актированными днями из-за лютого мороза,
шквальных ветров и метелей, с одной стороны, а с другой — жесткие
директивные требования строительства — ввод в короткие сроки уни-
кальных по мощности и ответственности инженерных сооружений -
систем газопроводов диаметром 1420 мм большой протяженности.
Об объемах работ, выполненных в те годы, можно судить по данным,
приведенным в табл. 6.1.
Таблица 6.1. ОБЪЕМЫ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДОВ,
ВЫПОЛНЕННЫЕ ТРЕМЯ ГЛАВКАМИ В ЕДИНОМ КОРИДОРЕ
(1981-1984 гг.), КМ
Главк	Урен- гой- Грязовец	Урен- гой— Петровск	Уренгой— Новопсков	Урен- гой— Помары— Ужгород	Уренгой - Центр	
					I нитка	П нитка
Гпавсибтрубо- проводстрой	730	621	529	708	929	931
Главвостокфубо- ПГОЙЬяьмОЙ	594	1094	920	1346	1201	1212
Главтрубопро- 1 водстрой	576	788	868	1928	1320	955
И это только по трем главным управлениям. Огромные объемы и
высокие темпы строительства трубопроводных систем диктовались на-
родно-хозяйственной необходимостью наращивания добычи нефти и
газа для поставки их отечественным и зарубежным потребителям.
Объемы строительства промысловых и магистральных трубопрово-
дов в 70-80-х годах достигли рекордных цифр. В год прокладывалось до
20 тыс. км трубопроводов. Это почти столько, сколько сооружалось тру-
бопроводов во всем мире в пересчете на их производительность. Ежегод-
но вводились огромные мощности компрессорных и насосных станций,
обустраивались подземные хранилища, монтировались резервуарные
парки.
488
ГЛАВА \ I
Выполнение таких огромных строительных программ стало воз-
можным, главных образом, за счет высокой централизации управле-
ния и организации работ.
На сооружение магистральных трубопроводов по всей территории
Советского Союза составлялся единый проект организации строитель-
ства (ПОР). Широко использовались новые технологии производства
работ, современные средства механизации. Высокий технический уро-
вень и энерговооруженность труда подкреплялись мощной производ-
ственной базой, включая собственное отраслевое машиностроение.
К решению сложных технических проблем отрасли были привлече-
ны исследовательские организации смежных отраслей, академии наук,
а, главное, отраслевая наука, получившая серьезное развитие.
В составе Миннефтегазстроя был создан целый ряд новых отраслевых
научно-исследовательских институтов. В их числе: Институт экономики и
организации строительства, ВНИИПКтехоргнефтегазстрой с филиалом
в Киеве, НИПИинжнефтегазстрой в Сургуте, СибНИПИгазстрой в Тюме-
ни, Прикаспийскнефтегазстрой в Оренбурге, ВНИИПКспецстройконструк-
ция с филиалом в Ухте. Был организован Восточный филиал ВНИИСТа
в Уфе, инженерный центр ВНИИСТа на базе части СПКБ, институт
«НИПИКБС» в Тюмени, институт «Гидротрубопровод». Была создана
серьезная научная база отрасли. Ни одно другое строительное мини-
стерство такой отраслевой науки не имело. Созданный интеллект во
многом предопределил успехи отрасли.
Особые отношения у министерства установились с Украинской ака-
демией наук и ее президентом Б.Е. Патоном. С академией был заклю-
чен договор о творческом содружестве. Ежегодно в Киеве на совмест-
ном заседании Коллегии министерства и Президиума Украинской
академии подводились итоги работы академических и отраслевых НИИ
по тематике нефтегазового строительства. В разработках важнейших
проблем отрасли принимали участие видные ученые страны — акаде-
мики Г. А. Николаев, Н.С. Ениколопов, Я.М. Колотыркин, А.И. Цели-
ков, Л.А. Мелентьев, Н.П. Лякишев.
В начале 70-х годов продолжался поиск оптимальных решений по
трубопроводному транспорту газа.
В те годы многих увлекала идея транспорта газа по трубопроводам
сверхбольшого диаметра — до 2,5 м. Это предложение прорабатывалось
на всех уровнях, в исследовательских и проектных институтах и КБ, в
смежных отраслях промышленности. Было заманчиво под давлением
5,4 МПа подать по одной трубе около 100 млрд м3 природного газа.
Сторонников создания сверхмощных газопроводов возглавлял тогда
заместитель министра газовой промышленности Ю.И. Боксерман. Идея
подкреплялась экономическими соображениями (табл. 6.2). Считалось,
что построить одну трубу диаметром 2,5 м значительно выигрышнее, чем
строить три по 1420 мм.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Таблица 6.2. УДЕЛЬНЫЕ ПРИН4 ДЕННЫЕ ЗАТРАТЫ
НА ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ ГАЗА (РУБ./1000 М*) НА ТРАССЕ
УРЕНГОЙ - УХТА - ТОРЖОК (ОКОЛО 2700 КМ)
		Диаметр газопровода, мм			
Виды затрат	1420	1620	2020	2520
Непосредственно на транспортирование газа	10,6	9,4	9,08	8,75
Дополнительные, на охлаждение газа	0,64	0,70	0,82	0,84
Дополнительные, на обеспечение надежности газоснабжения	0,11	0,17	0,34	0,62
Суммарные, на транспортирование газа	11,35	10.27	10,24	10,21
Но всесторонние проработки показали техническую несостоятель-
ность этого предложения. Вся строительная техника оказалась непри-
годной для прокладки трубопроводов такого диаметра. Само сооруже-
ние переходило в новый класс капитальности. Требовалась и другая
нормативная база. Неясны были многие технические и экологические
вопросы. Трубопроводы диаметром 2,5 м на огромных расстояниях пре-
вращались в плотину, нарушали все водные режимы на прилегающих
территориях. Вокруг трубопровода большого диаметра завязалась стра-
стная полемика, но не ожидая ее результатов, подготовительные рабо-
ты продолжались. Достаточно сказать, что для Волжского трубного за-
вода был закуплен в Германии стан 2520.
В районе между Лабытнангами и Харпом, у самой оконечности По-
лярного Урала, с помощью направленных взрывов была подготовлена
траншея, в которую уложили несколько труб диаметром 2,5 м. В вы-
полнении этой исключительно трудоемкой операции участвовали спе-
циалисты Серпуховского управления экспериментальных работ, кото-
рое позднее вошло в трест Союзгазспецстрой.
Усилиями строительной науки и ВНИИГаза удалось доказать несос-
тоятельность идеи о газопроводах запредельного диаметра. Максималь-
ным и в то же время оптимальным диаметром газопроводов был опреде-
лен диаметр 1420 мм и рабочее давление 7,4 МПа.
Начиная с 1971 г. в бывшем СССР, а затем России построено более
53 тыс. км газопроводов диаметром 1420 мм на рабочее давление
7,4 МПа. Суммарная производительность этой системы по поступле-
нию газа 618 млрд м3.
Большая заслуга в определении оптимальных параметров газопро-
водов принадлежит бывшему министру газовой промышленности
В.А. Динькову.
В 80-е годы институты Мингазпрома и наши исследовательские орга-
низации выполнили целый пакет разработок по определению оптималь-
ного (в газовых магистралях) давления — 7,5; 10; 12 МПа. К созданию
490
ГЛАВА \ I
трубопроводов на давление 12 МПа трубная промышленность и маши-
ностроение не были готовы: ни к изготовлению труб, ни к производству
газоперекачивающих агрегатов на это давление.
Полемика о перспективности перехода на давление 10 МПа растяну-
лась на годы. Миннефтегазстрой занял четкую позицию в поддержку
высокого давления. Уже в июне 1980 г. на Научно-техническом совете
министерства были сформулированы положения в поддержку этого тех-
нического решения.
По расчетам Миннефтегазстроя применительно к газопроводу Урен-
гой - Ужгород диаметром 1420 мм протяженностью 4400 км сопостав-
ление давлений характеризуется данными, приведенными на рис. 6.2 и
табл. 6.3.
/7,рув/тыс.м3
НХЭ, млнрув/год
Рис. 6.2. Диаграмма сравнительной эффективности газопроводов на давление
7,4 и 9,8 МПа: 1,2 - народнохозяйственный эффект при цене товарного газа
140 руб/тыс.м3; 3,4 — приведенные затраты на транспорт газа
при цене топливного газа 30 руб./тыс. м3
Однако далеко не все специалисты были согласны с такими резуль-
татами. ВНИИГаз провел свой сравнительный анализ строительства га-
зопроводов диаметром 1420 мм на давление 7,4 и 9,8 МПа.
По мнению специалистов института, теоретическое сопоставление од-
нониточных газопроводов и результаты проектных расчетов показали
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
1<м
Таблица 6.3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ГАЗОПРОВОДА
УРЕНГОЙ - УЖГОРОД НА ДАВЛЕНИЕ 7,4 И 9,8 МПа
Наименование	На давление, МПа
показателей	7,4	9,8
Производительность газопровода (валовая), млрд м'Дод	36,7	50,0
Расход газа на собственные нужды, млрд м3/од	8,3	9,5
Товарный газ, млрд м3/год	28,4	40,5
Число компрессорных станций, оборудован- ных по схеме, шт.	48 ГТК-40 (6+2)	48 ГТК—10 (3+4)
Установленная мощность, МВт	3840	4800
Металловложения, тыс. тонн	2633	3450
Капитальные вложения (без добычи и ПХГ), млн руб.	4878	6872
Эксплуатационные расходы, млн руб.Дод	541,6	738,8
Приведенные затраты на транспорт, млн руб./од	12733	1769,6
Приведенные затраты на добычу, млн руб./год	ззоз	450,0
Народнохозяйственный эффект (НХЭ), млн. рубЛод	2372,4	3450,4
Удельные показатели на 1 тыс. м3:		
• капиталовложения, руб./гыс. м3	171,8 (100%)	169,7(98,8%)
• приведенные затраты, руб./гыс. м3	44,8 (100%)	43,7(973%)
• металловложения, кгДыс- м3	92,7 (100%)	85,2(92%)
• установленная мощность, кВт/гыс. м3	135,2 (100%)	118,5(88,0%)
Цена топливного газа (в то время)—30 руб./гыс. м		
Замыкающие затраты на газ—140 руб./гыс. м3		
преимущества транспорта газа до 2000 г. с давлением 7,4 МПа. Подчер-
кивалось, что при этом давлении удельные капиталовложения составят
примерно на 3% ниже, чем при 9,8 МПа, удельные эксплуатационные
расходы, отнесенные к 1,0 тыс. м3 товарного газа, - ниже на 2—2,5%,
удельные приведенные затраты - меньше на 0,5-0,7% и металловложе-
ния - ниже на 4,5-6,5%.
Однако все эти сопоставления и расчеты делались ВНИИГазом «под
гипнозом» возможного внедрения на высокое давление многослойных
труб, против которых институт категорически возражал. В решении
бюро НТС Газпрома указывалось: снижение эффективности транспорта
газа при давлении 9,8 МПа, в основном, обусловлено повышенной про-
тив ожидавшейся стоимостью многослойных труб и их изоляции, а так-
же повышенной трудоемкостью строительства линейной части. Таким
образом, вся неэффективность повышения давления газовиками связы-
валась с многослойными трубами.
492
ГЛАВА 'Ч
Госстрой отметил: внедрение транспорта газа при 9,8 МПа при
практически равном удельном расходе металла ведет к сокращению тру-
дозатрат в капитальном строительстве, и потому является «прогрессив-
ным и целесообразным».
Заключение экспертной комиссии группы Госплана, подписанное
акад. Л.А. Мелентьевым и член-кор. АН СССР Д.Г. Жимериным, гла-
сило: «Технико-экономические показатели газопровода на давление
9,8 МПа, по сравнению с газопроводом на 7,4 МПа, несколько лучше, а
по удельным трудозатра там в строительстве имеют значительное пре-
имущество. Применительно к реализации программы добычи 1 трлн м3
газа в год (в 80-х годах ставилась такая задача) переход на давление в
газопроводах с 7,4 до 9,8 МПа позволяет сократить строительную про-
грамму газопроводов на 4—5 ниток, протяженность линейной части га-
зопроводов на 12—15 тыс. км, количество компрессорных станций (КС) —
на 100—120 единиц. Эти преимущества давления 9,8 МПа позволяют ус-
корить сооружение газовой сети страны и вовлечение ресурсов газа в на-
родное хозяйство».
Однако в 80-е годы переход на давление 9,8 МПа в газопроводах реа-
лизован не был. Одна из главных причин - сложность работы отдель-
ных магистралей на повышенном давлении в единой системе газоснаб-
жения страны, рассчитанной на давление 5,4 и 7,4 МПа. Повлиял и
неуспех применения многослойных труб, которые предназначались для
использования, главным образом, в газопроводах высокого давления,
отсутствие отечественной арматуры, газоперекачивающих агрегатов на
повышенное давление.
С тех пор прошло много лет. И вот в 1995 г. вновь возвращаемся к
использованию повышенного давления. Участок газотранспортной сис-
темы Ямал — Европа, начиная с Торжка, запроектирован на давление
8,3 МПа. Польский участок будет иметь такое же давление, а немецкий —
10 МПа. В 2002 г. построен участок диаметром 1200 мм газопровода «Го-
лубой поток» на давление 10 МПа.
В трубопроводном строительстве важной вехой явилось принятие в
1974 г. Постановления Центрального Комитета партии и Совета Мини-
стров СССР «О повышении технического уровня строительства нефте-
проводов и газопроводов и об обеспечении надежности их эксплуата-
ции». В постановлении были сформулированы основные положения
технической политики сооружения трубопроводов, строителям магист-
ралей оказывалась серьезная помощь машиностроением, трубным про-
изводствам, химической промышленностью, приборостроением. От-
расль развивалась в тесной взаимосвязи с родственными отраслями
народного хозяйства, что способствовало восприятию современной тех-
нической культуры, открывало участие в общем техническом прогрес-
се страны.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
**93
Достигнутый в Миннефтегазстрое технический уровень характеризу-
ется следующими данными: энерговооруженность труда около 35 кВт/чел.
(в линейном строительстве — 60-70 кВт/чел., на подводных переходах до
100 кВт/чел.), механовооруженность труда -13,3 тыс. руб./чел., фондово-
оруженность - 23,8 тыс. руб./чел. Этот уровень превышает средние пока-
затели в капитальном строительстве.
Главным, во многом единственным путем реализации огромной стро-
ительной программы, которая превосходила программы других строи-
тельных министерств, являлось всемерное использование достижений
научно-технического прогресса и осуществление программы социаль-
ного развития отрасли.
На рубеже 70-х годов для интенсивного развития топливно-энерге-
тического комплекса страны потребовалась концентрация сил и средств
трубопроводостроительных организаций в едином специализированном
подрядном министерстве.
Как указывалось раньше, в сентябре 1972 г. было образовано Ми-
нистерство строительства предприятий нефтяной и газовой промыш-
ленности. Оно осуществляло строительство на территории страны и за
рубежом.
Функционирование отрасли характеризуется рядом специфических
особенностей:
•	размещением объектов строительства в отдаленных труднодоступ-
ных районах с тяжелыми природно-климатическими условиями, что
влечет за собой выполнение строительно-монтажных работ в автоном-
ном режиме, в удалении от баз материально-технического снабжения;
•	мобильным характером трассовых работ при значительной протя-
женности строящихся магистральных трубопроводов;
•	высокой внутренней специализацией работ (96% всего объема стро-
ительства выполнялось собственными силами организаций Миннефте-
газстроя);
•	широким применением блочно-модульных (блочно-комплектных)
устройств в наземном строительстве и полносборного жилья.
На линейное строительство в 80-е годы приходилось почти 50% общего
объема подрядных работ. Сооружение компрессорных и насосных станций
в общем объеме составляло 20-23%. Одним из важных направлений ин-
тенсификации трубопроводного строительства явилось широкое распрос-
транение в отрасли агрегирования организационных структур по этапам
производственного процесса. Наиболее ярко оно выразилось при переходе
к сооружению магистралей комплексными трубопроводостроительными
потоками. При этом технологическая специализация и связанный с ней
рост производительности потока реализовывался на еще более низком уров-
не управления - на участке, бригаде. Для повышения качества трубопро-
водного строительства в трестах были созданы хозрасчетные участки по
контролю качества работ.
494
ГЛАВА VI
Большое внимание Миннефтегазстроя уделялось системе организа-
ционно-технологического проектирования. Эта система включала кон-
центрацию и основные направления совершенствования технологии и
организации нефтегазового строительства: пятилетний и годовые отрас-
левые проекты организации строительства (ОПОС), объектные проекты
организации строительства (ПОС) и проекты организации работ (ПОР)
на участки трубопровода и на программу главков; проекты производ-
ства работ (ППР) для отдельных участков и сооружений трубопроводов.
Система соответствует планам и образует единый замкнутый контур
экономического и оперативно-производственного управления.
Киевским филиалом ВНИИСТа, Институтом кибернетики им. В.М. Глуш-
кова Национальной Академии наук Украины, информационно-вычислитель-
ным центром (КИВЦ) Главукрнефтегазстроя был создан и внедрен комплекс
программ по расчету оптимальной организации строительства линейной час-
ти магистральных трубопроводов.
Разработанное математическое и программное обеспечение исполь-
зовалось в автоматизированном режиме и при оперативном управлении
работой трубопроводостроительных комплексов.
Техническое перевооружение отрасли осуществлялось в соответствии
со специальным Постановлением ЦК КПСС «О работе Министерства
строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности по
техническому перевооружению и внедрению прогрессивных методов
строительного производства» (апрель 1982 г.).
Огромную роль в создании отечественной специальной техники для
трубопроводного строительства сыграло специальное конструкторское
бюро «Газстроймашина». Усилиями великолепных конструкторов и
руководителей КБ - Героя Социалистического труда В.В. Покровско-
го, Г.А. Арендта, Е.А. Ковалева, Е.А. Подгорбунского, А.А. Калугина,
А.М. Сушкина - была создана, практически, вся номенклатура машин
и средств механизации для трубопроводного строительства, в том чис-
ле уникальные, для сооружения трубопроводов диаметром 1420 мм.
Например, трубогибочная машина для холодного гнутья труб этого ди-
аметра (рис. 6.3).
Для инженерной подготовки трассы были сконструированы бульдо-
зеры ДЗ-116А, ДЗ-126А, ДЗ-94С, машины для валки леса, в том числе
валочно-пакетирующая машина ЛП-19, сучкорезная машина ЛО-72,
лесоштабелер ЛТ-33, челюстные лесопогрузчики ПЛ-3, корчеватели и
др. техника.
Для разработки траншей гидрофицированные экскаваторы ЭО4121
с ковшом вместимостью 1 м3, экскаватор ЭО5123-2 с вместимостью ков-
ша 1,6 м3, для разработки тяжелых грунтов 1,25 м3, роторный экскава-
тор ЭТР254, модификация ЭТР254-01 производительностью 900 м3/ч для
разработки траншей глубиной 1,2-1,5 м и др. Для разработки траншей
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
19Г>
Рис. 6.3. Установка для холодного гнутья труб диаметром 1420 мм
с внутренним дорном конструкции СКБ «Газстроймашина»
Рис. 6.4. Роторный экскаватор ЭТР307 мощностью 880 кВт для разработки
траншей в постоянномерзлых грунтах конструкции СКБ «Газетроймашина»
496
ГЛАВА \ I
в постоянномерзлых грунтах был создан уникальных экскаватор
ЭТРЗО7, мощностью 880 кВт (рис. 6.4). Отрываемая траншея под трубо-
провод диаметром 1420 мм имела ширину и глубину 3,1 м.
Специальный парк машин был создан для перевозки труб и трубных
секций. Это и трубовозы серии ПВ, в том числе ПВ 96 грузоподъемнос-
тью 11 тонн. Для перевозки трубных секций из труб диаметром 1420 мм
длиной 24 м плетевозы ПВ 203 грузоподъемностью 25 тонн на базе авто-
мобиля Кр АЗ-260 и для перевозки труб по заболоченной местности ТВ
302 такой же грузоподъемностью как и предыдущий на болотоходе «Тю-
мень», вместе с канадской фирмой «Нодвел», был создан снегоболото-
ход «Ямал» грузоподъемностью 70 тонн (рис. 6.5).
Рис. 6.5. Снегоболотоход «Ямал» грузоподъемностью 70 тонн
Целая серия оборудования была разработана для монтажно-свароч-
ных работ: сварочный стенд ССГ 141 и полевая установка ПАУ 1001В
для автоматической сварки под слоем флюса, для двухсторонней авто-
матической сварки под слоем флюса сварочная база БТС 142В. Высо-
кий уровень механизации труда позволил сваривать до 1 км трубопро-
водов диаметром 1420 мм в сутки. При этом численность бригады
сократилась с 16 до 9 человек.
Применялись новые технические средства неразрушающего контро-
ля сварных соединений. Для этой цели Миннефтегазстрой выпускал пе-
редвижные полустационарные лаборатории типа РМЛ2В, ЛКС2. Были
созданы внутритрубные самоходные комплексы типа АКП для панорам-
ного просвечивания сварных стыков труб, сваренных в нитку. Источник
излучения перемещался внутри трубопровода на расстояние до 4 км.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
197
В Миннефтегазстрое к тому же была целая «армия» высококласс-
ных сварщиков-ручников. Только сварщиков VI разряда насчитывалось
6 тыс. человек. Таким образом, общий технологический, технический и
кадровый потенциал говорит о возможностях, выдерживая высокий
темп, обеспечивать надлежащее качество сварных соединений.
К этому следует добавить, что существовала отраслевая система сер-
тификации, инспекция по качеству, контрольные службы имели доста-
точно хорошее оснащение. Квалифицированные кадры контролеров об-
служивали сварку трубопроводов.
Всем сказанным отнюдь не выдается индульгенция на качество сва-
рочной деятельности целой отрасли сооружения трубопроводов. Просто
был показан технический и организационный уровень сварочных работ,
позволивший сочетать темпы и качество, а заодно разрушить стереотип
суждений: если быстро, то не всегда с хорошим качеством.
В начале 80-х годов началось строительство не отдельных магистра-
лей, а многониточных систем в одном технологическом коридоре. При
проектировании предусматривалась единая гидравлическая система с
перемычками и единым резервом мощности. Строительная отрасль была
готова к сооружению многониточных систем, тем более что строители
получали выигрыш от сокращения перебазировок при переездах от од-
ной магистрали к другой. Отдельные специализированные подразделе-
ния землеройные, сварочные, изолировочные и др., которые традици-
онно выступали самостоятельно, были реорганизованы в комплексные
тресты, работающие на конечный результат - участок готового трубо-
провода.
Высокий уровень специализации бригад в сочетании с технической
этапностью позволил вести в строительстве трубопроводов крупные ме-
ханизированные, так называемые комплексные технологические пото-
ки (КТК). Производительность труда возросла в 2 раза, трудовые затраты
снизились на 35%, повысилась зарплата рабочих потока, их заинтересо-
ванность в качестве выполнения операций и технологическая дисципли-
на. Новая производственная культура сооружения трубопроводных сис-
тем позволила успешно решать задачи по инженерной экологии. Только
на многониточных системах газопроводов с месторождений севера Тюмен-
ской области в центр страны новая форма организации поточного строи-
тельства обеспечила экономический эффект в 1,7 млрд рублей. Намного
выросли темпы строительства трубопроводов, сократилось количество
занятых людей, ускорилась окупаемость трубопроводного транспорта.
Сооружение мощных газопроводных систем в одном коридоре было реа-
лизовано впервые в мировой практике.
Трубопроводы строились по схеме «под ключ».
Сооружение магистральных трубопроводов осуществляется ком-
плексными трубопроводостроительными потоками. Поточное строи-
тельство, зародившееся в жилищном строительстве (В.Э. Дымшиц),
498
ГЛАВА' I
получило развитие в различных формах в промышленном строи-
тельстве, в том числе при сооружении линейных объектов. В трубо-
проводах комплексность выполнения работ начал Главсибтрубоп-
роводстрой колоннами быстрого темпа (В.Г. Чирсков). Большая
заслуга в совершенствовании методов подготовки и организации по-
точного строительства магистралей, переход на новые структурные
формы строительных организаций принадлежит Ю.П. Баталину. Им
были созданы наиболее благоприятные условия для широкого вне-
дрения поточно-скоростного строительства.
В разработке системы такой организации работ приняли учас-
тие ВНИИСТ (И.П. Карпенко, Е. Аникин) и НИПИоргнефтегазст-
рой (Н.М. Павлов, В.П. Сидоренко, Ю.Ю. Шнейдер). Больший
вклад в совершенствование поточного строительства комплексны-
ми технологическими потоками сделали сами строительно-мон-
тажные подразделения и, в первую очередь, Уралтрубопроводст-
рой (В.Я. Лоренц), Главцентртрубопроводстрой (И.И. Мазур,
Е.А. Под горбу некий).
Выдающиеся результаты по темпу и качеству строительства были
достигнуты в потоках Героя Социалистического Труда В.П. Беляевой,
И.Г. Шайхутдинова.
Строительство комплексными технологическими потоками проч-
но вошло в практику ведения линейных работ в Миннефтегазстрое.
В 1980 году среднемесячно работало 20 потоков. Максимальное чис-
ло КТП отмечено в 1982 г. в период параллельного строительства
магистралей Уренгой - Помары — Ужгород и Уренгой — Новопсков.
Наибольшая концентрация ресурсов была достигнута на сооруже-
нии газопровода Уренгой — Помары — Ужгород — 49 КТП.
Сводные технико-экономические показатели, достигнутые комп-
лексными трубопроводостроительными потоками на сооружении
магистральных газопроводов Уренгой - Помары - Ужгород и Урен-
гой —Центр (I и П нитки) в едином технологическом коридоре, пред-
ставлены табл. 6.4.
Анализ данных за период 1982-1984 гг. показывает, что трубопро-
водостроительные потоки обладали высокими производственными воз-
можностями. Так, средняя длина участка, сооружаемого одним пото-
ком, в 1,7 раза превышает аналогичный показатель газопровода
Уренгой - Грязовец. Производственно-хозяйственная деятельность
трубопроводостроительных потоков характеризуется стабильным сни-
жением трудовых затрат в среднем на 18,6% по сравнению с плановы-
ми показателями.
Строительно-монтажные организации отрасли разработали техно-
логию, оборудование и приспособления для прокладки трубопроводов
из труб с заводским антикоррозионным покрытием, накопили большой
опыт производства работ. Об этом свидетельствует прокладка первого
ФОРМИРОВ АНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
!9"
белорусского участка газопровода системы Ямал — Европа. Максималь-
ный темп пленочной изоляции с защитной оберткой газопроводов диа-
метром 1420 мм составлял 1 км в день. При прокладке из труб с заводс-
кой изоляцией в трассовых условиях выполняется только установка
термоусаживающихся муфт на сварные стыки с привлечением любого
количества операторов, позволил повысить указанные темпы.
Таблица 6.4. ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПЛЕКСНЫХ ПОТОКОВ НА СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГАЗОПРОВОДОВ УРЕНГОЙ - ЦЕНТР И УРЕНГОЙ - УЖГОРОД			
Показатели	Уренгой - Помары - Ужгород	Уренгой- Центр (I нитка)	Уренгой - Центр (П нитка)
Объем строительно-монтажных ра- бот: в натуральном измерении, км в стоимостном измерении, млнр^б.	78 37,5	79,5 35,6	75,9 35,8
Среднемесячный темп сооружения газо- проводов, км	11,8	10,2	10,7
Средняя продолжительность строитель- ства участка газопровода, мес.	6,6	7,8	7,1
Среднемесячная выработка, км: на одного работающего на одного рабочего	0.028 0,033	0,023 0,027	0,024 0,029
Выработка за период строительства на одного работающего, тыс. руб.	90.2	83,8	84,2
Фактические трудовые затраты на 1 км, чел.Дши	069	1145	1070
Снижение по сравнению с планом, %	27,9	14,7	13,3
Энерговооруженность труда, кВт/1ел.	67,7	69,1	69,1
На трубопроводных магистралях построено более 2000 подводных
переходов через реки, каналы и озера. Это наиболее сложные и ответ-
ственные сооружения линейной части. Специфика технологии строи-
тельства подводных переходов заключается, прежде всего, в необходи-
мости производства подводно-технических работ — специальных
строительно-монтажных работ, выполняемых с применением труда во-
долазов, а также с помощью специальных машин и оборудования, спе-
циального флота. В 1981 г. было создано Всесоюзное строительно-мон-
тажное объединение «Союзподводтрубопроводстрой», в состав которого
входили трест «Востокподводтрубопроводстрой» в г. Уфе и «Сургут-
подвод трубопроводстрой» в г. Сургуте.
До 1980 г. на магистральных газопроводах диаметром 1420 мм
подводные переходы через реки шириной более 200—250 м имели диа-
метр 720—1020 мм. Особое значение имело внедрение при строительстве
500
ГЛАВА ; I
подводных переходов труб диаметром 1420 мм. При этом сокращает-
ся число прокладываемых ниток, исключается необходимость при-
менения береговых камер для приема и пуска очистных устройств, на
40% уменьшаются объемы земляных работ. Однако, строительство
подводных переходов диаметром 1420 мм осложняется увеличением
их жесткости, радиуса упругого изгиба и массы, а также необходимо-
стью повышения надежности трубопроводов в отсутствии резервных
ниток. Следует отметить, что из общей длины подводных переходов
40% проложено более 30 лет назад.
В России с большим опозданием начала применяться технология
прокладки подводных переходов методом наклонно-направленного бу-
рения. Впервые в нашей стране переходы таким способом были пост-
роены по разработкам специализированной лаборатории МИНХ и ГП
им. И.М. Губкина (д-р техн, наук, проф. В.И. Минаев, д-р техн, наук
С.К. Мосесов и др.). Под руководством лаборатории были построены
переходы через реки Клязьма, Нара, Сетунь, Москва (см. разд. 6.2).
Важную, едва ли не определяющую роль, в научно-техническом про-
грессе сооружения систем магистральных газопроводов играла отрас-
левая наука. Конечно, понятие «отраслевая наука» имеет условное зна-
чение. Это симбиоз специальных разделов физики, химии, математики,
механики и др. отраслей знаний, направленных на решение технологи-
ческих, технических, экономических, экологических задач, а также
социальных проблем строительства магистральных газопроводов.
В1972 г. на отрасль работали один научно-исследовательский инсти-
тут и два конструкторских бюро. На конец 1990 г. в Миннефтегазстрое
было 38 научно-исследовательских, проектных и технологических ин-
ститутов, конструкторских бюро. В них работали 9900 сотрудников, в
том числе 411 докторов и кандидатов наук.
В 70-90-е годы наука в нефтегазовом строительстве, поистине, стала
мощной производительной силой. Удалось создать основы теории кон-
структивной надежности трубопроводов, систему норм проектирования
и строительства магистральных трубопроводов, отраслевую систему сер-
тификации, управления качеством с применением вычислительной тех-
ники, разработать оптимальные решения по организации строительно-
го производства, технологические процессы на современном уровне и
многое другое.
Отраслевая наука, прежде всего, наука экспериментальная. Зачас-
тую крупномасштабные испытания проводились на полигонах и непос-
редственно на трассах, на строительных площадках.
Наиболее весомый вклад в отраслевую науку принадлежит Всесоюз-
ному научно-исследовательскому институту по строительству магист-
ральных трубопроводов (ВНИИСТ - бывший ВНИИСтройнефть). Инсти-
тут был создан в 1949 г., и его ученые практически принимали участие в
решении сложных технических задач, связанных с сооружением всех
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
>(>1
крупных трубопроводов. За разработку методов расчета трубопроводов
по предельным состояниям канд. техн, наук А.Г. Камерштейн и канд. техн,
наук И.П. Петров были удостоены Государственной премии СССР. За раз-
работки в области индустриального строительства резервуаров и контак-
тной сварки трубопроводов д-р техн, наук, проф. О.М. Иванцов и канд.
техн, наук В. И. Хоменко удостоились Ленинской премии. Для создания
нормативной базы трубопроводного транспорта много сделали И.Д. Кра-
сулин, В.В. Рождественский, В.В. Спиридонов, А.С. Гехман.
Д-ром техн, наук М.П. Анучкиным, канд. техн, наук А.С. Болото-
вым, Б.И. Мирошниченко, д-ром техн, наук В.Ф. Чабуркиным разра-
ботаны методики определения несущей способности труб большого
диаметра, проведены исследования по определению работоспособно-
сти труб из различных сталей прямошовных и спиральношовных. Ис-
следования по выбору трубных сталей выполнил д-р техн, наук, проф.
Л.С. Лившиц, Н.С. Ситнова.
Во ВНИИСТе, д-ром техн, наук А.Г. Мазелем, канд. техн, наук
А.С. Фалькевичем, В.И. Хоменко, И.А. Шмелевой, С.В. Головиным,
Б.Д. Тарлинским и др. была создана серьезная научная школа свар-
щики трубопроводов.
Практически все технологии, материалы и оборудование для сварки
трубопроводов в союзе с Институтом электросварки им. Е.О. Патона раз-
работаны ВНИИСТом. Здесь же д-ром техн, наук К.И. Зайцевым, канд.
техн, наук Б.Ф. Виндтом, Н.А. Сергеевой создана технология и обору-
дование сварки полимерных труб.
Разработан комплекс приборов для контроля качества сварных со-
единений И.С. Нейфельдом, Р.М. Хакимьяном, для контроля каче-
ства подводно-технических работ под руководством канд. техн, наук
Н.М. Белкина.
Как и в области сварки, во ВНИИСТе была создана научная школа по
электрохимзащите канд. техн, наук В.И. Глазковым, В.Г. Котиком, д-рами
техн, наук, профессорами Н.П. Глазовым, В.В. Притулой. В разные годы
организаторами исследовательской работы ВНИИСТа выступали его ди-
ректора: акад. Б.Н. Жемочкин, член-корреспондент академии строи-
тельства и архитектуры В.С. Туркин, д-р техн, наук А.М. Зиневич, д-р
техн, наук, проф. Р.М. Шакиров. Главным штабом научно-техническо-
го прогресса отрасли являлось Главное научно-техническое управление
Миннефтегазстроя. Его в течение 15 лет возглавлял д-р техн, наук, проф.
О.М. Иванцов.
В конце 80-х годов Правительство и ЦК партии взяли жесткий курс
на выправление положения с охраной природной среды. В Миннефте-
газстрое руководство экологической деятельностью было возложено на
заместителя министра И.И. Мазура. Именно с его энергичной деятель-
ностью связан перелом в работе министерства по охране окружающей
среды.
502
ГЛАВА VI
В 1981-1985 гг. была осуществлена крупнейшая за всю историю
программа строительства газотранспортных систем, и в производ-
ственный оборот вовлечено 200 млрд м3 газа.
Начиная с 1971 г. в бывшем СССР и теперешней России построено
более 53 тыс. км газопроводов диаметром 1420 мм на рабочее давление
7,4 МПа.
Высокий технический и организационный уровень строительства,
совершенствование хозяйственного механизма позволили добиться су-
щественных результатов в сфере строительного производства. Концен-
трация трудовых и производственных ресурсов в единых технологи-
ческих коридорах, мобильность строительных подразделений, новые
методы строительства - все это позволило построить самую крупную
газотранспортную систему в мире. Единая газотранспортная система
России - большая техническая система, крупнейшее инженерное со-
оружение XX в., созданное руками строителей в союзе с Мингазпро-
мом, РАО «Газпром».
Экскурс в строительную практику последних десятилетий, в ко-
торые формировались единая система газоснабжения (ЕСГ), системы
нефтепроводов и продуктопроводов, важен для оценки работоспособ-
ности эксплуатируемых систем, их надежности и безопасности, а так-
же для разработки и применения новых технологий, техники, совер-
шенствования управленческих и организационных решений для
достижения в новых трубопроводных проектах принципиально более
высокого уровня безопасности и надежности, связанных со строитель-
ным процессом.
Формирование безопасности трубопроводных систем в процессе их
сооружения обеспечивается, прежде всего, за счет высокого качества
строительства. В свою очередь, качество строительства обеспечивается
влиянием многочисленных факторов: прогрессивных норм, разработан-
ных на уровне современных знаний, оптимальных проектных решений
с использованием аэрокосмической техники для изыскания трасс, при-
менения интеллектуальных строительных технологий, использования
современной строительной техники и диагностики, прогрессивных на-
дежных методик испытания сооружений перед сдачей в эксплуатацию,
а также независимым контролем за качеством выполнения строитель-
но-монтажных работ на всех этапах возведения объектов.
Общий экономический кризис 90-х годов почти на десятилетие при-
остановил развитие трубопроводного транспорта. В 1990 г. было пост-
роено около 4 тыс. км газопроводов, а в 1998 г. всего 450 км. Только в
последние годы возобновилась реализация новых крупных проектов:
строительство белорусского участка системы Ямал - Европа, нефтепро-
вода Тенгиз - Новороссийск (КТК), газопровода Россия - Турция, Бал-
тийской нефтепроводной системы. В ходе реализации этих проектов
восстановился утраченный за последние годы технический потенциал
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
50 3
и, образно выражаясь, строительный «трубопроводный интеллект». С
другой стороны, прогресс в строительстве нефтегазовых магистралей
получил новый импульс: реализуются принципиально новые техноло-
гии, способствующие достижению более высокого уровня безопаснос-
ти и надежности трубопроводных сооружений.
Ниже приводятся наиболее интересные примеры строительной тру-
бопроводной практики последних лет.
Общеизвестно, что при трубопроводном строительстве выполняются
огромные объемы земляных работ, в том числе в районах, покрытых
постоянномерзлыми грунтами. В России был накоплен поистине уни-
кальный опыт использования для прокладки трубопроводов роторных
экскаваторов. В отдельные годы роторными машинами было вырыто до
40% траншей от общей протяженности. СКВ «Газстроймашина» скон-
струировала целую гамму роторных экскаваторов для прокладки тру-
бопроводов разных диаметров, в том числе и для работы в районах рас-
пространения постоянномерзлых грунтов.
Опыт использования ЭТР на строительстве газонефтепроводов за пре-
делами СССР (Ирак, Иран, Алжир, Ливан, Нигерия и др.) показал их
явное преимущество по сравнению, например, с американскими экска-
ваторами фирмы «Cleveland», причем машины эксплуатировались в
крайне неблагоприятных природных и грунтовых условиях (пустыня с
тяжелыми, плотными, слежавшимися и скалистыми грунтами).
Особенно эффективны ЭТР при разработке траншей в вечномерзлых
грунтах. В настоящее время ни один вид землеройной техники не мо-
жет сравниться с роторными траншейными экскаваторами по экономи-
ческим показателям разработки мерзлых грунтов при строительстве
линейной части магистральных трубопроводов. Применение машин с
рабочим процессом разрушения грунта рыхлением или взрывом в усло-
виях Крайнего Севера приводит к значительному увеличению объемов
разрабатываемого грунта, размеров полосы земляных работ. Примене-
ние роторных экскаваторов обеспечивает высокую производительность
при низкой стоимости кубометра разработанного грунта.
В последнее время коллективу конструкторов во главе с С.И. Лариным
(ООО «Экомаш») и М.З. Алыпицем (ЗАО «Газстроймашина»), используя
накопленный опыт создания и эксплуатации роторных машин в России и за
рубежом, удалось создать роторный экскаватор нового поколения ЭТР309
(рис. 6.6). Его отличают повышенная мощность двигателя, усиленные кон-
струкции основных узлов и ряд других конструктивных решений, обеспе-
чивающих его надежную работу при разработке мерзлых грунтов.
Роторный траншейный экскаватор ЭТР309 является эволюционной
моделью экскаваторов типа ЭТР254, качественно изменивший техни-
ческий уровень всех последующих машин (табл. 6.5).
Профиль поперечного сечения траншеи, разрабатываемой экскава-
тором ЭТР 309, приведен на рис. 6.7.
504
ГЛАВА VI
Рис. 6.6. Роторный траншейный экскаватор ЭТР309 конструкции
ООО «Эк он маш» и ЗАО «Газстроймашина»
Рис. 6.7. Профиль поперечного сечения траншеи,
разрабатываемой роторным экскаватором ЭТР309
Таблица 6.5. ТЕХНИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РОТОРНОГО
ТРАНШЕЙНОГО ЭКСКАВАТОРА ЭТР309
Профиль разрабатываемой траншеи	Прямоугольный
1 Глубина траншеи (максимальная), м	3,0
1 Шипина траншеи, м	2,1
Техническая производительность, м в талых грунтах в особо прочных мерзлых грунтах	1500 600
Мощность двигателя, кВт	480
| Масса, кг	63000
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
505
В марте-апреле 2002 г. испытания экскаватора проводились на тра-
се газопровода Заполярное - Уренгой (вторая нитка) и на Заполярном
газонефтеконденсатном месторождении.
Поскольку проектом предусмотрена балластировка газопровода ди-
аметром 1420 мм, то требуемая ширина траншеи должна быть не ме-
нее 3,1 м, что превышает ширину захвата рабочего органа экскаватора
ЭТР309. На отведенном для испытаний участке длиной 350 м траншея
разрабатывалась в два прохода (рис. 6.8).
Рис. 6.8. Профиль поперечного сечения траншеи,
разработанной экскаватором ЭТР309 на участке
балластировки газопровода Заполярное — Уренгой
Вначале разрабатывали траншею 1. Сзади экскаватора отвал слева от
траншеи бульдозером сталкивался обратно в траншею и планировался.
Затем разрабатывали траншею 2. При этом перемычка (между траншея-
ми) шириной 25—30 см частично скалывалась под давлением массы грун-
та, засыпанного в первую траншею. Вторая траншея также сразу засыпа-
лась и планировалась сзади экскаватора. Разупрочненный таким образом
массив грунта затем был разработан одноковшовым экскаватором.
На участке трассы Заполярное — Уренгой испытание проводилось в
двухслойном грунте. Верхний слой толщиной до 1,5 м представлял со-
бой промерзшую супесь прочностью до 240 ударов ударника ДорНИИ,
ниже, на всю глубину траншеи, был расположен влажный глинистый
грунт прочностью 40 ударов на дне.
Испытания показали правильность принятых при создании экска-
ватора основных технических решений. Только по сменной производи-
тельности экскаватор ЭТР309 имеет трех- четырехкратное преимуще-
ство в сравнении с комплектом машин «одноковшовый экскаватор и
два бульдозера-рыхлителя».
По приведенным ниже удельным показателям ЭТР309 превосходит
другие известные отечественные (ЭТР307) и зарубежные модели
(Тгепсог1080 Канада).
506
ГЛАВА VI
Экскаватор	ЭТР309	ЭТРЗО
Масса на единицу площади сечения, т/м2	10	16,67
Мощность на роторе к площади сечения траншеи, кВт/м2	65.07	53,33
Масса к мощности на роторе, т/кВт	0,154	0,313
Экскаваторами ЭТР309 в вечномерзлых грунтах можно разраба-
тывать траншеи различной ширины: 1) 1,8/2x3,0 м; 2) 1,2/1,5x3,0 м;
3) 3,1x3,0 м. В первом случае используется ЭТР309 с рабочим органом
шириной 1,2/1,5 м, ожидаемый темп разработки траншеи - около
1,5 км/сут. В третьем случае приемлемы два способа.
В арктических условиях, на 6-ом по запасам газа в мире месторожде-
нии «Заполярное», в 2002 г. введена в эксплуатацию установка комплек-
сной подготовки газа мощностью 35 млрд/м3 в год. ОАО «Стройтрансгаз»
построил сложный в техническом отношении газопровод от этого место-
рождения до Уренгоя протяженностью 209 км.
В состав линейных объектов газопровода входят: трубопровод диа-
метром 1420 мм с перемычками диаметром 1020 мм; 2 узла замера рас-
хода газа; узел подключения центральной дожимной компрессорной
станции; узел запуска очистных устройств; узел подключения компрес-
сорной станции Пуртазовская, совмещенный с узлом приема и запуска
очистных устройств; узел приема очистных устройств; 2 перехода дли-
ной по 14,6 км через русловую и пойменную часть р. Пур; 11 глубинных
анодных заземлителей; 212,6 км вдольтрассовой линии электропереда-
чи; 5 промежуточных радиорелейных станций.
Строительство проходило в зоне распространения вечной мерзлоты.
Заболоченные и обводненные участки составили более 25% площади
отведенной полосы. Зимний период в регионе начинается, как правило,
в середине сентября и длится до последней декады мая. Продолжитель-
ность полярной ночи — 1,5 месяца. Среднее число дней с температурой —
35°С и ниже (за один сезон) — 39.
В районе строительства полностью отсутствовала автомобильная и
железнодорожная сеть. Основными транспортными магистралями яв-
лялись автозимники и реки Пур и Таз. В 1996-1998 гг. силами специ-
альных дорожно-строительных подразделений сооружена автомагист-
раль Уренгой - Коротчаево — Заполярное протяженностью около 230 км.
Все технологические решения принимались с учетом минимизации
воздействия на окружающую среду и сохранения экологии в районе
строительства, так например:
•	земляные и трубоукладочные работы проводили в зимний период
после полного замерзания деятельного слоя;
•	строительные материалы к месту монтажа доставляли по притрас-
совым дорогам;
•	засыпку трубопровода, уложенного подземно и наземно, выполня-
ли преимущественно экскаваторами.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
507
За основу принят принцип выполнения строительно-монтажных
работ комплексными технологическими потоками, созданными на
базе ОАО «Уренгойтрубопроводстрой», ООО «Сибрегионгазстрой»,
ОАО «Севертрубопроводстрой», ОАО «Надымспецсвармонтаж».
Была создана система лизинга тяжелой строительной техники, что
позволило в сравнительно короткие строки реализовать целевую про-
грамму коренного технического перевооружения потоков. В лизинг на-
чали передаваться трубогибочные машины американского производ-
ства, японские трубоукладчики, бульдозеры, оборудование для ремонта
техники, американские и японские экскаваторы.
Впервые в отечественной практике уложены два дюкера перехода
газопровода через р. Пур протяженностью каждый 1489 м из труб диа-
метром 1420 мм, со стенкой толщиной 23,2 мм. Строительство перехо-
да на заболоченной пойме р. Пур, пересекаемой протоками и старица-
ми, протяженностью 13,2 км, велось одновременно с монтажом
восьми компенсаторов в крайне сложных гидрогеологических усло-
виях. На водонасыщенных со слабой несущей способностью грунтов
участках общей протяженностью 4,6 км в пойме применен запатен-
тованный бесподъемный способ укладки забалластированного трубо-
провода. Этот способ был разработан Уренгойским филиалом Строй-
трансгаза и ООО «Межрегионтрубопроводстрой».
Работы по балластировке газопровода на сильно обводненных грун-
тах велись с применением чугунных и железобетонных пригрузов. Уча-
сток плети, забалластированный кольцевыми железобетонными пригру-
зами УТК (рис. 6.9), укладывали по оси будущей траншеи. На участках
Рис. 6.9. Монтаж кольцевых пригрузов УТК
508
ГЛАВА VI
поймы забалластированный трубопровод опускался методом «подко-
па» — в результате выемки грунта из траншеи двумя одновременно ра-
ботавшими экскаваторами, которые синхронно перемещались вдоль
плети (рис. 6.10). Под действием силы тяжести забалластированного
трубопровода грунт, составлявший остаточную призму, частично вы-
давливался (выжимался) в зону, доступную для его экскавации. С по-
мощью гидромонитора грунт убирали из зоны в тех местах, где его пря-
мая экскавация была невыполнима. Гидроразмыв использовали не
только для проектного заглубления трубопровода, но и для своего рода
«рихтовки» его высотного положения.
Рис. 6.10. Схема укладки забалластированного
трубопровода бесподъемным способом:
1 — экскаваторы; 2 - отвалы грунта; 3 — забалластированный трубопровод;
4 — гидромонитор; 5 - бульдозер; 6 - обратный валик; 7 - траншея
Во избежание излома плети разработка грунта велись ступенчато
(горизонтальные забои), чтобы обеспечить ее постепенный опуск. Был
выполнен прочностной расчет, исходя из допустимого минимального
радиуса упругого изгиба равного 3500 м. В результате были определе-
ны номинальные значения технологических параметров (рис. 6.11), а
именно: расстояния между смежными забоями, высота опирания пле-
ти, т. е. высота забоев.
В зависимости от глубины заложения трубопровода применяется
двухступенчатая или трехступенчатая схема укладки.
Максимальные допустимые монтажные напряжения в трубах (при
коэффициенте запаса 0,8) принимались равными 256 МПа.
На заболоченных и обводненных участках трассы, где проектом пре-
дусмотрены балластировка пригрузами (УБК, УБО, КТ-1400) и удале-
ние воды из траншеи, была применена технология совмещенной ук-
ладки и балластировки трубопровода на плаву, без монтажа захлестов
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Г»09
f л
ГТГР Г
Рис. 6.11. Схема укладки трубопровода бесподъемным методом:
а — двухступенчатая, с устройством двух забоев; б — трехступенчатая,
с устройством трех забоев; в — расчетно-технологическая схема:
1, 2,3 - точки расчетпо-технологической схемы (соответствуют числу забоев);
hp h2, h3 - отметки положения забоев; Ьт - глубина траншеи; L - длина
участка упругого изгиба трубопровода; Ц и L2 - расстояния между
смежными забоями; 11,1 — длины крайних участков; Кр К2 К3 — направление
реакции грунта на воздействие трубопровода в точках 1, 2 и 3;
q - вес единицы длины трубопровода
(рис. 6.12). Это было вызвано тем, что из-за обширной обводненности
территории удалить воду из траншеи оказалось практически невоз-
можным. Кроме того, в таких условиях чрезвычайно затруднен мон-
таж захлестов.
Укладка плети на воду и балластировка велись строго синхронно с
соблюдением расчетных длин участка, приподнятого над водой, плава-
ющего участка и участка, притопленного под действием утяжелителей.
Под водой относительно оси плети применяется магнитопоплавко-
вый индикатор, который указывает с помощью поплавка расположе-
ние продольной оси плети под водой.
Для наземных (в насыпи) газопроводов ОАО «ВНИИСТ» совместно с
Уренгойским филиалом ОАО «Стройтрансгаз», ЗАО «Ямалгазинвест» и
ООО «Сургутгазпром» разработали конструктивные и технологические
510
ГЛАВАХ!
Направление хода работ
Рис. 6.12. Технологическая схема укладки трубопровода
диаметром 1420 мм в траншею с водой и одновременной
его балластировки нригрузами, монтируемыми на плаву:
1—5 трубоукладчики колонны; Т—трубоукладчик, навешивающий пригрузы;
Ьв — глубина воды в траншее; Ьт — глубина траншеи; Г.В.Т. - уровень воды от
поверхности земли; а — шаг установки пригрузов; Lr — длина технологического
задела; i„. - длина участка, приподнятого над водой (длина укладки);
1п — длина плавающего участка; L — длина балластируемого
участка трубопровода. Все размеры даны в метрах
решения по закреплению насыпей откосов на водопропусках. Как извес-
тно, в местах «входа» и «выхода» газопровода фронтальная насыпь раз-
мывается потоками воды. Предусмотренные проектом каменные наброс-
ки оказались малоэффективными. Вместо них были использованы
грунтовые контейнеры, изготовленные из нетканого синтетического ма-
териала или из геотекстильных материалов. Контейнеры выкладывают-
ся ярусами, с зазорами, которые заполняются грунтово-торфяной смесью
в определенном соотношении. Контейнеры между собой скрепляются
сваркой или долговечными лентами, имеющими разрывное усилие не
менее 20 кН.
После того, как вся конструкция из контейнеров выполнена, ее обсы-
пают слоем органо-минеральной смеси. Она приготавливается из минераль-
ного грунта, торфа, минеральных удобрений, известковых материалов,
которые смешиваются в определенных пропорциях. В смесь добавляют
семена растений районированных сортов. Совместно с посевом трав для
надежного закрепления грунтов на откосах высаживают черенки ив.
По сравнению с ранее построенными в этом регионе магистральны-
ми газопроводами данный проект отличался особой сложностью. На-
пример, на различных участках применены десять типов укладки га-
зопровода, включая подземную с балластировкой железобетонными
пригрузами, полузаглубленную с использованием нетканых синтети-
ческих материалов, наземную в насыпи (рис. 6.13) и др. При этом смон-
тировано 64 компенсационных участка. Такие участки выполнены из
отводов радиусом 5Д, имеющих более высокую компенсационную спо-
собность, чем отводы холодного гнутья радиусом 60 м.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
511
типе
тиа а
Тип 7
ТипЗ
типе
Тип 4

Типю
(цсйв и ЦоЭлы
Тип 5

Рис. 6.13. Типы укладки трубопровода
512
ГЛАВА VI
Большая часть газопровода уложена с подсыпкой постели, последу-
ющей его присыпкой и в обваловке привозным грунтом. На трассу для
обвалования и устройства дорог было завезено 1,8 млн м3 грунта.
Успешно применялись: контактная сварка комплексами «Север-1»
(рис. 6.14), технология потолочной сварки «Иннершилд» с применени-
ем порошковой проволоки, двухсторонняя сварка под слоем флюса на
трубосварочных базах БТС142.
Рис. 6.14. Контактная сварка «Север-1»
Для проверки качества сварных соединений, выполненных нераз-
рушающими методами, применялись установки панорамного рентге-
нографического контроля в сочетании с аппаратами ультразвукового
контроля. Лаборатории были оснащены самым современным конт-
рольным оборудованием. Лаборатория включает: самоходный рентге-
новский аппарат, оборудование для обработки и расшифровки рентге-
нограмм, гамма- и ультразвуковой дефектоскоп, холидей-детектор, др.
приборы, и способна обслуживать технологический поток с годовой про-
изводительностью более 100 км сооружаемых трубопроводов, в том
числе и диаметром 1420 мм.
В 2000 г. на строительстве линейной части первой нитки газо-
провода Заполярное - Уренгой остро встал вопрос об изоляции кра-
новых узлов, фасонных изделий подземной укладки. Общая площадь
покрытия составила 3700 м2. Дополнительно требовалось заизоли-
ровать 1000 м2 поверхности смонтированных по трассе гнутых от-
водов 1420 радиусом 5Ду.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВО ДОВ
>1-4
Была выбрана технология с использованием оборудования фирмы
«Томас Н-2000» для подготовки защищаемых поверхностей и нанесе-
ния мастики «Фрусис 1000-А» японского производства.
Для проведения работ в зимний период и нанесения изоляционного
покрытия на крановые узлы непосредственно в траншее потребовалось
предварительно решить две задачи:
•	организовать мобильный изолировочный комплекс;
•	обеспечить над зоной изоляции в укрытых крановых узлах темпе-
ратуру выше 15°С.
Тщательное соблюдение рекомендаций по технологии нанесения по-
крытия «Фрусис» на наружные поверхности деталей дало положитель-
ные результаты. Для обеспечения адгезии праймера и мастики в укры-
тии необходимо было поддерживать температуру 15°С не менее 10 ч, при
20°С -5 ч, при 30°С - 3 ч.
Накопленный опыт применения в районах Крайнего Севера надеж-
ной гидроизоляции мастикой «Фрусис» показывает, что для качествен-
ного ее нанесения в зимних условиях необходимы надежные укрытия,
способные в течение требуемого технологией времени поддерживать тем-
пературу изолируемого изделия в интервале не менее 15°С и не более
50°С.
При сооружении дорог к площадкам (крановых узлов, радиорелей-
ных, газоизмерительных станций и др.), вдольтрассовых проездов и для
устройства насыпей применен нетканый синтетический материал.
Отработана так же технология закрепления насыпей решеткой «Гео-
веб» в сочетании с неткаными синтетическими материалами.
Для эффективного использования местного грунта в качестве на-
полнителя при балластировке трубопровода в значительных объемах
применены нетканые синтетические материалы типа «Терфил».
В целях снижения интенсивности теплообмена газопровода с окру-
жающей средой, а, следовательно, сохранения несущей способности и
прочности вечномерзлых грунтов на отдельных участках строительства
проводились теплоизоляционные работы с использованием наружного
синтетического покрытия «Пеноплэкс-45», изготовленного из экстру-
зионных пенолистирольных скорлуп «Пеноплэкс-45», скрепленных на
трубе стягивающими стальными и полимерными лентами. Ранее для
подобных операций применялся ПСБ-С - штатный неэкструзионный
пенополистирол, завернутый и запаянный в полиэтиленовую пленку.
Для биологической рекультивации впервые по трассе газопровода
выполнен посев многолетних трав, опробованных и рекомендованных
для использования в регионе строительства.
В октябре 2001 г. по всей трассе проведена внутритрубная диагнос-
тика газопровода. Отклонений от проекта и нормативной документа-
ции не выявлено.
514
ГЛАВА ' I
Интересные технические и технологические решения в последние
годы использовались на строительстве трубопроводов в других регио-
нах России и на территории зарубежных стран.
Самым крупным зарубежным проектом 2002 г. для российских стро-
ителей, несомненно, стал участок нефтепровода Хауд-Эль-Хамра — Ар-
зев в Алжире. Его диаметр более 800 мм, протяженность 403 км, срок
строительства 22 мес. На условиях субподряда основные работы вы-
полнило ОАО «Нефтегазспецстрой». Именно эта строительная компа-
ния выбрана не случайно: Нефтегазспецстрой успешно справился с дру-
гими не менее ответственными заданиями. Всего за 10 мес. и с хорошим
качеством фирма выполнила сварку труб на 170-километровом участке
Самсун — Анкара газопровода Россия - Турция.
Таким образом, становится реальностью выполнение силами одной
строительной организации не только отдельных видов работ, но и круп-
ного зарубежного проекта. Это притом, что ОАО «Нефтегазспецстрой»
продолжает работать в традиционно «своем» регионе — Ямало-Ненецком
автономном округе на обустройстве газонефтеконденсатного месторож-
дения «Заполярное», а также на других объектах в Республике Бела-
русь и Московской области, Республике Коми.
Высокие результаты по типам и качеству работ были получены на
строительстве турецкого участка (Самсун - Анкара) газопровода Рос-
сия — Турция протяженностью 600 км, диаметром 1220 мм.
За основу технологии строительства был принят поточно-расчленен-
ный метод с глубокой дифференциацией операций, которые сбаланси-
рованы по времени их выполнения и оптимизированы в зависимости от
объемов строительства по экономическим показателям. Особенно это
относится к главному звену строительства — сварочно-монтажным ра-
ботам.
Высокая стоимость сварочных комплексов CRC-AW потребовала
максимальной реализации их технических возможностей. Применяя
дополнительные высокопроизводительные головки при сварке заполня-
ющих и облицовочных швов, удалось добиться повышения паспортной
производительности автоматической сварки с 70 до 100 и более стыков в
смену. При этом среднемесячная производительность увеличилась
более чем в 2 раза, а трудоемкость выполнения работ уменьшилась в
1,5 раза. Такая технология позволила сократить численность пер-
сонала и отказаться от применения стационарных трубосварочных
баз. Комплекс обеспечивает выполнение сварки и на криволинейных
участках трубопровода. Изготовление кривых вставок осуществля-
ется с помощью трубогибочных установок холодного гнутья как не-
посредственно на трассе, так и в стационарных условиях.
На особо сложных участках трассы применялась полуавтоматичес-
кая сварка с использованием порошковой проволоки.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
515
Все агрегаты для ручной дуговой сварки оснащены современными
инверторными источниками тока, которые, обеспечивая стабильность
режима сварки, позволяют практически исключить брак на этих опера-
циях. Ручная дуговая сварка в основном используется на захлестах, при
вварке катушек и арматуры.
Для контроля качества всех сварочных работ сразу же после их вы-
полнения применялся ультразвуковой метод с использованием автома-
тизированной системы и дублирующий контроль (в объеме 30% ) пано-
рамным просвечиванием осуществляется с помощью внутритрубных
автоматизированных комплексов типа «Кроулер».
При гидравлических испытаниях трубопроводов применялось высоко-
точное измерительное оборудование с компьютерной системой управления
процессом подъема давления до заранее установленных параметров.
На завершающем этапе выполнялась калибровка, осушка, внутри-
трубная диагностика. Эти операции позволяют повышать качество сда-
ваемых в эксплуатацию линейных объектов и получать исходные дан-
ные не только о качестве строительно-монтажных работ, но и о таких
комплектующих как трубы, соединительные детали и др.
В целом, при сравнении технико-экономических показателей совре-
менной технологии и достигнутых на строительстве газопроводов в про-
шлом, когда были использованы передовые разработки того периода, ус-
тановлено, что применяемая технология обеспечила лучшие результаты.
Так, среднемесячная производительность потока на трассе газопро-
вода Самсун - Анкара возросла в 2,2 раза, достигая 26-30 км при сред-
ней протяженности участка 170 км.
Вместе с тем, процесс формирования и внедрения современных вы-
соких технологий далеко не завершен.
Одним из основных направлений совершенствования технологических
процессов строительства трубопроводов является их дальнейшая автома-
тизация. Пока в широком масштабе она коснулась лишь сварки, между
тем как многие другие операции имеют высокую степень повторяемос-
ти, что создает благоприятные условия для их автоматизации. Это каса-
ется изоляции стыков, производства земляных работ и т. д. При разра-
ботке 1 км траншеи, например, машинист экскаватора выполняет 6 тыс.
однотипных операций. Автоматизация необходима также при осуще-
ствлении высокоточных операций, таких как испытание трубопроводов.
В настоящее время выдвигаются новые рубежи — переход на созда-
ние нефтяных и газовых магистралей следующего поколения, надежно
работающих при давлениях 10-14 МПа.
Как было показано ранее, вопрос о сооружении таких трубопровод-
ных систем неоднократно обсуждался и в прошлом (на давление до
10 МПа), но тогда отечественная промышленность и строительные орга-
низации не были готовы к реализации подобных проектов. К настоя-
щему времени тенденция создания трубопроводов высокого давления
516
ГЛАВА VI
уже реально просматривается на примере отечественной и зарубежной
практики. В частности, реализованы такие проекты, как «НОР ФРА»
(Франция) на 15 МПа, «Европайп-2» на 19,1 МПа, «Асгард» (Норве-
гия) на 17,2 МПа; участки проекта «Россия - Турция» на 10—25 МПа.
Проблема сооружения трубопроводов нового поколения на давле-
ние 10 МПа и более становится все актуальнее для России в связи с пред-
стоящим строительством протяженных газовых магистралей в новых
коридорах. Расчеты, проведенные институтом Стройтрансгаза совме-
стно с инжиниринговой компанией «Снампроджетти», показывают,
что реализация проектов по созданию протяженных (более 5 тыс. км)
трубопроводных систем высокого давления (до 14 МПа) даст возмож-
ность существенно сократить транспортные расходы: при транспор-
тировке газа объемом 10 млрд м3 в год по сравнению с традиционными
трубопроводами (на давление 7,5 МПа) экономия может составить 8%,
а при увеличении объемов транспортируемого газа до 30 млрд м3 в год
составит 30%.
Рассматривается целесообразность прокладки трубопроводов тако-
го класса в страны Юго-Восточной Азии. Их протяженность может дос-
тигать при различных вариантах более 6 тыс. км. При диаметре трубо-
провода 1420 мм, давлении в нем 14 МПа и пропускной способности
одной нитки 30 млрд м3 газа в год число компрессорных станций умень-
шится в 5 раз. В связи с тем, что трубопровод будет проходить по мало-
населенным регионам со сложными природно-климатическими услови-
ями, этот фактор имеет решающее значение.
Анализ современных тенденций развития трубопроводного транспор-
та показывает, что в дальнейшем необходимо решить еще ряд сложных
научно-технических задач, связанных с обеспечением безопасности и
надежности трубопроводов, разработкой принципиально новой техно-
логии строительства с использованием самых передовых достижений
науки и техники.
Анализ аварийных ситуаций на газопроводах за последние годы пока-
зывает, что за весь период жизни трубопроводов до 35—40 лет на первые
пять лет падает 27% аварий, причем, практически, все аварии из-за брака
СМР происходят в период до 15 лет работы трубопроводных магистралей.
Следует отметить, что показатель аварий в начальный период эксп-
луатации фиксирует не только разрушения по вине строителей, но так-
же из-за брака труб и, вследствие, так называемого, процесса приработ-
ки трубопровода. И все-таки вина строительного брака, выявляемого
по «горячим следам» значительная.
В показателях аварий на газопроводах из-за строительного брака
65% падает на монтажные сварные соединения. На магистральных
нефтепроводах 56% аварий и 21% отказов связано с браком кольце-
вых сварных монтажных стыков.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
517
Приведенные данные свидетельствуют о несовершенстве контроля
качества и, в первую очередь, о недостатках в постановке дефектоско-
пии и диагностики в строительстве трубопроводов.
В 1996 г. впервые в российской практике были созданы независи-
мые от заказчика и подрядчика организации для контроля качества
строительства объектов газотранспортных систем ПО «Спецнефтегаз»,
«НГБ-Энергодиагностика» и др.
В настоящее время НПО «Спецнефтегаз», «НГБ-Энергодиагности-
ка» полностью соответствуют требованиям, предъявляемым к органу
технического надзора типа «А» (независимый орган TH) в соответствии
требованиям РД 08-296-99 Госгортехназора России. Объединения об-
ладают системой контроля качества, которая признана соответствую-
щей требованиям стандарта качества ISO 9002: 1994, в международ-
ном Бюро качества «Veritas» получен сертификат.
НПО «Спецнефтегаз» располагает лицензиями Госгортехнадзора и
Минстроя РФ на проведение работ по техническому надзору, неразру-
шающему контролю качества, технической диагностике, разработке
средств диагностики и контроля.
Организации контроля качества располагают опытным, квалифици-
рованным и аттестованным персоналом, имеющим опыт работы по тех-
надзору в России и за рубежом.
Отличительной чертой технического надзора НПО «Спецнефтегаз»
является полный комплексный контроль всех операций строительного
цикла. Объединение осуществляло технадзор за строительством крупней-
ших систем магистральных газопроводов Ямал — Европа, Заполярное —
Уренгой, СРТО — Торжок, Россия — Турция, включая компрессорные
станции на этих трассах. «НГБ-Энергодиагностика» - контроль на КТК.
По требованию заказчика, РАО «Газпром», объединением «Спецнефте-
газ» был организован технадзор на трубных заводах: Харцызском и Вык-
сунском, на заводах фирм «Маннесманн» и «Ильва», а также на предприя-
тиях-изготовителях трубных деталей в Новосинеглазово и Омске. Первый
участок газопровода Ямал — Европа и КС «Несвиж», где выполнялся конт-
роль НПО «Спецнефтегаз» сданы с хорошим качеством.
Основная ответственность за гарантированное соблюдение требова-
ний норм и проектов при строительстве лежит на системе производствен-
ного контроля, его инструментального и метрологического обеспечения.
Анализ современных тенденций развития трубопроводного строи-
тельства выявил неадекватность системы производственного контро-
ля трубопроводов возросшим требованиям к их качеству, надежности
и экологической безопасности. Эта ситуация в немалой степени обус-
лавливает отказы и аварии на действующих трубопроводах и связан-
ные с ними экономические и экологические потери. Несоответствие
системы контроля качества строительства проявляется прежде всего:
>18
ГЛАВА УЧ
—	в его недостаточной информативности, вследствие нерегламенти-
рованной точности и достоверности;
—	слабой обеспеченности необходимых объемов инструментально-
го контроля, в частности, входного — для труб и материалов, операци-
онного — для земляных, подводно-технических, сварочно-монтажных,
изоляционно-укладочных работ и приемного контроля;
—	в неполном организационно-экономическом обеспечении контро-
ля, в том числе: неукомплектованности специалистами и приборами,
недостаточности финансирования;
—	в практическом отсутствии метрологического обеспечения контро-
ля, в части методик измерений, поверок средств измерений, ремонтной
базы и др.
Вышеизложенные обстоятельства требовали безотлагательного реше-
ния вопросов по разработке и созданию системы комплексного инстру-
ментального и метрологического обеспечения производственного контро-
ля в трубопроводном строительстве. Организация специализированных
независимых объединений по контролю качества строительства, их осна-
щенность современным оборудованием для дефектоскопии и диагности-
ки значительно повысила эффективность контроля и, в конечном итоге,
обеспечила снижение брака при выполнении строительно-монтажных
технологических операций, тем самым, сделав серьезный вклад в повы-
шение безопасности эксплуатации трубопроводов.
6.2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРОИТЕЛЬСТВА
НАСОСНЫХ И КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ
Также как и в линейной части, анализ накопленного опыта в сооруже-
нии наземных объектов трубопроводного транспорта позволяет оценить
надежность и безопасность функционирования компрессорных и насос-
ных станций, резервуарных парков, наземных комплексов, подземных
хранилищ, сооружений в морских и речных портах, на железнодорож-
ных станциях для перевалки нефти и нефтепродуктов, построенных по
разным нормативным требованиям в соответствии с техническим уров-
нем того или иного периода.
Капитальные вложения в наземные объекты магистральных газопро-
водов (компрессорные, газораспределительные станции, объекты про-
изводственной инфраструктуры и др.) составляют до 30% от общих
капитальных вложений в магистральные газопроводы.
Компрессорная станция — промышленный объект, требующий зна-
чительных материальных и трудовых затрат на его возведение (рис.
6.15 и 6.15а). В последние годы разработаны унифицированные про-
екты КС. Их внедрение позволило создать технологию строительства,
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
519
основанную на поточном методе возведения нескольких КС и внедре-
ния поточно-совмещенного метода при сооружении их специализиро-
ванными бригадами.
Большое преимущество дало сооружение КС в едином коридоре. В
табл. 6.6 приведены данные по фактической и нормативной продолжи-
тельности строительства КС.
Рис. 6.15. Центральная дожимная КС на месторождении «Медвежье»,
введенная в эксплуатацию в 1997 г.» сооружена с применением
комплектно-блочного метода
Рис. 6.15а. Строительство компрессорной станции «Краснодарская»
на газопроводе «Голубой поток»
520
ГЛАВА\I
Поточность сооружения отдельных очередей КС с равномерной заг-
рузкой специализированных потоков-бригад и техники позволило обес-
печить сокращение сроков строительства.
Таблица 6.6. СРАВНЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОЙ И НОРМАТИВНОЙ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА			
1 Газопровод	Фактическая средняя продолжительность строительства, мес.	Нормативная средняя продолжительность строительства, мес.	Сокращение сроков строгггельства, %
Уренгой — Грязовец— МОК	18	20	10
Уренгой—Пегровск	15	21	24
Уренгой—Новопсков	14	20	20
Уренгой —Ужгород	14	22,6	38
Уренгой—Центр (I нитка)	10,5	22	47
Главный принцип основного периода строительства КС взаимоувя-
занность строительно-монтажных работ генподрядных, субподрядных
организаций и специализация строительно-монтажных подразделений.
Прогрессивной и эффективной формой интенсификации сооружения
КС является внедрение поточно-совмещенного метода строительства, при-
чем при строительстве многониточных систем газопроводов создаются
благоприятные условия для внедрения непрерывного сооружения на од-
ной площадке двух-трех очередей КС в определенный период времени.
Трест «Казымгазпромстрой» и объединение «Татнефтестрой» совме-
стно с институтом НИПИоргнефтегазстрой разработали и внедрили при
строительстве КС поточно-совмещенный метод ведения строительно-
монтажных работ. Это позволило значительно повысить производитель-
ность труда и сократить в 1,5-1,8 раза сроки строительства по сравне-
нию с нормативными.
Научно-технический прогресс в сооружении КС осуществляется на ос-
нове комплектно-блочного метода (КБМ) строительства, обеспечивающе-
го системное повышение технического уровня строительного производства
путем развития и совершенствования проектно-конструкторских решений,
технологий, механизации, организации и управления строительством.
Поточная организация работ потребовала разделения нулевого цик-
ла и наземной части КС. Реализация этой задачи в проектах позволила
перейти к принципиально новой организации возведения КС.
Разработана типовая технология возведения КС в блочно-комплек-
тном исполнении, резко сокращающая трудоемкость производства ра-
бот. Внедрено соответствующее мобильному характеру строительства
необходимое техническое оснащение.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
521
В мобильных трестах внедрялся участковый подряд на основе по-
точно-совмещенного метода строительства с поэтапной специализаци-
ей участков и бригад; реализовался порядок оплаты труда работников
на основе укрупненных расценок за узел, этап, объект.
Параллельно с сооружением КС возводился жилой поселок на 400
человек.
В 1974 г. был создан Тюменский завод блочно-комплектных уст-
ройств ( «Завод БКУ »).
Коллектив завода участвовал в строительстве практически всех
объектов Западно-Сибирского нефтегазового комплекса. До 2003 г. было
изготовлено свыше 55 тыс. единиц блок-боксов производственного и со-
циально-бытового назначения различных видов суммарной площадью
более 1,5 млн м2. С применением продукции завода сооружены сотни
компрессорных станций, нефтеперекачивающих и кустовых насосных
станций, десятки установок комплексной подготовки газа, большое чис-
ло газораспределительных пунктов, трансформаторных подстанций и
других объектов. Архивы завода в общей сложности имеют документа-
цию более чем на 960 наименований блочной продукции.
В настоящее время тюменские предприятия ОАО «Стройтрансгаз»
обладают необходимыми мощностями по производству блочно-комплек-
тных устройств (БКУ) в количестве, достаточном для обустройства неф-
тегазовых месторождений по программе, определенной стратегией раз-
вития топливно-энергетического комплекса до 2020 г. Они имеют опыт
организации комплектно-блочного строительства и изготовления БКУ с
применением современного оборудования, прогрессивных материалов для
ограждающих конструкций, технические характеристики которых соот-
ветствуют условиям эксплуатации в различных регионах России.
В зависимости от функционального назначения, транспортных схем,
условий перевозки БКУ могут быть как отдельно стоящие, так и с транс-
формируемыми при монтаже крышами. Блочно-комплектные устройства
массой от 10 до 300 тонн и более доставляются на строительные площад-
ки железнодорожным, автомобильным, водным, а в исключительных
случаях воздушным транспортом.
Блочно-комплектные устройства могут применяться при освоении
как крупных, так и мелких месторождений.
Завод БКУ может поставлять в комплектно-блочном исполнении
большую номенклатуру объектов (рис. 6.16).
Кроме блок-боксов технологического назначения, заводом освоены
котельные в блочном исполнении, мясоперерабатывающие комплексы
различной мощности, холодильники промышленного назначения, зер-
носушильные установки, мини-пекарни, склады, магазины, киоски.
Приобретен опыт и строительства жилья. Практика показала, что из
контейнеров жилищно-бытового назначения в экстремальных услови-
ях в кратчайшие сроки можно сооружать как многоэтажные общежи-
тия, так и достаточно комфортные одноэтажные дома, коттеджи.
522
ГЛАВА VI
Рис. 6.16. На стапеле Тюменского завода
«Блочно-комплектных устройств» (БКУ)
Открываются широкие перспективы и новых разработок в связи с
многочисленными функциями БКУ и огромными возможностями со-
здаваемых материалов и оборудования.
Все виды продукции завода объединяет одно: они должны нести в себе
максимально возможное количество смонтированного в заводских ус-
ловиях оборудования и систем, что позволяет снижать сроки ввода
объектов в эксплуатацию, уменьшать материальные и физические зат-
раты на монтажных площадках (рис. 6.17).
На проекте Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) боль-
шой технический интерес представило возведение насосно-перекачива-
ющих станций «Кропоткинская» и «Комсомольская», где генподряд-
чиком выступал РАО «Роснефтегазстрой» (рис. 6.18).
Насосные станции относятся к сооружениям нового поколения. Это
выражается в технологических параметрах и конструктивных реше-
ниях, предусмотренном уровне надежности, использовании стандар-
тов мирового уровня.
Строительство осуществлялось индустриально-мобильным методом
с применением комплектно-блочных устройств. В строительстве при-
нимали участие субподрядные организации: (ХЮ «Промстройинвест»,
ОАО СУ-7, ЗАО СУ-6 «Нефтегазмонтаж», ОАО «Электромонтаж».
Насосные станции нового поколения представляют собой автома-
тизированные взаимосвязанные комплексы высоких технологий. Со-
временная техновооруженность НПС потребовала помимо поставки ма-
шиностроительных предприятий России поставки продукции из США,
Германии, Англии и др. стран всего на 32 млн долларов. Потребовалась
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
523
Рис. 6.17. Монтаж суперблока на Мыльджинском месторождении (1999 г.)
разработка кибернетической системы управления материально-техни-
ческим обеспечением в связи с поставкой большого количества оборудо-
вания и материалов в жестком графике.
Наиболее сложным объектом наземного строительства на магист-
ральных трубопроводах явилось сооружение КС «Береговая» на рос-
сийском берегу Черного моря, на газопроводе Россия — Турция.
Уникальная компрессорная станция с рабочим давлением на входе
9,3 МПа и на выходе 24,85 МПа при максимальной производительнос-
ти 16 • 109м3/год сооружается в мировой практике впервые.
Участники реализации проекта французская компания «Котран-
К», ОАО «Стройтрансгаз» и институт Гипроспецгаз.
Компрессорная станция размещена непосредственно на газопрово-
де, и традиционно прокладываемые подводящий и отводящий газопро-
воды-шлейфы отсутствуют. На площадке КС находятся камеры пуска
и приема очистных устройств и диагностики трубопроводов. Из-за рель-
ефа гористой местности площадь, на которой расположена КС крайне
524
ГЛАВА VI
Рис. 6.18. Строительство Кропоткинской насосной станции
Каспийского трубопроводного консорциума
РАО «Роснефтегазстрой»
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
525
ограничена. Основное и вспомогательное оборудование размещается на тер-
расах с перепадом высот в 30 м. Район характеризуется сейсмичностью до 9
баллов по шкале Рихтера, имеются оползни, тектонические разломы.
Такое расположение КС диктует жесткие требования к надежности,
выбросам в атмосферу вредных веществ, уровню шума от оборудова-
ния, охране флоры и фауны.
Объем земляных работ составляет 900 тыс. м3. На КС устанавливают-
ся 6 параллельно работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА)
мощностью 25 мВт каждый, 6 групп аппаратов воздушного охлаждения
(АВО) газа. Температура снижается с 130° до 50°С. Газ на выходе будет
иметь точку росы -25°Сповлагеи -16°Споуглеводородамприр=5,5 МПа.
Подготовленный охлажденный газ попадает в газопровод диаметром
Рис. 6.19. План компрессорной станции «Береговая»
на газопроводе Россия — Турция:
1 - проходная; 2 - пожарное депо; 3 — здание пожарных насосов;
4 - запас воды для пожаротушения; 5 - камера приема скребка; 6 - площадка
фильтров и сбора конденсата; 7 - площадка замера газа; 8 - шкаф приборов
автоматики; 9 - комната газового хроматографа; 10 — электрическая подстан-
ция охлаждения газа; 11 - площадка охлаждения газа; 12 - площадка ком-
прессорных агрегатов; 13 — шкаф насосов перекачки масла; 14 — площадка
емкостей маслохозяйства; 15 - площадка аварийного дизель-генератора;
16 — площадка компрессоров сжатого воздуха; 17 — здание обслуживания; 18 —
электростанция собственных нужд; 19 — площадка пуска скребка;
20 - площадка сбора конденсата; 21 - склад метанола;
22 — площадка контроля
526
ГЛАВА VI
600 мм. Площадка выходных кранов расположена в 900 метрах от КС по
направлению к урезу Черного моря. Отсюда начинается морской участок
газопровода Россия - Турция. План компрессорной станции «Береговая»
показан на рис. 6.19.
На КС предусмотрена электростанция собственных нужд мощностью
4500 мВт в составе 3-х турбогенераторов. Каждый турбогенератор мо-
жет обеспечить 100% потребность станции в электроэнергии. Обеспече-
ние электроэнергией в аварийной ситуации осуществляется от двух до-
полнительно устанавливаемых локальных дизель-генераторов малой
мощности.
Для защиты от коррозии входных и выходных газопроводов запро-
ектированы независимые от площадки КС системы электрохимической
защиты.
На КС «Береговая» предусмотрено функционирование автоматизи-
рованной системы управления технологическим процессом (АСУТПКС).
Технологическое оборудование и трубопроводы, рассчитанные на
10 МПа, разделены от высокой стороны на давление 25 МПа специаль-
ными узлами безопасности.
Обеспечен высокий уровень безопасности всего оборудования КС,
разработана специальная система производственно-экологического
мониторинга, рассчитанная на строительный и эксплуатационный
период.
Уникальная по давлению КС имеет самую совершенную систему
защиты, систему безопасности.
63. БЕЗОПАСНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
В системе обеспечения надежности и безопасности трубопроводно-
го транспорта наибольшую сложность представляют пересечения га-
зопроводами и нефтепроводами рек, каналов, озер и водохранилищ.
Только на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» эксплуати-
руется 1620 переходов (2529 ниток общей протяженностью в русловой
части 1445 км), из них 253 переходов (483 нитки) через судоходные реки.
На магистральных нефтепроводах насчитывается около 2 тыс. пере-
ходов через водные рубежи. Еще большее число подводных переходов
на промысловых и распределительных трубопроводах.
В годы «трубопроводного бума» в России было проложено около
3500 км подводных трубопроводов или 100-110 км (150-200 дюкеров)
в год. Были построены многочисленные переходы через реки Волгу,
Каму, Белую, Днепр, Дон, Обь, Иртыш, Енисей, Амур, многочислен-
ные водохранилища и озера, а также в акваториях Каспийского, Бал-
тийского, Охотского и других морей на глубинах до 50 м и более.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНО' ТГ ТРУБОПРОВОДОВ
5 2 7
Объемы ежегодно разрабатываемого на переходах грунта состав-
ляли до 15 млн м3. Укладка основного объема вынутого грунта прово-
дилась преимущественно в подводные отвалы или траншеи, что оказы-
вало в течение многих лет существенное влияние на русловые процессы
и экологию.
С точки зрения «взаимодействия» с природой дюкеры через водные
преграды являются, в свою очередь, наиболее уязвимыми и подвержен-
ными отрицательному воздействию со стороны природных факторов,
включающие в себя (от крана до крана) подводные, пойменные и берего-
вые участки. На каждом из этих участков при их строительстве всегда
нарушается естественный природный процесс, а трубопроводы, в свою
очередь, подвержены определенным специфическим воздействиям, за-
частую труднопрогнозируемым. К ним относятся:
—	сложные русловые процессы и вызываемые ими глубинные и пла-
новые деформации дна и берегов, определяемые типом рек, их регио-
нальным расположением, зарегулированностью их водного режима,
интенсивностью судоходства, расположением на реках различных
гидротехнических сооружений и переходов других трубопроводов;
-	интенсивные и сложные пойменные процессы, характеризуемые
длительностью многочисленных старых русел (стариц), размерами и
продолжительностью затопления пойменных участков, скоростью и
объемом развивающихся на них деформаций;
—	разнообразные береговые процессы, включающие оползни, карсто-
вые явления, сейсмические явления, размыв берегов, солифлюкцию на
склоновых участках и др.
Участки переходов по указанным причинам являются постоянными
зонами риска. Причинами такого опасного для эксплуатации состояния
могут быть размыв и всплытие трубопровода в реке, потеря устойчивос-
ти в результате разрушения системы закрепления трубопровода и коле-
баний в потоке, провалы и разрывы на склонах, обнажение и подмыв
трубопровода при разрушении берегоукрепительных конструкций и т. д.
Весьма сложная ситуация на подводных переходах имеет место на
участках пересечения рек многониточными трубопроводными система-
ми (в границах технических коридоров). Большие сложности в после-
дние годы были отмечены в связи с этим, на р. Волге (ниже г. Волгогра-
да), Оби, Иртыше, Каме и многих др.
Однажды нарушенное, веками сложившееся природное равновесие
на реках, при строительстве первых трубопроводов нарушается в еще
большей степени при строительстве последующих ниток подводных тру-
бопроводов. Разрушаются береговые склоны, изымаются и переносятся
на другие участки реки десятки тысяч кубометров грунта при разра-
ботке подводных траншей. Изменяется водный режим и естественные
русловые процессы на значительных по протяженности участках рек.
При естественном восстановлении равновесия на нарушенных участках,
528
ГЛАВА VI
в свою очередь, происходит размыв и снос донного грунта, образование
новых проток, размыв береговых склонов, изменение уклонов и водно-
го режима в реке, нанося ущерб тем трубопроводам, которые были по-
строены в этой зоне раньше.
В разные годы и по различным причинам были отмечены аварий-
ные ситуации на подводных переходах магистральных трубопроводов
на реках Волга (нефтепродуктопроводы ниже Куйбышевской ГРЭС,
1958 г.), Днепр (газопровод Дашава — Москва, 1953 г.), Иртыш (нефте-
продуктопровод, 1961 г.), Стрый (газопровод, 1956 г.), Баксан (газопро-
вод, 1964 г.), Кубань (газопровод, 1964 г.), Сев. Донец (газопровод Лу-
ганск - Лисичанск, 1964 г.), М. Сыня (1983 г.), Уса (1987 г.), на
газопроводе Тула — Москва (1994 г.).
Наиболее крупной была авария на газопроводе диаметром 1420 мм
Макат — Северный Кавказ в 1991 г., в результате было принято решение
о строительстве новой нитки перехода через реку Волга.
Практически все подводные переходы построены траншейным спосо-
бом непосредственно в руслах рек и в водоемах. Несмотря на достигнутые
успехи в прокладке дюкеров таким способом, самому методу присущи
органические недостатки, которые снижают уровень долговременной на-
дежности подводных переходов.
Главный из них: проведение строительных работ и последующая
эксплуатация дюкеров непосредственно в руслах рек, акваториях озер
и водохранилищ, что связано с наиболее уязвимыми участками, труд-
нопрогнозируемыми природными процессами, имеющими место на об-
ширной территории России.
Мерзлота, пучение грунтов, оползни, сложные русловые процессы,
паводки, ледовые заторы, часто применяемый регулируемый водный
режим, судоходство, рыбохозяйственное значение — таков далеко не
полный перечень факторов, определяющих условия воздействия на
подводные газопроводы различных нагрузок, их экологическую безо-
пасность.
Выполнение большого объема земляных и укладочных работ откры-
тым способом на реках, в водоемах, имеющих большое рыбохозяйствен-
ное значение, являющихся источником водоснабжения, вызывает заг-
рязнение воды на большом расстоянии по течению, угнетает ихтиофауну,
наносит огромный вред рыбному хозяйству.
На судоходных реках сооружение переходов налагает ограничение
на судоходство. Прокладка в открытых водоемах требует большого
объема балластировки (рис. 6.20). И хотя российские строители освои-
ли технологию сооружения переходов в зимний период со льда, но этот
процесс весьма сложный и не всегда представляется возможность
применить такую технологию. Для многих водоемов строительство пе-
реходов носит сезонный характер.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
529
Рис. 6.20. Балластировка трубопроводов на подводных переходах.
Подготовленные забалластированные секции подводного
перехода газопровода через р. Волга
На рис. 6.21 а и б показана прокладка дюкера диаметром 720 мм
через р. Северная Двина. Переход длиной 940 м построен на глубине
13 м в зимних условиях, когда толщина льда достигла более метра. Стро-
ились со льда более сложные переходы через реки Волга, Обь.
Из всей линейной части трубопроводов подводные переходы нахо-
дятся в самом неблагоприятном положении. Диагностика переходов
затруднена, внутритрубная диагностика в силу конструктивных реше-
ний на старых переходах не производится. Наибольший объем ремон-
та из-за оголения и провиса трубопроводов в русле, нарушения действу-
ющих норм строительства и эксплуатации; требуется выполнение
больших объемов ремонта и реконструкции переходов.
Состояние отдельных речных переходов должно быть отнесено к
зоне риска.
За период с 1981 по 2000 г. на подводных переходах газопроводов
произошло 46 аварийных ситуаций, в том числе 28 аварий в русловой
части переходов и 18 — в пойменной.
Наибольшее число аварий было связано с браком СМР, размывом с
провисом и разрывом, всплытием трубы перехода и повреждениями
речными судами.
530
ГЛАВА VI
а)

Рис. 6.21. Прокладка дюкера диаметром 720 мм
со льда через р. Северная Двина,
а) Подготовленная майна (прорубь) для укладки дюкера;
б) Подготовка плети для речного перехода
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
531
В США за 25 последних лет на подводных переходах зарегистриро-
вано 1500 аварий.
Срок эксплуатации подводных переходов газопроводов ОАО «Газп-
ром» характеризуется табл. 6.7.
Таблица 6.7. СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ ОАО «ГАЗПРОМ»	
Продолжительность, годы	% от общей протяженности
до 5	5
от 5 до 10	8
от 10 до 20	41
от 20 до 30	22
от 30 до 40	18
Свыше 40	6
Таким образом, срок эксплуатации переходов свыше 20 лет 45% и
24% более 30 лет, т. е. дюкеры работают в очень сложных условиях
продолжительное время.
Обслуживание подводных переходов производится в соответствии
с «Правилами технической эксплуатации магистральных газопрово-
дов» и Регламентом РД 51-3-96.
Для повышения надежности подводные переходы на магистральных
трубопроводах сооружались с резервом в виде двух и более ниток, но
меньшего диаметра, чем основная магистраль. При выходе из строя од-
ной из ниток другая должна была, хотя и с сокращением производитель-
ности, обеспечивать подачу потребителям сырья и топлива. Но такое
техническое решение практически исключило наиболее прогрессивный
способ диагностики переходов — внутритрубную диагностику магнитны-
ми и ультразвуковыми снарядами.
В последние годы, как правило, строят переходы того же диаметра,
что и основная магистраль, в том числе и диаметром 1420 мм.
Подводные переходы трубопроводных систем построены и эксплу-
атируются по старым государственным и отраслевым нормативным
документам, не соответствующим современному уровню знаний и тех-
нических возможностей. Эти документы, как правило были ориенти-
рованы на штатные условия эксплуатации с учетом отдельных проек-
тных аварийных ситуаций. Вероятность последних со старением
основных фондов все время возрастает, но современные общие прин-
ципы обеспечения безопасности рассматривают более жесткие требо-
вания — концептуальные положения о предотвращении и локализа-
ции последствий от потенциально возможных аварий, катастроф и
катаклизмов природного и техногенного происхождения.
532
ГЛАВА VI
Наиболее часто аварийные ситуации возникают в связи с русло-
выми и береговыми деформациями, обнажением и провисанием тру-
бопроводов, гидродинамическим воздействием потока с усталостным
развитием дефектов в трубном металле. Очень часто повреждения под-
водных переходов происходят по вине третьей стороны, например,
пропуск плотов с волокушами и другие нарушения связанные с дея-
тельностью человека. Следует отметить, что ликвидация аварий на
речных переходах неизмеримо более серьезный и долговременный
процесс, чем на сухопутной линейной части. Аварии на переходах
вызывают сокращение, а в отдельных случаях и прекращение пода-
чи продукта.
В период аварийных ситуаций на нефтепроводах и продуктопрово-
дах концентрация нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200—
300 мг/л. Загрязнение рек и водоемов отрицательно, а иногда и просто
гибельно сказывается на рыбных запасах, серьезное бедствие терпит
вся ихтиофауна, нарушается водоснабжение населенных пунктов и про-
мышленных предприятий. Возгорание разлившейся нефти оборачива-
ется тяжелой катастрофой. Большой бедой стала серия аварий на неф-
тепроводе-коллекторе Харьяга - Усинск. В результате была загрязнена
большая территория с попаданием нефти в реки Уса и Кольва.
Такие аварии наносят огромный экономический ущерб. Коми-
нефть на ликвидацию последствий разлива нефти получила кредит
в 124 млн долл.
Для ликвидации аварий на подводных переходах нефтепроводов со-
зданы специальные команды и технические средства для борьбы с раз-
лившейся в водоемах нефтью: ограждающие боны, нефтесборщики,
используются специальные абсорбенты и др.
Таким образом, подводные переходы, выполняемые традиционным
способом с непосредственным входом в русло рек, в водоемы связаны с
большими техническими сложностями и тяжелым техногенным воз-
действием на природные комплексы. По объективным причинам весь-
ма трудно обеспечить надежность этих самых сложных участков тру-
бопроводов, их экологическую безопасность.
Обследование и ремонт переходов газопроводов отстает от потребнос-
ти. Всего требуется провести ремонт 1104 переходов. Капитальный ре-
монт выполняется только на 50% от потребности. Причины неудовлетво-
рительности технического состояния подводных переходов заключаются
в ошибках при проектировании, недостатках строительства и организа-
ции технического надзора.
Обследование дюкеров производится с применением современных
приборных комплексов («САК-3>>, «Тубус>>, «Атлас Электроника - Гер-
мания, «Дюкер-Т»), мобильных комплексов («Микросаунд>>, «Дюкер-
М», «Интершельф-СТМ» и др.).
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
533
В последнее время появились новые возможности по диагностике
состояния подводных переходов. Приборные средства позволяют осу-
ществлять батеметрическую съемку акватории, гидролокационное об-
следование дна, подводную видеосъемку. При этом определяется:
-	глубина залегания трубопровода в грунт;
-	наличие оголенных и провисающих участков;
-	плановое положение трубопровода;
-	гидрологические параметры водной среды;
—	состояние изоляционного покрытия трубопровода.
Такие работы могут производиться и в зимний период со льда.
Применение указанных современных технологий диагностики позво-
ляет получать достоверную информацию при обследовании акватории.
При этом координаты трубопровода определяются с точностью до мет-
ра, формируются карты акватории. Результаты могут быть представле-
ны в цифровой форме и размещены в электронном банке данных.
Например, предприятие «Интершельф-СТМ», специализирующееся
в области подводных технологий, по договорам с Трансгазом провело
диагностику нескольких подводных переходов. В распоряжении «Ин-
тершельф» имеются гидролокаторы секторного, кругового и бокового
обзора, телеуправляемые подводные аппараты, водолазные телевизион-
ные системы, электромагнитные системы определения положения тру-
бопроводов и кабелей, эхолоты, донные профилографы, спутниковые
системы точного определения координат (DGPS), компьютерные сис-
темы сбора и обработки информации.
К зоне риска должно быть отнесено состояние отдельных речных пе-
реходов, главным образом из-за обнажения в русловой части, ненадеж-
ным закреплением берегов в створе перехода и их размывом, невозмож-
ностью пропуска по отдельным ниткам внутритрубных диагностических
снарядов.
На размытые (открытые) участки подводных трубопроводов действу-
ют гидродинамические силы, обнаженные и провисающие участки дости-
гают 70% критической длины. Накопление усталостных повреждений
может привести к выбросу максимальных динамических напряжений за
допустимый уровень, возможен рост трещин до критических размеров и,
как следствие, разрушение подводного трубопровода.
Наблюдается понижение отметок дна в зоне перехода свыше 0,5 м,
наружная коррозия из-за повреждения изоляции, механические по-
вреждения, неустойчивость балластных грузов. Все эти дефекты мо-
гут провоцировать отказы и аварии на дюкерах.
В последние годы при ремонте трубопроводов находят применение
новые технологии: закрепление размытых участков гибкими метал-
лическими сетчатыми и бетонными матами, конструкция «труба в тру-
бе» и «гибкий чулок», ремонт с применением кессонов и полу-кессонов
на глубине до 15 м, используется заглубление (подсадка) подводных
534
ГЛАВА ЛП
трубопроводов. На реках Надым и Обь проводятся работы по регули-
рованию русловых процессов. Силами «Подводгазэнегосервис» с при-
влечением специалистов «Гидромастера» и МГУ им. Ломоносова про-
ведены гидрологические изыскания на р. Белая, что позволило
значительно уменьшить планируемые объемы ремонтных работ на 7
нитках подводных переходов.
На основании анализа надежности и безопасности работы подвод-
ных переходов в ОАО «Газпром» была разработана «Программа ме-
роприятии по обеспечению надежной работы подводных переходов ма-
гистральных газопроводов на 1999—2003 гг.».
В ней предусмотрены, прежде всего, программа неотложного ремон-
та целого ряда переходов, а также внедрение новых технологий ремон-
та. ООО «Подводгазэнергосервис» совместно с ВНИИСТом применил
технологию ликвидации дефектов на подводном трубопроводе с помо-
щью композитной спиральной муфты, ВНИИГазом предложена техно-
логия и конструкция усиливающей муфты для ликвидации дефектов
на подводном трубопроводе; широко применяются для ремонта клее-
вые композиции.
Создан опытный образец полуавтомата для подводной сварки в сре-
де защитных газов.
ДО АО «Газэнергосервис» изготавливает мобильный кессон, с помо-
щью которого можно ликвидировать дефекты труб диаметром от 219
до 1020 мм на глубине до 14 м.
На заводе «Нижегородский теплоход» строится ремонтное судно
ПРС-К с комплексом оборудования, обеспечивающего все технологи-
ческие операции по ремонту подводных трубопроводов.
Московской государственной академией водного транспорта создан
земснаряд для подсадки трубопроводов с глубиной разработки грунта
до 12 м, и завершаются работы по земснаряду для работы на глубине
до 20 м.
Для ликвидации дефектов и разрывов подводных трубопроводов на
большой глубине будут применяться шарнирные муфтовые соедините-
ли, широко используемые за рубежом.
На пойменных участках переходов часто происходит коррозионное
растрескивание трубопроводов из-за заболоченности поймы и несовер-
шенства технических средств обнаружения коррозионных поврежде-
ний, информация о таких дефектах чаще всего отсутствует. Необходи-
мого инструментария для определения дефектов, состояния участков
в таких условиях нет.
Решить эту задачу может внутритрубная инспекция, но 65% резерв-
ных ниток переходов не подготовлены к пропуску внутритрубных сна-
рядов-дефектоскопов. До 2005 г. намечено реконструировать 59 пере-
ходов для проведения внутритрубной инспекции, что составит менее
0,5% от потребности.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
535
Силами ИТЦ «Дюкер» создается банк компьютерных данных по тех-
ническому состоянию и экологической оценке переходов.
Качество ремонтных работ на переходах значительно повысилось с
введением независимого технического надзора за выполнением строи-
тельно-монтажных операций.
Значительное влияние на подводные переходы трубопроводов ока-
зывают искусственно вызванные русловые процессы и водный режим
на участках зарегулированных рек — в местах расположения потокоре-
гулирующих и судоходных сооружений, мостов, дамб и других гидро-
технических сооружений различных ведомств, а также на водохрани-
лищах — в верхнем и нижнем бьефах. Накопление воды в верхних
бьефах и их интенсивный сброс в многоводные годы, а также регулиро-
вание подачи воды в маловодные годы приводит к интенсивным дефор-
мациям берегов и дна реки, часто проявляющимся и в местах располо-
жения подводных трубопроводов (р. Волга, Кама, Днепр и др.).
Опасными для эксплуатации являются подводные переходы газо-
проводов, построенные в 1970—1980 гг. в районах Крайнего Севера и
вечной мерзлоты (тундры). Периодическое обмерзание трубопроводов,
оттаивание и просадка грунтов, образование ледяных линз, солифлюк-
ция на береговых склонах — служат постоянными причинами, отрица-
тельно действующими на состояние переходов газопроводов.
Реки северных регионов, имеющие специфические формы развития
(многорукавность, извилистость, интенсивная боковая эрозия береговой
зоны, опасный гидрологический режим, вызванный разными сроками
наступления паводков, ледовые явления — заторы, наличие мерзлоты
и др.), являются весьма сложными для оценки и прогноза их русловых
процессов, при расчетах глубинных и плановых деформаций в процессе
проектирования переходов и проведении мониторинга в районе их рас-
положения.
В свою очередь подводные трубопроводы, появляющиеся как ино-
родные сооружения в сложившейся природной среде, развивающейся
по своим законам, являются источником длительного отрицательного
воздействия на нее, усугубляющегося при ремонтах трубопроводов или
строительстве новых ниток на переходе, осуществляемых традицион-
ным (траншейным) способом.
Строительство подводных трубопроводов траншейным способом
требует, как известно:
-	разработки глубоких и широких траншей на береговых, поймен-
ных и русловых участках перехода и соответствующего разрушения тек-
стуры грунтов в границах траншей;
—	срезки неровностей и планировки территории на береговых учас-
тках с уничтожением древесной растительности и травянистого слоя в
границах большой строительной площадки;
536
ГЛАВА \ I
-	нарушения устойчивости склоновых участков в границах перехо-
да и последующего их восстановления насыпным (рыхлым) грунтом,
гравием или камнем, обладающих совершенно иной, по сравнению с
нетронутым грунтом, плотностью;
-	извлечения большого объема подводного грунта со значительной
глубины, имеющего многовековую текстуру;
-	устройства подводных траншей, играющих в длительный строи-
тельный период роль ловушек для донных наносов, приток которых при
рытье траншей с вышележащих участков реки резко возрастает;
—	подводного складирования извлеченного из траншей грунта в боль-
ших объемах на участках реки ниже перехода, что приводит к измене-
нию режима водного потока и развитию в зоне перехода новых русло-
вых и береговых деформаций.
Устранение воздействий на природную среду со стороны подводного
перехода в полном объеме практически невозможно. Даже для частич-
ного устранения нарушений требуются значительные материальные и
временные затраты. Защитные меры, как известно, включают такие
работы как берегоукрепление, устройство регулирующих сооружений
(дамб, шпор и др.), отсыпку грунта в русло в местах размыва, устрой-
ство береговых карт намыва для извлекаемого из траншей грунта и т. д.
Все это позволяет улучшить экологическую ситуацию в районе перехо-
да, но не устраняет полностью размеры техногенных нагрузок на при-
родную среду.
В связи со старением трубопроводных систем не только в России, но
и во всех странах Европы, СПТА и Канады, участившимися отказами и
авариями на подводных переходах, ужесточением требований по за-
щите природных комплексов шел интенсивный поиск новых техноло-
гий сооружения подводных переходов.
В 1971 г. американская фирма «Cherington» под р. Педжейро пост-
роила первый подводный переход наклонно-направленным бурением ди-
аметром 115,3 мм протяженностью 231,6 м (рис. 6.22). А уже в 1992 г.
по этой технологии было построено 2100 переходов, причем их диаметр
увеличился до 1200 мм, а максимальная длина превысила 2 км. Сум-
марная протяженность таких переходов достигла 800 км. В настоящее
время во многих странах переходы строятся, за редким исключением,
только с применением наклонно-направленного бурения. Этим спосо-
бом выполнены уникальные проекты переходов через реки Брахмапут-
ра, Медхну, Хуанхе, Ганг, Горону, Миссисипи, Волгу, Обь и др.
В нашей стране в отраслевой лаборатории Миннефтегазстроя при
МИНХ и ГП им И.М. Губкина «Магистраль» в 1985 г. (под руковод-
ством проф. В.И. Минаева) была разработана оригинальная техноло-
гия подводного наклонно-направленного бурения и созданы опытно-
промышленные проходческие комплексы КПГ.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
537
а)
б)
в)
Рис. 6.22. Принципиальная схема сооружения подводного
перехода методом наклонно-направленного бурения:
а) Бурение пилотной скважины;
б) Расширение скважины трубопровода;
в) Протаскивание трубопровода
Центром «Магистраль», который позднее трансформировался в ин-
новационную фирму «МАГМА», была разработана отечественная тех-
нология бестраншейной прокладки трубопроводов. В содружестве
538
ГЛАВА 11
с СКТБ «Электротехпром» было создано отечественное электробуро-
вое оборудование с электробурами диаметрами 190 и 290 мм, питав-
шихся от передвижной дизель-электростанции напряжением 380 В.
Была создана телеметрическая система слежения за траекторией про-
ходки и ее направлением, а также проходческий комплекс КПГ-1, реа-
лизующий напорное усилие 600 тонн (рис. 6.23).
Рис. 6.23. Первая отечественная установка
для наклонно-направленного бурения КПГ-1
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
539
В процессе отработки вариантов новой технологии пробурено восемь
скважин и проложены трубопроводы диаметрами 140, 159, 325 и 720 мм
под реками Клязма, Нара, Сетунь и Москва, а также осуществлена экспе-
риментальная проходка трубопроводов из предварительно изогнутых труб.
Позже был спроектирован и изготовлен проходческий комплекс КПГ-321.
В 1992 г. фирмой «МАГМА» были разработаны строительно-техно-
логические нормы «Строительство подводных переходов трубопроводов
бестраншейным способом» (СТН 51-4-92 РАО «Газпром», СТН 01-92 АО
«Роснефтегазстрой», СТН 06-092 АО «Роснефтегаз»), являющиеся пер-
вым нормативным документом, регламентирующим процессы сооруже-
ния подводных переходов методом наклонно-направленного бурения.
ВСМО «Подводтрубопроводстрой» в советский период был назна-
чен внедряющей организацией по целевой комплексной программе
ГКНТ по созданию технологических средств для строительства пере-
ходов трубопроводов через водные преграды с помощью направленно-
го бурения (постановление ГКНТ № 555 от 30.10.85).
В программе ГКНТ участвовали ведущие отраслевые министерства
СССР. Был изготовлен опытный буровой комплекс, смонтированный
на базе ВСМО «Подводтрубопроводстрой» в нос. Мячиково на р. Мос-
ква. В результате проведения испытаний оборудования были пробу-
рены 2 скважины длиной около 130 пог. м каждая.
Полученный опыт был использован в дальнейшем исполнителями про-
граммы. ОАО «Подводтрубопроводстрой» осуществил инвестиционный
проект, приобретя в январе 1997 г. мобильный бурильный комплекс (МБК).
МБК обеспечивает строительство трубопроводов диаметром до 1200 мм
протяженностью до 1500 пог. м. Он выполнен в блочном исполнении,
что обеспечивает быструю подготовку к работе и переброску на объект.
В 1997 г. совместно с фирмой «Haustadt + Timmermann» установкой
FBMK-260/400построен переход через р. Оре в Германии (табл. 6.8). В1998 г.
выполнены работы на 3-х переходах диаметром 600 мм и протяженностью
Таблица 6.8. ХАРАКТЕРИСТИКА БУРОВЫХ КОМПЛЕКСОВ			
Основные характеристики комплекса	DD-50	FMBK* 260/400	Anti-Rig
Максимальное тяговое усилие, тонн	22,5	260/Ю0	8
Минимальный вращающий момент, Нм	8540	105000	95600
Угол входа, градус	1249	545	545
Кол-во оборотов ротора в мин.	0400	0-52	7,2
Максимальный расход грязевых насосов, лДшн	500	2600	2600
Максимальное давление насоса, агм	86	350	350
540
ГЛАВА VI
700-1000 пог. м. В России, в 1998 г. малой установкой DD-5C построен
2-х ниточный переход через р. Кубань диаметром 429 мм и протяжен-
ностью 335 пог. м каждая. Выполнен полный комплекс работ, вклю-
чая проектирование.
Способ сооружения подводных переходов наклонно-направленным
бурением получил быстрое распространение за рубежом и в России.
Эта технология принципиально отличается от траншейной техно-
логии. Участок трубопровода-перехода через водный рубеж практиче-
ски не имеет никакого контакта с водоемом, он укладывается вне зоны
его действия. Следовательно, трубопровод перехода не испытывает на-
грузок, свойственных при укладке траншейным способом, в том числе
от ледохода, динамических нагрузок на обнаженных участках и случай-
ных — от действия третьих сторон, а также химического и бактериоло-
гического воздействия, свойственного водоемам. Прокладка подводно-
го перехода новым способом никак не влияет на природный комплекс
водоема, на его ихтиофауну, судоходство.
Все перечисленное создает принципиальные преимущества нового
способа, обеспечивая собственно более высокий уровень надежности со-
оружения и экологической безопасности. Отличие начинается с проек-
тирования и проведения изысканий. Если основой для траншейных пе-
реходов являются результаты гидрогеологических изысканий, а
именно: прогноз развития русловых и береговых деформаций, разви-
тие берегов речной долины, то для нового метода основа проектирова-
ния — это горно-геологические условия.
Скважина проектируется так, что она располагается в горном массиве
под дном водоема, обычно, на глубине 10—30 м. Вход и выход скважины
размещаются в удалении от водоема.
Как правило, трубопровод дюкера, выполняется такого же диамет-
ра, как и основная магистраль, что позволяет беспрепятственно прово-
дить внутритрубную диагностику перехода, пользуясь камерами пус-
ка и приема очистных и диагностических поршней. Это положение
имеет принципиальную важность, так как в настоящее время магнит-
ная и ультразвуковая внутритрубная диагностика имеет самые боль-
шие возможности обнаружения дефектов и, следовательно, наиболее
высокую гарантию надежности и безопасности подводного перехода.
Переходы наклонно-направленным бурением повсеместно выпол-
няются в однониточном исполнении диаметром равным диаметру тру-
бопровода линейной части. Это также принципиальное отличие от
траншейного способа, при котором надежность перехода достигалась
прокладкой резервных ниток меньшего, чем основной трубопровод
диаметра.
Современное буровое оборудование зарубежного и отечественного
производства, используемые технологии и природные комплексы позво-
ляют выполнять бурение наклонно-горизонтальных скважин с высокой
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
541
точностью (рис. 6.24). Технология бурения, заготовка и протаскива-
ние плети хорошо отработаны. Хотя бурение и подготовку скважин к
протаскиванию трубной плети следует рассматривать как проходку
сложной горной выработки, российские строительные организации
полностью освоили все технологические процессы сооружения перехо-
дов наклонно-направленным бурением. Они также освоили сложные
процессы сооружения таких переходов в зимнее время. Практически
полностью ликвидирована сезонность сооружения подводных перехо-
дов. Дорогое буровое оборудование не простаивает в осенне-зимний пе-
риод. Это еще одно достижение, связанное с освоением нового метода
сооружения подводных переходов.
Рис. 6.24. Комплекс оборудования для наклонно-направленного
бурения переходов под реками
Технология наклонно-направленного бурения (ННБ) используется
при строительстве современных магистральных трубопроводов, про-
мысловых коллекторов нефти и газа, а также при реконструкции дей-
ствующих трубопроводных систем, путем замены старых траншейных
переходов на новые, выполненные бурением.
Технология строительства трубопроводов методом ННБ при исполь-
зовании различных компоновок оборудования у всех компаний-изгото-
вителей практически одинакова (см. рис. 6.22). Сначала производится
бурение пилотной скважины, затем выполняется прямое или обратное
542
ГЛАВА \ У
расширение, предварительный проход для калибровки и укрепления
свода скважины и, в заключение - протаскивание дюкера. Компоновка
буровых колонн, рабочего и вспомогательного оборудования на различ-
ных установках ННБ не имеют принципиальных отличий и зависят от
категории пробуриваемой породы, диаметра и протяженности дюкера.
Примерная компоновка (конфигурация) бурового оборудования и
назначение его элементов показаны на рис. 6.25.
Пилотная скважина
Прямое расширение
Обратное расширение
Предварительный проход для укрепления свода скважины
Протаскивание дюкера
Рис. 6.25. Конфигурация буровой колонны
Могут быть некоторые различия в конструкции бурового станка
(принцип работы один и тот же - вращение и возвратно-поступатель-
ное движение буровой колонны), конструктивные отличия инструмен-
тов для разрушения породы.
Наиболее оптимальной для применения в системе АК «Транснефть»
была признана установка фирмы «Cherrington» по следующим пока-
зателям.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
543
Дополнительные тяговые усилия установок этой фирмы достига-
ются за счет последовательного подключения в процессе протаскива-
ния дюкера (в случае необходимости) системы полиспастов. Кроме того
установка оснащается дополнительно толкателем трубы, который мо-
жет использоваться при протаскивании в скважину дюкера большого
диаметра и протяженности (рис. 6.26). Толкатель трубы развивает уси-
лие до 300 тонн.
Рис. 6.26. Система толкателя трубы:
а) Толкатель трубы;
б) Система толкателя
Все оборудование установки фирмы «Cherrington» в транспортном
положении располагается в стандартных 6-метровых контейнерах с
возможностью оперативной передислокации любым видом транспор-
та, включая вертолет.
В июле 1997 г. в системе АК «Транснефть» создано предприятие
(ООО «Транснефтьбурсервис», г. Самара), выполняющее специаль-
ные подрядные работы по строительству нефтепроводов с использо-
ванием метода ННБ.
В 1998 г. силами ООО «Транснефтьбурсервис» произведено строи-
тельство методом ННБ 4-х первых подводных переходов общей протя-
женностью 1811,8 м.
Особо следует отметить непродолжительные сроки строительства под-
водных переходов нефтепроводов методом наклонно-направленного бу-
рения, что для заказчиков является немаловажным фактором (табл. 6.9).
544
ГЛАВА\I
Таблица 6.9. СРОКИ СТРОИТЕЛЬСТВА ПЕРЕХОДОВ МЕТОДОМ ННБ
	р. Самара, Ромашки— но— Самара	р. Меша, Альметьевск — Н.-Новгород	р. Меша, Альметьевск— Н.-Новгород	р. Шуранка, Н “Новгород— Ярославль
Ду, мм	530	1020	820	820
Протяженность, м	441,8	472	442	456
Сроки строитель- ства			23 июня- 27 июля	2~3O августа	6“15 сентября	22 сентября- 15 октября
Опыт внедрения метода ННБ при строительстве нефтепроводов по-
казал, что особенно важно:
•	максимально подробное изучение геологических условий проклад-
ки трубопроводов;
•	тщательность разработки рабочих проектов и проектов производ-
ства работ (ПНР);
•	исключение потерь бурового раствора при прокладке пилотной
скважины, расширении, калибровке скважин и протаскивании дюке-
ра, для чего: на каждом этапе производства работ необходимо преду-
смотреть меры по обеспечению возврата бурового раствора, регенера-
ции и повторного его использования. При производстве геологических
изыскательских работ расстояние от оси подводного перехода до разве-
дочных скважин должно быть достаточным, чтобы исключить выход
раствора через разведочные скважины, или же производить тампони-
рование разведочных скважин;
•	определять глубину бурения разведочных скважин, которая дол-
жна быть достаточной для детального определения свойств грунтов,
слагающих русло водоема в строительном створе;
•	проверять радиусы перехода скважин из наклонного положения
на горизонтальное;
•	правильно определять толщину стенок трубы при строительстве
трубопроводов методом ННБ (Б западных странах при строительстве
трубопроводов методом ННБ принимают толщину стенки трубы не ме-
нее 2 % от ее диаметра.);
•	выбор трубы при строительстве трубопроводов методом ННБ. Це-
лесообразно использовать трубы с прочностной характеристикой не бо-
лее К56.
Строительство трубопроводов с использованием метода ННБ тре-
бует четкого соблюдения технологии производства работ на каждом
этапе: топографические, гидрологические и геологические изыскания,
разработка рабочих проектов и проектов производства работ, бурение
пилотной скважины, расширение скважины, калибровка скважины,
монтаж, изолировочные работы, испытание дюкера, протаскивание
дюкера в скважину.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
545
С целью расширения применения метода ННБ при строительстве тру-
бопроводов необходимо снижать стоимость строительства трубопрово-
дов, прокладываемых данным методом, путем перехода на отечествен-
ные трубы с отечественным изоляционным покрытием, нанесенным в
заводских условиях; замещения части импортного оборудования на оте-
чественное; использования отечественных бентонитов и присадок к ним.
Внедрение метода ННБ позволяет исключить требования в норма-
тивных документах по строительству резервных ниток подводных пе-
реходов трубопроводов, что дает значительный экономический эффект.
Обоснованием этого служит:
1.	Метод ННБ исключает возможность механических повреждений
и влияние на подводный трубопровод гидрологических процессов, про-
исходящих на реках.
2.	Периодические обследования технического состояния трубопро-
водов внутритрубными диагностическими снарядами позволяют сво-
евременно обнаружить дефекты трубы, проследить за их развитием и
принять меры для своевременного ремонта или замены аварийного
трубопровода.
3.	Метод ННБ позволяет, в случае необходимости, за короткий про-
межуток времени построить новый трубопровод взамен аварийного.
На сегодняшний день 50-60 % затрат на строительство подводных
переходов приходится на импортный бентонит. Разработка отечествен-
ного бентонита, по технологическим и экологическим характеристи-
кам не уступающего импортному, позволит снизить стоимость проход-
ки скважин под дюкер не менее, чем на 20%. Также значительный
экономический эффект даст переход на отечественные бурильные и об-
садные трубы. Для этого можно использовать, например, сталь марки
06ГФБАА, по физико-химическим свойствам не уступающую зарубеж-
ным сталям, применяемым для изготовления таких труб.
С внедрением бестраншейных методов прокладки подземных комму-
никаций Россия отстает от развитых стран мира. Для успешного вне-
дрения и дальнейшего усовершенствования этих методов необходимо,
прежде всего, по-новому подойти к таким понятиям, как надежность,
долговечность, эксплуатационные расходы и, в итоге, экономичность.
Кроме метода ННБ при строительстве подземных и подводных тру-
бопроводов используется метод микротоннелирования.
Всего в России на рынке направленного бурения работают уже де-
сятки различных подрядных организаций, применяющих как отече-
ственное, так и зарубежное оборудование.
Обобщение результатов производства работ позволяет выделить не-
которые особенности строительства подводных переходов трубопрово-
дов методом ННБ по сравнению с традиционной траншейной проклад-
кой. Отличия начинаются уже на стадии проектирования.
546
ГЛАВА VI
На переходах через крупные реки развитие русловых и береговых
деформаций приобретает большее значение, их прогноз определяет со-
ответственно величину заглубления трубопровода под дном реки, по-
ложение точек входа и выхода пилотной скважины.
Трубопровод, проложенный по технологии ННБ, выходит за преде-
лы сферы влияния русловых и береговых деформаций водной прегра-
ды, но попадает в зону со сложными горно-геологическими условиями.
Так, речные долины большинства крупных водотоков, расположен-
ных на Русской плите, вскрывают рыхлые четвертичные грунты до ко-
ренных отложений, представленных скальными и полускальными по-
родами (рис. 6.27).
Производство работ по технологии ННБ характеризуется своими спе-
цифичными чертами. В ходе бурения возможны следующие осложнения:
—	потери бурового раствора,
-	чередование слоев пород различных категорий по буримости,
—	потеря устойчивости стенок скважины и др.
Бурение и подготовку скважины к протаскиванию следует рассмат-
ривать как проходку сложной горной выработки. В инженерной прак-
тике часто приходится встречаться с геологическими условиями, небла-
гоприятными для строительства различных сооружений, например, со
слабыми, сильно обводненными грунтами, с развитием различных гео-
логических процессов и т. д. В соответствии с этим ниже приведено опи-
сание естественных природных условий, которые оказывают непосред-
ственное влияние на инженерно-геологические особенности прокладки
подводных переходов трубопроводов способом ННБ.
1.	Климат района определяет наиболее благоприятное время для про-
изводства буровых работ. Так, сроки половодья зависят от климатичес-
кой зоны, в которой находится водная преграда, величина подъема
уровня воды определяется интенсивностью выпадения атмосферных
осадков и величиной снегового покрова, с изменениями температуры
связано изменение свойств мерзлых пород и т. п.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
547
За последние годы у многих подрядчиков, в том числе и у фирмы
«ВИС-МОС». появился опыт производства работ в зимнее время. Та-
кая организация строительства, при которой выполнение основных
работ приходится на холодный период времени, целесообразна для стро-
ительства лишь в условиях Крайнего Севера.
2.	Рельеф и геоморфологические условия имеют весьма существен-
ное значение при строительстве переходов методом ННБ.
При оценке инженерно-геологических условий строительства пере-
ходов методом ННБ особенно большое значение имеют:
•	характер поперечного профиля речной долины;
•	ширина зеркала воды;
•	геологическое строение;
•	наличие экзогенных геологических процессов на берегах рек;
•	физико-механические свойства пород, слагающих берега и дно реч-
ной долины.
Игнорирование геоморфологических особенностей местности при
размещении створов переходов приводит к существенным просчетам при
проектировании и строительстве переходов методом ННБ.
По формам рельефа достаточно точно удается установить наличие
оползней (оползневые трещины, плоскости отрыва, бугры выпирания и
т. п.), карстовых явлений (наличие воронок, провалов и т. п.), суффо-
зии, просадочных грунтов и др.
Восстановление истории развития речной долины и выявление в ее
строении подобных участков позволят уже на стадии проектирования
сделать правильный выбор траектории бурения пилотной скважины.
3.	Тектонические особенности района и определяемые ими условия
залегания пород также существенно влияют на условия строительства
переходов. Особенностью строительства переходов ННБ является то, что
при этом должны учитываться не только сейсмические явления, но и
новейшие тектонические движения (неотектоника).
Простирание многих речных долин нередко бывает приурочено к
разломным тектоническим зонам. Для них показательным является
наличие небольших по амплитуде тектонических подвижек (от несколь-
ких до десятков сантиметров). Эти подвижки носят медленный, иногда
колебательный характер, развивающийся при различной длительнос-
ти времени, что нередко попадает в эксплуатационный период службы
трубопровода.
При прокладке по технологии ННБ трасса трубопровода проходит на
значительной глубине. В скальных породах под речным руслом труба ока-
зывается заключенной в замкнутом пространстве, ограниченном стенка-
ми скважины. В таких условиях последствия восприятия трубой блоко-
вых подвижек оказываются значительно более опасными. Трубопровод
может быть «закушен» и поврежден перемещающими структурными
блоками, слагающими дно речной долины. Протаскивание трубопровода
548
ГЛАВА VI
в скважину, превышающую диаметр трубы на 25% (в соответствии с тре-
бованиями нормативных документов) хоть и снижает вероятность воз-
никновения подобной ситуации, но не исключает ее вовсе.
С тектоническими воздействиями на горные породы связаны их тре-
щиноватость и раздробленность. Трещиноватость и раздробленность
пород в процессе строительства перехода направленным бурением и его
последующей эксплуатации могут вызывать осложнения:
•	полную потерю циркуляции бурового раствора при бурении сква-
жины;
•	обрушение стенок скважины при ее проходке и расширении;
•	изменение физико-механических свойств пород по длине скважи-
ны, в частности, их прочности на коротких расстояниях, что может
потребовать изменения методов проходки скважины;
•	возможность подтока воды, иногда агрессивной, к трубопроводу
по трещинам и разломам;
•	выщелачиванию циркулирующими водами растворимых частей
пород и развитие карстовых процессов.
4.	Литолого-петрографические особенности пород.
Установление связи между петрографическими особенностями по-
род и их физико-механическими свойствами дает возможность:
•	расчленять толщу пород, залегающую по траектории пилотной
скважины, на инженерно-геологические элементы, для которых мож-
но применять обобщенные физико-механические показатели;
•	выбирать наиболее удобные места для строительства переходов ННБ;
•	выбирать наиболее целесообразные способы, конструкции и режи-
мы проходки, расширения скважины и протаскивания трубопровода в
расширенную грунтовую скважину.
5.	Гидрогеологические условия являются одной из важнейших ха-
рактеристик при инженерно-геологической оценке местности створа
перехода. В ходе изучения гидрогеологических условий выявляются
распространение, режим, условия движения, напор, химический состав
подземных вод, оврагообразование, оползни, обвалы, просадки, карст,
суффозия, плывуны, явления, связанные с промерзанием и оттаивани-
ем горных пород и др.
Решая свои задачи, специалисты отдельных направлений должны
учитывать целостность природной среды. Все ее компоненты (породы,
вода, растительность и др.) образуют единую систему. Любые методы
технического вмешательства в природную среду должны быть геологи-
чески оптимальными. Строительство переходов трубопроводов методом
ННБ должно оказывать минимальное воздействие на равновесное со-
стояние данной природной среды, но ни в коем случае не идти в разрез
со сложившейся геологической обстановкой в массиве грунта. Выпол-
нение этого условия поможет защитить от возникновения каких-либо
непредвиденных отрицательных последствий как при строительстве
трубопровода, так и в период его эксплуатации.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Пожалуй, широкое применение прокладки подводных переходов
методом наклонно-направленного бурения в России началось в 90-е
годы. В последнее время стремительно нарастают объемы сооружения
переходов, проложенных этим способом, на магистральных и промыс-
ловых трубопроводах.
Но множится не только количество выполненных переходов, но и
увеличивается протяженность и диаметр прокладываемых дюкеров.
Уже сооружены переходы через реки Амударья, Волга, Обь. Протя-
женность подводного перехода через р. Обь составила 1500 м.
За последние годы в России накоплен значительный опыт сооруже-
ния переходов наклонно-направленным бурением. Для этих целей ис-
пользуется зарубежное оборудование и, в меньшей мере, отечественное.
Зарубежные фирмы, начав наклонно-направленное бурение гораздо
раньше, чем этим стали заниматься в России, создали отрасль специали-
зированного машиностроения, сумели добиться высокого уровня совер-
шенства бурового оборудования. В будущем, в России, учитывая боль-
шой опыт создания бурового оборудования для нефтяной и газовой
промышленности, возможность использования машиностроительной
базы ВПК и реализации идеи использования электробуров для наклон-
но-направленного бурения, будет создано конкурентоспособное обору-
дование.
В настоящее время отечественные организации вступают в коопе-
рацию с зарубежными фирмами и компаниями и используют проход-
ческие комплексы этих фирм.
Российские строительно-монтажные организации добились большого
эффекта в применении нового способа сооружения наклонно-направлен-
ным бурением не только за счет его освоения в короткие сроки и массо-
вого внедрения при сооружении и реконструкции трубопроводных
объектов, но и за счет усовершенствования технологии проводки сква-
жин, подготовки и протаскивания плетей, проведения испытаний. Це-
лый ряд организаций получили право на выполнение проектных работ,
и они выполняют сооружение переходов комплексно, начиная с подго-
товительных работ.
Разработаны положения по изучению гидрологии, геологического раз-
реза и инженерно-геологических условий, которым предшествуют лока-
торные и сейсмические геоизыскания. Усовершенствованы методики
определения кривизны прокладки трубопроводов большого диаметра под
реками и кривизны плети при входе в устье скважины, процедуры балла-
стировки трубопровода и определения усилия протаскивания с учетом
математического и физического моделирования, натурной проверки.
Предложены специальные технические решения, обеспечивающие
точность бурения на протяженных подводных переходах, технология
для прокладки переходов большого диаметра в полускальных и скаль-
ных грунтах, а также в районах с постоянномерзлыми грунтами.
550
ГЛАВА VI
Разработаны требования к трубам, используемым в процессе буре-
ния и для прокладки дюкера с ориентацией использования труб отече-
ственного производства.
Осуществлен поиск и отработаны оптимальные решения по матери-
алам конструкции и технологии нанесения изоляционного покрытия на
проталкиваемую в скважину плеть. Уже отмечалось, что 50—60% зат-
рат на строительство подводных переходов приходится на импортный
бентонит. Замена импортного бентонита на отечественный, а такие ус-
пешные примеры имеются (отечественный бентонитовый глинопорошок
на переходе через р. Кубань), позволяет снизить стоимость проходки
скважин под дюкер не менее чем на 20%. Также значительный эконо-
мический эффект даст переход на отечественные бурильные и обсадные
трубы. Отечественный бентонит, обработанный специальными присад-
ками, отвечает современным технологическим и экологическим требо-
ваниям (зеленый паспорт).
Большим достижением российских строителей является созда-
ние технологии и отбор оборудования для проводки скважин пере-
ходов в зимних условиях, например строительство переходов в рай-
онах Крайнего Севера ~ в Ханты-Мансийском национальном округе
под северными реками. Строительство трубопроводов, а также под-
водных переходов в этих районах имеет свои особенности и серьезно
затруднено.
При бурении наклонно-направленным методом используются водные
растворы бентонита, что делает невозможным проведение работ в зимнее
время. Поэтому создается утепляющее устройство, в котором в зимнее
время располагается буровая установка, обогревающее оборудование,
емкости для воды и другая вспомогательная техника.
Утепляющее устройство представляет собой сборно-разборное по-
мещение с габаритами 17x6x5 м и состоит из 4-х основных частей ве-
сом 8 тонн каждая. Монтируется автокраном бригадой из 5-6 монтаж-
ников за одну рабочую смену.
Укрытие снабжено автономной системой жизнеобеспечения и пода-
чи бентонита для работы при температурах ниже — 40°С и успешно при-
менено в районах Крайнего Севера (рис. 6.28).
Особые проблемы возникли при строительстве подводного перехода
диаметром 530 мм через р. М. Салым при протаскивании нефтепровода
в пробуренную и расширенную скважину, которая проходила через
грунты, представляющие собой водонасыщенные пески. Известно, что
в таких грунтах происходит обрушение свода скважины. Однако, бла-
годаря правильной корректировке состава бурового раствора во время
протаскивания, а также применению в качестве специального глино-
порошка Bentonil HDG, Tixoton С2, C7S, эту ответственную операцию
удалось успешно завершить.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
551
Рис. 6.28. Укрытие (сборно-разборное помещение 17x6x5 м)
с системой автономного жизнеобеспечения подачи бентонита
при работе на Крайнем Севере
Оценивая сооружение подводных переходов трубопроводов наклон-
но-направленным методом необходимо, прежде всего, по-новому подой-
ти к таким понятиям, как надежность, долговечность, эксплуатацион-
ные расходы и в итоге экономичность.
Больших успехов добилось предприятие «ВИС-МОС», сумевшее встать
в один ряд с ведущими мировыми предприятиями этого профиля.
Уже в 1996 г. был выполнен первый из рекордных переходов. Под
Волго-Донским каналом проложены две нитки диаметром 1420 мм,
длина каждой плети — 900 м, вес каждой плети - 550 тонн.
На рис. 6.29 представлена диаграмма роста объемов работ, выпол-
ненных ООО СП «ВИС-МОС».
Непрерывно увеличивается доля переходов, выполненных наклон-
но-направленым бурением большого диаметра: в 2000 г. их доля состав-
ляла 12%, а в 2001 г. - 15%.
В то же время опыт строительства крупных переходов показывает,
что каждый из них является по-своему уникальным, и что нельзя ис-
пользовать буровые установки и инструмент, слепо полагаясь на их воз-
можности. Необходимо быть готовыми к любым ситуациям, возника-
ющим на объектах.
Производственная база предприятия «ВИС-МОС» позволяет обес-
печить такую готовность. Здесь изготавливают «эксклюзивный» буро-
вой инструмент, который приспосабливают под каждый строящийся
переход, повышая тем самым гарантию успешного завершения работ.
Модернизируются и сами буровые установки. Первые машины немец-
кого и американского производства не были рассчитаны на климатиче-
ские условия России, а работать приходилось и при 50°С в тени, и при
-50°С. Поэтому машины требовали доработки. Последние приобретения
552
ГЛАВА V)
«ВИС-МОС», впитавшие самые современные достижения немецких, гол-
ландских и американских производителей, были изготовлены с учетом
разработок и требований инженеров «ВИС-МОС».
Рис. 6.29. Объемы выполненных ООО СП «ВИС-МОС» работ по строительству
трубопроводных переходов через препятствия в 1994—2001 гг.
Теперь модернизированные установки, утепленные ангары и
специальные бытовые модули позволяют обеспечить непрерыв-
ную работу буровиков в условиях Крайнего Севера - даже при низ-
ких температурах.
Особого упоминания заслуживают переходы через водные пре-
грады в рамках международного проекта «Голубой поток». Все-
го их 8, все с диаметрами труб 1420 мм, общая протяженность -
6,5 км.
Переход через р. Кубань на КТК был выполнен «ВИС-МОС» за 20
дней, вместо отведенных проектировщиками 2-х месяцев. Была про-
бурена 901-метровая скважина, протащена труба диаметром
1420 мм. Это притом, что из-за особенностей грунта потребовалось
особо подбирать буровой раствор, и возникла необходимость в при-
менении модернизированных буровых инструментов. Общий вес кон-
струкции трубопровода на этом переходе составил 17 000 кН.
Бестраншейная прокладка трубопроводов — это новая интел-
лектуальная технология, которая обеспечивает сооружение под-
водных переходов на более высоком уровне безопасности и надеж-
ности.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
553
6.4.	ПРОКЛАДКА ТРУБОПРОВОДОВ В ТОННЕЛЯХ (МИКРОТОННЕЛЯХ)
При сооружении газовых и нефтяных магистралей используются
современные высокие технологии, к ним относятся бестраншейные спо-
собы прокладки трубопроводов через различные естественные и искус-
ственные препятствия: водоемы, реки, горные хребты, заповедники
инженерные сооружения. Как показано в предыдущем разделе на стро-
ительстве переходов через водные преграды широко используется ме-
тод горизонтально-направленного бурения.
В последние годы в мировой и отечественной практике трубопро-
водного строительства все больше внедряются способы прокладки тру-
бопроводов в микротоннелях. Существуют две технологии: продавли-
вание труб и применение тюбинговой обделки.
Впервые в 1975 г., в Японии фирма «Комацу» изготовила микро-
тоннельную машину. В настоящее время в этой стране более 60% ком-
муникаций прокладывается методом микротоннелирования.
Ведущее место в строительстве этим методом занимает Германия.
Здесь размещены наиболее крупные производители бурового оборудо-
вания-фирмы «Солтау», «Херренкнехт», «Аккерман» и др.
В 1996-1998 гг. в США с помощью специальной техники было со-
оружено для переходов трубопроводов 250 тоннелей общей длиной око-
ло 170 км. Примерно такой объем микротоннелирования осуществля-
ется и в настоящее время. В Европе наиболее крупный проект методом
микротоннелирования, названный «Европайп» был выполнен в 1994 г.
Проект предусматривал выход газопровода из Балтийского моря на
сушу в Германии (заказчик - фирма «Статойл», Норвегия). В бетон-
ном тоннеле длиной 2535 м были проложены два трубопровода диа-
метром 700 мм каждый. В качестве рабочего органа использовался щит
AVN-3000D. Скорость проходки - 25,3 м/сут. Тоннель был построен
за 100 дней.
В России методом микротоннелирования впервые сооружен пере-
ход нефтепровода Красноярск - Иркутск через р. Ия в скальных грун-
тах. Строительство осуществляла фирма «Мостовик», с использова-
нием оборудования фирмы «Херренкнехт».
По проекту Гипротрубопровода построен тоннельный переход неф-
тепровода Ярославль - Кириши - Приморск через р. Неву. Диаметр
тоннеля 2400 мм, длина 1200 м (рис. 6.30).
При строительстве тоннеля для укладки трубопровода большого ди-
аметра и значительной протяженности использовалась технология про-
ходки, предусматривающая формирование тоннеля из сегментных эле-
ментов - тюбингов (рис. 6.30а).
554
ГЛАВА VI
а)
б)
Сечен* конструкции
тоннеля
И Ь20
Рис. 6.30. Строительство перехода нефтепровода методом
микротоннелирования через р. Нева (Балтийская трубопроводная система):
а) принципиальная технологическая схема;
б) схема конструкции тоннеля

ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ TPVBOnpOBOflOB
555
Подобный тоннелепроходческий комплекс фирмы «LOVAT», кото-
рая сертифицирована на российском рынке, был использован для со-
оружения перехода газопровода Россия - Турция (на российском учас-
тке) через горный хребет «Кобыла».
Сооружение горного участка газопровода Россия — Турция, диамет-
ром 1220 мм с давлением 9,81 МПа (307,6-370 км), протяженностью
62,4 км предстояло осуществить в сложнейших условиях сильно пе-
ресеченной местности. Проектом был предусмотрен традиционный ва-
риант подземной укладки газопровода. Трасса газопровода пересека-
ет 32 оползневых участка и 34 тектонических разлома. Необходимо
было разработать 114 полок и построить 32 противооползневых со-
оружения, при этом произвести выемку и вывозку около 2,5 млн м3
грунта с последующей заменой на песок и щебень, смонтировать 670
отводов горячего гнутья и 870 кривых. Особенностью горного участ-
ка является так же сезонный характер строительства. С ноября по
март производство работ запрещено.
Наличие по всей полосе строительства трех оползневых участков,
уклонов до 45°, пяти тектонических разломов, выходов скальных по-
род, требовали проведения значительного объема земляных работ. Про-
кладка газопровода на этом участке традиционным траншейным спо-
собом неизбежно привела бы к разрушению достаточно хрупкой
экологической среды, к уничтожению около 7 га леса ценных пород.
Нарезание серпантина для подъезда к месту выполнения СМР на кру-
тых склонах, устройство полок по склонам, рытье траншеи с вывозом
разработанного грунта автосамосвалами могло привести в дальнейшем
к появлению новых оползней.
Из-за нарушения естественно сложившегося ландшафта местности
с последующей активной эрозией почвы, возникала большая вероят-
ность повреждения газопровода, необходимость периодического про-
ведения ремонтно-восстановительных работ.
Последующее восстановление природной среды, рекультивация
склонов требовали больших затрат и не могли полностью компенсиро-
вать ущерб.
По предложению ОАО «Стройтрансгаз», НПО «Мостовик» (г. Омск)
разработал проект тоннельной прокладки газопровода через хребет
«Кобыла» (рис. 6. 31).
Тоннельный переход в виде железобетонного футляра Двн 2,1 м, про-
тяженностью 2082 м выполнен высокотехнологическим комплексом ка-
надской фирмы «LOVAT» по современным технологиям, активно при-
меняемым в последнее время за рубежом и в России. Технические
решения, заложенные в проекте, соответствуют действующей норматив-
ной базе и предполагают минимальное воздействие на окружающую при-
родную среду как в период строительства, так и эксплуатации (рис. 6.32).
556
ГЛАВА \Ч
Рис. 6.31. Тоннельный вариант перехода газопровода Россия-Турция
через хребет « Кобыла». Продольный профиль газопровода.
Условные обозначения зон тектонических разломов:
Обозначение на профиле	Наименование зоны тектонического разлома	Название зоны		
		Пикетаж		Ширина, м
ют	Южно-Тхамахинский доновейший разрыв	2499		
15в	Безепчукский сброс	3440	64-30	90
15д	Южнобезепчукский пологий сброс	11489	12469	70
15ю	Южноковылянский взброс	154-74	16454	80
15	Шоумя невский взброс	184-19	18479	60
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 6.32. Проходческий комплекс фирмы «LOVAT»
Тоннельный переход газопровода состоит из трех участков: самого
тоннеля и зон, с двух сторон примыкающих к нему, на которых распо-
ложены компенсаторы, сооружаемые открытым способом с помощью
обычной землеройной техники (рис. 6.33).
Рис. 6.33. Компенсатор. План размещения опор
Рис. 6.34а. Проходка газопровода Россия - Турция под хребтом «К •’была».
Технологическая схема: 1,2- первичный и вторичный конвейеры; 3 - электродвигатель; 4 - гидронасосы с переменным
давлением; б - гидравлический мотор; 6 - гидравлический цилиндр; 7 - породоразрушеющиК исполнительный орган; 8 -
головной подшипник; 9 - перегородки для выравнивания давления; 10 - блокоукладчик железобетонных тюбингов; 11-
упор; 12 - вагонетка; 13 - установка для нагнетания раствора; 14 - тележка для тюбингов , 15 - обделка из железобетон •
ных тюбингов; 16-тампонажный раствор; 17 - зона действия лазера; 18 - электровоз
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
559
Рабочий инструмент, непосредственно разрабатывающий горную
породу, в проходческом комплексе предусмотрен сменным - в зави-
симости от твердости грунта могут применяться шарошки с твердо-
сплавными зубьями, резцы с наплавленными пластинами, а также
экскаваторный ковш для уборки грунта после буровзрывных работ.
Разработанный в забое грунт транспортируется на поверхность с по-
мощью вагонеток, перемещаемых электровозом по проложенным
внутри тоннеля рельсам (рис. 6.34а).
Рис. 6.346. Проходка газопровода Россия - Турция
под хребтом «Кобыла»: участок готового тоннеля
Сразу после забойной зоны внутренняя поверхность тоннеля покры-
вается железобетонными тюбингами, собираемыми с помощью мани-
пулятора в кольцо с внутренним диаметром 2,14 м. Ширина кольца
(шаг проходки) составляет 1 м, толщина кольца 0,2 м. Одно кольцо
состоит из шести тюбингов. Для герметизации тоннеля в кромки каж-
дого тюбинга запасовываются резиновые прокладки. Кроме этого, в
затрубное пространство по всей длине тоннеля закачивается под давле-
нием цементно-песчаный раствор, а на участках с водопроявлением
швы между тюбингами дополнительно зачеканиваются. В местах про-
хождения тектонических разломов предусматривается конструкция
тоннеля усиленного типа. Усиление выполняется стальным листом по
всей внутренней поверхности тоннеля. На рисунке 6.346 представлен
вид участка готового тоннеля.
560
ГЛАВА VI
Рис. 6.35. Схема размещения
трубопровода в тоннеле:
1 - проталкиваемая труба;
2,3 боковые ограничительные
упоры БУ-2 и БУ-1; 4 — стацио-
нарная опора качения ОК-1220
Исходя из соображения техники безо-
пасности при выполнении строительно-
монтажных работ по прокладке трубо-
провода в тоннеле, был выбран метод
проталкивания трубопровода на катко-
вых опорах. В соответствии с проектом,
трубопровод в тоннеле располагается ас-
симетрично по отношению к оси тоннеля.
Его вертикальная ось смещена относи-
тельно оси тоннеля на 251 мм для обеспе-
чения доступа к трубопроводу (рис. 6.35).
Трубопровод в тоннеле укладывается на
103 роликовые регулируемые обрезинен-
ные опоры. Для исключения его сброса с
роликовых опор предусмотрены боковые
ограничительные упоры. Расстояние
между роликовыми опорами выбрано
равным 20 м исходя из условий обеспечения устойчивости трубопрово-
да и предотвращения его провисания. Для погашения действия сейс-
мической волны вдоль оси газопровода и исключения развития коле-
бательного процесса применены демпфирующие устройства фирмы
«Маигег» (рис. 6.36). Две опоры с этими устройствами установлены по
концам трубопровода в тоннеле.
Принятая технология предусматривала предварительную укрупни-
тельную сварку плетей на монтажной площадке перед тоннелем. Сварен-
ные участки по рольгангу проталкивались в тоннель. Этот процесс осуще-
ствлялся специальным устройством, установленным перед входом в
тоннель, с помощью 4-х гидроцилиндров, обеспечивающих максималь-
ное давление 27 МПа и имеющих ход цилиндра 6 000 мм (рис. 6.37а). Нор-
мативная сила проталкивания трубы по обрезиненным каткам составля-
ет 453,4 кН, усилие с учетом коэффициента на страгивание (1,5) и запаса
мощности (20 %)- 816,1 кН.
Процесс проталкивания осуществляется циклично с шагом переус-
тановки обжимного хомута 6 м. Для уменьшения нагрузки от консоли
трубы газопровода, приходящейся на опору ОК-1220, между стацио-
нарными опорами устанавливают специальную тележку — подкатной
домкрат грузоподъемностью 10 тонн. После того, как аванбек трубо-
провода заходит на следующую опору ОК-1220, тележку необходимо
переставить для выполнения последующей передвижки (рис. 6.376).
Темп строительства в среднем составил 80 м/сут.
Большое внимание при проталкивании уделялось контролю состоя-
ния изоляционного покрытия. Это связано с тем, что циклическое пере-
мещение трубопровода в тоннеле осуществлялось с помощью зажимных
хомутов, которые крепились к трубе через изоляцию. Площадь хомута
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
561
Рис. 6.36. Конструкция демфирующегоу яройстъ >.фирмы «Maurer» при сейсмическом воздействии
562
ГЛАВА VI
была рассчитана таким образом, чтобы в процессе проталкивания на-
пряжения в изоляции не превышали допустимых значений 3 МПа. Фак-
тически, эти напряжения не превысили уровня 0,7 МПа.
а)
Рис. 6.37. Схема и технологическое оборудование
для проталкивания участка газопровода в тоннель:
а) Технологическое оборудование: 1 - упорная рама; 2 - гидроцилиндры;
3 — обжимной хомут; 4 — тормозной хомут; 5 — опора ОК-1220;
б) Схема проталкивания головной части газопровода: 1 - аванбек (оголовок);
2 - боковой упор; 3 - опора ОК-1220; 4 - тележка (подкатной домкрат)
Для исключения скатывания трубопровода под уклон на монтаж-
ном рольганге был смонтирован тормозной зажим, который обеспе-
чивал стопорение трубопровода в момент перехвата трубы зажим-
ным хомутом.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
563
На входе и выходе трубопровода из тоннеля предусмотрены П-образ-
ные компенсаторы. Плечи компенсаторов укладываются в железобетон-
ном прямоугольном канале на 12 опор скольжения (ОС-1220). В каче-
стве материала скольжения используется фторопласт-4 (рис. 6.38).
Рис. 6.38. Поперечное сечение газопровода на участке компенсатора
Основное достоинство тоннельного варианта — повышение эксплу-
атационной надежности. Рабочая труба, эксплуатируемая под защи-
той тоннельной обделки, не испытывает отрицательного воздействия
грунтового массива. Кроме того, уменьшается воздействие на окру-
жающую среду: исключен вдольтрассовый проезд на этом участке,
отпала необходимость поддержания его в рабочем состоянии в тече-
ние всего срока эксплуатации, не требуются противооползневые со-
оружения, которые необходимо было построить на трех участках об-
щей протяженностью 350 м.
Отвод земли во временное пользование сокращается с 7,71 га по
традиционному варианту до 0,86 га по тоннельному варианту. Вы-
рубка леса — с 7,05 га (из их 6,25 га лесного массива I категории) до
0,8 га мелколесья на двух рабочих площадках у подножья горы.
Исключаются нарушения почвенно-растительного слоя на скло-
нах и вершине горы, в том числе: срезки грунта в объеме 70 тыс. м3 и
разработка скального грунта в объеме 30 тыс. м3 при устройстве по-
лок, а также разработка и вывозка автосамосвалами 8 тыс. м3 грун-
та из траншеи.
564
ГЛАВА VI
В отличие от традиционной прокладки газопровода в горных усло-
виях, имеющей сезонное ограничение использования ввиду провоци-
рования оползневых явлений на склонах в осенне-зимний период, пред-
ложенная технология сезонных ограничений не имеет.
Мониторинг перехода в процессе эксплуатации осуществляется с
помощью специального устройства. По верхней образующей рабочей
трубы прокладывается транспортный путь для протаскивания малога-
баритной электроприводной тележки, оснащенной профессиональной
видеокамерой с блоком питания аккумуляторного типа и осветитель-
ным прибором.
Удачный опыт сооружения тоннельного перехода через хребет «Ко-
была» на газопроводе Россия — Турция позволил выдвинуть проект тон-
нельного перехода через хребет «Безымянный» по трассе этого же газо-
провода. Сооружение представляет собой комбинированный участок
газопровода. Начальный участок подземной прокладки со стороны
щели Савицкого до начала тоннеля №1 длиной 338 м, тоннель №1 дли-
ной 986,27 м с двумя сборными припортальными камерами по 14,65 м
каждая (тоннель выполняется горнопроходческим комплексом фир-
мы «LOVAT»). Промежуточный подземный участок через ручей дли-
ной 67 м, который выполняется обычным способом, тоннель № 2 дли-
ной 194,85 м с двумя сборно-монолитными припортальными камерами
длиной по 14,65 м каждая, и концевой подземный участок длиной 211 м
после тоннеля № 2 со стороны щели Шабанова. Тоннель выполняется с
использованием монолитной железобетонной обделки.
Газопровод на указанных участках имеет диаметр 1220 мм с толщи-
ной стенки 21,3 мм, рабочее давление 9,81 МПа. Изоляция полиэтиле-
новая усиленного типа толщиной 3,5 мм.
Максимальная температура газа в газопроводе +42,2°С. Оси трубо-
провода в тоннелях смещены.
Местоположение перехода относится к зоне сейсмичности 8 баллов.
Район прокладки характеризуется наличием ряда тектонических раз-
ломов.
Учитывая подробное описание сооружения тоннельного перехода
через хребет «Кобыла», применительно к подобному тоннельному пе-
реходу через хребет «Безымянный» ограничимся его спецификой.
В этом проекте не применяются компенсационные устройства на вы-
ходах газопровода из тоннелей. Предусмотрено в тоннеле подземное опи-
рание на стационарные катковые опоры с шагом 20 м, которые допуска-
ют только продольные смещения в осевом направлении. На концах
тоннельных участков предусмотрены припортальные камеры, в которые
встроены неподвижные опоры. Соответственно, если не предпринять не-
обходимые меры по предварительному напряжению тоннельных участ-
ков, то при эксплуатации (при действии внутреннего давления и положи-
тельного температурного перепада — разности между максимальной
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОП АГ НОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
565
температурой эксплуатации газопровода и температурой «замыкания»
участка при монтаже) могут возникнуть значительные сжимающие про-
дольные усилия, вызывающие деформацию трубопровода.
При предварительном напряжении трубопровода сложно было осу-
ществить однородный нагрев протяженного участка газопровода в тон-
неле до фиксации его нового положения на мертвых опорах. Поэтому
прорабатывалась схема создания предварительного напряжения ме-
ханическими средствами (с помощью домкратов).
В проектировании тоннельных переходов через хребты «Кобыла» и
«Безымянный» участвовали НПО «Мостовик», Сочитранстоннельпроект,
ВНИИК и ОАО «ВНИИСТ». Строили переходы НПО «Мостовик», ОАО
«Тоннельный отряд 44», ОАО «Стройтрансгаз», ОАО «Закнефтегазст-
рой — Прометей». Экспертизу и консультации по промышленный безопас-
ности проводили ООО «НГБ-Энергодиагностика» и Госгортехнадзор РФ.
Большой технический интерес представляет строительство микротон-
нелей для прокладки газопровода диаметром 1200 мм через альпийские
гряды на отметках выше 2000 м над уровнем моря, по проекту Snamprogetti
SpA для Transitgas A.G. Transitgas A.G. имеет большой опыт эксплуата-
ции трубопроводов в микротоннелях. За 30 лет эксплуатации газопрово-
дов, проложенных таким способом, не было ни одной аварийной ситуации.
Микротоннелями, специалисты из Transitgas A.G. называют необслу-
живаемые тоннели внутренним диаметром 2,4 м, в которых все простран-
ство между рабочей трубой и обделкой тоннеля заполняется специальным
легким бетоном (рис. 6.39). Материал заполнения изготовляется на основе
ж/б блоки
\ 6=200 мм
Рис. 6.39. Прокладка газопровода в микротоннеле через Альпийскую гряду
566
ГЛАВА VI
цементного вяжущего, имеет низкую прочность, легко размывается водой
и обладает низким показателем РН, что позволяет исключить электрохим-
защиту. Микротоннели на альпийском газопроводе имели относительно
небольшую длину от 100 до 500 м. Рабочая труба в тоннель заводится (за-
талкивается) со специальными устройствами для предохранения изоляции.
Тоннели закрывают порталами, в которые встроены неподвижные («мерт-
вые») опоры. Предварительное напряжение рабочего трубопровода внут-
ри тоннеля исключает устройство компенсаторов. Однако, по мнению спе-
циалистов Transitgas A.G., устройство неподвижных опор возможно только
при отсутствии сейсмических и тектонических воздействий.
Стоимость сооружения газопровода в тоннелях, по мнению швейцарских
специалистов, в 2-2,5 раза превышает стоимость традиционной прокладки.
Следует отметить, что и в отечественной практике накоплен боль-
шой опыт тоннельной прокладки газопроводов. Тоннельные переходы
строились по проектам ВНИПИтрансгаз г. Киев для системы газопро-
водов Северный Кавказ - Закавказье через главный Кавказский хре-
бет по Дарьяльскому ущелью.
На территории России находятся 3 тоннельных перехода, в том чис-
ле газопровода диаметром 1220 мм на трассе Северный Кавказ - За-
кавказье. Строительство тоннелей выполнялось в скальных грунтах
без крепления стенок организациями Метростроя (рис. 6.40). На входе
Рис. 6.40. Тоннель диаметром 1,8 м на газопроводе Моздок - Тбилиси,
выполнен без обделки и без отвода подземных вод. Грунтовая вода поступает
из горного массива и непрерывно попадает на газопровод- В таких условиях
газопровод эксплуатировался без капитального ремонта в течение 30 лет
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
567
и выходе из тоннелей устраивались компенсаторы. Трубопроводы в тон-
нелях располагались на катковых опорах. За 36-летний период эксп-
луатации не было аварий трубопроводов в тоннелях. Слабое звено — изо-
ляционные покрытия в условиях повышенной влажности внутри
тоннеля и опирания на катки. Стоимость указанных тоннельных пере-
ходов была существенно выше обычной подземной прокладки. Но есть
участки трассы, где не могут быть предложены другие технические ре-
шения. А главное - обеспечивается высокий уровень надежности и эко-
логической безопасности прокладки трубопроводов в тоннелях, особен-
но в сложных геоэкологических условиях.
6.5.	СВАРКА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
6.5.1.	Совершенствование сварочных технологий
На рубеже веков сварка остается ведущим технологическим про-
цессом современной промышленности и строительства.
Распад бывшего СССР и сложное экономическое положение России
привели к резкому снижению объемов сварочного производства, кото-
рое за последнее десятилетие было отброшено на уровень 70-х годов.
Конец XX в. для России характеризуется резким старением метал-
локонструкций, преимущественной реновацией сооружений повышен-
ной опасности, в том числе с широким использованием сварочных вос-
становительных технологий. Металлофонд сварных конструкции в
настоящее время составляет около 700 млн тонн.
Сварка магистральных трубопроводов в значительной мере опреде-
ляет конечное качество сооружения, его эксплуатационную надежность
и безопасность. При сооружении магистральных трубопроводов выпол-
нялись огромные объемы сварочных работ. Ставка делалась на широ-
кое использование высокопроизводительной автоматической сварки,
которой выполнялось более 50% стыков. В то же время и в ручной свар-
ке была достигнута высокая производительность благодаря примене-
нию поточно-расчлененного и поточно-группового метода сварки.
Высокое качество сварных соединений достигалось строгим соблю-
дением технологической дисциплины, применением высококачествен-
ных сварочных материалов, увеличением доли контроля неразрушаю-
щими методами.
На строительстве трубопроводных магистралей наибольшее распро-
странение получила технологическая схема, при которой на специаль-
ных трубосварочных базах с применением автоматической сварки под
флюсом или контактной сваркой готовились плети из двух и трех труб
(рис. 6.41). Они вывозились на трассу и сваривались в нитку ручной,
568
ГЛАВА VT
контактной сваркой или автоматами порошковой проволокой «Стык».
В последние годы широкое распространение получила гзоэлектричес-
кая сварка с применением оборудования «CRC-Evans».
Рис. 6.41. База автоматической сварки труб под флюсом в трубные секции
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
569
Большим достижением явилось применение двухсторонней автомати-
ческой сварки на базах БТС. При такой технологии появилась возмож-
ность полностью отказаться от применения ручной сварки при изготов-
лении трубных секций, в 1,5—2,0 раза увеличить производительность
благодаря уменьшению наплавленного металла, полной механизации
процесса и формированию режимов сварки.
Контактная сварка оплавлением открыла широкие возможности ав-
томатизации сварки неповоротных стыков при высокой производитель-
ности процесса и исключения сварочных материалов. Производитель-
ность процесса контактной сварки мало зависит от сечения трубы.
Получение сварных соединений с оптимальными свойствами при контак-
тной стыковой сварке оплавлением возможно при нагреве и осадке стыка,
выполненных по заданной программе. Технологию сварки и оборудова-
ние разработал Институт электросварки им. Е.О. Патона (С.И. Кучук-
Яценко) при участии ВНИИСТа (В.С. Лившиц. В.И. Хоменко) и Киевско-
го филиала СКБ «Газстроймашина» (М.Р. Униговский). Контактной
сваркой были охвачены практически все диаметры магистральных и про-
мысловых трубопроводов.
Было организовано производство передвижных и стационарных ус-
тановок для электроконтактной сварки трубопроводов диаметром 114-
325 мм.
Электроконтактная сварка труб широко используется для соединения
труб малого диаметра. С ее применением построено около 40 тыс. км тру-
бопроводов на нефтяных и газовых промыслах России.
В 1980-х годах усилиями многих научно-исследовательских, конст-
рукторских организаций и промышленных предприятий был создан
уникальный комплекс машин «Север» для электроконтактной сварки
труб диаметром 1420 мм.
Конструкция сварочной машины и технология электроконтактной
сварки были разработаны ИЭС им. Е.О. Патона.
Внутритрубные комплексы «Север» широко применялись для элек-
троконтактной и потолочной сварки прямолинейных участков газо-
проводов и базовой сварки секций труб диаметром 1420 мм с толщиной
стенки до 22 мм. Комплекс состоит из сварочной машины К-700 (рис.
6.42), передвижной электростанции мощностью 1000 Квт (ЭДС-1000),
установок для зачистки труб (АЗТ) и снятия наружного грата (АНТ).
Опыт эксплуатации трубопроводных систем, сооруженных с исполь-
зованием метода контактной сварки, показывает высокую эксплуата-
ционную надежность стыков трубопроводов, выполненных этим мето-
дом. Это свидетельствует о том, что стыки трубопроводов, выполненные
контактной сваркой на оптимальном режиме, не содержат дефектов,
размеры которых являлись бы критическими при напряжениях, соот-
ветствующих рабочим нагрузкам, и принятые критерии оценки каче-
ства обеспечивают эксплуатационную надежность.
570
ГЛАВА VI
Рис. 6.42. Контактная сварочная машина К-700
для сварки труб диаметром 1420 мм
Многолетняя эксплуатация трубопроводов разных диаметров из ста-
лей различных классов прочности, построенных с применением кон-
тактной сварки, подтверждает их высокую надежность. На сваренных
этим методом около 1 млн стыков газопроводов диаметром 1420 мм до
настоящего времени не отмечено случаев их разрушения в процессе эк-
сплуатации.
Электроконтактная сварка по сравнению с другими методами позво-
ляет в 5—6 раз повысить производительность труда, механизировать
сварочные операции, полностью автоматизировать процесс, исклю-
чить применение сварочных материалов, сократить число работаю-
щих. Например, продолжительность сварки одного стыка труб диамет-
ром 1420 мм комплексом «Север» составляет 3—4 мин, в то время как
на сварку такого же стыка штучными электродами затрачивается 7 ч.
Достигнута производительность 6-7 стыков в час при бригаде 11—
12 человек (для ручной сварки поточно-расчленным способом нужна
бригада численностью 44 сварщика высокой квалификации). Особых
успехов добился на контактной сварке установками «Север» Герой Со-
циалистического Труда Б.П. Дедук. Его бригаде удавалось сваривать
до 66 стыков в сутки с отличным качеством исполнения.
Американская компания «Мак Дермот» купила лицензию на кон-
тактную сварку для морских трубопроводов. Псковский завод тяжело-
го электросварочного оборудования (ПЗТЭСО) освоил производство ус-
тановок «Север-1». В строительных подразделениях имеется 14 таких
комплексов, большинство из них требуют серьезного ремонта. В после-
дние годы практически работает один комплекс в ООО «Сибрегионгаз-
строй» (рис. 6.43). Такой урон использованию сварочной техники был
нанесен экономическим кризисом в стране, резким сокращением объе-
мов трубопроводного строительства.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ TPVBOnPOBOflOB
571
Рис. 6.43. Установки для сварки труб в секцию комплексом «Север»
Специалисты ООО «Сибрегионгазстрой» при строительстве газопро-
вода Заполярное — Уренгой воспользовались наличием установки «Се-
вер-1 » и приспособили ее для сварки двух-и трехтрубных секций. Ина-
че говоря, установка для автоматической сварки потолочных стыков
труб диаметром 1420 мм заменила стандартную трубосварочную базу,
типа БТС.
Была опробована сварка труб, изолированных на заводах. Прежде
всего, надо было убедиться, что сварка оплавлением заодно не распла-
вит и заводскую изоляцию. Были проведены замеры температурного
поля. После осадки на расстоянии 130-150 мм от стыка температура
не превышала 100°С.
Наружный грат снимался при помощи автономных автоматов, уста-
новленных на специально подготовленных площадках. Внутренний
грат удалялся обычным для комплекса «Север» способом в еще плас-
тичном состоянии металла.
572
ГЛАВА VI
После использования комплекса «Север» в базовом варианте его
применяли по прямому назначению. Из-за увеличения длины стыкуе-
мых секций выполнены дополнительные изменения конструкции штан-
ги с клемниками разъема. После сварки перед подъемом приваренной
плети требовалась выдержка в течение 240 мин.
О качестве стыков, выполненных контактной сваркой судят по рас-
шифровке записей на ленте самопишущего прибора программируемых
параметров сварки. Этой операции подвергается 100% стыков. Кроме
того, из 1% стыков вырезаются образцы для проведения механичес-
ких испытаний. Неразрушающие методы контроля для оценки каче-
ства стыков, выполненных контактной сваркой, не применялись.
Требовалась модернизация агрегатов для снятия внутреннего и на-
ружного грата системы записи параметров процесса сварки и создание
приборов для неразрушающего контроля качества сварных соедине-
ний, выполненных электроконтактной сваркой оплавлением.
В начале нового столетия ИЭС им. Е.О. Патона закончил модерниза-
цию установок «Север» и других контактно-сварочных машин.
Решены вопросы ультразвукового контроля сварных стыков, выпол-
ненных контактной сваркой. ИЭС им. Е.О. Патона совместно с ВНИИС-
Том разработана технология УЗК контроля стыков труб, сваренных кон-
тактной сваркой с использованием стандартного оборудования УЗК.
Разработан компьютеризированный контроль параметров и управле-
ния процессом контактной сварки. В случае отклонения от программиру-
емых параметров, процесс сварки автоматически останавливается.
ИЭС им. Е.О. Патона разработал новое поколение внутритрубных
машин для контактной стыковой сварки труб диаметром 720-1420 мм,
отличающихся в 2 раза меньшим весом и более высокой производи-
тельностью чем машины К-700.
В ИЭС им. Е.О. Патона разработаны технологии контактной сварки
труб из коррозионно-стойких сталей, в том числе дуплекс сталей, обес-
печивающих высокие показатели механических свойств и коррозион-
ную стойкость.
Усовершенствован наружный гратосниматель, внутренний гратос-
ниматель оборудован принципиально новым режущим инструментом.
При необходимости стыки, выполненные контактной сваркой, могут
быть термообработаны с использованием электростанции, предназна-
ченной для технологического процесса.
Сварочное оборудование под эти технологии могут выпускать заво-
ды России и стран СНГ. Так, например, Псковский завод тяжелого элек-
тросварочного оборудования (ПЗТЭСО) может изготовлять 2-3 комп-
лекса «Север» в год, а также принять участие в ремонте имеющихся
сварочных установок и обеспечении их запасными частями. Имеются
необходимые мощности для выпуска электросварочного оборудования
на Каховском заводе электротехнического оборудования.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
573
Успешное решение проблем, связанных с модернизацией установок
«Север», позволит значительно расширить применение этого прогрес-
сивного метода сварки при сооружении нефтяных и газовых магистра-
лей. Техническая характеристика нового поколения машин для кон-
тактной сварки трубопроводов приведена в табл. 6.10.
Таблица 6.10. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ
МАШИН ДЛЯ КОНТАКТНОЙ СВАРКИ ТРУБОПРОВОДОВ
Тип маши- ны	Диа- метр трубы	Тол- шина стен- ки трубы, мм	Пло- щадь ми- ни- маль- ного сва- рива- емого сече- ния	Уси- лие осад- ки, тонн	Пог- реб- ляе- мая мощ- ность, кВА	Произ- води- тель- ность, число стыков в час	Размер, мм	Масса, тонн
К-812	57-60	5	1000	8	50	15	1000x100х Х1000	1
К-813	57414	10	3000	1 12	70	12	1622х920х х880	1.3
К-584М	114-325	14	14000	40	150	1042	1846х1100х Х1525	3,5
К-805	377-530	16	22000	100	300 3	842	2575х1850х х2600	12J0
К-800	720-820	10	25000	100	600	6-8	11500х хШ760	10
К-800	1020— 1220	16	60000	240	800	6-8	12000х хШ200	18
К-700-1	1420	20	100000	400	J1000	64	11605х хШ400	25
К-810	1420	26	125000	500	1500	5	13700х хГч400	36
Дальнейшее усовершенствование в ИЭС им. Е.О. Патона получила
прессовая сварка труб диаметром до 219 мм с нагревом дугой, управля-
емой магнитным полем — дугоконтактная сварка, а также сварка по-
рошковой проволокой на автоматах «Стык».
Машина К-872 для сварки труб дугой, управляемой магнитным по-
лем, предназначена для сварки труб диаметром 114—219 мм с толщиной
стенки 2,5-7 мм из малоуглеродистых и низколегированных сталей как
в полевых, так и стационарных условиях. Основные технические харак-
теристики:
574
ГЛАВАМ
Производительность, стыков/час	20
Усилие осадки, кН	300
Потребляемая мощность,	кВт	100
Масса, кг	2000
Машина К-872 включает в себя:
—	подвесную сварочную головку, с расположенным на ней комплек-
том гидрорегулирующей аппаратуры;
—	гидравлическую насосную станцию;
—	шкаф управления с переносным пультом управления;
—	источник питания дуги (серийно выпускаемый выпрямитель сва-
рочный).
Подвесная сварочная головка клещевого типа обеспечивает раздель-
ное зажатие свариваемых труб и опрессовки перед сваркой концов труб
до номинального диаметра.
Машина К-872 удобна в эксплуатации. Сварные соединения, выпол-
ненные по этой технологии отличаются очень высоким качеством.
Институтом электросварки проведены научно-исследовательские и
опытные работы по совершенствованию метода сварки неповоротных
стыков труб порошковой проволокой с принудительным формирова-
нием шва (комплекс «Стык»), установлена возможность повышения
производительности сварки на 25—40%, автоматизации сварки без руч-
ной подварки первого шва с документированием процесса. Разработа-
на современная технология и оборудование для производства порош-
ковых проволок малых диаметров.
Модернизированный комплекс Каховского завода электросвароч-
ного оборудования — «Стык» получит признание производственных
организаций, занятых строительством магистральных трубопроводов.
Многолетняя отечественная и зарубежная практика трубопроводно-
го строительства позволила определить основные критерии сварочных
технологий: способность обеспечить высокое качество сварных соедине-
ний, отвечающих требованиям современных стандартов; максимальная
производительность в полевых условиях; приемлемая стоимость обору-
дования и материалов; возможность подготовки высококвалифициро-
ванных сварщиков и операторов за сравнительно короткое время. Ука-
занным критериям в полной мере отвечают применяемые сегодня в
трубопроводном строительстве следующие методы сварки: электрокон-
тактная оплавлением; автоматическая в среде защитных газов; полуав-
томатическая самозащитной порошковой проволокой; автоматическая
под флюсом на трубосварочных базах; ручная штучными электродами с
целлюлозным и основным видами покрытий.
Такие технологии и оборудование в настоящее время используются
при сооружении газопроводов и нефтепроводов.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
575
В последние годы» когда газопроводы начали сооружать из труб дли-
ной до 18 м с заводским изоляционным покрытием» произошли структур-
ные изменения в организации и методах сварочных работ. Практически
отказались от трубосварочных баз для получения двух- и трехтрубных
секций и перешли на сварку одиночных труб непосредственно на трассе.
Исключением является лишь северный регион, где в связи с сезонностью
работ целесообразно использовать трубосварочные базы.
Таким образом» сварочные работы перенесены на трассу и сводятся
преимущественно к соединению одиночных труб в нитку и выполне-
нию специальных операций по ликвидации разрывов» вварке соедини-
тельных деталей и отключающей арматуры после укладки газопрово-
да в траншею (рис. 6.44). Это позволило значительно упростить
транспортную схему доставки труб к месту монтажа» полностью ис-
ключить погрузочно-разгрузочные работы» связанные с функциони-
рованием трубосварочных баз» существенно сократить повреждения
изоляционного покрытия труб» что» несомненно» приведет к снижению
общих затрат на производство строительно-монтажных работ.
Рис. 6.44. Раскладка труб на трассе
для автоматической сварки в среде защитных газов
Для сварки газопроводов Ямал — Европа и Россия — Турция в резуль-
тате тщательного анализа условий и сроков строительства с учетом эко-
номической целесообразности были выбраны автоматическая сварка
в среде защитных газов и полуавтоматическая сварка самозащитной
порошковой проволокой» а также сварка штучными электродами с цел-
люлозным и основным видами покрытий.
В российских трубостроительных организациях в последние годы
наибольшее распространение получила автоматическая газоэлектри-
ческая сварка на оборудовании CRC-Evans.
Автоматическая сварка CRC-Evans разработана для двусторонней ав-
томатической сварки неповоротных стыков труб. В ней реализован про-
цесс сварки тонкой электродной проволокой 0,8 мм в защитных газах.
576
ГЛАВА VI
Защитные газы - это сочетание 75% аргона и 25% С02. Проволока,
намотанная на катушки, непрерывно подается в область горения дуги.
Способ применяется 26 лет, но он непрерывно совершенствуется. В час-
тности, освоена технология сварки пульсирующей дугой. Газоэлектри-
ческой сваркой CRC-Evans сварено 24 000 км трубопроводов на сухопу-
тье и 7 000 км на морском шельфе диаметром от 600 до 1500 мм при
толщине стенки до 38 мм. Класс прочности труб от Х-52 до Х-80 и Х-100.
Комплекс оборудования CRC-Evans (рис. 6.45) состоит:
-	из станков для обработки кромок с узкой разделкой, что на 27-
33% уменьшает количество наплавленного металла;
—	установки внутренней сварки, представляющей собой самоходный
внутренний центратор с многоголовочным сварочным автоматом для
сварки изнутри трубы, встроенным между рядами жимков;
—	агрегатов обеспечения внутренней и наружной сварки;
-	автоматов наружной сварки;
-	направляющих поясов для автоматов наружной сварки;
—	передвижной мастерской.
Рис. 6.45. Колонна автоматической сварки CRC-Evans
Сборку стыка осуществляют без зазора и прихваток с помощью са-
моходного внутреннего пневматического центратора (рис. 6.46).
Сварку корневого шва и первого наружного слоя (горячий проход
выполняют почти одновременно — это позволяет равномерно форми-
ровать обратный валик и существенно форсировать скорость сварки).
Сварку заполняющих и облицовочных швов выполняют два автомата
поточно-расчлененным способом.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
577
Рис. 6.46. Самоходный внутренний пневматический центратор
Сварку всех наружных слоев ведут «на спуск» с поперечным коле-
банием электродной проволокой (рис. 6.47).
Для защиты от осадков и во избежание сдувания ветром потока за-
щитного газа сварку наружных слоев шва выполняют в укрытии.
Качество сварных швов характеризуется механическими свойства-
ми при сварке труб в соответствии со стандартом API 5LX (усреднен-
ные результаты):
—	предел прочности: 620—690 МПа, металл шва;
—	предел текучести: 545—615 МПа, металл шва;
—	ударная вязкость по Шарпи, —20°С 80 Дж, центральная зона;
—	CTOD-тест, —20°С 1,5 мм мин., центральная линия шва;
-	твердость HVIO Кд 230—250 в корневой зоне, 230-260 в зоне обли-
цовочного слоя.
Стыки, сваренные автоматическими методами, подвергаются 100-про-
центному неразрушающему контролю ультразвуком и 20-процентному
дублирующему контролю рентгенографией с помощью установок типа
«Кроулер».
Хорошая организация строительства и высокая профессиональная
подготовка российских специалистов позволили добиться рекордных тем-
пов сварочных работ на трассе газопровода Россия — Турция (рис. 6.48 (1),
(2)). Так, максимальная производительность одного сварочного комплекса
578
ГЛАВА VI
Рис. 6.47. Наружные сварочные аппараты
Рис. 6.48(1). Автоматическая сварка комплексом CRC-Evans
на газопроводе Россия - Турция
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
579
Рис. 6.48(2). Автоматическая сварка комплексом CRC-Evans
на газопроводе Россия — Турция
CRC-Evans составила 207 стыков труб диаметром 1220 мм за 14-часовую
смену, выработка на одного оператора- 13 стыков в смену. Продолжи-
тельность сварки одного стыка — 4 мин, ремонту подлежало не более 3%
сварных соединений. Это лучшие показатели, достигнутые на оборудова-
нии фирмы CRC-Evans во всем европейском регионе.
При использовании крупных сварочных комплексов очень важно,
чтобы контроль стыков неразрушающими методами осуществлялся
сразу же вслед за сваркой газопровода.
Опыт применения установок автоматического ультразвукового конт-
роля подтвердил их высокую эффективность: они выявляют дефекты и опе-
ративно выдают заключения непосредственно в процессе строительства.
Помимо технологии CRC-Evans использовались установки полуавтомати-
ческой сварки порошковой проволокой (технология «Иннершильд»).
На участке Самсун - Анкара среднемесячная производительность
на сварке газопровода диаметром 1220 мм достигала 26—30 км.
Использование комплексов CRC-Evans на российском участке газо-
провода «Голубой поток» при сооружении газопровода диаметром
1420 мм позволило добиться превышения паспортной производитель-
ности автоматической сварки с 70 до 125 и более стыков в смену. Обо-
рудование оснащено компьютерной системой слежения за сварочным
процессом и имеет систему программного изменения режимов сварки
в зависимости от пространственного положения сварочной головки для
каждого слоя шва.
Сварочные агрегаты оснащены современными инверторными ис-
точниками тока, которые обеспечивают стабильность режима сварки
и позволяют практически исключить брак.
580
ГЛАВА VT
На российском участке для проверки качества сварных соединений
неразрушающими методами были применены установки панорамного
рентгенографического контроля типа «Кроулер» и лабораторные ком-
плексы автоматического ультразвукового контроля.
В последние годы реализован поистине революционный прорыв в
сварке трубопроводов, когда удалось создать сварочную технологию,
исключающую необходимость использования постоянных или съемных
подкладных колец, ручной или автоматической подварки корня шва.
Создана и отлажена технология механизированной сварки снаружи
всех слоев стыка, позволяющая варить трубу с заводской разделкой и с
фиксированным до 4 мм зазором.
Создание сварочных систем, способных управлять переносом кап-
ли расплавленного металла за счет изменения формы сварочного тока,
является стратегически приоритетным направлением исследователь-
ской деятельности и практических разработок компании Линкольн
Электрик в области полуавтоматической сварки. По мнению специа-
листов компании, несмотря на почти вдвое большую стоимость таких
систем по сравнению с оборудованием традиционного типа, в условиях
жестких и постоянно растущих требований к качеству сварных соеди-
нений, их использование экономически более целесообразно. Это под-
тверждается заметным ростом интереса к такому оборудованию со сто-
роны представителей различных отраслей промышленности.
Сварочный процесс STT (сокращение от английского термина
«Surface Tension Transfer» — перенос за счет сил поверхностного натя-
жения) был разработан компанией Линкольн Электрик в результате
активных исследований в области управляемого переноса металла при
сварке.
Важной предпосылкой для реализации идеи управляемого перено-
са является наличие соответствующего инструмента - быстродейству-
ющего инверторного сварочного источника, способного получать, об-
рабатывать информацию, а также управлять выходными параметрами
на всех фазах формирования капли и ее перехода в сварочную ванну.
Такой источник может быть построен только на основе транзисторно-
го инвертора, но создание его еще не означает решения всей задачи, так
как промышленное использование сварочного источника и философия
фирмы Линкольн Электрик требует высокой надежности последнего.
Корневой слой - главная составляющая сварного стыка трубопро-
вода. Качество и производительность при выполнении корневого слоя
определяют темп строительства всей магистрали. Сегодня существу-
ют и активно применяются на практике несколько традиционных спо-
собов создания корневого шва методом дуговой электросварки. К ним
относятся: ручная сварка корня электродами с основным и целлюлоз-
ным типами покрытия, а также автоматическая сварка корня сплош-
ной проволокой в среде защитного газа головками расположенными
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
581
внутри трубы. Последний метод является наиболее производитель-
ным, но дорогим, требующим дополнительных затрат на переточку
заводской кромки трубы под сварку изнутри.
Компании Argus Limited, фирмы Lincoln Electric и CRC-Evans пред-
ставили новый технологический процесс, обеспечивающий высокую
надежность проварки корня шва. Разработанный Lincoln Electric про-
цесс STT, по сути, позволяет автоматически управлять переносом ме-
талла в зону сварки. При этом обеспечиваются гарантированное про-
плавление, высокая производительность наплавки и минимальное
разбрызгивание, отсутствуют прожоги (рис. 6.49).
Рис. 6.49. Технология STT - инновационный метод сварки,
основанный на переносе металла за счет сил поверхностного
натяжения (Surface Tension Transfer - STT)
582
ГЛАВА VI
Процесс STT целесообразно сравнивать со сваркой электродами с
целлюлозным покрытием, поскольку оба метода близки по производи-
тельности. На левом снимке — поперечное сечение корневого слоя, вы-
полненного с помощью электрода с целлюлозным покрытием, на пра-
вом снимке — методом STT. Видно, что за один проход процессом STT
наплавляется слой металла, который вполне соответствует двум прохо-
дам - корневому и горячему - при сварке электродами с целлюлозным
покрытием.
Процесс STT способен устранить ставшую уже привычной переточ-
ку на трассе строительства заводской кромки. Теплофизические свой-
ства дуги и сварочной ванны, характерные для процесса переноса ме-
талла за счет сил поверхностного натяжения, позволяют вести сварку
корня снаружи с получением гарантированного проплавления и обрат-
ного валика требуемых размеров во всех пространственных положени-
ях. При этом процесс STT способен, при определенном навыке сварщи-
ка, в достаточно больших пределах «справляться» с изменениями
параметров разделки. Исследования, проведенные в 1999 г. в Центре
сварки и испытаний трубопроводов ОАО «ВНИИСТ», показали, что про-
цесс позволяет сплавлять заводские кромки, создавая идеальный обрат-
ный валик при увеличении ширины разделки до 4,0 мм и смещении
кромок до 3,0 мм даже в потолочном положении.
Другим достоинством метода STT при выполнении корневого прохо-
да на трубах большого диаметра является размер наплавляемого шва.
За один проход наплавляется слой металла, соответствующий двум про-
ходам (корневому и горячему) при использовании электродов с целлю-
лозным типом покрытия.
Среди особенностей процесса STT следует выделить сокращение об-
щего тепловложения, отчего и крайне низок уровень разбрызгивания.
Большинство сварщиков отмечают легкость управления сварочной
ванной. Процесс не требует особых навыков, а во многих случаях про-
сто менее трудоемок. Высокие показатели качества и стабильности на-
плавки достигаются при защите дуги и сварочной ванны дешевым уг-
лекислым газом, поскольку метод оптимизирован именно для типа
переноса металла сериями коротких замыканий, характерного при ис-
пользовании СО2.
Одно из достоинств метода STT — возможность его использования для
механизированной сварки. Как отмечалось ранее, системы автомати-
ческой сварки стыков трубопроводов позволяют достигать наивысших
показателей качества и производительности работ с помощью механи-
зированных головок CRC, считая, что использование источника пита-
ния Invertec STT-П в комбинации с головками CRC позволит исклю-
чить применение внутреннего сварочного узла и вести сварку всего
стыка только снаружи.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
583
Главным преимуществом нового способа автоматической сварки бу-
дет возможность использовать трубы со стандартной заводской или ре-
заной 30-градусной разделкой кромок с зазором 2,5-4,0 мм. Коэффи-
циент наплавки при использовании порошковой проволоки для сварки
заполняющих и облицовочного слоев в 3 раза превышает аналогичный
показатель при ручной сварке. А все вместе взятые особенности, т. е.
отказ от переточки кромок, использование стандартного внутреннего
центратора, возможность сварки труб практически любого диаметра с
высокой производительностью, ставят новую технологию в число наи-
более привлекательных для строительства трубопроводов.
В последние годы вновь возник интерес к нетрадиционным видам
сварки трубопроводов и, в первую очередь, к лазерной технологии. Это
продиктовано перспективностью ее использования для сварки труб из
современных улучшенных микролегированных сталей контролируемой
прокатки с целью повышения уровня свойств сварных соединений.
За рубежом (Германия, США, Япония) в трубном производстве на-
чинает применяться лазерная сварка.
Отечественные исследования и конструкторские разработки, выпол-
ненные в АОЗТ «Лазерные комплексы» (г. Шатура), РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина, НИИАвтопроме, ВНИИМетмаше по лазерной свар-
ке, резке и термической обработке, характеризуют лазерную техноло-
гию как наиболее перспективную и многофункциональную, позволяю-
щую на одной рабочей технологической линии выполнять различные
операции по лазерным технологиям и изготовлять трубы из различ-
ных материалов.
Проводилась лазерная сварка труб на Новомосковском трубном за-
воде. Однако опытная сварка подтвердила необходимость тщательной
подготовки сборки, причем зазор нужно выдерживать на уровне 0,1 мм
и перекос сечения должен быть выдержан на таком же уровне. КПД
лазерной сварки равен 4%. Для сварки толщин 14 мм требуется 2-
3 кВт. НПО «Энергия» в результате многолетних исследований при-
шла к выводу о сложности на производстве, особенно в полевых усло-
виях, осуществить точную сборку, параметры которой указаны выше.
Поэтому рекомендуется лазерно-дуговая сварка: разогрев дуговой свар-
кой и 30% дополнительно лазер. Рекомендуется твердотельный лазер.
К таким же выводам и рекомендациям пришли и зарубежные исследо-
ватели — рекомендуется гибридная сварка. Сочетание лазерного и ду-
гового технологических процессов обеспечивает глубину проплавления
шва, повышает скорость сварки (по сравнению с любым из двух техно-
логических процессов, используемых отдельно).
Лазерная гибридная сварка позволяет расширить диапазон приме-
нения за счет снижения требований к точности сборки под сварку, сни-
жаются затраты и обеспечивается высокая производительность. Ста-
бильный процесс был достигнут благодаря появлению твердотельных
ГЛАВА Vi
лазеров с более высокой входной мощностью, процесс дуговой сварки
увеличивает сплавляемость посредством добавления присадочного
материала, он также определяет ширину сварного шва и, таким обра-
зом, снижает объем необходимой подготовки изделий.
Взаимодействие процессов увеличивает эффективность сварки. Про-
цесс лазерной гибридной сварки для трубопроводов еще нуждается в
исследованиях и совершенствовании для практического использования.
До настоящего времени специалисты продолжают обсуждать вопрос
о возможности и целесообразности использования лазерной сварки в
различных отраслях промышленности. Между тем многие фирмы, не
рекламируя широко проведение исследовательских работ в этом направ-
лении, уже предлагают к использованию промышленные разработки,
технологии и оборудование для лазерной сварки.
Фирма «Mobillasertec GmbH» (Германия) разработала головку для
ручной сварки металлов подобно сварке в газах и плазменной сварке пла-
вящимся и неплавящимся электродами. Масса головки с лучом мощнос-
тью до 3 кВт—Зкг, ас лучом мощностью до 0,5 кВт — 1,5 кг. Эта же фирма
создала передвижной твердотельный лазер с лучом мощностью от 0,5 до
1,5 кВт. Питание лазера осуществляется от источника напряжением
400 В при токе 64 А. Лазер перемещается на грузовике (трейлере) грузо-
подъемностью 3,5 тонн (при мощности луча до 0,5 кВт) или 7,5 тонн
(при мощности луча свыше 0,5 кВт).
Фирма «ЭСАБ» активно занимается разработкой технологии и
оборудования для лазерной сварки и резки толстостенных изделий и
заготовок. Фирма предлагает твердотельные лазеры с лучом мощно-
стью до 4 кВт, используемые в промышленности для роботизирован-
ной сварки тонкостенных материалов и алюминия, СО2 - лазеры с
лучом мощностью до 20 кВт, которые позволяют сваривать металл
толщиной до 20 мм.
Один из главных недостатков лазерной сварки — чувствительность
процесса к зазору между свариваемыми изделиями - сегодня преодоле-
вают путем использования при сварке присадочного металла, а также
в результате сочетания метода с традиционными способами сварки
(плазменная сварка, МИГ и ТИК - сварка соответственно плавящимся
и неплавящимся электродом в защитных газах). Такие методы, полу-
чившие название «гибридной» сварки, позволяют увеличить погонную
энергию (по сравнению с чисто лазерной сваркой) на 30%. При этом
она остается равной всего лишь 10% той величины, которую использу-
ют при традиционных методах сварки плавлением.
Технология «гибридной» сварки разработана известной фирмой
«Fronius» (Германия, Австрия). Такая сварка лучом лазера мощнос-
тью 2 кВт роботизирована и уже применяется в промышленности при
изготовлении автомобильных деталей.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
В настоящее время в различных отраслях промышленности все боль-
шее применение находят роботы. На мировом рынке в 1999 г. было
продано 81,5 тыс. роботов. К 2003 г. этот показатель составил 120 тыс.,
достигнув ежегодного роста примерно на 10%.
Сегодня в мире насчитывается около 743 тыс. промышленных робо-
тов. Половина из них принадлежит Японии. Однако в этой стране наблю-
дается тенденция к снижению темпов роста их числа. Если в США, явля-
ющихся одним из крупнейших потребителей промышленных роботов, их
продажа с 1994 по 1999 г. увеличилась вдвое и составила 15 тыс., в Евро-
пейском союзе она повысилась на 16% и достигла в 1999 г. 25 тыс., то
японский рынок вырос лишь на 5% - было продано 35,6 тыс. роботов.
Согласно результатам работы выставки «Мировая роботизация-
2000», к 2003 г. число роботов достигло: в США - 155 тыс., в Европе -
262 тыс., в том числе 110 тыс. в Германии, 58 тыс. в Италии, 28 тыс. во
Франции и 15 тыс. в Великобритании.
Наиболее широко роботы используются в сварочных и сборочных
процессах, при манипуляциях изделиями. Сварочные роботы составля-
ют около 1/3 общего их числа. В Германии в 1999 г. было куплено 2712
роботов для точечной сварки и 1052 робота - для дуговой сварки; при
этом 49% их занято в производстве транспортных средств, 12% — в хи-
мической промышленности, 7% — в мебельной и 4% — в пищевой и та-
бачной отраслях. В общей сложности в Германии работают 28,5 тыс.
сварочных роботов.
6.5.2. Контроль качества сварных соединений
В описаниях технологических процессов сварки трубопроводов упо-
минались отдельные способы и оборудование для неразрушающего кон-
троля сварных соединений. Учитывая важность этой контрольной опе-
рации для оценки качества сварных соединений и ее влияние на
безопасную работу сооружения, представляет интерес рассмотреть бо-
лее подробно наиболее распространенные современные методы конт-
роля: радиографические методы, механизированные и оперативные ме-
тоды ультразвукового контроля.
Национальные органы власти, организации по контролю и охране
окружающей среды хорошо осведомлены об опасности для здоровья
людей и/или окружающей среды при повреждении трубопроводов по
причине неудовлетворительного качества сварных швов или несовер-
шенных методов контроля. Поэтому одним из наиболее важных усло-
вий для владельцев трубопроводов и операторов, должна быть гаран-
тия того, что поперечные монтажные швы, соединяющие отдельные
трубы, секции труб, соответствуют самым высоким международным
стандартам качества.
586
ГЛАВА VI
Рис. 6.50. Характерные дефекты сварных стыков,
выполненных на различных трубопроводах:
1-11 автосварка: 1 - непровар 40%; 2 - разрушение по шву; 3 - непровар;
4 - шлаковые карманы, смещение шва от оси стыка 10-12 мм; 5 — непровар;
6 — непровар, смещение кромок; 7 — непровар корня шва, поры, малое усиление
0,2 мм; 8 - непровар глубиной 5-6 мм, пять трещин, другие дефекты; 9 — трещи-
ны в шве; 10 - шлак, наружные поры; 11 - непровар корня шва; 12 - полуавто-
матическая сварка, непровар корня шва; 13-27 - ручная сварка: 13 - непровар
при сварке отвода; 14 — непровар при сварке отвода; 15 — непровар и шлаковые
включения; 16 — непровар размером 400 мм; 17 - недопустимая пористость, шлак,
трещины; 18 - недопустимая пористость, непровар; 19 - стык с непроваром, по-
рами и шлаком; 20 - в стык заплавлены присадочный материал, шлак; 21 - поры,
шлак; 22 - поры, непровар, шлак, смещение кромок; 23 - непровар глубиной
3-4 мм; 24 — непровар, шлак; 25 - трещины, подрезы; 26 — непровар корня шва,
недопустимая пористость; 27 — в изломе шва крупные шлаковины; 28 — недо-
пустимый непровар при вварке патрубка; 29 — непровар в захлесточном стыке;
30 — дефекты при вварке заплаты; 31 — разрушение частично по шву, частично
по юбке крана из-за допустимого непровара; 32 - катушка вварена на месте гоф-
ра, вварен присадочный материал; 33 - непровар катушки; 34 - дефект при ввар-
ке заплаты; 35 — непровар 50-80%; 36 - дефект при вварке заплаты; 37 — не-
провар до 25%; 38 - подрезы, нет подварки; 39 - смещение кромок в гофре до
7 мм, непровар, поры; 40 - сварка, без подварки; 41 - непровар лепестков до
50%; 42 - непровар спирального шва трубы; 43 - ремонт тела трубы на монта-
же; 44 - сквозная трещина длиной 20 мм; 45 - непровар корня шва при вварке
патрубка
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБ г ПГ( В(>Д< В
587
На рис. 6.50 представлены характерные дефекты сварных стыков
на различных трубопроводах.
РАДИОГРАФИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ Наиболее распространенным, на-
ВЫСОКОКАЧЕСТВЕННОГО	дежным и проверенным време-
КОНТРОЛЯ	нем методом неразрушающего
контроля (НК) швов в процессе
сооружения трубопровода является радиография, когда пучок высо-
коэнергетического рентгеновского излучения проходит через сечение
сварного шва и регистрируется на рентгеновской пленке или радиаци-
онно-чувствительным детектором.
Для соблюдения требований современных стандартов контроля
сварных швов на потенциально опасных трубопроводах используется
рентгенографический метод контроля, который должен обеспечить как
высокий контраст, так и хорошее разрешение визуального изображе-
ния (либо на пленке, либо на видеомониторе), чтобы вынести заключе-
ние о качестве и целостности сварного соединения.
Для трубопроводов с номинальным диаметром свыше 150 мм дос-
тупны два альтернативных метода локальной радиографии: внешняя
(две стенки - одно изображение), когда и источник рентгеновского из-
лучения и пленка/датчик находятся снаружи трубопровода, и внут-
ренняя (одна стенка - одно изображение), когда источник находится
внутри трубопровода, а пленка/датчик - снаружи.
При внешней радиографии рентгеновская трубка устанавливается
рядом со сварным швом с одной стороны трубы, и в конус ее излучения,
проникающего непосредственно через трубу на пленку/датчик, попа-
дает сектор сварного шва, находящийся на диаметрально противопо-
ложной стенке трубы (рис. 6.51).
Рис. 6.51. Проведение рентгеновского контроля
сварного стыка магистрального трубопровода
«через две стенки» рентгеновским импульсным
аппаратом «Шмель-250»
588
ГЛАВАХ'!
Энергия излучения должна быть достаточно большой, чтобы пучок
дважды проник через толщу стенки трубопровода, а время экспозиции
должно быть достаточно велико.
Чтобы осуществить контроль по всей длине окружности трубопро-
вода, необходимо провести серию отдельных облучений, каждое из ко-
торых охватывает небольшой сектор шва. Это приводит к необходимо-
сти четыре или более раз перемещать громоздкий рентгеновский
аппарат для контроля каждого шва, а оператор-дефектоскопист дол-
жен просмотреть и интерпретировать несколько пленок или изобра-
жений для всего шва (рис. 6.52).
Разные
углы
пересечения
лучком
стенки
трубы
приводят к
искажениям
Рис. 6.52. Диаграмма распределения рентгеновского пучка
при внешней радиографии
Для контроля в реальном времени требуются специализированный
мобильный электрический генератор и вездеход-транспортировщик;
оборудование постоянно подвержено воздействию неблагоприятных
климатических и погодных условий.
Непрерывное совершенствование методов и средств НК в течение пос-
ледних 30 лет привело к разработке современных дистанционно-управ-
ляемых рентгеновских кроулеров для контроля трубопроводов изнутри.
Кроулер представляет собой небольшую тележку с электрическим при-
водом, несущую панорамную рентгеновскую трубку и аккумуляторную
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
589
батарею, которая движется внутри трубопровода и полностью управля-
ется командами оператора с помощью умещающегося в руке пульта че-
рез сигнальный датчик, укрепленный на кроулере (рис. 6.53).
Рис. 6.53. Внутритрубная самоходная установка «Кроулер»
При использовании кроулеров расстояние между источником рент-
геновского излучения и пленкой/датчиком равно радиусу трубопрово-
да, это в 3 раза меньше, чем в случае внешней радиографии. Следова-
тельно, время каждой экспозиции для кроулера будет составлять только
1/9 от времени каждой экспозиции при облучении снаружи.
Рентгеновский пучок из кроулера на пути к пленке/датчику прохо-
дит только через одну стенку трубопровода, тогда как при внешнем об-
лучении пучок дважды проникает через эту толщину. Поэтому напря-
жение на рентгеновской трубке кроулера обычно на 50—100 кВ меньше,
чем при внешней радиографии.
При использовании кроулеров весь круговой шов проверяется за
одну короткую экспозицию, а при внешней радиографии необходимо
до 6 сеансов облучения с гораздо большим временем экспозиции.
Радиальный пучок от кроулера всегда распространяется под уг-
лом 90° к стенке трубопровода, так что по всей длине полосы пленки
или датчика ослабление излучения основным металлом будет оди-
наковым.
590
ГЛАВА VI
Рис. 6.54. Диаграмма панорам-
ного распределения рентгено-
вского излучения при использо-
вании «Кроулера»
Соблюдение требований радиационной
безопасности и защиты персонала не будет
проблемой при использовании кроулеров
поскольку: а) источник излучения находит-
ся полностью внутри трубопровода и экра-
нируется его стальной стенкой; б) энергия
излучения относительно низка; в) для каж-
дого шва необходима только одна короткая
экспозиция. При внешней радиографии
высокоэнергетичный, неоднократно вклю-
чаемый пучок распространяется в воздухе,
и поэтому обратное рассеяние часто явля-
ется проблемой, особенно когда рабочее
пространство ограничено рельефом мест-
ности (рис. 6.54).
Кроулер состоит из 3 основных эле-
ментов (шасси/тяги с электромотором,
аккумуляторной батареи и рентгеновской трубки) и 2 малых модулей
(электронный управляющий/микропроцессорный блок и блок приема
сигналов пульта). Все они быстро демонтируются и легко транспорти-
руются к любому концу трубопровода на маленькой тележке. Никако-
го специального подъемного оборудования не требуется.
Кроулеры эксплуатируются в чистых, регулируемых, независящих
от погоды условиях внутри трубопровода, тогда как оборудование внеш-
ней радиографии подвергается разрушительному действию грязи,
пыли, дождя.
Кроулер имеет свою собственную герметичную аккумуляторную ба-
тарею, емкость которой достаточна для проведения инспекционных ра-
бот в режиме реального времени в течение дня.
Обычно без подзаряда батареи суммарное время рентгеновского об-
лучения составляет 50 мин, т. е. примерно 100 круговых экспозиций
по 30 сек. каждая, включая время перемещения между швами.
Имеются кроулеры трех типоразмеров для контроля трубопрово-
дов с диаметрами от 150 до 400 мм (6—16"), от 300 до 1200 мм (10—40")
и свыше 650 мм (22"), причем некоторые модули, например, рентге-
новская трубка и пульт взаимозаменяемы для некоторых типов кроу-
леров.
Поскольку в кроулерах используются рентгеновские трубки с отно-
сительно низким высоковольтным питанием и малым размером фо-
кального пятна, они обеспечивают радиографические изображения
очень высокого контраста и разрешения, позволяя выдавать заключе-
ния о качестве сварки в соответствии с самыми строгими международ-
ными спецификациями.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
591
В большинстве кроулеров используются слабые (с активностью -1
мКи) радионуклидные источники для передачи сигнала с пульта через
стенку трубопровода на детектор, установленный на кроулере. Но не-
давно начавшееся сотрудничество между российскими разработчика-
ми и компанией JME (Англия) позволило создать альтернативную маг-
нитную сигнальную систему MSS, исключающую даже самые слабые
радионуклидные источники, нежелательные или запрещенные.
Кроулеры могут быть адаптированы для транспортировки видео-
сканирующего или регистрирующего оборудования для визуального
контроля зон сварки или внутреннего антикоррозийного покрытия.
Из изложенного выше становятся очевидными преимущества внут-
ренней радиографии с помощью рентгеновских кроулеров. Внутренние
кроулеры постоянно совершенствуются, чтобы удовлетворять очень
высоким современным требованиям по защите окружающей среды.
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ КОНТРОЛЬ В настоящее время имеется боль-
СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ шой рынок механизированных ус-
тановок ультразвукового контроля
монтажных поперечных стыков трубопроводов. Для примера рассмат-
риваются возможности системы «ВИЗУС 2000», производства Чехии.
Мобильная установка ультразвукового контроля система «ВИЗУС
2000», разработанная фирмами «Qualitest» (Пардубице) и «Starmans»
(Прага), предназначена для сплошного контроля сварных соединении
труб большого диаметра в полевых условиях. «ВИЗУС 2000» является
модульной многоканальной системой экспертного уровня с высокой
эффективностью и достоверностью контроля. В установке реализова-
на независимость каналов, что позволяет при одинаковой рабочей ско-
рости посылать в каждый миллиметр сварного шва 40—70 импульсов
вместо 5-10, как в установках с мультиплексорами. Рабочий диаметр
контролируемого соединения 500-1500 мм (возможен вариант уста-
новки для диаметров 200—3000 мм). Минимальная толщина стенки
контролируемой трубы 5 мм, максимальная — не ограничена.
Система может быть настроена на реализацию требований различ-
ных нормативных документов, например СНиП Ш 4-80 и ВСН 012-88.
При контроле сварных соединений имеют значение размер и тип
дефекта, его форма и, особенно, его многомерность - является ли он
плоскостным или объемным. Для сплошного контроля использует-
ся система преобразователей для выявления продольных дефектов
(рис. 6.55), дополненная набором преобразователей для выявления
поперечных дефектов (рис. 6.56). Количество преобразователей для
выявления продольных дефектов варьируется от 10 до 24 в зависи-
мости от толщины контролируемой трубы (по 5-12 зондов с каждой
стороны сварного соединения). Выявление дефектов поперечного ха-
рактера осуществляется системой из двух зондов, по одному с каждой
592
ГЛАВА VI
Рис. 6.55. Расположение преобразо-
вателей для обнаружения дефектов
продольного характера
стороны сварного соединения. Пре-
образователи — малошумящие, в сфо-
кусированном исполнении, с углом
ввода 45—70°. Основные частоты
спектра ультразвуковых импульсов
4-5 МГц.
Щелевой иммерсионный контакт
обеспечивается технической водой.
Скорость контроля 20-40 мм/сек.
Рис. 6.56. Расположение преобразо-
вателей для обнаружения дефектов	Рис. 6.57. Общий вид управляющей
поперечного характера	стойки системы «ВИЗУС 2000»
В системе «ВИЗУС 2000» каждому преобразователю соотнесен от-
дельный ультразвуковой канал. В стандартном варианте их 12, допол-
нительные каналы могут быть добавлены без проведения какой-либо
адаптации системы в целом. Ультразвуковые каналы спроектированы
как независимые подключаемые блоки с собственным микропроцессо-
ром. Эти блоки (размером 100x160 мм) расположены в управляющей
стойке(рис. 6.57). Управление всеми каналами и обработка данных про-
изводится с помощью ПК.
Для перемещения преобразователей вдоль сварного шва применя-
ется система держателей, смонтированная на раме, которая с помощью
специального приспособления может перемещаться вдоль сварного шва
(рис. 6.58). Рама соединена с управляющей стойкой гибким шлангом, в
котором находятся кабель ультразвукового тракта, кабель управле-
ния, трубка для подачи воды или другой контактной жидкости. Эта
система обеспечивает стабильный акустический контакт в любой точ-
ке окружности трубы.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
593
Рис. 6.58. Общий вид рамы с закрепленными
на ней преобразователями
Программное обеспечение позволяет производить обработку сигналов
в режиме реального времени классическим эхо-методом, дельта-методом
(TOFD) с использованием краевых волн, проводить спектральную обра-
ботку сигналов, а также статистическую обработку результатов УЗК:
—	определение типа данного дефекта относительно образца при ис-
пытаниях;
-	локализация всех дефектов в контролируемом образце;
—	число контролируемых образцов и забракованных;
—	максимальные размеры (например, толщина стенки);
—	минимальные размеры (например, толщина стенки);
-	минимальные измеренные значения.
Результаты контроля заносятся в рабочие протоколы, которые ар-
хивируются в базе данных ПК и на CD диске. Последний передается
заказчику вместе с сертификатом на сварной шов.
Процесс измерений полностью автоматизирован и управляется с ПК.
Для конфигурирования системы используется Режим настройки, кото-
рый позволяет по задаваемым параметрам контролируемого сварного
соединения (диаметр и толщина стенки трубы, вид материала трубы)
выбрать оптимальное количество используемых преобразователей, их
параметры, расположение, параметры приемно-передающего тракта,
наибольшую частоту следования импульсов. В этой программе выбира-
ется усиление каждого канала, критерии оценки допустимости дефек-
тов. Предусмотрена система паролей, позволяющая работать с системой
в Режиме настройки только специально подготовленным операторам, с
квалификацией не ниже Ш уровня по ультразвуковому контролю.
594
ГЛАВА VI
Работа системы в рабочем режиме по контролю сварного соедине-
ния начинается с задания данных для протокола контроля (при необ-
ходимости могут быть сохранены данные предыдущего контроля). За-
тем проводится полная аттестация установки при помощи эталона,
представляющего собой трубу с моделями дефектов (рис. 6.59), и встро-
енных таблиц данных свойств исследуемых материалов. Результаты
аттестации вместе со всеми выбранными и вводимыми параметрами
сохраняются в памяти ПК и на CD диске.
Рис. 6.59. Принципиальная схема
расположения дефектов в эталоне
При работе в режиме контроля на дисплей можно вывести началь-
ные установки, сведения об обнаруженных дефектах. По окончании ра-
боты оператор обязан распечатать протокол контроля всех сварных
соединений за смену. Эти данные автоматически записываются в базу
данных ПК и на CD диск.
В настоящее время известно достаточно большое количество устано-
вок как отечественного, так и импортного производства (рис. 6.60), ко-
торые иллюстрируют проведение автоматизированного ультразвуково-
го контроля трубопровода с применением автоматической установки.
Такие установки характеризуются достаточно высокой степенью ав-
томатизации процессов контроля и принятия решения о допустимости
каждого отдельно выявленного дефекта и сварного соединения в целом.
Как правило, они используют многоэлементные акустические системы,
сконструированные таким образом, что взаимное расположение пьезоп-
реобразователей и сварного шва, а также заданные траектории сканиро-
вания обеспечивают выявление дефектов заданной ориентации в сварном
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
595
Рис. 6.60. Автоматическая установка для контроля сварных стыков
труб большого диаметра
596
ГЛАВА И
шве и околошовной зоне. Поскольку такие системы обеспечивают доку-
ментирование результатов, то ультразвуковой контроль получает воз-
можность конкурировать с радиографией в отрасли, в которой этот ме-
тод безусловно превалировал до последнего времени.
Большие объемы НК сварки трубопроводов, в том числе оператив-
ного, требуют увеличения производительности контроля и повышения
достоверности наиболее широко применяемых методов - рентгеновско-
го и ручного ультразвукового.
Ручной УЗК, проводимый с применением дефектоскопов общего на-
значения как импортных, так и отечественных, имеет не только низкую
производительность, но и недостаточную достоверность контроля.
Наличие субъективного фактора при расшифровке результатов кон-
троля и отсутствие документа контроля всего сварного соединения так-
же снижают достоверность метода. К тому же современные требования
к проведению контроля включают в себя учет поправок чувствительно-
сти при изменении шероховатости и волнистости поверхности труб, со
стороны которой ведется контроль, а также температуры окружающей
среды и трубопровода.
Развитие электроники позволяет создать многоканальные дефек-
тоскопы, имеющие небольшие габариты и вес, а наряду с применением
многоэлементных акустических блоков существенно расширить воз-
можности УЗК.
Разработана малогабаритная ультразвуковая измерительная уста-
новка ручного УЗК серии «Сканер» (модель «Скаруч» — сканер ручной),
сочетающая в себе преимущества ручного (малые габариты и вес аппа-
ратуры, высокая оперативность) и автоматического (выдача докумен-
та) контроля. Установка предназначена для обнаружения дефектов и
определения их характеристик в сварных соединениях (стыковых, тав-
ровых, нахлесточных) и основном металле трубопроводов и металло-
конструкций с толщиной стенки от 4 до 60 мм.
Установка имеет 8-канальный электронный блок, который через
информационный кабель соединен с механоакустическим блоком. Элек-
тронный блок, имеющий электролюминесцентный экран, работает
либо в режиме дефектоскопа общего назначения или толщиномера,
либо в автоматическом режиме, т. е. автоматической фиксации дефек-
тов и расшифровки результатов контроля.
При контроле в автоматическом режиме используется специальное
механоакустическое приспособление (МАП).
МАП2 (рис. 6.61) имеет раздвижной корпус, что позволяет изме-
нять расстояние между акустическими блоками (правым и левым) в
зависимости от толщины изделия и ширины валика усиления. МАП2
применяют для контроля стыковых (продольных, кольцевых) и нахле-
сточных сварных соединении путем симметричной установки блоков
по обе стороны от сварного шва.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВО! IОВ
597
Рис, 6.61. МАП2 - раздвижное двухстороннее механическое приспособление
с акустическими блоками: 1 - раздвижной корпус; 2 - нераздвижной корпус;
3 — фиксатор; 4 - фиксирующий винт; 5 - датчик пути;
6 - акустические блоки; 7 - пружины; 8 - ПЭП
Такты	Излуча- тель	Прием- ник	Схема и метод УЗК	Контролируемая зона
1	4	1	Р-С. эхо-зеркальный	середина, верх
2	в	5	Р-С, эхо-зеркальный	середина, верх
3	2	3	Р-С. эхо-зеркальный	низ
4	6	7	Р-С. эхо-зеркальный	низ
5	3	3	Совмещенный, эхо-метод	низ
6	7	7	Совмещенный, эхо-метод	низ
7	1	1	Совмещенный, эхо-метод	середина
в	5	5	Совмещенный, эхо-метод	середина
9	4	4	Совмещенный, эхо-метод	середина, верх
10	8	8	Совмещенный, эхо-метод	середина, верх
11	1	3	Р-С, эхо-зеркальный	середина
12	5	7	Р-С, эхо-зеркальный	середина
13	2	7	Р-С. зеркально-теневой	низ
14	6	3	Р-С. зеркально-теневой	низ
15	9	4	Р-С. зеркально-теневой	контроль АК
16	10	8	Р-С, зеркально-теневой	контроль АК
Рис. 6.62. Схемы и методы УЗК стыковых соединений толщиной
Н = 16 40 мм: а) схема УЗК; б) потактовая работа
598
ГЛАВА VI
Многоэлементный акустический блок (АВ) состоит из нескольких
ПЭП (от 3 до 10 шт.)» прозвучивающих все сечение шва с двух или одной
стороны по различным схемам и способам УЗК (совмещенным, эхо-,
эхо-зеркальным, зеркально-теневым, «дуэт», «тандем», «спаренным»,
озвучивание под углом, трансформированных волн и др.). Например,
для контроля стыковых соединений от 16 до 40 мм применяются схе-
мы, представленные на рис. 6.62а, б. В зависимости от толщины свар-
ных элементов применяются различные акустические блоки, которые
отличаются между собой различным расположением ПЭП внутри них,
применением ПЭП с определенными углами ввода, а также различным
расположением блоков относительно оси сварного соединения. Все ПЭП
работают в 16-тактовом режиме, т. е. в каждом такте реализуется одна
схема контроля, которую обеспечивают определенные ПЭП. При этом
на каждом миллиметре пути автоматически проводится контроль аку-
стического контакта по зеркально-теневой схеме (см. рис. 6.62. В ле-
вом блоке ПЭП № 10 излучает, ПЭП № 7 и 8 принимают отраженные
сигналы; аналогично работает правый блок.) Это позволяет учитывать
изменение шероховатости поверхности изделия и осуществить норми-
рование принятых амплитуд сигналов от дефекта относительно уров-
ня соответствующих сигналов акустического контакта. Далее по изме-
ренным амплитудам определяется высота и тип дефекта в соответствии
с заложенным в микропроцессор алгоритмом.
Перемещение МАП по поверхности изделия (околошовной зоне) осу-
ществляется вручную оператором со скоростью до 1 м/мин. При ска-
нировании с помощью ДП измеряется пройденный путь и определяют-
ся координаты дефекта.
.„.KOOP: 00024 00030 00049
111111111	112222
------#
1
О
Рис. 6.63. Фрагмент
распечатки контроля
РАЗМ:
В ТИП:
* РАЗМ:
®«а.'СТИП:
; РАЗМ:
: НТИП:
По окончании работы оператор про-
сматривает результаты УЗК на экране де-
фектоскопа и распечатывает записанную
информацию или «сбрасывает» ее в ком-
пьютер. На документе контроля указыва-
ются параметры дефектов (координаты,
развитие по глубине и длине), их форма
(объемные, плоскостные, объемно-плос-
костные), ориентация плоскостных де-
фектов (вдоль или поперек сварного соеди-
нения) и введенные оператором данные
(толщина, наименование объекта, изде-
лия и т. д.). Результаты УЗК выводятся на принтер в виде построчной
таблицы. Пример фрагмента распечатки представлен на рис. 6.63.
На распечатку выводится информация только о дефектных учас-
тках и их координатах (верхняя строчка) и нарушениях контроля.
Обнаружено 2 небольших плоскостных дефекта в средней части шва:
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
599
первый начался на 25 мм от начала движения, второй - на 49 мм, при
этом высота первого по сечению (строка Размер) — 1 мм, второго — пре-
имущественно 2 мм. На 24 мм обнаружена пора диаметром 1 мм.
Для обнаружения стресс-коррозионных трещин, которые образуют-
ся в основном металле газопроводов и «ручейковых язвин», свойствен-
ных промысловым нефтепроводам, разработана методика и преобразо-
ватели, использующие метод многократных отражений. В зенитной
части трубопровода частично (100 мм) удаляется изоляционное покры-
тие. При продольном сканировании преобразователем относительно оси
трубы излучение ведется по радиусу, что позволяет обнаружить дефек-
ты, имеющие ориентацию вдоль трубы.
Для ручного контроля сварных соединений стальных трубопрово-
дов толщиной от 4 до 13 мм разработан раздельно-совмещенный пре-
образователь СП5-75 КУ со слежением за уровнем сигнала акустичес-
кого контакта. Преобразователь реализует схему «спаренного
тандема» — эхо-зеркальную, где рабочие преобразователи с углом вво-
да 75° за счет широкой диаграммы направленности озвучивают все се-
чение шва, а третий преобразователь, использующий первую призму,
совместно со вторым преобразователем отслеживает сигнал акустичес-
кого контакта по зеркально-теневой схеме (рис. 6.64).
Рис. 6.64. Схема работы преобразователя СП5-75КУ
Уровень сигнала акустического контакта можно регулировать с по-
мощью потенциометра, что дает возможность при настройке на образце
установить сигнал акустического контакта, например, на уровне брако-
вочного сигнала. За счет слежения за уровнем акустического контакта
600
ГЛАВАХ I
возможно проведение контроля по окрашенной поверхности, а также че-
рез защитное покрытие, например, полиэтиленовую пленку, нанесенную
на поверхность металла. За счет разделения излучения и приема ультра-
звуковых колебаний, а также заданного фиксированного расстояния меж-
ду излучателем и приемником обеспечивается высокая помехоустойчи-
вость по отношению к провисаниям корня сварного соединения.
Для ручного контроля сварных соединений полиэтиленовых трубо-
проводов разработаны преобразователи, реализующие схемы «дуэт» и
«тандем». Как известно, контроль полиэтиленовых труб осложнен боль-
шим затуханием ультразвуковых колебаний в материале и наличием
гофров вблизи сварного шва. Поэтому разработанные преобразователи
имеют небольшие размеры и контактную поверхность. Преобразовате-
ли, реализующие схему «дуэт», имеют большие углы ввода (65-72°) и
показывают хорошие результаты при контроле труб толщиной до 12 мм.
Нижнюю часть сварного шва труб большей толщины (до 25 мм) можно
контролировать преобразователями, работающими и по схеме «тандем».
Описанные в настоящем разделе и другие современные методы кон-
троля сварных соединений позволяют выявлять все виды дефектов свар-
ных соединений трубопроводов с высокой разрешающей способностью
и выдавать объективное заключение с минимальным участием челове-
ческого фактора.
Поскольку сварка трубопроводов во многом определяет качество бу-
дущего сооружения, использование современных методов контроля
сварных соединений будет непосредственно влиять на повышение уров-
ня безопасности трубопроводных систем.
6.6. ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
Изучение статистики отказов и аварий на магистральных трубопро-
водах показывает, что их значительное число имеет место в первые годы
эксплуатации (см. разд. 6.1).
Прежде всего, это связано с возможным изменением пространствен-
ного положения трубопровода, схемы нагружения и, как следствие, с
изменением его напряженно-деформированного состояния, достигающе-
го в отдельных случаях предельных значений. Такие явления возмож-
ны в результате проектных ошибок или отступлений от проекта при стро-
ительстве, а также несовершенства методов испытаний трубопроводов.
Магистральные трубопроводы — одно из немногих сооружений, ко-
торые испытываются на прочность и плотность линейной части без пол-
ного воспроизведения эксплуатационных нагрузок (температурных, ди-
намических), отсюда и возможность изменения схемы нагружения в первые
годы работы. Но есть и более тривиальные причины - дефекты труб, не об-
наруженные на трубных заводах и брак строительно-монтажных работ,
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
601
пропущенный в процессе контроля строительных операций, те и другие,
не выявленные при испытании трубопроводов на прочность и плотность.
Следовательно, не обеспечивается надлежащий уровень контроля каче-
ства труб и технологии строительства, а также очевидное несовершен-
ство нормативных методик испытания трубопроводов, не гарантирую-
щих их надежность и безопасность даже в первые годы эксплуатации.
Испытания магистральных трубопроводов на прочность и плотность
производятся в соответствии со следующими нормативными докумен-
тами: СНиП Ш-42-80* «Правила производства работ», гл. 42 «Магист-
ральные трубопроводы», СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопро-
воды», ВСН 011-88 Миннефтегазстрой, «Строительство магистральных
и промысловых трубопроводов. Очистка и испытание», «Свод правил
по очистке полости и испытанию газопроводов» Газпром СП Ш-34-96.
Подготовка трубопроводов к испытаниям, очистка полости во мно-
гом определяют успех проведения испытаний. Эти процессы хорошо
отработаны и их выполнение регламентировано в указанных выше нор-
мативных документах.
Рассмотрим более детально методики и параметры испытания тру-
бопроводов на прочность и плотность, а также возможности внутритруб-
ной диагностики по выявлению дефектов и определению работоспособ-
ности трубопроводов перед сдачей в эксплуатацию.
Испытания трубопроводов для транспортировки жидких и газооб-
разных углеводородов в трассовых условиях проводятся с целью:
—	оценки прочности и плотности трубопроводов,
-	обнаружения и исключения имеющихся дефектов,
—	определения благоприятной нагрузочной характеристики трубо-
проводной системы.
Насколько эти цели будут достигнуты, зависит в значительной сте-
пени от уровня испытательного давления.
Испытательное давление и время выдержки под ним, продолжитель-
ность испытаний трубопровода на плотность и прочность принимаются
в зависимости от категории участков и их назначения в соответствии со
СНиП Ш-42-80*.
По нормам, действующим в нашей стране, уровень эксплуатацион-
ных нагрузок выше уровня этих нагрузок по нормам США, Канады и
ФРГ, а уровень испытательных нагрузок, наоборот, ниже (табл. 6.11).
Соотношение норм таково: по конструктивному коэффициенту за-
паса от предела текучести для магистрали 89% и переходов 72%; по
минимальному коэффициенту перегрузки при испытаниях (относитель-
но рабочего давления) для магистрали 80% и переходов 71%. Уровень
напряжений от испытательных и рабочих давлений в трубах из низко-
легированных сталей как конечный эффект от принятых коэффициен-
тов показан в табл. 6.12.
602
ГЛАВА VI
Таблица 6.11. СОПОСТАВИТЕЛЬНЫМ АНАЛИЗ НОРМАТИВОВ ИСПЫТАНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ				
I	Показатели	1 Участок	!		Нормы	,		
		США	ФРГ	Россия	
Конструктивный коэффи- циент запаса от предела текучести	Магистраль Переход	1,44,67 24,5	1,6 2-2,4	1,284,37 1524,64
Минимальный коэффици- ент перегрузки при испы- таниях (относительно рабо- чего давления)	Магистраль Переход	1,25 1,4	13 1,3	1,1 1,25
Максимально допустимый коэффициент перегрузки । при испытаниях (относи- 1 тельно предела текучести)		1,15	1,1	0,9* ;
*В СНиП 2.05.06-85* имеется разрешение на испытательное давление до
предела текучести.
Таблица 6.12. НАПРЯЖЕНИЯ ОТ РАБОЧИХ И ИСПЫТАТЕЛЬНЫХ ДАВЛЕНИЙ В ТРУБАХ, ПРОЛОЖЕННЫХ НА УЧАСТКАХ РАЗЛИЧНЫХ КАТЕГОРИЙ			
Давление*	1	И	III и IV
Рабочее	0,61-0,65	0,6141,65	0,734),77
. Испытательное	0,760,80	0,67-0,72	0,80-055
*По отношению к пределу текучести.
Испытательные напряжения составляют 67—85% нормативного пре-
дела текучести, причем для участков категорий III и IV напряжения са-
мые высокие, хотя это наименее ответственные участки. Наименьшие на-
пряжения приняты для участков категорий II. В такой постановке нет
логики, это доказывает случайный характер повышающих коэффициен-
тов. Справедливо было бы иметь более высокие напряжения при испыта-
ниях для наиболее ответственных участков или, по крайней мере, одина-
ковые напряжения для участков всех категорий, т. е. проверку должны
проходить все участки трубопровода в одном режиме напряжений.
Этот пример показывает, что коэффициенты перегрузки, регули-
рующие действительное напряженное состояние, возникающее в ме-
талле труб при испытаниях, приняты без строгого научного обосно-
вания. С момента выхода первых отечественных норм по испытанию
магистральных трубопроводов прошло более 20 лет. В то время не
строили трубопроводы диаметром 1220—1420 мм на высокое давле-
ние, эти нормы требуют пересмотра.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
603
Испытательное давление трубопровода на трассе до недавнего вре-
мени принималось ниже испытательного давления труб на трубных за-
водах, которое составляет 0,9-0,95 предела текучести. Если учесть, что
нормативный предел текучести является практически наименьшим из
всех его значений для металла трубы, то следует сделать вывод, что
напряжение в трубопроводе при испытаниях на трассах далеко от фак-
тического значения предела текучести металла. Таким образом, имел-
ся резерв в 10% и более повышения испытательного давления при ис-
пытаниях на трассе по сравнению с испытаниями в заводских условиях.
Не установлено, почему, выдержав испытания в заводских условиях
на давление равное 90-95% нормативного предела текучести, имели
место случаи, когда трубы большого диаметра разрушались при мень-
ших давлениях в периоды предпусковых испытаний. Так в 1980—
1982 гг. из общего числа разрушений при испытаниях на трубы в сред-
нем падало 68,8%. Можно предположить, что кратковременное
нагружение в течение 20-30 сек. на заводах не вскрывало всех дефектов
или дефектов определенных категорий. Кроме того, при транспортиров-
ке по железной дороге, водным или автотранспортом с многочисленны-
ми перегрузками, а также при строительстве трубы могут получать по-
вреждения. В результате появляются новые дефекты: риски, забоины,
повреждения кромок, скрытые дефекты от ударов и деформаций при
холодном гнутье труб и др. При строительстве и эксплуатации в стенках
трубопровода на отдельных участках могут возникать напряжения бо-
лее высокого уровня, чем при испытании на заводах и трассе, за счет
дополнительного воздействия от сварки и силовых факторов.
Методики испытаний трубопроводов перед сдачей в эксплуатацию
непрерывно совершенствовались, главным образом, за счет повыше-
ния испытательного давления, сокращения пневматических испыта-
ний и отказа от испытания газопроводов газом, испытаний на «проход-
ное давление».
Например, в нормативных документах ФРГ сначала было предписано
испытательное давление равное 1,3 рабочего давления. Соответствую-
щая нагрузка, составляя менее 85% указанного минимального предела
текучести, не позволяла провести эффективное испытание на прочность.
По этой причине в конце 60-х годов с внедрением гидроиспытания по
методу измерения давления и температуры, регламентируемого в нор-
мали 1051 технадзора ФРГ, нагрузка была повышена до достижения 95%
минимального предела текучести для минимальной толщины стенки (что
соответствует коэффициенту 1,5 от рабочего давления).
Данное повышение давления, однако, еще не имело желаемого успе-
ха в отношении достаточно точной оценки прочности. Отклонение фак-
тических значений от заданных нормами минимальных значений пре-
дела текучести и толщины стенки оказало отрицательное влияние на
степень использования способа.
6П4
ГЛАВА VI
Это привело к разработке гидроиспытания по методу нагружения дав-
лением выше предела текучести, при котором уровень испытательных
давлений выбирается в зависимости от фактических пределов текучести
и толщин стенок. Данный метод, при котором наряду с давлением и тем-
пературой измеряется также объем вкачиваемой в трубопровод воды для
контроля деформации труб, регламентируется в нормали 1060 технад-
зора ФРГ. Этот метод применяется с 1972 г., и с 1977 г. он предписан как
обязательный для окончательного испытания на прочность и плотность
магистральных трубопроводов.
Испытательные давления при этом методе испытания могут состав-
лять от 1,05 до 1,25 давления Р100%, отнесенного к стандартным мини-
мальным значениям предела текучести и толщины стенки, или от 1,65
до 2,0 рабочего давления.
Американская компания «Тексас истерн трансмишн» с 1950 г. про-
водит испытания трубопроводов на давление, создающее в стенке напря-
жения, близкие к пределу текучести или незначительно его превыша-
ющие. По мнению компании, испытания на таком уровне позволяют
устранить все дефекты и установить истинную прочность трубопрово-
да. Уже в 1972 г. на XII Международном газовом конгрессе представи-
тель компании «Тексас истерн трансмишн» Г.Х. Эвинг доложил резуль-
таты эксплуатации 60 тыс. км трубопроводов в США, испытанных при
высоких напряжениях. Отмечалось, что при испытании повышенным
давлением улучшается структурная прочность трубопровода, повыша-
ется коэффициент безопасности и надежности, что позволяет эксплуа-
тировать его при повышенных давлениях. Хотя напряжения растяже-
ния при гидравлическом испытании составляли от 100 до 113%
установленного минимального предела текучести, ни на одном из учас-
тков трубопровода деформации не превысили 2%. Для определения
фактической степени деформации отдельных труб было создано специ-
альное измерительное устройство, которое запускалось в трубопровод
до и после гидравлических испытаний, и велась автоматическая регис-
трация геометрии трубопровода с привязкой по длине и трубам. Иссле-
дования, выполненные в США, показали, что уровень пластической
деформации до 2% практически не имеет влияния на снижение проч-
ности, ударной вязкости и пластичности труб.
Метод испытания трубопроводов на повышенное давление с 1967 г.
получил применение и в Англии. Были проведены эксперименты на
1600 км трубопроводов, которые показали, что 47% всех дефектов,
найденных в процессе испытаний, было обнаружено при повышении
давления, вызывающего в стенках напряжения 0,8 до 1,0 от предела
текучести. По мнению английских специалистов, оставшиеся при та-
ком уровне испытаний в трубопроводе дефекты настолько малы, что
при более низком рабочем давлении разрушений не возникает.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
605
Опыт испытания повышеппым давлением имеют также фирмы Ка-
нады. Этот метод наиболее широко применяется в Германии.
В США широкое распространение испытания повышенным давлени-
ем получили при строительстве морских трубопроводов, испытательное
давление которых достигает значения, равного двум рабочим давлениям.
В ОПТА был проведен эксперимент на газопроводах длиной 4800 км для
определения выявления дефектов при различных уровнях испытатель-
ного давления. Ниже приведены результаты этих испытаний.
Рисп, %	Процент от общего числа дефектов
Менее 80................................................8,3
80,1-90................................................10,4
90,1-100.................................................25
101,1-110..............................................37,5
Более 110............................................. 18,8
Таким образом, было доказано, что только около 20% всех дефек-
тов выявляется при обычных условиях испытаний, т. е. при напряже-
ниях, меньших 90% предела текучести. Более 60% всех дефектов об-
наружено при испытательных напряжениях, находящихся в диапазоне
90-110% предела текучести.
Обобщение проведенных исследований, по мнению американских
специалистов, показало, что ухудшения пластических свойств трубных
сталей после проведения испытаний повышенным давлением опасаться
не следует. Во-первых, испытания повышенным давлением проводят при
напряжениях, приблизительно равных нормативному минимальному
пределу текучести, регламентированному техническими условиями на
поставку труб. Фактический же предел текучести стали труб, как прави-
ло, значительно превышает нормативный предел текучести, и его значе-
ние не достигается при испытании повышенным давлением. Во-вторых,
как показал зарубежный опыт, более чем на 99% длины испытанных
трубопроводов остаточные деформации не превышали 0,25%. Как уже
указывалось, ухудшение пластических свойств сталей можно ожидать
только при остаточных деформациях, превышающих 2%.
В течение длительного периода обсуждалась проблема, и ставились
эксперименты по установлению возможности проведения испытаний
трубопроводов с созданием в стенках труб напряжений, равных пределу
текучести или превышающих его. Высказывались мнения о возможнос-
ти повреждения металла такими испытаниями, подращивании дефек-
тов и их прогрессировании при эксплуатации. Следует отметить, что
местные деформации оставшихся трещин при испытании повышенным дав-
лением способствуют притуплению надреза, а местные сжимающие напря-
жения, которые остались после испытания, делают эти дефекты менее
склонными к росту при эксплуатации. Если максимальные напряжения
606
ГЛАВА VI
составляют 50% минимального предела текучести, и трубопровод ис-
пытывают при 75% предела текучести, то оставшийся дефект макси-
мального размера должен был бы увеличиться примерно на 50% в дли-
ну во время эксплуатации, чтобы стать опасным в этих условиях. Если
же трубопровод испытывают при максимальном пределе текучести в
110%, этот дефект должен был бы увеличиться примерно на 200% в
длину, чтобы стать опасным при рабочем напряжении в 50% предус-
мотренного минимума предела текучести.
Основной риск в отношении повреждения стали выявляется от по-
вышенного деформирования трубы при испытании.
Контроль над общим уровнем деформации при испытаниях осуществ-
ляется путем использования специальных диаграмм «давление — объем».
При испытании повышенным давлением уменьшаются остаточные на-
пряжения после сварки, которые в значительной степени способствуют
возникновению трещин. Метод испытания повышенным давлением ос-
новывается на положении механики разрушения, согласно которому
критические размеры дефектов тем меньше, чем выше уровень напря-
жений. Следовательно, чем выше испытательное давление, тем меньших
размеров дефекты раскрываются, т. е. тем большее число дефектов бу-
дет обнаружено. Так, например, испытания при напряжениях, состав-
ляющих 110% нормативного предела текучести, позволяют выявить де-
фекты, длина которых почти в 2 раза меньше дефектов, выявленных
при испытательном давлении, равном 1,1 рабочего давления.
Связь надежности трубопровода с уровнем испытательных нагрузок
может открыть кинетическая теория прочности, модель которой была
построена советскими учеными С.Н. Журковым, Э.Е. Томашевским, и
над развитием которой по исследованию температурно-временной зави-
симости прочности твердых тел с 1952 г. работала лаборатория физики
прочности Физико-технического института имени А.Ф. Иоффе.
На многочисленных различных материалах доказано существование
временной зависимости прочности. Эта зависимость имеет экспоненци-
альный характер. Чем меньше начальный размер дефектов и уровень
рабочих нагрузок, тем больше долговечность материала и наоборот.
На основе этой теории можно уяснить смысл и выбрать правиль-
ный режим испытаний, чтобы обнаружить дефекты, которые «про-
растут» под рабочей нагрузкой в период эксплуатации. Однако при
этом могут развиться (подрасти) и менее значительные дефекты. Оче-
видно, не существует такого уровня испытаний, который обеспечил
бы полную безотказность на бесконечном интервале времени. Но, ва-
рьируя соотношения между пределом текучести, испытательным и
эксплуатационными напряжениями, можно найти такой интервал,
который обеспечит наибольшую гарантию безопасности в ограничен-
ных пределах «жизни» трубопровода.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
607
Мемориальным институтом Баттеля применительно к трубным ста-
лям экспериментально установлен такой порог — предельная величина
испытательных нагрузок, которая должна быть на уровне фактичес-
кого предела текучести стали.
Испытания повышенным давлением практически можно проводить
только гидравлическим способом, так как при пневматическом способе
испытания повышенным давлением может произойти лавинное разру-
шение трубопровода.
В Советском Союзе накоплен значительный опыт испытания неф-
тепроводов повышенным давлением, так, например, нефтепровод Кал-
тасы - Куйбышев был испытан на давление 0,95 предела текучести. Это
позволило внести в дополнения к СНиП Ш-42-80 норматив испытатель-
ного давления в 0,9 предела текучести (минимального нормативного
предела текучести). Госстрой СССР постановлением от 5 ноября 1982 г.
№ 272 ввел дополнения к п. 11.27 СНиП Ш-42-80, в которых ужесто-
чил требования к испытаниям трубопроводов на прочность. Дополни-
тельно предусмотрено циклическое гидравлическое испытание трубо-
проводов. Испытательное давление назначается из расчета обеспечения
в металле трубы напряжения, равного 0,9 предела текучести (имеется
в виду минимальный нормативный предел текучести).
Испытательное давление
Ри = гообв/г^,
где 5 — минимальная толщина стенки; R — расчетное напряжение, при-
нимаемое равным 90% минимального нормативного предела текучес-
ти; Dbb — внутренний диаметр трубы.
В дальнейшем была доказана нецелесообразность циклических ис-
пытаний. В СНиП 2.05.06-85* указывается возможность испытания
на давление, вызывающее в металле труб напряжение, равное пределу
текучести.
В Германии с 1997 г. все магистральные газопроводы с рабочим дав-
лением свыше 3,95 МПа, помимо гидроиспытаний на герметичность,
испытывались методом стресс-теста, то есть давление превышало фак-
тический предел текучести. Испытание методом стресс-теста проводят
в 2 этапа. Сначала устанавливается максимально-допустимое испыта-
тельное давление, которое зависит от максимально допустимого раз-
мера остаточной объемной деформации трубопровода. При этом учи-
тывают статистическое распределение значений предела текучести и
толщин стенок труб в пределах испытательного участка, объем испы-
тательного участка в зависимости от перепадов рельефа местности по
высоте и технологию производства металла и труб, деформацию труб в
ходе строительства. Затем проводят само испытание.
608
ГЛАВА \ I
Вначале трубопровод заполняют водой и создают давление. По дос-
тижении давлений около 80—90% от испытательного, дальнейший рост
подъема давления должен быть в пределах 0,5—3 бар/мин. По дости-
жении испытательного давления производится выдержка в течение 90
мин. Затем давление сбрасывается до 20 бар и производится повторное
нагружение с повторной выдержкой в течение 90 мин.
После окончания контроля по методу стресс-теста давление снижа-
ется на 5-6% и проводится проверка герметичности трубопровода по
обычной методике.
Суть метода изложена в Бюллетене Объединения Союза работников
технического надзора Северной Германии (ТЮФ Норд группа) № 1060
«Правила проведения испытаний методом стресс-теста». К основным
преимуществам метода стресс-теста специалисты группы «ТЮФ Норд»
относят снижение или полное устранение пиков внутренних напряже-
ний в металле, вызванных холодным гнутьем труб, знакопеременны-
ми деформациями при опуске трубопровода в траншею; «залечивание»
дефектов в виде мелких трещин за счет эффекта сжимающего напря-
жения на вершине трещин, возникающего в металле трубы после сня-
тия избыточного давления; обнаружение заводского брака, усреднение
уровня предела текучести, устранение овальности трубы. Кроме того,
считается, что можно снизить время испытания трубопровода на гер-
метичность, так как оно при положительных результатах стресс-теста
становится формальностью. По мнению немецких специалистов, та-
кой способ испытания повышает надежность трубопровода.
К недостаткам метода относят более высокие затраты на проведе-
ние испытаний, необходимость высокой квалификации персонала, бо-
лее высокой точности контрольно-измерительной аппаратуры. А, глав-
ное, необходимость тщательного подбора труб по толщинам стенок,
диаметру, классу прочности и способу производства металла, затруд-
нение или невозможность испытания арматуры, отводов, колен и дру-
гих деталей, не допускающих воздействия продольных нагрузок и, на-
конец, значительные ограничения длин испытываемых участков на
местностях с большими перепадами по высоте.
В ходе обсуждения метода стресс-теста, предложенного группой
«ТЮФ Норд», на заседаниях научно-технического Совета РАО «Газп-
ром» в апреле 1997 г. и на международном семинаре в августе 1997 г.
высказывались мнения о невозможности применения этого метода на
строящемся газопроводе «Ямал - Европа» в силу того, что нормы ис-
пытания стресс-теста не соответствуют действующим в России и в стра-
нах СНГ нормативам на проектирование, строительство и испытание
газопроводов.
Ниже приводятся возражения, высказанные против применения в
России испытаний газопроводов стресс-тестами.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
609
Толщины стенок труб, рассчитанные исходя из предела прочности
металла (СНиП 2.05.06-85*) имеют меньшую толщину, чем требовалось
при расчете по пределу текучести, а, следовательно, имеют меньший за-
пас пластической деформации. Поэтому запас пластических свойств ме-
талла может быть исчерпан, что может привести к ускоренному тече-
нию стресс-коррозии. Особенно это важно для труб из металла с
контролируемой прокаткой, так как при нагрузках выше предела теку-
чести возможна неоднородная пластическая деформация структурных
составляющих - феррита и перлита, что может привести к возникнове-
нию локальных пиков напряжений. Академик Н.П. Лякишев считает,
что испытание труб при высоком давлении, приведет скорее не к «зале-
чиванию» дефектов, якобы имеющему место при этих условиях, а к на-
рушениям сплошности в местах скопления неметаллических включе-
ний. Пусть даже дефекты не достигают критической величины, при
которой началось бы разрушение стенки, но они стимулируют стресс-
коррозию. А, кроме того, как только давление превышает предел про-
порциональности, деформация из упругой переходит в остаточную, ус-
коряется стресс-коррозия, создаются все условия для деформационного
старения и охрупчивания стали.
Поскольку предел текучести металла шва как минимум в 1,2 раза
меньше, чем у основного металла трубы, испытания стресс-тестом не-
избежно создадут в металле шва значительно большие нагрузки, что
может привести к его разрушению. Аналогичная картина возможна и
в металле соединительных деталей.
Существенным усложнением при реализации метода — необходи-
мость разбивки газопровода на участки длиной максимум до 7 км, что
означает появление неиспытанных, так называемых гарантированных
стыков.
Отдельным вопросом стоит применимость метода стресс-теста при
переиспытаниях действующих трубопроводов, с целью прогнозирова-
ния срока безаварийной службы, иначе говоря, их остаточного ресур-
са. Но только в случае отсутствия химической коррозии и равномерно-
го коррозионного поражения металла трубы, поскольку в случае
питтинговой, язвенной, ручейковой и других видов локализованной по
площади и направлению коррозии, метод стресс-теста малопродукти-
вен. Ясно, что для проведения переиспытания газопровода стресс-тес-
том требуется предварительно провести обследование состояния тру-
бопровода, желательно с использованием внутритрубной инспекции.
Поскольку ОАО «Газпром» принял решение о проведении испыта-
ний строящихся газопроводов методом стресс-теста, были выполнены
специальные экспериментальные работы.
Опасность проявления пластического деформирования в локальных
зонах конструкции трубопровода была оценена при стендовых испыта-
ниях трубных секций (рис. 6.65) на давление, соответствующее давлению,
610
ГЛАВА VI
Схема сборки
секции из труб
«А», «В» и «С»
Р) чной разютолшинный сшв
без смешения кромок
ручнойШО9
без смещения кромок
Рис. 6.65. Схема экспериментальной установки для проведения испытаний
по стресс-тесту (схема сборки секций из труб «А», «В» и «С»)
принятому при испытании стресс-тестом. Эксперимент проводился спе-
циалистами Стройтрансгаза, ВНИИСТа, ВНИИГаза, ИМЕТа и др. орга-
низаций. На стенде моделировались максимальные нагрузки, которые
могут воздействовать на самую слабую трубу при испытании в трассо-
вых условиях. В соответствии с регламентом стресс-теста подъем давле-
ния был остановлен, когда пластическая деформация по периметру тру-
бы «А» оказалась равной 0,6%. При этом напряжения в металле труб
«А», «В» и «С» (см. рис. 6.65) составили соответственно 1,0; 1,07; 0,76
от фактического предела текучести. Исходные механические свойства
металла труб и сварных соединений приведены в табл. 6.13.
Было выявлено, что во всех трех сечениях труб «А», «Bt», «В2» ос-
таточная деформация по периметру распределяется неравномерно.
Так, на трубе «А» минимальная и максимальная остаточная деформа-
ция составила соответственно 0,25 и 1,10%; остаточная деформация в
околошовных зонах — 2,45 и 1,82%. То есть, остаточная деформация
отдельных зон основного металла трубы почти в 2 раза, а околошовной
зоны в 4 раза выше средней остаточной деформации, равной 0,6% по
кольцевому сечению трубы.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
• > I 1
Таблица 6.13. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА МЕТАЛЛА ТРУБ
И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Трубы, сварное соединение	Временное сопротивле- ние разрыву, МПа	1	Предел текучести, МПа	Относительное удлинение, %	Поперечное сужение, %
«А»	641-649	596-611	20,8-22,4	66,1-68,6
«В»	629-638	557-572	22,5-24,1	76,9—78,1
Кольцевое сварное соединение	576—615	428-489	16,5-18,9	50-74
Аналогичная закономерность наблюдается на трубе «В,». Максималь-
ная остаточная деформация основного металла равна 1,53%, а зоны тер-
мического влияния 2,82% (при средней величине остаточной деформа-
ции для этой трубы 0,69%). На трубе «В2» были зафиксированы
максимальные абсолютные значения остаточной деформации. В зоне ос-
новного металла остаточная деформация составляет 1,98%, а в зоне тер-
мического влияния - 3,34%. Следует отметить, что на трубах «Bj» и «В2»
максимальные значения остаточных деформаций наблюдаются в зонах,
прилегающих к продольному сварному шву. В каждой зоне средняя плас-
тическая деформация в пределах зоны может оказаться еще выше.
Установлено, что распределение остаточных деформаций происхо-
дит неравномерно и по длине труб «А», «Bj» и «В2». Деформации в сред-
ней части каждой трубы максимальны и снижаются к кольцевым
швам. Максимальные остаточные деформации в верхней зоне терми-
ческого влияния составляют для труб «А», «В1» и «В2» соответственно
2,45%; 2,82; и 3,34%, а в нижней зоне — 1,9; 2,4; и 2%. Остаточные
деформации более интенсивно снижаются к концам труб «А» и «В2»,
так как к ним приварены заглушки и толстостенная труба.
Таким образом, максимальные деформации в околошовной зоне ис-
пытанных труб значительно превышают средние остаточные дефор-
мации в основном металле (0,6 и 2,6% — в трубе «А»; 0,69 и 2,85% — в
трубе «В(»; 1,28 и 3,34% — в трубе «В2»).
Исследования напряженно-деформированного состояния металла
труб при стресс-тестовом испытании показали, что уровень остаточ-
ных напряжений в металле труб снижается на 25-30%.
Результаты стресс-тестовых испытаний показали, что, помимо ограни-
чений, накладываемых самим методом, необходимо предъявить повышен-
ные дополнительные требования к металлу труб, продольным сварным
швам и зоне термического влияния. Для исключения неравномерности пла-
стических деформаций в трубе при стресс-тестовых испытаниях механи-
ческие свойства (предел прочности и предел текучести) указанных зон не
должны существенно отличаться, а величина разупрочненной зоны долж-
на находиться в строго регламентированных границах.
612
ГЛАВА VI
МЕТОДЫ
И СРЕДСТВА
ВНУТРИТРУБНОЙ
ДИАГНОСТИКИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ,
ВВОДИМЫХ
В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
Как указывалось ранее, в первоначальный пе-
риод эксплуатации магистральных трубопро-
водов наблюдается значительное количество от-
казов и аварий, в том числе из-за дефектов труб,
а также брака, допущенного при проведении
строительно-монтажных работ (СМР).
Из этого следует, что применяемые на метал-
лургических и трубных заводах методы контро-
ля качества металла и труб, используемые при
строительстве методы контроля качества СМР, испытания трубопровода
повышенным давлением не гарантируют обнаружение дефектов, которые
впоследствии могут привести к разрушениям трубопровода. В связи с этим
возникает необходимость в проведении дополнительного объективного
контроля трубопровода внутритрубной диагностикой магнитными и/или
ультразвуковыми снарядами для выявления имеющихся в нем дефектов
на стадии ввода в эксплуатацию. Пока этот вид контроля в СНиП и других
нормативных документах не указан как обязательный.
Внутритрубное диагностирование выполняется в первые месяцы
после ввода трубопровода в эксплуатацию.
Структура проведения внутритрубной диагностики для вновь стро-
ящихся и реконструируемых, вводимых в эксплуатацию магистраль-
ных нефтепроводов, регламентирована нормативным документом РД
153-39.4-035-99 и представлена на блок-схеме (рис. 6.66).
Для новых нефтепроводов, вводимых в эксплуатацию, использует-
ся состав средств диагностики и очистки, аналогичный применяемому
на эксплуатируемых нефтепроводах.
В первую очередь проводится проверка проходного сечения трубопро-
вода. Такая проверка проводится в 2 этапа — путем пропусков скребка-
калибра и снаряда-профилемера. Пропуск очистных скребков, скребка-
калибра и снаряда-профилемера допускается осуществлять специально
создаваемым потоком воды или воздуха.
Пропуск ультразвуковых дефектоскопов «Ультраскан» (WM и CD)
и магнитного дефектоскопа должен осуществляться сразу после гид-
равлических испытаний вводимого в эксплуатацию участка трубопро-
вода. При отсутствии стационарных камер пуска-приема можно ис-
пользовать мобильные камеры пуска-приема.
Следует отметить два требования, связанные со спецификой прове-
дения диагностирования вводимых в эксплуатацию трубопроводов:
- пропуск магнитных скребков, снаряда-шаблона, ультразвуко-
вых и магнитных дефектоскопов должен осуществляться только в
потоке воды или в жидкостной пробке длиной 2-5% от длины участка
трубопровода, но не менее 50—100 м, ограниченной с обеих сторон раз-
делителями;
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВО л ОВ
613
Рис. 6.66. Блок-схема комплекса работ по техническому диагностированию
для вновь строящихся и реконструируемых магистральных
нефтепроводов, вводимых в эксплуатацию
614
ГЛАВА VI
— скорости пропуска снарядов-дефектоскопов, очистных скребков,
скребков-калибров и снарядов-шаблонов должны выбираться соглас-
но техническим характеристикам применяемого диагностического обо-
рудования, исходя из условия получения качественных данных диаг-
ностирования (табл. 6.14).
Таблица 6.14. ДИАПАЗОН СКОРОСТЕЙ, В ИНТЕРВАЛЕ КОТОРЫХ ДОПУСКАЕТСЯ ПРОПУСКАТЬ ИНСПЕКЦИОННЫЕ СНАРЯДЫ ПО ТРУБОПРОВОДАМ			
№ п/п	Тип инспекционного снаряда	Диапазон скоростей пропуска, м/с	
		Минимальная	Максимальная
1.	Скребо>г-калибр	0,2	до 10,0
2.	Очистной скребок	0,2	до 10,0
3.	Магнитный скребок	ол	4,0
4.	Снаряд-шаблон	0,5	4,0
5.	Профилемер «Калипер»	0,2	3,0
6.	Магнитный дефектоскоп (MFL)	ол	4,0
7.	Дефектоскоп «Ультраскан» (WM) диаметром 426/530^20/820 мм	0,2	1,0
8.	Дефектоскоп «Ультраскан» (WM) диаметром 1020Д220 мм	0,25	W
9.	Дефектоскоп «Ультраскан» (CD)	0,25	1,0
Примечания.
1. Скорости ВИС, перечисленных за № 5-9, при пропуске должны выдер-
живаться постоянными в указанном интервале скоростей.
2. Скорости снарядов, перечисленных за № 1-4, могут при пропуске менять-
ся в указанном интервале скоростей.
Обнаруженные при диагностике ВИС дефекты, выходящие за пре-
делы, регламентированные СНиП и Свода правил по строительству,
должны устраняться строительной организацией ремонтом (заменой)
дефектосодержащих труб, согласно действующим утвержденным нор-
мативным документам. Последующий контроль качества ремонтных
работ осуществляет предприятие, принимающее трубопровод в эксп-
луатацию.
Анализ показал, что технология ультразвукового контроля, при-
меняемая на отечественных заводах для оценки допустимой дефектно-
сти листов, уступает по разрешающей способности внутритрубным уль-
тразвуковым дефектоскопам внутритрубной инспекции. В частности,
было установлено, что несколько труб имели расслоения, превышаю-
щие по браковочному уровню допустимые размеры, не обнаруженные
контролем качества на заводе изготовления труб.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
615
Эти результаты подтверждают необходимость проведения внутри-
трубной диагностики для вновь построенных трубопроводов.
К дефектам строительно-монтажных работ относятся дефекты в
кольцевых сварных швах (подрезы, непровары корня шва, смещения
кромок, резкие переходы от валика шва к металлу трубы и т. п.), а так-
же гофры, вмятины, царапины, риски. Наиболее опасными дефекта-
ми, возникающими в процессе строительства трубопровода, являются
комбинированные дефекты типа риски во вмятине, где высокая кон-
центрация напряжений по дну риски сочетается с пониженными плас-
тическими свойствами металла в процессе нанесения риски.
Следует отметить проблему нарушения правильной подсыпки при
укладке трубопроводов и засыпки траншей, в результате чего трубо-
провод может принимать непроектное положение.
В условиях стесненности трубопровода на отдельных его участках
возникают напряжения, превышающие предел текучести материала, что
приводит к местной потере устойчивости и появлению гофр на трубах.
В зонах отслоения изоляции коррозия в ряде случаев связана с тем,
что возникает так называемый «парниковый эффект», вызванный раз-
ностью температур грунта и перекачиваемой нефти.
Одной из причин развития внутренней коррозии является повышен-
ная волнистость и шероховатость внутренней поверхности труб (это в
большей степени характерно для бесшовных труб), что приводит к скоп-
лению отложений из нефти.
Рассмотрим несколько примеров грубых дефектов сварных швов,
которые были выявлены и устранены по данным обследования магнит-
ными дефектоскопами:
•	трещиноподобный непровар (рис. 6.67);
Рис. 6.67. Трещиноподобный непровар
616
ГЛАВА \ I
•	трещина в околошовной зоне, инициатором которой явился непро-
вар по разделке поперечного сварного шва (рис. 6.68);
Рис. 6.68. Трещина в околошовной зоне
«• объемный непровар внутри шва со смещением кромок (рис. 6.69).
Рис. 6.69. Объемный непровар со смещением кромок
В ряде случаев смещение кромок сочетается с подрезкой кромки тру-
бы, что увеличивает концентрацию напряжений в сварном шве.
Приведенные примеры и статистика аварийности свидетельствуют
о том, что дефекты, заложенные в нефтепровод при изготовлении труб
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
617
и в процессе строительства, оказывают решающее влияние на надеж-
ность линейной части нефтепровода в течение всей его последующей
эксплуатации.
Поэтому концепция безопасной эксплуатации и продления срока
службы должна быть реализована и для вновь построенных трубопро-
водов, вводимых в эксплуатацию.
Первичное диагностирование для выявления грубых дефектов труб
и дефектов строительно-монтажных работ должно проводиться сразу по
окончании строительства или в первые месяцы после ввода трубопро-
вода в эксплуатацию. Практика проведения таких обследований в трех
ОАО «Магистральные нефтепроводы» (Черноморские, Северо-Запад-
ные и Верхне-Волжские) на участках, подвергнутых ремонту с заме-
ной труб, подтвердила их необходимость.
В ОАО ЧМН был проведен выборочный ремонт нефтепровода с заме-
ной труб участками общей протяженностью 42 км. Диагностика П уров-
ня дефектоскопами «Ультраскан» позволила выявить на этих отремон-
тированных участках значительное количество строительно-монтажных
и металлургических дефектов: 113 расслоений длиной более 100 мм (из
них 9 — опасных, примыкающих к сварным швам), 64 вмятины, 25 гофр,
6 смещений кромок труб в кольцевых стыках.
В ОАО СЗМН был проведен ремонт двух участков нефтепровода с за-
меной труб общей протяженностью 11,2 км. С помощью внутритрубной
диагностики I и П уровней было обнаружено: 377 расслоений, 15 вмя-
тин, 4 гофры, 53 внешние потери металла глубиной до 2 мм. Два рассло-
ения, примыкающие к швам, на основании расчетов на прочность были
классифицированы как опасные и были удалены из трубопровода.
Дефектоскопия отремонтированного в ОАО ВВМН 1250-метрового
участка нефтепровода позволила обнаружить 40 расслоений и один слу-
чай потери металла на внутренней стенке трубы.
Представляет большой интерес опыт внутренней дефектоскопии,
выполненной НПО «Спецнефтегаз» в 1999 г., при обследовании двух
участков общей протяженностью 300 км вновь построенного газопро-
вода Починки - Изобильное диаметром 1420 мм. Работы выполнялись
в период пусковых испытаний и опытно-промышленной эксплуатации
газопровода.
Обследование участков включало в себя проведение калибровки по-
перечного сечения труб, полную очистку внутренней полости и дефек-
тоскопию трубопровода.
Очистка внутренней полости началась в апреле 1998 г. Первый про-
пуск механического калибра показал, что на участках имеются суже-
ния поперечного сечения труб до 40% от диаметра. Судя по вынесенно-
му в процессе очистки большого количества кусков льда и расположению
сужений по периметру трубы, было установлено, что на участке имеет
618
ГЛАВА VI
место образование ледяных про бок, из-за не полностью удаленной стро-
ителями воды после проведения гидравлических испытаний. Для рас-
тапливания льда производилась заливка в газопровод метанола.
Дальнейшая очистка выполнялась очистными снарядами грубой, тон-
кой и магнитной очистки. Всего было произведено 11 пропусков снарядов
на участке длиной 172 км и 9 пропусков на участке длиной 128 км, в резуль-
тате чего было выпесено около 3,5 тонн отложений на каждом участке.
Состав отложений состоял изо льда и впаянных в него огарков элек-
тродов, мелкодисперсной окалины, посторонних металлических пред-
метов, а также большого количества песка. Очистка проводилась до
тех пор, пока количество вынесенных отложений не превышало 15 кг.
На подготовленных к диагностированию участках газопровода были
проведены пропуски магнитного снаряда-дефектоскопа (рис. 6.70).
Сразу же после пропусков был произведен экспресс-анализ записанной
информации и с помощью программной обработки выданы данные о
наиболее крупных дефектах.
Рис. 6.70. Магнитный снаряд-дефетоскоп ДМТ
для внутритрубной диагностики газопровода диаметром 1420 мм:
1 - буферное устройство; 2 — блок колесный; 3 - блок аккумуляторов;
4 — щетки; 5 - корпус аппаратурной секции; 6 — блок преобразователей;
7 - СОРД; 8 - корпус ДМТ; 9 - одометр
Проведенные контрольные шурфовки на газопроводе по данным эксп-
ресс-анализа полностью подтвердили результаты дефектоскопии. В част-
ности по аномальным швам выявлены 2 свища, недопустимые сужения,
проседания швов и смещения кромок. Подтверждены также зарегистри-
рованные ненормативная заварка технологических окон, крупные меха-
нические повреждения. На рис. 6.71 и 6.72 приведены фотографии наибо-
лее характерных из обнаруженных дефектов.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ TPVBOHPOBOflOB
619
Рис. 6.71. Газопровод Починки - Изобильное.
Аномальный сварной шов (смещение кромок)
Рис. 6.72. Газопровод Починки - Изобильное.
Механическое повреждение (задир)
После детальной обработки зарегистрированной информации был
выдан полный отчет о проведенной внутритрубной инспекции.
Как показал проведенный анализ, на участке 5-176 км выявлен 121
дефект, или на 1 км вновь построенного газопровода приходится 0,7
дефекта, а по дефектам сварных соединений приходится 0,4 дефекта на
1 км. Соответственно на участке 176-304 км выявлен 41 дефект, что
620
ГЛАВАМ
составляет 0,3 дефекта на 1 км, а по сварным соединениям - 0,08 де-
фекта на 1 км. По распределению дефектов сварных соединений по пе-
риметру трубы на долю потолочной сварки приходится 65%.
В результате проведенной внутритрубной инспекции вновь постро-
енного газопровода было выявлено большое количество дефектов и
технологических отклонений от строительных норм и правил.
Установлена значительная загрязненность внутренней полости га-
зопровода после производства строительных работ.
Установлены ошибки при выполнении потолочной сварки, в том чис-
ле гарантийных стыков.
На трубах газопровода выявлены механические повреждения - за-
диры, царапины, вмятины. Параметры выявленных механических по-
вреждений находятся за пределами нормативных допусков. Происхож-
дение вмятин носит механический характер, в том числе на торцах труб.
Установлено несоответствие нормативным требованиям выполне-
ния заварки технологических окон по качеству сварных соединений и
параметрам используемых заглушек (рис. 6.73).
Рис. 6.73. Газопровод Починки — Изобильное. Заварка технологического
окна, выполненная с нарушением технологии — установлена сферическая
заглушка диаметром 50 мм, толщиной 4,1 мм на трубе диаметром 1420 м
Часть дефектов, выявленных внутритрубной диагностикой, подле-
жала обязательному ремонту.
Результаты проведенной внутритрубной инспекции показали, что она
является эффективным инструментом для оценки качества строитель-
но-монтажных работ на этапе приемо-сдаточных испытаний. Необхо-
димо рассмотреть введение в нормативные документы (СНиП «Магист-
ральные трубопроводы», Свод правил и др.) обязательное выполнение
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
621
внутритрубной диагностики на вводимых в эксплуатацию трубопрово-
дах. По данным внутритрубной инспекции — фактическая общая длина
участка трубопровода, его потрубная раскладка с указанием категорий
уложенных труб, состава и местоположения элементов обустройства
контролируется и уточняется для сдаточной строительной документа-
ции. При подписании акта приемки вновь построенного трубопровода в
эксплуатацию Государственная комиссия должна иметь документы ре-
зультатов внутритрубной инспекции и акты устранения выявленных де-
фектов.
Таким образом, проведение внутритрубной диагностики перед вво-
дом трубопровода в эксплуатацию и последующий ремонт позволят вы-
явить и ликвидировать все серьезные дефекты и коренным образом по-
высить безопасность и надежность магистральных трубопроводов на
протяжении всего периода последующей эксплуатации.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Аникин ЕЛ, Габелая Р.Д., Рудавец И.М., Хомиченко СЛ. Новые техноло-
гические решения на строительстве газопровода Заполярное — Уренгой // Потен-
циал. 2000. № 6.
2.	Анненков А.С., Голев ВЛ, Назаров А.В., Петров А.Е., Полевой А.Г.,
О.Н. Щербаков, Юдин СЯ. Оперативные средства ультразвукового контро-
ля трубопроводов // В мире неразрушающего контроля. 2001. №1 (11).
3.	Антонов АН. Инженерно-геологические особенности прокладки подвод-
ных переходов трубопроводов способом ННБ.
4.	Беккер АЯ. Километры стальной надежности // Трубопроводный транс-
порт нефти. 2000. № 2.
5.	Беккер АЯ. Современные технологии для сооружения магистральных га-
зопроводов И Потенциал. 2000. № 5.
6.	Бардовских ЛМ., Криволапов АВ. Анализ выявляемое™ дефектов магнит-
ным и ультразвуковым внутритрубным дефектоскопами //В мире неразрушаю-
щего контроля. 2000. № 1(7). С 10-13.
7.	Бродски Багу мил, Мартиник Зденек, Штарман Станислав. Система
«ВИЗУС 2000» для контроля сварных соединений трубопроводов //В мире не-
разрушающего контроля. 2001. №1 (11).
8.	Вопилкин А.Х., Бадалян В.Г. Опыт применения системы «Авгур» на Рос-
сийских АЭС // В мире неразрушающего контроля. 1999. № 6. С. 29-31.
9.	Воробьев А. Работа профессионалов // Нефтегазовая вертикаль. 2002.
№ 12.
10.	Временная инструкция по проведению долгосрочного коррозионного про-
гнозирования и оценке остаточного ресурса участков магистральных трубопро-
водов. НД 105-99. М.: АО «ВНИИСТ». 1999.
622
ГЛАВА VI
11.	ВСН163-83. Миннефтегазстрой. Учет деформаций речных русел и бере-
гов водоемов в зоне подводных переходов магистральных нефтегазопроводов. Л.:
Гидрометеоиздат, 1985.
12.	ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопрово-
дов. Контроль качества и приемка работ (ч. 1, 2). М.: АО «ВНИИСТ». 1988.
(Ведомственные строительные нормы).
13.	Гиллер ГЛ., Могилънер JIJO. Контроль качества и диагностика магист-
ральных трубопроводов // В мире неразрушающего контроля. 2001. № 1 (11).
14.	Гиллер ГЛ., Могилънер JIJO. Ультразвуковой контроль сварных соеди-
нений трубопроводов. Новые технологии и приборы // Контроль и диагностика.
1998. № 1.
15.	Гиллер ГЛ., Могилънер Л.Ю. Ультразвуковые «хордовые» преобразова-
тели в дефектоскопии сварных стыков трубопроводов // В мире неразрушающего
контроля. 2000. № 2 (8). С. 18-20.
16.	Динков ВЛ., Иванцов О.М. Время новому поколению газопроводов. Ав-
густ, сентябрь, октябрь. 1997.
17.	Ермолов ИИ., Алешин HJI. и др. Достижения акустических методов
контроля за последние 5 лет // 14 Российская научно-техническая конферен-
ция «Неразрушающий контроль и диагностика», Москва, 23-26 июня 1996 г.:
Тез. докл. М., 453 с.
18.	Зайцев К.И., Аникин ЕЛ. Строительство магистрального газопровода
Саратов - Москва ОАО «Газпром»// Юбилейный сб. науч. тр. Т. 1.
19.	Ибрагимов М.Ш. Внедрение в АК «Транснефть» метода наклонно-направ-
ленного бурения при строительстве подводных переходов магистральных нефте-
проводов.
20.	Иванец В.К., Парижер В.И. Проблемы сооружения подводных перехо-
дов методом наклонно-направленного бурения.
21.	Иванцов О.М. Надежность строительных конструкций магистральных
трубопроводов. М.: Недра, 1985.
22.	Иванцов О.М. Проблемы строительства магистральных трубопроводов,
1976.
23.	Иванцов О.М. Спираль прогресса
24.	Иванцов О.М. Трубопроводные системы.
25.	Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопрово-
дов. М.: Недра, 1978.165 с.
26.	Квасов Ф., Блехеров М. Новый технологический процесс сварки трубо-
проводов // Потенциал. 2002. № 2.
27.	Коллинз Крис. Высокоэффективный рентгеновский контроль нефти и
газопроводов // В мире неразрушающего контроля.
28.	Кукушкин Б.М. Исследования влияния гидроморфологических факторов
на размыв подводных трубопроводов в условиях равнинных рек и пути совершен-
ствования методов изысканий, проектирования и контроля на переходах // ЦНТ.
1967. № 10.
29.	Кукушкин Б.М. Предупреждение и защита подводных трубопроводов от
размыва и повреждений. М.: ВНИИЭГазпром, 1969.
30.	Курбатов Н.И. Научно-технический комплекс развивается с расшире-
нием производственных программ // Потенциал. 2001. № 1.
ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
623
31.	Курбатов Н.И. Отправная точка нового этапа // Нефть, газ, строитель-
ство. 2000. № 21.
32.	Курбатов Н.М. Бестраншейные методы прокладки трубопроводов через
препятствия // Потенциал. 2000. № 6.
33.	Лаврентьев ЕА., Воробьев А.М. Газовая магистраль XXI века // Потен-
циал. 2001. № 6.
34.	Ларин С.И..Алыииц М.З. Роторные траншейные экскаваторы нового по-
коления // Потенциал. 2001. № 6.
35.	Ларин С.И., Алыииц М.З. Роторные траншейные экскаваторы нового
поколения // Потенциал. 2002. № 4.
36.	Майер А А. Трубопроводный «спецназ» //Потенциал. 2002. № 3.
37.	Мальцев В.С. Опыт работы ОАО «Подводтрубопроводстрой» по сооруже-
нию подводных переходов наклонно-направленным бурением.
38.	Материалы совещания «Пути обеспечения надежности и безопасности
подводных переходов магистральных газопроводов» РАО «Газпром». Самара,
1997.
39.	Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами,
определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами. М.: АО «Транс-
нефть». 1994.
40.	Минаев В.И. Работы по созданию отечественного оборудования для бес-
траншейной прокладки трубопроводов под реками методом наклонно-направ-
ленного бурения.
41.	Мужив С А. Заботясь о будущем // Потенциал. 2001. № 6.
42.	Мухаметдинов Х.К. Опасный дрейф // Потенциал. 1998. № 3—4.
43.	Набиев Р.Р. и др. Обеспечение надежности длительно эксплуатируемых
нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 2000. № 12.
44.	Петров В.Е. Блочно-комплектные устройства для строительства нефте-
газовых объектов // Потенциал. 2001. № 6.
45.	РД 34.17.302-97. Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и
горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуко-
вой контроль. Основные положения (ОП 501ЦД - 97). М.: НПП «Норма». 1997.
С. 135.
46.	Сварные строительные конструкции / Национальная Академия Наук
Украины; ИЭС им. Е.О. Патона. Киев, 1997.
47.	Серафин О.М. Организация сварки труб большого диаметра // Потенци-
ал. 2000. № 6.
48.	СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М., 1997.
49.	СНиП Ш 4-80*. Магистральные трубопроводы. Контроль качества и при-
емка работ. М., 1980.
50.	Степанов ВАР.. Хоменко В.И., Скоторенко КА. Строительство тоннель-
ных переходов через горные хребты на газопроводе Россия - Турция завершает-
ся. 2002. № 4.
51.	Столяров АС., Воинов В.В. Магистральный газопровод Россия — Турция:
КС Береговая. Новые прогрессивные технические решения.
52.	Тычкин ИА. ВесслингД. Восемь лет успешного сотрудничества // Газо-
вая промышленность. Октябрь. 2000.
53.	Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. М.:
Недра. 2000.
624	ГЛАВА VI
54.	Чирсков ВТ., Иванцов О.М., Кривошеин Б.Л. Сооружение системы газо-
проводов Западная Сибирь - Центр страны. М.: Недра. 1996.
55.	Шишов OJB. Технология горнопроходческих работ под хребтом Кобыла //
Потенциал. 2002. № 4.
56.	Шмелева ИЛ. 15 Международная сварочная выставка в Эссене // Потен-
циал. 2001. № 6.
57.	Шопяк Б.И. Технология впрок // Потенциал. 1999. № 4.
58.	Штауфер Герберт. Лазерная гибридная сварка.
59.	Ivantsov О.М., Kharionovsky V.V. Arctic Gas Pipelines in Russia. 1993.
625
ГЛАВА VII
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОБЩЕЙ УСТОЙЧИВОСТИ
И УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
7.1.	ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Обеспечение общей устойчивости, продольной устойчивости трубопро-
вода - необходимое условие его безопасной и надежной работы. Измене-
ние проектного положения трубопровода в результате потери продольной
устойчивости с выходом (всплыванием) на поверхность участков, чаще
всего имеет место на заболоченных и обводненных территориях, слабос-
вязанных, торфяных и постоянномерзлых грунтах.
Рис. 7.1. Вышедший на поверхность (всплывший) участок
незабалластированного газопровода. Западная Сибирь
Трассы трубопроводов пересекают заболоченную тундру на тысячи ки-
лометров. Вечная мерзлота распространена на половине территории Рос-
сии. Постоянномерзлые грунты после перехода в таловое состояние мно-
гократно снижают свои несущие свойства. Поэтому потеря продольной
626
ГЛАВА VII
устойчивости трубопроводов с выходом (всплыванием) на поверхность
и образованием арок и гофров, провоцирует отказы и аварии, которые
часто происходят на газопроводах в Западной Сибири и Европейском
Севере. На рис. 7.1, 7.2 и 7.3 показаны характерные случаи выхода тру-
бопровода на поверхность, в том числе и забалластированного.
Рис. 7.2. Всплывший участок забалластированного газопровода
диаметром 1420 мм. Западная Сибирь
В прежние годы изменение проектного положения газопроводов на
заболоченных территориях Западной Сибири носило массовый харак-
тер. Так, по данным Главтюменгазпрома на весну 1988 г. из 24 тыс. км
действующих газопроводов со средней продолжительностью эксплуата-
ции 12 лет отмечено всплытие участков общей протяженностью около
2 тыс. км (более 8% ). За период с 1981 по 1987 г. на действующих газо-
проводах устранено 52 арки выпучивания, которые образовались вслед-
ствие потери газопроводами продольной устойчивости. Максимальный
прогиб балок достигал 5 м и более, при этом сезонные изменения состав-
ляли 0,5-0,7 м. Неблагополучная картина наблюдалась также на под-
водных переходах газопроводов: из 566 ниток всплытия и размывы вы-
явлены на 120 нитках. Выход на поверхность (всплытие) трубопроводов,
несмотря на проведение ряда инженерных решений, имеет место и в на-
стоящее время.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 7.3. Выход на поверхность теплоизолированного
нефтепровода с образованием арки. Республика Коми
Эксплуатирующие организации научились довольно успешно вып-
равлять положение с вышедшими на поверхность трубопроводами.
В начале проводятся натурное обследование и анализ напряженно-де-
формированного состояния всплывших участков» длина которых дос-
тигает 200-400 м и более (см. рис. 7.2).
В ходе ремонтных работ корректируется положение трубопровода
с целью снижения напряжений без вырезки и стравления газа. Исполь-
зуется метод подсадки: трубопровод укладывается в новую траншею с
проектным заглублением. Применяется дополнительная балластиров-
ка» в том числе грунтом с использованием нетканых синтетических
материалов (НСМ) в качестве грунтонесущего элемента.
628
ГЛАВА V!)
Возникает закономерный вопрос: потеря продольной устойчивости
и выход трубопровода на поверхность в районах со слабонесущими и
слабосвязанными грунтами являются ли технической неизбежностью,
а дополнительные дорогостоящие работы по обеспечению проектного
положения трубопровода в период эксплуатации оправданными?
Для ответа на этот вопрос рассматриваются все аспекты этой осново-
полагающей проблемы, определяющей надежность и безопасность рабо-
ты трубопроводов в северных регионах страны. Несмотря на накоплен-
ный опыт и выполненные исследования, фундаментальная теория общей
устойчивости и устойчивости положения трубопроводов не разработана.
При взаимодействии собственно трубопроводов с геологической и гид-
рогеологической средой на многолетнемерзлых грунтах и заболоченных
территориях возникают сложные механические и тепловые процессы.
В ходе строительства и эксплуатации трубопроводов происходит их
«вживание» в естественную природную среду. Часто это сопровождает-
ся нарушением динамического равновесия, активацией опасных природ-
ных процессов, негативно влияющих на техническое состояние трубо-
проводов и приводящих нередко к аварийным ситуациям. К подобным
«реакциям отторжения» природной средой техногенного воздействия
относятся: пучение и просадка промерзающих, протаивающих грунтов,
выпучивание (всплывание) участков трубопроводов, активация деструк-
турных мерзлотных явлений (термокарст, солифлюкция, морозобойные
трещины, бугры пучения и др.), эрозионных, оползневых процессов и
процессов обводнения и заболачивания трасс трубопроводов.
Особенно сложно добиться продольной устойчивости для магистраль-
ных газопроводов диаметром 1420 мм, которые при работе подвергают-
ся действию интенсивных деформаций и напряжений продольного сжа-
тия. Последнее развивается в результате потенциального стремления
газопровода к удлинению от повышения температуры стенки труб и от
внутреннего давления. Анализ условий эксплуатации нефтепровода ди-
аметром 1220 мм показал, что при транспортировке обычной маловяз-
кой нефти ее температура достигает 40°С и более, а при транспортировке
вязких нефтей с подогревом +50-80°С. На газопроводах температура
газа после компрессорных станций составляет порядка 40-60°С. На га-
зопроводах больших диаметров даже после аппаратов воздушного ох-
лаждения температура достигает 45°С. С учетом того, что в Западной
Сибири и на севере Европейской части трубопроводы строят в основном
зимой при отрицательных температурах, фактический температурный
перепад может достигать 70-100°С (см. рис. 7.3).
Эффект действия сжимающих сил существенно зависит от началь-
ных изгибов оси трубопровода, которые представляют собой геометри-
ческие упругоизогнутые элементы проектного назначения и случайные
искривления, связанные с технологией землеройных и сварочно-мон-
тажных работ. Все это существенно осложняет обеспечение продоль-
ной устойчивости трубопроводов.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Обследование газопроводных трасс на малосвязанных, водонасы-
щенных, постоянномерзлых, теряющих несущую способность при ра-
степлении, грунтах, показало, что первоначально всплывают забалла-
стированные участки на углах поворота оси трубопровода в плане. В
период следующего паводка эти участки повторно всплывают, увлекая
за собой (вытаскивая) прилегающие подземные участки газопровода.
Возникают сложные взаимодействия продольных и поперечных пере-
мещений в грунте забалластированного газопровода с выходом на по-
верхность, с образованием арок и гофров на теле труб, которые могут
спровоцировать разрушение газопровода.
7.2.	БАЛЛАСТИРОВКА И ЗАКРЕПЛЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
Для обеспечения устойчивости положения трубопровода в траншее на
проектных отметках производится его балластировка или закрепление.
Для этой цели используются конструкции, создающие давление на
трубопровод (пригрузку), а также конструкции, использующие пассив-
ное давление (отпор) грунта в основании траншеи.
К первому типу конструкций относятся обетонированные трубы,
железобетонные утяжелители различных типов, грунтовая засыпка,
устройства, выполненные из полотнищ нетканых синтетических мате-
риалов (НСМ) и полимерконтейнеры. Ко второму типу - анкерные уст-
ройства различных типов, обеспечивающие закрепление газопровода
как в талых, так и вечномерзлых грунтах.
Выбор конструкций и способов балластировки и закрепления газопро-
вода на проектных отметках определяется рабочим проектом с учетом:
•	конкретных инженерно-геологических условий участков трассы,
вида и характеристики грунтов, рельефа местности;
•	схем прокладки трубопровода, расположения участков трубопрово-
да в плане и в профиле (наличия и характера горизонтальных и верти-
кальных кривых);
•	мощности торфяной залежи на участке прокладки, типа болот и
уровня грунтовых вод;
•	методов и сезона производства работ.
Организация и технология выполнения строительно-монтажных работ
по балластировке и закреплению газопроводов осуществляется в соответ-
ствии с ВСН 007-88, проектами производства работ (ПНР) и разделом Сво-
да правил СП 107-34-96 «Балластировка, обеспечение устойчивости поло-
жения газопроводов на проектных отметках».
Расчет основных параметров, средств и методов балластировки и
закрепления газопроводов на проектных отметках осуществляется в
соответствии с «Методикой расчета основных параметров устойчивос-
ти положения балластируемых и закрепляемых трубопроводов».
630
ГЛАВА VII
БАЛЛАСТИРОВКА
ГАЗОПРОВОДОВ
ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫМИ
УТЯЖЕЛИТЕЛЯМИ
РАЗЛИЧНЫХ КОНСТРУКЦИЙ
Для балластировки газопроводов,
сооружаемых в сложных услови-
ях, могут быть использованы утя-
желители, охватывающие трубо-
провод по боковым образующим
(типа УБО) (рис. 7.4а), опирающи-
еся на него, седловидные (типа УБК) (рис. 7.46) и кольцевые (типа УТК)
(рис. 7.4в). На рисунках представлены только типы утяжелителей. Су-
ществует большое число разновидностей конструкций представленных
типов, которые будут упоминаться в последующих описаниях приме-
нения утяжелителей.
Железобетонные утяжелители типа УБО (охватывающего типа) круг-
логодично применяются для балластировки газопроводов на переходах
через болота различных типов, на обводненных участках, в поймах рек
и на вечномерзлых грунтах, за исключением участков газопроводов,
получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения более
40 мм, а при использовании мягких силовых поясов — более 50 мм.
Утяжелители типа УБО устанавливаются на газопроводе либо по
одному через равные расстояния между ними, либо групповым мето-
дом вплотную друг к другу.
Для создания замкнутого контура при групповом размещении утя-
желителей на трубопроводе используются утяжелители типа УБО-М
модернизированные, в которых соединительные пояса устанавливают-
ся в глухие пазы, размещенные на бетонных блоках, или утяжелители
УБО-ПМ, представляющие собой разновидность утяжелителя УБО-М,
в котором изъята часть бетона, превращающая бетонный блок в ем-
кость для грунта.
Опирающиеся на трубопроводы железобетонные утяжелители типа
1-УБКМ применяются для балластировки газопроводов в зимних и лет-
них условиях на переходах через болота с мощностью торфяной зале-
жи, не превышающей глубины траншеи, а также на обводненных и за-
болоченных участках, в поймах рек и на территориях, сложенных
постоянномерзлыми грунтами. На участках газопроводов, получаю-
щих в процессе эксплуатации продольные перемещения более 40 мм,
установка утяжелителей такого типа не рекомендуется.
Железобетонный утяжелитель типа 1-УБКМ (см. рис. 7.46) представ-
ляет собой конструкцию седловидного типа с клиновидной внутренней по-
верхностью, образованной двумя цилиндрическими взаимно пересекаю-
щимися поверхностями с радиусом, превышающим радиус трубопровода.
Практика применения таких утяжелителей показала, что их устой-
чивость обеспечивается лишь при наличии минеральных грунтов в ос-
новании траншеи. При мощности торфяной залежи, превышающей
глубину траншеи, такие грузы в результате подвижек трубы могут по-
терять устойчивость.
ОБЕС11ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
631
Рис. 7.4. Способы и устройства для балластировки
и закрепления трубопроводов в проектном положении:
а) железобетонный утяжелитель типа УБО;
б) железобетонный утяжелитель типа 1-УБКМ;
в) железобетонный кольцевой утяжелитель типа УТК
632
ГЛАВА VII
Рис. 7.4. Способы и устройства для балластировки
и закрепления трубопроводов в проектном положении:
г) винтовое анкерное устройство ВАУ-1;
д) дисковое вмораживаемое анкерное устройство ДАУ-02К;
е) способ балластировки трубопроводов минеральным грунтом засыпки
с использованием плотности из нетканых синтетических материалов (НСМ)
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	633
Железобетонные утяжелители типа УТК (см. рис. 7.4,в) приме-
няются на переходах через болота и обводненные участки и устанав-
ливаются методом сплава или протаскивания преимущественно в
летний период. Установка кольцевых утяжелителей типа УТК (утя-
желитель трубопровода кольцевой) на трубопровод осуществляется
на специальной монтажной площадке у створа перехода непосред-
ственно перед протаскиванием его через болото, водные преграды
или заболоченные участки.
АНКЕРНОЕ	Закрепление газопровода в траншее на проектных
ЗАКРЕПЛЕНИЕ отметках в талых грунтах может осуществлять-
ГАЗОПРОВОДОВ ся с помощью винтовых или свайных раскрыва-
ющихся анкерных устройств, а в вечномерзлых
грунтах - дисковых, винтовых или стержневых (см. рис. 7.4г, д).
Закрепление газопроводов анкерными устройствами применяется
на болотах с мощностью торфяной залежи (Н торф., м), не превышаю-
щей величины: Н = 1 +Д_ (где Д^ - диаметр прокладываемого га-
зопровода, м), и с подстилающими минеральными грунтами, обеспе-
чивающими надежную работу анкеров, а также в условиях обводненной
и заболоченной местности.
Закрепление газопроводов на проектных отметках винтовыми анкер-
ными устройствами ВАУ-1 допускается на участках, сложенных мине-
ральными грунтами, имеющими тенденцию к восстановлению прочно-
стных свойств после разрушения их естественного состояния при
условии отсутствия воды в траншее в период производства работ.
Не допускается установка анкерных устройств на участках трубопро-
водов, получающих в процессе эксплуатации продольные перемещения
свыше 40 мм.
Винтовое анкерное устройство ВАУ-1 (см. рис. 7.4г) состоит из двух
тяг с наконечниками, двух винтовых лопастей с втулками и силового
соединительного пояса. Конструкция силового анкерного устройства
не предусматривает проведение сварочных и изоляционных работ в
трассовых условиях. Диаметр лопастей, применяемых в практике тру-
бопроводного строительства винтовых анкеров достигает 400 мм, кру-
тящий момент развиваемый установками для завинчивания анкеров в
грунт - составляет 20 КН • м.
При необходимости использования винтовых анкерных устройств
с диаметрами лопастей анкера до 500-550 мм необходимо использова-
ние конструкции ВАУ-М, отличающейся от конструкции ВАУ-1 изме-
нением прямой режущей кромки заходной части лопасти анкера на сер-
повидную, что уменьшает величину крутящего момента в процессе
завинчивания анкера в грунт до 30% и обеспечивает возможность ис-
пользования существующего парка машин.
634
ГЛАВА VII
КОМБИНИРОВАННЫЕ МЕТОДЫ
БАЛЛАСТИРОВКИ ТРУБОПРОВОДОВ
МИНЕРАЛЬНЫМ ГРУНТОМ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ
ГЕОТЕКСТИЛЬНЫХ
СИНТЕТИЧЕСКИХ
МАТЕРИАЛОВ
Минеральные грунты за-
сыпки в комбинации с ис-
пользованием полотнищ из
нетканых синтетических
материалов (НСМ) и поли-
мерконтейнеров (рис. 7.4е).
Такая балластировка может
производиться лишь после
укладки трубопровода на проектные отметки, при условии отсутствия
воды в траншее в процессе производства работ (после удаления воды из
траншей техническими средствами), а также в случаях, когда трубопро-
вод удерживается в проектном положении с помощью инвентарных утя-
желителей повышенной массы. При этом глубина траншеи определяет-
ся проектом, исходя из требований СНиП 2.05.06-85.
В зависимости от вида и состояния грунта газопровод можно баллас-
тировать по такой технологии сплошь по всей его длине или отдельными
перемычками. Длина каждой перемычки составляет 25-30 м, а расстоя-
ние между грунтовыми балластирующими перемычками колеблется в
пределах до 0,8-1,0 ее длины.
На участках балластировки, где возможная (ожидаемая) скорость те-
чения талых вод незначительна (не более 0,2 м/с), закрепление газопро-
вода допускается без устройства вертикальных перегородок-перемычек.
На других участках необходимость сооружения вертикальных перегоро-
док из НСМ определяется с учетом конкретных инженерно-геологичес-
ких характеристик трассы.
Полотнища из НСМ для балластирующих устройств сваривают из
заготовленных по необходимому размеру рулонированных нетканых
синтетических материалов. Сварку полотнищ выполняют с помощью
теплового нагрева краев свариваемых полос и их стыков с последующим
прижатием.
Процесс балластировки газопроводов грунтом с применением нетканых
синтетических материалов включает вывозку, разгрузку и раскладку по-
лотнищ вдоль траншеи, размотку и укладку в траншеи, закрепление уло-
женных полотнищ по краям траншеи (рис. 7.5), отсыпку балластного грун-
та, перекрытие балластного грунта и замыкание полотнищ из НСМ;
отсыпку и формирование земляного валика.
Экономическая целесообразность использования данного метода бал-
ластировки должна быть подтверждена технико-экономическими рас-
четами.
Приведенные данные по балластировке, балластирующим и закреп-
ляющим устройствам — это только отдельные примеры наиболее рас-
пространенных способов и конструкций.
ОБЕС11ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	3 5
Рис. 7.5. Процесс балластировки трубопровода грунтом
с применением нетканого синтетического материла (НСМ)
Ниже приведены также общие положения методик расчета устой-
чивости балластируемых трубопроводов с помощью отдельных грузов
и сплошным ©бетонированием, а также балластировка с применением
нетканого синтетического материала.
7.3.	МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ УСТОЙЧИВОСТИ
БАЛЛАСТИРУЕМЫХ И ЗАКРЕПЛЯЕМЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ОБЩИЕ Рассмотренная ниже методика распространяется на
ПОЛОЖЕНИЯ магистРальнЬ1е и промысловые трубопроводы, прокла-
дываемые на болотах, в обводненной и заболоченной
местности,а также вечномерзлых грунтах.
Устойчивость положения трубопроводов, прокладываемых на обвод-
ненных участках трассы, следует проверять в зависимости от конкретных
условий строительства и эксплуатации. Используемые в расчетах физико-
механические и теплофизические характеристики грунтов должны быть
определены на основании результатов изысканий с учетом прогнозируемо-
го изменения свойств грунтов в процессе строительства и эксплуатации.
Устойчивость положения участка трубопровода следует проверять
по условию:
“ Т	(7.1)
^н.н
где QaKT — суммарная расчетная нагрузка на участок трубопровода, дей-
ствующая вверх; — суммарная расчетная нагрузка, действующая
636
ГЛАВА VII
вниз; ka - коэффициент надежности устойчивости положения трубо-
провода (против всплытия).
Суммарная расчетная нагрузка должна включать в себя упру-
гий отпор при прокладке трубопровода свободным изгибом.
Суммарная расчетная нагрузка Qnac должна включать в себя соб-
ственный вес трубопровода.
Коэффициент надежности устойчивости положения трубопровода
(против всплытия) следует принимать по табл. 7.1 в зависимости от
характеристик участка трубопровода.
Таблица 7.1. КОЭФФИЦИЕНТ НАДЕЖНОСТИ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА	
|		Характеристика участка трубопровода		
Пойменный— за границами производства подводно-технических работ	1,05
Русловой — через реки шириной до 200 м по среднему меженному уровню, включая прибрежные участки в границах производства под- водно-технических работ	1,10
Через реки и водохранилища свыше 200 м. а также горные реки	1,15
Основные параметры устойчивости положения трубопроводов, оп-
ределяемые в соответствии с данной методикой, базируются на расчете
или весовых характеристик балластирующих конструкций, или несу-
щей способности системы «анкерное устройство - грунт». При этом
предполагается, что все применяемые конструкции балластирующих
и закрепляющих устройств безусловно удовлетворяют условиям соб-
ственной прочности и жесткости. Вопросы прочности, деформативно-
сти и общей устойчивости участков трубопроводов, подлежащих бал-
ластировке или закреплению, в данной методике не рассматриваются.
БАЛЛАСТИРОВКА
ТРУБОПРОВОДА
ОТДЕЛЬНЫМИ ГРУЗАМИ
И СПЛОШНЫМ
ОБЕТОНИРОВАНИЕМ
При равномерной по длине балластиров-
ке одиночными утяжелителями или
сплошным ©бетонированием участка
трубопровода, укладываемого способом
свободного изгиба, величина норматив-
ной интенсивности балластировки - вес
на воздухе -определяется из условия:
?б	+ 9из ^'мр ?доп)*лж л -	»	(7.2)
Пб	16	1 в*н.в
где п6 - коэффициент надежности по нагрузке; дв - расчетная погонная
выталкивающая сила воды; q - расчетная интенсивность нагрузки от
упругого отпора при свободном изгибе трубопровода; дмр — расчетный
погонный вес продукта; уб - нормативная плотность материала пригруз-
ки; ув — плотность воды.
ОБЕС11ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	7
Коэффициент надежности по нагрузке пб принимается равным:
•	0,9 — для железобетонных утяжелителей и сплошного ©бетониро-
вания;
•	1,0 - для чугунных утяжелителей.
Расчетная погонная выталкивающая сила воды, действующая на
трубопровод, должна определяться по формуле:
(7.3)
где g - ускорение свободного падения; ув - плотность воды с учетом ра-
створенных в ней солей; £>ни — наружный диаметр трубопровода с уче-
том изоляционного покрытия и футеровки.
При проектировании трубопровода на участках переходов, сложен-
ных грунтами, которые могут перейти в жидко-пластичное состояние,
вместо плотности воды следует принимать плотность разжиженного
грунта, определяемую по данным изысканий.
Расчетную интенсивность нагрузки от упругого отпора при свобод-
ном изгибе трубопровода следует определять по формулам:
для выпуклых кривых:
«»=9Хру-	<7Л>
для вогнутых кривых:
32 EJ
9и5-9*'р2р3’	(7'5)
где л. - модуль упругости стали; I - момент инерции сечения трубопро-
вода; Р - угол поворота оси трубопровода; р - минимальный радиус уп-
ругого изгиба оси трубопровода.
Расчетный погонный собственный вес трубопровода определяется по
формуле:
9ч- = ” х £YCT (Ч2 - ).	(7.6)
где у - плотность стали; Dh — наружный диаметр сечения трубы; Dbh =
= Db - 25 - внутренний диаметр сечения трубы; 5 - номинальная тол-
щина стенки трубы.
Расчетный погонный вес продукта ддон для газопроводов не учиты-
вается, а для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов учитывается
только в случае, если при эксплуатации исключается возможность их
опорожнения и замещения продукта воздухом. При учете веса продук-
та должна применяться формула:
=	(7.7)
**
где упр - плотность перекачиваемого продукта; Dm - внутренний диа-
метр сечения трубопровода.
638
ГЛАВА VII
При сплошном обетонировании трубопровода требуемую минималь-
ную толщину слоя бетона h6 следует определять по формуле:
Мх А
71 №
-1 ХОУИ,
(7.8)
где — нормативная интенсивность балластировки, определенная ра-
нее по формуле (7.2); уб — нормативная плотность бетона; Db и — наруж-
ный диаметр трубопровода с учетом слоя изоляции.
Полученную по формуле (7.8) толщину слоя бетона следует округ-
лить в большую сторону с точностью до 0,005 м.
При балластировке трубопровода отдельными утяжелителями шаг
утяжелителей L при их равномерной расстановке (расстояние между
осями утяжелителей) следует определять по формуле:
О"
L=\.	(7.9)
где QB — нормативный вес одного утяжелителя; ~ нормативная ин-
тенсивность балластировки, определенная по формуле (7.2).
Учет балластирующего воздействия минеральных грунтов засып-
ки (до дневной поверхности), используемых для балластировки газо-
проводов в сочетании с утяжелителями различных конструкций при
групповом способе их размещения, решается проектной организаци-
ей, исходя из конкретных грунтовых условий и сезона выполнения стро-
ительно-монтажных работ.
Балластировка трубопроводов мине-
ральным грунтом с применением не-
тканых синтетических материалов
(НСМ) разделяется на два вида:
БАЛЛАСТИРОВКА
ТРУБОПРОВОДОВ ГРУНТОМ
С ПРИМЕНЕНИЕМ НСМ
• с помощью рулонных НСМ;
• с помощью полимерно-контейнерных балластирующих устройств.
Удерживающую способность (на единицу длины трубопровода) грун-
та обратной засыпки, закрепляемого с помощью НСМ, нсм следует
определять по формуле:
#грНСМ —
К
°»7Уп>
cosO,7(pip
(7.10)
+*' [т.Л(2Ао~М + ЪД -A>)2]tg°>7<Pip
где - коэффициент надежности по нагрузке (грунту), принимаемый
равным 1,2; у,, - коэффициент надежности по назначению, принимаемый
ОБЕС1 ТЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	639
равным 1,2; наружный диаметр трубопровода; удельный вес
грунта засыпки в естественном (необводненном) состоянии; х., — удель-
ный вес грунта во взвешенном состоянии; hB — расстояние от верха за-
сыпки до уровня воды; hQ — расстояние от верха засыпки до оси трубо-
провода; k — коэффициент, характеризующий призму выпора грунта;
- угол внутреннего трения грунта; - сцепление грунта.
Входящий в формулу (7.10) коэффициент ft, характеризующий при-
зму выпора грунта, следует принимать равным:
•	k = 1 - для трубопроводов 1020 мм < Dh < 1420 мм;
•	k = £>н/1000 мм (Лн — в мм) — для трубопроводов £>н < 1020 мм.
Удельный вес грунта во взвешенном состоянии следует определять
по формуле:
V — V к
-s	(7.И)
ire
где ys — удельный вес частиц грунта засыпки; кн в — коэффициент устой-
чивости положения трубопровода против всплытия; е — коэффициент
пористости грунта.
Балластировка минеральным грунтом с помощью НСМ будет доста-
точной в случае, если при непрерывном по длине закреплении с помо-
щью НСМ, найденная по формуле (7.10) удерживающая способность
обратной засыпки будет удовлетворять условию:
^гр.НСМ “ ^Н.в9в	9тр •	(7.12)
Условные обозначения в формуле (7.12) аналогичны обозначениям,
принятым в формуле (7.2).
При применении для балластировки трубопроводов ПКБУ, заполнен-
ных минеральным грунтом, расчетную удерживающую способность на
единицу длины группы ПКБУ следует определять по формуле:
,р тД I У
(7.13)
где п — количество комплектов ПКБУ в группе; V— объем одного комп-
лекта; I — длина группы ПКБУ.
Балластирующая способность минеральных грунтов, склонных к са-
моуплотнению и самозакреплению и не теряющих при нагружении сво-
их прочностных свойств, может определяться по формуле (7.10) с уче-
том понижающего коэффициента, колеблющегося в пределах 0,4—0,9, в
зависимости от периода (сезона) производства работ и изменения физи-
ко-механических свойств грунтов (наличия посторонних включений).
Минимальная глубина траншеи при этом определяется расчетом.
Возможность учета балластирующего воздействия минеральных
грунтов засыпки, используемых для балластировки газопроводов в со-
четании с полимерконтейнерами при групповом способе их установки,
640
ГЛАВА VII
решается проектной организацией, а производство строительно-мон-
тажных работ осуществляется на конкретном участке в соответствии с
требованиями проекта производства работ.
7.4. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
ПО ПРОДОЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
НАТУРНЫЕ Исследования и наблюдения, выполненные
ИССЛЕДОВАНИЯ ВНИИСТом (канд.техн.наук Х.К. Мухаметди-
нов) показали, что в водонасыщенных минераль-
ных грунтах и еще более в торфяных грунтах пригрузы теряют балла-
стирующую способность и опрокидываются (рис. 7.6а и б). Как уже
было отмечено выше, первоначально выходят на поверхность (всплы-
вают) углы поворота, а затем примыкающие прямолинейные участки.
Рис. 7.6. Изменение пространственного положения утяжелителей УБК (а)
и УБО (б) при поперечных перемещениях участка газопровода
(горизонтальный угол — на переходе через болото протяженностью 2 км):
1 - проектное положение газопровода и утяжелителя; 2 - положение
газопровода и утяжелителя на первой стадии всплытия; 3 - то же, на второй
стадии всплытия; 4 — то же, на третьей стадии всплытия; 5 - газопровод
всплыл; 6 — траншея для газопровода диаметром 1420 мм
На рис. 7.7 показана деформация трубопровода в зависимости от
сил сжатия при отсутствии компенсирующих устройств и свободы пе-
ремещения. При использовании утяжелителей охватывающего типа
(УБО), монтируемых на газопроводе того же диаметра с шагом в осях
1,9-2,5 м, возвратно-поступательные поперечные перемещения вер-
шины угла из гнутых кривых также приводят к сбросу утяжелителей.
При этом, на поясах наиболее распространенных пригрузов УБО-1 воз-
никают усилия до 38 тонн, что в 10 раз превосходит расчетное началь-
ное усилие, равное 3,6 тонн. На рис. 7.8 показан момент опрокидыва-
ния пригрузов на всплывшем газопроводе.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Б41
Рис. 7.7. Деформация трубопровода от сил сжатия в условиях
отсутствия компенсирующих устройств и свободы перемещения
Следует отметить, что водонасыщенные грунты засыпки траншей в
центральных районах России восстанавливают свою плотность до 70%
от плотности ненарушенного грунта за 3-5 лет, в грунтовых условиях
районов Уренгоя, Ямбурга — за 8—11 лет и еще за больший период — на
п-ове Ямал.
При условии одностороннего защемления трубопровода и свободно-
го угла поворота плавающего, вышедшего на поверхность при указан-
ных перепадах температур и давления, возможно удлинение трубопро-
вода диаметром 1420 мм более 1 м на 1 км незащемленного участка.
Во ВНИИСТе были выполнены расчеты и эксперименты по забаллас-
тированному участку длиной один километр, вышедшему на поверхность.
Участок имел в средней части угол поворота в горизонтальной плоскости.
Было установлено, что при заданных ранее условиях, вершина угла мо-
жет сместиться от проектной оси во внешнюю область, причем траекто-
рия ее перемещения будет направлена вверх под углом близким к 45° по
отношению к горизонтальной плоскости. При снижении температуры
перекачиваемого газа или давления, вершина угла поворота будет сме-
щаться во внутреннюю область. При малой защемляющей способности
грунта поперечное перемещение вершины угла может быть больше 0,5 м.
642
ГЛАВА VII
Рис. 7.8. Всплывший участок газопровода
со сброшенными пригрузами типа У БК
При балластировке газопровода диаметром 1420 мм утяжелителя-
ми седловидного типа (УБК) с расстановкой их с шагом в осях 1,5-2,5 м,
защемление в грунте не позволяет им перемещаться вместе с трубопро-
водом в поперечном направлении с сохранением устойчивости и балла-
стирующей способности. В результате поперечных перемещений (вда-
ли от вершины углов - до 600 возвратно-поступательных перемещений
в год) постепенно уменьшается глубина заложения трубопровода. Боль-
шие перемещения приводят к разрыву поясов, вырыву крюков из тела
блоков утяжелителей.
Наиболее оптимальным является вариант, при котором утяжелитель
(утяжеляющее покрытие) может перемещаться в грунте вместе с трубо-
проводом без взаимных смещений. Для этого утяжелитель должен иметь
малое лобовое сопротивление, а лучше не иметь его, и надежное сцепление
(защемление) с трубопроводом. К таким утяжелителям следует отнести обе-
тонирование, а также кольцевые бетонные утяжелители и чугунные грузы.
Трубопровод может свободно перемещаться под утяжелителем (седло-
вого типа) или под соединительным поясом утяжелителя (охватывающего
типа) при условии сохранности утяжелителя и изоляционного покрытия
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
614
трубопровода. Такие утяжелители должны иметь низкое удельное давле-
ние на поверхность трубопровода. К ним следует отнеси грунтозаполняе-
мые контейнерные утяжелители из технических тканей ПКБУ и КГ с удель-
ным давлением не более 0,02 МПа (рис. 7.9) и способ балластировки грунтов
с применением прослоек (ковров) из НСМ (см. рис. 7.4е).
Рис. 7.9. Полимерно-контейнерные балластирующие устройства
заполняют грунтом после монтажа на трубопроводе
Разгрузка напряженно-деформированного газопровода за счет вы-
хода на поверхность с образованием арок и гофров вряд ли может быть
приемлемым решением с точки зрения обеспечения надежности и безо-
пасности сооружения. К сожалению, до настоящего времени нет прак-
тических технических решений, предусмотренных в нормативных до-
кументах, обеспечивающих продольную устойчивость трубопроводов,
прокладываемых на сильнообводненных грунтах с низкими несущи-
ми свойствами. В этой связи представляют большой интерес результа-
ты исследований, выполненных группой специалистов под руковод-
ством канд. техн, наук П.А. Вислобицкого. Трубопровод в грунтовой
среде при нагреве рассматривали как длинную сжатую пружину.
Если на каком-то участке в результате нагрева происходит выпучи-
вание газопровода вследствие потери продольной устойчивости, то оно
сопровождается подвижками к образующейся арке прямолинейных
644
ГЛАВА VII
частей газопровода (рис. 7.10). В результате по краям арки возникают
протяженные зоны нагрузки с более низким уровнем сжатия и соответ-
ственно энергией сжатия.
6
Рис. 7.10. Схема деформации и нагружения газопровода в зоне выпучивания:
а — сопротивление перемещению газопровода вверх;
5 - эпюра усилия осевого сжатия;
д ~ сопротивления перемещению газопровода вверх;
т - сопротивление продольному перемещению в грунте
Продольному перемещению газопровода в направлении к образу-
ющейся арке выпучивания препятствуют силы сопротивления грун-
та. Естественно» что чем меньше величина этих сил» тем на большей
длине происходит разгрузка газопровода, тем больше величина выс-
вобождающейся энергии и тем больше размеры образующейся арки
выпучивания.
Процесс потери газопроводом продольной устойчивости численно
моделировался на ЭВМ. Рассматривался газопровод диаметром
1420x16 мм на рабочее давление 7,5 МПа. На рис. 7.11 при разных зна-
чениях температуры нагрева газопровода показана зависимость сопро-
тивления q перемещению газопровода вверх, при котором становится
возможным выпучивание вследствие потери продольной устойчивости,
от сопротивления т продольному перемещению газопровода в грунте.
При каждой температуре нагрева сочетания параметров q и т, приходя-
щиеся на область выше кривой на рисунке, соответствуют устойчивому
состоянию газопровода, ниже кривой — неустойчивому состоянию.
В проектном положении сопротивление поперечному перемещению
газопровода вверх выражается:
ОБЕСI) ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

9 =	(7.14)
где а_ - активная нагрузка на газопровод, равная весу балласта (балла-
стных грузов, грунта засыпки) в воде или несущей способности анке-
ров, отнесенных к единице длины газопровода; qn — плавучесть едини-
цы длины газопровода (qn =	* где дв - выталкивающая сила, qc —
собственный вес газопровода).
Рис. 7.11. Зависимость между поперечным (<?) и продольным
сопротивлением (т) при выпучивании газопровода 1420x16 мм,
Ррйб = 7,4 МПа (1 - температура нагрева 20°С; 2 — 40еС; 3 - 60°С)
В дальнейшем условимся называть: q - поперечное сопротивление;
т - продольное сопротивление.
Как видно из рис. 7.11, в области малых значений т поперечное сопро-
тивление q существенно зависит от величины т; при этом чем меньше про-
дольное сопротивление т, тем больше максимальное значение Q, при кото-
ром возможна потеря продольной устойчивости газопровода. С ростом
температуры нагрева влияние т на величину q становится более ощутимым.
Для сохранения продольной устойчивости рассматриваемого газо-
провода в северных районах при температуре нагрева 60°С проектом
646
ГЛАВА VII
предусматривается создание поперечного сопротивления 9 кН/м. Со-
гласно рис. 7.12 величина продольного сопротивления в этом случае
должна составлять не менее 8 кН/м.
Рис. 7.12. Изменение поперечной силы
в зависимости от положения газопровода:
а — положение газопровода; б - эпюра поперечной силы
Поскольку действующими нормативами по проектированию газо-
проводов не предусматривается определение продольного сопротивле-
ния t в зависимости от свойств грунтов, условий закрепления и диамет-
ра газопровода, приближенно оценим величину т для рассматриваемого
газопровода 1420x16 мм в торфяном грунте. Известно, что при непре-
рывном расположении на газопроводе утяжелителей типа УБО или
УБК создаются благоприятные условия для продольного перемещения
в грунте газопровода вместе с утяжелителями как единого целого. В
этом случае, пренебрегая сцеплением между утяжелителями и торфя-
ным грунтом засыпки траншеи с нарушенной структурой, в первом
приближении имеем:
(7.15)
где f — коэффициент трения утяжелителей по торфу в основании тран-
шеи. Значения этого коэффициента находятся в пределах 0,3-0,6, а по-
тому при g = 9 кН/м имеем т = 0,27*0,54 кН/м.
В случае, когда газопровод забалластирован седловидными утяже-
лителями, более предпочтительной является продольная подвижка га-
зопровода относительно утяжелителей, которые остаются неподвиж-
ными в грунте. В этом состоянии
(7.16)
где т — коэффициент трения антикоррозионного покрытия газопрово-
да по защитному коврику. Для применяемых материалов fu = 0,2—0,3,
что при = 11 кН/м дает т = 0,22*0,33 кН/м.
ОБЕС1'ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Сравнивая найденные значения т с минимально необходимой вели-
чиной 8 кН/м, приходим к заключению о большой вероятности потери
рассматриваемым газопроводом продольной устойчивости в слабых тор-
фяных грунтах. В песчаных грунтах фактическая величина продольно-
го сопротивления т оценивается в несколько раз выше соответствующе-
го значения для торфяных грунтов, благодаря чему при той же
величине балластной нагрузки потеря газопроводом продольной устой-
чивости в этих грунтах становится маловероятной.
Существующими методами расчета газопроводов на продольную ус-
тойчивость зависимость поперечного сопротивления q от продольного
сопротивления т не учитывается. Величина q назначается только исхо-
дя из температуры нагрева газопровода. А это значит, что при заданной
температуре нагрева, независимо от того, в каком грунте расположен
газопровод, в прочном с высоким значением т или в слабом с низким
значением т, величина сопротивления q принимается одинаковой.
Из рис. 7.11 следует, что с ростом т влияние этого параметра на вели-
чину поперечного сопротивления q существенно снижается. В области
высоких значений т и низких значений температуры нагрева попереч-
ное сопротивление q зависит только от температуры нагрева газопрово-
да. Это частная особенность более общей зависимости, выражающей вза-
имосвязь между Q, т и температурой нагрева газопровода, используется
в существующих методах расчета. Для прочных грунтов с высокими
значениями т и более низкими температурами нагрева ее применение
приводит к удовлетворительным практическим результатам. Однако, в
слабых грунтах северных районов, в связи с низкими значениями т и
высокими температурами нагрева, рассчитанная в соответствии с дей-
ствующими нормативами и реализуемая на стадии строительства вели-
чина поперечного сопротивления q оказывается недостаточной для пре-
дупреждения потери газопроводами продольной устойчивости. Именно
этим объясняются часто встречающиеся в условиях Западной Сибири
случаи потери газопроводами продольной устойчивости.
Следует также иметь в виду, что в процессе эксплуатации обводнен-
ность трасс действующих газопроводов имеет тенденцию к увеличению,
что, естественно, сопровождается снижением несущих свойств грунтов
и соответственно продольного сопротивления т. В результате этого даже
газопроводы, которые после сдачи в эксплуатацию обладают достаточ-
ным запасом по устойчивости, с течением времени, вследствие сниже-
ния т, могут терять продольную устойчивость и выпучиваться.
Особенностью газопроводов в Западной Сибири, Республике Коми яв-
ляется наличие протяженных прямолинейных участков, имеющих дли-
ну до десятков километров. Это объясняется, с одной стороны, равнин-
ным рельефом местности, а с другой — слабой хозяйственной освоенностью
территорий, что позволяет прокладывать газопроводы по кратчайшим
648
ГЛАВА \ IT
расстояниям. В этих условиях образующаяся в результате потери про-
дольной устойчивости арка выпучивания не остается вертикальной, так
как даже при незначительном отклонении арки от вертикали на примы-
кающие к ней прямолинейные участки газопровода передается крутящий
момент, величина которого тем выше, чем значительнее размеры арки.
Прямолинейные участки по краям арки выпучивания не обеспечивают
защемления газопровода в слабых грунтах. Поэтому закручивание газо-
провода в зависимости от веса арки выпучивания принимает прогресси-
рующий характер и может завершаться поворотом арки выпучивания в
горизонтальное положение. Если газопровод закреплен балластными гру-
зами, центр тяжести которых расположен выше оси газопровода, то в сла-
бых торфяных грунтах, например, на болотах II и III типов, последние не
только не стопорят кручение газопровода, а даже создают дополнитель-
ный крутящий момент.
Более того, исследования показывают, что на протяженных прямо-
линейных участках, закрепленных балластными грузами, седловидны-
ми или УБК, может возникать самозакручивание газопровода вследствие
нарушения устойчивости равновесия на кручение. Явление самозакру-
чивания обусловлено тем, что в конструкции, включающей собственно
газопровод и навешенные на него утяжелители (седловидные или УБК),
центр тяжести располагается выше оси газопровода. В этом состоянии
даже незначительное отклонение центра тяжести от вертикали, про-
ходящей через ось газопровода, создает в последнем распределенный
крутящий момент.
Независимо от причины, вызвавшей закручивание газопровода, этот
процесс приводит к опрокидыванию балластных грузов с последующим
всплытием газопровода и носит лавинный характер. Как и в случае про-
дольной устойчивости, увеличение обводненности трасс в период эксп-
луатации способствует снижению сопротивления среды во времени, в
силу чего газопроводы, находящиеся первоначально в состоянии ус-
тойчивого равновесия на кручение, в последующем могут переходить в
неустойчивое состояние самозакручивания.
В поймах северных рек широко распространены слабые песчаные
грунты-плывуны, которые имеют низкие значения коэффициента внут-
реннего трения. Таким же свойством обладают и некоторые вечномер-
злые грунты после перехода в талое состояние. Исследования показы-
вают, что на подземный газопровод, залегающий в плывуне, кроме
выталкивающей силы от давления воды, действует дополнительная вы-
талкивающая сила, вызываемая механическим воздействием сил соб-
ственного веса грунта. Величина этой силы при прочих равных услови-
ях тем значительнее, чем больше диаметр газопровода или высота всей
конструкции газопровода с утяжелителями. Согласно численным ис-
следованиям, для газопроводов диаметром 1420 мм результирующая
выталкивающая сила в плывуне может достигать величины, соответ-
ствующей плотности жидкости 14—15 кН/м3. Согласно действующим
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	34<>
нормативам, выталкивающая сила определяется исходя из плотности
жидкости 11 кН/м8. Выбранная на основании такого расчета величина
балластной нагрузки оказывается недостаточной для уравновешива-
ния газопровода в плывуне. В результате происходит выталкивание
газопровода из грунта на поверхность. В отличии от жидких сред, про-
цесс выталкивания газопровода из плывуна протекает медленно и мо-
жет растягиваться на многие годы.
Кроме причин, обусловленных действием силовых факторов, всплы-
тие газопровода может вызываться некачественным выполнением ра-
бот по его балластировке или закреплению анкерами, проектными ошиб-
ками в определении требуемой величины балластной нагрузки,
случайными факторами.
Поскольку существует вероятность всплытия газопровода на отдель-
ных участках, то вполне естественной является постановка задачи о том,
какое влияние оказывают всплывшие участки на состояние остального
газопровода, находящегося на проектных отметках. Данная задача мо-
делировалась численно с помощью ЭВМ. Рассматривался газопровод
диаметром 1420x16 мм, уложенный в обводненный грунт. Протяжен-
ность всплывшего участка предполагалась достаточно большой, чтобы
исключить влияние одной границы этого участка на другую. Принима-
лось, что в нижнем, проектном положении I (см. рис. 7.12а) имеем со-
противление q перемещению газопровода вверх. В положении II, когда
верхняя образующая газопровода совпадает с поверхностью грунта,
газопровод испытывает только влияние плавучести qu = 11 кН/м. При
полном выходе газопровода из грунта (положение III) на него действуют
сила собственного веса </ = 6 кН/м. Между положениями I—II и II—III
поперечная нагрузка на газопровод изменяется линейно (см. рис. 7.126).
Приведенная схема нагружения газопровода поперечными силами со-
ответствует случаю балластировки его весом грунта засыпки. Под дей-
ствие этой схемы попадают также некоторые случаи закрепления газо-
провода анкерами. Например, известно, что при малом заглублении анкера
его несущая способность растет пропорционально величине заглубления.
Поэтому, если глубина от дна траншеи до несущего элемента анкера будет
равна глубине h (см. рис. 7.12а), то поперечная нагрузка будет опреде-
ляться зависимостью (см. рис. 7.126).
Установлено, что для сохранения равновесия газопровода в рассмат-
риваемых условиях, величина q должна составлять не менее 22 кН/м.
На основании равенства для величины активной нагрузки на газопро-
вод в этом случае получаем значение g„ = q + дп = 22 + 11 = ЗЗкН/м.
Таким образом, требуемая активная нагрузка в три раза превышает
плавучесть газопровода. Реальная величина активной нагрузки для рас-
сматриваемого газопровода, как правило, составляет около 20 кН/м.
В этих условиях плавающая часть газопровода вызывает выдергивание
650
ГЛАВЛУП
из грунта заглубленной части. В результате формируется процесс ла-
винного всплытия газопровода. В случае газопровода, закрепленного ан-
керами, этот процесс сопровождается выдергиванием анкеров из осно-
вания. Если анкеры не поддаются выдергиванию, имеют место разрывы
силовых поясов. Исследования показывают, что при определенных ус-
ловиях лавинные всплытия могут происходить также на газопроводах,
забалластированных утяжелителями.
Вопросы расчетной оценки прочности и устойчивости магистраль-
ных газопроводов рассмотрены в 8-й главе СНиП 2.05.06-85. Расчет ма-
гистральных газопроводов выполняется по методу предельных состоя-
ний. Напомним, что предельным называется такое состояние объекта,
при котором его дальнейшая эксплуатация либо восстановление его ра-
ботоспособного состояния недопустимы или нецелесообразны. Для слож-
ных объектов может быть введено несколько типов предельных состоя-
ний. При этом для каждого типа должен быть установлен признак или
совокупность признаков, называемых критерием предельного состоя-
ния. Необходимо отметить, что для потенциально опасных сооружений
и конструкций, к которым принадлежат газопроводы, к категории пре-
дельных могут быть отнесены состояния, которые не приводят к необхо-
димости безоговорочного прекращения функционирования объекта. Для
таких состояний, как правило, характерно сохранение полной или час-
тичной работоспособности конструкции, и, следовательно, отсутствие
признаков отказа, сформулированных в рамках регламентируемой тер-
минологии. Отнесение данной группы состояний к предельным связано
с тем, что дальнейшая эксплуатация объекта в этом случае сопряжена с
существенным увеличением риска возникновения критических и катас-
трофических отказов.
Необходимо отметить, что в СНиПе отсутствует прямое указание на
принятую в нем структуру предельных состояний. Однако она может
быть установлена на основе анализа нормативных положений, касаю-
щихся содержания расчетов. Согласно требованиям СниП, подземные
и наземные (в насыпи) трубопроводы следует проверять на прочность,
деформативность, общую устойчивость в продольном направлении и
устойчивость положения. По сути это означает, что в рамках принятой
процедуры расчета выделены четыре типа предельных состояний: на-
рушение условия прочности, возникновение избыточных деформаций,
потеря общей устойчивости и устойчивости положения. Рассмотрим
некоторые положения нормативного расчета, касающиеся анализа
первых трех типов предельных состояний. Составные части расчета
устойчивости положения газопроводов в значительной степени уже
были рассмотрены в предыдущих разделах.
В соответствии с принятым алгоритмом, на первом шаге определяют
расчетную толщину стенки трубопровода, исходя из условия обеспечения
прочности металла труб на разрыв. В зависимости от знака продольных
ОБЕС11ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
напряжений расчет выполняют на основе критериев максимальных нор-
мальных напряжений (первой теории прочности) и удельной потенциаль-
ной энергии формоизменения (четвертой теории прочности)
о2 < 2?! = ° - при о1 > О
К01
(7.17)
<к.
- ’ при G, < 0.
*01
(7.18)
В формулах (7.17) и (7.18) a. (i = 1,...» 3) — компоненты главных на-
пряжений в стенке трубы, св — предел прочности материала трубы при
одноосном растяжении, к01 - комплексный коэффициент запаса по от-
ношению к нормативному пределу прочности металла труб, определяе-
мый в соответствии с принятой в СНиП структурой коэффициентов за-
паса, с. — интенсивность напряжений. Критерий (7.18) записан для
общего случая трехосного напряженно-деформированного состояния.
Однако на практике исходят из предположения, что материал труб ра-
ботает в условиях двухосного напряженного состояния, в силу чего одну
из трех компонент напряжений полагают равной нулю.
Таким образом, при > 0 расчетную толщину трубопровода d, сле-
дует определять по формуле:
2(/?, + np)’
(7.19)
а при наличии продольных осевых сжимающих напряжений^ < 0) —
по критерию (7.18) на основе условия:
§=
2(7?^,+лр)’
(7.20)
В обоих случаях толщина стенки определяется с учетом коэффици-
ента надежности по нагрузке п. В (7.20)	- коэффициент, учитываю-
щий двуосное напряженное состояние труб и определяемый по формуле
/1-0,75(1^П -О.бЫ
V I “1 J R<
(7.21)
На основе критерия (7.18). Продольные осевые напряжения опре-
деляются от расчетных нагрузок и воздействий с учетом возможной уп-
рутопластической работы металла. Расчетная схема должна отражать
реальные условия работы газопровода и взаимодействие его с грунтом.
В частном случае для прямолинейных и упруго-изогнутых участков под-
земных и наземных (в насыпи) газопроводов при отсутствии продоль-
ных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продоль-
ные осевые напряжения могут быть определены по формуле:
652
ГЛАВА VII
(7.23)
(7.24)
»inD
СТ] = -аь/м + Ц '	,	(7.22)
25н
где Е и ц — переменные параметры упругости — модуль Юнга и коэффи-
циент Пуассона, соответственно, определяемые на основе приведенных
ниже формул:
г <УЕ,
ЗЕ() Е,
1 1 - 2ц0 а
2 ЗЕ.. е.
1+Ын»л
3£q	Б,-
Интенсивность деформаций е; может быть вычислена по интенсив-
ности напряжений о4 в соответствии с диаграммой деформирования, оп-
ределяемой по нормативной диаграмме растяжения и-Е на основе при-
веденных ниже зависимостей:
0^0,	(7.25)
I —9п
е,=е—(7.26)
Как следует из приведенных выше формул, для описания процесса
упругопластического деформирования металла труб использован ме-
тод переменных параметров упругости, впервые предложенный
И.А. Биргером. Согласно этому методу решение задачи теории плас-
тичности может быть сведено по форме к решению задачи теории упру-
гости с переменными параметрами упругости, определяемыми на ос-
нове зависимостей (7.23-7.26). Решение может быть получено по методу
последовательных приближений.
Из приведенных формул следует, что расчетная толщина стенки мо-
жет быть увеличена при наличии осевых сжимающих напряжений по
сравнению с величиной, полученной по формуле (7.19), однако, это уве-
личение должно быть дополнительно обосновано технико-экономиче-
ским расчетом, учитывающим конструктивные решения и температу-
ру транспортируемого продукта.
На первый взгляд очевидным является утверждение, что увеличение
толщины стенки трубы существенно снижает уровень напряженного со-
стояния, обеспечивает повышение прочности и надежности работы тру-
бопровода на участках с повышенной вероятностью разрушения и особой
тяжестью возможных последствий. Однако, расчетное сопоставление
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ 353
уровней напряженного состояния участков I и II категорий с участками
Ш и IV категорий в предположении упругой работы материала показыва-
ет, что увеличение толщины стенки труб не дает существенного эффекта.
Это объясняется тем обстоятельством, что эквивалентное напряжение в
стенке трубы о вычисляемое по формуле (7.18), существенно зависит
от продольных сжимающих напряжений. Эквивалентные напряжения
превышают кольцевые (всегда растягивающие) при условии, что продоль-
ные напряжения — сжимающие.
Увеличение толщины стенки приводит к уменьшению кольцевых,
но одновременно с этим — к увеличению сжимающих продольных на-
пряжений, что приводит к увеличению эквивалентного напряжения и
приближает его к эквивалентному напряжению в трубе с неутолщенной
стенкой. Соответственно с увеличением температурного перепада допол-
нительный запас прочности утолщенных труб, определенный как отно-
шение предела прочности к эквивалентному напряжению, заметно
уменьшается и приближается к запасу прочности труб на участках Ш
и IV категорий. Исходя из сказанного, можно сделать вывод, что при-
менение труб с утолщенной стенкой для участков I и II категорий не
оправдано (рис. 7.13).
В качестве примера приведем результаты сопоставления прочности
участков газопровода диаметром D — 1420 мм, отнесенных к I, II, III, IV
категориям. Газопровод рассчитан на рабочее давление р = 7,5 МПа.
Рис. 7.13. График изменения эквивалентного напряжения для участков
категорий I-IV в зависимости от продольных сжимающих напряжении
654
ГЛАВА VII
Трубы изготовлены из стали с временным сопротивлением ов = 600 МПа.
Толщина стенки 5 = 19,5 мм на участках I, II категорий, 5 = 16,2 мм
(16,5 мм по сортаменту) на участках III, IV категорий. Газопровод про-
ложен упругим изгибом с радиусом р = 2500 м. Расчеты показывают,
что по сравнению с трубами для участков III и IV категорий, толщина
стенки, а следовательно материалоемкость труб на участках I, II катего-
рий увеличиваются на 20%. При этом уменьшение эквивалентных на-
пряжений в основных расчетных режимах эксплуатации при темпера-
турных перепадах 60-80°С всего лишь на 10 и 8% соответственно.
Забегая несколько вперед, отметим, что эффективность применения утол-
щенных труб снижается также в силу того, что они требуют более интен-
сивной общей пригрузки против потери устойчивости и всплытия. Бо-
лее подробно эти вопросы будут рассмотрены ниже.
Расчет по второму предельному состоянию направлен на предотв-
ращение возникновения в трубопроводе недопустимых пластических
деформаций за счет ограничения продольных и окружных напряже-
ний. Предельно допустимый уровень максимальных напряжений ус-
танавливают в зависимости от значения показателя
определенного на основе нормативного предела текучести ог металла
труб с учетом комплексного коэффициента запаса fe02 по результатам
анализа выполнения приведенных ниже условий (7.27) и (7.28):
1 н °т
-тз, ,	(7.27)
К02
При расчете по критериям второго предельного состояния макси-
мальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе опре-
деляются от всех нормативных нагрузок и воздействий с учетом попе-
речных и продольных перемещений трубопровода. В частности, для
прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов при отсут-
ствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок
и пучения грунта максимальные суммарные продольные напряжения
от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, темпе-
ратурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:
Oj = ЦО2 ~	±
2Р
(7.28)
ОБЕС11ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТР' БОПРОВОДОВ
Коэффициент у3 в (7.27), учитывающий двухосное напряженное со-
стояние металла труб, может быть определен на основе зависимости (7.21).
Для этого необходимо вместо расчетного показателя подставить /?2,
а вместо продольных напряжений о2 — кольцевые напряжения от норма-
тивного (рабочего) давления Кольцевые напряжения могут быть оп-
ределены без введения коэффициента надежности по нагрузке п.
Согласно требованиям СНиП, проверку общей устойчивости трубо-
провода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткос-
ти системы следует производить на основе критерия
S<mNKv.	(7.29)
устанавливающего ограничения на величину продольного сжимающе-
го усилия S с учетом коэффициента условий работы газопровода Nck. В
формуле (7.29) эквивалентное продольное осевое усилие в сечении тру-
бопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с
учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соот-
ветствии с правилами строительной механики. В частности, для прямо-
линейных участков трубопроводов и участков, выполненных упругим
изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, про-
садок и пучения грунта эквивалентное продольное осевое усилие в сече-
ние трубопровода S определяется по формуле:
S = [(0,5-h)g2 + oEAz]f,	(7.30)
где F — площадь поперечного сечения стенок трубы.
Обобщая вышесказанное можно прийти к выводу, что при задан-
ных значениях внутреннего давления и диаметра труб прочность и ус-
тойчивость может быть обеспечена за счет оптимального выбора тол-
щины стенки, конструктивных параметров и режима эксплуатации
газопровода. В широком смысле к конструктивным параметрам газо-
провода, влияющим на его устойчивость, относятся собственно конст-
руктивная схема, предусматривающая выбор проектного положения
оси газопровода, наличие компенсаторов перемещений, пригрузов и
закрепляющих устройств различного типа. В предыдущих разделах
уже было отмечено, что существенную роль играют также грунтово-
геологические условия вдоль трассы газопровода. Говоря о влиянии на
устойчивость режимов строительства и эксплуатации газопровода,
прежде всего, имеют в виду необходимость обеспечения требуемого тем-
пературного режима, препятствующего возникновению недопустимых
продольных сжимающих усилий (табл. 7.2).
Особенностью приведенных в СНиП рекомендаций по выполнению
расчетов на устойчивость является то, что в него не включены формулы
для расчета критического значения продольного усилия NKp. Разработ-
чики документа ограничились рекомендациями общего характера, со-
гласно которым критическое продольного усилие следует определять
656
ГЛАВАХ!!
в соответствии с правилами строительной механики, с учетом конструк-
тивных особенностей газопровода, включая наличие балласта и закреп-
ляющих устройств, эксплуатационных и грунтовых условий. В силу это-
го при выполнении расчетов на устойчивость приходится привлекать
дополнительные нормативно-методические материалы.
Таблица 7.2. УВЕЛИЧЕНИЕ РАСЧЕТНОГО М ЗА СЧЕТ ПОВЫШЕНИЯ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБ ДИАМЕТРОМ 1420 ММ И БАЛЛАСТИРОВКИ			
А/, °C	Толщина стенки 5		Балластировка, %
	мм	%	
58	193	100,0	100,0
63	20,1	103,0	108.8
68	20,8	106,7	117,6
73	21,7	1113	126,4
78	22,8	116,9	1353
83	24,1	123,6	144,0
0	19,5	100,0	45
Примечание. Диаметр газопровода 1420 мм, рабочее давление 7,5 МПа,
ОВ1, = 600 МПа, С' = 470 МПа. Обводненные участки (болото) П категории.
Рассмотрим некоторые практические методы обеспечения продоль-
ной устойчивости и устойчивости положения газопроводов. Вообще го-
воря, теоретически и технически возможно обеспечить общую устойчи-
вость и устойчивость положения только за счет повышения толщины
стенки трубы и дополнительной балластировки газопровода. Однако
такой путь является чрезвычайно неэффективным. Выше в данном раз-
деле уже были приведены аргументы, обосновывающие утверждение о
малой эффективности увеличения толщины стенки труб на участках I и
II категорий по сравнению с участками III и IV категорий. Приведем до-
полнительные аргументы. Продольное усилие сжатия, вызванное дефор-
мациями за счет температурного перепада, пропорционально площади
поперечного сечения стенки трубы, которое у труб на участках Ш и IV
категорий меньше, чем у труб с утолщенными стенками на участках I и
II категорий. В рассматриваемых условиях при выбранных исходных
данных в трубопроводах на участках I и II категорий могут возникать
продольные сжимающие усилия Sin = 1760 тс, а на участках Ш и IV
категорий Snr<. = 1570 тс. Поскольку погонная масса утолщенных труб
на 20% выше, это несколько снижает потребность в дополнительной бал-
ластировке против всплытия, но не изменяет общий баланс пригрузки в
сторону увеличения. Суммарная пригрузка, необходимая для ком-
пенсации действия продольного усилия и выталкивающей силы при
равных коэффициентах запаса прочности на участках I и II примерно
ОБЕС11ЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
на 3% выше, чем на участках III и IV категорий. Сравнительные данные
по балластировке упругоизогнутых затопленных участков газопровода
диаметром D = 1420 мм с рабочим давлением р = 7,5 МПа приведены в
табл. 7.3.
Таблица 7.3. БАЛЛАСТИРОВКА УПРУГОИЗОГНУТЫХ УЧАСТКОВ
ТРУБОПРОВОДОВ ДИАМЕТРОМ 1420 ММ НА ДАВЛЕНИЕ 7,5 МПа
Катего- рия участка		8, мм	р,м	Пригрузка от всплытия для начального изгибал =1Д		Пригрузка от потери устойчиво- сти, т/л (A-.-l.25)	Суммарная пригрузка от всплытия и потери устой- чивости	
				и Ацв”	,05 т/ta			
				/C-IJ05	а;-12		А;,=Ц05	/<„=1,2
11IIV	58	16.5	3000	1.53	1.75	1.75	3.28	3.5
III	58	19.5	3000	1.44	1.65	1.95	3.39	3.6
ni-rv	70	16.5	3000	1.53	1.75	2	3.53	3.75
1-П	70	19.5	3000	1.44	1.65	2.25	3,69	3,9
Примечание. Квв - коэффициент надежности при расчете устойчивости
положения трубопровода против всплытия; Кв - коэффициент надежности;
Кв - коэффициент запаса против потери устойчивости.
Газопроводы диаметром 273 мм и более плавают в воде, поэтому
для погашения положительной плавучести и удержания их в проект-
ном положении необходима дополнительная пригрузка, определяемая
разностью между массой вытесняемой воды в объеме трубопровода и
массой трубопровода в зависимости от его диаметра и толщины стен-
ки. До недавнего времени нефте- и продуктопроводы не пригружались.
Полагали, что масса транспортируемого продукта погашает положи-
тельную плавучесть трубопроводов. Однако имели место случаи их
всплытия. Это можно объяснить выдержкой их пустыми до начала гид-
равлического испытания и опорожнением при аварийных ситуациях и
ремонте, а также тем, что на выпуклых кривых температурный пере-
пад вызывает сжимающие усилия, вертикальная составляющая от
которых не уравновешивается массой трубопровода.
На газопроводах большого диаметра даже при пологих выпуклых
кривых и значительных температурных перепадах для снижения осе-
вых сжимающих усилий требуется балластировка большей массы, чем
для компенсации положительной плавучести. Это видно на примере
газопровода размером 1420x19,5 мм, при р = 7,5 МПа и Д< = 58°С в
соответствии ВСН 1-46-73, уложенного на выпуклой кривой с различ-
ными радиусами упругого изгиба р (табл. 7.4).
На практике применяют различные способы балластировки: ©бето-
нирование труб, железобетонные пригрузы, анкерные устройства, грун-
товые засыпки с коврами из нетканых синтетических материалов и др.
658
ГЛАВА Vff
Таблица 7.4. МАССА БАЛЛАСТИРОВКИ (ПРИГРУЗОВ) ГАЗОПРОВОДА
ДИАМЕТРОМ 1420 ММ, КГ/М
	В воде			В воздухе		
р, м	Против всплы- тия	Против потери устой- чивости	Всего	Против всплытия	Против потери устойчи- вости	Всего
5000 2500 70 (набор кривых из углов по 3°)	1100 1100 1100	900 1800 3200	2000 2900 4300	1880 1880 1830	1540 3080 5500	3420 4960 7380
(см. разд. 7.2). Наибольшее распространение получила балластировка с
помощью железобетонных пригрузов. Массовое применение получили
пригрузы типа УБО.
Об объемах балластировки газопроводов можно судить по данным
табл. 7.5.
Таблица 7.5. ОБЪЕМЫ БАЛЛАСТИРОВКИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Газопровод	Пригрузы армобетонные			Анкерные устройства	
	Число комплек- тов, тыс.	Объем бетона, тыс.м3	Масса пригрузов, тыс .тонн	Число комплектов, тыс.	Масса устройств, тыс.тонн
Комсомольское— Сургут— Челябинск (нитка I)	282	524	1,13	75,6	93
Уренгой— Сургут— Челябинск (нитка П)	292	5423	1,17	112,1	1438
Уренгой— Нижняя Тура— Петровск	151,2	281	604,8	53	6,4
Уренгой— Новопсков	157,8	293	631	54	63
Уренгой— Ужгород	303,4	564,4	1214		72,2		8,6
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
659
Газопровод Уренгой - Нижняя Тура - Петровск имеет общую про-
тяженность 2731 км, из них забалластировано 582 км (21,3% общей
длины трассы), при этом 52% участков забалластировано железобе-
тонными грузами и 48% — анкерами. Газопровод Уренгой — Новопсков
имеет общую протяженность 3341,2 км, из них забалластировано
594 км (18% общей длины трассы), при этом 53% участков забаллас-
тировано железобетонными грузами и 47% анкерами. Газопровод
Уренгой — Ужгород имеет общую протяженность 4550 км, из них за-
балластировано 910 км (20% общей длины трассы), при этом 70% уча-
стков забалластировано железобетонными грузам и 30% — анкерами.
Еще больший процент балластировки имеет место на Сахалинских трас-
сах газопроводов. Так магистрали по проекту Сахалин-2, протяженностью
800 км, диаметром 610 и 1220 мм балластируются на 40% от общей длины.
Рис. 7.14. Балластировка трубопровода железобетонными пригрузами УБО
Выход на поверхность трубопроводов долгое время объясняли про-
счетами проектировщиков, ошибками строителей в объемах баллас-
тировки или в том, что бригады не возвращались к каждому захлес-
точному стыку, используя момент соответствующей температуры
воздуха (не ниже - 18°С), как требовали проектанты и нормы.
Вначале проектные институты взяли на вооружение указание в СНиП
на проектирование магистральных трубопроводов о том, что под темпе-
ратурой замыкания расчетной схемы следует понимать температуру,
660
ГЛАВА VII
при которой сваривают захлесты. В рабочих чертежах строили темпе-
ратурные графики прокладки трубопровода, исходя из максимальной
температуры эксплуатации трубопровода в летний период и принятой
из расчета на внутреннее давление толщины стенок труб категорий I и П.
Температурный перепад составлял 58°С. Затем строили график замы-
кания, сварных швов (рис. 7.15). Кривая 2 характеризует температуру
газа, охлаждаемого в аппаратах воздушного охлаждения (АВО),
Рис. 7.15. График температур газа Г, укладки Тукл осевого усилия S
по длине газопровода L Вынгапур - Челябинск при вводе КС через одну:
1 — аварийный режим (без АВО); 2 - режим максимальных температур
воздуха (с АВО); 3 — круглогодичное охлаждение до температуры грунта
(с холодильными машинами); 4 — зимний режим (с АВО); 5 - температура
укладки при аварийном режиме (без АВО); 6 — температура укладки
(ДТ = 58°С) при охлаждении в АВО до температуры газа после охлаждения в
АВО до температуры газа после охлаждения в АВО
в летний период Ти = 40°С; 7 - осевое усилие
на перегоне между двумя КС газопровода, т. е. кривая построена приме-
нительно к данным климатологического справочника плюс 10-15°С на
головном участке (уровень возможного охлаждения в АВО) и с учетом вли-
яния отдачи тепла грунту, дроссель-эффекта по длине перегона. Кривая
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
R61
1 характеризует тепловой режим трубопровода при отказах АВО. Тем-
пературный уровень подачи газа зимой определен проектом как мини-
мальный -10°С. Температурный перепад по расчету составляет 58°С.
Из графика видно, что примерно половину трассы надо проложить при
температурах выше -25°С, а участки, прилегающие к компрессорным, -
при температурах ниже —18°С. Без дополнительного охлаждения газа,
т. е. без применения искусственных холодильных циклов, изменить уза-
коненный температурный перепад не представляется возможным. Вы-
полнять прокладку трубопроводов по такому температурному графику
практически невозможно. Поэтому процесс и температура замыкания
стыков секций могут иметь значение только для прилегающего к свар-
ному стыку локального участка, не более.
Более правильно рассчитывать потерю продольной устойчивости га-
зопровода исходя из разницы температуры его укладки в зимний период
и температуры летней эксплуатации. В этом случае температурная раз-
ница достигает, как указывалось, выше 80°С и более. В результате воз-
никают огромные осевые усилия до 1500 тонн для трубопроводов диа-
метром 1420 мм, которые выталкивают трубопровод на поверхность
даже на самых пологих выпуклых кривых. В этом случае пригрузы не
всегда способны удержать газопровод в проектном положении.
В малосвязанных водонасыщенных грунтах на выпуклых кривых
радиусом 5000 м (практически прямая) для предотвращения потери ус-
тойчивости и всплытия газопровода диаметром 1420 мм при указанном
перепаде температур, необходимо установить на каждый погонный метр
пригрузы массой 3,4 тонны, при радиусе 2500 м — около 5 тонн. Такую
балластировку выполнить трудно, практически невозможно.
Для расчета балластировки трубопровода необходимо определить
сумму силовых воздействий на данный участок трубопровода. Как уже
было показано, эти воздействия определяются силами Архимеда, вы-
талкивающими трубопровод из воды или пульпы, и температурным пе-
репадом между максимальной или минимальной температурой стенок
труб при эксплуатации и минимальной или максимальной температу-
рой замыкания расчетной схемы трубопровода, а также внутренним
давлением и радиусом упругого изгиба трубы.
Понятие «температура замыкания расчетной схемы» вызывает по-
стоянную дискуссию.
Существует альтернативное мнение, что температура замыкания не
имеет никакого практического значения. Экспериментальными рабо-
тами ВНИИСТа доказано, что трубопровод диаметром 1420 мм после
самой обычной засыпки грунтом бульдозерами на длине около 600—700 м
будет полностью защемлен и его положение зафиксировано, практиче-
ски, при температуре укладки. В случае, если трубопровод балластиру-
ют анкерами или пригрузами, это расстояние может быть меньшим.
662
ГЛАВА VII
Один из важных конструктивных параметров прокладки трубопро-
вода - минимально допустимый радиус упругого изгиба трубы, кото-
рый определяется температурным перепадом, внутренним давлением
и физико-механическими характеристиками трубы. Кроме того, с
уменьшением радиуса упругого изгиба при прокладке трубопровода на
обводненных участках трассы и болотах увеличивается пригрузка тру-
бопровода, обеспечивающая его продольную устойчивость.
Минимально допустимый радиус упругого изгиба определяют исхо-
дя из деформации в крайних волокнах сечения, установленных норма-
ми, по формуле:
_______________ЕД,_________________
2(v3C/?2h IK., +Q.\5PDm !Ь - EaAt) ’
(7-31)
где
си
-0.5—^-
—RH
К»
(7.32)
В формуле (7.31) Е — модуль упругости металла труб, равный
2,105 МПа; С - коэффициент, отражающий категорию участка газо-
провода, принимаемый согласно нормам; Кн — коэффициент надеж-
ности, принимаемый согласно нормам для данного газопровода рав-
ным 1,1; R? - предел текучести металла труб, определяемый
техническими условиями на трубы; а — коэффициент линейного рас-
ширения металла, равный 1,2—10“б 1/градус; М - нормативный тем-
пературный перепад, положительный при нагревании; — коль-
цевые напряжения от рабочего (нормативного) давления.
На основании проведенных расчетов при проектировании газопро-
вода предельно допустимые радиусы упругого изгиба получены рав-
ными 1250 м для участков категории Ш и 1930 м - для участков кате-
горий I и II (табл. 7.6). Отметим, что во многих случаях принятые для
сооружения радиусы упругого изгиба несколько выше минимально
допустимых, что увеличивает объемы земляных работ, но уменьша-
ет необходимое число пригрузов для обеспечения продольной устой-
чивости выпуклых кривых.
Увеличение диаметров современных трубопроводов с одновремен-
ным повышением внутреннего давления привело к тому, что обеспе-
чение их устойчивости в грунте стало одним из решающих факто-
ров, определяющих надежность всей системы. Продольные усилия,
возникающие в трубопроводе вследствие изменения температуры его
ОБЕСПЕЧЕНИЕУСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	36-3
стенок, растут пропорционально квадрату его диаметра и могут дос-
тигнуть примерно 20 мН. Силы трения трубы о грунт, противодей-
ствующие ее перемещению как в продольном, так и в поперечном
направлении, увеличиваются только пропорционально диаметру
трубы. Это положение усугубляется при прокладке трубопроводов
по болотам и обводненной местности, где защемляющая способность
грунта значительно снижается.
Таблица 7.6. ДОПУСТИМЫЕ РАДИУСЫ УПРУГОГО ИЗГИБА
Диаметр трубопро вода D и толщина стенки 6 мм	Ка- тего- рии уча- ст- ков	МПа	от, МПа	р,МПа		Аг, °C		p^t	
				допу- сти- мое	при- нятое	допу- сти- мое	при- нятое	допу- сти- мое	при- нятое
1420x16,5	ш	600	470	7,6	7,5	72,5	58	1250	1500
1420x19,5	III	600	470	7,5	7.5	58	58	1840	2000
1220x16,8	HI	600	450	7,5	7,5	58	58	1500	2000
1020x16,0	I-П	540	400	7,7	7,5	57	57	1730	2000
1020x21,5	III	540	400	10,2	7,5	82	57	1930	2000
Примечание. Трубы размером 1220x16,8; 1020x21,5; 1020x16 мм прокла-
дываются на многониточных переходах через реки.
Опыты показали, что зависимость сопротивления грунта засыпки от
поперечного перемещения трубопровода вверх имеет следующий харак-
тер: вначале с ростом перемещения сопротивление грунта засыпки уве-
личивается, достигая своей предельной удерживающей способности, с
дальнейпшм ростом перемещения оно уменьшается. На основании экспе-
риментальных исследований установлены расчетные зависимости, опре-
деляющие предельную удерживающую способность грунта и показываю-
щие ее зависимость от высоты засыпки трубы и физико-механических
свойств грунта. Следует остановиться на влиянии времени и способа за-
сыпки трубопровода грунтом. Обычно при изысканиях определяют фи-
зико-механические характеристики грунта ненарушенной структуры.
Засыпку трубопроводов, особенно в зимнее время, проводят с помощью
механизмов таким образом, что пористость грунта засыпки и его влаж-
ность существенно увеличиваются по сравнению с грунтом ненарушен-
ной структуры. Кроме того, как в связи с производством работ, так и в
связи с происходящим изменением во времени уровней грунтовых вод в
процессе эксплуатации возможно обводнение трубопровода. Поэтому для
обеспечения надежности его работы расчеты продольной устойчивости
проводят с учетом времени и способов обратной засыпки, а также прогно-
зирования изменения гидрогеологических условий при эксплуатации тру-
бопровода.
664
ГЛАВА VII
Критическое продольное усилие определяют на основе энергетичес-
кого критерия устойчивости, учитывающего все факторы, влияющие
на трубопровод. Устойчивость системы «труба-грунт» при действии про-
дольного сжимающего усилия исследовали на основании анализа пол-
ной энергии системы:
а	1/2
О	о
(7.33)
где EI — жесткость трубы при изгибе; L — длина волны вспучивания;
V(x) - форма дополнительных перемещений трубопровода; Sx - осевое
продольное сжимающее усилие, вызванное изменением температуры и
внутреннего давления; — форма начального искривления (изгиба)
трубопровода; а — участок упругой работы грунта; К, Ср — параметры,
характеризующие расчетную модель грунта; qnp - предельная удержи-
вающая способность грунта поперечным перемещениям трубы вверх.
При анализе полной энергии системы исследовали различные фор-
мы потери устойчивости, соответствующие особенностям работы заг-
лубленного трубопровода. В результате было получено уравнение, опи-
сывающее равновесное состояние системы. Критическую силу находили
из условия минимума полной энергии системы. Длину волны выпучива-
ния (критическую) определяли минимизацией критического усилия по
длине, т. е. находили длину участка кривой, на которой может произой-
ти выпучивание. Исследования показали, что в подземном газопроводе
может произойти потеря устойчивости типа II. Качественно этот тип
можно описать следующим образом: вначале с увеличением нагрузки
(температуры и внутреннего давления) трубопровод, имеющий началь-
ные искривления, получает небольшие поперечные перемещения, затем
при нагрузке, соответствующей критической силе, происходит резкое
нарастание перемещений и выпучивание трубопровода.
На основании проведенных исследований получены расчетные зави-
симости, устанавливающие связь между действующими нагрузками, воз-
действиями (давлением и температурным перепадом), радиусом упругого
изгиба и балластировкой, обеспечивающей продольную устойчивость под-
земных газопроводов. Для минеральных грунтов, находящихся в состоя-
нии естественной влажности, минимальная глубина заложения, равная
1 м из условия защиты трубопровода от механических повреждений, обес-
печивает устойчивость трубопровода на участках с упругим изгибом тру-
бы. На обводненных участках трассы, сложенных даже минеральными
грунтами, в некоторых случаях из расчета продольной устойчивости тре-
буется дополнительное заглубление трубопровода или дополнительная его
балластировка, обеспечивающая его устойчивость против всплытия.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ 665
Важным вопросом при проектировании газопровода в условиях За-
падной Сибири является правильный учет удерживающей способнос-
ти обводненного грунта. Эту способность грунтов, подверженных раз-
мыву, а также плывунных или разжиженных грунтов не учитывают.
Существует мнение, что при расчете трубопроводов больших диамет-
ров против всплытия не следует учитывать и вес минерального грунта.
При этом исходили из того, что трубопровод можно укладывать в об-
водненную траншею. В этом случае действительно невозможно обеспе-
чить проектное положение трубопровода за счет засыпки грунтом. В
то же время при укладке трубопровода в необводненную траншею грунт
при последующем обводнении может обеспечить устойчивость его по-
ложения. Однако, учитывая разнообразные условия строительства,
нормами СНиП 11-45-75 было предписано не учитывать вес обводнен-
ного грунта при расчете трубопровода против всплытия. Это привело в
некоторых случаях к значительному удорожанию и увеличению объе-
мов балластировки, что не всегда оправдано.
Остановимся несколько подробнее на определении удерживающей
способности обводненного грунта. Удерживающая способность обводнен-
ного грунта на единицу длины газопровода определяется объемом при-
змы выпора грунта и объемным весом обводненного грунта. В преде-
лах существующих глубин заложения (до 4 м) объем призмы выпора
примерно пропорционален глубине заложения трубы. Это позволило в
некоторых случаях повышать удерживающую способность грунта за
счет увеличения глубины заложения трубы. Объемный вес обводнен-
ного грунта может быть вычислен по формуле:
V. -т.
Твзв= С .	(7.34)
itt
где — плотность грунта (скелета); х — плотность воды с учетом раство-
ренных в ней веществ; е — коэффициент пористости.
Плотность минерального грунта в среднем равна 2,6 т/м3, а грун-
та болот — 1,1—1,2 т/м3, воды с учетом растворенных в ней веществ —
1—1,1 т/м3. Отсюда следует, что объемный вес минерального грунта
во взвешенном состоянии достаточно велик и должен учитываться в
расчетах, а объемный вес грунта болот и его удерживающую способ-
ность при вертикальном поперечном перемещении трубы можно прак-
тически не учитывать. Объемный вес обводненного грунта обратно
пропорционален его пористости. Следовательно, объемный вес грун-
та-засыпки обводненного грунта в значительной степени меняется в
зависимости от способа производства работ. Так, при засыпке грун-
том без его предварительного разрыхления и последующего уплот-
нения объемный вес обводненного грунта может уменьшиться в 2-3
раза, что, может вызвать необходимость дополнительной балласти-
ровки. Таким образом, на основании детальных расчетов с учетом
666
ГЛАВА VII
способа и времени строительства, условий эксплуатации трубопровода
можно определить необходимую глубину его укладки и расстояние меж-
ду грузами или анкерными устройствами.
7.5. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПРОДОЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ
НА ПОСТОЯННОМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ
В районах Крайнего Севера работоспособность линейного сооруже-
ния определяется его взаимодействием с постоянномерзлыми грунтами.
Отказы наблюдаются в основном в зимний период, что связано с макси-
мальным развитием процессов сезонного и многолетнего пучения.
Длительный опыт эксплуатации в регионах распространения много-
летнемерзлых грунтов имеется на наземных и подземных магистралях
Мессояха—Норильск, их пойменных участках, в Якутии, в последние годы
на Ямбургских промысловых и магистральных трубопроводах. В зару-
бежной практике следует отметить, прежде всего, опыт эксплуатации
Аляскинского нефтепровода диаметром 1220 мм (рис. 7.16). Анализ
Рис. 7.16. Наземная прокладка трансаляскинского нефтепровода
над участками постоянномерзлых грунтов
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ S6 7
свыше 130 отказов на трехниточной системе газопроводов Соленинское—
Мессояха - Норильск протяженностью около 260 км каждая, диаметром
720 мм показывает, что интенсивность отказов для подземных и надзем-
ных участков различна. На подземных - количество отказов выше при-
мерно в 5 раз. В то же время грунты влияют на количество отказов и при
надземной прокладке. Так, на суглинках и торфяниках интенсивность
отказов составляет 0,5-0,6 на 1 км трассы, а на песках - 0,15. При этом
под отказом при подземной прокладке понимают разрывы газопроводов
вследствие пучения грунтов, а при надземной — возникновение усталост-
ных трещин, вследствие вибраций многопролетного газопровода, при пу-
чении или осадке одной или нескольких опор.
Для обеспечения надежной эксплуатации подземных газопроводов
в условиях севера необходимо уже на стадии проектирования опреде-
лить характер взаимодействия газопровода с грунтами, оценить устой-
чивость конструкции по отношению к эксплуатационным и природно-
климатическим факторам.
По подземному газопроводу после компрессорной станции подается
газ с положительной температурой, что приводит к растеплению мерз-
лых грунтов и возникновению дополнительных напряжений в трубо-
проводе.
Чтобы оценить несущую способность подземных газопроводов, не-
обходимо решить задачу теплового взаимодействия трубы и мерзлого
грунта. Тепловое взаимодействие источника с окружающим грунтом
относится к классической задаче Стефана и подробно описано в специ-
альной литературе.
Необходимо также оценить влияние на устойчивость газопровода
процессов пучения, образования морозных трещин, просадок, термо-
карста и т. п.
Как показывает практика эксплуатации газопроводов в мерзлых
грунтах, наиболее потенциально опасными являются участки трубопро-
водов, проложенные в пучинистых грунтах, в которых на трубопровод
действуют дополнительно нагрузки от морозного пучения грунтов.
Разрывы трубопровода происходят, как правило, в начале зимы и ха-
рактеризуются одинаковыми признаками разрушения. Трубопровод, ис-
пытывая сжатие со стороны промерзающих грунтов, постепенно переме-
щается вместе с мерзлым грунтом вверх. По мере увеличения мощности
мерзлого грунта скорость перемещения возрастает, что приводит к уве-
личению напряжений в трубопроводе. Выпучивание последнего продол-
жается в связи с пучением грунтов, промерзающих под ним. Причем ско-
рость промерзания грунтов наибольшая в начале зимнего сезона, а
наибольшие деформации трубопровода имеют место в момент смыкания
промерзающего грунта с кровлей многолетнемерзлых пород. Основную
опасность для трубопровода представляет не столько само пучение, сколь-
ко его неравномерность по длине. Для качественной оценки прочности
668
ГЛАВА VH
трубопровода здесь могут быть использованы простые расчетные схемы.
Например балка, защемленная одним или двумя концами, под действием
переменной погонной и сосредоточенной нагрузок. В общем случае для
решения задачи необходима информация о температурных режимах, на-
грузках пучения грунта, их динамике, распределении по трассе газопро-
вода.
Имеются данные многолетних натурных наблюдений участков «хо-
лодного» подземного газопровода на трассе Мессояха — Норильск, где
колебания температуры газа — остывание зимой и нагревание летом —
приводят к неравновесным тепловым процессам в окружающих грун-
тах, вызывающих изменения температурного режима, глубины отта-
ивания и промерзания. Практически важно изучить режим осеннего
промерзания, что дано на рис. 7.17 для газопровода диаметром 0,5 м,
Рис. 7.17. Температурное поле в грунте вокруг подземного участка
газопровода Массояха - Норильск на наблюдательной площадке
№6 (9-ВП-1187) на 20.03.81 г.
заглубленного в многолетнемерзлый грунт на 1,2 м. Измерения темпе-
ратур проводились в каждой скважине через 0,4 м по глубине. Из срав-
нения изотерм видно, что температура грунтов около трубы отличает-
ся от температуры естественного грунта на 16—20°С, т. е. имеется
значительный температурный градиент. В среднем в полосе газопровода
создается температурный градиент 0,5-0,6°С/м между подошвой слоя
сезонного оттаивания (на глубине 1 м) и глубиной нулевых амплитуд
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ W9
(10 м). Этот параметр существенно зависит от глубины заложения га-
зопровода, геологии, технологии эксплуатации. Поскольку условия
вдоль трассы газопровода различны, это приводит к неравномерности
промерзания грунтов по длине газопровода и создает нерасчетные на-
грузки пучения грунта (рис. 7.18).
Рис. 7.18. Неравномерное пучение постоянномерзлого грунта
Типичным является пример растепления грунтов в зоне газопрово-
да после компрессорной станции при отсутствии станций охлаждения
газа. Институтами ВНИИСТ и ВНИИГаз были выполнены натурные
исследования глубины протаивания многолетнемерзлых грунтов в ос-
новании на газопроводе Надым — Пунга в 15 км от Надымской КС. Грун-
ты трассы представлены среднезернистыми песками суммарной влаж-
ностью 22-27%, сверху перекрытыми торфом мощностью до 0,8 м.
Среднегодовая температура грунтов от 0 до минус 0,9°С. В табл. 7.7
даны ореолы оттаивания грунтов в основании ниток II, III и IV газопро-
вода Надым — Пунга.
После пуска в эксплуатацию в начале 1977 г. Надымской КС сред-
негодовая температура газа в трубопроводах ниток II и III повыси-
лась с 3,2 до 22°С, что значительно увеличило скорость протаивания
и привело к прекращению образования сезонных ореолов промерза-
ния. При этом глубина протаивания увеличивается с ростом сроков
эксплуатации.
670
ГЛАВА VII
Таблица 7.7. ОРЕОЛЫ ОТТАИВАНИЯ ГРУНТА НА НИТКАХ
ГАЗОПРОВОДА НАДЫМ - ПУНГА
Годы	Срок эксплуатации, лет	Глубина оттаивания, м		
		Нитка II	Нитка Ш	Нитка IV
1976	1	—	1,8	—
	3	1,6	—	—
	1	—	—	
1977	2	—	2,9	—
	4	2,6	—	6Д
1980	5	<—	6,3	—
	7	3,8	—	—
При отсутствии фактических данных принимаются средневзвешен-
ные минимальные температуры грунта на глубине заложения газопро-
вода (например, для условий п-ова Ямал -19°С).
Анализ тепловых режимов и получение данных об ореолах протаи-
вания-промерзания дают возможность решать задачи механического
взаимодействия трубопроводов с грунтами и получать числовые оцен-
ки напряжений и перемещений трубопровода.
При транспортировке газа с положительной температурой образует-
ся ореол протаивания и возможна просадка или всплытие газопровода,
при отрицательной температуре возникают дополнительные мерзлот-
ные процессы - пучение, морозное растрескивание. Для эксплуатации
наиболее благоприятно иметь температурный режим газопровода, близ-
кий к температурам окружающего грунта, но на практике это труднодо-
стижимо с учетом дроссель-эффекта, теплообмена с грунтами в различ-
ные периоды года, к тому же газопровод пересекает самые различные
грунты, талики, поймы, участки пучинистых грунтов, отличающиеся
по льдистости, механическим свойствам и температуре. Это создает пред-
посылки для неравномерного пучения. Опасность пучения грунтов для
трубопровода состоит, прежде всего, в их неравномерности.
Как известно пучение грунтов обусловлено теплофизическими, ме-
ханическими закономерностями промерзания и представляет собой сто-
хастический процесс. Для получения характеристик процесса пучения
на трассе газопровода были оборудованы пучиномерные площадки.
Практический интерес представляют характеристики суммарного
пучения, которые определяются методами математической статистики.
Так, для пучинистых участков газопроводных трасс были вычислены:
среднее значение пучения h9 дисперсия S2. среднеквадратичные откло-
нения S, коэффициент изменчивости пучения Vn, погрешность оценки
среднего значения пучения Д09 при доверительной вероятности 0,9. От-
дельные результаты приведены в табл. 7.8. Проверка изменения пере-
мещений пучения по годам на нескольких площадках показала, что оп-
ределенной закономерности в этом процессе не отмечается. Результаты
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ > 7 I
наблюдений позволяют сделать вывод о том, что пучение грунтов при
сезонном промерзании - это характерный для данной местности процесс.
Для оценки неравномерности пучения вдоль трассы обычно составляют
пространственную автокорреляционную функцию, которая характери-
зует неравномерность пучения вдоль трассы по мере увеличения рассто-
яния между точками измерений.
Таблица 7.8. ХАРАКТЕРИСТИКА ПУЧЕНИЯ ГРУНТОВ
Профиль	Сезон наблюдений, годы	Число точек наблю- дений	Статистические 1	хас'актес'истики			
			/дым	S1	5, мм	%
Трасса газопроводов МессояхаННорильск (153 км):						
нарушенные условия;	19804985	14	86	9060	45,3	47
тоже		10	78	520	3	29,2
естественные условия	19804985	8	120	184	13,5	1U
то же Трасса Надым:		6	132	421	21	15,3
нарушенные условия	1975-4976	8	64	2890	53,5	83,6
естественные условия	19754976	9	28	291	17	60,7
нарушенные условия	1975-4976	9	60	925	30,4	50,7
естественные условия Медвежье:	19754976	6	146	13717	118	80,8
нарушенные условия	1975-1976	30	71	150		17,3
ненарушенные условия	19754976	23	77	252	16	21
Приведем результаты сравнения характеристики пучения для грунта
траншеи на уровне нижней образующей газопровода hs, перемещения са-
мого газопровода h и пучения в естественных условиях h^. Средние значе-
ния пучения: йн = 170^200 мм, h.= 120^-160 мм, ~ 140^-170 мм. Соот-
ветственно радиусы корреляции: гн = 5^-7 м, г. = 17^-21 м, = 1045 м.
Видно, что радиус корреляции в траншее меньше, что связано с увеличе-
нием глубины сезонного оттаивания за счет теплового влияния газопровода.
Среднее значение пучения газопровода hr меньше аналогичных характерис-
тик /?н, к*?, ч-ю определяется стесненным пучением, поскольку оболочка газо-
провода, обладающая значительной жесткостью, ограничивает пучение.
672
ГЛАВА VII
Оценка непосредственно сил морозного пучения затруднительна. В
натурных измерениях проще получить статистические характеристи-
ки перемещений вследствие пучения. На основании таких данных за-
дача об изгибе трубопровода под действием нагрузок от пучения грун-
тов решается в рамках корреляционной теории случайных функций на
основе стержневой модели трубопровода:
El (d4w/dx4) + cw = g(x) 4- cu(x),	(7.35)
где w(x) - прогиб трубопровода, q(x) - нагрузка от грунта засыпки и соб-
ственного веса трубопровода, cw — реакция основания, и(х) — функция
начальных неровностей, с - плотность грунта.
Основными параметрами, необходимыми для расчетов трубопрово-
дов при морозном растрескивании, являются механические свойства,
температурные возмущения в грунтах и их сопротивление растягива-
ющим нагрузкам.
Методически процесс морозного растрескивания разделяют на три
стадии: возникновение температурных напряжений в ненарушенном
массиве грунта вплоть до образования первой трещины; образование
соседней трещины с учетом уменьшения температурных напряжений
в окрестности первой трещины; динамику температурных напряже-
ний после образования полигонов трещин и оценку возможности по-
вторного растрескивания (рис. 7.19).
Предложена упрощенная одномерная схема расчета трубопровода
от воздействия морозной трещины, на основе которой получена фор-
мула для оценки продольного усилия в трубопроводе:
P = 3DHJoxJy,	(7.36)
О
где — наружный диаметр трубопровода; h — глубина трещины; <5х -
температурные напряжения в грунте в момент образования трещины.
Представляется целесообразным выполнить уточненный расчет
прочности подземных инженерных сооружений и, в частности, трубо-
проводов, исходя из реальных условий образования морозных трещин
в грунтах.
Доктором технических наук, профессором В.В. Харионовским («На-
дежность и ресурс конструкций газопроводов», «Недра», 2000 г.) пред-
ложен целый ряд расчетных схем для этой цели.
Очевидно, что транспорт охлажденного газа по газопроводам, проло-
женным по районам распространения вечной мерзлоты может практиче-
ски предотвратить потерю продольной устойчивости. Но проблема остает-
ся острой для заболоченных территорий, которых на севере России великое
множество. Выход видится в поиске новых технических решений, измене-
ния конструкции трубопроводов, их заглубления, наконец, корректировки
температурных режимов строительства, эксплуатации и др.
ОБЕС i ТЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ	Г» 73
Рис. 7.19. Морозобойная трещина на Ямале
Таким образом, проблема обеспечения продольной устойчивости
трубопроводов на заболоченных территориях и на вечной мерзлоте
весьма сложна и пока не имеет окончательного надежного решения.
Одним из радикальных и эффективных способов обеспечения про-
дольной устойчивости может стать искусственное снижение темпера-
туры транспортируемого газа.
Однако, установки искусственного охлаждения газа (СОТ) на Уренгой-
ском и Ямбургском промыслах были построены после того, как в течение
многих лет на участках, проложенных на территории распространения
674
ГЛАВА VII
постоянномерзлых пород, подавался теплый газ. Переход на подачу хо-
лодного газа по таким магистралям таит много сложностей. Реставрация
вечной мерзлоты в ореолах протаивания неизбежно будет сопровождать-
ся защемлением труб, неравномерным пучением на границах контакта
грунтов, имеющих различную величину абсолютного пучения.
Поэтому перед сменой температурного режима газопроводов необ-
ходим прогноз его взаимодействия с грунтовым массивом.
Изучение температурных режимов при нестационарном теплооб-
мене газопровода с вечномерзлым грунтом в условиях предваритель-
ного охлаждения газа в летний период до -7°С (рекомендуемый для лета
тепловой режим) перед дальним транспортом показало, что массив
грунта в условиях Ямала будет иметь температуру от -7° до -10°С ле-
том и от -7° до -20°С в остальное время года (зимняя температура ох-
лаждения газа -2°С). Таким образом газопровод будет постоянно нахо-
диться внутри достаточно мощного мерзлого массива. В таких условиях
балластировка может быть исключена без риска выхода трубопровода
на поверхность.
Так как исключается обводнение замерзшей траншеи, а перепад тем-
ператур зимней укладки газопровода и максимальной температуры эк-
сплуатации летом будет незначительным, то осевые усилия, выталки-
вающие на выпуклых кривых газопровод на поверхность, будут
незначительны. Балластировка может понадобиться только при пере-
сечении водных преград.
Временное отключение станции охлаждения не вызовет каких-либо
серьезных осложнений, так как в массиве грунта будет аккумулирован
большой запас холода.
Температурный режим работы газопровода в окружении мерзлого
грунтового массива на 2-й год эксплуатации характерен для всего пе-
риода эксплуатации (рис. 7.20).
Температура грунта вокруг газопровода в самые теплые месяцы
(июль и август) будет равна в нижней части трубы -6,5°С и над верхней
образующей -4,6°С. Изменение среднемесячных значений температу-
ры транспортируемого газа по месяцам второго года эксплуатации
представлено на рис. 7.21.
Талые воды не смогут проникать к газопроводу, а, следовательно, он
не потеряет устойчивость и не всплывет. Конечно, лучше обеспечивать
грунт обратной засыпки с уплотнением и проливкой водой, как это пред-
лагает делать проф. В.В. Харионовский. Но такая операция в суровых
условиях Арктики трудновыполнима. Даже в самое теплое время года
над трубопроводом на глубине 0,5 м от поверхности температура со-
ставит -1,5°С, а на глубине 0,8 м-2,7°С. Это достаточно надежный
заслон от кратковременного летнего воздействия, проникновения та-
лых вод к трубопроводу.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 7.20. Модель температурного поля вокруг трубопровода
на июль второго года эксплуатации:
а - в начальном сечении трубопровода при температуре газа Тг = -7°С;
б - в конечном сечении трубопровода при Тг = -10t4°C
Рис. 7.21. Изменение среднемесячных значений температуры
транспортируемого газа по длине трубопровода на второй год
эксплуатации (номера кривых обозначают месяцы года)
676
ГЛАВА VII
Деформация грунта при его многолетнем промерзании значительно
превышает деформацию при сезонном пучении из-за протекания про-
цесса в условиях «открытой системы», т. е. с возможностью миграции
влаги к фронту промерзания. Поэтому аварии в первые годы эксплуата-
ции наблюдались чаще, так как многолетнее пучение грунтов происхо-
дит наиболее интенсивно в начальный период их промерзания.
Чередующиеся процессы сезонного пучения и сезонной осадки
грунтов в результате воздействия кристаллизационного давления,
достигающего 220 МПа при каждом цикле промерзания, вызывает
выпучивание.
С целью исследования воздействия на трубопровод морозного пуче-
ния воспользуемся известным положением, согласно которому увели-
чение глубины промерзания г пучинистого грунта на толщину элемен-
тарного слоя Аг (рис. 7.22) вызывает поднятие на величину е всех слоев
грунта выше рассматриваемого элементарного слоя. При этом величи-
на е равна или несколько меньше деформации элементарного слоя Аг
вследствие морозного пучения.
Рис. 7.22. Схема деформации грунта при морозном пучении:
1 - талый грунт; 2 - мерзлый грунт
Рассмотрим газопровод, закрепленный седловидными балластными
грузами в талом грунте (рис. 7.23). В зимний период при снижении тем-
пературы транспорта газа над газопроводом образуется слой мерзлого
грунта. После распространения мерзлого слоя до поверхности грузов и
последующего их вмерзания в указанный слой дальнейшее увеличение
глубины промерзания сопровождается поднятием балластных грузов
вместе со слоем мерзлого грунта. Под действием выталкивающих сил
газопровод также следует за балластными грузами (рис. 7.236). Полость,
ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
образующаяся под трубопроводом и грузами, постепенно заполняет-
ся талым грунтом (рис. 7.23в). После таяния слоя мерзлого грунта
происходит его усадка, вследствие чего грунт в пределах деятельного
слоя возвращается в исходное состояние (рис. 7.23г). Однако газопро-
вод с балластными грузами остается в том верхнем положении, кото-
рого они достигли в момент, когда глубина промерзания грунта была
максимальной. Таким образом, перемещение А газопровода вверх за
один цикл «промерзания — таяния» равно разности его отметок в по-
ложении (рис. 7.23а, г).
с
Рис. 7.23.Воздействие морозного пучения грунта на подземный газопровод:
1 - газопровод; 2 - балластный груз; 3 - талый грунт; 4 - мерзлый грунт
Если предположить, что глубина промерзания грунта по годам ос-
тается постоянной, то величина перемещения газопровода вверх за
каждый цикл «промерзания — таяния» из года в год будет нарастать.
Происходит это потому, что, в связи с перемещением газопровода с бал-
ластными грузами вверх, уменьшается глубина мерзлого слоя, при
которой происходит вмерзание балластных грузов в указанный слой. Со-
ответственно увеличивается тот интервал промерзания грунта, на ко-
тором сказывается воздействие сил морозного пучения на газопровод.
Картина взаимодействия газопровода с промерзающим пучинистым
грунтом существенно не меняется, если этот процесс сопровождается
обмерзанием газопровода, а также при закреплении газопровода анкер-
ными устройствами или мягкими контейнерами, заполненными мине-
ральным грунтом.
Необходимо продолжение комплексного изучения разнообразия всех
процессов, которые могут вызывать нарушение равновесия подземных га-
зопроводов в слабых грунтах, изменение проектного положения, потерю
устойчивости. Основным методом исследований должно стать численное
678
ГЛАВА VII
моделирование с последующей опытной проверкой результатов в лабора-
торных и трассовых условиях. По итогам исследований можно будет вне-
сти коррективы в нормативные положения по балластировке и/или зак-
реплению подземных газопроводов в слабых грунтах, скорректировать
температурные режимы эксплуатации таких газопроводов, разработать
конструктивные решения, предотвращающие возможность выхода на по-
верхность (всплытий), выдергивание газопроводов из грунта под действием
плавающего участка. Обеспечение продольной устойчивости трубопрово-
дов - важный вклад в обеспечение надежности и безопасности трубопро-
водных систем.
ЛИТЕРАТУРА
1.	«Методика оценки фактического положения и состояния подземных тру-
бопроводов», ВНИИГАЗ, 1992.
2.	Билецкий CJvL, Иванцов О^М. «Трубопроводные системы. Сварные строи-
тельные конструкции» том 2, ИЭС им. Е.О. Патона, 1997.
3.	Иванцов OJM. «Надежность строительных конструкций магистральных
трубопроводов», «Недра», 1985.
4.	Иванцов О.М.9 Харионовский ВЛ9 Черний ВЛ, «Гармонизация норм -
путь к взаимопониманию и сотрудничеству», «Потенциал», №1,1998.
5.	Иванцов OJM.9 Харитонов ВЛ. Надежность магистральных трубопрово-
дов. «Недра», 1978.
6.	Курганова И.Н. Теоретическое обоснование результатов натурного обсле-
дования участков северных газопроводов в непроектном положении. ВНИИГАЗ,
1990.
7.	Курганова И.Н. Экспериментальные исследования устойчивости ли-
нейной части эксплуатируемых газопроводов в условиях Западной Сибири.
ВНИИГАЗ, 1990.
8.	Мазур ИЛ.9 Иванцов ОМ., МолдавановОЛ. Конструктивная надеж-
ность и экологическая безопасность трубопроводов. «Недра», 1990.
9.	Рекомендации по оценке несущей способности участков газопроводов в не-
проектном положении. ВНИИГАЗ, 1968.
10.	Харионовский В В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. «Не-
дра», 2000.
11.	Чирсков В.1\9 Иванцов ОМ., Кривошеин БЛ. Сооружение системы газо-
проводов Западная Сибирь - Центр страны. «Недра», 1986.
679
ГЛАВА VIII
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
Обеспечение безопасности функционирования магистральных га-
зопроводов, нефте- и продуктопроводов, а также трубопроводов на не-
фтяных промыслах в основном зависит от надежности их защиты от
почвенной коррозии и коррозии под напряжением, а также химичес-
кой коррозии, вызываемой транспортируемым продуктом.
Это подтверждает статистика отказов и аварийных ситуаций на тру-
бопроводах по вине коррозии. По этой причине их было особенно много
в 70-80-е годы но, к сожалению, только на нефтяных магистралях су-
щественно снизилась к настоящему времени.
8.1. ОБЩАЯ ОЦЕНКА КОРРОЗИИ ТРУБОПРОВОДОВ
Магистральные трубопроводы имеют комплексную защиту от
коррозии: изоляционное покрытие и средства электрохимической
защиты.
Отказы и аварии из-за коррозии, которые имеют место в настоя-
щее время, прежде всего связаны с невысоким качеством изоляци-
онных материалов, применявшихся при строительстве в прежние
годы, несовершенством систем электрохимзащиты (ЭХЗ). Поэтому
важен ретроспективный анализ совершенствования защитных ме-
роприятий.
В начале 70-х годов удельный вес разрушений магистральных тру-
бопроводов из-за почвенной коррозии был самым высоким за всю ис-
торию отечественного трубопроводного транспорта (табл. 8.1).
Таблица 8.1. УДЕЛЬНЫЙ ВЕС АВАРИИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДАХ, ВЫЗВАННЫХ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИЕЙ		
Годы	Удельный вес аварий, % от общего числа	
	нефтепроводы	газопроводы
1971	72,0	59,6
1972	70,0	50,0
1973	41,3	55,0
1974	32,0	503
1975	37,1	53Д
680
ГЛАВА VIII
Это данные по Советскому Союзу, где львиная доля аварий по этой
причине падала на южные регионы — Среднюю Азию и Северный Кавказ.
Так, в 1971-1972 гг., 76,3% всех аварий на газопроводах произошло
на магистралях Бухара - Урал иКарадаг - Акстафа — Тбилиси — Ереван,
которые составляли 11% от общей протяженности магистральных га-
зопроводов.
Такая же картина наблюдалась и на нефтепроводах. В 1972 г. 94%, а
в 1973 г. 88% всех аварий из-за почвенной коррозии произошло на неф-
тепроводах Кавказа.
По данным Отдела безопасности трубопроводов Министерства транспор-
та США в 1971 и 1972 г. аварии на нефтепроводах из-за почвенной корро-
зии составляли соответственно 33,1 и 26,4%. Таким образом, и в США кор-
розионные отказы в тот период имели также большой удельный вес.
Но в Америке и во многих европейских странах быстрыми темпами
формировалась промышленность изоляции труб непосредственно на
трубных заводах и на специально созданных для этих целей предприя-
тиях. С использованием труб с заводской изоляцией картина аварийно-
сти по вине коррозии в западных странах изменилась.
Представляет интерес сравнительный анализ наработки на отказ из-
за коррозии газопроводов России и Западной Европы, представленный
на рис. 8.1.
Резкое отличие в наработке на отказ объясняется, прежде всего, вы-
соким качеством заводской изоляции труб, используемых в европейс-
ких газопроводах и долгое применение в нашей стране несовершенной
полевой полимерной пленочной изоляции.
Рис. 8.1. Зависимость частоты отказов, вызванных коррозией,
на магистральных газопроводах России (1) и Западной Европы (2)
от времени их эксплуатации
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
681
В России трубы, изолированные на заводах, появились только в кон-
це 70-х годов, причем они были импортной поставки. По данным Гос-
гортехнадзора за период с 1992 по 2001 г. на магистральных трубопро-
водах аварии из-за коррозионных повреждений составили 23,5% от
общего количества.
На газопроводах больших диаметров за последние 30 лет эксплуа-
тации из-за почвенной коррозии произошло 45% всех отказов и ава-
рий. За последнее десятилетие этот показатель снизился до 26,3%. При
этом уровень КРН составлял 14,8%. При внутритрубной обследова-
нии газопроводов магнитными поршнями на участке длиной 100 км со
сроком эксплуатации более 20 лет по среднестатическим данным вы-
явлено 89 коррозионных дефектов. Размеры дефектов по площади и
глубине поражения имеют широкий диапазон изменений: от несколь-
ких миллиметров — каверны, до десятков метров — общая (площадная)
коррозия на протяжении нескольких труб, глубиной от 5 до 80% тол-
щины. Как правило, наименьшая глубина дефектов соответствует об-
щей коррозии, а наибольшая — кавернам на фоне общей коррозии.
В последние годы аварии из-за коррозии на газопроводах возросли
главным образом за счет стресс-коррозии. В 2001 г. процент таких ава-
рий составил 41,93% в общем проценте аварий, из-за наружной корро-
зии — 48,4%.
Как отмечалось, на нефтепроводах существенно снизился удельный
вес аварийности из-за коррозии, но еще в 1996 г. он составлял 33%.
По результатам обследования 40 тыс. км магистральных нефтепро-
водов диаметром 530—1220 мм внутритрубными диагностическими сна-
рядами «Ультраскан — WM» получены такие результаты: нефтепрово-
ды со сроком службы до 10 лет практически не имеют опасных дефектов,
требующих ремонта; со сроком службы более 30 лет - 0,39% от общей
длины для трубопроводов диаметром 530 мм и 1,02% для нефтепрово-
дов 1020 мм.
Общее количество опасных дефектов составило не более 1,5% от всех
обнаруженных дефектов.
В составе опасных дефектов 60% — дефекты коррозии, 7% —царапи-
ны (риски), 33% — расслоения (включая расслоения, примыкающие к
сварным швам и с выходом на поверхность). Причем в дефектах, свя-
занных с коррозией, одна треть связана с нарушением изоляции.
Плотность распределения дефектов коррозии на трубопроводах
Транснефти = 14,6 деф./км.
На 160-километровом участке, выбранном для изучения, распреде-
ление скорости коррозии в дефектных местах зафиксировано: значитель-
ная часть — 0,2-0,5 мм/год; 20 дефектов — свыше 0,5 мм/год, причем 5
из них — 0,8—0,92 мм/год, а один дефект —1,16 мм/год. Около 14 тыс. км
магистральных нефтепроводов (29% от общей длины) имеют изоляци-
онные покрытия не отвечающие нормативным требованиям.
682
ГЛАВА УШ
Чтобы выправить это положение, нужно ежегодно производить пе-
реизоляцию не менее 2500 км, что потребует порядка 2,5 млрд рублей
Ремонт трубопроводов - дорогостоящая операция, связанная с выпол-
нением большого объема работ. Например, чтобы раскрыть 1 пог. м
трубопровода диаметром 1220 мм потребуется вынуть около 18-20 м3
грунта, для трубопровода диаметром 820 мм - 8—10 м3 грунта.
В ремонте и реконструкции нуждаются 100 подводных переходов.
Немалую роль в проявлении почвенной коррозии играет нарушение
нормального функционирования катодной защиты. Если интенсивность
отказов из-за коррозии на трубопроводах с катодной защитой в среднем
составляет 0,08 отказа на 1000 км в год, то при отсутствии или непра-
вильной ее работе показатель отказов возрастает в 5-6 раз.
Приведенные ранее данные по распределению аварий по причинам
свидетельствуют, что на газопроводах наибольшее их количество связа-
но с почвенной коррозией и коррозией под напряжением.
Со временем изоляционное покрытие теряет свои защитные свойства,
т. е. происходят процессы его деградации.
Фактический ресурс службы полимерных ленточных изоляционных
материалов определяется 8-12 годами.
Газопроводы с пленочным изоляционным покрытием составляют
70-80% от общей протяженности газовых магистралей (диаметром
1220-1420 мм - 95%). Около 20% магистральных трубопроводов по
протяженности имеет битумную изоляцию. Небольшой процент газопро-
водов имеет двух и трехслойную заводскую полиэтиленовую изоляцию.
Учитывая ограниченный срок службы наружной изоляции пленоч-
ными полимерными материалами, создаются весьма сложные условия
эксплуатации отдельных газопроводных систем.
Система электрохимзащиты (ЭХЗ) газовых магистралей включает
19 тыс. установок катодной защиты, 548 дренажей и 49 965 протекторов.
Однако только 45% катодных станций отвечает современным требо-
ваниям, приблизительно 1/3 катодных станций морально устарела. Все
дренажные установки, осуществляющие защиту от блуждающих токов,
работают не в автоматическом режиме.
В последние годы наблюдаются акты вандализма и хищения элемен-
тов систем ЭХЗ. В 1999 г. только в «Самартрансгаз» было украдено
189,6 км голого провода, 85 СКЗ, 50 трансформаторов и др. материалов
на общую сумму 9,6 млн рублей. Это снижает уровень защищенности тру-
бопроводов от коррозии.
Эффективность защиты также снижается и из-за веерного отклю-
чения местных линий электроснабжения, а 80% установок катодной
защиты имеет питание от местных линий электроснабжения, т. е. око-
ло 125 тыс. км газопроводов эксплуатируется в условиях нерегуляр-
ного электроснабжения установок катодной защиты (УКЗ), хищения
и отключения электроэнергии влияют на показатель защищенности
З АЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
683
трубопроводов от коррозии. Если бы не были предприняты специаль-
ные меры по эффективной работе системы ЭХЗ, уровень защищенно-
сти магистралей от коррозии мог быть снижен на 5-6%.
По результатам электрометрического обследования определялась
эффективность функционирования системы ЭХЗ. На ремонт средств ЭХЗ
ежегодно расходовалось до 500 млн рублей.
Стоимость ремонта изоляции на основании данных электрометрии в
отдельные годы превышала 600 млн рублей.
Для поддержания проектной защищенности трубопроводов от кор-
розии на магистральных газопроводах ведется реконструкция проти-
вокоррозионной защиты. Внедряется система коррозионного монито-
ринга типа «Пульсар», строительство ЛЭП-10 Квт повышенной
надежности и др.
За 1994-1999 гг. было проведено электрометрическое обследование
более 100 тыс. км магистральных газопроводов. Выявлены участки с
коррозионной активностью на 28,8 тыс. км, а также участки с неэффек-
тивной ЭХЗ. По результатам этих исследований определены первооче-
редные участки для ремонта.
Для обеспечения эффективной защиты от коррозии требуется еже-
годное электрометрическое обследование 30—35 тыс. км, ремонт изоля-
ции по его результатам на 1200-1500 км, строительство ЛЭП на 2000 км,
продолжение работ по реконструкции ЭХЗ и повсеместного внедрения
коррозионного мониторинга.
В 90-х годах в ОАО «Газпром» была принята на вооружение новая
концепция обеспечения безопасной эксплуатации и продления срока
службы магистральных трубопроводов. Ее сущность заключается в
расширении работ по внутритрубной диагностике и выборочному ре-
монту по ее результатам.
Внутритрубные магнитные дефектоскопы нового поколения с высо-
кой разрешающей способностью и большой памятью, такие как ДСУ-
1400, «Магнескан HR», ДМТ-1400 позволяют получать достоверную
информацию о дефектах и состоянии трубопроводов.
В настоящее время на газопроводах разных диаметров используют-
ся 15 комплексов дефектоскопов внутритрубной диагностики.
Однако если европейские трубопроводы оборудованы системой
SCADA и ведется телеконтроль за работой катодных станций, вели-
чиной защитного потенциала, то значительное число наших трубо-
проводов не имеют подобного оборудования, и обеспечение правиль-
ного режима электрохимзащиты и контроль за ним выполняются по
упрощенной схеме.
Систематический анализ отказов и аварий на трубопроводном транс-
порте важнейшая составляющая исследований по его безопасности и
надежности.
684
ГЛАВА VHI
В Западной Европе эти исследования координирует EGIG - Европейс-
кая группа по статистике аварий на газопроводах, объединяющая 9 круп-
нейших операторов газотранспортных систем (109 188 км). Исследова-
ния проводятся с 1970 г. В табл. 8.2 показана частота аварий за
различные периоды.
Таблица 8.2. ЧАСТОТА АВАРИЙ НА ГАЗОПРОВОДАХ ЕВРОПЕЙСКИХ СТРАН		
Период, годы	Число аварий	Частота аварий на 1000 км
1970-4998	1000	0,480
1970-4993	891	0,568
1994-4998	109	0,211
1998	21	0,192
К авариям отнесены случаи утечек и разрывов газопроводов. Дан-
ные, приведенные в табл. 8.2, свидетельствуют о тенденции снижения
аварийности. Распределение аварий по причинам приведено в табл. 8.3.
Таблица 83. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АВАРИЙ ПО ПРИЧИНАМ
НА ГАЗОПРОВОДАХ ЕВРОПЕЙСКИХ СТРАН ЗА 1970-1998 ГГ.
Причины аварий	% от общего количества
Внешнее воздействие	50
Дефекты строительства и материалов труб	18
Коррозия	15
Движение грунта	6
Ошибки эксплуатации	5
1 Другие	6
Аварии, спровоцированные коррозией, распределяются на аварии,
связанные с почвенной коррозией (77%), и на аварии из-за внутренней
коррозии (19%). Кроме того, 4% аварий связано с не установленным
характером коррозионных повреждений.
Внутренняя коррозия наблюдалась только на трубопроводах, транс-
портирующих синтетический газ.
Коррозия обычно приводит к образованию точечных отверстий.
Зафиксирован лишь один случай разрыва, спровоцированный кор-
розией протяженностью несколько метров, на газопроводе построй-
ки 1954 г.
Коррозионное растрескивание под напряжением отмечено только в
одном случае.
З АЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
685
Рис. 8.2. Зависимость частоты аварий, вызванных коррозией,
от времени эксплуатации трубопроводов
На рис. 8.2 представлена зависимость частоты аварий, вызванных
коррозией, от времени ввода трубопроводов в эксплуатацию. Коррози-
онные отказы начинают заметно возрастать после 25-30 лет эксплуата-
ции газопроводов.
8.2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕЗАЩИТЫ ОТКОРРОЗИИ
Коррозия трубного металла, представляет собой особый и, пожа-
луй, наиболее сложный вид гетерогенных физико-химических процес-
сов. При этом коррозия весьма многообразна в своем проявлении, в том
числе и на трубопроводах.
Пожалуй, ни одно из направлений техники, связанных с сооруже-
нием трубопроводов, не имело столько сложностей, непреодолимых
трудностей, порой вынужденных, неоптимальных решений, сколько их
было в истории совершенствования защиты трубопроводов от коррозии.
Об этом следует говорить, так как результаты принятых ранее ошибоч-
ных или вынужденных решений отрицательно сказываются на безопас-
ности и надежности функционирования трубопроводных систем в на-
стоящее время.
Современная наука достаточно глубоко разработала теорию почвен-
ной коррозии металлов и электрокоррозии, вызываемой блуждающи-
ми токами. Как известно, почвенная коррозия трубопроводов, главным
образом, связана с высокой коррозионной активностью грунтов, бога-
тых солями, растворы которых образуют электролиты. Коррозионная
686
ГЛАВАХ'! IT
активность повышается за счет естественной температуры и влажности грун-
тов, а также высокой температуры «горячих» участков трубопроводов. Од-
нако фактическая коррозионная активность грунтов долгое время действу-
ющими нормами полностью не учитывалась, так как тип изоляционного
покрытия определялся только исходя из аттестации грунтов по удельному
электрическому сопротивлению, что не всегда позволяло устанавливать их
истинную коррозионную активность. Например, в Средней Азии на отдель-
ных участках коррозионная активность по СНиП определялась как низкая
(удельное сопротивление грунта более 100 Ом/м), а коррозия стали, по
данным полевых исследований, составляла 2,0—2,5 мм/год, что по ново-
му ГОСТу соответствует категории повышенной коррозионности грунтов.
Таким образом, на протяжении длительного времени проектирова-
ния трубопроводов имело место неполное определение коррозионной
активности грунтов, а, следовательно, и защитные средства могли на-
значаться с ошибками.
Только в 1967 г. Госстрой СССР разрешил ввести для газовой про-
мышленности ведомственные нормативы, наиболее полно учитывающие
действительную коррозионную характеристику почв и требующие про-
ведения дополнительных исследований коррозионной активности кон-
кретных грунтов.
Долгое время в нормативных документах не предусматривалась ат-
тестация почв по возможности биологического воздействия на трубопро-
воды и различные изоляционные материалы. Точные данные по биодег-
радации изоляционных материалов отсутствовали.
Даже в вышедшем в 1984 г. ГОСТе 9.015-74 «Единая система защи-
ты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие техничес-
кие требования» ничего не упоминалось о биокоррозии.
В 70-х годах во ВНИИСТе была создана специальная лаборатория по
защите трубопроводов от биологической коррозии, которая работала в тес-
ном контакте с Институтом микробиологии АН СССР. Так появилась но-
вая составляющая в знаниях о биологической коррозии и защите от нее.
Лаборатория много сделала по изучению биокоррозии на трубопро-
водах и для придания изоляционным материалам стойкости против аг-
рессии сульфатредуцирующих микробов.
С 50-х годах по предложению ВНИИСТа (в те годы НИИстройнефть)
вместо минерального наполнителя (каолина) в мастику стали вводить
до 10% резиновой крошки, представляющей собой продукт переработ-
ки утильных автопокрышек (каучук - 50-55%, текстиль—до 5%, сера -
1,6% и другие компоненты).
По замыслу авторов такая композиция представляла собой своеоб-
разный коллоидный раствор каучука в расплавленном битуме. Другое
мнение высказывал проф. И.В. Стрижевский. Он утверждал, что рези-
новая крошка в битуме полностью не растворяется и при нагрузках
демпфирует, что вызывает образование трещин в застывшем битуме, и
покрытие теряет сплошность.
.< Л ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
Замена минерального наполнителя резиновой крошкой несколько
снизила прочностные свойства битумной мастики. При непрерывном
опуске трубопровод ложился на грунт, когда мастика еще не успевала
остыть.
Ни бризол в качестве обертки, ни стеклохолст, как армирующий
материал, не спасли положения, и битумно-резиновая мастика, облада-
ющая ничтожной прочностью, выдавливалась из-под нижней образую-
щей трубопровода. В то же время была даже спроектирована машина
для битумной изоляции тяжелых трубопроводов диаметром 1420 мм.
В1973 г. по настоянию Миннефтегазстроя были проведены экспери-
менты, показавшие, что удельные давления (нормальные напряжения)
на грунт от трубопровода в траншее в зависимости от диаметра газопро-
вода равны 1,0-1,3 кг/см2, а для нефтепровода 3,4—4,9 кг/см2, что во
много раз превышает допустимое давление на битумное покрытие.
Созданная при экспериментальной базе ВНИИСТа специальная эк-
спедиция для обследования состояния изоляции на действующих тру-
бопроводах шурфованием подтвердила, что даже на магистралях диа-
метром 1020 мм мастика выдавливается с нижней образующей в виде
гофра по бокам, а нижняя часть подвергается коррозии.
Впрочем, в практике были примеры весьма успешного использования
битумной изоляции. Например, вполне надежно с битумным покрытием
работает длительное время газопровод Дашава — Киев — Брянск — Моск-
ва. Однако следует отметить, что этот газопровод диаметром 529 мм заи-
золирован битумной мастикой с минеральным наполнителем (каолином)
и строился он не методом непрерывного опуска, а изолировались отдель-
ные плети, которые выкладывались на лежки около траншеи. После со-
единения секций в нитку при остывшей изоляции трубопровод уклады-
вался в траншею.
Но больше было примеров неблагополучной битумно-резиновой
изоляции: газопровод Бухара - Урал, нефтепровод Узень — Гурьев и
др. Неблагоприятные результаты подтверждала и зарубежная прак-
тика. Например, компания «Юнион ойл» изолировала свои трубопро-
воды диаметром 152-1020 мм протяженностью 1700 км только биту-
мом. За 60 лет эксплуатации все трубы были полностью заменены.
В 1974 г. были введены ограничения на применение битумно-рези-
новой изоляции: диаметры трубопроводов не должны быть более 820 мм,
а температура транспортируемого продукта не превышать 40°С.
Изоляционные мастики применялись и в зарубежных странах, но как
видно из данных табл. 8.4, больше при изоляции труб в заводских условиях.
Применение битумных мастик в заводских условиях в те годы во
Франции и ФРГ составляло 1/3 общего объема изоляции. Но в заводс-
ких условиях применялись битумно-полимерные композиции и масти-
ки с большим содержанием наполнителя (до 40%) типа «самостик»,
которые напрессовывались на трубы.
688
ГЛАВА VIII
Таблица 8.4. ОБЪЕМ ПРИМЕНЕНИЯ БИТУМНОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Вид изоляции	Объем применения битумной изоляции, % от общего объема изоляции				
	США	Канада	Франция	ФРГ	СССР
1. Трассовая изоляция	2	5	—	10	53
2. Заводская, базовая изоляция	12	—	30	30	—
И в нашей стране велись исследования по улучшению изоляции на
основе битума для повышения механических свойств и термостойкос-
ти, для обеспечения механизированного нанесения многослойных по-
крытий, по созданию битумно-полимерных композиций.
В 1975 г. нефтеперерабатывающие заводы впервые поставили для
трубопроводов 110 тыс. тонн специального изоляционного битума в со-
ответствии с ГОСТом 9812-74, требования которого отвечают междуна-
родным стандартам.
Нефтяники выступили с предложением использовать изоляционный
материал на основе битума-пластобита.
Пластобит — это сочетание битумн ой мастики с полихлорвиниловой
оберткой. Многолетние наблюдения показали, что нефтепроводы диа-
метром до 720 мм надежно защищены от коррозии этим покрытием.
Полимерная обертка упрочняет битумное покрытие и, в то же время,
предотвращает потерю летучих составляющих, замедляет старение би-
тумной мастики.
Сейчас АО ♦Транснефть» усовершенствовала этот тип покрытия, со-
здав рулонный материал.
В мировой практике покрытия на основе каменноугольных смол по-
лучили широкое распространение. В Советском Союзе они не применя-
лись. Причина — высокое содержание в каменноугольных смолах и пе-
ках канцерогенных веществ. Минздрав СССР установил предельно
допустимую концентрацию канцерогенных компонентов. Восточный
НИИ Главкокса Минчермета СССР предложил технологию снижения
содержания канцерогенных компонентов, но она реализована не была.
Комиссия, созданная для оценки эффективности применяемых изо-
ляционных материалов под руководством академика Я.М. Колотыр-
кина установила: ♦Изоляционные покрытия на основе каменноуголь-
ных эмалей, наносимые, как правило, в заводских или базовых
условиях, обладают заметно лучшими защитными свойствами, чем
битумные покрытия, в силу большей влаго- и биостойкости».
Во Франции, США, Англии, Канаде, Иране, Ираке и ряде других стран
покрытия на основе каменноугольных смол долгое время доминирова-
ли над всеми другими видами покрытий. Наши организации, работая на
зарубежных стройках, также применяли пековые покрытия.
: < Л ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
689
Эти покрытия, по сравнению с битумными, отличаются значитель-
но меньшим процентом водопоглощения и повышенной прочностью,
они пригодны для работы при температуре до 150°С.
Исследования Канзаского университета показали, что водопоглоще-
ние каменноугольных эмалей после 14-летней эксплуатации составило
0,3%, тогда как битумных - в среднем 12,4%. (В США каменноугольное
покрытие используется более 100 лет в объемах, в 3 раза превышающих
использование битумных мастик.) Кроме того, на каменноугольных по-
крытиях не было обнаружено бактериальной коррозии, диэлектрические
свойства такой изоляции сохраняются в течение более чем 40 лет.
В Англии полностью отказались от битумных покрытий в пользу
каменноугольных, объясняя это тем, что последние требуют значитель-
но меньшего расхода энергии для электрохимической защиты.
Зарубежные исследователи путем введения эпоксидных смол полу-
чили каменноугольные покрытия, которые не растрескиваются и не от-
слаиваются при температуре до -60°С, а их теплоустойчивость состав-
ляет 90°С.
Конечно, отказ от применения в нашей стране изоляции на основе
каменноугольных смол был ошибкой. И совсем не обязательно было их
использовать на северных трассах.
Совершенно очевидно, что для получения изоляционного покрытия
хорошего качества весьма важно подготовить поверхность труб. Речь идет
не только об очистке металла, но и о создании нужного микрорельефа,
активной поверхности, обеспечивающей хорошее сцепление с покрыти-
ем и надежную работу изоляции в условиях катодной поляризации.
Однако это «очевидное» весьма медленно внедрялось в отечествен-
ную практику. Нормы по очистке трубопроводов на трассе претерпева-
ли периоды усиления и ослабления требований. После возвращения де-
легации специалистов Мингазпрома из Канады в 1968 г. тщательная
очистка труб (до металлического блеска) и снятие плотной окалины были
признаны необязательными, что и стало нормой очистки поверхности.
Снижение требований было связано, по-видимому, со следующими
обстоятельствами. Очистные машины того времени могли обеспечить
более, или менее хорошую очистку только за два прохода. Кроме того,
период начала 70-х годов характеризовался увлечением электрохими-
ческой защитой трубопроводов, которая, якобы, должна была перекрыть
все огрехи изоляции. И требования к очистке трубопроводов были сфор-
мулированы так: «Наружная поверхность трубопровода после очистки
металлическими щетками должна иметь серый цвет с проблесками ме-
талла» .
В 1974 г. в СССР появились шведские стандарты по подготовке по-
верхности труб под изоляцию, на основании которых ВНИИСТ разрабо-
тал отечественные нормы. В них резко усиливались требования к под-
готовке поверхности.
690
ГЛАВА VIII
Прежде всего, стало очевидным, что в полевых условиях, особенно
на Севере в зимний период, трудно достигнуть требуемого качества очи-
стки обычными щеточными машинами или комбайнами. Была разра-
ботана иглофрезерная очистка металла. Иглофрезы - это новый тип
микрорежущего инструмента, изготовленного из проволоки или плас-
тин в виде круглой щетки. На иглофрезерную очистку не влияет состоя-
ние обрабатываемой поверхности, она обеспечивает заданную шерохо-
ватость в пределах 125-80 мкм.
Процесс иглофрезерования отличался высокой производительностью
и малой энергоемкостью. Однако так и не удалось создать эффективную
полевую очистную машину, работающую на этом принципе. Да и для
базовой изоляции были изготовлены единичные экземпляры.
Полимерные ленточные покрытия применяются в различных стра-
нах мира с 1956 г., в Советском Союзе - с 1960 г. Однако массовое при-
менение началось только в 70-х годах. В 1975 г. СССР по применению
пленочных полимерных материалов уже догнал США и Канаду. Это вид-
но из данных по уровню применения этих материалов в общем объеме
изоляции: США — 30%, Канада — 30%, Франция — 10%, ФРГ — 5%,
СССР-25%.
В1975 г. было использовано 26 тыс. тонн импортной пленки и 6,3 тыс.
тонн отечественной (лента ПИЛ на основе поливинилхлоридного плас-
тиката).
В 1970-х годов около 12 тыс. км трубопроводов было изолирова-
но полимерными пленками без оберток, так как СНиП ДШ-107.1962
не запрещал укладывать трубопроводы с такой изоляцией. К тому
же 15% нефтепроводов и 19% газопроводов по протяженности не
имели электрохимической защиты. Это были стартовые условия
вновь образованного Министерства по строительству нефтяных и
газовых предприятий.
СНиП ШД-1972, выпущенный в первые месяцы образования Мин-
нефтегазстроя, узаконил обязательное применение защитных оберточ-
ных материалов, однако некоторое время применялись обертки невысо-
кого качества (бризол, толь-кожа и даже ламинированная бумага).
Отечественные полимерные ленточные материалы уступали по ка-
честву зарубежным. При примерно одинаковой с импортными лентами
общей толщине (основа с подклеивающим слоем), отечественные плен-
ки имели меньшую толщину подклеивающего слоя и использовались
только в двухслойном исполнении. Они выпускались на полихлорвини-
ловой основе и сланцевом пластикате с подклеивающим слоем из поли-
изобутилена или перхлорвиниловой смолы. Подклеивающий слой им-
портных пленок чаще всего выполнялся на основе бутилкаучука, что,
помимо других преимуществ, обеспечивало при повреждениях процесс
«самозалечивания».
: >. ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
691
Использование полимерных ленточных материалов нарастало бы-
стрыми темпами, практически все трубопроводы диаметром 1220—
1420 мм изолировались с их применением. В отсутствие заводской изо-
ляции труб другого технического решения в ту пору не было.
Несмотря на принятое в 1974 г. Постановление ЦК КПСС и Совета
Министров СССР, обязывающее создать мощности на предприятиях
Минхимпрома по выпуску полимерных пленок на полиэтиленовой ос-
нове и начать изоляцию труб на трубопрокатных заводах, пленочная
изоляция в основном закупалась за рубежом. Десятки фирм США, Ев-
ропы и Японии охотно поставляли в СССР изоляционную продукцию.
Расходовалось до 100 млн долл, в год на закупку этих сравнительно про-
стых химических материалов.
ВНИИСТ был занят в основном аттестацией зарубежных изоляцион-
ных материалов и составлением ТУ на их закупку. Сколько их прошло
через трассы: «Поликен», «Нитто», «Фурукава», «Денсо», «Плайкофи-
екс», «Альтена» и др. Таким образом, на трассах использованы изоляци-
онные материалы не только разных фирм, но и разного качества. А Ми-
нистерство химической промышленности никак не хотело всерьез
заняться производством изоляционных материалов для трубопроводов.
Только несколько лет тому назад Миннефтегазстрой по своей инициа-
тиве построил завод полимерных изоляционных пленок и оберток общей
производственной мощностью 60 тыс. тонн в год и поставил заслон «им-
портному нашествию». Для нанесения пленочной изоляции с оберткой
были созданы очистные и изоляционные комбайны, разработана сравни-
тельно простая технология выполнения работ. Строители охотно приме-
няли полимерную ленточную изоляцию и добивались высоких скоростей
ее нанесения. Отсюда ее широкое применение на трубопроводах.
Это навело на мысль, что строители погнались за простой технологи-
ей, высокими темпами нанесения полимерной ленточной изоляции и
создали условия для ее широкого применения.
Обвинение было нелепым. Строители использовали изоляцию, пре-
дусмотренную проектами. А далее следует спросить, что другое могли
предусмотреть проектные институты в ту пору? Именно по инициативе
строителей, в 13 постановлениях Правительства СССР и ЦК КПСС, фи-
гурировали директивы об организации выпуска изолированных труб на
трубопрокатных заводах. Но все они были не выполнены.
Трубы с заводской изоляцией с наших заводов почти не поступали.
А то, что закупалось за рубежом, без промедления шло в дело.
Однако очень скоро было установлено, что полимерная ленточная изо-
ляция далеко не всегда надежно защищает трубопроводы от коррозии.
Шурфование позволило выявить в отдельных местах наличие подпленоч-
ной коррозии, которая не обнаруживалась диагностикой с поверхности.
Фиксировалось проявление катодного отслаивания, образование гофров
на изоляции при засыпке, отслоение в результате недостаточной адгезии.
692
ГЛАВА VIII
Пластифицированный полиэтилен, используемый для изготовления
лент, — это гомогенный беспористый, инертный к окислению матери-
ал, создающий диффузный барьер, препятствующий проникновению
коррозионной среды к металлической поверхности трубопровода.
При толщине изоляционных лент 630 мкм, например типа «поли-
кен», можно ожидать утонения стенки труб за год на тысячные, сотые
доли миллиметра, что свидетельствует о высоких барьерных свойствах
пленочной изоляции.
Итак, недостатки ленточных полимерных покрытий таятся не в ка-
честве лент, как таковых. Они связаны, прежде всего, с конструкцией
покрытий, технологией их нанесения и взаимодействием покрытия с
грунтом (рис. 8.3).
Рис. 8.3. Участок трубопровода с поврежденной пленочной изоляцией
Можно предположить, что ленточная изоляционная система в отли-
чие от заводской не образует сплошной изоляционный слой. Нарушение
сплошности изоляционных и оберточных лент возможно в нахлесте, в
том числе, при их деформациях в процессе опускания трубопровода в
траншею, из-за работы в контакте с грунтом, образование околошовных
шатровых пазух, гофров на ранней стадии эксплуатации. Вероятнее все-
го, это основная причина попадания электролита в систему покрытия.
Само покрытие при этом экранирует действие катодной защиты, что
исключает возможность диагностики коррозионных повреждений
ЗА ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
693
методом электрометрии. Полученные показатели защищенности тру-
бопроводов с пленочной изоляцией, как правило, не соответствуют дей-
ствительности.
Приведенные данные представляют весьма упрощенную схему про-
никновения и распространения электролита под пленкой, попадания
его на поверхность обнаженного металла, вызывающего и катодное от-
слаивание, и стресс-коррозию. Как же выглядит пленочная изоляция
трубопроводов в настоящее время? Оргэнергогазом был проведен ана-
лиз состояния полимерного ленточного покрытия и определена необ-
ходимость ремонта изоляции на газопроводах общей протяженностью
более 120 тыс. км. Газопроводы проанализированы по сроку службы и
условно разделены на три группы: I - до 8 лет, II - от 8 до 15 лет и III -
более 15 лет (табл. 8.5).
Таблица 8.5. УЧАСТКИ ГАЗОПРОВОДОВ, НУЖДАЮЩИЕСЯ
В РЕМОНТЕ ЛЕНТОЧНОЙ ПОЛИМЕРНОЙ ИЗОЛЯЦИИ
Зона	Участки газопроводов, нуждающиеся в ремонте ленточной полимерной изоляции					
прокладки трубопровода	I (до 8 лет)		II (8-15 лет)		Ш (более 15 лет)	
	КМ	%	КМ	%	км	%
Умеренная	1332,5	20,5	1432,9	60,3	17,8	4,7
Высокогорная	197,5	3,0	22,0	0,9		
Жаркого климата	400,0	6,2				
Холодная	4554,6	703	923,1	38,8	361,0	953
ИТОГО:	6454,6	100	2378,0	100	378,8	100
Были получены неожиданные результаты:
•	во-первых, наибольший ремонт изоляции был определен на газо-
проводах, проработавших менее 8 лет;
•	во-вторых, наибольшая потребность в ремонте приходится на хо-
лодную зону, причем, в основном, на газопроводы большого диаметра.
На юге скорость почвенной коррозии составляет 0,8—1,2 мм/год, в
районах Сибири и Приполярья - 0,25-0,30 мм/год, поэтому, на первый
взгляд, приведенные данные противоречат общепринятым представле-
ниям. На самом деле, изоляция, не набравшая требуемой адгезивной
прочности, больше всего повреждается при оседании грунта, засыпан-
ного без соблюдения технологии. Подвижки трубопровода более всего
вероятны в первый период эксплуатации, в том числе и за счет темпера-
турного воздействия, просадок и пучения грунта. Все это способствует
повреждению пленочной изоляции именно в первые годы «жизни» га-
зопровода.
694
ГЛАВА VHT
Высокий процент ремонта изоляции на севере объясняется, прежде
всего, большим количеством газопроводов в этом регионе. Выполне-
ние изоляционных работ на севере в зимний период, а работы там ве-
дутся только зимой, вызывают наибольшие сложности в обеспечении
качества. И, наконец, представление о том, что газопровод большую
часть сезона лежит в замерзшем грунте ошибочно, так как вокруг теп-
лого газопровода всегда есть микроклимат и талый грунт, который
может вызывать коррозионные процессы.
Эти выводы весьма важны, так как на определенном отрезке време-
ни для ремонтных целей будет использоваться трассовая изоляция по-
лимерными материалами.
Конечно, в плохом нанесении изоляционного покрытия, пренебре-
жении нормативными установками винить кроме исполнителей неко-
го. Но в конструкции покрытия из пленочной изоляции, как это было
показано ранее, присутствуют органические недостатки. Они умножа-
ются на технически сложные условия трассового нанесения в зимних
условиях на севере, где другого строительного сезона не существует.
Однако ленточная изоляция не дает необходимой степени защиты
не только в условиях севера, но и других климатических условиях, а
поскольку в 70—80-е годы XX в. она применялась на основном количе-
стве трубопроводов, на сегодняшний день большинство аварий проис-
ходит именно по причине коррозии.
Внутритрубная диагностика показывает, что наибольшее количе-
ство дефектов связано с коррозией. Скорость коррозии на значитель-
ной протяженности магистралей составляет 0,2—0,5 мм в год, но имеет
место и большая скорость от 0,8 до 1,16 мм в год.
Несовершенство пленочной изоляции было очевидно. Поэтому с мо-
мента создания Министерства строительства предприятий нефтяной и
газовой промышленности в 1972 г. выдвигалось требование о создании
цехов изоляции на трубных заводах. По этому вопросу были приняты По-
становления Правительства СССР. Однако только в 1975 г. на Волжском
трубном заводе была выпущена опытная партия труб диаметром 1020 мм
с эпоксидным покрытием, и построен экспериментальный участок про-
тяженностью 0,6 км на IV нитке газопровода Средняя Азия - Центр.
В1976 г. на III нитке газопровода Ухта - Торжок был сооружен опыт-
ный участок протяженностью около 50 км из труб с полиэтиленовым
покрытием.
Наибольшее использование труб с заводской изоляцией было на мно-
гониточных газопроводах Уренгой - Центр - Западная граница. На трас-
сах этой системы было уложено более 4200 км труб с заводской изоля-
цией почти полностью зарубежной поставки.
Конструкция этой заводской изоляции представляла собой двухслой-
ное покрытие (севелен + полиэтилен) толщиной 2,5-3,0 мм, наносимое
методом боковой экструзии. Позднее на Харцызском трубном заводе
была реализована технология изоляции труб.
ЗА ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
695
Имели место случаи отслоения покрытия на концах труб. Так, в 1996
г. очагом разрушения по типу КРН на газопроводе Уренгой - Центр II яви-
лась зона монтажного стыка труб с двухслойным покрытием Харцызско-
го завода из-за неудовлетворительной защиты стыка пленкой «Поликен».
При этом электролит попал под отслоившееся на концах труб заводское
покрытие на глубину до 30 см. С целью повышения адгезии, особенно на
концах труб, производилось дополнительное хромотирование металли-
ческой поверхности перед нанесением изоляции.
Никаких других замечаний по применению двухслойного покрытия
не было. К сожалению, отсутствует статистика о коррозионном состоя-
нии трубопроводов из труб с заводским двухслойным покрытием, хотя
с момента начала строительства участков газопроводов прошло 26 лет.
В ответ на дополнительные требования российских ученых по улуч-
шению показателя катодного отслаивания и увеличению адгезии покры-
тия компанией «Маннесманн» была предложена трехслойная конструк-
ция заводской изоляции «Мапек», в которую введен эпоксидный
подслой. С тех пор такая технология, несмотря на существенное удоро-
жание, стала основной для заводской изоляции труб большого диамет-
ра. Под нее была модернизирована линия на Харцызском заводе. И это
все, что было сделано по части заводской изоляции труб большого диа-
метра в Советском Союзе.
В 1992-2002 гг. формирования новых экономических отношений в
России активно создавались новые производства по заводской (в основ-
ном 2-х слойной) изоляции труб.
ЗАО «ПЕГАС» в 1993—1996-х гг. (г. Пенза) ввел мощности по заводс-
кой двух и трехслойной изоляции труб диаметром 570—1220 мм сум-
марной годовой производительностью более 3000 км.
На сегодняшний день в России имеется более 20-ти производств по
наружной антикоррозионной заводской изоляции труб, из которых трех-
слойную изоляцию могут выполнять только пять производств с уче-
том ввода в эксплуатацию линий по изоляции на Волжском, Челябинс-
ком и Выксунском заводах.
Трехслойная конструкция заводской изоляции наряду с двухслой-
ной введена в ГОСТ Р 51 164-98 «Трубопроводы стальные магистраль-
ные. Общие требования к защите от коррозии». К сожалению, неизвест-
ны результаты специальных исследований по трехслойному покрытию,
которые обычно предшествуют включению новых технических решений
в государственный стандарт, системная статистика о коррозионной на-
дежности труб с трехслойной изоляцией, как и с двухслойной, отсут-
ствует. Заводская трехслойная изоляция труб описанной конструкции
в настоящее время является самой распространенной и рекомендуемой
конструкцией покрытия для новых производств. Потому необходимо
еще раз рассмотреть ее физико-химическую основу, чтобы избежать
повторения прежних ошибок.
696
ГЛАВА VIII
У целого ряда специалистов возникают вопросы к положениям
ГОСТ Р 51 164-98, в котором нормируются требования к трехслойно-
му полиэтиленовому покрытию. В частности, почему относительное
удлинение при разрыве 3-х слойного покрытия при температуре
+20°С ГОСТом нормировано в 200%, а при температуре -40°С - 100%
(ГОСТ Р 51164-98, табл. 2, п. 2). Учитывая, что относительное удлине-
ние эпоксидного слоя при температуре 20°С для различных марок эпок-
сидной смолы меняется от 4% до 6%, а при -40°С снижается до 1% —
1,2%, становится не ясным, как может трехслойное покрытие
обеспечить относительное удлинение, требуемое ГОСТом. Как извест-
но, не соответствие продукции ГОСТу аттестуется «браком», поэтому
необходимо для трехслойного покрытия включить в ГОСТ реальный
норматив этого показателя, а также показать, какое влияние новый
показатель окажет на снижение качества покрытия.
Для трехслойного покрытия ГОСТом нормирована прочность при
ударе (ГОСТ Р 51164-98, табл. 2, п. 8) при температуре 20°С — 6 Дж/мм
для труб диаметром 1220 мм и 1420 мм и 5 Дж/мм для труб диаметром
1020 мм и меньше, т. е. для толщины покрытия 3 мм прочность при уда-
ре должна равняться 18 Дж для труб 1220 мм и 1420 мм, и 15 Дж для
труб диаметром 1020 мм и меньше. Эпоксидный праймер в трехслойном
покрытии толщиной 100 мкм при температуре +20°С выдерживает удар
менее 5 Дж, причем при температуре - 30°С он уменьшается до 1,2 Дж,
а температуре - 60°С уменьшается до 0,6 Дж. Таким образом, покрытие
не будет обладать ударной прочностью, требуемой ГОСТом.
Необходимо определить новый норматив прочности при ударе для
трехслойного покрытия для включения в ГОСТ, а также достаточ-
ный уровень этого показателя для высококачественного заводского
покрытия.
Отметим, что прочность покрытия весьма важна как для обеспече-
ния транспортировки изолированных труб на трассу, так и в строитель-
ном процессе.
Ремонт дефектов, нарушений изоляционного покрытия в трассовых
условиях значительно удорожает строительство, а главное, не всегда обес-
печивает сохранение уровня качества заводской изоляции. По-видимо-
му, в технических требованиях ГОСТ необходимо нормировать степень
отвердения эпоксидного праймера трехслойной изоляции. Исследования
этого вопроса в России и за рубежом (Санжаровский А.Т. Физико-меха-
нические свойства полимерных лакокрасочных покрытий. М.: Химия,
1978.; Нил Д. Термореактивные эпоксидные покрытия. США, 1997) по-
казали, что требуемые для трубопроводов физико-механические свойства
эпоксидного праймера начинают формироваться только при 93-процент-
ном уровне отвердения. Если имеет место недоотвердение эпоксидного
слоя при нанесении покрытия, его физико-механические свойства ухуд-
шаются в 6—8 раз.
ЗА ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
697
Поэтому следует контролировать отвердение эпоксидки в заводском
процессе и включить в ГОСТ испытание эпоксидного праймера трех-
слойного покрытия на степень отвердения.
Также необходимо включить в ГОСТ испытание трехслойного покры-
тия на изгиб и нормировать допустимый угол изгиба, который должно
выдерживать покрытие.
Этот показатель весьма важен для холодного гнутья труб в трассо-
вых условиях. Он характеризует эластичность эпоксидного покрытия,
важнейший показатель качества покрытия этого типа.
Вероятно, сделанные замечания потребуют проведения дополнитель-
ных исследований, сбора статистических данных о сохранении защит-
ных свойств участков трубопроводов с эпоксидным покрытием, прежде
чем будут внесены коррективы в ГОСТ.
Это же касается действующих требований ОАО «Газпром» к трех-
слойному покрытию труб диаметром 1420 мм для подземной прокладки
трубопроводов с повышенной стойкостью против стресс-коррозии и тем-
пературой эксплуатации до 60°С, которые содержат чрезвычайно слож-
ный набор показателей по сравнению, например, с европейским стан-
дартом DIN EN10285. Причем эти требования основаны на испытаниях,
которые не корреспондируются с условиями возникновения КРН.
Аналогичные недостатки содержатся в требованиях и условиях при-
менения эпоксидных покрытий.
При выборе заводского покрытия труб на российских заводах не было
рассмотрено конкурирующее по отношению к экструзивным полиэти-
леновым покрытиям тонкослойное эпоксидное покрытие.
Эпоксидное покрытие широко распространено в мировой практике.
В России впервые было реализовано на Волжском трубном заводе. Об-
следование трубопроводов с эпоксидным покрытием, проработавших
более 20 лет на трассах России, а также данные по эксплуатации соот-
ветствующих трубопроводов в СТТТА, показали высокую эффективность
покрытия. Ни в одном из 60 шурфов, сделанных на российских трубо-
проводах, коррозионных повреждений металла не было обнаружено.
Такая высокая защитная способность объясняется тем, что эпоксид-
ное покрытие исключает экранирование катодной защиты.
По сравнению с полиэтиленовым эпоксидное покрытие имеет повышен-
ную водопроницаемость, причем водопоглощение носит насыщающий ха-
рактер. Переходное сопротивление, быстро снижающееся в начальный
период эксплуатации до 104-105 Ом-м2, стабилизируется на этом уровне.
Покрытие становится проницаемым для токов катодной защиты, со-
храняя высокие барьерные свойства по отношению к кислороду и ионам
коррозионной среды. Оно обеспечивает эффективную защиту металла в
широком интервале потенциалов катодной поляризации при низких
плотностях тока за счет пассивации поверхности металла продуктами
катодной реакции, в том числе под потерявшим адгезию покрытием.
698
ГЛАВА VIII
При применении труб с заводской изоляцией должна быть обеспече-
на равноценная защита от коррозии сварных стыков.
Долгое время, вплоть до 80-х годов, стыки защищались полимерны-
ми лентами, что во многих случаях снижало эффект от применения труб,
изолированных на заводах. Имели место аварии из-за развития коррози-
онных дефектов в районе сварных стыков, в том числе по причине КРН.
Исследования и практика показали высокую технологичность и на-
дежность в эксплуатации, а также обеспечение защитных показателей
наравне с характеристикой заводского изоляционного покрытия труб
манжет фирм «Райхем» (США) и «Конуса» (Канада). Перспективны, но
нуждаются в доработке отечественные манжеты производства ЗАО «Тер-
ма» (г. Санкт-Петербург).
При сварочно-монтажных работах заводское полиэтиленовое изоля-
ционное покрытие испытывает тепловое воздействие в области, приле-
гающей к зоне термического влияния кольцевого сварного соединения,
вследствие чего могут образовываться нарушения покрытия в виде
«усадки» и «отслаивания», особенно на кромках труб, что закономерно
ставит вопрос о разработке методов предохранения покрытия при стро-
ительстве МГ.
Институтом «СеверНИПИгаз» разработан способ предохранения ан-
тикоррозионного покрытия при строительстве трубопроводов, направ-
ленный на временное усиление покрытия заводского нанесения при про-
изводстве сварочно-монтажных работ. Сущность его заключается в
установке на трубопроводе двух хомутов, жестко скрепленных между
собой металлическими шпильками. Количество устанавливаемых хо-
мутов и их расположение выбраны исходя из следующих соображений:
•	первый хомут крепится на кромке антикоррозионного покрытия
заводского нанесения, т. е. в зоне термического влияния поля сварки;
•	второй хомут монтируется на основном покрытии так, чтобы мини-
мальное расстояние между хомутами соответствовало условию закрепле-
ния второго хомута на покрытии, не подверженном тепловому влиянию
поля сварки, а максимальное расстояние — оптимальным размерам, мас-
се и материалоемкости устройства.
Согласно проведенным расчетам, абсолютные значения приращения
температур в направлении «перпендикулярно к шву» уменьшаются с уве-
личением расстояния от сварного шва по нелинейному закону. Как следует
из рис. 8.4 условный граничный критерий t = 120°С достигается кромкой
покрытия (при условии максимальной температуры предварительного на-
грева <в — 100°С) на расстоянии 300 мм от оси сварного шва.
Этот параметр характеризуется как максимальное расстояние от
оси сварного шва, в пределах которого возможны изменения физико-
химических свойств внутреннего слоя покрытия и вследствие этого его
функциональных адгезионных свойств при воздействии теплового поля
сварки на прикромочную область покрытия.
ЗА IП ИТ А ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
699
Рис. 8.4. Диаграмма приращения максимальных температур
при сварке в направлении, перпендикулярном к оси шва
Рис. 8.4а. Схема монтажа устройства временного усиления
антикоррозионного покрытия в процессе сварочно-монтажных работ
Следовательно, неизменность адгезионных параметров покрытия с
учетом максимальных тепловых режимов сварки достигается на рас-
стоянии более 300 мм от оси шва. Поэтому расстояние от сварного шва
до места установки второго хомута нецелесообразно увеличивать бо-
лее 350-400 мм, так как с дальнейшим ростом расстояния прираще-
ние температуры, обусловленное воздействием теплового поля сварки,
изменяется на незначительную величину.
700
ГЛАВА VIII
Для защиты поверхности покрытия от механических повреждений
хомут выполнен составным (рис.8.4а). На внутреннюю поверхность
хомута прикрепляется мягкая резина, покрытая асбестом для нейтра-
лизации теплового воздействия.
Ремонт изоляции на магистральных трубопроводах производится
по программе капитального ремонта и в порядке выборочного ремонта
дефектных мест по результатам очередного диагностического обследо-
вания, главным образом, магнитной и ультразвуковой внутритрубной
диагностики. Капитальный ремонт производится с заменой труб или
сменой только изоляционного покрытия. Ремонту трубопроводов будет
посвящен специальный раздел книги, здесь остановимся только на вы-
боре изоляционных материалов для ремонта.
В противном случае капитальный ремонт не будет решать задачу
продления службы газопровода на длительное время.
Для переизоляции трубопроводов транспортные организации ООО
«Газпром» и ОАО АК «Транснефть» самостоятельно выбирают изоля-
ционные материалы и технологии их нанесения в соответствии с вне-
шними условиями (климатическими, почвенными, рельефом местнос-
ти и др.), характеристикой трубопровода, а также способом ремонта с
остановкой или без остановки перекачки. Ниже, в табл. 8.6 приведены
материалы и конструкции изоляционных покрытий для переизоляции,
прошедших проверку при опытной и промышленной эксплуатации га-
зопроводов.
Замену труб необходимо производить с использованием труб с завод-
ской изоляцией. Правда, на практике очень часто замена производится
из обязательного трубного запаса, складированного возле трассы при
прокладке трубопроводов.
Такая замена потребует изоляции участков в трассовых условиях,
так же как и переизоляция трубопроводов без замены труб. Для участ-
ков газопроводов, подверженных КРН, целесообразно менять бракован-
ные трубы на трубы с заводской изоляцией, и изготовленные по техни-
ческим условиям, учитывающим дополнительные требования по КРН.
8.3. АНАЛИЗ АВАРИЙНОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ ПО ПРИЧИНЕ КОРРОЗИИ
ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ (КРН)
Коррозионное растрескивание металла труб под напряжением
(стресс-коррозия) стало основной причиной аварийных ситуаций на га-
зопроводах (рис. 8.5). Так в 2001 г. доля аварий по этой причине дос-
тигла 41,93% от общего количества.
До 1990 г. доля аварий газопроводов в России из-за КРН и связан-
ных с ними потерь газа не превышали 10% от всех аварий. С 1996 по
2000 гг. количество таких аварий увеличилось вдвое, а ущерб от них
Таблица хб. МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ПЕРЕПЗОЛЯЩШ МАГПСТГАЛЬИЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Наименование и тип материала, конструк- ция покрытия	Фирма, страна изготови- тель	Наличие раз- решения ОАО «Газпром»	Толщина по- крытия. мм, для труб 01020мм	Стоимость материалов длт покры- тие 1м МГ 01020мм	Допустимая (макси- мальная) темпе эату- раэксплуа* тации,°С	Опыт экс- щцатацян в России	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	J
Полмуретаяосые материалы	1							
Пптшур ггаяс вековая мастика ФР ЯСС Дв ужом по рентный прайм гр. Дв^хком- поиенгиая мастика	Кавакамя Ней нт, Япония	От 03.11.95	Немгиее 2,0 (поГОСГР 51164) 2.5-3,03	200$	До 80	9 лет	
Полиу, )етаноиеков ая масти«а Акотан Т V однослойное двух* компонентное	M^fO- тевт Велико- британия	Тоже	Ие менее 2,0 (то ГО СТР 51164) 1,0-2 0й	90$ (при толщине покрытия 2 ми)	До 110	Опытные ра- боты в ООО «Ьолгогряд- траясгаз» 3 года эксплуа- тации	
Полиуретановая мае* тика Хеь патан 35690 однословное двух- компонентное	Х*мпел, Дания	Тоже	Не менее 2,0 (поГОСГР 51164) ие менее 1,5	105 (при тол- щине 2 мм)	До 50 (во влажной почве до 40)	Опыгныера- боть’в ОЭГ> «Уралгранс- газ> 3 годи эксплуатации	Стабильные результаты при выполне- нии опытных работ не по- лучены
ЗА ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ	701
Окончат" numi. &6.
Наименование н тип матери та. конструк- ция покрытия	Фирма, страна изготови- тель	Наличие раз- решения ОАО «Газпром»	Толщина по- крытия» мм» для т^губ 01020мм	Стоимость материалов для покры- тия 1м МГ 01020мм	Допустимая (макси- мальная) Температу- ра эксплуа- тации, °C	Опыт экс- плуатации в России	Примечание
1	2	3	4	3	б	7	8
Этжсмд'НЪ"-мшжиидтн							
Э (io« снуретаяовая композиция SP 3888 однослойное двух- компонентное	SPC, Канада	Нет	0,30-1,25 (толщина дос- тигается за один проход)	Нет данных	До 93’	Опыта пет	Время отвер- ждения при нагреве тру- бы до 100°С составляет 10 мин при тем- пературе ок- ружающей среды до ми- нус 30°С
ЗА ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
703
Рис. 8.5. Стресс-коррозионная трещина на трубе,
удаленная из газопровода Уренгой - Центр
составил 50% общего ущерба. Отказы по причине КРН металла труб
происходят только на газопроводах диаметром 1420, 1220, 1020, 820
и 720 мм, хотя газопроводы меньшего диаметра построены из таких
же сталей. Распределение аварий, связанных с КРН, на газопроводах
по диаметрам представлено в табл. 8.7.
Несмотря на мобилизацию научных сил для решения сложной про-
блемы защиты от КРН, изыскания средств ее диагностирования и опе-
ративного ремонта обнаруженных дефектов и еще многое, связанное
с определением природы самого явления и его развития, остаточного
ресурса, выбором трубных сталей, стойких к КРН, не нашло своего
704
ГЛАВА VIII
решения. Отдельные успехи, достигнутые в рамках реализации Ком-
плексной программы по исследованию КРН, созданию приборов и обо-
рудования для диагностики и переиспытания газопроводов, средств
их защиты и ремонта, в эксплуатирующих организациях, не остано-
вили роста аварийности и распространения КРН на новые регионы.
Таблица 8.7. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СТРЕСС-КОРРОЗИОННЫХ АВАРИИ ПО ГАЗОПРОВОДАМ РАЗНЫХ ДИАМЕТРОВ (1986-2000 ГГ.)					
	Диаметр газопровода, мм				
	1420	1220	1020	820	720
Доля аварий на газопрово- дах данного диаметра, %	46,74	38,05	13,05	1,08	1,08
Аварии на газопроводах, в том числе из-за КРН связаны с «возрас-
том» газопроводов и инкубационным периодом коррозионного процес-
са стресс-коррозии. На рис. 8.6 представлен график распределения ава-
рий за период с 1991 по 2000 г. газопроводов больших диаметров по
возрасту, приведенных к общей протяженности ЕСГ. Пик аварийности
приходится на периоды 8-12 и 12—16 лет, что соответствует примерно
инкубационному периоду стресс-коррозии. Учитывая, что газопрово-
ды диаметром 1420 мм еще «молодые», почти нет аварий на них за
пределами 24-летнего срока эксплуатации.
Рис. 8.6. Распределение приведенной к общей протяженности ЕСГ
аварийности газопроводов ОАО «Газпром» больших диаметров
по возрасту за период с 1991 по 2000 г.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
705
На графике видно все большее влияние общей коррозии и деграда-
ции трубного металла, но аварийность газопроводов диаметром
1420 мм связана в основном с КРН.
На рис. 8.7 показана динамика числа стресс-коррозионных аварий,
приведенных к общей протяженности ЕСГ (1991-2000 гг.). Если мини-
мальный показатель в 1992 г. составлял 0,014 аварий на тысячу км, то
в 2000 г. он вырос до 0,097 аварий/тыс. км.
Годы
Рис. 8.7. Динамика числа стресс-коррозионных аварий
(приведенного к общей протяженности ЕСГ) по годам
на газопроводах ОАО «Газпром» за период с 1991 по 2000 г.
За период с 1996 по III квартал 2001 г. (включительно) в результате
аварий заменено 4,5 км труб и более двух десятков единиц оборудова-
ния, затрачено 200 дней на ликвидацию аварий, потеряно более четвер-
ти миллиарда кубометров газа.
Анализ статистики стресс-коррозионных отказов за 10 лет (1991-
2000 гг.) показывает, что 5% случаев разрушений произошло на газо-
проводах, эксплуатируемых 6-8 лет, подавляющее число — на газопро-
водах в «возрасте» от 7 до 24 лет.
На рис. 8.8 представлено распределение аварий по наружной корро-
зии и стресс-коррозионных аварий в зависимости от срока эксплуата-
ции.
Установлены факторы, влияющие на коррозионное растрескивание
трубопроводов под напряжением:
•	выбор стали, способы изготовления листов, штрипса, конструкция и
технология изготовления труб, сварки, уровень остаточных напряжений;
706
ГЛАВА VIII
Рис. 8.8. Распределение приведенной к общей протяженности ЕСГ
аварийности по наружной коррозии (без КРН) и стресс-коррозии
в зависимости от «возраста» за период с 1991 по 2000 г.
•	образование концентратов напряжений, продольно-ориентирован-
ные поверхностные дефекты, трещины в поверхностном слое на краях
листов, технологическая полосчатость, аномалии по линии сплавления
сварного шва с основным металлом;
•	повышенные эксплуатационные напряжения, нерасчетные воздей-
ствия (местные деформации, частые колебания давления на участках
прилегающих к «горячей стороне» КС и др.);
•	система «трубопровод-грунт» при определенном воздействии грунта;
•	нарушение изоляции, отслоение изоляции, контакт трубопровода
с грунтовым электролитом.
Коррозионное растрескивание под напряжением магистральных га-
зопроводов — есть следствие трех основных сопряженных по месту и вре-
мени процессов: коррозионных (электрохимических), механических
(деформационных) и сорбционных (адсорбционных и абсорбционных).
В зависимости от превалирующего значения того или иного процес-
са возможны различные механизмы КРН, в том числе на разных стади-
ях развития трещин: инкубационном, субкритическом, завершающем.
В случае стресс-коррозии газопроводов на инкубационной стадии (ста-
дии зарождения поверхностных мелких продольных трещин — колонии
трещин) определяющим является коррозионный процесс, обусловлен-
ный механико-химическим эффектом.
На субкритической стадии (стадии роста трещин) наряду с анодным
растрескиванием в связи с целевым эффектом-гидролизом поступаю-
щего электролита, подкислением его, увеличивается значимость сорб-
ционных процессов, проявляющихся в виде наводороживания зоны
ЗА F11 ИТ А ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
707
концентрации упруго-пластической зоны в вершине трещины. На за-
вершающей стадии — механического долома (рис. 8.9) определяющи-
ми являются деформационные процессы.
Рис. 8.9. Завершающая стадия деформации трубопровода
(механический долом стресс-коррозионной трещины).
На снимке видны колонии параллельных стресс-коррозионных трещин
Сложность проблемы связана с тем, что колонии параллельных
трещин представляют собой систему сильно взаимодействующих
между собой дефектов, развитие которой подчиняется совершенно
иным закономерностям, нежели рост одиночных, изолированных
друг от друга трещин (см. рис. 8.9). По существу, колония стресс-
коррозионных трещин является дефектом объемного типа. По этой
причине и скорость процесса, и напряженно-деформированное со-
стояние в зоне повреждения с течением времени меняются по слож-
ному закону.
708
ГЛАВА VIII
До сих пор не установлены все механизмы и закономерности корро-
зии трубных сталей под напряжением, не создано достаточно надежных
расчетных моделей развития в газопроводе такого рода повреждений.
Долгое время мировой опыт эксплуатации газопроводов высокого
давления искал пути преодоления аварийных ситуаций, связанных с
почвенной коррозией, дефектами труб и браком при строительстве, си-
ловыми воздействиями на трубопровод оползней, тектонических разло-
мов, карстовых образований, сейсмических воздействий.
Однако при достижении газопроводами определенного возраста сна-
чала американские, позже канадские и российские газотранспортные
компании встретились с новым для них видом опасных дефектов трубо-
проводов коррозионного растрескивания трубного металла под напря-
жением.
В России 10 лет назад это были единичные случаи, в настоящее вре-
мя следует констатировать, что по степени влияния на надежность экс-
плуатации ЕСГ стресс-коррозия вышла на первое место, обогнав все учи-
тываемые ранее факторы.
Как указывалось раньше, до сих пор нет единой общепризнанной
теории коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), одно-
значно описывающей механизм этого процесса. Поэтому представляет
большой научный и практический интерес, экскурс в решение этой про-
блемы учеными и исследовательскими институтами России и зарубеж-
ных стран. Это предупредит от повторения ошибок, которые, к сожале-
нию, уже имели место.
Среди множества причин, провоцирующих КРН, не проведена града-
ция, не определена их изначальная или производная значимость. Совре-
менные средства прямой диагностики КРН появились только в последнее
время. Обнаружить раннюю стадию коррозионного растрескивания чрез-
вычайно затруднительно, а в отдельных случаях не представляется воз-
можным.
Разрушения газовых и нефтяных магистралей по этой причине мало
предсказуемы, а урон для народного хозяйства и окружающей среды
весьма значителен. Впервые сложность проявления КРН в полной мере
была оценена при аварийной ситуации, возникшей в Краснотурьинском
ДНУ МГ Тюментрансгаза. Здесь на небольшом участке 6-ниточной сис-
темы газопроводов диаметром 1420 мм произошло 7 разрушений по вине
КРН. Причем, 5 из них — за полгода: 3 — в январе и 2 - с интервалом в
три дня. Разрушения были на всех нитках, на одной из них — дважды.
Мощная система газопроводов диаметром 1420 мм с толщиной стенки
15,7 и 16,5 мм была построена в 1982-1986 гг. из труб Харцызского труб-
ного завода, использовавшего лист из сталей класса Х70 поставки Япо-
нии, Италии и Германии. По заключению комиссий, расследовавших ава-
рии, все они имели общий характер, одно происхождение: коррозионное
растрескивание под напряжением в пределах нижней трети трубы.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
700
Длина разрушившегося участка составляла от 15 до 40 м. Разруше-
ния произошли на расстоянии 4,7-16 км от Краснотурьинской КС- Ра-
бочее давление в момент разрушения на месте аварии составляло 6,8—
7,28 МПа. Температура газа на выходе КС после АВО составляет
25-30°С, в районе разрушений - ориентировочно ниже на 5-7°С. Серь-
езных нарушений технологического режима на КС в последние годы не
зафиксировано. Однако сотрудники ВНИИСТа через 20 дней после лет-
ней аварии зарегистрировали температуру в месте разрыва 34°C.
Участок, на котором произошли аварии, представляет собой холми-
стую местность, часть которой примыкает к Замарайскому болоту. Здесь
преобладают мягкопластичные глины с включением до 10% щебня. По
данным ВНИИСТа в грунте этого участка наблюдается повышенное со-
держание бикарбонатов и карбонатов. Места аварий располагаются в
низинах, или на склонах холмов, но всегда в грунтах с повышенной
влажностью.
Таким образом, для возникновения коррозионного растрескивания под
напряжением имелись «классические» грунтовые условия, включая на-
личие сульфатредуцирующих микроорганизмов с индексом активности
2,3- К этому следует добавить возможное влияние от близлежащего алю-
миниевого завода, пересечение газопроводами электрифицированной
железной дороги и их близость к коридору ЛЭП.
Защита трубопроводов от коррозии выполнена в основном пленкой
«Поликен 980-25» с оберткой «Поликен 955-25». В актах расследова-
ния аварий указано, что состояние изоляции на участке удовлетвори-
тельное. При шурфовании в местах вскрытия трубопроводов очагов
коррозии на поверхности металла не обнаружено. По данным измере-
ний суммарный защитный потенциал «труба-земля» за период 1986—
1993 гг. на рассматриваемом участке газопровода составлял от -1,1 до
-3,5 В.
По заключению комиссий, расследовавших аварии, непосредствен-
ной причиной разрушения трубопроводов явилось образование одиноч-
ных продольных трещин или их сетки (колоний) на длине до 1,5 м, ори-
ентированных вдоль оси трубопровода. Трещины, развиваясь или
сливаясь, достигали критических размеров, после чего наступало раз-
рушение. Продольные трещины, как правило, располагались на рас-
стоянии 150—200 мм с одной стороны заводского шва. На поверхности
собранных кусков разрушившихся труб, чаще всего явных коррозион-
ных повреждений металла не было обнаружено. Не было и следов изо-
ляции, которая вероятнее всего, сгорела, так как все разрушения газо-
проводов сопровождались возгораниями. В отдельных случаях КРН
сопутствовало образованию других дефектов. Так, при аварии 23 янва-
ря 1993 г. в околошовной зоне заводского продольного сварного шва
наблюдался участок хрупкого разрушения длиной около 1,2 м.
710
ГЛАВА VIII
По заключению Института физики металлов Уральского отделения
РАН, в очагах аварий наблюдались строчечные неметаллические вклю-
чения до 5-го балла. Механические свойства металла соответствовали
норме. Такова общая картина аварии на Краснотурьинском участке тру-
бопроводов.
Эту конкретную ситуацию целесообразно рассмотреть на фоне прин-
ципиальных обобщений в области знаний о КРН, что может помочь вы-
работать конкретные меры по предотвращению подобных разрушений.
В1965 г. вследствие КРН в США произошел взрыв газа, который унес
17 жизней. Повреждениями газопроводов высокого давления по вине
межкристаллитного коррозионного растрескивания металла труб под
напряжением, как одной из разновидностей подземной коррозии в газо-
вой отрасли, начали заниматься с 1983 г. С этого времени начался учет
отказов трубопроводов по причине КРН.
Газнадзором РФ до 1992 г. зарегистрировано 43 аварии по этой при-
чине, ВНИИГаз зафиксировал 50 таких разрушений. Однако можно
предположить, что их было значительно больше, так как аварии не
всегда могли быть правильно идентифицированы. Это подтверждают
данные ПО «Югтрансгаз» - с конца 70-х годов на газопроводах Буха-
ра — Урал, Средняя Азия — Центр зарегистрировано 103 разрушения
с признаками КРН.
На уровне современных знаний рассмотрим все составляющие этой
проблемы. Первичные факторы коррозионного растрескивания под на-
пряжением связаны со «средой обитания» подземных трубопроводов,
т. е. с грунтовым массивом, его минералогическим составом, наличием
определенных химических соединений и уровнем обводненности. Одна-
ко, как отмечет проф. Мюнхенского университета Э. Вендлер-Калш,
необходимо рассматривать изначальную посылку проявления КРН со-
вместно: «среда обитания» и уровень потенциалов электрохимической
защиты, попадающей в «критическую область». Э. Вендлер-Калш пред-
лагает их следующую характеристику.
При наличии нитратов, содержащихся в удобрениях, и температуре
трубопровода выше температуры окружающей среды возникает опас-
ность коррозионного растрескивания. Критическая область потенциа-
лов, в которой возникает нитратное КРН, совпадает с границей равно-
весного потенциала коррозии стали в грунте.
Против опасности такого разрушения высокоэффективна катодная
защита в сочетании с нанесением покрытий на трубопроводы. При
катодной защите от коррозии с обеспечением более отрицательного
потенциала, чем —0,85 В (Cu/CuS04) нитратное коррозионное растрес-
кивание невозможно. Такой уровень катодной защиты предотвраща-
ет опасность КРН под воздействием карбоната аммония или соедине-
ния NH ОН.
4
:ч А ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
711
Рассматривалось КРН, вызванное бикарбонатом натрия (карбонат-
натрия) и едким натром. Но сначала нужно ответить на вопрос: как
попадают на металлическую поверхность трубопровода эти агрессив-
ные вещества? Все виды дефектов изоляционного покрытия возника-
ют из-за осмоса, катодного отслаивания. Причем интенсификация КРН
в карбонатно-бикарбонатных средах формируется в условиях катод-
ной защиты вблизи поверхности трубопровода с поврежденной изоля-
цией в относительно узкой области потенциалов внешней поляризации.
При катодной защите вследствие разложения воды и восстановления
кислорода возникают ионы ОН согласно реакциям
2Н2О + 02 + 4е- = 4ОН~;
2Н2О + 2е =2ОН- + Н2;
и в средах, содержащих щелочные ионы, образуется едкий натр.
Это повышает величину pH слоя грунта (так называемое подщелачи-
вание среды у стенок трубопровода) и может привести, в частности, к
отслоению покрытия трубопровода.
При доступе СО2 из окружающей среды возможно образование ра-
створа карбоната-бикарбоната по реакциям
NaOH + СО2 = NaHCO3,
NaOH + NaHCO, = Na„CO„ + H90.
Появление С02 возможно путем проникновения через покрытие, а
также за счет выделения из материала покрытия при термическом воз-
действии. При тепловой нагрузке покрытие становится более пористым
и в большей степени способно пропускать СО2.
Некоторые типы покрытия, такие как битум с наполнителями и по-
лиуретановые смолы, под влиянием повышенной температуры способ-
ны сами выделять СО2. Уфимский нефтяной университет к ненадежным
покрытиям относит и полиэтилен, а немецкие ученые, изучающие
КРН, — полиэтилен, эпоксидные смолы и композитные материалы из
бутилкаучука, которые при тепловом воздействии выделяют СО2. Орга-
нические кислоты типа НСООН, СН3СООН могут входить в состав грун-
тов и в определенных условиях также выделять СО2.
Причиной наводороживания стали может стать разложение воды в
процессе катодной защиты, когда потенциал «труба—грунт» находит-
ся в области потенциалов выделения водорода, а также причиной наво-
дороживания может быть сероводород, который образуется в резуль-
тате метаболизма сульфатредуцируюших бактерий.
Разрушения трубопроводов по причине КРН зафиксированы в раз-
личных регионах СНГ: на системе газопроводов Средняя Азия — Центр
и Бухара — Урал; на газопроводе Надым — Пунга - Нижняя Тура III; на
газопроводах Уренгой - Грязовец и Уренгой - Петровск, в пойменной
части переходов через р. Обь и в других регионах.
712
ГЛАВА VIII
По данным Уфимского нефтяного университета, эти аварии происхо-
дили в самых разнообразных грунтовых условиях на трубопроводах,
проложенных в глинах, суглинках, песках, карбонатных и скальных
породах. Канадские ученые отмечают, на участках, изолированных плен-
кой, КРН практически для всех типов грунтов (торфяные, глинистые,
илистые, песчаные и коренные породы) и при любой топографии.
Однако в 67% КРН наблюдалось в плохо дренированном грунте с
высоким сопротивлением (106 Ом-см) в условиях низкого содержания
кислорода, а также в низинах и на пологих склонах с движением под-
земных вод вдоль и поперек трубопровода. В стоячей воде КРН отмеча-
лось редко. Большая часть КРН (83% ) на участках трубопроводов, име-
ющих битумное покрытие, приходилось на очень сухие песчаные, либо
каменистые грунты. Причина этого явления, по-видимому, - трудность
достижения эффективной катодной защиты из-за низкого содержания
в грунте влаги.
В табл. 8.8 приведена краткая характеристика химических и элек-
трохимических условий проявления КРН в США и Канаде.
Таблица 8.8. ХИМИЧЕСКИЕ СОЕДИНЕНИЯ, ПРОВОЦИРУЮЩИЕ КРН (ДАННЫЕ С ША И КАНАДЫ)		
Химические соединения и элементы, провоцирующие КРН, %	США	Канада
со2	0,54,4	0,0004
НСОГ		о-ад			адз5
	Н2СО3 		—	0,012
	ОН’	о-од	—
'		О2_				0,012	0,003
I--	_	РН..	—J	9,642,3		7,0	
По данным американских ученых КРН возникает, когда окружаю-
щий трубопровод грунт содержит электролит с pH >9,5. Концентриро-
ванный электролит с высоким pH отличал грунты и на Трансканадс-
кой системе, однако в этих местах не наблюдалась питтинговая
коррозия. Анализ концентрации CQ2 в непосредственной близости от
трубопровода Трансканадской магистрали выявил динамичную зави-
симость концентрации углекислого газа от максимального значения
весной (23%) до минимального значения зимой (4% ) в зависимости от
топографии и типа грунта. Из трех аварий, связанных с КРН на Транс-
канадской системе газопроводов, две произошли в январе и одна — ран-
ней осенью. Анализ грунтовых вод в зоне трубопровода, приведенный
ниже (табл. 8.9), показал, что они обладают тенденцией окисляться кар-
бонатами в большей степени в зимний период, чем летний.
. ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРО ИИ
Таблица 8.9. АНАЛИЗ ГРУНТОВЫХ ВОД В ЗОНЕ ТРУБОПРОВОДА
Химические соединения и элементы, провоцирующие КРН, %	Декабрь	Июнь
со2	0,00004	0,00008
НСОз~		ОДЗ		0,03
НгСО3	0,05	0,002 	
Q-	0,0007	0,0005
pH	6,8	Ifi
К важным параметрам, влияющим на КРН, относятся: концентрация
химических соединений в грунте, температура трубопровода и агрессив-
ной среды вокруг него, подготовка поверхности труб и надежность изоля-
ционного покрытия, уровень защитных потенциалов, тип и степень на-
гружения трубопровода, а также металлургические характеристики
стали. Все эти составляющие кратко охарактеризуем по результатам ис-
следований, выполненных по межгосударственной научно-технической
программе «Высоконадежный трубопроводный транспорт» ВНИИГазом,
УралНИТИ, Московским университетом, Институтом физики металлов
Уральского отделения РАН, ВНИИСТом, Уфимским нефтяным универ-
ситетом и Московским государственным университетом нефти и газа им.
И.М. Губкина.
Для правильного понимания механизма стресс-коррозии трубной
стали и реалистического анализа кинетики этого процесса необходимо
интерпретировать его физическую сущность. Наиболее подходящая
форма такой интерпретации — создание физической модели с ее после-
дующим переводом в математическую модель. Электролит грунта, по
мнению ВНИИСТа (проф. В.В. Притула), оказывает электрохимическое
влияние, вызывающее коррозионное окисление на трубной поверхнос-
ти с поврежденной изоляцией. Физическая модель может быть представ-
лена следующим образом. Одновременно химические и физические про-
цессы в среде, контактирующей со стенками труб, сопровождаются
появлением в ней ионов водорода. Обладая суперподвижностью, ионы
частично проникают в стенки труб, где при определенных условиях за-
держиваются внутри кристаллической решетки стали. В результате их
накопления возникает реальная вероятность образования атомов и даже
молекул водорода. При этом из-за резкого увеличения объема таких
новообразований в кристаллической решетке возникают локально уча-
стки с гигантским внутренним давлением, вызывающим внутреннее
механическое растрескивание стали. При условии соприкосновения
фронтов электрохимического и механического разрушения дискретно
происходит дополнительное повреждение решетки трубной стали из-
за локальной потери несущей способности напряженной стенки тру-
бы, находящейся под внутренним давлением.
714
ГЛАВА VIII
Веским стимулятором процесса стресс-коррозии может быть поле
тока его катодной защиты, которое, энергетически взаимодействуя с
водородсодержащими ионами электролита грунта (при определенных
условиях), способствует разрыву связи и переходу ионов водорода к са-
мостоятельному активному существованию. В зависимости от величи-
ны энергии разорванной связи электрохимически образованные ионы
обладают разным запасом собственной энергии, подвижностью и про-
никающей способностью. Вследствие этого они, как правило, накапли-
ваются на разной глубине стенок труб и в разной степени инициируют
процесс стресс-коррозии. Такова в целом физическая модель этого про-
цесса.
Для учета количественных энергетических характеристик, участву-
ющих во всех стадиях описанной физической модели элементов-энерго-
носителей, и оценки степени их влияния на конечный результат дол-
жен быть осуществлен адекватный подход к математической модели.
Действительно, если рассмотреть комплекс основных химических
реакций, которые могут привести в системе к образованию свободных
ионов Н;. то он должен включать следующие превращения:
Н2О>Н+ + он-
NaHCO3>Na+ + Н+ + СО32
NH.OH > Н+ + NH„ + ОН
4	о
Потенциалы приведенных реакций позволяют сопоставить затраты
энергии на их протекание. В последнее время появились эксперимен-
тальные доказательства (Институт физической химии РАН), не подтвер-
ждающие изложенную выше модель КРН.
Уфимский нефтяной университет на основании исследований пора-
женного КРН металла и экспериментальных работ воссоздает картину
развития коррозионных трещин на месте аварии. Трещины развивались
хрупко от внешней поверхности трубы с вязким доломом (см. рис. 8.9).
В сечении трещин часто наблюдалось их ветвление. Трещины росли пер-
пендикулярно максимальным кольцевым растягивающим напряже-
ниям. Следовательно, трещина имеет межкристаллитный механизм
развития.
На первом этапе под воздействием коррозионной среды образуется
межкристаллитная трещина, а на втором — происходит увеличение по-
лости трещины за счет коррозионного растворения ее стенок и воздей-
ствия механических растягивающих напряжений, величина которых
растет по мере развития трещин за счет уменьшения сечения трубы.
Блистеринг и расслоение металла в очаге разрушения, как правило,
отсутствует.
Важная роль при возникновении КРН отводится изоляционному по-
крытию и подготовке поверхности к изоляции.
ЗАШИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
715
Для предотвращения КРН предъявляются самые высокие требова-
ния к качеству очистки трубопроводов перед нанесением изоляции. Ис-
следования немецких ученых доказали, что прокатная окалина или про-
дукты коррозии (ржавчина), не полностью удаленные со стальной
поверхности, могут способствовать достижению критической области по-
тенциалов. Поверхность стали с прокатной окалиной имеет более поло-
жительный свободный коррозионный потенциал. При катодной защи-
те часть защитного тока проникает в щель между поверхностью трубы и
покрытием. При этом невозможно избежать прохождения через крити-
ческую область потенциалов. Повреждение может произойти в случае
подтрава под покрытием, когда вследствие электрохимического воздей-
ствия неудаленной прокатной окалины на поверхности трубы образу-
ются потенциалы
UCuSO4 > - °’5 В (НВЭ).
Коррозионное растрескивание может возникать под отложениями
продуктов коррозии на трубах без покрытий, так как они, как правило,
электрохимически активны и ведут к образованию микроэлементов.
Необходимой степени очистки на практике можно достигнуть при
применении дробеструйной или пескоструйной очистки в заводских
или базовых условиях. Для подверженных КРН участков предпочте-
ние должно быть отдано заводской изоляции с применением термоуса-
живающихся лент или манжет на сварных монтажных соединениях.
Однако не стоит пренебрегать данными канадских ученых о примене-
нии полиэтилена и предпочтением, которое они отдают эпоксидным
покрытиям.
Важно отметить, что КРН наблюдается на трубах и с неповрежден-
ной изоляцией. В природе нет абсолютно непроницаемых материалов, а
при длительной эксплуатации под воздействием повышенных темпера-
тур они становятся более пористыми и более проницаемыми, в том чис-
ле для СО2. Таким образом, в присутствии едкого натра (NaOH) возмож-
но образование карбонатно-бикарбонатных сред. Едкий натр может
образовываться на поверхности трубы электролитическим способом
при наличии катодной защиты. Несколько лет тому назад в Дании на
трубопроводах теплофикации было получено полное подтверждение по-
явления КРН по описанной выше схеме. Правда, это явление следует
ожидать при температурах, близких к 50°С.
Некоторые ученые считают, что с коррозионным растрескиванием
можно эффективно бороться путем уменьшения плотности защитного
тока, что требует поддержания менее отрицательных потенциалов, но
в этом случае может быть не обеспечена полностью надежная электро-
химическая защита от общей почвенной коррозии.
С одной стороны, это позволяет уменьшить образование едкого на-
тра, с другой стороны, покинуть критическую область потенциалов.
71 A
ГЛ АРД VHT
Опасность незначительной поверхностной коррозии является меньшим
злом» В сомнительных случаях защита от КРН должна иметь преиму-
щество перед защитой от поверхностной коррозии.
Обязательным требованием к покрытиям следует считать их высо-
кую теплоустойчивость, максимальное замедление процесса старения.
Нижняя часть трубы обычно больше подвержена коррозии. По-видимо-
му, это связано с долговременными условиями повышенной влажности
на нижнем участке и с тем, что в изоляционном покрытии в этих усло-
виях обнаруживаются дополнительные дефекты, открывающие доступ
электролита к поверхности трубы.
Данные по Трансканадской системе газопроводов свидетельствуют
о том, что, несмотря на высокий процент КРН (около 70% ), приходя-
щийся на пленочную изоляцию, само покрытие находилось, как пра-
вило, в хорошем состоянии. КРН на участках отслоившейся или по-
врежденной изоляции отмечалось очень редко. Канадские специалисты
объясняют это тем, что поврежденные участки позволяют токам ка-
тодной защиты поляризовать поверхность трубы. Вместе с тем КРН,
как правило, обнаруживается в непосредственной близости от продоль-
ного сварного шва и кольцевого монтажного сварного шва с незначи-
тельным отслоением (менее 100 мм в ширину) изоляции.
Напомним, что аналогичные явления наблюдались и в отечествен-
ной практике. Правда, российские специалисты объясняют это и «пала-
точным эффектом» изоляции, и проскоком щеточного инструмента при
очистке поверхности трубы. Канадские специалисты связывают КРН
также с незначительными отслоениями изоляции на поверхности тру-
бы (сморщивание, гофры) в следствие нарушения технологии укладки
или взаимодействия с грунтом, его осадкой при засыпке траншеи.
При обследовании путем шурфования 914-миллиметрового газопро-
вода Трансканадской системы установлено, что трубы, покрытые поли-
этиленом, более восприимчивы к стресс-коррозии по сравнению с тру-
бами, покрытыми мастиками на базе битума (асфальта).
Всего было выявлено около 1900 колоний стресс-коррозии. Из них
лишь 1% имел глубину трещин свыше 10% от толщины стенки трубы,
а 96% — менее 5%. Поэтому, несмотря на большое число выявленных
колоний КРН было сделано заключение о возможности продолжения
эксплуатации газопровода с регулярным гидростатическим переиспы-
танием.
Вскрывались шурфами и другие газопроводы Трансканадской сис-
темы диаметрами 508, 762 и 1067 мм. На газопроводах, введенных в
эксплуатацию в 1958 г., диаметром 508 мм, покрытых каменноуголь-
ным пеком, глубина трещин КРН до 10% составляла 22%. На газопро-
воде диаметром 1068 мм, построенном в 1982 г. и изолированном двой-
ным слоем пленки, - трещины КРН глубиной до 10% составляли 3%.
По-видимому, эти результаты указывают на временную зависимость.
ЗАШИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
717
Многие американские ученые считают, что уровень катодной защи-
ты - один из определяющих факторов КРН. На одном из промыслов
США в течение девяти лет нормально эксплуатировались трубопрово-
ды без катодной защиты и начали разрушаться только после введения
в эксплуатацию катодных станций. Это явление было связано с разло-
жением воды при определенных уровнях потенциалов, образованием
водорода и КРН. Область электрохимической защиты трубопровода в
грунтах, благоприятствующих развитию стресс-коррозии, ограничи-
вается узким диапазоном потенциалов.
Так, согласно исследованиям немецких ученых, для низколегирован-
ной стали критический интервал расположен между -0,49 и -0,35 В (НВЭ)
при максимальной подверженности коррозии при -0,45 В. Таким обра-
зом, дистанция от катодного защитного потенциала (Uc = 0,85 В,
Инвэ = -0,53 В) составляет лишь 40 мВ.
При ошибках в поддержании рекомендуемых потенциалов катодной
защиты возможно коррозионное растрескивание в критической облас-
ти потенциалов, инициированное щелочным бикарбонатом.
Установлено, что водородопроницаемость трубной стали достигает
высоких значений в водных растворах угольной и муравьиной кислот,
образование которых возможно при деструкции полимерных покрытий
и биокоррозии. Снижение или превышение оптимального защитного
потенциала трубопровода приводит либо к локальному растворению и
росту трещин, либо к возникновению водородного охрупчивания.
Изучение канадскими учеными проявлений КРН на Трансканад-
ской газотранспортной системе показало, что КРН вызывалось подпле-
ночной средой с pH < 7,5 и в местах с ослабленной катодной защитой.
Участки в зоне КРН имели смещение потенциала менее 100 мВ. Канад-
ские ученые полагают, что, если с помощью катодной защиты pH = 8 и
выше, то предотвращается возникновение стресс-коррозии. При этом
отмечается более высокая электропроницаемость полимерных пленок
по сравнению с асфальтовыми (битумными) покрытиями и более ин-
тенсивная КРН в трубах, изолированных пленкой.
Приведенные ранее показатели высокого суммарного защитного по-
тенциала до -3,5 В на аварийном Краснотурьинском участке, еще мало
о чем говорят. Необходимо знать истинный поляризационный потенци-
ал на металлической поверхности трубы в зоне возможного контакта с
электролитом. Это оказалось совсем непростой задачей, тем более что
защитный потенциал неравномерно распределяется по поверхности тру-
бы в сечении. В связи с этим, ВНИИГаз предлагает установить датчики
потенциала как минимум в 4 точках: сверху, снизу и по бокам. Инсти-
тут использовал капилляры Габбера-Луггина для измерения потенци-
алов в дефектах изоляции и под покрытием.
Следует отметить, что при плохом качестве изоляции нарушается харак-
тер распределения защитных потенциалов по поверхности трубопроводов,
718
ГЛАВА VIII
создаются локальные участки с перезащитой, в то же время имеются участ-
ки, где защита в полной мере не достигается. Это затрудняет настройку
средств электрохимической защиты трубопроводов.
Проф. В.В. Притула предложил установить следующие уровни ка-
тодного потенциала в связи с проявлением разного вида коррозионных
явлений:
•	до 0,55 В — идет общий процесс коррозии;
•	с 0,6 В — начинает активизироваться биокоррозия;
•	при 0,67—0,8 В - бикарбонаты (карбонаты) и нитраты разлагают-
ся с выделением свободных ионов водорода;
•	при 0,8—0,85 В - степень защиты достигает 80—90%;
•	с 0,85 В — безопасное состояние, свободное водородообразование не
происходит;
•	0,85—0,9 В — безопасный интервал;
•	при 0,95—1,5 В - начинается проявление окислительных реакций,
связанных с деятельностью микроорганизмов;
•	>1,12 В — начинается разложение воды.
Как уже отмечалось, поляризационный потенциал трудно измерить.
Поэтому, когда на Краснотурьинском участке указывается суммарный
защитный потенциал в —3,5 В, можно ожидать, что поляризационный
потенциал находится в пределах до —1,1 В.
ИНКУБАЦИОННЫЙ	В результате обследования раз-
ПЕРИОД КРН	рушений трубопроводов из-за
И ВЛИЯНИЕ ПОЛОЖИТЕЛЬНЫХ КРН можно сделать некоторые
ТЕМПЕРАТУР	обобщения по характерному
времени возникновения аварий
или образования свищей, а также установить и влияние температуры
транспортировки продукта.
По данным Газнадзора РФ инкубационный период разрушения ра-
вен 7-8 годам (50% всех разрушений по причине КРН); ВНИИГаз счита-
ет, что время эксплуатации до отказа равно 10 годам. Уфимский нефтя-
ной университет называет меньший срок инкубационного периода —
5 лет, канадские специалисты — 6 лет. По наблюдениям российских уче-
ных (данные до 1996 г.), наибольшее число отказов по КРН зафиксиро-
вано в пределах 20-25 км после выхода из компрессорной станции, 40%
отказов по вине КРН произошло на 10 км от КС.
Установлено, что в карбонатных-бикарбонатных средах, формиру-
ющихся вблизи поверхности трубопровода с поврежденной изоляци-
ей, проявление КРН наблюдается в узкой области потенциалов внеш-
ней поляризации. Например, для стали марки 17Г1С от —0,7 до —0,9 В
по м.с.э.
По данным американских ученых, 90% разрушений из-за КРН происхо-
дят в пределах 16 км КС. Данные по Трансканадской системе отличаются
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
719
и от российских и от американских данных. На системе в пределах 16 км
произошло 50% разрушений по КРН, на расстоянии 30 км — свыше 20%,
остальная часть- на 55-километровом участке.
Однако, как утверждают канадские ученые, прямой зависимости
стресс-коррозии от температуры нет. При этом приводится следующее
объяснение: растворимость СО2 в водном электролите увеличивается с
уменьшением температуры, концентрируя угольную кислоту в раство-
ре и провоцируя КРН.
Немецкие ученые утверждают, что для газопроводов высокого давле-
ния опасность КРН практически отсутствует, если температура эксплуа-
тации не превышает постоянно 50°С и противокоррозионная защита вы-
полнена технически правильно, т. е. катодная защита и полиэтиленовое
покрытие соответствует ДИН 30670.
Эти сведения не корреспондируются с данными, полученными по
статистике разрушений из-за КРН в нашей стране, а также в США и
Канаде. По зарубежным данным снижение температуры (на 10°) транс-
портируемого газа может обеспечить снижение опасности КРН вдвое.
Следовательно, температура транспортируемого продукта и самого га-
зопровода существенно влияет на вероятность возникновения КРН.
ОЦЕНКА ТРУБНЫХ Качественный анализ полученных
СТАЛЕЙ НА СТОЙКОСТЬ КРН анодных поляризационных кривых
позволяет сделать вывод о предрас-
положенности к КРН всех исследованных трубных сталей, как отече-
ственных, так и импортных. Наблюдались по этой причине отказы на
прямошовных и спиральношовных трубах диаметром 1020—1420 мм с
толщиной стенки 9—16,5 мм.
Трубы изготавливались на Челябинском, Волжском и Харцызском
трубных заводах из сталей 14Г2АФ, 15Г2С, 17ГС, 17Г2СФ, а также из
импортных сталей. Наблюдались отказы из-за КРН на трубах групп
прочности Х60, Х65, Х70 поставки фирм «Маннесманн», «Бергрор-
Херне» и «Валурек». Исследование сталей на образцах, отобранных из
фрагментов труб аварийных участков, показали соответствие их меха-
нических свойств ТУ. Предел прочности 570—820 МПа, предел текуче-
сти 380-675 МПа, относительное удлинение 16-20%, ударная вязкость
50—108 Дж/см2. Отмечалось различие твердости металла по перимет-
ру трубы и в зонах, непосредственно примыкающих к трещинам. Ха-
рактер разрушения ударных образцов, как правило, квазихрупкий.
По наблюдениям Уфимского нефтяного института участки газопро-
водов, построенные из высокопрочных сталей контролируемой прокат-
ки Х65 и Х70, при КРН разрушаются быстрее, чем участки из менее
прочных сталей. Однако, данные статистики не подтверждают этот вы-
вод, так как разрушения из-за КРН имеют место на трубах всех марок
трубных сталей.
720
ГЛАВА VIII
Более всего их было на сталях 17Г1С и 17ГС, которые дали в сумме
51,1% всех разрушений по этой причине. На долю труб из стали Х60
приходится 16,3%, а на трубы из стали Х70 - 11,6%. Но вышесказан-
ное не дает основания связывать напрямую количество разрушений с
типом и маркой стали, так как неизвестно соотношение протяженности
уложенных труб разных марок, доминирующие районы их прокладки,
«возраст» газопроводов и, наконец, качество их изоляции и электрохи-
мической защиты. Из анализа статистики видно, что на высокопрочных
трубах инкубационный период до аварий был более короткий.
Однако напряжения и показатели прочности стали никак не связа-
ны, так как все регулируется толщиной стенки. Уровень напряжений
будет одинаковый, но химический состав и кристаллическое строение у
высокопрочных сталей контролируемой прокатки имеет свое отличие.
Известно, что их мелкозернистая феррит-бейнитная структура достига-
ется заканчиванием обжатия при сравнительно низких температурах
прокатки и быстрым охлаждением.
Можно предположить, что механизм разрушения высокопрочных
сталей контролируемой прокатки при стресс-коррозии имеет своеобра-
зие. УралНИТИ считает, что сульфиднокоррозионное растрескивание
связано со сталями контролируемой прокатки, но в то же время карбо-
натно-бикарбонатная коррозия на такой тип стали не оказывает влия-
ния. Они также отмечают, что титан, присутствующий в металле, выс-
тупает в роли ловушек водорода.
ВНИТИ предлагает для участков, подверженных КРН, мягкую вяз-
кую сталь марки 14ГВШ, изготавливаемую электрошлаковым перепла-
вом. В опытных плавках стали достигнуто низкое содержание серы - до
0,004%. Трубы получаются однородными по периметру. Толщина стен-
ки труб диаметром 1420 мм должна вырасти до 22 мм. Изготовление та-
ких труб на Харцызском трубном заводе потребует дополнительных ус-
тройств. ВНИТИ также разработал технологию термомеханической
обработки продольного шва, что может значительно повысить стой-
кость труб к КРН.
Исследования влияния высокого отпуска на стали 10Г2БТЮ при тем-
пературе 560—580°С показали, что при выдержке 20 мин прочностные
свойства не изменились, относительное удлинение увеличивалось на 2%,
а ударная вязкость по средним значениям возросла на 30 Дж/см2.
В результате высокого отпуска существенно увеличивается минималь-
ное значение количества циклов до появления трещины определенной
длины и до разрушения образца.
Изучение Уфимским нефтяным институтом расположения очагов
разрушения прямошовных труб показало, что в некоторых случаях наи-
более глубокие трещины располагались на расстоянии 100-200 мм от
заводского сварного шва. Было установлено, что максимальная чувстви-
тельность металла к КРН наблюдалась в местах подгибки кромок, чему
ЗА ЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
721
соответствует указанное выше расстояние расположения дефектов от
сварного шва. На этих же участках имело место максимальное искаже-
ние кристаллической решетки.
Японская фирма «Ниппон-кокан» исследовала на коррозионную стой-
кость при потенциале —0,65 В трубы из сталей различного класса проч-
ности: Х52, Х70 и Х80 и не установила снижения коррозионной стойко-
сти при повышении прочности. Металлурги Японии для повышения
коррозионной стойкости идут по пути снижения марганца, а также серы -
до 0,001-0,005%. Японские фирмы выпустили коррозионно-стойкую
сталь класса Х65 для Северного моря. «Европайп» планирует изгото-
вить в ближайшее время коррозионно-стойкую сталь Х70. Следует от-
метить, что никогда в ТУ на трубы, в том числе и импортные, не оговари-
вались специальные требования по коррозионной стойкости.
Уфимский нефтяной университет считает, что наиболее интенсив-
но разрушение развивается на трубах из сталей контролируемой про-
катки с классом прочности выше Х60 и из сталей, имеющих сильное
загрязнение неметаллическими включениями.
По данным ВНИИГаза, 70% разрушений из-за КРН происходят по
основному металлу. Кинетика выделения водорода и его проникнове-
ние в объем железа и стали связана с величиной водородного показате-
ля (pH) и анионным составом растворов.
Для изучения причин КРН важно установить водородопроницаемость
трубной стали при катодной поляризации в нейтральных растворах, в вод-
ном растворе органических кислот и сероводорода. Важно также срав-
нить количество водорода, задержавшегося в стали, с количеством водо-
рода, прошедшего через сталь.
Проницаемость стали для водорода определяется произведением ско-
рости диффузии водорода через кристаллическую решетку на его раство-
римость. Количество продиффундировавшего водорода определяется
химическим составом водных растворов и механизмом протекания ка-
тодного процесса. Наибольшее отношение наблюдается в растворах ди-
оксида углерода и сероводорода. Надо учитывать возможность наводо-
роживания стали не только при взаимодействии с сероводородом, но и с
диоксидом углерода и органическими кислотами.
Можно ожидать, что влияние СО2 на наводороживающие стали при
внешней катодной поляризации будет возрастать. При потенциалах
разложения воды водородопроницаемость стали минимальна.
ВЛИЯНИЕ НАПРЯЖЕННОГО Принципиальное отличие трубо-
СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ проводов от других металлических
НА КРН	конструкций состоит в значи-
тельной неопределенности напря-
женно-деформированного состояния, обусловленной сложной схемой
внешних воздействий и масштабами самой системы. Весьма важно
722
ГЛАВА VIII
(с позиции развития коррозионных трещин под напряжением) определить-
ся с характером нагружения трубопроводов. Как было показано ранее,
резко активизируются процессы коррозионного растрескивания, ослож-
ненные проявлениями усталости при динамическом, циклическом нагру-
жении трубопровода. При циклическом нагружении скорость коррозии
обычно резко возрастает по сравнению со статически нагруженным и за
счет постоянного разрушения окисных пленок и смывания раствором кор-
релирующей поверхности.
Ясность в характере нагрузок линейной части подземных трубопро-
водов есть только для его отдельных участков и узлов. Усталостные
явления металла, связанные с малоцикловой усталостью, наблюдались
в газопроводах надземных систем в местах выхода подземных трубо-
проводов на поверхность на Севере, в обвязке КС, крановых узлах, пе-
ремычках, врезках, на подводных переходах и др.
Для прогнозирования остаточного ресурса трубопровода необхо-
димо знать не только оценку напряженно-деформированного состоя-
ния трубопровода по данным фактического нагружения и условий
окружающей среды на данный момент, но и характер нагрузок, воз-
действий за период эксплуатации системы, в том числе, частотные ха-
рактеристики.
Для КРН существуют пороговые напряжения, которые в зависимос-
ти от температуры окружающей среды и других факторов могут варьи-
роваться в широком диапазоне от 0,2 до 1,0 О02. Трубные стали в при-
сутствии щелочи, растворов нитратов, сероводорода при температуре
+60°С характеризуются пороговым напряжением соответственно для ос-
новного металла и сварных соединений 0,9-1,0 п02, а при температуре
+20°С - 0,5-1,0 су0 2и 0,3-0,5 а0 2. Если максимальное напряжение в име-
ющемся дефекте не превосходит пороговое значение для данной сре-
ды, то образование (зарождение) трещины не происходит. Если уро-
вень действующих напряжений находится в диапазоне: ппор <
то имеет место стабильное подрастание докритической (равновесной)
трещины.
Предполагается, что сварные соединения должны растрескиваться
интенсивнее по сравнению с основным металлом. Это объясняется тем,
что наличие остаточных сварных напряжений суммируется с напряже-
ниями от внешней нагрузки. При оценке коррозионной усталости свар-
ных соединений определение дополнительных напряжений должно про-
водиться с учетом концентрации напряжений в сварных швах. Однако
при анализе последних разрушений по вине КРН не просматривается
неблагополучие именно сварных соединений. На Трансканадской сис-
теме газопроводов был лишь один случай разрушения сварного шва по
вине КРН. Исследования по обеспечению работоспособности сварных
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КО I РОЧИ И
соединений в агрессивных средах должны быть продолжены по схеме:
«технология сварки и сварочные материалы — неоднородность сварных
соединений - их склонность к растрескиванию».
По мнению зарубежных специалистов, появление в трубопроводе
трещин еще не означает окончательного выхода трубопровода из строя
и необходимости немедленного проведения ремонтных работ. Трубопро-
вод с трещинами может продолжать надежно работать еще значитель-
ное время, а небольшое снижение эксплуатационных нагрузок может
полностью приостановить их рост. Поэтому весьма важен достоверный
прогноз развития трещин в трубопроводе при переменных эксплуата-
ционных нагрузках. Канадские специалисты допускают уровень таких
трещин глубиной до 10% от толщины стенки трубы.
Экспериментами установлено, что водородная хрупкость не усили-
вается посредством предварительной выдержки образцов стенки трубы
в среде водорода при отсутствии напряжения. Предполагается, что во-
дород может поступать только через чистые неокисленные поверхнос-
ти, которые возникают у вершины трещины при нагружении.
Проф. Э. Вендлер-Калш из Германии считает, что в системе «сталь-
раствор карбоната (бикарбоната)» коррозионное растрескивание при
статическом нагружении не происходит, оно наблюдается лишь при воз-
действии критических скоростей растяжения. Было установлено, что
КРН наступает лишь при скоростях растягивающих деформаций около
5 -105 1.
С
При статическом нагружении выше предела текучести возможны ско-
рости ползучести, которые точно соответствуют скоростям растяжения при
длительном испытании на растяжение. Таким образом, скорости растяже-
ния, необходимые для начала КРН, могут существовать в условиях стати-
ческого нагружения. Из этого следует, что при квазистатическом нагру-
жении сталей с относительно высокими и долго сохраняющимися
скоростями ползучести могут достигаться критические скорости растя-
жения, которые вызывают образование трещин. Критические скорости
растяжения, вызывающие инициированное бикарбонатом коррозионное
растрескивание, возможны и при асимметричном цикле нагружения с низ-
кой частотой. Это означает, что при знакопеременном цикле нагружения
коррозионное растрескивание может происходить значительно ниже пре-
дела текучести.
При этом следует учесть, что частоты порядка 10“б Гц соответствуют
обычным колебаниям давления газопроводов. За КС колебания темпе-
ратуры и давления могут создавать асимметричные циклы нагружения,
способствующие КРН. Такова позиция немецких ученых. По мнению
ВНИИГаза, влияние циклических нагрузок на КРН может быть связа-
но с показателями 107—10-8 Гц. При этом проявляются и усталостные
724
ГЛАВА VIII
явления в металле. В США были зафиксированы разрушения промыс-
ловых трубопроводов, связанные с образованием трещин в результате
динамических нагрузок при перевозке труб.
Выполненные исследования и собранная информация по изучению
КРН зарубежными исследователями, а также данные по практике пре-
дотвращения разрушений по причине КРН за период 1996-2001 гг. по-
зволили констатировать.
1.	Коррозионное растрескивание трубопроводов под напряжением и,
как следствие, их возможное разрушение связано с совокупностью мно-
гих причин. Наукой и практикой эксплуатации трубопроводов выявле-
ны факторы прямо или косвенно, а чаще всего в сочетании, вызываю-
щие это явление. К ним относятся следующие: наличие обводненных
коррозионно-активных грунтов; катодная защита в определенных гра-
ницах поляризационного потенциала; недостаточная очистка поверхно-
сти труб от прокатной окалины и продуктов коррозии; неправильный
выбор изоляционных материалов; несовершенство технологии нанесе-
ния и дефекты покрытия; аномально высокая температура эксплуата-
ции; повышенный уровень кольцевых растягивающих напряжений, в
том числе от воздействия циклических нагрузок, и наконец, несоответ-
ствие качества трубного металла.
2.	Несмотря на то, что КРН наблюдалось на газопроводах, проложен-
ных в разных климатических зонах и разнообразных почвах (глины,
суглинки, торфяники песчаные и др.) с кислой, щелочной и нейтраль-
ной средой, по-видимому, наибольшую опасность представляет присут-
ствие бикарбонатов, нитратов, сульфидов и карбонатов. Целесообразно,
чтобы проектные институты при проведении изысканий трасс будущих
газопроводов (особенно вблизи КС) оценивали коррозионную активность
грунтов и по присутствию в почве ионов этих соединений.
Исследования, связанные с оценкой коррозионной активности грун-
тов, растворы солей которых могут в сочетании с защитным катодным
током определенного уровня потенциала вызывать КРН, должны быть
продолжены с целью определения «критических сред» и концентраций.
В отдельных случаях может возникнуть необходимость замены есте-
ственного грунта в траншее песком.
3.	Учитывая важную роль почвенной микрофлоры в процессах суль-
тредукции и сульфид ©образования, значительно интенсифицирующих
КРН, необходимо разработать методику количественной диагностики
микробиологической опасности КРН, используя для этого достижения
в этой области МГУ им. М.В. Ломоносова и ВНИИСТа.
4.	Отечественными и зарубежными разработками установлена узкая
область рекомендуемых потенциалов катодной защиты. Техническая
сложность состоит в поддержании рекомендуемых потенциалов на уча-
стках большой протяженности по времени, а также наблюдении и конт-
роле динамики изменения поляризационного потенциала. В условиях
ЗАЩИТА TPVBOnPOPOpOB ОТ КОРРОЗИИ
725
опасности КРН весьма важно знать истинный поляризационный потен-
циал, поверхность металла и протяженность участков, на которых он
поддерживается между точками измерения. Необходима разработка и
реализация системы автоматического слежения за катодным потенциа-
лом на всем протяжении газопровода и, в первую очередь, на участках,
подверженных КРН. Для этих целей может быть использована система
телемеханики или радиодатчики. Следует установить четкую взаимо-
связь уровня защитных потенциалов и температуры газопроводов.
5.	Для участков газопроводов, подверженных КРН, необходимо при-
менять только заводскую или базовую изоляцию труб. При очистке труб
предпочтение следует отдавать дробеструйной технологии. Должно быть
обеспечено удаление окалины и продуктов коррозии. Учитывая разные
оценки немецких и канадских специалистов, отечественных ученых,
целесообразно провести в короткие сроки исследования и дать оконча-
тельное заключение возможности использования полиэтиленовой изо-
ляции для участков, где существует опасность КРН.
Следует собрать сведения и изучить результаты применения труб с
эпоксидным покрытием Волжского трубного завода, в том числе на га-
зопроводе Долгодеревенское - Сысерть.
Независимо от выбранного типа и технологии нанесения изоляции
для участков возможного проявления КРН покрытие должно отличать-
ся высокой адгезией и сплошностью с тем, чтобы предотвратить попада-
ние электролита на поверхность трубы под изоляцией. Для повышения
адгезивной прочности целесообразно проводить хроматирование сталь-
ной поверхности труб. По-видимому, перспективно также применение
для изоляции и праймера ингибиторов, адсорбирующих ионы водоро-
да. В том числе следует опробовать введение в ингибитор селена, олова и
др. Все это будет способствовать предотвращению или замедлению про-
цесса КРН.
Должен быть организован коррозионный мониторинг магистральных
газопроводов.
6.	Следует постоянно следить за температурой эксплуатации газопро-
водов. Необходимо избегать длительного аварийного отключения АВО
за счет соответствующего резерва.
7.	Менее других вопросов изучена проблема фактического нагруже-
ния трубопроводов, в том числе и малоциклового, нагрузки с критичес-
ким уровнем частот колебаний. Установленные пороговые напряже-
ния по отношению к пределу текучести для низколегированных сталей
и сварных соединений нуждаются в проверке. На практике возникли
разрушения по вине КРН при напряжениях даже равных 0,4	2.
Требуется более глубокое изучение усталостных явлений в металле
и сварных соединениях и их связи с КРН.
8.	Сведения о работоспособности труб из сталей различного класса
и марок в условиях благоприятных для проявления КРН по собранной
726
ГЛАВА VIII
статистике отказов и результатам исследований весьма разноречивы.
В зарубежных источниках нет указаний о необходимости снижения
уровня прочности сталей, исходя из их стойкости к КРН.
Независимо от типа и марки стали для труб, прокладываемых в по-
тенциально опасных по КРН участках, необходимо иметь металл с ми-
нимальным содержанием неметаллических включений, с минимальным
содержанием серы.
Необходимо изучить влияние марганца и хрома в стали на КРН.
Следует отметить, что ТУ на трубы отечественных заводов и закупа-
емых за рубежом не содержат специальных требований к коррозионной
стойкости сталей, в том числе стойкости к КРН. Такие требования, на-
пример, содержатся в ТУ фирм, закупающих трубы для прокладки в
Северном море.
Для каждого контракта или на объект должны составляться техни-
ческие требования и вместе с фирмой-поставщиком разрабатываться ТУ
на поставку труб с указанием, в частности, и требований к коррозион-
ной стойкости.
9.	Для раннего обнаружения дефектов, вызванных КРН, до недавне-
го времени существовал один способ выявления мест, участков газопро-
водов, пораженных КРН — это гидравлическое переиспытание. В США,
опасаясь непредсказуемых разрушений от стресс-коррозии, были пере-
испытаны газопроводы в 15 штатах. Наиболее поучительный опыт пе-
реиспытаний с целью выявления участков, пораженных КРН, был по-
лучен на Трансканадской системе газопроводов.
В 1986 г. на 914-миллиметровых газопроводах этой системы было
переиспытано 48 участков. При выборе участков руководствовались
схожестью с участками, ранее поврежденными КРН, и близостью к на-
селенным пунктам. Была поставлена цель обнаружить и «вырвать»
наиболее пораженные КРН места на газопроводе. Предполагалось, что
вновь зарождающиеся трещины, должны иметь меньшие размеры, чем
трещины, образующихся при рабочем давлении. Это послужит под-
тверждением надежности испытанного участка.
Испытание проводилось в течение одного часа с доведением кольце-
вых напряжений до 1,1	2 с последующим 23-часовым испытанием на
утечку прир = 1,1
10.	Всемерно расширить проведение обследования трубопроводов
специальными внутритрубными устройствами, обнаруживающими
продольные трещины стресс-коррозионного происхождения.
Приведенный обзор показывает целый спектр направлений иссле-
дований КРН и их результатов, порой противоречивых, что свидетель-
ствует скорее только о поиске закономерностей коррозии трубных ста-
лей под напряжением и отсутствии надежных расчетных методик,
моделей коррозионного растрескивания труб под напряжением.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
727
Газпром с момента появления первых отказов по причине КРН уде-
ляет серьезное внимание изучению этого явления, созданию способов
превентивной диагностики. В1999-2000 гг. работы проводились в рам-
ках «Комплексной программы по исследованию КРН, созданию средств
технической диагностики КРН, а также средств защиты и методов ре-
монта газопроводов, подверженных стресс-коррозии».
Следует отметить, что до недавнего времени НИОКР Газпрома в об-
ласти борьбы с КРН в основном опирался на теорию, предложенную в
начале 90-х годов. В ней утверждалось: необходимость повышения то-
ков ЭХЗ по мере разрушения пленочного изоляционного покрытия труб
может привести к выделению водорода из электролита, окружающего
трубопровод.
Поскольку ионы обладают высокой диффузионной подвижностью в
металлах, это, в свою очередь, приведет к «водородному охрупчиванию
металла труб», проявляющемуся в виде колоний продольных трещин по
поверхности трубы. Эти трещины развиваются до разрыва газопровода.
Следовательно, необходимо следить за потенциалом ЭХЗ, чтобы контроли-
ровать выделение водорода. В таком случае КРН проявляться не будет.
Учитывая, что все газопроводы оснащены системой ЭХЗ, нужно лишь
соответствующим образом скорректировать ее работу. При этом, конеч-
но, возрастет опасность общей коррозии, и поэтому потребуется произ-
вести переизоляцию таких участков газопроводов.
В последние годы исследования и опытно-производственные работы
по коррозии под напряжением в трубопроводном транспорте были зна-
чительно расширены. В 1998-2001 гг. эти исследования проводились в
рамках «Комплексной программы по исследованию КРН, созданию
средств защиты и методов ремонта газопроводов, подверженных стресс-
коррозии».
Реализация программы принесла известные успехи по выявлению
механизма КРН, в создании методов и средств диагностики, отраслево-
го банка данных.
В частности, в результате выполненных исследований Институтом
физической химии РАН, ВНИИГазом, Рургаз АГ, Тюментрансгаз было
установлено, что параметры электрохимзащиты не влияют, как это счи-
талось ранее, на образование трещин КРН, что аномальные концентра-
ции водорода, в металле не обнаружены. Как показали исследования
ИМЕТ РАН «водородное охрупчивание» трубных сталей в процессе КРН
не наблюдается.
В Институте физической химии РАН и ВНИИГазе были подготовле-
ны исследования по влиянию катодной защиты на коррозию под на-
пряжением.
Для предсказания возможности развития КРН на трубопроводах и
разработке мер по их противокоррозионной защите необходимо знание
кинетики и механизма роста коррозионной трещины в трубных сталях.
728
ГЛАВА УШ
Скорость роста коррозионной трещины в стенке трубы зависит от боль-
шого числа факторов, таких как химический состав и структура стали,
напряженное состояние и качество изоляционного покрытия трубопро-
вода, химический состав окружающего грунта, величина электрохими-
ческого потенциала и др. При этом величина потенциала представляет
наибольший практический интерес, поскольку это единственный пара-
метр, который можно регулировать на действующих трубопроводах.
В ряде работ высказывались опасения, что высокие значения защитно-
го потенциала могут приводить к растрескиванию стенок трубопровода
вследствие водородного охрупчивания под действием катодной защиты.
Известно, что катодная поляризация может как тормозить, так и
ускорять рост коррозионных трещин в сталях и сплавах в зависимости
от механизма растрескивания. Существует два основных механизма
коррозионного растрескивания - локального анодного растворения ме-
талла (ЛАР) и водородного охрупчивания (ВО) стали вблизи вершины
трещины. Показано, что эти механизмы КРН являются достаточно уни-
версальными и, по-видимому, одновременно действуют при коррозион-
ном растрескивании любых сталей. Однако в зависимости от конкрет-
ных условий эксплуатации тот или другой механизм коррозионного
растрескивания может становиться преобладающим. Соответственно,
катодная поляризация будет приводить к торможению роста коррози-
онных трещин по механизму ЛАР или ускорению по механизму ВО.
Представляло большой практический интерес определить условия, в
которых будет преобладать тот или иной механизм растрескивания, и
найти критерии оценки опасности ВО на конкретных участках трубо-
проводов.
Согласно механизму ВО, трещина растет, когда концентрация во-
дорода в металле (С) превышает некоторое критическое значение. Кон-
центрацию водорода в металле можно рассчитать из величины тока
внедрения водорода в стальную мембрану - (мкА/ см2):
С (Мкг/г) « iLM/FpD,	(8.1)
где L — толщина мембраны (см), М — атомный вес водорода, F — число
Фарадея, р — плотность стали (г/см3), D — коэффициент диффузии водо-
рода в стали (см2/с).
Таким образом, величины С или можно рассматривать как крите-
рий опасности водородного охрупчивания стали. Скорость внедрения
в сталь водорода зависит от интенсивности его выделения в ходе катод-
ных реакций и от присутствия в среде промоторов наводороживания.
Были поставлены следующие исследования:
— по изучению влияния величины катодного потенциала, кислотнос-
ти среды и добавок сульфид-ионов на скорость роста коррозионной тре-
щины в трубных сталях с целью установления количественного крите-
рия опасности развития КР по механизму водородного охрупчивания;
ЗАШИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
729
- по измерению скорости проникновения водорода в сталь в реаль-
ных условиях на потенциально аварийных участках газопровода, что-
бы определить опасность их водородного охрупчивания.
Учитывая полемику и неоднозначность суждений о влиянии катод-
ной защиты на коррозию под напряжением, и, в частности по указан-
ным выше положениям, приводится методика и результаты проведения
экспериментов.
Скорость роста трещины определялась на образцах из трубных сталей
14Г2САФ и других сталях класса Х70. Образцы размером 200x25x10 мм
вырезали из трубы вдоль осевой линии на расстоянии 120 мм от про-
дольного сварного шва. Формировалась первичная трещина, и готови-
лись образцы к испытаниям на растрескивание по специальной мето-
дике д-ра техн. наук. В.А. Марычева.
Образцы с трещиной закрепляли в трехэлектродной электрохимичес-
кой ячейке, которую заполняли исследуемым электролитом. К образ-
цам прикладывали постоянную растягивающую нагрузку. Скорость
роста трещины рассчитывали из зависимости величины электросопро-
тивления образца от времени испытаний. Чувствительность измерений
до 10~9 Ом.
Измерение скорости проникновения водорода в стальную мембрану
в реальных грунтах явилось частью программы РАО «Газпром», направ-
ленной на исследование причин коррозионных отказов, особенно часто
наблюдаемых на нитках газопроводов Краснотурьинского узла ДП Тю-
ментрансгаза. С этой целью было организовано 6 контрольно-диагнос-
тических пунктов (КДП) трассы 6-ниточного магистрального газопро-
вода, на которых были установлены датчики водорода (ДН-1).
Помимо МГ Краснотурьинского узла были организованы 3 конт-
рольно-измерительных пункта (КП) на газопроводе «Грязовец» Ногин-
ского ЛПУ Крюковской ЛЭП (с. Иславское, Одинцовского р-на Москов-
ской обл.).
В результате эксперимента были получены зависимости скорости
роста трещины в стали 14Г2САФ от потенциала в средах с различной
кислотностью. В щелочной среде катодная поляризация тормозит или
полностью останавливает рост трещины. Наводороживания стали в
этой среде не происходит. Следовательно, процесс КРН в щелочной среде
идет по механизму ЛАР.
Влияние катодной поляризации в слабокислом (pH -5,5) электроли-
те такое же, как в щелочном: катодная поляризация подавляет разви-
тие коррозионной трещины при малых механических напряжениях и
существенно уменьшает рост трещины при больших напряжениях.
Скорость проникновения водорода в стальную мембрану в этой среде
не превышает 10-12 мкА/см2, что оказывается явно недостаточно для
роста трещины по механизму ВО.
730
ГЛАВА VIII
В кислом электролите (pH -1,0) зависимость скорости роста трещи-
ны от потенциала имеет экстремальный характер. При сдвиге потен-
циала на 100 мВ отрицательнее потенциала коррозии, рост трещины
тормозится, а при более катодных потенциалах — ускоряется. Этот эф-
фект более ярко выражен при больших механических напряжениях.
Для сталей класса Х70 в кислой среде были получены аналогичные
зависимости: ускорение роста трещины наблюдается при большой ме-
ханической нагрузке и катодной поляризации свыше —1,1 В, а при мень-
шей нагрузке катодная поляризация только тормозит рост трещины.
Таким образом, в кислом растворе проявляется двойственное дей-
ствие катодной поляризации на скорость роста трещины в трубных ста-
лях. Ускорение роста при катодной поляризации является свидетель-
ством протекания растрескивания стали по механизму ВО. Скорость
проникновения водорода в сталь увеличивается при сдвиге потенциала
в отрицательную сторону, и при определенной достигается критичес-
кая концентрация водорода в подповерхностном слое металла.
Достаточно большие скорости внедрения водорода в сталь могут на-
блюдаться также в слабокислых растворах органических кислот, содер-
жащих промоторы наводороживания. Например, введение сероводоро-
да в раствор с pH-5,5 увеличивает к до величины 100—150 мкА/см2, при
потенциалах отрицательнее - 0,7 В. В этих условиях также проявляет-
ся ускоряющее действие катодной поляризации на рост трещины в труб-
ных сталях.
Водородное охрупчивание металла становится ведущим механиз-
мом КРН стали 14Г2САФ при i > 30 мкА/см2, следовательно для этой
стали критическое значение i„ = 30 мкА/см2. Для сталей класса Х70
критическое значение i* = 100 мкА/см2.
В соответствии с разработанными критериями была проведена оцен-
ка вероятности водородного охрупчивания на действующих газопрово-
дах. Эксперимент проводился длительное время в 1994—1998 гг. с изме-
рением условий наводороживания на магистральных газопроводах.
Защитный потенциал трубы в нормальном режиме СКЗ обычно не
превышал —1,6... —1,9 В (без учета омической составляющей измеряемо-
го потенциала). Максимальные плотности потока водорода в стальную
стенку трубы при включенной СКЗ составляли не более 6-10 мкА/см2.
При выключенных катодных станциях плотность потока водорода в сталь
снижалась в несколько раз.
Токи водородных датчиков ДН-1 такого же порядка величины на-
блюдаются на нитках газопроводов Краснотурьинского узла за период
с 1995 по 1997 г. Максимальная плотность потока водорода в сталь не
превышала 12—13 мкА/см2, причем, главным образом, в летние меся-
цы. Измеряемые потенциалы ниток газопровода лежали в интервале
от -2,5 до -3,5 В.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
731
Существенного различия в значениях защитных потенциалов и то-
ков индикаторов водорода, измеренных на других КП Краснотурьинс-
кого узла, не отмечалось. В табл. 8.10 приведены токи водородных дат-
чиков, измеренные в июне 1996 г. на нитках газопроводов упомянутых
выше контрольных пунктов. Из таблицы следует, что максимальная
плотность потока водорода в стенку стальной трубы не превосходит 10-
12 мкА/см2. Можно также заметить, что токи водородных датчиков в
сильно увлажненных грунтах Краснотурьинского узла несколько боль-
ше, чем в сухом песчаном грунте на Грязовецкой трубе.
Таблица 8.10. ТОКИ ВОДОРОДНЫХ ДАТЧИКОВ (В МКА/СМ2), ИЗМЕРЕННЫЕ НА НИТКАХ ГАЗОПРОВОДОВ КРАСНОТУРЬИНСКОГО УЗЛА В ИЮНЕ 1996 г.					
Километраж - Нитка	1251км	1254км	1257км	1269км	Грязовеи
1	10				3,6
L	2	10	5	12	12	
г '	3	9,5	5		105	
4	3	5	55	8,5	
: 5	4,5	1,2			?. -
6		2,4	6,4	55	
Выше было показано, что ВО становится ведущим механизмом рос-
та трещины в трубных сталях 14Г2САФ и сталей класса Х70 при плот-
ности тока внедрения водорода в металл свыше 30 и 100 мкА/см2. Как
видно из табл. 8.10, на всех нитках газопроводов Краснотурьинского
узла таких показаний водородных датчиков не наблюдалось.
Таким образом можно сделать вывод, что катодная защита не оказы-
вает стимулирующего влияния на КРН подземных трубопроводов. Этот
вывод подтверждается анализом распределения 44-х разрывов МГ Крас-
нотурьинского ЛПУ на многониточном участке от компрессорной стан-
ции Краснотурьинск до р. Каква. При проведении анализа рассматрива-
лись разрывы в процессе эксплуатации и разрывы при гидроиспытаниях,
идентифицированные как КРН.
Было показано:
— частота аварий не увеличивается при приближении к УКЗ. Из это-
го следует, что эти аварии не могут быть вызваны влиянием высоких
потенциалов катодной защиты, максимальные значения которых при-
ходятся на участки в районах точек дренажа УКЗ;
- 75—80% разрывов приходятся на участки газопроводов, не обес-
печенные защитным потенциалом, и только 20—25% разрывов при-
урочены к участкам, обеспеченным защитой.
732
ГЛАВА VIII
Из результатов анализа многочисленных обследований участков МГ
с повреждениями КРН известно, что значительное большинство тре-
щин КРН возникают и развиваются на участках под отслоившимся пле-
ночным покрытием. Доставка тока катодной защиты на эти участки
затруднена, поэтому потенциалы этих участков близки к стационар-
ным и никак не могут быть завышенными. Из этого также следует, что
повышенные потенциалы не могут являться причиной КРН подземных
трубопроводов.
Представляет интерес рассмотреть также возможность развития КРН
в зависимости от размера исходной зародышевой трещины.
Причиной образования зародышевых трещин могут быть усталост-
ные явления стали или локальная (например, межкристаллитная)
коррозия. Согласно одному из математических приближений, коэффи-
циент интенсивности напряжения (Klscc), при котором начинается про-
цесс коррозионного растрескивания реальных конструкций, связан с
глубиной трещины (Н) при о = от как:
Klscc = GT VH/0,21.	(8.2)
Это выражение применимо для длинных неглубоких трещин с отно-
шением длины к глубине более 10. Образование именно таких трещин
неоднократно отмечалось на внешней стороне трубы магистральных
газопроводов.
Зависимость критического коэффициента интенсивности напряже-
ния от концентрации растворенного в стали водорода выражается как:
Klscc = 89 ехр(-0,09С).	(8.3)
Каждому размеру первичного дефекта соответствует своя концент-
рация растворенного в стали водорода, при которой начинает разви-
ваться трещина. Например, при концентрации водорода менее 1 мкг/г
трещин глубиной до Н = 5мм даже при G = от не приведет к коррозион-
ному растрескиванию.
В области концентраций растворенного водорода от 1 до 10 мкг/г
вероятность водородного охрупчивания нарастает и появляется воз-
можность развития трещины из дефекта размером от 5 мм и выше.
При концентрациях водорода, превышающих 8-10 мкг/г, наблю-
дается типичное водородное охрупчивание, сопровождаемое блисте-
рингом.
Измеренные нами токи проникновения водорода на газопроводах
Краснотурьинского узла (см. табл. 8.10) соответствуют приповерхнос-
тной концентрации растворенного водорода приведенной в табл. 8.11.
Таким образом, в условиях 4-летнего опытно-промышленного мони-
торинга одного из наиболее аварийных участков многониточной системы
МГ было показано, что при столь малых концентрациях растворенного
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
733
в стали водорода, даже наличие в стенке трубы концентраторов напряже-
ний в виде уже существующих трещин и питтингов, не будет провоциро-
ваться водородное охрупчивание.
Таблица 8.11. КОНЦЕНТРАЦИЯ РАСТВОРЕННОГО ВОДОРОДА (МКГ/Г) В СТЕНКЕ СТАЛЬНОЙ ТРУБЫ (СТАЛЬ Х70) НА КП КРАСНОТУРЬИНСКОГО УЗЛА. ИЮНЬ 1996 г.				
нитка/К	1251км	1254км	1257км		1269км
п.				
1	0.234	0,124		
2	0,234	0,124	0,293	0,285
3	0,227	0,124		0.256
4	0,073	0,124	0,132	0,205
5	0,110	0,029		
6		0,059	0,154	0,132
Суммируя все изложенное по проведенным экспериментам можно
сделать следующие выводы.
1.	В лабораторных условиях установлено, что катодная поляриза-
ция может как тормозить, так и ускорять рост коррозионной трещины в
трубных сталях класса Х70 в зависимости от величины механических
напряжений и химического состава коррозионной среды. Торможение
роста трещины наблюдается при растрескивании стали по механизму
локального анодного растворения, ускорение при растрескивании по ме-
ханизму водородного охрупчивания.
2.	В качестве критерия растрескивания стали по механизму водо-
родного охрупчивания можно использовать величину скорости проник-
новения водорода через стальную мембрану. Водородное охрупчива-
ние развивается, если скорость проникновения водорода через
мембрану толщиной 0,01 см составляет более 30 и 100 мкА/см2 для
сталей 14Г2САФ и сталей класса Х70, соответственно.
3.	Катодная поляризация тормозит рост коррозионной трещины в
изученных трубных сталях, если в стационарных условиях скорость
проникновения водорода в металл не превышает указанных критичес-
ких значений.
4.	Разработан метод мониторинга условий наводороживания с по-
мощью индикаторов водорода ДН-1 и оценки опасности водородного
охрупчивания в реальных условиях эксплуатации трубопроводов.
5.	Анализ локализации коррозионных поражений многониточных
систем газопроводов, результатов их коррозионного мониторинга и рас-
пределения токов катодной защиты показал, что случаи коррозионного
растрескивания в зоне действия СКЗ на участках газопроводов Красно-
турьинского узла не связаны с водородным охрупчиванием стали.
734
ГЛАВА vm
Анализ приведенных в работе результатов лабораторных, стендо-
вых и натурных исследований показывает, что отмечаемые случаи кор-
розионного растрескивания газопроводов в зонах действия станций ка-
тодной защиты относятся к категориям анодного коррозионного
растрескивания, а не водородного охрупчивания стали, а катодная за-
щита не создает угрозы водородного охрупчивания основной массы ма-
гистральных газопроводов, эксплуатируемых в нейтральных средах.
К таким выводам пришел Институт физической химии РАН и
ВНИИГаз.
Отказы газопроводов по причине КРН металла труб происходили
только на трубопроводах большого диаметра 720-1420 мм, хотя из та-
ких же сталей были построены и газопроводы меньшего диаметра. КРН
подвержены стали отечественного производства классов прочности от
К52 до К65, и импортных сталей класса Х56 и Х70. В табл. 8.12 и 8.13
приведены механические свойства сталей, трубы из которых претер-
пели КРН. Все стали относятся к типу малоперлитных.
Таблица 8.12. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛЕЙ ПОСЛЕ
ТЕРМООБРАБОТКИ, НА КОТОРЫХ ИМЕЛИ МЕСТО ОТКАЗЫ ПО КРН
Марка стали	Термическая обработка	<5в, МПа	МПа	Класс прочности 1
17Г1С	Нормализация	510	353	К52(х56)
17Г2СФ	Термоулучшение (закалка Тотпуск)	589	412	К60
14Г2САФ	Нормализация	559	392	К55
14Г2СФБ	Нормализация	559	392	К55
17Г2АФ	Нормализация	589	412	КбО
Таблица 8.13. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА СТАЛЕЙ КОНТРОЛИРУЕМОЙ ПРОКАТКИ, КРН КОТОРЫХ наблюдали ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МГ			
Марка стали или класс прочности	©в, МПа	<Уг,МПа	5, %
10Г2ФБ	584	441	20
Х56	530	385	19
X»)	550	415	18
Х65	560	445	18
Х70	600	480	18
В сталях после прокатки размер зерен меньше, чем в нормализо-
ванных сталях. В последние годы при контролируемой прокатке ис-
пользуется ускоренное охлаждение, что обеспечивает наилучшее со-
четание свойств — прочности, пластичности и вязкости. Однако
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
735
режимы контролируемой прокатки выбирались на основе оптими-
зации кратковременных механических свойств, по которым нельзя
прогнозировать склонность трубных сталей к КРН.
В условиях эксплуатации российских газопроводов КРН подверже-
ны как обычные ферритно-перлитные, так и мелкозернистые микроле-
гированные стали. Последние оказываются чувствительными к КРН как
после термообработки, так и после контролируемой прокатки.
Это следует учитывать при производстве труб, стойких к КРН. Как
показали исследования в Институте металлургии им. Н.К. Байкова
РАН, рассматривая КРН с точки зрения составляющих его элементар-
ных процессов, коррозию под напряжением следует считать специфи-
ческой формой статической усталости.
Склонность стали к КРН — свойство, присущее системе «сталь—среда».
Важным параметром этой системы является пороговый уровень интенсив-
ности напряжения при КРН - KISOC, ниже которого докритический рост
трещины КРН не происходит. KIS0C соответствует минимальному напря-
жению, необходимому для осуществления микроскопических синергети-
ческих взаимодействий элементов дефектной субструктуры с компонен-
тами среды, коррозионная активность которой способна провоцировать
КРН как форму коррозионного взаимодействия.
В металле возникают локальные микрообъемы, механические свой-
ства которых отличаются от свойств металла в целом. Поэтому их мож-
но рассматривать как локальные повреждения металла. Накопление
микрообъемов изменяет распределение внутренних напряжений в объе-
ме металла до величины соответствующей KIS0C. Тем самым создаются
условия для продвижения трещины КРН.
При проведении контролируемой прокатки неизбежно создаются
внутренние напряжения, из-за которых стали будут иметь более низ-
кую вязкость разрушения в условиях КРН.
Кроме того, в микроструктуре трубной стали после контролируе-
мой прокатки феррит и перлит расположены отдельными, чередую-
щимися слоями. Экспериментальные данные свидетельствуют, что
вследствие взаимодействия результатов первичной ликвации марган-
ца и вторичных сегрегаций углерода в полосчатой микроструктуре, оба
этих обязательных компонента трубных сталей располагаются в од-
них и тех же объемах металла. Это обстоятельство может существенно
понижать сопротивление трубных сталей КРН.
При принятой в настоящее время технологии производства труб, ме-
талл еще до использования в сооружении претерпевает пластическую
деформацию, степень которой как в макро, так и в микромасштабе мо-
жет существенно различаться. Такое состояние металла создает предпо-
сылки для развития в нем статической усталости, которая может приво-
дить к специфической форме КРН. Суммируя сказанное ранее, следует
отметить: стойкая к КРН сталь должна быть пластичной и иметь мини-
мальные внутренние напряжения изготовления листовой стали и труб.
736
ГЛАВА VIII
В ООО «ВНИИГаз» разработана «Методика оценки стойкости ме-
талла труб к КРН». На основании проведенных экспериментальных
исследований по этой методике различных трубных сталей разработа-
ны «Дополнения к техническим условиям на газопроводные трубы с
повышенной стойкостью к КРН».
В общем плане по результатам проведенных исследований следует
считать наиболее перспективным структурным состоянием трубной ста-
ли в смысле сопротивления КРН термоулучшенное состояние, как наи-
более равновесное; предпочтительна также малоперлитная сталь, под-
вергнутая современной термомеханической прокатке с ускоренным
охлаждением.
Анализ большого массива дефектов КРН показывает, что большая
их часть имеет глубину 20—30% от толщины стенки трубы при длине
около 500 мм и ширине в кольцевом направлении до 100 мм, располага-
лась с некоторым преимуществом в нижней части сечения трубопрово-
да (на 5—7 ч по условному циферблату). Продольные трещины встреча-
ются и в верхней части трубопроводов, хотя, как правило, они в своей
массе имеют меньшую длину и ширину. Обобщенные результаты внут-
ритрубной инспекции газопроводов Уренгой - Ужгород, Уренгой —
Центр2, Ямбург - Елец 1 приведены в табл. 8.14.
Наиболее объективную информацию о поражении газопроводов кор-
розией под напряжением дает внутритрубная диагностика специаль-
ными снарядами-дефектоскопами, которые созданы ПО «Спецнефте-
газ» и МНПО «Спектр» (дефектоскоп КОД-4М-1420). Такая же
аппаратура имеется и у фирмы «Пайп троникс».
ПО «Спецнефтегаз» в 1999 г. завершил разработку магнитного сна-
ряда-дефектоскопа с поперечным намагничиванием для выявления
продольных дефектов. В 2000 г. проводилась опытно-промышленная
эксплуатация снаряда ДМТП-1400.
Снаряд уникален. Он обеспечивает выявление, определение положе-
ния и размеры аномалий стенки трубы, ориентированных в продольном
направлении, - трещин, зон стресс-коррозионного повреждения метал-
ла, коррозионных дефектов, несовершенств сварных швов.
Оптимальная скорость движения снаряда до 2,2 м/с, максималь-
ное давление - 8,0 МПа, максимальная длина обследуемого участка -
130 км, дефектоскопических каналов - 768, полоса контроля 5,7 мм,
объем бортовой памяти - 24 Гб.
Параметры чувствительности и погрешности к размерам выявляе-
мых дефектов:
-	продольные трещины - 3 4- х0,03 + xO,2t;
-	одиночные коверны - tx + x0,6t;
-	общая (площадная) коррозия - 2 + х2 + xO,2t;
-	глубина дефекта - ±0,lf;
-	длина дефекта - ±l,5t.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
737
Таблица 8.14. СРАВНЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ДЕФЕКТОВ КРН ГАЗОПРОВОДОВ УЧАСТКА КС КРАСНОТУРЬИНСКАЯ - КС ЛЯЛИНСКАЯ				
№ п/1	Сравниваемый параметр	Название газопроводов		
		Уренгой— Ужгород	Уренгой— Центр 2	Ямбург—Елец1
' 1	Число обнаруженных де- фектов	56	56	59
2	Диапазон глубины дефектов, % от толщины стенки	15-55	17-62	10-30
3	Преобладающая глубина дефектов, %	15-30	17-38	ю-зо
4	Максимальная плотность дефектов (на 5 км длины участка)	13	19	6
5	Положение максимума плотности дефектов, км	25-30 60-65	25-30	25-30 80-85
6	Распределение дефектов по длине трассы	Распреде- лены до 80 км	Распределены до 80 км	Распределены по всей длине участка
7	Распределение глубины де- фектов по длине трассы	Равномер- ное	Равномерное	Равномерное
8	Максимум частотного рас пределения размеров дефек тов (преобладающий раз мер): по глубине, % от тол щины стенки трубы: по длине, мм: по ширине, мм:	20-30 500 50	20-30 500 50	20-30 500 50
9	Угловое распределение де фектов в сечении труб, часы по условному циферблату	Рассеяние по всему сечению с локализа- цией в нижнем сечении	Рассеяние по всему сечению с локализацией в нижнем сече- нии	Рассеяние по всему сече- нию
На рис. 8.10 показаны результаты обработки продольных дефек-
тов, обнаруженных дефектоскопами ДМТП - 1400 с поперечным на-
магничиванием в 2000 г. Из 3459 выявленных продольных дефектов
по 137-ми была проведена контрольная шурфовка. Была подтвержде-
на высокая достоверность внутритрубной диагностики. Погрешности
в определении размеров дефектов составили: 7% — по длине дефектов;
12% — по ширине; 8% — по глубине.
Всего было выявлено 70 одиночных трещин длиной от 60 до 2500
мм, глубиной от 10 до 30% толщины трубы. Трещины располагаются
вблизи продольных сварных швов (5-8 ч по периметру трубы).
738
ГЛАВА VIII
Колонии стресс-коррозионных повреждений состоят из отдельных па-
раллельных трещин длиной 15—40 мм каждая и занимают зону длиной
обычно от 200 до 500 мм, но есть случаи, когда колонии достигают 12 м.
Ширина колоний от 20 до 550 мм, глубина трещин от 10 до 80% толщины
стенки трубы. На одношовных трубах располагаются вблизи сварных
швов, а на двухшовных — вблизи сварных швов и посередине между ними.
Наиболее ярко выражено образование по периметру в районе 4,5 и 7 ч.
Третий вид дефектов КРН — канавки и их колонии. Длина таких де-
фектов от 80 мм до 11 м, ширина от 10 до 900 мм, в основном встречают-
ся узкие канавки шириной 10 мм. Глубина канавок от 10 до 70% тол-
щины стенки трубы. Располагаются они на одношовных и двухшовных
трубах, так же как и колонии трещин. Обследованные трубы одношов-
ные импортной поставки, двухшовные производства Харцызского
трубного завода. Распределение продольных дефектов в зависимости
от типа труб (рис. 8.11) свидетельствует, что наибольшее количество
дефектов обнаружено на двухшовных трубах. Распределение основной
массы дефектов вдоль заводских сварных швов и посередине между
ними связано с технологией производства труб, определяющей напря-
женно-деформированное и микроструктурное состояние металла.
Большинство продольных дефектов располагается в нижней части труб
с выраженной ориентацией на 4 и 8 ч. Как показано на рис. 8.12, продоль-
ные швы газопроводов обследованных участков распределяются равно-
мерно по периметру. Напрашивается вывод о том, что следует сварные
швы располагать в верхней четверти периметра, и использовать только
одношовные сварные трубы. По опыту работы 2000 г. дефектоскопы
ДМТП-1400 усовершенствованы, изготовлены подобные дефектоскопы
на трубопроводы диаметром 530-1420 мм. На 1 сентября 2003 г. дефек-
тоскопами такого типа обследовано около 17300 км газопроводов.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
739
Рис.8.12. Статистическое распространение
углового расположения продольных швов
Учитывая высокую стоимость внутритрубных обследований газопро-
водов, работы выполнялись по прогнозной диагностике, что позволило
применять внутритрубную диагностику в ограниченных объемах в мес-
тах, обозначенных прогнозом. Методику прогнозной диагностики разра-
ботал ДОАО «Гипрогазцентр». ВНИИГаз и Уралтрансгаз разработали
специальную «Инструкцию по обследованию и ремонту газопроводов, под-
верженных КРН, в шурфах» (ВРД— 39-1.10-023-2001). Руководствуясь
ею, в 1999—2001 гг. обследования проводились в ООО «Баштрансгаз»,
«Северогазпром», «Пермтрансгаз». Обнаружено и отремонтировано (или
740
ГЛАВА VIII
удалено) около 3600 дефектов, из них около 500 длиной более 0,5 м. Осно-
вываясь на результатах изложенных выше работ, удалось создать мето-
дику принятия решения об остаточном ресурсе и ремонтопригодности.
Повышенная аварийность по причине коррозионного растрескивания
под напряжением наблюдается в Тюментрансгаз, Северогазпром, Волго-
трансгаз, Сургутгазпром, Пермтрансгаз, Лентрансгаз, Баштрансгаз.
В 2000-2001 гг. по причине КРН произошла почти половина от всех
аварий на газопроводах (14 из 27 в 2000 г. и 16 из 35 в 2001 г.).
Для промышленной безопасности газопроводов и надежной транспор-
тировки газа эффективная борьба с проявлением КРН стала централь-
ной задачей.
Важным шагом в решении проблем КРН явилось создание отече-
ственных диагностических внутритрубных магнитных снарядов, ко-
торые фиксируют продольные трещины, отслеживая поражения от
КРН. Однако сложность состоит в неподготовленности почти полови-
ны газопроводов к внутритрубному освидетельствованию (отсутствие
камер пуска и приема поршней, неравнопроходная арматура, наруше-
ния геометрии в период строительства и др.), а также в отсутствии нуж-
ного количества снарядов применительно к магистралям разного диа-
метра. Разработаны специальные методы оперативного ремонта,
только в 2000 г. было устранено свыше 2000 опасных дефектов.
Разработки и исследования КРН проводятся по обновленной «Ком-
плексной программе по исследованиям КРН, созданию средств техни-
ческой диагностики, а также средств и методов ремонта газопроводов,
подверженных стресс-коррозии (на 2002—2004 гг.)».
8.4. ТРУБОПРОВОДЫ С ВНУТРЕННИМ ГААДКОСТНЫМ ПОКРЫТИЕМ
Новые проекты трубопроводных систем предусматривают сооруже-
ние нефтяных и газовых магистралей на расстояние 4-5 тыс. км. При
таких расстояниях пропускная способность, внутреннее сопротивление
трубопроводов имеет определяющее значение успеха проектов. За рубе-
жом широко используется внутреннее гладкостное покрытие труб, осо-
бенно на газопроводах. Заслуживает внимания транспортировка газа
по трубопроводам с таким покрытием с месторождений Голландии и
голландский опыт в Алжире, Мексике. Специально для голландского
производителя Гасюни (Gasunie) фирма «Конон Котинге» разработала
гладкостное покрытие, обеспечивающее экономию энергии, затрачи-
ваемой на транспортировку газа в размере 8%. По расчетам Гасюни,
экономия в 1% вполне оправдывает затраты на нанесение покрытия.
В России первый газопровод из труб с гладкостным покрытием со-
оружен по проекту «Голубой поток» (Россия — Турция).
Применение труб с внутренним гладкостным покрытием позволяет
значительно снизить гидравлическое сопротивление магистральных
трубопроводов.
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОЛОВ ОТ КОРРОЗИИ
741
Эффект снижения гидравлического сопротивления может быть ис-
пользован для увеличения производительности трубопроводов (без уве-
личения степени сжатия компрессорных станций). При снижении эк-
вивалентной шероховатости внутренней стенки труб от исходной 30 мкм
до 20-15-10 мкм увеличение производительности в квадратичной зоне
сопротивления может составить соответственно до 4—7—11%.
При этом пропорционально увеличению производительности будут
возрастать и энергозатраты на транспорт газа.
Альтернативой может быть сооружение лупинга. Для увеличения
производительности на 11% потребуется сооружение лупинга длиной
до 25% от длины основной магистрали.
Многолетние исследования по внутренним гладкостным покрыти-
ям проводил ВНИИГаз.
Эффект повышения производительности газопроводов при исполь-
зовании труб с внутренним покрытием определяется соотношением.
a=a|‘aJ5’	<8.4)
где Qp Qo — производительность газопровода при применении труб соот-
ветственно с внутренним покрытием и без него; ЕЛ1 Еп — коэффициент
гидравлической эффективности газопровода соответственно с внутрен-
ним покрытием труб и без него; л. - коэффициент гидравлического
сопротивления труб соответственно с внутренним покрытием и без него.
Согласно действующим в ОАО «Газпром» нормативам коэффициент
гидравлического сопротивления в общем случае определяется по формуле
Л = 0,067(158+ “Т \	(8.5)
V Re D )
где Re= -	— число Рейнольдса; К — эквивалентная шероховатость
v
труб (для монолитных труб без внутреннего покрытия принимается
0,03 мм); D — диаметр газопровода; w - скорость течения газа, м/с; v —
кинематическая вязкость, м2/с.
В частном случае, при Re > 106 107, в квадратичной зоне сопротив-
ления, в которой в основном работают газопроводы при проектной про-
изводительности.
Тогда из (8.4) следует
(8.6)
(8.7)
742
ГЛАВА VIII
На рис. 8.13 приведена зависимость относительной производитель-
ности газопровода от относительной эквивалентной шероховатости
труб. Обратно пропорционально повышению производительности бу-
дут снижаться удельные металлозатраты. Отметим, что при увеличе-
нии производительности газопровода с Qo до Олъ/ —	= Q) увеличатся
затраты мощности на транспорт газа с No до Nr Согласно (8.4)
(\3	z
&|=лЦСо+Д°|.	(8.8)
oj	I а )
Рис. 8.13. Зависимость относительной производительности газопровода
от относительной эквивалентной шероховатости труб
Таким образом, при оценке эффекта от применения труб с внутрен-
ним покрытием для увеличения производительности газопроводов сле-
дует учитывать одновременное повышение затрат мощности на КС.
При увеличении производительности газопровода на 1% затраты
мощности на транспорт газа возрастают примерно на 3% (рис. 8.14).
Эффект снижения энергозатрат достигается за счет уменьшения сте-
пеней сжатия компрессорных станций. В квадратичной зоне сопротивле-
ния и при снижении эквивалентной шероховатости с 30 до 10 мкм эф-
фект снижения степеней сжатия КС составляет от 1,5 до 1,32. При этом
эффект снижения энергозатрат может достичь 20-30%.
На современном этапе развития транспорта газа применение труб с
внутренним покрытием наиболее целесообразно для снижения энерго-
емкости газопроводов. Известно, что производительность газопровода
определяется по формуле:
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
Рис. 8.14. Зависимость относительных затрат мощности
на транспорт газа от производительности газопровода
(2 = 3,326 1О’” О2'5 Л,
(8.9)
где D — внутренний диаметр газопровода, мм; Рн — абсолютное давление в
начале газопровода, МПа; е - степень сжатия КС; X - коэффициент гидрав-
лического сопротивления газопровода; А — относительная плотность газа
по воздуху; — средняя температура транспортируемого газа; zcp - сред-
ний коэффициент сжимаемости газа; L - длина участка газопровода, мм.
При постоянной производительности газопровода, а также при по-
стоянных параметрах линейного участка (Рн, D, A, Т^, z^, L) зависи-
мость степени расширения газа между двумя КС (или степени сжатия
последующей КС) от коэффициента гидравлического сопротивления га-
зопровода может быть оценена как
—=(8.10)
Хо X]
где eG. Ej - степень сжатия КС в конце участка соответственно без по-
крытия и с покрытием.
744
ГЛАВА VIII
Отсюда для квадратичного режима течения газа с учетом формулы (8.9)
(8.11)
Применение внутреннего покрытия снижает степень сжатия КС
(рис. 8.15), необходимую для обеспечения заданной производитель-
ности газопровода, что, в свою очередь, приводит к уменьшению энер-
гозатрат на транспорт газа. Зависимость удельных затрат мощнос-
тей N,?a на компримирование газа от относительной эквивалентной
шероховатости труб приведена в табл. 8.15.
N, _£W12-1
13,34^Q = “п™
(8.12)
где
А. = 1
^1пол
где Твс, гвс - температура и коэффициент сжимаемости газа на входе в
нагнетатель, Т]^ - политропный КПД нагнетателя.
Рис. 8.15. Зависимость степени сжатия КС
от относительной эквивалентной шероховатости труб
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
745
Таблица 8.15. УДЕЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ МОЩНОСТИ НА КОМПРИМИРОВАНИЕ ГАЗА	= 0,75)					
Степень сжатия, КС Ео	Относительная эквивалентная шероховатость труб Ki/K$				
	1,0 (базовый вариант)	0,8	0,6	0,4	0,3
					
1,30	0,114	0,107	0,100	0,089	0,082
1,35	0,131	0,121	0,114	0,100	0,092
1,40	0,148	0,138	0,127	0,114	0,107
1,45	0,164	0,151	0,138	0,124	0,114
1,50	0,180	0,164	0,151	0,134	0,124
ЛУуд, %					
130	0	6,1	123	21,9	28,1
135	0	7,6	13,0	23,7	29,8
1,40	0	6,8	143	23,0	27,7
1,45	0	7,9	15,8	24,4	30,5
ио	0	W	16,1	25,6	31,1
Примечание.	~ процентное отношение разности между удельными зат-
ратами мощности при KJK0 = 1 (для различных и удельными затратами мощ-
ности на компримирование газа при различной относительной эквивалентной
шероховатости труб к удельным затратам мощности при KJK0 = 1.
Снижение относительной эквивалентной шероховатости труб Ку/К0
с 1,0 (базовый вариант) до 0,8 уменьшает удельные затраты мощности
на компримирование газа примерно на 30% (см. табл. 8.15).
Применение труб с внутренним покрытием, снижая степень сжатия КС,
приводит к падению температуры газа на выходе из компрессорной станции.
При сохранении постоянной производительности газопровода эф-
фект увеличения расстояния между КС в квадратичной зоне сопротив-
ления может составить 10-30%.
При постоянной производительности газопровода, а также при по-
стоянных Рн, D, А, Г„, зср, Е зависимость длины участка газопровода
между двумя КС от коэффициента гидравлического сопротивления тру-
бы может быть оценена как
\Ло =
тогда
Л» \
Для квадратичного режима течения газа с учетом формулы (8.6) имеем
746
ГЛАВА VI11
,0.2
(8.13)
С уменьшением эквивалентной шероховатости труб длина участка
газопровода между КС увеличивается. Так, при снижении эквивалент-
ной шероховатости с 0,03 до 0,015 мм расстояние между КС увеличит-
ся примерно на 15%. При этом обратно пропорционально увеличению
расстояния между КС будут снижаться энергозатраты на транспорт
газа и соответственно уменьшаться затраты на сооружение и эксплуа-
тацию КС. Это необходимо учитывать при проектировании газопрово-
дов, используя трубы с внутренним покрытием.
ВНИИГазом совместно с ЦАГИ проводились испытания внутритруб-
ных покрытий (ВП) на стойкость к термическим и механическим воз-
действиям, характерным для российских условий транспортирования
и хранения труб, сооружения и эксплуатации газопроводов.
Ускоренные климатические испытания образцов ВП, эквивалент-
ные по продолжительности двум годам хранения труб на открытых
площадках в районах с холодным и умеренным климатом в условно
чистой атмосфере, не оказали влияния на контролируемые показате-
ли его свойств (толщина, адгезия, сплошность, состояние структуры,
стойкость к газо-абразивному изнашиванию).
Результаты эрозионных испытаний ВП показали, что температура
двухфазного потока, равная 60°С, в 1,5—2,5 раза улучшает относитель-
ную эрозионную стойкость (по отношению к стойкости при комнатной
температуре), а при температуре потока 12°С поверхность подвергает-
ся обледенению, что ведет к увеличению относительной эрозионной
стойкости в 16 раз. Выполненные на основе результатов эрозионных
испытаний на аэродинамических и центробежных установках расче-
ты условного ресурса ВП без учета фактора его старения при продол-
жительной эксплуатации показали, что оно может длительно (30 лет)
работать при скорости потока 10 м/с и запыленности 5 мг/м3.
ИСПЫТАНИЯ
ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ
КОНТАКТИРУЮЩИХ
ЭЛЕМЕНТОВ
Анализ возможной конструкции очистных
устройств показал следующее:
- перспективным материалом для кон-
тактирующих элементов является полиуре-
тан, обладающий (по сравнению с резиной)
меньшей разбухаемостью, массой и пузырением и большей сопротивля-
емостью углеводородам и абразивам;
—	пенополиуретановые поршни нецелесообразно применять из-за
внедрения абразивных частиц в поры, что ускоряет износ ВП;
-	щетки из стальной проволоки непригодны, так как могут привес-
ти к появлению царапин и интенсивному износу ВП из-за больших раз-
личий в показателях твердости.
Изнашивание ВП резиной происходит интенсивно в режиме влажного
трения с абразивом. Влажное или сухое трение без абразива не вызывает
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
747
изнашивания ВП при контактировании с резиной или полиуретаном.
Для очистки полости газопровода при наличии песка и воды примене-
ние контактирующего элемента из резины нецелесообразно из-за ин-
тенсивного изнашивания ВП даже при малых скоростях перемещения
(менее 0,1 м/с). Полученные показатели качества внутреннего покры-
тия позволяют рекомендовать его для использования при строитель-
стве и реконструкции магистральных газопроводов России. Посколь-
ку в ближайшие годы прогнозируется дефицит труб с внутренним
покрытием, то наиболее приоритетным является их применение в но-
вом проектировании в целях исключения лупингов или увеличения
шага между КС, а при реконструкции газопроводов — для снижения
степени сжатия в целях энергосбережения. Максимальный эффект от
применения труб с внутренним покрытием наблюдается в условиях
квадратичного режима гидравлического сопротивления, поэтому их
целесообразно использовать, в первую очередь, на наиболее загружен-
ных участках газопровода.
Таким образом, применение труб с внутренним гладкостным покры-
тием позволяет:
-	повысить производительность газопроводов на 7—12% при неко-
тором увеличении удельных энергозатрат на транспорт газа;
-	снизить (при постоянной производительности) энергоемкость про-
цессов транспорта газа за счет снижения степени сжатия КС до 31;
-	увеличить шаг между КС (при постоянной производительности) на
25%, что приведет к уменьшению числа КС в системе и снижению зат-
рат на сооружение и эксплуатацию магистральных газопроводов.
Произведена оценка экономической эффективности по дисконтиро-
ванным затратам, а также по снижению тарифа на транспорт газа.
Наиболее выгодный тариф будет получен при увеличении произво-
дительности газопровода. Снижение тарифа на транспорт газа состав-
ляет от 1,8-8%.
При использовании труб с ВП для увеличения расстояния между КС
снижение тарифа составит менее 1%, а при использовании таких труб
для снижения энергозатрат (на 30% ) снижение тарифа составит 1,3%.
Наибольшее снижение эксплуатационных затрат будет наблюдать-
ся при применении труб с внутренним гладкостным покрытием для уве-
личения расстояния между КС и снижения энергозатрат. В этом слу-
чае эксплуатационные затраты снизятся соответственно на 6—8%.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Арабей А.Б. Анализ основных достижений в диагностике КРН за 1999-
2000 гг. // Материалы отраслевого совещания ОАО «Газпром» по технической
диагностике. 2002.
748
ГЛАВА VHl
2.	Антонов ВЛ. К вопросу о нормативно-правовой документации и норма-
тивной базе по охране окружающей среды / «Трубопроводный транспорт нефти»,
1995. № 6.
3.	Иванцов OJM. Бессистемная система / «Нефть России», 1996. № 9.
4.	Иванцов О.М. Защита трубных сталей от почвенной коррозии / «Газовая
промышленность», 1993. № 4.
5.	Иванцов О.М. Спираль прогресса. М., ИНКО-ТАК, 1996.
6-	Иванцов О.М., Притула В.В., Гусев ВЛ. Энергетика наводороживания
трубной стали к стресс-коррозии / «Строительство трубопроводов», 1994. № 1.
7.	Иванцов О.М., Фролова ЮА. Экологическая дисциплина при испытани-
ях трубопроводов / «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе»,
2001. №2.
8.	Иванцов О.М., Фролова ЮА. Взаимовлияние систем трубопроводного
транспорта и природной среды / « Защита окружающей среды в нефтегазовом ком-
плексе», 2000. № 6-7.
9.	КанайкинВА., Мирошниченко Б.И., Аладинский В.В., Милъко-Бутовс-
кий ГА. (ЗАО «ПО “Спецнефтегаз”»), Патраманский БЛ, Лоскутов ВЛ, Вау-
лин СЛ. (НПО «Спектр»). Анализ результатов диагностики магистральных га-
зопроводов магнитным дефектоскопом высокого разрешения для выявления
стресс-коррозионных повреждений // Материалы отраслевого совещания ОАО
«Газпром» по технической диагностике. 2002.
10.	Маричев ВА. Успехи химии. 1987. Т. 4. № 5. С. 732.
11.	Маричев ВА. Докл. АНСССР. 1974. Т. 218. С. 638; 1975. Т. 225. С. 378.
12.	Михайловский ЮЛ., Маршаков АЛ., Игнатенко В.Э., Петров НА.
Защита металлов. 2000. Т. 36. С. 140-145.
13.	Михайловский ЮЛ., Маршаков АЛ., Петров НА. Защита металлов.
1997, Т. 33. №3. С. 326.
14.	Петров НА, Маршаков АЛ., Михайловский ЮЛ. Разработка методо-
логии и создание приборной базы коррозионного мониторинга многониточных
систем магистральных газопроводов. Современные проблемы трубопроводного
транспорта газа// Сб. науч. тр. М.: РАО «Газпром»: ВНИИГАЗ, 1998. С. 312.
15.	Рябов BJM., ГольдфарбАЯ., Божко НЛ, Усова ЛА. Современные виды
изоляции — направление предотвращения КРН / Материалы отраслевого сове-
щания ОАО «Газпром» по технической диагностике. 2002.
16.	Седых АД, Галлиулин З.Т., Леонтьев ЕЛ, Самсонова ЛЛ. Трубы с внут-
ренним гладкостым покрытием / «Газовая пром-ть», 2000. № 10.
17.	Стеклов ОЛ. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под на-
пряжением. М., Машиноведение, 1990.
18.	Тиффани К.Ф., Мастерс Д.Н. Прикладные вопросы вязкости разруше-
ния. М., «Мир», 1968. С. 349.
19.	Яковлев А.Я., Алиев Т.Т., Филлипов АЛ. (Севергазпром), Теплинс-
кий ЮА., КузьбожевАС. (СеверНИПИгаз). Предохранение антикоррозионного
покрытия при строительстве трубопроводов / «Газовая пром-ть», 2002. № 3.
20.	Devanathan МАУ., Stachursky Z. Proc. Roy. Soc. 1962. V. 90. P. 270.
21.	Nielsen L.V. Ptoc. «EUROCORR’97» (Trondheim, Norway, September
1997). V. I.,P. 141.
749
ГЛАВА IX
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
9.1.	ИСТОРИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ И ТРУБ
Трубы, выражаясь образным языком, — «хлеб» трубопроводного
транспорта. Надежность работы трубопроводных систем, их безопас-
ность во многом или даже в первую очередь зависят от качества уложен-
ных в магистрали труб.
На каждом этапе совершенствования технологии транспорта нефти
и газа, конструктивных проектных решений и методов строительства
трубопроводов выдвигались все более высокие требования к трубным
сталям и трубам. Увеличение диаметра и давления, особенно в газопро-
водах, толщины стенки и усовершенствование сварочных технологий
вызвали изменения не только в требованиях к механическим показате-
лям, химическому составу сталей, но и в технологии изготовления
штрипса, листового металла, процессов формовки труб и сварки, а так-
же физических средств контроля качества продукции.
Трубопроводостроительный «бум», который продолжался почти два
десятилетия, начиная с 70-х годов XX в., требовал огромного количе-
ства труб диаметром до 1420 мм включительно. Отечественные метал-
лургические и трубные заводы не могли покрыть полностью поистине
гигантскую потребность. Только за 1981—1985 гг. Миннефтегазстрой
использовал 22,5 млн тонн сварных труб большого и 3,2 млн тонн элек-
тросварных и бесшовных труб среднего и малого диаметров.
Высокий уровень потребления труб продолжался до 1988 г. и доходил
до 5,5—5,8 млн тонн, в том числе импорт составлял до 3,0 млн тонн в год.
В 50-х годах прошлого столетия, когда был дан старт новому этапу
развития отечественного трубопроводного транспорта, трубы изготов-
лялись из стандартных углеродистых сталей. Для производства труб
диаметром 530-820 мм применялись низколегированные стали в горя-
чекатанном или нормализованном состоянии, прочность обеспечивалась
химическим составом, в частности - повышенным содержанием угле-
рода, марганца или хрома. Эти стали имели невысокую ударную вяз-
кость и соответствовали по зарубежной классификации сталям класса
прочности Х42—Х46. Существенным недостатком таких сталей, в част-
ности марок 19Г, 14ХГС и других, была повышенная склонность к хруп-
кому разрушению.
В середине 1960-х гг. для газонефтепроводных труб диаметром до
1020 мм, рассчитанных на давление 5,5 МПа, были созданы низколе-
гированные кремнемарганцовистые стали. Их химический состав
750
ГЛАВА I \
и механические характеристики были улучшены за счет твердора-
створного упрочнения (горячекатаные и нормализованные, 17Г1С,
17ГС). Эти стали затем были усовершенствованы (17Г1С-У), содержа-
ние серы уменьшено до 0,01%. На этом этапе для повышения одно-
родности стали и удаления вредных примесей были улучшены мето-
ды раскисления и выплавки. В частности, стала применяться
технология обработки стали синтетическими шлаками. На следую-
щем этапе, посредством использования дисперсно-упрочненных ста-
лей типа 15Г2СФ, была повышена прочность и надежно обеспечена
работоспособность трубопроводов при положительной температуре
транспорта продукта. Снижение содержание углерода позволило уве-
личить ударную вязкость этих сталей. Однако температура эксплуа-
тации у них оставалась на уровне 0 -5°С.
Опыт производства и применения низколегированных кремнемар-
ганцовистых сталей для газопроводных труб показал, что дальнейшее
повышение их прочности за счет увеличения содержания углерода и
элементов, образующих твердый альфа-раствор, стало невозможным,
такой метод исчерпал себя полностью. Поэтому улучшение трубных ста-
лей велось, в основном, в направлении совершенствования технологии
их производства, в частности, за счет использования механизма диспер-
сионного упрочнения и измельчения зерна феррита. В качестве легиру-
ющего элемента применялся ванадий в сочетании с повышенным содер-
жанием азота. В этот период были созданы такие стали, как 14Г2САФ,
16Г2АФ, 14Г2АФ-У. Они соответствовали сталям класса прочности
Х56 - Х60 и существенно превосходили кремнемарганцовистые стали
по комплексу механических и пластических свойств. Однако в итоге и
эти стали перестали соответствовать возросшим требованиям к сопро-
тивлению хрупким разрушениям.
Наконец, еще одно поколение трубных сталей было разработано в
середине 70-х годов в связи с переходом на строительство магистраль-
ных газопроводов диаметром 1420 мм и массовой разработкой газовых
месторождений, расположенных на Крайнем Севере. Надежная рабо-
та газопроводов в суровых климатических условиях таких регионов
была обеспечена применением низколегированных малоперлитных
сталей, обладающих сочетанием высоких значений прочности, удар-
ной вязкости, хладостойкости и свариваемости. Такого сочетания
свойств удается достичь формированием в процессе контролируемой
прокатки мелкозернистой структуры с субструктурным и карбонит-
ридным упрочнением. Внедрение контролируемой прокатки сопровож-
далось совершенствованием процессов выплавки и внепечной обработ-
ки стали.
Созданная на этой основе сталь класса прочности Х70 получила широ-
кое распространение в производстве нефтегазопроводных труб в 80-х гг.
Эти стали позволили поднять рабочее давление в трубопроводах до 8,4 МПа
ТРУБЫ Т1 ЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
751
и исключить возможность появления в них лавинных разрушений. Трубы
из сталей, изготовляемых по такой технологии, выпускает и российская
промышленность.
При сооружении магистральных трубопроводов, помимо прочностных
и вязкостных свойств металла труб, большое значение имеют геометри-
ческие размеры труб (длина, диаметр) и допуски на них, а также чувстви-
тельность стали к термическому циклу сварки. Если геометрические раз-
меры труб определяют в основном состав и мощность строительной
техники, необходимой для прокладки трубопроводов, то требования уже-
сточения допусков на диаметр, толщину стенки и эллипсность играют
важную роль при автоматизации сварочно-монтажных работ, а также
определяют условия испытания трубопровода на повышение давления.
Чувствительность стали к термическому циклу диктует не только способ
сварки, но и необходимость проведения таких дополнительных операций,
как предварительный подогрев и последующая термообработка. Поэто-
му для строителей чрезвычайно важно не только знать направления раз-
вития производства стальных труб, но и оказывать активное влияние на
совершенствование их параметров, в частности за счет повышения требо-
ваний технических условии на их изготовление.
Строители трубопроводов вместе с металлургами и трубниками уча-
ствовали в совершенствовании отечественного трубного производства.
Совместные работы с ЦНИИЧермет (академик Н.П. Лякишев) проводи-
лись по повышению предела прочности и вязкости листовых сталей кон-
тролируемой прокатки. Несмотря на постановления Правительства, ив
том числе этапное для строителей трубопроводов № 504 от 1974 г., тре-
бовавшие от металлургов повышения прочности трубных сталей, заво-
ды продолжали выпуск листовой стали с пределом прочности не выше
56 кг • с/мм2 (560 МПа) для труб диаметром 1420 мм, а для труб диамет-
ром 530-1220 мм с пределом прочности 52 кг - с/мм2 (520 МПа). Это вы-
зывало большой перерасход металла.
Повышение прочности стали для магистральных трубопроводов ди-
аметром 1420 мм на давление 7,4 МПа с 560 до 600 МПа обеспечивает
сокращение металлоемкости трубопроводного транспорта на 8%, а при
освоении сталей с прочностью 650 МПа — на 17%.
В настоящее время прочность 600 МПа считается оптимальной. Это,
в частности, связано с более частыми проявлениями стресс-коррозии на
высокопрочных сталях.
Но прочность труб - только одно из свойств, характеризующих эф-
фективность и работоспособность трубопроводов. Еще Козьма Прутков
утверждал: «Твердость без упругости все равно, что сила без здоровья».
Весьма важна «упругость» — пластичность, ударная вязкость, как «здо-
ровье» стали, особенно в случаях транспортирования газа при пони-
женных температурах и прокладке трубопроводов на Севере в зимних
условиях.
752
ГЛАВА IX
Поэтому крайне необходимо было сформировать научно обоснован-
ные требования к трубным сталям и трубам, исходя, с одной стороны,
из обеспечения надежности магистралей, с другой - из разумного уров-
ня эффективности.
Исследования проводили и сами металлурги — Днепропетровский
трубный институт, УралНИТИчермет, ЦНИИЧермет, строители силами
ВНИИСТа (М.П. Анучкин, А.С. Болотов, Б.У. Мирошниченко, Н.И. Анен-
ков), газовики во ВНИИГазе (Н.И. Аненков), МВТУ им. Н.Э. Баумана
(Г.А. Николаев), ИЭС им. Е.О. Патона (С.М. Белецкий, А.А. Рыбаков).
Во ВНИИСТе на Львовской экспериментальной базе была построена
бронекамера, в которой трубы испытывались с доведением до полного
разрушения. Определялась их истинная работоспособность, температу-
ра перехода из вязкого состояния в хрупкое и другие параметры. На
мощном копре исследовалась ударная вязкость, показатель DWTT.
Практически все новые отечественные трубы и закупаемые по импорту
прошли испытания в бронекамере.
Строители, нефтяники, газовики вместе с металлургами проводили
специальные научно-практические конференции по трубам. Это все спо-
собствовало взаимопониманию и, в конечном итоге, развитию трубной
промышленности в бывшем СССР.
Научно-технические конференции и симпозиумы проводились также
и с зарубежными металлургическими, трубными концернами и фирма-
ми. Только с «Маннесманн» и «Европайп» их было проведено 12, пооче-
редно в Москве и Дюссельдорфе. Проводились совместные симпозиумы с
фирмами: итальянской — «Ильва», французской — «Валурек», немецкой -
«Клекнер-Бергрор», японскими — «Ниппон стил корпорейшн», «Суми-
томо» и др.
Симпозиумы, прежде всего, давали весьма ценную информацию,
которую не всегда удавалось получить из технической литературы. Вы-
являлись новые тенденции и в совершенствовании трубных сталей и
трубного производства. Докладывались перспективные технологии и
проблемы, а самое главное — устанавливалось взаимопонимание.
Если проанализировать, например, содержание материалов по сим-
позиумам с «Маннесманн» и «Европайп», то без преувеличения можно
говорить о последовательном совместном накоплении знаний в области
изучения работоспособности труб и трубопроводов, поиске научного обо-
снования требований к трубам и трубным деталям (фитингам), техноло-
гии их изготовления, контролю сварных соединений, защитным покры-
тиям и методам их нанесения.
Немецкие специалисты знакомились с нашими трубопроводными
стройками, участвовали в проведении производственных эксперимен-
тов. Так было и при первой поставке зарубежных изолированных труб
ла Север.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
9.2.	ХРУПКОЕ РАЗРУШЕНИЕ
В 60-70-е годы имели место протяженные хрупкие разрушения га-
зопроводов. Так, при испытании газом газопровод из спиральношовных
труб диаметром 1020 мм производства Ждановского металлургическо-
го комбината им. Ильича разрушился на длине 2,5 км (рис. 9.1). Осно-
вой причиной протяженного разрушения газопровода была хрупкая
сталь, не обладающая необходимыми пластическими свойствами. Газо-
провод Пунга - Вуктыл (II очередь) диаметром 1420 мм также разрушил-
ся при испытании газом на давление 8,25 МПа. Длина трещины соста-
вила 330 м (рис. 9.2). Протяженные или, как их называют лавинные,
разрушения явились предметом тщательного изучения.
Рис. 9.1. Разрушение участка газопровода из спиральношовных труб
диаметром 1020 мм, протяженностью 2,5 км при испытании газом
В частности, для оценки хладостойкости трубных сталей была раз-
работана методика определения и показатель DWTT. В конце концов,
удалось победить тяжелый недуг газопроводов - протяженные разру-
шения при низких температурах. С 1979 г. таких разрушений уже не
было.
754
ГЛАВА IX
Рис, 9.2. Разрушение участка газопровода Пунга — Вуктыл (П очередь)
диаметром 1420 мм при испытании газом при давлении 8,25 МПа.
Длина трещины составила 330 м
Проблема хрупких разрушений появилась впервые в 50-х годах. За ру-
бежом наиболее протяженное хрупкое разрушение произошло в 1960 г. во
время испытания газом трубопровода диаметром 762 мм. Разрушение рас-
пространилось на 13 км при уровне напряжений 63% нормативного преде-
ла текучести. Волокнистая составляющая в изломе металла труб этого га-
зопровода составляла всего 5—10%.
С 50-х годов проводят исследования хрупкого разрушения на образ-
цах Шарпи. Испытания проводят в определенном интервале темпера-
тур. Температура перехода соответствует зоне резкого падения ударной
вязкости. При отсутствии резкого перехода в хрупкое состояние за кри-
тическую температуру принимают значение, соответствующее опреде-
ленной величине поглощенной энергии. В конце 60-х годов в литерату-
ре были предложены зависимости, связывающие поглощенную энергию
Шарпи Съ при температуре перехода с пределом текучести стали а0 2 и
толщиной образца
=	2 + 6,35)/645	(9 1)
Поглощенная энергия возрастает пропорционально прочности и тол-
щине стали.
Анализ разрушений при работе трубопровода также показал, что для
остановки хрупкого разрушения, напряжения в трубе должны соответство-
вать ударной вязкости трубной стали и изменению характера разрушения.
TPVBbl ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
755
Факторы, контролирующие распространение хрупкого разрушения, - раз-
ница температур ниже температуры перехода металла из пластичного в
хрупкое состояние, окружные напряжения, диаметр трубы, вязкость раз-
рушения.
Для предупреждения образования хрупкого разрушения температу-
ра перехода стали из вязкого состояния в хрупкое должна быть ниже
температуры эксплуатации трубопровода. Для получения наиболее до-
стоверных температур перехода необходимы полномасштабные испы-
тания труб. При этом принято, что температура перехода соответствует
50% волокнистой составляющей на поверхности разрушения образца
труб и стали. В лабораторных условиях для определения температуры
перехода широко применяют испытание на отрыв полнотолщинных об-
разцов падающим грузом. Это испытание (DWTT) предложено в 1969 г.
Мемориальным институтом Баттелля (США). Использование метода
DWTT основано на взаимосвязи скорости распространения х>р при пол-
номасштабных испытаниях труб и вида разрушения (табл. 9.1).
Таблица 9.1. СКОРОСТЬ РАСПРОСТРАНЕНИЯ РАЗРУШЕНИЯ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ВИДА РАЗРУШЕНИЯ И ПРОЦЕНТА ВЯЗКОГО ИЗЛОМА		
Вязкий излом поверхности, %	Скорость распространения, м/с	Вид разрушения
0-20	>450	Трещина синусоидальной формы с большим числом коротких ответвлений
15	532	То же, с двумя или тремя длинными ответвлениями
20-80	275-450	Прямая одиночная тре- щина, проходящая в про- дольном направлении
50	388	Тоже
80-400	<275	»
100	174-216	»
Согласно стандарту американского нефтяного института APISL, раз-
дел SR6, не менее 80% плавок для труб должны иметь на поверхности
разрушения образца DWTT не менее 40% волокнистой составляющей.
Ведущими организациями Европы, Японии, Канады принято, что для
обеспечения условия хрупкого разрушения требуется 75—80% волокнис-
той составляющей при температуре эксплуатации газопровода. Темпера-
тура, при которой наблюдается 85% волокнистой составляющей, соот-
ветствует температуре перехода от больших скоростей распространения
трещины (>500 м/с) к более низким (-200 м/с), т. е. переходу из хрупкого
состояния в вязкое.
756
ГЛАВА IX
Таблица 9.2. ОБОБЩЕНИЕМЕТОДИК УДАРНЫХ ИСПЫТАНИЙ, DWTT				
Стандарт	Цель	Тип образна	Тип надреза	Технология испытания
NDT (испыта- ние гю Псои- ни). ASTME208-69	Определение температуры нулевой пла- стичности. Ме- ра сопротивле- ния разруше- нию в присут- ствии неболь- шой трещины, подвергаемой нагрузкам до предела текуче - сти.	Прямоугольный стержень с хрупким ини- циатором- надрезом, lxnxh(L): 16x51x127 (102) 19x51x127 (102) 25x89x366(305)	Хрупкий ва- лик сварного шва шириной 12,5 мм, дли- ной 63,5 мм, с щелевым над- резом 1,5 мм, шириной с усилением сварного шва 2 мм	Определение максимальной температуры разрушения; критерий раз- рушения— распростране- ние трещины от одной или двух сторон образца
EWIT (испы- тание по Баг- теплю), ASTME436-74	Определение температуры пластично- хрупкого пере- хода. Корреля- ция между ско- ростью хрупкой трещины и про- центом волок- нистой состав- ляющей	Образец с над- резом, 76x305(254)	Прессованный надрез, 45% V- образной фор мы, с радиусом 0,025 мм, глу- биной 5 мм	Визуальная оценка про- цента волокна на поверхно- сти излома (за вычетом од- ной толщины стенки от лю- бого конца)
DT,ASTME 604-77	Определение поглощения энергии. И н- формапия о сопротивлений распростране- ния разрушения	Образец с над- резом, испыта- ние на трехто- чечный изгиб 16x38x181 (165)	Прессован- ный надрез, 40°, с радиу- сом 0,025 мм	Измерение общей энер- гии разруше- ния при испы- тании на ма- шине с па- дающим гру- зом или с ма- ятником
Примечание. 1. Размеры образца, мм: I — длина, п — ширина, h — высота.
2. L - расстояние между опорами машины для испытания образцов, мм.
В дальнейшем испытание DWTT было преобразовано в испытание DT,
в процессе которого также измеряется энергия хрупкого разрушения от
хрупкого инициатора. Стандарт нормирует надрез с наплавкой титаном
с предварительной усталостной трещиной либо прессованный надрез
(табл. 9.2).
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
757
9.3.	ВЯЗКОЕ РАЗРУШЕНИЕ
В результате развития технологических процессов выплавки, про-
катки трубных сталей и последующего передела «лист — труба» вопро-
сы предотвращения хрупких разрушений магистральных трубопрово-
дов можно считать в основном решенными. Трубы большого диаметра
изготавливают из сталей, которые при принятых температурах эксп-
луатации газопроводов могут проявить вязкий характер разрушения.
С конца 60-х годов из практики эксплуатации газопроводов известны
протяженные вязкие разрушения. Они характеризуются волокнисто-
стью и матовой поверхностью излома, стабильностью направления тре-
щины и распространяются в осевом направлении трубы со скоростью
до 300 м/с. Механические повреждения при укладке труб могут выз-
вать образование дефекта критического размера и последующее рас-
пространение трещины в трубопроводе при испытаниях или эксплуа-
тации. Возникновение дефекта, прорастание трещины через толщу
стенки трубы и скорость ее распространения зависят от ударной вяз-
кости металла — с повышением ударной вязкости скорость и протяжен-
ность разрушения уменьшаются.
Для определения допустимой длины трещины до момента ее распро-
странения изучают условия, в которых может возникнуть разрушение.
При распространении трещины исследуют условия, при которых раз-
рушение может быть остановлено.
Известны условия образования в трубопроводе трещины критичес-
кой длины. В Мемориальном институте Баттелля (США) в 1974 г. была
установлена зависимость между критической длиной сквозной трещи-
ны, окружным напряжением, определяемым через внутреннее давле-
ние, пределом текучести стали, геометрией трубы и ударной вязкостью
стали при 100% -ом вязком разрушении. Зависимость может быть при-
менена к основному металлу, сварному шву и зоне термического влия-
ния. Она позволяет предложить требования по вязкости стали.
Допустимую критическую длину трещины можно определить из
выражения
К^п
8og2
п\Мтсг
= In sec———-
2[ С
(9.2)
где Кс — параметр сопротивления металла разрушению, а — полудлина осе-
вой сквозной трещины, с - напряжение течения материала, о = о0 г +
+ 10000(фунт/дюйм2)или g=g02+10 (кг/дюйм2), здесь оог~нормативный
предел текучести стали, Мт — приближенно удовлетворяет выражению
Мт = [(1 + l,255(a7Bt) - 0,0135(а4/Ж2)],	(9.3)
где R и t — радиус и толщина стенки трубы, - окружное напряжение
при возникновении разрушения.
758
ГЛАВА IX
Параметр сопротивления металла разрушению определяют из равенства
где Cv — ударная вязкость на образцах Шарпи, Ас — поверхность разру-
шения образцов Шарпи, Е - модуль упругости металла.
С увеличением вязкости стали (максимальной энергии Шарпи на кри-
вой ударная вязкость - температура), предела текучести и толщины стен-
ки трубы увеличивается допускаемая длина дефекта, не приводящая к
развитию разрушения (10-процентное увеличение толщины стенки обес-
печивает 18-процентное увеличение критической длины трещины).
Формулы, определяющие условия предотвращения распространения
разрушения, практически используют при проектировании газопрово-
дов. Так, канадская фирма «Nova» нормирует ударную вязкость на об-
разцах Шарпи, допускающую наличие дефекта определенной длины при
рабочих кольцевых напряжениях, не превышающих напряжения, со-
ответствующие 80% минимального предела текучести стали класса Х70.
Тем не менее, основным методом предупреждения возникновения
трещин является контроль качества труб на заводе-изготовителе и трас-
се при их укладке, а также защита трубопровода от повреждений при
эксплуатации. Для труб целесообразно нормировать критическую дли-
ну трещины, отдельно для сварного шва, зоны термического влияния и
основного металла. Связь между критическим размером дефекта и вяз-
костью стали трубы, при которой предотвращается критическое распро-
странение дефекта, экспериментально определяется при полномасштаб-
ных испытаниях труб до разрушения.
Принятая в отечественной нормативной документации методика оп-
ределения толщины стенки трубы учитывает только внутреннее давле-
ние транспортируемой среды и прочностные свойства стали. Исследо-
вания, проводимые институтом Баттелля, Американским институтом
железа и стали и Британской газовой корпорацией, развили метод пред-
сказания допустимого рабочего давления и толщины стенки трубы, а
также необходимых вязких свойств стали, исходя из условия нераспро-
странения вязкого разрушения от сквозного дефекта с длиной меньше
критической или из условия остановки разрушения. Если вязкое раз-
рушение началось, оно будет распространяться на некоторое расстоя-
ние как результат процесса разрушения. Длина распространения зави-
сит от размера и толщины стенки трубы, величины напряжений,
ударной вязкости стали трубы и состава транспортируемого продукта
до уровня, необходимого для остановки разрушения.
Проведенные исследования показали, что распространение вязкого
разрушения не происходит, если ударная вязкость стали достаточно
высокая. Это привело к мнению о пороговой ударной вязкости, измеря-
емой при испытании образцов Шарпи, выше которой не происходит ста-
бильного распространения разрушения.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
759
Начиная с 1974 г., ведущими центрами по исследованиям и произ-
водству труб предложен ряд зависимостей между результатами полно-
масштабных испытаний и энергией Шарпи трубной стали, определяю-
щих условия остановки вязкого разрушения.
Для обеспечения надежности магистральных трубопроводов большого
диаметра и высокого давления ведутся исследования по выбору оптималь-
ных химических составов стали, способов ее обработки и режимов прокат-
ки листа, обеспечивающих при требуемой прочности высокую вязкость.
С учетом массовости производства труб конструкционный матери-
ал - низколегированные стали и способы изготовления листа и труб не
должны быть дорогими при минимальном расходе дефицитных элемен-
тов. Шел поиск новых конструкций труб с обеспечением их высокой
работоспособности и трещиностойкости. Рассматривались предложения
по вводу в состав трубопровода или в конструкцию трубы специальных
устройств для торможения трещин — гасителей или ловушек трещин
(стопперов). Применяют гаситель трещин проволочного исполнения
(бандажирование трубы проволокой), в виде короткого участка трубы
высокой вязкости, надеваемого на трубопровод, в виде половин трубы,
сваренных пластинами.
Специалисты фирмы «Маннесманн» разработали «интегрирован-
ный» гаситель трещин. Для этого в газопровод из труб с обычно приня-
той вязкостью стали с интервалом 5-10 труб устанавливают трубы бо-
лее высокой вязкости или трубы с утолщенной стенкой. Труба-гаситель
должна иметь 1,5-кратную ударную вязкость по отношению к трубам
газопровода. Возможно и использование труб с пониженной ударной
вязкостью, но более толстой стенкой. Французскими фирмами «Валлу-
рек» и «Юзинор» предложена обечайка-гаситель длиной 1,5 м, изготав-
ливаемая поперечной к направлению прокатки намоткой листа из ста-
ли класса Х70 высокой вязкости.
Немецкие специалисты по нашей просьбе провели технико-экономичес-
кие исследования по целесообразности включения в трубы специальных
вставок, ловушек трещин — стопперов и доказали несостоятельность, не-
экономичность такого решения. Рекомендовано стопперы устанавливать
только перед компрессорными станциями и перед речными переходами.
Были выполнены и другие работы по совершенствованию конструкции
труб с точки зрения стойкости против лавинных разрушений при сравни-
тельно невысоких требованиях к качеству стали для изготовления труб.
9.4.	НОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ
Одним из направлений повышения надежности и экономичности
магистральных газопроводов, особенно прокладываемых в северных
районах, является не только повышение механических свойств трубных
760
ГЛАВА IX
сталей за счет повышения степени их легирования и совершенствова-
ния технологии плавки, прокатки, но и создание принципиально новых
конструкций сварных труб.
Большой цикл работ был связан с многослойными трубами, конст-
рукция которых была разработана Институтом электросварки им.
Е.О. Патона. Вторая конструкция - двухслойные спиральношовные
трубы - была предложена институтом ВНИИметмаш (рис. 9.3 и 9.4).
Ь т₽ = Кб w
^5 .7 х х 22 Л ми
монолитной * Й.2 ММ
оБечайхи
ТУК-3 -<598 -80
марка стали
0ЭГ2СФ
Рис. 9.3. Конструкция многослойной трубы диаметром 1420 мм
(Институт электросварки им. Е.О. Патона)
Рис. 9.4. Конструкция двухслойной спиральношовной трубы диаметром
1220-1620 мм на давление 7,4-9,8 МПа конструкции ВНИИТмаша
Электростального завода тяжелого машиностроения совместно
с Институтом электросварки им. Е.О. Патона и ВНИИЭСО
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
761
Описанию этих конструкций труб, их производству и испытанию
посвящено множество публикаций.
Прорабатывался вопрос создания сверхмощных газопроводов диа-
метром 2520 мм (см. гл. VI). Были изготовлены опытные трубы такого
диаметра. На рис. 9.5 представлена спиральношовная двухслойная труба
диаметром 2520 мм с толщиной стенки 28 мм длиной 12 м, изготовлен-
ная из горячекатаной рулонной полосы шириной 1800 мм. Был закуп-
лен у германской фирмы «Тиссен» стан для производства труб такого
диаметра из листа.
Рис. 9.5. Опытная двухслойная спиральношовная труба
диаметром 2520 мм с толщиной стенки до 28 мм
762
ГЛАВА IX
Для производства многослойных труб на Выксунском трубопрокат-
ном заводе был смонтирован стан и выпущены трубы для опытных уча-
стков. Было построено два таких участка: один — под Киевом в Боярке
(трубы поставлены Харцызским трубным заводом), другой - в Белом Яре
(Тюменская область) и проведены их всесторонние испытания (рис. 9.6).
Рис. 9.6. Подготовка к испытанию воздухом в зимних условиях плети,
сваренной из труб диаметром 1420 мм различной конструкции, с доведением
до разрушения на трассе газопровода Уренгой - Челябинск
Идея предотвращения протяженных разрушений с использовани-
ем простых сталей в многослойных трубах имела научное обоснова-
ние. Но конструктивное решение, а главное — заводское изготовление
не обеспечили их полную герметичность, монолитность стенок и же-
сткость сечения. Производство двухслойных труб организовано не
было.
Но основные усилия по преодолению протяженных разрушений были
направлены на определение оптимальных параметров ударной вязкос-
ти и легирования стали, совершенствование технологических процес-
сов выплавки, прокатки трубных сталей и последующего передела лист-
труба.
ИЭС совместно с Институтом проблем механики (ИПМ) АН УССР и
промышленными предприятиями были созданы конструкционные ме-
таллические материалы принципиально нового класса - армированные
квазимонолитные материалы (АКМ). Основная отличительная особен-
ность этих материалов состоит в том, что при статических нагрузках они
ведут себя подобно обычным монолитным сталям, а при динамических
нагрузках и низких температурах обладают свойствами многослойных
металлических материалов.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
763
Для газопроводов больших диаметров создана армированная квази-
монолитная сталь на основе малоперлитной безниобиевой стали марки
09Г2СФ, подвергаемой контролируемой прокатке. При разливке стали
прямо в изложницах устанавливают армирующие вкладыши специаль-
ной конструкции. Крупнотоннажные (20 тонн) слитки прокатывают с
получением листов толщиной 17,5 и 21,6 мм. Листы АКМ по внешнему
виду ничем не отличаются от обычного монолитного материала. Они не
расслаиваются при холодной гибке и вальцовке, огневой резке и свар-
ке. Технология изготовления прямошовных и спиральношовных свар-
ных труб при использовании металла АКМ не изменяется.
Исследования физико-механических свойств труб из АКМ металла
показали, что они обладают более высоким сопротивлением распрост-
ранению трещин по сравнению с монолитным металлом равной толщи-
ны и такого же класса. При критической температуре хрупкости, ха-
рактеризуется наличием 80% вязкой составляющей в изломе.
Институтом электросварки им. Е.О. Патона совместно с Миннефтегаз-
строем и ВНИИметмашем создана принципиально новая конструкция
самокомпенсирующихся труб, предназначенных для бескомпенсаторной
прокладки «горячих» и «холодных» трубопроводов. Непрерывная ком-
пенсация температурных деформаций достигается введением в конструк-
цию спиральношовной трубы винтовых гофров, что позволяет сооружать
прямолинейные участки трубопроводов (например «горячих» нефтепро-
водов, мазутопроводов и теплотрасс) любой длины без установки компен-
сирующих устройств. Нанесение гофров по винтовой линии позволило
придать процессу изготовления труб непрерывный характер. Нанесение
гофров согласуется со спиральношовным характером изготовления труб,
когда гофры располагаются с шагом, равным шагу спирального шва. Гоф-
ры прокатывают на плоскости параллельно кромкам рулонной полосы.
Затем трубу формуют, как обычно, по винтовой линии. На рулонной по-
лосе можно расположить несколько гофров равномерно по всей ширине
полосы. Для труб, рассчитанных на перепад температур до 150°С, приме-
няют гофры с шагом 500-600 мм.
Теоретические и экспериментальные исследования самокомпенсирую-
щих труб, выполненные ИЭС и ИПМ АН УССР, позволили оценить проч-
ность и распределение напряжений по трубе, выбрать оптимальные фор-
мы, углы наклона гофра и определить рациональную степень снижения
продольной жесткости трубы. В Центральном аэрогидродинамическом
институте имени Н.Е. Жуковского (ЦАГИ) были проведены гидравличес-
кие испытания труб, которые показали, что в трубах с винтовыми гофрами
реальных размеров нет дополнительных гидравлических сопротивлений.
Первая опытная партия самокомпенсирующихся труб размером
426x5 мм была изготовлена на Альметьевском заводе спиральношов-
ных труб Миннефтегазстроя в 1978 г. из СтЮ с винтовым гофром вы-
сотой 26 мм и углом наклона к продольной оси 68° (рис. 9.7а).
764
ГЛАВА IX
Рис. 9.7а. Самокомпенсирующиеся трубы размером 426x5 мм
с винтовым гофром высотой 26 мм и углом наклона к продольной оси 68'
ТРУБЫ ЦЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
765
Трубы успешно выдержали заводские испытания на прочность при
внутреннем давлении 5 МПа и различные стендовые испытания. Для
проверки работоспособности таких труб на Лукомской ГРЭС в Белорус-
сии был построен опытный участок (рис. 9.76). Испытания проводились
с нагружением, нагревом до 150°С и внутренним давлением до 3,5 МПа
в условиях защемленного в неподвижных опорах открытого, теплоизоля-
ционного и засыпанного грунтом трубопровода, а также в условиях отклю-
чения неподвижных опор. Испытания полностью подтвердили возмож-
ность использования самокомпенсирующихся труб для строительства
бескомпенсаторных нефте- и мазутопроводов с рабочими температурными
перепадами до 100°С и теплотрасс с рабочими температурными перепада-
ми 120-150°С. Положительные результаты, полученные при всесторонних
исследованиях самокомпенсирующихся труб, позволили перейти к их про-
мышленному освоению.
Рис. 9.76. Опытный участок из самокомпенсирующихся труб
на Лукомской ГРЭС в Белоруссии
Применение самокомпенсирующихся труб имеет следующие пре-
имущества: полностью отпадает необходимость в установке специаль-
ных компенсирующих устройств (П-образных, сальниковых и т. п.);
повышается надежность трубопроводов за счет непрерывности компен-
сации продольных деформаций; резко уменьшаются число и размеры
766
ГЛАВА IX
неподвижных опор в связи со значительным (до 8-10 раз) снижением
в трубопроводе действующих продольных усилий; упрощается проек-
тирование трубопроводов; создается возможность осуществления пол-
ностью бесканальных прокладок трубопроводов тепловых сетей; созда-
ются условия для более высокого уровня механизации и блочности при
строительстве трубопроводов.
Ориентировочная оптовая цена 1 тонны таких труб при их про-
мышленном производстве выше, но не более чем на 10% стоимос-
ти обычных спиральношовных труб газонефтепроводного сорта-
мента.
9.5.	ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ТРУБ
Природа хрупких и вязких разрушений была достаточно хорошо
изучена. Во ВНИИСТе и ВНИИГазе проводились эксперименталь-
ные натурные исследования труб в специальной бронекамере и пле-
тей труб на полигонах. Первый крупный натурный эксперимент был
осуществлен силами Главсибтрубопроводстроя.
В районе месторождения Вынгапур, по трассе газопровода Уренгой -
Челябинск, был сооружен опытный участок длиной 120 м, собранный
из труб диаметром 1420 мм различной конструкции и характеристик
металла (см. рис. 9.6). Давлением воздуха при низких температурах
опытная плеть была доведена до разрушения.
В проведении эксперимента и обработке материалов принима-
ли участие ученые из Миннефтегазстроя, ИЭС им. Е.О. Патона
(В.И. Труфяков) и МИНГа (П.П. Бородавкин). Этот эксперимент
позволил наглядно увидеть физико-механические процессы разру-
шения трубопроводов при низких температурах, определить необ-
ходимый уровень вязких свойств трубного металла для северных
газопроводов. Аналогичные испытания плетей труб из новых ста-
лей проводились на полигоне ВНИИГаза.
Для углубления знаний о фактической работоспособности («жи-
вучести») трубопроводов Миннефтегазстрой заключил соглашение по
научно-техническому сотрудничеству с фирмой «Ильва» (ранее кон-
церн «Финсидер»). Эта крупнейшая фирма Италии многие годы по-
ставляла трубы большого и малого диаметров, а также стальной лист
для Харцызского трубного завода.
Трубная промышленность Италии была ориентирована на потребно-
сти России, особенно на производство труб большого диаметра. Для вы-
полнения заказов газовой промышленности Советского Союза был по-
строен завод по полному металлургическому циклу на юге Италии,
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
767
в г. Таранто. Он выпускает трубы диаметром 1220—1420 мм. Необходи-
мые исследования для совершенствования качества труб выполняет
Центр испытания материалов, расположенный в пригороде Рима. Центр
хорошо оснащен современной приборной техникой, в нем работают круп-
ные ученые: доктора Бруно, Дж. Буццичелли и др.
Центр испытания материалов, помимо всесторонних лаборатор-
ных и стендовых исследований труб, проводит испытания полнораз-
мерных плетей труб на полигоне о. Сардиния. (Было проведено уже
22 испытания в грунте и море с доведением плети до разрушения га-
зом и водой.)
В декабре 1988 г., в рамках договора по научно-техническому со-
трудничеству авторы книги и канд. техн, наук И.А. Шмелева прини-
мали участие в испытании распространения вязкого излома при дав-
лении 10 МПа на трубах диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18 и
20 мм из стали марки Кб5, изготовленных итальянской фирмой «Иль-
ва» методом терморегулируемой прокатки и ускоренного охлаждения.
Испытания проводились на полигоне НАТО (Пердасдефочу) на о. Сар-
диния.
Перед испытанием плети компьютер начертил схему со всеми необ-
ходимыми данными. Испытывалась плеть длиной 70 м из труб диамет-
ром 1420 мм с толщиной стенки 18 и 20 мм разного химсостава и меха-
нических свойств (рис. 9.8). Во избежание влияния отраженной волны
(заглушечный эффект) общая длина плети составляла 200 м. На рабо-
чей плети установлены датчики, фиксирующие давление при испыта-
нии (Pl—Р5), тензодатчики по периметру трубы для измерения дефор-
маций и напряжений (Al—А5). На определенных расстояниях
установлены термосопротивления и датчики (шкала времени), кото-
рые фиксируют момент прохождения разрушения через данное сече-
ние. По показаниям этих датчиков определяют скорость распростра-
нения трещины при разрушении. Номинальный класс стали, из
которой изготовлены трубы — Х80, глубина засыпки трубы (до верх-
ней шалыги) — 1000 мм. Испытание проводилось воздухом при давле-
нии 100 бар. На схеме показана система легирования стали (основные
добавки легирующих элементов). По оси ординат на рисунке указана
работа разрушения образцов Шарпи (заштрихованные прямоугольни-
ки). От центра искусственного разрушения трубы расположены по на-
растанию ударной вязкости. В процессе испытания измеряли: скорость
распространения трещины, скорость декомпрессии, деформации труб,
температуру, давление. На рис. 9.9 показана подготовка плети к ис-
пытанию. Подготовка и проведение испытаний занимает примерно 60
дней. Ориентировочная стоимость испытаний — 500 тыс. долларов.
К моменту испытания плети с нашим участием было проведено 21 ис-
пытание плетей на суше и в море, из них 8 - с использованием природ-
ного газа.
768
ГЛАВАIX
THICKNESS
RVERRCE
CV CJzcmZJ
247
28 mm
212 । 93
172
209
RESERVOIR
OVEST
______J
I
224 1
PIPE 14R	PIPE 9R	PIPE 13R	I С 5В )	PIPE 2В	PIPE 7В	PIPE 9В
RESERVOIR
ass мрж
ass MPa
NbCATi	М>Сг
I	I
HOOP STRESS f---------3SS MPa----------
Ch* ng	NbTt NtCiTI M?cLr«
I
1
EST
Рис. 9.8. Схема плети труб длиной 70 м диаметром 142 мм с толщиной
стенки 18 и 20 мм из стали класса прочности К65 разного химсостава,
подготовленной к испытанию давлением 100 бар
Рис. 9.9. Подготовка плети труб к испытанию. Установка датчиков
для измерения скорости распространения трещины, декомпрессии,
деформации труб, температуры и давления
Наполнение плети и доведение до нужного давления заняло 15 дней.
Показания датчиков поступают в аппаратную, где проходит их регист-
рация. Запись выполняется дублирующим методом — на магнитную лен-
ту и аналоговым методом - с помощью компьютера фирмы «Хьюлетт
пакард». Она воспроизводится на дисплее и может быть первично обра-
ботана в течение 2-х часов.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТР АЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
769
На рис. 9.10 приведены предварительные результаты проведенного
эксперимента. Сплошной линией показана скорость распространения
трещины по длине плети в м/с. Звездочками нанесена кривая декомп-
рессии, на оси ординат в центре графика - время в м/с. По оси абсцисс
на графике нанесена длина испытываемой плети, за нулевую отметку
принята точка начала разрушения. Когда кривая скорости распростра-
нения трещины будет нанесена на схему испытания плети со значения-
ми ударной вязкости, появится возможность оценить, где трещина за-
вязла, а, следовательно, определить, какая вязкость труб является
приемлемой.
Рис. 9.10. Результаты эксперимента по испытанию плети труб
диаметром 1422 мм с толщиной стенки 18 и 20 мм из стали класса
прочности К65 с доведением до разрушения
Как известно, испытательная среда оказывает влияние на характер
декомпрессии газа при испытании. Установлено, что декомпрессия воз-
духа проходит медленнее, чем метана. Следовательно, испытания воз-
духом носят более жесткий характер. Фиксация всех перечисленных па-
раметров в процессе испытания плети труб позволяет провести
комплексный анализ факторов, действующих на трубу, а также опреде-
лить ее (трубы) реакцию на каждый из этих факторов. В конечном ито-
ге, оценить условия надежности металла труб и работоспособность свар-
ных соединений. Анализируя временное сопротивление разрушению
770
ГЛАВА IX
металла трубы, его ударную вязкость, толщину стенки трубы и скорость
распространения трещины при заданном давлении в трубе, можно оп-
ределить, насколько металл трубы с заданными механическими свой-
ствами соответствует условиям эксплуатации трубопровода и гаранти-
рует его надежность.
В результате выполненных конкретных испытаний плети можно ут-
верждать, что трубы с толщиной стенки 18 мм из стали контролируе-
мой прокатки типа Х80 обеспечивают остановку распространения раз-
рушения при значении ударной вязкости по Шарпи при положительной
температуре -180 Дж/см2; металл толщиной 20 мм должен иметь удар-
ную вязкость не менее 240 Дж/см2.
Начало разрыва было вызвано взрывом особого вида взрывчатки,
которая в состоянии резать сталь. Излом распространился в обоих на-
правлениях. В восточной части линии, где растягивающие напряжения
были ниже (355 МПа), трещина остановилась примерно на половине
трубы 2Б. Анализ диаграммы скорости показывает постоянное и быст-
рое снижение скорости трещины, которая входит в трубу 2Б со скорос-
тью 240 м/сек и прекращается примерно через 5 м.
Эти данные позволяют считать, что в этом случае энергия Шарпи
мощностью около 160 Дж/см2 является достаточной для быстрого пре-
кращения излома.
В западной части линии, где растягивающее напряжение было более
высоким, трещина распространилась по всей длине трубы 13А (рядом с
трубой ранее разрыва) и остановилась в начале трубы 9А. Явное сниже-
ние скорости движения излома, уже в пределах трубы 13А, находящей-
ся рядом с трубой начала разрыва. Это указывает, что минимальное зна-
чение мощности для прекращения излома равно примерно 230Дж/см2, —
это значение, которое находится в пределах значений прочности отдель-
ных труб 13А и 9А.
Анализ хода декомпрессии показывает, что максимальная длитель-
ность декомпрессии в восточной части была примерно 60 м/сек, в запад-
ной - 120 м/сек, а прекращалась до возможного возврата отраженных
волн декомпрессии, идущих от заглушки резервуаров.
На рис. 9.11 показана разрушившаяся плеть после испытаний. С по-
мощью графиков можно восстановить форму сечения плети в течение
всей фазы излома трубы.
Быстрое прекращения излома, полученное по обеим сторонам труб-
ной плети, свидетельствует о высоком сопротивлении к распростране-
нию вязкого излома труб К65 заводов «Ильва» в самых суровых услови-
ях нагружения. Отсюда следует их пригодность для газопроводов
большого диаметра при рабочем давлении 9,8 МПа.
На рис. 9.12 показан момент разрушения плети труб, уложенной для
испытаний на морское дно.
ТРУБЫ Ц.ЧЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
771
Рис. 9.11. Разрушившаяся плеть после испытаний.
Хорошо виден характер излома
Рис. 9.12. Момент разрушения плети труб, уложенной для испытания
на морское дно в районе о. Сардиния (Италия)
772
ГЛАВА IX
9.6.	ИЗМЕНЕНИЕ УСЛОВИИ РАБОТЫ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Совершенствование технологических параметров транспортировки
жидких и газообразных углеводородов, увеличение диаметров и рабо-
чего давления в трубопроводах, перемещение основной добычи нефти и
газа на Крайний Север вызывало необходимость повышения требований
к трубным сталям и трубам.
Уже в 90-е годы 90% российского газа добывалось в Западной Си-
бири. Месторождения были отдалены от основных потребителей на
2500-3000 км. Чтобы сделать транспорт газа по трубопроводам на та-
кие расстояния эффективным, необходимо было обеспечить их высо-
кую производительность. С этой целью в 70-е годы в СССР впервые в
мире начали строить газопроводы диаметром 1420 мм. В тоже время
в них было повышено рабочее давление с 5,4 до 7,4 МПа. В соответ-
ствии с изменением параметров трубопроводов ужесточались норма-
тивные требования к химическому составу и механическим характе-
ристикам, геометрии и свариваемости труб. О трансформации
трубных сталей уже было рассказано выше. За продолжительный
период времени в трубопроводных системах были уложены трубы
различных поколений и качества, соответствующие требованиям и
возможностям трубного производства разных временных этапов стро-
ительства. Как правило, это были требования, которые не отвечают
полностью современным представлениям о надежной и безопасной
работе трубопроводов.
До выхода в свет в 1985 г. последней редакции СНиП 2.05.06-85* «Ма-
гистральные трубопроводы», где содержались достаточно высокие тре-
бования к трубам, по ТУ прежних лет уложено около 80% всех магист-
ральных трубопроводов по протяженности. Следует отметить, что
требования к трубам в указанном СНиП также не полностью отвечают
современным представлениям о работоспособности магистральных тру-
бопроводов, в том числе стойкости к коррозионному растрескиванию под
напряжением.
Таким образом, как уже сказано выше, необходимо обеспечивать
безопасность и надежность трубопроводных систем, в которых уложе-
ны трубы различного уровня качества, производства разных лет, при-
чем наибольший срок эксплуатации, и, следовательно, период изме-
нения их свойств, имеют трубы со сниженными требованиями по
качеству. В табл. 9.3 показано снижение качества труб в нефтепрово-
дах диаметром 1220 мм.
Металлофонд эксплуатируемых трубопроводов огромен. Так, по со-
стоянию на 1998 г. металлоемкость только газопроводов составляла
50,15 млн тонн, из них 27,13 млн тонн - трубы 1420 мм (54,2%).
ТРУБЫ ДЛ Я МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
773
Таблица 93. ХАРАКТЕРИСТИКА СНИЖЕНИЯ КАЧЕСТВА ТРУБ НЕФТЕПРОВОДОВ ДИАМЕТРОМ 1200 ММ			
Характеристика	Продолжительность эксплуатации (годы)		
трубы	До 10	10-20	20-30
Бездефектность трубы 		88,1%	74,4%	64.7%
Трубы с дефектами в том числе с опас- ными дефектами	11,9% 	 0,05%		25,6% 0,34%	353% 0,44%
Таблица 9.4. МЕТАЛЛОЕМКОСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
Наружный диаметр труб, мм	П ротяженность, тыс. км.	Средняя толщина стенки трубы, мм	Металлоемкость, млн тонн
1420	49,7	15,7	27,13
1220	25,0	14,5	10,83
1020	16,5	12,5	5,15
820	4,5	12,0	1,1
720	113	12,0	2,39
530	12,2	9,0	1,41
426 и меньше	29,0	10,0	2,14
Как видно из табл. 9.4, специфика магистральных газопроводов со-
стоит в использовании труб большого диаметра. Трубы диаметром 1020-
1220—1420 мм составляют более половины протяженности системы ма-
гистральных газопроводов России.
Магистральные трубопроводы, проложенные в Западной Сибири,
работают в исключительно сложных условиях, постоянномерзлых грун-
тах, на заболоченных территориях с низкозащемляющей способностью.
К тому же трубопроводы часто пересекают районы с коррозионно-актив-
ными грунтами. Вследствие этого в процессе эксплуатации происходят
деформации трубопроводов, непредусмотренные проектными решени-
ями с возникновением значительных внутренних напряжений.
Продлить работоспособность стальных трубопроводных систем - за-
дача государственной важности. За десятилетие (1991—2000 гг.) из-за
дефектов труб имело место 12,1% аварий от общего количества.
В 2002 г. аварии по этой причине составили 18,9%. Кроме того, в авари-
ях, связанных с коррозией под напряжением, доля которых в том же
году достигла 37,8%, есть и металлургическая, трубная составляющая.
Как показали диагностические проверки ПО «Спецнефтегаз» специаль-
ными внутритрубными снарядами, ориентированными на обнаружение
продольных трещин стресс-коррозионного происхождения, наиболее
неблагополучными оказались трубы Харцызского трубного завода.
774
ГЛАВАIУ
Трещины располагаются в околошовных зонах двух продольных свар-
ных швов, как следствие усиленной деформации прикромочной поло-
сы листовой стали.
В табл. 9.5 представлено распределение аварий по причине стресс-
коррозии в трубах, изготовленных из разных марок стали.
Таблица 9.5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ АВАРИЙ ПО ПРИЧИНЕ СТРЕСС-КОРРОЗИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ МАРКИ СТАЛИ ТРУБ И ТРУБНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ЗА ПЕРИОД С 1992 ПО 1996 Г.			
Класс, марка стали	Число отказов	Класс, марка сталей	Число отказов
17Г1С-У	1	14Г2СФБ	2
17Г1С	3	17Г2АФ	1
Х70	16	14Г2САФ	1
ХбО	2	нет данных	6
Большая часть отказов на магистральных газопроводах вследствие
коррозионного растрескивания под напряжением имела место на тру-
бах, изготовленных из листов контролируемой прокатки. Следует изу-
чить эволюцию неравновесной метастабильной структуры прокатки, в
условиях длительного механического нагружения и одновременного
воздействия коррозионно-агрессивных грунтов.
В последние годы произошло несколько отказов на участках газопро-
водов из спиральношовных термообработанных труб Волжского труб-
ного завода. Время службы этих труб составляло около 20 лет, что по-
чти вдвое превышает наработку на отказ труб контролируемой прокатки,
изготовленных на отечественных заводах и зарубежной поставки. Это
еще одно свидетельство влияния качества трубных сталей, способов из-
готовления труб на процессы коррозии под напряжением.
Появление отказов, связанное со снижением качества труб во время
эксплуатации, в том числе вследствие коррозионного растрескивания под
напряжением, свидетельствует о том, что требования технических усло-
вий, которыми ранее руководствовались при выборе труб для магистраль-
ных трубопроводов, оказываются недостаточными для обеспечения безо-
пасной и надежной работы магистралей при длительной эксплуатации.
Это можно объяснить тем, что основой для разработки действующих
технических условий послужили лабораторные и полигонные исследо-
вания, кратковременные испытания, которые не отражают поведение
металла труб в условиях длительного нагружения.
Далее будут изложены возможности отечественной трубной промыш-
ленности по производству труб нефтегазового сортамента и современных
требований к трубам, продиктованные новыми трубопроводными про-
ектами с повышенными технологическими параметрами.
ТРУБЫ Д . 151 МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
775
9.7.	ТРУБНАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ РОССИИ
ДЛЯ НЕФТЕГАЗОВОГО КОМПЛЕКСА
В Советском Союзе изготовлялись трубы в объеме 20-21 млн тонн в
год. Это приблизительно 1 /3 от мирового производства (70 млн тонн труб,
около 10% от общего выпуска стали).
В настоящее время в России на 70 предприятиях выпускается 5-6 млн
тонн стальных труб, из них на 10 заводах - 80% всей продукции. Мощ-
ность российских трубных заводов составляет около 20% от мировой.
На заводах страны работает 110 трубопрокатных и трубосварочных
станов, 15 цехов по выпуску особо точных холоднодеформированных труб.
Для трубопроводного транспорта трубные заводы изготовляют бес-
шовные и сварные трубы. В 2000 г. было произведено труб такого сорта-
мента 4,833 млн тонн в России и 1 млн тонн на Украине.
Трубная промышленность России находится на подъеме - увеличе-
ние спроса, приемлемый уровень мировых и внутренних цен, накоплен-
ные собственные ресурсы позволяли проводить взвешенную инвестици-
онную политику, направленную на модернизацию и ввод новых фондов.
Среди положительных факторов, обусловивших эту ситуацию, —
спрос платежеспособных потребителей, активизация производства в
смежных отраслях экономики, квота на поставку украинских труб в
объеме 485 тыс. тонн.
По ряду сортаментных позиций бесшовных и нефтепроводных труб
отечественные производственные мощности близки к насыщению, обес-
печивая при этом покрытие внутреннего потребления на 70-75%. К де-
стабилизирующим факторам данного рынка, безусловно, относится 15-
процентная доля украинских труб, которые к тому же имеют ценовые
преимущества (без НДС дешевле на 15-20% ).
Объявленные несколькими российскими предприятиями инвестици-
онные программы по увеличению отечественного производства труб ука-
занных групп приведут к существенной перестановке сил на рынке и
импортозамещению украинских труб.
На рынке электросварных труб ситуация иная. Существенное коли-
чество трубоэлектросварочных станов привело к обострению конкурен-
тной борьбы между отечественными производителями, что выразилось
в некотором снижении цен и, как следствие, подстегнуло спрос и пред-
ложение. В настоящее время большую долю рынка электросварных труб
обслуживают Выксунский металлургический завод, Челябинский и
Волжский трубные заводы и ряд других предприятий. Рынок насыщен
полностью, предложение превышает спрос и, как следствие, — практи-
чески полное отсутствие украинских производителей на российском
рынке (поставки порядка 80-100 тыс. тонн в год). В 2000 г. спрос на элек-
тросварные трубы неуклонно увеличивался, давая 2-3% роста каждый
месяц, достигнув месячного уровня потребления 230—250 тыс. тонн.
776
ГЛАВА IX
В 2000 г. потребление труб в России неуклонно увеличивалось и со-
ставило около 5,5 млн тонн. Большая часть потребительского спроса
удовлетворялась за счет отечественного производства. Однако по неко-
торым сортаментным группам (в частности, по трубам большого диамет-
ра) ситуация иная - потребность обеспечивалась импортными постав-
ками, в основном за счет Украины (рис. 9.13).
Рис. 9.13. Потребление и производство труб в России
Трубная промышленность СССР и России прошла трудный путь. Ей
приходилось улучшать качество трубного металла и самих труб, уве-
личивать объем производства для быстро развивающейся нефтяной и
газовой промышленности. Последние делали капитальные вложения
в отечественную трубную промышленность, принимали вместе с неф-
тегазостроителями участие в совершенствовании трубного производ-
ства, в том числе и в научном плане.
В тоже время, объективности ради, стоит сказать, что острая потреб-
ность СССР и России в огромном количестве труб способствовала разви-
тию и совершенствованию трубного дела в европейских странах и Япо-
нии. Достаточно напомнить, что около 30 лет назад необходимость
интенсивного освоения газовых месторождений Западной Сибири и от-
сутствие собственных мощностей для производства труб больших диа-
метров, пригодных для работы в северных условиях, привело к заклю-
чению контракта «Газ — трубы». Это дало в ряде западных стран
колоссальный толчок развитию производства труб диаметром 1420 мм,
полностью ориентированного на рынок СССР. Итальянский концерн
«Финсидер» (теперь «Ильва») построил в Таранто специальный завод
труб для выполнения заказов СССР.
ТРУБЫ Ш1Я МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
777
Долгое время отсутствие в товарных количествах российского каче-
ственного листового и рулонного штрипса контролируемой прокатки,
нужной толщины и класса прочности отрицательно влияло на конку-
рентоспособность российской трубной промышленности.
Кроме негативных внутренних факторов, существуют еще внешние.
Прежде всего, не следует забывать, что часть крупных трубопровод-
ных проектов приходится осуществлять на западные кредиты, которые
чаще всего бывают связанными на долю от 30% до 90%, т. е. заказчик
часто обязан покупать трубы у предприятий кредитующей стороны, ко-
нечно, при условии соблюдения гарантий выполнения технических тре-
бований заказчика. (Эти условия западные поставщики труб большого
диаметра легко выполняют.) Примером использования труб по связан-
ному кредиту может служить газопровод Россия - Турция («Голубой
поток»), на который все трубы диаметром 1420 мм поставляет итальян-
ская фирма «Ильва». Фирма «Маннесманн», частично Харцызский за-
вод, фирма «Ильва» пополам с Волжским трубным заводом поставили
трубы диаметром 1067 мм на проект КТК (нефтепровод Тенгиз - Ново-
российск). Трубы диаметром 1420 мм поставлялись в Россию иностран-
ными фирмами «Маннесманн», «Европайп», «Ильва», «НиппонСтил»,
«Сумитомо» и др. (рис. 9.14)
Аналитическая группа «MetalTorg.ru», анализируя в общем ситуа-
цию в трубной промышленности России, отмечает следующее:
- к настоящему времени установлен устойчивый баланс между пред-
ложением и спросом на трубную продукцию, которая покрывается в ос-
новном за счет отечественных производителей;
ГЛАВА I v
Данные, выделенные синим цветом, соответствуют температуре испытаний
t = -40°C.
Данные, выделенные красным цветом, соответствуют температуре испыта-
ний t = -20°С.
Классификация марок сталей по прочностным характеристикам, при-
нятая в России и СНГ, отличается от классификации, принятой по API
(American Petroleum Institute). В отечественной системе за основу приня-
то временное сопротивление разрыву, выраженное в кгс/мм2, МПа, аме-
риканцы со свойственным им прагматизмом берут за основу предел теку-
чести, выраженный в тысячах фунтов на квадратный дюйм (PSI). Таким
образом, нельзя установить строгое соответствие между отечественными
марками стали с их прочностными показателями и характеристиками
марок стали согласно API Spec 5L. В табл. 9.9 приведено сравнение меха-
нических свойств сталей по классификации и нормам, принятым в Рос-
сии и СНГ с характеристикой марок стали согласно API Spec 5L.
Таблица 9.9. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ТАБЛИЦА МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ СТАЛЕЙ				
Марка стали	Класс прочности по ГОСТ	Спецификация по API	Предел текучести Р51(МПа)	Временное сопротивление разрыву PSI (МПа)
		А25	25000(172)	45000(310)
		Grade А	30000(207)	48000(331)
		Grade В	35000(241)	60000(413)
СтЗ	К-38		36000(248)	54000(372)
		Х42	42000(289)	60000(413)
		Х46	46000(317)	63000(434)
12Г2С	К-50		50000(345)	70000(485)
13ГС	К-52		51000(353)	74000(510)
		Х52	52000(358)	66000(455)
13ГС-У	К-52		53000(363)	74000(510)
		Х56	56000(386)	71000(489)
13Г1С-У	К-55		58000(402)	78000(539)
		ХбО	60000(413)	75000(517)
09Г2ФБ	К-56		61000(421)	80000(550)
	10Г2ФБ	К-60			64000(441)	85000(588)
			Х65		65000(448)	77000(530)
10ГФБ*	К-60		67000(461)	85000(588)	
I	]		Х70	70000(482)	82000(565)
Для строительства магистральных трубопроводов могут применять-
ся трубы сварные, прямошовные с одним или двумя продольными шва-
ми и спиральношовные.
ТРУБЫ  ।i я МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
779
ОМК вместе с ОАО «Северсталь» (Череповецкий, Ижорский трубный
и др. заводы) создали «Альянс-1420», который будет в состоянии вы-
пускать порядка 3,9 млн тонн труб нефтегазового сортамента, из них 800
тыс. тонн диаметром 1420 мм.
Дочерняя структура «Газпрома» - «ГАЗПРОМ ИНВЕСТ-ХОЛ-
ДИНГ» - 75% акций Оскольского электрометаллургического комбина-
та, 80% - Лебединского ГОКА, 20% - Волжского трубного завода.
На Украине самое крупное трубное объединение — Интерпайп-Хол-
динг.
Как указывалось раньше, в газовых и нефтяных магистралях лежат
трубы разного уровня требований и поколений. Это положение должно
учитываться при назначении объемов диагностики и ремонта. Объем
ремонта вообще, и с заменой труб в частности, отстает от потребности.
Так, по расчетам Транснефть, на нефтяных магистралях ежегодно долж-
на производиться замена 1580 км труб, а в 2000 г. фактически было за-
менено 600 км. В газовой промышленности в 1996 г. было заменено
542,5 км труб, в 2000 г. всего 259 км при плане 795,1 км.
В ТМК самым крупным потребителем труб является «Газпром». Он
использует 60% труб отечественного производства, а остальные полу-
чает от зарубежных фирм. Закупка труб по импорту ему обходится еже-
годно в 1 млрд долларов.
Газпром на 20-летний период заявляет свою потребность в 19,5 млн
тонн труб. В ближайшие годы по 600 тыс. тонн, а дальше в зависимости
от сроков строительства сверхдальних трубопроводов до 1 млн тонн труб
в год.
По расчетам Института экономики ЦНИИЧермет потребность до
2020 г. в трубах большого диаметра нефтегазовых предприятий приве-
дена в табл. 9.6.
9.8.	СОВРЕМЕННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ
ДИАМЕТРОМ 530-1420 ММ НЕФТЕГАЗОВОГО СОРТАМЕНТА
Требования к трубопроводным сталям и трубам нефтегазового сор-
тамента в России содержатся в следующих нормативных документах:
•	СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»;
•	«Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной
промышленности» 2000 г.;
•	«Свод правил по выбору труб для сооружения магистральных газо-
проводов» СП 101-34-96;
•	« Свод правил по выбору труб для магистральных нефтепроводов при
строительстве и капитальном ремонте» СП 34-101-98;
•	Технические условия на изготовление и поставку труб.
Таблица 9.6. ПРОГНОЗИРУЕМА (РАСЧЕТНАЯ) ПОТРЕБНОСТЬ РОССИЙСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ
В ТРУБАХ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА, ТЫС. ТОНН
Диаметры, потребители	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Среднегодовая		
								2006- 2010 гг.	2011- 2015 гг.	2016- 2020 гг.
1420 мм										
АО «Газпром»	615	659	745	752	823	862	945	917	958	959
1220мм										
АО «Газпром»	63	168	197	189	147	147	168	296	272	147
НК «Транснефть»	7	30	79	80	81	82	85	85	85	85
Всего	70	198	276	269	228	229	253	381	357	232
1020мм										
АО «Газпром»	106	141	206	196	246	256	235	208	163	128
НК «Транснефть»	45	66	38	40	41	42	45	45	45	45
										
НК «Транснефть»		57	60	60	65	70	70	70	70	70
Всего	151	264	304	296	352	368	350	323	278	243
780	ГЛАВА IX
Окончание табл. 9.6.
1
Диаметры» потребители	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	Среднегодовая		
								2006- 2010 гг.	2011- 2015 гг.	2016- 2020 гг.
620 мм										
НК «Транснефть»	2	4	3	3	2	2				
720 мп										
АО «Газпром»	39	101	105	105	86	84	188	107	142	142
НК «Транснефть»	30	40	51	51	52	52	52	52	52	52
Всего	69	141	156	156	138	136	240	159	194	194
530 мм										
АО «Газпром»	23	63	67	69	74	64 :	59	59	59	59
НК «Транснефть»	9	9	16	16	16	17	18	18	18	18
Всего	32	72	83	85	90	81	77	77	77	77
Всего труб 530-1420мм	939	1338	1567	1561	1633	1678	1865	1857	1864	1705
для районов Крайнего Севера (50%)	469	669	783	781	816	839	932	928	932	852
Источмики Институт экономики ЦНИИЧМ
TPVBM ДЛЯ МАГИСТРА '1ЬН1 >1Х ТРУБОПРОВОДОВ	781
782
ГЛАВА Г
В нормативные документы, регулирующие требования качества труб-
ных сталей и труб большого диаметра для газопроводов и нефтепрово-
дов, введены дополнительные требования к химическому составу ста-
ли, в том числе для ограничения содержания микролегирующих добавок
и вредных примесей с целью повышения ее качества и свариваемости.
Для труб диаметром 1020 мм и более, применяемых на участках вы-
сокого давления, требуется проверять ударную вязкость металла свар-
ных соединений на образцах с острым надрезом.
Долю вязкой составляющей на образцах DWTT, по аналогии с меж-
дународными нормами, предложено оценивать на образцах с прессован-
ным надрезом. Увеличен объем неразрушающего контроля металла труб
физическими методами. В частности предложено применять 100-про-
центный ультразвуковой контроль листовой стали, применяемой для
изготовления труб.
Впервые в нормативную документацию введены требования к тех-
нологическим процессам производства и контроля труб, которые следу-
ет рассматривать как один из важнейших элементов системы качества
продукции.
Трубы изготавливаются из спокойных низко- и микролегированных
сталей в термически обработанном или термически упрочненном состо-
янии. Сталь выплавляется в кислородных конвекторах с основной фу-
теровкой или в электрических печах. В процессе внепечной обработки
сталь продувают аргоном и обрабатывают кальцием или редкоземель-
ными элементами для глобуляризации сульфидных включений. Сталь
прокатывают по технологии, обеспечивающей заданное регулирование
температуры и степени обжатия, а также контроль режима охлаждения
в процессе и после окончания прокатки (КП) или контролируемой про-
катки с ускоренным охлаждением (КПУО).
Сталь должна хорошо свариваться дуговым и контактным процесса-
ми сварки, применяемыми при изготовлении труб и строительстве трубо-
проводов. Нормируется эквивалент углерода (Сэкв ) и параметр стойкости
против растрескивания при сварке (Рем) металла низкоуглеродистых низ-
колегированных сталей.
Химический состав стали должен определяться для каждой плавки
(партии) путем контрольного анализа ковшевой пробы. Каждый лист
металла, предназначенный для изготовления труб, подвергается 100%
ультразвуковому контролю на расслоение.
Требования к механическим свойствам листа, методы и условия их
испытаний определяются производителем труб, исходя из требований
нормативных документов, ТУ к механическим свойствам труб с учетом
возможного изменения этих свойств в процессе их изготовления.
Ниже приведены таблицы, характеризующие химический состав при-
меняемых для изготовления нефтегазопроводных труб, сталей, механичес-
кие свойства основного металла и сварного соединения труб (табл. 9.7и9.8).
ТРУБЫ ДЛЯ м АГИСТР VIЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
783
Таблица 9.7. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ СТАЛЕЙ, ПРИМЕНЯЮЩИХСЯ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ЭЛЕКТРОСВАРНЫХ ТРУБ БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА									
Массовая доля элементов, в процентах, не более	С	Мп	Si	№	V	S	Р	Т1	Мо
х-/о	0.12	1.70	0.50	0.06	0.08	0.010	0.020	—	0.30
10Г2ФБ	0.13	1.76	0.38	0.04	0.012	0.006	0.020	0.035	—
10Г2ФБ	0.12	1.75	0.35	0.04	0.12	0.006	0.020	—	—
09Г2ФБ	0.13	1.70	0.35	0.05	0.09	0.010	0.020	0.035	—
ВГЮ^У	0.13	1.60	0.60	0.04	—	0.007	0.025	0.090	—
13ГС-У	0.15	1.45	0.60	— 1	—	0.008	0.025	0.035	—
13ГС	0.15	1.45	0.60	— 1	—	0.015	0.025	0.35	—
12Г2С	0.15	1.65	0.60	—-	—	0.035	0.030	—	-
СтЗсп, СтЗпс	0.22	0.65	0.30	—	—	0.050	0.040	—	—
Таблица 9.8. МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА
И СВАРНОГО СОЕДИНЕНИЯ ТРУБ
Пара- метр, марка стали	Времен- ное сопро- тивле- ние	Предел теку- чести	Относи- тельное удлине- ние	Ударная ВЯЗКОСТЬ KVC, 15°С	Ударная вязкость KCU. /=-60°С	Ударная вязкость сварного соединения ксц t=-60°C
	Н/лм2 (кгс/лм2)	НЛ<м2 (кгс/им2)	процен- тов, не менее	Дж/м2 (кге^Х-м2)	Дж£м2^ (кгс*мДг;	Дж/:м2 (кгс*м/Ьм2)
Х-70	588(60)	460(47)	20	78.4(8.0) 1	1 53.9(5.5)	39.2(4.0)
10Г2ФБ*)	588(60)	461 (47)	20	88.0(9.0)	64.0(6.5)	39.2(4.0)
10Г2ФБ	588 (60)	441 (45)	20	78.4(8.0)	49.0(5.0)	39.2(4.0)
09Г2ФБ	550(56)	421 (43)	20	78.4(8.0)	49.0(5.0)	39.2(4.0) .
13Г1С-У	539(55)	402(41)	20	39.2(4.0)	39.2 (4.0)	29.4(3.0)
13ГС-У	510(52)	363 (36)	20	39.2(4.0) '	39.2 (4.0)	29.4(3.0)
13ГС	510(52)	363 (36)	20	—	39.2 (4.0)	29.4(3.0)
12Г2С	485(50)	345 (35)	20	—	34.3(3.0)	19.8(2.0)
СтЗсп, СтЗпс	370(38)	245 (25)	18	1 ’ ч	—	1
Примечания. Свойства определены на образцах, вырезанных в поперечном
направлении, не ниже норм, приведенных в таблице.
Данные с пометкой *) относятся к стали марки 10Г2ФБ для труб диаметром
1420 мм по ТУ 14-3-1938-94.
784
ГЛАВА iv
Данные, выделенные синим цветом, соответствуют температуре испытаний
t = -40°C.
Данные, выделенные красным цветом, соответствуют температуре испыта-
ний t—20°С.
Классификация марок сталей по прочностным характеристикам, при-
нятая в России и СНГ, отличается от классификации, принятой по API
(American Petroleum Institute). В отечественной системе за основу приня-
то временное сопротивление разрыву, выраженное в кгс/мм2, МПа, аме-
риканцы со свойственным им прагматизмом берут за основу предел теку-
чести, выраженный в тысячах фунтов на квадратный дюйм (PSI). Таким
образом, нельзя установить строгое соответствие между отечественными
марками стали с их прочностными показателями и характеристиками
марок стали согласно API Spec 5L. В табл. 9.9 приведено сравнение меха-
нических свойств сталей по классификации и нормам, принятым в Рос-
сии и CHI' с характеристикой марок стали согласно API Spec 5L.
Таблица 9.9. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ТАБЛИЦА МЕХАНИЧЕСКИХ
СВОЙСТВ СТАЛЕЙ
Марка стали	Класс прочности по ГОСТ	Спецификация по API	Предел текучести Р81(МПа)	Временное сопротивление разрыву PSI (МПа)
		А25	25000(172)	45000(310)
I		Grade А	30000(207)	48000(331)
		Grade В	35000(241)	60000(413)
СтЗ	К-38		36000(248)	54000(372)
i		Х42	42000(289)	60000(413)
		Х46	46000(317)	63000(434)
12Г2С	К-50		50000(345)	70000(485)
13ГС	К-52		51000(353)	74000(510)
		Х52	52000(358)	66000(455)
! 13ГС-У	К-52		53000(363)	74000(510)
1		Х56	56000(386)	71000(489)
13Г1С-У	К55		58000(402)	78000(539)
		Х60	60000(413)	75000(517)
09Г2ФБ	К-56		61000(421)	80000(550)
10Г2ФБ	к-60		64000(441)	85000(588)
		Х65	65000(448)	77000(530)
10ГФБ*	к-60		67000(461)	85000(588)
		Х70	70000(482)	82000(565)
Для строительства магистральных трубопроводов могут применять-
ся трубы сварные, прямошовные с одним или двумя продольными шва-
ми и спиральношовные.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
785
Конструктивная прочность труб обеспечивается на основе гаранти-
руемых качественных характеристик листовой стали, геометрических
параметров, сплошности и механических свойств, а также применения
регламентируемых технологических процессов производства и контро-
ля труб.
Каждая труба подвергается гидравлическому испытанию по ГОСТ
3845 с выдержкой не менее 20 сек. и созданием в стенках труб напряже-
ния равного 0,95 от нормативного предела текучести.
Следует отметить, что в настоящее время, несмотря на значительный
научно-технический прогресс, который отмечается на российских труб-
ных и металлургических заводах, не все требования, особенно газовой
промышленности, отечественная трубная и металлургическая промыш-
ленность может удовлетворить. Поэтому для газопроводов диаметром
1420 с рабочим давлением 7.4,8.3, и 9.8 МПа (75,84 и 100 атм.) исполь-
зуются импортные трубы (сюда относятся и двухшовные трубы Харцыз-
ского трубного завода).
До сих пор в России отсутствует в товарных количествах листовой и
рулонный штрипс контролируемой прокатки нужной толщины из ме-
талла категории прочности К60 для труб 1220 мм и 1020 мм (Выксунс-
кий металлургический завод).
Газовая промышленность вследствие интегрированности с мировым
газовым рынком, с одной стороны, и уникальных по сложности проклад-
ки и условий эксплуатации газопроводных систем, с другой, имеет очень
высокий уровень технических требований к трубным сталям и трубам.
По некоторым показателям (характеристикам изоляционных покрытий,
ударной вязкости металла при низких температурах и др.) эти требова-
ния иногда выше, чем у ведущих мировых газотранспортных компаний.
Предъявляя высокие требования к качеству металла, уже достаточ-
но давно удалось устранить протяженные лавинные разрушения газо-
проводов; практически нет разрушений по заводскому сварному шву.
Требования к трубам для ответственных газопроводов соответству-
ют самому высокому мировому уровню по прочностным и пластическим
свойствам металла, в том числе, в условиях низких температур строи-
тельства и эксплуатации, а также по обеспечению хорошей свариваемо-
сти, высокому качеству изготовления при 100% входном и выходном
контроле.
ОАО «Газпром» к качеству труб большого диаметра предъявляет сле-
дующие требования.
Основные технические требования к готовой продукции.
•	Наружное трехслойное полиэтиленовое покрытие, нанесенное в за-
водских условиях.
•	Длина трубы - до 18 метров.
•	100-процентный контроль качества листа и готовой трубы.
786
ГЛАВА IX
Требования к металлу труб.
•	Класс прочности К60 (Х70).
•	Содержание примесей, не более:
-	серы - 0,008 %;
-	фосфора - 0,025%.
• Ударная вязкость при отрицательных температурах:
- по Шарпи при минус 20°С - 108 Дж/см2;
— по Менаже при минус 60°С — 55,8 Дж/см2.
•	Отношение предела прочности к пределу текучести, не более 0.9.
•	Углеродный эквивалент не более 0,43.
Перспектива развития газовой промышленности связана с освоени-
ем новых газовых месторождений в Обско-Тазовской губе, на п-ове Ямал,
на шельфе Баренцева и Карского морей, со строительством сверхдаль-
них газопроводов Восточного направления в Китай и Южную Корею. Эти
проекты выдвигают новые, более высокие требования к трубам.
За последние 15-20 лет, прошедшие с момента ввода в действие
СНиП 2.05.06-85, требования к трубам для газовой промышленности
по целому ряду параметров были ужесточены.
В первую очередь это касается концентрации и размеров разрешен-
ных дефектов металла труб и сварного заводского шва, свариваемости,
чистоты металла по вредным примесям, пластических характеристик
трубной стали, требований к заводскому неразрушающему контролю и
ряда других параметров. Это нашло свое отражение в технических ус-
ловиях на трубы, которые разрабатываются для конкретных произво-
дителей или газотранспортных проектов. Все нормативные документы,
по которым разрешено поставлять трубы для магистральных газопро-
водов ОАО «Газпром», сведены в ежегодно дополняемый документ-
« Инструкция по выбору стальных труб для нефтяной и газовой промыш-
ленности».
Практика показывает, что в разработке мер по повышению надежнос-
ти магистрального транспорта газа, Россия с лидерами мировой газовой
промышленности идет в одном направлении. Технические требования по
основным параметрам близки, например, к таким общеизвестным нор-
мам, как API-5L. Основные различия связаны, в первую очередь, с раз-
ницей в выборе параметров предельного состояния трубопровода до раз-
рушения и, следовательно, с разными методиками расчета несущей
способности конструкции.
У нас, в России, в качестве предельного принято напряженно-дефор-
мированное состояние трубопровода, при котором макроскопические
объемы металла труб испытывают нагрузки, превышающие соответству-
ющий предел прочности, т. е., когда конструкция разрушается. На за-
паде, в частности в США и Канаде, предельной считается такая нагруз-
ка, когда начинается пластическая деформация металла труб.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
787
В связи с такими подходами различаются номенклатуры прочностных
категории труб. Так, у нас в классе прочности, допустим, К60, - цифра 60
отражает значение предела прочности в единицах системы СИ, а его при-
мерным аналогом по API является класс Х70, где число 70 соответствует
пределу текучести в американских единицах измерения (в фунтах на
дюйм). При этом предел прочности американских сталей близок к отече-
ственным, а пределы текучести могут не совпадать. В тех случаях, когда
используются трубы, например, Харцызского трубного завода, выпущен-
ные из импортного металла (по нормам API), применяются технические
условия, в которых соединяются параметры Российских норм и Американ-
ского нефтяного института.
Обязательным требованием является 100-процентный входной кон-
троль качества металла. Вообще, идеология контроля качества в Рос-
сии близка к API-5L.
В последнее время проявляется тенденция увеличения давления
в новых магистральных газопроводах, которая в основном связана с
перспективой транспортировки газа на сверхдальние расстояния и по
морским участкам (проект «Голубой поток», Штокмановское место-
рождение). Для того чтобы транспортировать большие объемы газа,
надо либо иметь большие диаметры труб, либо достаточно часто рас-
полагать компрессорные станции (КС), либо изначально создавать
высокое давление в трубопроводе. Мы говорим о доставке газа с мор-
ских месторождений, где расстояние составляет порядка 400—500 км,
или о протяженных морских участках газопроводов, как в «Голубом
потоке», когда в море, вдали от берега поставить КС сложно и дорого.
В таких случаях выгодней изначально создать такое давление, чтобы
на противоположном берегу газ вышел с определенным давлением и
температурой, которое можно принять для последующей подачи по-
требителям.
Так, например, разработки института «Гипроспецгаз» показали, что
для подачи газа на морском участке от Штокмановского месторожде-
ния в Баренцевом море до Териберки (565 км) потребуется проложить
газопровод диаметром 1220 мм с толщиной стенки 40 мм, рассчитанный
на давление 17-19 МПа.
Следует учесть также действие эффекта Джоуля—Томпсона, который
выражается в снижении давления (декомпрессии) и температуры. Сле-
довательно, тенденция увеличения давления в магистральных газопро-
водах не является самоцелью, а определяются реальными условиями, в
которых функционирует система.
Еще одной тенденцией в ближайшем будущем может стать увеличе-
ние длины труб до 24 метров. Это позволит достичь большой экономии
не только при сварочно-монтажных работах, но и при транспортировке
труб. Трубная промышленность не выпускает 24-метровые трубы. В свя-
зи с этим рационально организовать сварку в заводских условиях двух
788	ГЛАВА IK
12-метровых труб с контролем качества шва и нанесением изоляцион-
ного покрытия на него в заводских условиях. Качество сварочных, ди-
агностических и изоляционных работ, проведенных в заводских усло-
виях, всегда выше качества работ, проведенных в полевых условиях
строительства газопроводов.
Есть и другие специфические требования к трубам, которые отече-
ственные заводы, пока выполнить не могут. Например, на тех участках
«Голубого потока», где лежат трубы диаметром 1220 мм, нельзя приме-
нить трубы ЧТПЗ или ВТЗ, так как они не могут работать при давлении
100 атм.
Что касается участка через Черное море, то вначале было обращение
на все трубные заводы с вопросом — есть ли возможность производить
трубы диаметром 610 мм и толщиной стенки 32 мм. Ответ был отрица-
тельным. А через полгода японские и английские трубники ответили:
«Можем!» К сожалению, отечественные трубники могут пока только
позавидовать такой гибкости возможностей.
По условиям инвестирования этот заказ достался 4-м японским за-
водам: Sumitomo, Kawasaki, Nippon Steel и Nippon Kokan (их мощнос-
тей не хватило и дополнительно была привлечена British Steel).
На магистральных газопроводах примерно 33% составляют трубы диа-
метром 1420 мм, а основным номинальным давлением при транспорте газа
является давление 75 атм. В данных условиях порядка 85% протяженнос-
ти труб диаметром 1420 мм составляют трубы с толщиной стенки 15,7 мм.
При проведении ремонтных работ на газопроводах, спроектированных и
построенных в 1970—1980-е годы нельзя отступить от тех проектных реше-
ний и изменить параметры труб, диаметры, давления. Поэтому при ремон-
те закладываются трубы в соответствии с проектом данного газопровода.
И до тех пор, пока эти газопроводы не прекратят функционировать, отка-
заться от этих параметров не представляется возможным.
В газовой промышленности существует достаточно стабильная по-
требность в трубах. Например, суммарная годовая потребность в трубах
диаметром 1220 мм и 1420 мм находится в диапазоне от 600 до 800 тыс.
тонн. В последние годы в газовой промышленности, а также в Транс-
нефти перешли к идеологии эксплуатации газотранспортной системы
по текущему техническому состоянию. В отрасли создана система диаг-
ностического обслуживания оборудования, быстрыми темпами разви-
вается внутритрубная дефектоскопия. Это позволяет оперативно опре-
делять текущее техническое и прогнозное состояние различных участков
газопроводов, благодаря чему становится возможным их выборочный
ремонт. Он приходит на смену планово-предупредительному ремонту
десятков километров труб (например, одна нитка целиком меняется, а
две другие работают), что является очень дорогим, и как мы теперь по-
нимаем, малоэффективным мероприятием. Вместе с дефектными выни-
маются совершенно нормальные трубы и отправляются на металлолом.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
789
Теперь удается, поддерживая надежность газотранспортной системы,
значительно снизить как финансовые затраты, так и потребность в тру-
бах большого диаметра.
Газовая промышленность идет по пути импортозамещения трубной
продукции. Например, Волжский трубный завод (ВТЗ) начал выпускать
трубы с толщиной стенки 15,7 мм из металла класса прочности К60,
которые ранее в России не производились. А газопроводы России диа-
метром 1420 мм на 85% состоят из таких труб, и естественно, теперь ВТЗ
может удовлетворять часть ремонтных потребностей. На заводе отлаже-
но и аттестовано производство труб с 3-слойной антикоррозионной изо-
ляцией. В настоящее время реализуется новый проект — освоение про-
изводства труб диаметром 1420 мм с толщиной стенки 18,7 мм. Для этого
задействован стан 2520. Его продукция не предназначена для последу-
ющей термообработки, поэтому на нем можно производить трубы толь-
ко из металла контролируемой прокатки. Вообще трубы изготавлива-
ются либо из листа, либо из длинного штрипса. Последнее позволяет
избежать поперечных швов на трубе. Такой штрипс выпускается на
Украине комбинатами «Азовсталь» и «им. Ильича». Волжские трубни-
ки договорились с комбинатами о производстве 24-метрового штрипса,
из которого волжане смогут производить трубы без поперечных швов.
В принципе, по этой технологии ВТЗ сможет делать трубы с толщи-
ной стенки до 25 мм. Речь идет об участках газопроводов I и II катего-
рий, составляющих примерно 10% от общей протяженности магистраль-
ных газопроводов, и о самых ответственных участках категории «В»,
составляющих примерно 5% от общей протяженности.
Образован «Альянс 1420», куда с целью организовать производство
прямошовных труб диаметром 1420 мм вошли ОАО «Северсталь» и Объе-
диненная металлургическая компания (ОМК). Здесь планируется из
штрипса, изготовленного в Ижоре на прокатном стане 5000 («Север-
сталь»), производить трубы на площадях Выксунского металлургичес-
кого завода (ОМК).
ОАО «Газпром» обеспечивается трубами для ремонта магистральных
газопроводов с Выксунского метзавода (до 1020 мм с толщиной стенки
до 32 мм) и с ЧТПЗ (до 1220 мм с толщиной стенки до 16 мм). С этими
заводами созданы программы научно-технического сотрудничества. В
результате были внедрены линии по нанесению трехслойного полиэти-
ленового изоляционного покрытия. На ЧТПЗ осваивается новая, не име-
ющая аналогов в мире, технология локальной термомеханической об-
работки продольного сварного шва.
Для морского участка Штокмановского месторождения предвари-
тельные разработки показали возможность применения толстостенных
труб Выксунского метзавода. Хотя проектировщики назвали как один
из вариантов диаметр труб 1067 мм, а на Выксе пока производятся тру-
бы до 1020 мм, у завода, как выяснилось, есть технические возможнос-
ти увеличить диаметр.
790
ГЛАВА IX
Харцызским трубным заводом с 1974 по 1999 гг. было поставлено
около 15 млн тонн труб диаметром 1420 мм с толщиной стенки 15,7 и
примерно 1,5 млн тонн со стенкой 16,8 мм. Завод изначально ориенти-
рован на применение отечественного штрипса. Поскольку самым широ-
кополосным прокатным станом в черной металлургии СССР был стан
3600 меткомбината «Азовсталь», была принята технология производ-
ства труб диаметрами 1220-1420 мм из двух листов - получались двух-
шовные прямошовные трубы.
В настоящее время ХТЗ имеет возможность производить и одношов-
ные трубы большого диаметра. На заводе установлен новый пресс, кото-
рый позволяет производить одношовные трубы диаметром 1220 мм.
Планируется освоить производство одношовных труб 1420 мм. Пока
соответствующий штрипс можно покупать только за рубежом. ХТЗ был
первым из советских заводов, создавших отделение 3-слойной изоляции
труб. Следует сказать, что в интересах развития российской трубной
промышленности, закупки украинских труб резко ограничены путем
введения квот, пошлин. С ХТЗ газовики прошли большой путь в приоб-
ретении опыта эксплуатации магистральных газопроводов.
Для нижнетагильского «Завода труб большого диаметра» с использо-
ванием металлургических мощностей Нижнетагильского меткомбината
будут созданы современный прокатный стан 5000 и трубосварочный цех.
Объем выпуска труб на заводе планируется довести до 1 млн тонн в год.
Естественно, что основным потребителем своей продукции завод видит
ОАО «Газпром».
В целом, при условии реализации всех существующих проектов по
производству труб диаметром 1420 мм неизбежно возникнет переизбы-
ток предложения на рынке.
Новые трубы должны иметь внутреннее гладкостное покрытие, что,
по расчетам Газпрома, может обеспечить повышение производительно-
сти газопровода на 7-12%.
Потребность ОАО «Газпром» в бесшовных трубах в массовом измере-
нии конечно значительно меньше, чем в трубах для магистрального транс-
порта газа. Но по качеству здесь предъявляются даже более высокие и
специфические требования. Одним из них является хладостойкость, не-
обходимая при добыче газа в арктических районах. Хладостойкие трубы
поставляет Синарский, Волжский, Таганрогский заводы. Например,
ВТЗ сумел сделать для газовиков хладостойкую обсадную трубу (168 мм)
с уменьшенной муфтой, которую эффективно используют в количестве
2000 тонн на месторождении «Заполярное» в качестве НКТ.
Другим важным требованием является стойкость труб к сероводоро-
ду, в частности, для Астрахани, где добывается кислый газ в условиях
очень высокого содержания сероводорода (свыше 25% ). Если прибавить
к этому солянокислотную обработку пластов для повышения газоотда-
чи, температуру и давление, то в таких тяжелых условиях обычные
стальные трубы стоят недолго, и нужны специальные решения.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
791
Сейчас астраханцы испытывают небольшую партию труб Sumitomo,
из высоко коррозионно-стойкого сплава на никелевой основе. К сожа-
лению, российских аналогов пока нет, однако работы в этом направле-
нии ведутся.
Участок отвода от «Голубого потока» — газопровод Джубга — Сочи —
планируется выполнить из армированных композиционных полиэтиле-
новых труб, которые производит Запсибгазпром. Количество армирую-
щих слоев определяется давлением, на которое рассчитана труба. Эти
трубы могут выдерживать очень высокое давление. В данном случае оно
составит 75 атм. Поскольку дело это новое, в России пока нет соответ-
ствующих нормативных документов по строительству таких газопрово-
дов, готовятся частное проектное решение и соответствующая докумен-
тация. Запсибгазпром для развития данной тематики уже построил у
себя опытный газопровод-прототип из аналогичных французских труб,
затем смог освоить, причем усовершенствованиями, технологию их про-
изводства. В России это будет первый серьезный опыт применения та-
ких труб.
Для магистрального транспорта нефти Транснефть использует прак-
тически все типоразмеры труб в диапазоне от 219 мм до 1220 мм. За пос-
ледние 5 лет для ремонта трубопроводов компания закупала ежегодно
примерно 110—130 тыс. тонн труб различного диаметра. В настоящее
время наметился небольшой скачок потребления трубной продукции -
примерно до 150 тыс. тонн. Этот рост связан с увеличением доли более
тяжелых труб большого диаметра в магистральных нефтепроводах.
Давление в магистралях Транснефти значительно ниже, чем в газо-
проводах, и определяется объемами перекачки нефти. В настоящее вре-
мя, после резкого спада добычи нефти, давление в магистральных неф-
тепроводах ниже проектных. В этом отношении у нефтяных экспортеров
есть определенные резервы. Соответственно, в случае дальнейшего рос-
та добычи нефти одной из важнейших задач будет обеспечение увеличе-
ния давления в трубах до проектных величин. Деятельность компании
направлена не только на поддержание существующих режимов эксплу-
атации, но и на последовательное увеличение давлений и объемов пере-
качки нефти.
Для этого проводятся специальные исследования состояния труб,
особенно тех, что уже прошли длительный период эксплуатации. В этом
направлении работает центр научно-технической диагностики «Диас-
кан», оснащенный самым современным оборудованием для проведе-
ния диагностики и исследований. Уже сегодня можно сказать о том,
что даже на тех участках нефтепроводов, которые эксплуатировались
в течение 25 лет, трубы, в частности трубная сталь, практически не
претерпели серьезных изменений свойств в сторону ухудшения. Они
имеют достаточный запас пластичности для дальнейшей нормальной
эксплуатации. Этот показатель крайне важен, так как нефтепроводы,
792
ГЛАВА I л
в отличие от газопроводов, работают в условиях циклических нагру-
зок, вызванных воздействием на трубопровод неустановившихся ре-
жимов перекачки.
Транснефть тесно сотрудничает со всеми тремя российскими завода-
ми-производителями труб большого диаметра — Волжским трубным,
Выксунским металлургическим и Челябинским трубопрокатным, основ-
ным поставщиком трубопроводной арматуры является завод « Трубоде-
таль». Кроме этого, часть трубной продукции покупается на Украине —
у Харцызского и Новомосковского трубных заводов.
Стабильно продолжается сотрудничество с Харцызским заводом, так
как сортамент предлагаемой ими продукции несколько шире, чем у рос-
сийских заводов. Например, труба диаметром 1220 мм с толщиной стен-
ки свыше 16 мм в России вообще не производится.
Что касается российских трубных заводов, то самое современное про-
изводство (и по оборудованию, и по технологиям) находится на Выксун-
ском металлургическом заводе, на котором в 1992 г. был введен в эксп-
луатацию трубоэлектросварочный цех труб большого диаметра. Это
единственный российский завод, который может производить трубу с
толщиной стенки до 32 мм. В этом отношении он приближается к
Mannesmann, который уже достиг толщины стенки 40 мм. К сожалению,
на Выксе пока не делают трубу диаметром 1220 мм. Зато могут делать
одношовную трубу 1020 мм, которую Челябинский трубопрокатный
завод может делать только двухшовной. А это опять-таки увеличивает
протяженность сварных соединений.
Сегодня большая часть труб Транснефти покупается в Челябинске.
Это связано с тем, что постоянно увеличивается доля ремонта нефтепро-
водов диаметром 1220 мм. Постепенно наращивает объемы заказов и
Волжский трубный завод. Было проведено специальное сравнительное
исследование спиральношовных волжских труб и прямошовных вык-
сунских. Показатели надежности получились примерно одинаковые.
Поэтому трудно отдать предпочтение какому-либо из видов труб. Конеч-
но, спиральношовные трубы требуют более «культурного» обхождения
на трассе, они менее технологичны при сварке в нитку, более жесткие,
требуют более тщательной подготовки дна траншеи. Но на спирально-
шовных трубах за небольшой пока период их применения Транснефтью
практически не было отказов, разрушений. Волжские трубы компания
стала покупать в последние время, после того как ВТЗ произвел модер-
низацию и выполнил все требования Транснефти по качеству труб. Сей-
час компания закупает на ВТЗ до трети всех труб. В частности, не так
давно завод выиграл тендер и изготовил трубы диаметром 720 мм для
нового обходного нефтепровода Суходольная — Родионовская. В изготов-
лении труб для Балтийской трубопроводной системы принимают актив-
ное участие все три российских трубных завода.
ТРУБЫ ДЛЯ 1АГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
793
Небольшую долю, в пределах 4-5% от общей потребности в трубах
Транснефть импортирует. Доля импорта сократилась после того, как все
российские заводы освоили производство труб с 3-слойным антикорро-
зионным покрытием на основе экструдированного полиэтилена. В ос-
новном, импортировать приходится трубы для самых ответственных
участков нефтепроводов, таких как подводные переходы, к которым
предъявляются особенно высокие требования. Иностранными постав-
щиками являются Mannesmann, а также японский торговый дом Mitsui,
который поставляет Транснефти трубы различных японских заводов.
Анализ причин нарушения герметичности нефтепроводов за после-
дние 15 лет показывает, что большинство нарушений начинается в об-
ласти сварных соединений (как заводских прямошовных трубах, так и
кольцевых монтажных стыков). Происходят они либо непосредственно
по шву, либо вблизи — в зоне термического влияния, поэтому вопрос по-
вышения качества всех сварных соединений является одним из перво-
очередных. Транснефти очень интересны планы внедрения на ЧТПЗ
локальной термомеханической обработки (ЛТМО), которая призвана
добиться именно этого результата. Внедрение ЛТМО может сыграть важ-
ную роль в повышении качества труб. Вторым способом сближения
свойств металла и сварного шва является термообработка. В этом плане
стоит отметить Волжский трубный завод, уже применяющий объемную
термообработку труб.
Для Транснефти важны и такие нововведения трубников, как нане-
сение термоизоляционных покрытий. Это особенно необходимо для се-
верных нефтепроводов, например, для будущего нефтепровода Харья-
га — Уса. Северная нефть вязкая, и для перекачки ее нужно подогревать.
Термоизоляция, с одной стороны, сохраняет температуру нефти, а с дру-
гой — предохраняет вечную мерзлоту от растепления. Пока на двух рос-
сийских предприятиях могут изготавливать термоизолированные тру-
бы: на Волжском трубном заводе, открывшем такой участок в нынешнем
году, и на Московском трубозаготовительном комбинате (фирма
« Mosflowline» ).
От Выксунского металлургического завода Транснефть ждет освое-
ния производства одношовной трубы диаметром 1220 мм, что позволит
сократить протяженность сварных соединений. До сегодняшнего дня для
участков подводных переходов импортируются трубы 1220 мм с толщи-
ной стенки 18-20 мм. Если Выксунский завод освоит толстостенное ис-
полнение этих труб, компания планирует рассмотреть возможность им-
портозамещения данных труб.
Очень важным для Транснефти вопросом является повышение каче-
ства листового металла, из которого изготавливаются трубы. Компания
проводит внутритрубную дефектоскопию нефтепроводов тремя видами
снарядов: ультразвуковыми (обнаруживающими потерю толщины стенки
794
ГЛАВА IX
трубы и расслоение металла), магнитными (находящими аномалии свар-
ных соединений) и снарядами для определения трещиноподобных дефек-
тов. Ультразвуковые внутритрубные снаряды очень чувствительны и об-
наруживают такие дефекты металлургического происхождения, как
расслоения, некоторые несплошности внутри металла. Либо это скопление
неметаллических включений, либо просто пустоты, которые бывают до-
вольно значительными по площади. От этих дефектов крайне важно изба-
виться, так как сами по себе они не всегда опасны, но в сочетании с други-
ми факторами, например, с коррозионным повреждением, механически
нанесенной риской или вмятиной, попадают в разряд дефектов, подлежа-
щих немедленному устранению. С1996 г. Транснефть покупает у российс-
ких трубных заводов продукцию со 100-процентным ультразвуковым кон-
тролем сплошности листа, но полевые снаряды-дефектоскопы упорно
продолжают обнаруживать большое количество таких дефектов. К сожа-
лению, пока российские металлурги не могут выпускать металл очень вы-
сокого качества, а Транснефти важно, чтобы трубная сталь по своему хи-
мическому составу не уступала зарубежным — немецким и японским
сталям. У последних содержание серы, как правило, не превышает0,006%.
По российским же ТУ содержание серы может быть до 0,035%, а это как
раз один из тех факторов, который приводит к расслоению металла. При
этом научно обоснованное допустимоесодержание серы определено на уров-
не 0,005%. При определении этой цифры была учтена и экономическая
сторона, ведь удаление каждой тысячной доли серы требует колоссальных
затрат от металлургического производства.
Специалисты Транснефти с участием ЦНИИЧермета, и ВНИИСТа
провели большую работу по созданию принципиально новой марки ста-
ли 06ГФБАА, специально разработанной для труб магистральных неф-
тепроводов. В настоящее время все 3 российских трубных завода по за-
казу Транснефти изготавливают первую партию труб из этой стали
объемом 10 тыс. тонн. При ее разработке были учтены самые современ-
ные тенденции и достижения в данной области. Выплавляют новую сталь
Череповецкий металлургический комбинат (ОАО «Северсталь») для
Выксунского и Челябинского заводов (листовой вариант) и Магнитогор-
ский металлургический комбинат для Волжского завода (в рулонах).
Новая сталь, вполне вероятно, окажется востребованной не только для
магистральных трубопроводов, но и на морских промыслах, в агрессив-
ных средах. Она является сталью 5-го поколения ферритного класса (с
ограниченным содержанием углерода). В ней наконец-то удалось добить-
ся резкого снижения содержание серы - до 0,005%, а также фосфора -
до 0,005%. Обладает она и высокой ударной вязкостью. Все это позво-
ляет говорить о больших перспективах применения новой стали в неф-
тегазовом комплексе.
Сравнительные свойства труб Ф720х11 из разных сталей представ-
лены в табл. 9.10.
Таблица 9.10. СРДВЛИТЕЛЬНЬК- СВОЙСТВ \ ТРУБ Ф720\ 11 ИЗ РАЗНЫХ СТАЛЕЙ
Мяркя стали Наименование параметров,	Из стали 06ГФБАА по ТУ 14-Зр-28-99	Из стали 13Г1С-У иоТУ 14-3-1573-96	Из стали 17Г1С (серийная) по ТУ 14-3-1573-96	Из стали 09ГБЮ по ТУ 14-3P-03-94	По ТУ 75-86 (для импортной грубы)
	Время освоения				
	новая	середина 1960-х годов	начало 1970-х год »в	юнец 1989-х годов	конец 1980-х годов
1 Величина испытательного гцдравличее* ого давления, МПа	13.1	9,9	11,1	10,8	13,1
2. Содержание вредаъпг при- месей ие более, %*	сера 0,005 фосфор 0 005	сер 10 030 фос- фор 0,035	сер 10,007 фосфор 0,025	сераО.ООб фос- фор 0,015	сера 0,010 фос- фор 0,025
3. Временно? сопротивление разрыву, кге'мм2**	57-60	52	55	56	60
4. Предел текучести, кге-’мм3 *•	42-47	-36	40	39	47
5. Относительное удлинение,%	24-27	20	19	20	20
6. Ударная вязкость основно- го металла*** КСТТ, иге м/сн2	12,0 (-60°С>	3,0 М0°С)	5,0(-60sC)	4,0 (-60 °C)	4,0 (-6С°С)
7. Удфнаявязкостъ основного иегалля*** KCV. кге м/см3	10.0 (-20“С) 6.0(-60eCj	3;0 (0°С)	3,0(-15°С)	4.0(-20°С)	4,0 (-20е С)
8. Ударняи вязкость сварного соединения*** KCU, KIC м/см2	5,0(-60°С)	3,0 (-40°С)	3,0(-60°С)	3,0(-60оС)	3|0(-бОеС)
9. Ударная вязкость сварного соединения **• KCV, кг; и/см2	3.5-4,0 ;-2осс)	не нормирована			
10. Углеродный эквивалент (по: сазэтепь а ар; л ае «ости) *•**	0.39	0,46	043	043	043
ТРУБЫ ДЛЯ М АГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ	795
796
ГЛАВА IX
Примечание к табл. 9.10.
*	Чем ниже содержание вредных примесей, тем ниже склонность металла к
расслоению, химической и структурной неоднородности и тем выше стойкость
против старения и трещиностойкость.
*	* Чем выше предел текучести, тем выше величина испытательного гидрав-
лического давления.
*	** Чем выше ударная вязкость, тем выше работа зарождения и распрост-
ранения трещины (то есть тем менее склонна сталь к зарождению и распростра-
нению трещин).
*	*** Чем ниже углеродный эквивалент, тем выше качество сварного шва.
В табл. 9.11 представлена сравнительная характеристика труб раз-
личных производителей, поставляющих трубы для нефтяных магист-
ралей.
Критерии механических свойств возрастают с увеличением диамет-
ра трубопровода и рабочего давления. В табл. 9.12 показаны современ-
ные требования к трубам большого диаметра в северном исполнении
категории прочности К60 (Х70).
Прорабатывается возможность использования для производства труб
высокопрочных сталей Х80 и Х100. При этом должны значительно рас-
ти показатели вязких свойств.
На базе дальнейших исследований, направленных в основном на мак-
симальное, увеличение влияния ниобия за счет повышения прокалива-
емости стали, за рубежом удалось получить более сильное дисперсион-
ное упрочнение феррита карбидами ниобия. Это позволило создать сталь
класса прочности Х80. Ее химический состав и механические свойства
приведены в табл. 9.13.
Примечательно, что относительное удлинение и работа удара по
Шарпи стали класса прочности Х80 даже выше, чем у стандартной ста-
ли класса прочности Х70. Эта сталь обладает хорошей свариваемостью.
Благодаря тому, что упрочнение осуществляется за счет ниобия, а не
титана, эффективно использование не только дуговых методов сварки,
но и стыковой контактной сварки оплавлением. Содержание титана у
этих сталей не должно быть выше его стехиометрического отношения к
азоту. Вместе с тем при сварке в зоне термического влияния наблюдает-
ся заметное разупрочнение и снижение показателей ударной вязкости.
Однако величина этого снижения находится в пределах допустимого и
существенно не влияет на надежность соединения.
Технология изготовления листового металла для труб из стали клас-
са прочности Х80 внедрена большинством производителей Европы, Се-
верной Америки и Японии. В целом система легирования и технологи-
ческая концепция упрочнения у всех предприятий-производителей
одинаковы. В настоящее время не существует серьезных аргументов про-
тив использования этих труб для строительства новых трубопроводов,
Таблице 9,1 L СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ТРУБ РАЗЛИЧНЫХ ПРОИЗВОДИТЕЛЕЙ
X	Произво- х днтель Наименее , вание пока- Ч з=теля	X,	Выксунский металлурги^ веский завод	Чг^ЛЯбННСКИЙ трубопрокат- згый завод	Новороссий- ский труб- ный завод, Украина	Харпы зский трубньн 338 од	Волжский грубыми завод	И>л орт (Mannesman* jppa.okan i	Примечания
Состояние лис- товой заготовки	Штрипс (Рос- сит) поставля- ется с категори- ей прочности гхяько до К5б И’ фгрритопер- ли гис й стали	Штрипс (Россия) по- ставляется с категорией прочности только до К56 из фер- рито- перлигиой стали	Штрипс из феррш о- пер глиной стала и стали контре ли- ру е ной про- катка (СКП) («Азов- сталь», Ук- раина)	Штрипс из ферриго- пер питной стала в стали конгроли- руеиой про- катки (С1СШ («А 5ОВ- стат», Ук- рал 1а)	П>ЛОС1ИЗ фгрриюпер- литной стали	Столь кон- тролируе- мой грока - ки (в основ- ном)	СКП требу- ют обжатий при низких температу- рах, облада- ют большей прочностью и трещино- стойкостью
Входной кон- троль сплошно- стилиста 		100%	естч только для листа НЛМК	пет	нет	101%	юж	
Сплошность листа	100% УЗК входной кон- троль	Со Ю0% УЗК только лист о:смк (ВОСТ А), «Северстали» нЧовоти- пецког j МК	1)0 % УЗК с «Азовтал4», Украина	100 % УЗК с «Азовстзли». Украина	100% УЗК входной кон- троль	ЮЖ УЗК	
С одер какие вредных примесей	S min 0,02% для серийных ста- л;й	Smin0 0Z% для перинных сталей	S min 0,005%	S min 0 005%	Smin 0,035%	S 0,01 % и менее	чем меньше соч^сание серы, тем выше свой- ства
ТРУБЫ ДЛЯ М АГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ	797
Нрвдимжение гы&и 9,11
Пронзво- \ дитель Налмено- . ванне пока- зателя	Выксунский металлурги- ческий завод	Челябинский трубопрокат- ный завод	Новороссий- ский труб- ный завтд» Увраина	Харлытский трубный зап од	Волжский трубный завод	Импорт (Mannesmann NpponKokan)	Примечания
Диаметр трубы количество свар- ных швов	до 1020 мм, одношовная	До 820 мм - одношовная 1020 ммн 1220 мм- двухшовная	1020 мм од- нословная длиной б м. Две такие трубы свари- ваются коль- цевым швом	до 1020 мм включитель- но-одно- томная дли- ной б м. Две такие трубы свариваются кольцевым швом 1220 мм-двух- шовная. дли- ной 113 мм	Спирально- шовная	до 1 £20 мм олне шоаная	
Длина труб, м	11.6	11,6	2x6	2хб и 114 (1200 мы)	11.б	ДО 183	
Толщина стенки, мм	до 32	до 1б	до 16	до 18	ДО 16	до 40	
Класс прочности	доКЗб.выше	доК5б, вьпие	доКЗб, выше	доКбО	К60 и выше	КбО н выше	
Очистка поверх- ности трубы от окалины и грятн в процессе про- изводства	есть	нет	нет	есть для труб	есть	есть	очистка сни- жает возмож- ность повре- ждения трубы и инструмен- тов
Формовка труб	прессовая	прессовая	валковая	валковаяи прессовая	валковая	прессовая	валковая формовка менее точна по геомег ми
798	ГЛАВА IX
ТРУБЫ ДЛЯ К1 АГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
799
Таблица 9.12. СОВРЕМЕННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБАМ
БОЛЬШОГО ДИАМЕТРА В СЕВЕРНОМ ИСПОЛНЕНИИ
КАТЕГОРИИ ПРОЧНОСТИ К60 (Х70)
Диа- метр трубы, мм Рабочее давле- ние, МПа	Тол- щина стенки, ММ	Предел теку- чести. НД<м2	Вре- менное сопро- тивле- ние, Н/мм2	Отно- ситель- ное удли- нение, %	Ударная вязкость Припяти0 эксплуата- ции KCV20. Дж/зм2	Ударная вязкость при пип экс- плуа- тации KCV41, Дж/см2	DW %
720-820 7/4	10-25	480	588	20	39.4	49.2	50
1020 7,4	10-25	480	588	20	49.2	59.2	60
1220 7,4	10-25	480	588	20	68.8	59.2	70
1420 7,4	10-25	480	588	20	88.4	59.2	80
1420 10,0	10-25	480	588	20	117.8	59.2	85 1
Примечание. Указаны минимальные значения.
эксплуатируемых под давлением свыше 10 МПа. Тем более что в Герма-
нии, Словакии и Канаде были получены хорошие результаты при эксп-
луатации газопроводов, смонтированных из высокопрочных труб (сталь
Е550). Российской промышленностью технология производства новых
сталей пока, к сожалению, не освоена.
За рубежом были изготовлены и успешно испытаны эксперименталь-
ные трубы из стали класса прочности Х100, предназначенные для рабо-
ты под давлением свыше 15 МПа. В основе их производства лежит опи-
санная выше концепция изготовления стали класса прочности Х80. В
составе стали класса прочности Х100, помимо ниобия, имеются молиб-
ден, никель и медь (см. табл. 9.13). Испытания показали, что достигну-
тый уровень вязкости, прочности и пластичности удовлетворяет выдви-
нутым требованиям, в связи с чем производство такой стали уже сегодня
можно осваивать в промышленном масштабе.
Первый опыт применения труб из сталей класса прочности Х80 показал,
что строительство из труб классапрочностиХ80—Х100 экономически оправ-
дано. Особенно эффективно изготовлять из таких сталей трубы для строи-
тельства протяженных трубопроводов высокого давления (10—15 МПа). Вме-
сте с тем в настоящее время в России отсутствует нормативная база для
проектирования и строительства трубопроводов на давление более 10 МПа.
800
ГЛАВА IX
Таблица 9.13. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ И МЕХАНИЧЕСКИЕ
СВОЙСТВА ТР5 БИЫХ СТА.1ЕЙ
Содержание элементов, %, и механические своиства	Марка стали		
	Е550	АР1Х80	АР1Х100
Углерод	0,096	0,07	0,07
Кремний	0,40	0,27	0,20
Марганец	1,94	1,86	1,90
Фосфор	0,018	0,015	0,015
Сера	0,001	0,001	0,001
Алюминий	0,038	0,036	0,00
Молибден	0,01	0,15	0,30
Ванадий	0,00	0,00	0,00
Ниобий	0,043	0,04	0,05
Титан	0,017	0,023	0,015
Азот	0,004	0,0057	0,00
Никель	0,00	0,00	0,20
Медь	0,00	0,00	0,20
Предел текучести, МПа	612±18	559	740
Предел прочности, МПа	730±19	685	795
Относительное удлинение %	22+1	47	18.5
Ударная вязкость, KCv, Дж/сми	187±40 при -20°С	224 при —20°С	235 при-20°С
С повышением класса прочности труб существенно возрастают тре-
бования к качеству строительства. Естественно, появляются новые про-
блемы, в частности, при сварке труб, но особенно при сварке арматуры,
контроле качества сварных соединений неразрушающими методами, а
также при гидравлических испытаниях.
Одним из ключевых качественных показателей надежности трубопро-
водов считается показатель вида излома образцов DWTT, являющийся
критерием предотвращения протяженных хрупких разрушений. Кроме
того, весьма важен уровень вязкости при температуре эксплуатации. Тре-
буемая хладостойкость может быть получена только с применением оп-
тимальной технологии термомеханической прокатки. Особенно большие
сложности связаны с освоением производства сталей повышенной толщи-
ны и прочности и требованиями, касающимися особых условий эксплуа-
тации. Выдвигается и ряд других критериев, связанных с обеспечением
надежности: сплошность по результатам ультразвукового контроля, по
сегрегационной однородности, по стойкости к коррозионному растрески-
ванию под напряжением. При разработке сталей повышенной надежнос-
ти необходим учет многих факторов, связанных со структурой, механиз-
мами упрочнения, химическим составом и чистотой.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
801
Непременным условием применения высокопрочных сталей являет-
ся сохранение их высокой пластичности, более того, вязкостные свой-
ства должны значительно расти с увеличением прочности.
Повышение прочности обычной стали класса выше К60 связано с
дальнейшим измельчением зерна (с 7 до 2-3 мкм), что достигается пере-
ходом от традиционной ферритно-перлитной микроструктуры к феррит-
но-бейнитной. Для получения хорошей вязкости бейнит должен быть
низкоуглеродистым, что благоприятно и для свариваемости стали.
Ужесточение требований к однородности металла, сегрегационным
явлениям в осевой зоне и по всей толщине листа, сплошности проката
по результатам ультразвукового контроля диктует необходимость раз-
работки нового поколения трубных сталей с пониженным содержанием
элементов, вызывающих указанные нежелательные явления.
Особую значимость в комплексе характеристик надежности трубо-
проводов приобрело сопротивление сталей коррозионному растрескива-
нию под напряжением (КРН). Этот фактор необходимо учитывать при
разработке сталей более высоких категорий прочности, предназначен-
ных для эксплуатации на коррозионно-активных участках магистралей.
В целом разработка сталей для газопроводных труб может произво-
диться, по мнению ЦНИИЧермета, в рамках следующей концепции:
•	снижение содержания углерода;
•	повышение степени чистоты по вредным примесям;
•	рациональное микролегирование (при термомеханической прокат-
ке наилучшим образом подходит ниобий);
•	применение термомеханической прокатки с ускоренным охлажде-
нием для эффективного измельчения зерна.
9.9.	ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ТРУБНОГО ПРОИЗВОДСТВА
В РОССИИ И ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАНАХ
В западных странах с развитым трубопроводным транспортом жид-
ких и газообразных углеводородов наблюдается непрерывное изменение
технологических и технических параметров нефтяных и газовых маги-
стралей. Это главным образом, касается трубопроводов, прокладывае-
мых в морских акваториях.
До недавнего времени рекордным давлением в морских трубопрово-
дах Северного моря было 160 атм. Теперь такое давление не является
редкостью, назначается и более высокое давление до 200 атм и даже 250
атм, как это имело место для перехода через Черное море. При исполь-
зовании труб класса прочности Х70 для трубопроводов с таким давле-
нием толщины стенок труб достигают 32—40 мм.
Трубопроводы из труб со стенками такой толщины обладают высо-
кой жесткостью и возникают большие трудности при их укладке.
802
ГЛАВА IX
Большую сложность представляет заводская, а еще больше монтаж-
ная сварка толстостенных трубопроводов. Поэтому в последние годы
просматривается явная тенденция использования для изготовления труб
для высоконадежных трубопроводов высокопрочных сталей Х80 и XI00.
Причем это касается, конечно, не только морских трубопроводов, но и
сухопутных, в которых рабочие давления также выросли.
В Германии строят газовые магистрали на давление 10 МПа, первый
участок газопровода на такое давление построен и в России; для саха-
линских проектов предусматривается и более высокое давление.
Контролируемая прокатка (термомеханическая обработка) в автома-
тическом режиме с ускоренным охлаждением по компьютерной про-
грамме остается основной технологией изготовления листовой стали для
труб. Особый упор в производстве труб делается на высочайший уровень
контроля над качеством выполнения всех технологических операций в
автоматизированном режиме по компьютерной схеме.
В мировой практике не используются двухшовные сварные трубы,
разрешенные для применения в нашей стране. В тоже время во многих
странах нет ограничения на применение спиральношовных труб, хотя в
наших нормах до сих не сняты ограничения. В Канаде, например, не
делаются различия в нормативах по использованию спиральношовных
труб и труб с продольным сварным швом.
Главный вопрос - организация производства труб диаметром 1420 мм
на российских заводах. Трубы такого диаметра потребуются для новых
проектов, а также для реконструкции и ремонта огромной сети газопро-
водов, построенных из труб этого диаметра (более 55 тыс. км).
Трубы для магистральных газопроводов диаметром 1020 мм и 1220 мм
в России выпускаются, однако, либо это двухшовные трубы (Челябинский
трубопрокатный завод), либо трубы из импортного штрипса класса проч-
ности К60 (Выксунский металлургический завод).
Таким образом, для газопроводов на давление 7,4; 8,4 и 9,8 МПа (75,
85 и 100 атмосфер) используются трубы диаметром 1420 мм импортной
поставки (включая двухшовные с Харцызского трубного завода), для
труб 1220 мм применяется импортный штрипс.
Как известно Президент Российской Федерации В.В. Путин заложил
в Нижнем Тагиле памятный камень будущего комбината (НТМК), на
котором должно быть организовано производство труб 1420 мм.
Гипромез определил состав оборудования, которое потребуется но-
вому предприятию, и круг компаний, способных его изготовить. В кон-
вертерном цехе НТМК проведены опытные плавки. В результате на
НТМК уже получены трубные марки стали с категорией прочности Х70,
по американскому стандарту API-5L, из которой сегодня изготавлива-
ются трубы за рубежом. Новый завод рассчитан на годовой выпуск 1 млн
тонн труб большого диаметра, что в денежном эквиваленте составляет
182 млн долл. США.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
803
Для новых проектов транспортировки нефти и газа в России создает-
ся современный металлургический комплекс по производству труб но-
вого поколения.
Разработано технологическое задание на проектирование нового ком-
плекса по производству широкоформатного высокопрочного толстоли-
стового проката и труб большого диаметра (1020-1420 мм) длиной 18 м
с полимерным антикоррозионным покрытием для магистральных газо-
проводов. Задание подготовлено с учетом отечественного и зарубежного
опыта и содержит основные требования к технологии и оборудованию
комплекса с толстолистовым станом 5000 и трубосварочным станом
1420. Учтены перспективные критерии качества.
Необходимость высокой конструкционной и эксплуатационной на-
дежности газопроводов при давлении 10 МПа и более в суровых кли-
матических условиях диктует жесткие требования по уровню вред-
ных примесей и газов в металле. Металлургическая часть комплекса
должна обеспечивать производство сталей заданного состава с огра-
ничением содержания серы до 0,001-0,002%, фосфора - менее 0,010-
0,015%, азота — менее 0,007%, водорода — менее 4 ррш в кристалли-
заторе и менее 2 ррш при обработке на вакууматоре, кислорода - до
0,003-0,004%.
Для прокатки на толстолистовом стане 5000 предполагается исполь-
зовать непрерывно-литые слябы, а разливку осуществлять на установ-
ке, обеспечивающей минимальную структурную и сегрегационную нео-
днородность и загрязненность неметаллическими включениями.
На стане 5000 основной технологический процесс - термомеханичес-
кая обработка с различными режимами охлаждения готовых листов,
включая ускоренное.
Применение комплексной технологии с рациональным химическим
составом и высокой чистотой металла позволит получать штрипс кате-
гории прочности до Х100, в том числе с высокой хладостойкостью и стой-
костью к агрессивной среде.
Для реализации такой технологии при прокатке листов шириной до
4600 мм клети стана 5000 должны быть рассчитаны на усилия прокат-
ки 10-12 тыс. тонн. Отделочное оборудование должно предусматривать
использование термических средств (в потоке и вне его) и жесткий кон-
троль над качеством готовой продукции, включая 100-процентный уль-
тразвуковой контроль по всей площади листов. Высокое их качество по
сплошности может быть обеспечено получением низкого содержания
водорода и неметаллических включений, а также комплекса специаль-
ных технических операций.
Для производства толстостенных одношовных сварных труб рекомен-
дован метод формовки труб U-образного прессования. Ориентировочная
производительность трубного цеха 1 млн тонн в год.
804
ГЛАВА IX
Одновременно с созданием мощного современного производства свар-
ных труб с продольным швом на Волжском трубном заводе непрерывно
совершенствуется технология производства спиральношовных труб, с
целью получения труб высочайшего качества, труб нового поколения.
9.10.	СПИРАЛЬНОШОВНЫЕ ТРУБЫ НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ
Основными достоинствами производства спиральношовных труб
(СШТ) по сравнению с прямошовными (ПШТ) являются следующие:
•	Производство различных диаметров труб осуществляется из рулон-
ной стали одной и той же ширины.
•	Возможность изготовления СШТ с высокой точностью по диаметру
исключает необходимость экспандирования труб в холодном состоянии,
как это обязательно необходимо в производстве ПТТТТ, что неизбежно
приводит к повышению внутренних напряжений в металле труб и по-
вышению склонности их к коррозии в процессе эксплуатации трубопро-
водов.
•	Обеспечивается производство тонкостенных труб меньшей метал-
лоемкости с соотношением диаметра к толщине стенки до 1020x6,0,
1220x8,0 мм и т. д., что абсолютно исключено при изготовлении ПШТ.
•	Производство СШТ является непрерывным процессом, что способ-
ствует абсолютной автоматизации основных технологических процес-
сов формовки ленты и сварки труб.
•	Спиральный шов находится под определенным углом к главным
растягивающим напряжениям, возникающим под действием внутрен-
него давления в трубопроводе, напряженное состояние шва СШТ на 30—
40% меньше, чем у 11ШТ.
•	Конструкция спиральношовных труб создает благоприятные усло-
вия для их термообработки по режиму: закалка + отпуск, что позволяет
обеспечивать высокую прочность и пластичность металла труб, не при-
бегая к контролируемой прокатке толстолистовой стали, как это необ-
ходимо в случае производства прямошовных труб.
•	Контролируемая прокатка с повышением прочности металла не-
избежно сопровождается высоким уровнем внутренних напряжений в
металле, а это интенсифицирует процессы коррозии трубопроводов и
приводит к значительному снижению сроков их наработки (до первого
отказа трубопровода) и общего срока их эксплуатации.
•	Механические, металлографические и коррозионные свойства свар-
ных спиральных швов имеют одинаковый уровень с основным метал-
лом, что ни при каких условиях нельзя обеспечить при изготовлении
ПШТ. Спиральношовные трубы никогда не разрушаются по сварному
шву и зоне термического влияния, как это часто встречается у прямо-
шовных труб. Это свойство СШТ положило конец дискуссиям — являет-
ся ли недостатком более протяженный шов у СШТ, чем у ПШТ.
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
805
•	Без всяких технологических затруднений и дополнительных капиталь-
ных вложений в стоимость оборудования СШТ могут быть получены любой
длины. Длина СШТ ограничивается лишь условиями их транспортировки.
Все перечисленные преимущества спиральнопювных труб создали
предпосылки для создания нового поколения труб для сооружения неф-
те- и газопроводов.
Высокую эффективность производства и применения спиральношовных
труб подтверждает их широкое распространение в мировой практике труб-
ного производства. СШТ изготавливаются в США, Канаде, Италии, Японии,
России, Турции, Венгрии, Чехословакии, Польше и в других странах.
В России производство спиральношовных труб организовано с 1970 г.
на Волжском трубном заводе (ВТЗ). Завод располагает девятью станами
типа 530—1420 мм суммарной мощностью 765 тыс. тонн труб в год и од-
ним станом 1420-2520 мм мощностью 200 тыс. тонн труб в год при непре-
рывном (четырехбригадном) режиме работы (табл. 9.14).
Таблица 9.14. СОРТАМЕНТ ТРУБ ВОЛЖСКОГО ТРУБНОГО ЗАВОДА
Наименование типа стана	Толщина стенки, мм		Диаметр, мм		Длина, мм	
	min	max	mm	ПИХ	min	max
1. Стан 530—1420	5	15,7	530	1420	6000	14000-
2. Стан 1420-2520	10	25,0	1420	2520	8000	12000
На ВТЗ имеется уникальная, единственная в мире установка для тер-
мической обработки труб, на которой возможно изготовление труб класса
прочности Х70 и Х80 при исключительно высоких пластических свой-
ствах, в том числе и высокими показателями, характеризующими со-
противление металла ударным нагрузкам при минусовых температурах,
что особенно важно для трубопроводов в регионах с суровым климатом.
Характеризуя сортамент, изготовляемых на станах 530-1420 мм Вол-
жского трубного завода спиральношовных труб, следует отметить, что
он сформировался в начале 70-х годов под влиянием потребности СССР
таких трубах.
В настоящее время техника производства рулонной стали обеспечи-
вает изготовление рулонов с толщиной до 25 мм, а техника спирально-
шовных станов способна производить трубы с размерами 1420x25 мм,
класса прочности Х70 и Х80, пригодных для сооружения магистраль-
ных газопроводов на давление до 100 атм 2-й категории.
Трубы изготавливаются по российским ГОСТам и техническим ус-
ловиям, а также по стандарту API-5L. Завод имеет лицензию на произ-
водство труб по API-5L.
Термическая обработка труб осуществляется по режиму: закалка-
нагрев до температуры 920±10°С.
В табл. 9.15 приведены характеристики ударной вязкости металла
рулонной стали и труб после термической обработки.
806
ГЛАВА IX
Таблица 9.15. ВЛИЯНИЕ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ ТРУБ НА УДАРНУЮ ВЯЗКОСТЬ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА И СВАРНОГО ШВА						
Показатели качества	Температура испытаний					
	+20	0	-20	-40	-60	-80
Ударная вязкость основного металла, Дж/см' Образец Менаже						
до термообработки	210	188	171	151	107	42
после термообработки	338	391	375	361	338	340
Образец Шарпи						
до термообработки	200	152	95 1 1	26 i	8	6
после термообработки	359	318	366 :	330	334	289
Сравнение характеристик, содержащихся в табл. 9.16 показывает, что
при одинаковых нормативных и фабричных прочностных характеристи-
ках термообработанные трубы обладают существенно более высокими
пластическими свойствами (относительное удлинение превышает норма-
тив API-5L на 35%) и показателями сопротивления ударным нагрузкам.
Таблица 9.16. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ГАЗОПРОВОДНЫХ ТРУБ ПО НОРМАМ API - 5L И ФАКТИЧЕСКИ ДОСТИГНУТЫЕ ПОСЛЕ ТЕРМООБРАБОТКИ ТРУБ 1016x10,6,12,3 И 15,3		
Показатели качества	Нормы API - 5L. Х70	Фактически достигнутые после термообработки труб
Предел текучести, МПа	не менее 482	не менее 495
Предел прочности, МПа	не менее 565	не менее 569
Относительное удлинение, %	не менее 20%	не менее 27
Достигнутые показатели по ударной вязкости после термообработки:
341 (tFrij = -40°С) среднее значение;
107 (tncn = -40°С) среднее значение;
315 (t = 0°С) среднее значение;
80 (t = 0°С) среднее значение.
Более глубокие исследования служебных свойств труб были осуществле-
ны при нанесении искусственного эквивалентного дефекта на ОПТ и ГЕШ тру-
бы. Эти исследования показали следующее. Прямошовная труба с надрезом
разрушилась при давлении 60 бар после 1727 циклических нагружений,
а СШТ не разрушилось при двойном цикле нагружений до 100 бар. И только
после дополнительного углубления искусственного дефекта до 8,3 мм (оста-
точная толщина стенки трубы в надрезе 2,2 мм) СШТ разрушились при давле-
нии 77 бар. Размеры разрушения СШТ значительно меньше, чем у ПШТ. Пла-
стичность металла СШТ с термической обработкой (по утончению толщины
ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
807
стенки труб в месте разрушения) в два раза больше, чем у ПШТ. Цикли-
ческая долговечность СШТ в 2,7 раза, а статическая трещиностойкость
1,6 раза превышает эти показатели у ПШТ. Критическая длина искус-
ственного дефекта, при которой происходит разрушение труб у СШТ в 3
раза больше, чем у ШПТ.
В результате термической обработки труб имеют место радикальное
улучшение структуры основного металла и сварного соединения. Имен-
но это и обеспечивает значительное повышение их служебных свойств.
Выполненные институтом ЦНИИЧермет исследования напряженно-де-
формированного состояния металла СПШ в сравнении ПШТ выявили до-
полнительные преимущества СПШ. Известно, что внутренние напряжения
в металле существенно ускоряют коррозионные процессы. Как же распре-
деляются и каков уровень напряжений в СШТ и ШПТ? При изготовлении
ПШТ с использованием валковой формовки характер внутренних напряже-
ний имеет скачкообразный характер. Самые большие напряжения возника-
ют на расстоянии около 80 и 250 мм от сварного шва. Именно в этих местах
металл труб подвергается наибольшему коррозионному воздействию и по
этим зонам наблюдается подавляющее количество разрушений труб.
Внутренние напряжения при формовке спиральношовных труб распре-
деляются равномерно по всему сечению труб, а их уровень в 4-5 раз мень-
ше пиковых значений у ШПТ.
Благодаря благоприятному расположению сварного шва СШТ к на-
правлению главных напряжений, возникающих под давлением газа в
трубах, и радикальному улучшению структуры металла шва и зоны тер-
мического влияния, сварное соединение у СШТ не является слабым ме-
стом, и СШТ никогда не разрушаются по сварному шву. Этот факт под-
тверждается многократными исследованиями и опытом длительной
эксплуатации спиральношовных труб.
ВТЗ является единственным заводом в практике мирового трубного
производства, осуществляющим контроль труб диаметром 530—1420мм
по всему сечению после завершения всех технологических операций свя-
занных с деформированием труб в холодном состоянии, что повышает на-
дежность контроля особенно по выявлению пороков металла, возникаю-
щих в процессе холодной деформации при изготовлении труб.
Освоен ультразвуковой контроль рулонной стали, благодаря чему
полностью предотвращено изготовление труб из металла, имеющего по-
роки металлургического происхождения.
ВТЗ впервые в практике отечественного производства освоен выпуск
труб с трехслойным покрытием, их наружной поверхности.
В настоящей главе проанализирована история совершенствования труб-
ной продукции на протяжении второй половины прошлого столетия, по-
казан уровень качества труб отечественного и зарубежного производства,
уложенных в магистральных газопроводах, нефтепроводах и продуктоп-
роводах в разные временные периоды. Это весьма важно для оценки совре-
менной и перспективной работоспособности трубопроводов, определения
их остаточного ресурса.
808
ГЛАВА IX
Материалы главы рассказывают о формировании современных научных
взглядов на достижение более высоких требований в качестве труб нового по-
коления, для обеспечения нового уровня безопасности и надежности трубных
магистралей. Дается характеристика возможностей трубной промышленнос-
ти России, в том числе и в плане реализации перспективных проектов.
Авторы книги в своей научной и практической деятельности много
лет вместе с металлургами работали над совершенствованием отечествен-
ного трубного производства, над созданием труб нового поколения, по-
вышающих безопасность трубопроводного транспорта.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Алферов ВН.9 Будузуляк Б.К., Казаченко АЛ9 Поляков ГН., Поздняков БА.
Структурное состояние труб и металлоконструкций объектов газовой промьпплен-
ности / «Газоваяпромышленность», № 7.2001.
2.	Арабей А. Трубы для газовой промышленности / «Нефтегазовая верти-
каль», № 17. 2001.
3.	Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и ка-
питальном ремонте. СП 34-101-98. АК «Транснефть».
4.	Иванцов ОМ. Надежность строительных конструкций магистральных
трубопроводов / Недра, 1985.
5.	Иванцов О.М. Проблемы экономии металла при сооружении магистраль-
ных трубопроводов / Изв. АН СССР. 1981.
6.	Иванцов OJM. Требования к трубам для магистральных трубопроводов / Стро-
ительство трубопроводов. № 11,12.1990.
7.	Иванцов О.М. Трубы для магистральных трубопроводов. КНИЦ «Нефте-
газстроинфо», 1991.
8.	Иванцов О.М., Богатов НА. Трубы нового поколения. «Газовая промыш-
ленность», № 1. 2002.
9.	Иванцов О.М.9 Харитонов ВИ. Надежность магистральных трубопрово-
дов. М.: Недра, 1978.165 с.
10.	Инструкция по выбору стальных труб для нефтяной и газовой промыш-
ленности 2000.
11.	Лякишев Н.9 Седых А, Кантор М. Трубы для магистральных газопроводов и
металлургии / Наука и производство, металлоснабжение и сбыт. Июнь-июль 1999.
12.	Мазур И.И., Иванцов О.М., Шмелева ИА.9 Брананте Дж., Демофонте-
Дж., Пистросянте К. Распространение вязкого разрушения по газопроводу:
натурные испытания / Строительство трубопроводов. № 16,1994.
13.	Рынок трубной продукции ОАО «Транснефть». Нефтегазовая вертикаль.
№17. 2001.
14.	Свод правил по выбору труб для сооружения магистральных газопрово-
дов. СП 101-34-96. РАО «Газпром».
15.	Седых А, Арабей А., Вольский Э. Пути обеспечения ОАО «Газпром» тру-
бами большого диаметра // «Металлоснабжение и сбыт». Январь-февраль 2000.
16.	Хоменко ВИ. Современные трубы для газопроводов высокого давления.
«Потенциал», № 6, 2000.
809
ГЛАВАХ
НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
И СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
10.1.	ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
В условиях интенсивного старения основных фондов трубопровод-
ных систем, сооруженных в 1960—1980 гг., для обеспечения их безопас-
ности и надежности особое значение приобретает создание эффективной
системы контроля качества и диагностики трубопроводов.
Старение трубопроводов — одна из основных причин повышения ко-
личества нештатных и аварийных ситуаций.
Анализ нештатных ситуаций на трубопроводных системах показы-
вает, что вызывающие их факторы связаны:
—	со стихийными природными процессами (землетрясения, оползни,
наводнения и др.);
—	с нештатной (несанкционированной) деятельностью человека (на-
рушения технологии эксплуатации трубопроводов, криминальные фак-
торы и др.);
-	с несовершенством проектных решений, нарушением технологии
строительства и ремонта;
-	с вредным воздействием на трубопроводы транспортируемой сре-
ды, грунта, физических полей.
Учет всех этих факторов необходим для оценки реального состояния
эксплуатируемого или строящегося трубопровода. Для такой оценки
система контроля качества и диагностики должна быть комплексной и
включать в себя различные методы и средства, применение которых
направлено на достижение единой конечной цели: оценки состояния
трубопровода в целом, а также условий и сроков его безаварийной эксп-
луатации, остаточного ресурса.
Система магистральных трубопроводов является сложной транспор-
тной системой большой протяженности, для определения фактическо-
го технического состояния которой необходимы изучение и регулярные
наблюдения не только за самим трубопроводом и его сооружениями, но
и за природно-климатическими явлениями вдоль всей трассы.
Основными характеристиками, определяющими эксплуатационные
и проектные параметры магистрального трубопровода, являются:
—	надежность;
—	безопасность (техническая и экологическая);
—	безаварийность;
810
ГЛАВАХ
—	управляемость;
—	экономичность;
—	контролепригодность.
Если надежность трубопровода определяется параметрами его безотказ-
ности, долговечности, ремонтопригодности, его безопасность, безаварий-
ность, управляемость и экономичность определяются выбором техничес-
ких решений и средств, то уровень контролепригодности трубопроводной
транспортной системы определяется степенью эффективности решения
задач диагностирования ее технического состояния и обеспечивается в ре-
зультате преобразования структуры проверяемого объекта к виду, удобно-
му для использования системы технической диагностики.
Ядром предлагаемой системы диагностики, объединяющим началом
всех видов и методов обследования является банк данных, создание ко-
торого необходимо и определяется большими объемами обрабатываемой
информации, глубиной ретроспективного анализа, сложными и порой
противоречивыми методиками расчета остаточного ресурса и прогнози-
рования технического состояния трубопровода. Для этого необходимы
программные продукты и технологии создания и ведения такого банка
данных на всех стадиях жизненного цикла трубопровода.
Банк данных дает возможность проследить за «жизнью» конкретного
трубопровода, способствует совершенстваванию и апробации действующих
методик и технологий, осуществлению системного и комплексного мони-
торинга. Все это должно обеспечить важный вклад не только в науку, но и
практику проектирования, строительства и эксплуатации трубопровод ных
транспортных систем, обеспечить проверку обоснованности действующих
норм и правил, их необходимую корректировку и пересмотр.
Надежность, безопасность и безаварийность работы магистральных
трубопроводов сегодня определяются и рассчитываются на стадии изыс-
каний и проектирования путем выбора трассы, материалов, комплек-
тующих, основных технических решений, методов и технологии строи-
тельства. Необходимо на этом этапе определиться с методами контроля,
с применяемыми средствами диагностики, с регламентами и периодич-
ностью контроля, а также с тем, позволят ли предложенные техничес-
кие решения осуществлять беспрепятственный контроль и диагности-
ку трубопровода при эксплуатации.
На этом же этапе определяется необходимость оборудования опасных
(категорийных) участков трубопровода стационарными средствами пре-
вентивной диагностики, осуществляющими непрерывный контроль и
мониторинг состояния этих участков с выдачей данных в автоматизи-
рованную систему управления технологическим процессом (АСУ ТП).
То есть такой подход делает необходимым экспертизу принятых в про-
екте технических решений с точки зрения осуществления принципа
контролепригодности, а также полноты и достаточности предусматри-
ваемых объемов диагностики.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ	811
Создаваемый на этой стадии раздел банка данных обозначается как
нормативная и проектная база данных для диагностики и прогнозиро-
вания технического состояния трубопровода.
Аттестация технического состояния трубопровода на стадии строи-
тельства, испытаний и приемки производится путем пооперационного
контроля и технадзора за качеством строительства и испытаний. На этом
этапе должен осуществляться не только контроль, но и экспертиза при-
нимаемых технологических решений с точки зрения определения их
потенциальной опасности и возможности контроля. Так, к примеру,
необходимо обозначить все места «захлестов» и проводить не выбороч-
ный, а 100-процентный контроль этих мест, оговорив в правилах строи-
тельства зону, особенно в местах переходов, в которой недопустимо со-
здание «захлестов».
На этой стадии создается раздел банка данных, являющийся испол-
нительной базой данных для диагностики и прогнозирования техничес-
кого состояния линейной части трубопровода.
На стадии эксплуатации должны вестись постоянное наблюдение и
контроль за техническим состоянием трубопровода:
-	обзорные наблюдения, состоящие в регулярном патрулировании
обходчиками и/или с помощью авиационно-космических средств (вер-
толетов, самолетов, спутников);
-	контроль и измерение параметров в реальном масштабе времени
(мониторинг) с использованием АСУ ТП (оперативное вмешательство в
предаварийной и аварийной ситуациях);
—	периодическое традиционное приборное диагностическое обследо-
вание всей трассы трубопровода, насосных, компрессорных, резервуар-
ных парков известными методами с целью определения мест возможно-
го возникновения отказов;
—	периодические углубленные диагностические обследования выяв-
ленных или потенциально опасных участков трубопровода с использо-
ванием внутритрубных, акустико-эмиссионных и др. современных ком-
пьютеризированных средств диагностики;
-	анализ работы стационарных средств превентивной диагностики.
На этой стадии создаются оперативная (эксплуатационная) и архи-
вная (ретроспективная) базы данных, являющиеся соответствующими
разделами банка данных.
Перечисленные выше положения составляют в совокупности мето-
дологию диагностики магистральных трубопроводов.
Комплексная диагностика и инженерная оценка работоспособности
газопровода с целью обеспечения заданного уровня надежности являет-
ся альтернативным подходом следующим решениям:
-	технологическому, который заключается в снижении рабочего дав-
ления;
812
ГЛАВАХ
-	гидравлическому переиспытанию участков трубопроводов повы-
шенным давлением;
- выборочному ремонту потенциально опасных участков.
Хотя не вполне корректно непосредственно сравнивать разрешающие
возможности этих способов, однако все они направлены на достижение
определенного уровня надежности, и поэтому можно сравнить затраты
на их реализацию.
Оценка затрат по применению указанных способов применительно к
1 км газопровода на период 5 лет при условии обеспечения одинакового
уровня надежности показывает, что, если стоимость диагностики и ин-
женерные оценки условно принять за единицу, то переиспытания со-
ставят более 2,6, а выборочный ремонт - 3,5-г-5.
Компания «Бритиш Газ» утверждает, что с увеличением «возраста»
трубопровода, вероятность отказов инспектируемого трубопровода зна-
чительно ниже, чем неинспектируемого.
В США каждой транспортной компанией затраты на надежность га-
зопроводов отмечаются отдельной строкой. В1996 г. затраты на инспек-
цию, мониторинг и надежность газопроводов составили 36%, на безо-
пасность и риск около 18% от общих затрат на исследования и развитие
газотранспортных систем.
10.2.	КОМПЛЕКСНАЯ ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ
Комплексная диагностика магистральных трубопроводов составля-
ет основу их мониторинга. Под комплексностью понимается:
•	Охват всех сооружений трубопроводного транспорта. Линейной час-
ти, с установленным на ней оборудованием и арматурой, включая пере-
ходы под водными преградами, под шоссейными и железными дорогами.
Компрессорных и насосных станций, резервуарных парков и подземных
хранилищ, обслуживающих трубопроводный транспорт сооружений.
•	Освидетельствование физического состояния систем сооружений и
конструкций объектов трубопроводного транспорта и определение их
работоспособности (технологические параметры, техническая часть,
включая состояние труб, арматуры, системы энергоснабжения, элект-
рохимзащиты, КиП и автоматики, связи и телекоммуникаций).
•	Соблюдение экологической дисциплины, отслеживание долговре-
менного влияния сооружений трубопроводного транспорта на окружа-
ющие природные массивы; фиксирование уровня взаимовлияния инже-
нерных сооружений и неблагоприятных для них природных явлений.
•	Использование всего арсенала технических средств (аэрокосмичес-
кие методы, ГИС технологии, электрометрия, внутритрубная диагнос-
тика, акустическая эмиссия, различные физические методы обнаруже-
ния утечек и др.).
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИ АГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ 8^ Я
Сумма знаний, полученных в результате такой комплексной диагно-
стики позволяет по разработанным специальным методикам делать
оценку работоспособности трубопроводных систем и уровня их безопас-
ности, а также остаточного ресурса их функционирования.
Под термином «диагностика» подразумевается обследование физичес-
кого состояния локального участка или всего трубопровода, находящего-
ся в эксплуатации, с использованием средств, реализующих один или
несколько методов контроля, обеспечивающего выявление дефектов ос-
новного металла, труб, сварных соединений, изоляционного покрытия
трубопроводов, работоспособности арматуры, средств электрохимзащи-
ты, связи, систем телемеханики СКАДА. Целью такого обследования, как
правило, является определение координат и параметров дефектных зон
трубопровода, выработка рекомендаций по его ремонту и оценка условий
его безаварийной эксплуатации, остаточного ресурса.
10.3.	АКУСТИКО-ЭМИССИОННАЯ ДИАГНОСТИКА
В последние годы широко применяется внутритрубная диагностика,
использующая снаряды-дефектоскопы на основе разновидностей маг-
нитного или ультразвукового методов. Традиционная технология тако-
го обследования лишь в редких случаях предполагает применение ло-
кальных методов наружного контроля (НК) для уточнения параметров
выявленных дефектов. Если перекачка продукта не остановлена, то чаще
всего ограничиваются выборочной толщинометрией в доступных мес-
тах трубопровода.
Акустико-эмиссионная (АЭ) диагностика является в какой-то степе-
ни альтернативой внутритрубной и применяется на трубопроводах раз-
личного назначения для выявления опасных развивающихся дефектов
в стенке труб или в сварных соединениях.
АЭ метод НК основан на анализе упругих волн ультразвукового диа-
пазона частот, излучаемых в процессе образования и развития дефек-
тов. Эти волны, распространяясь в материале контролируемого объекта
(в нашем случае - в металле трубы) и в среде, с которой этот материал
контактирует (газ, нефть, нефтепродукты), регистрируются специаль-
ными пьезопреобразователями, установленными на наружной поверх-
ности трубы. Для инициирования процессов излучения ультразвуковых
волн, распространяющихся от развивающихся дефектов, контролируе-
мый участок трубопровода, как правило, нагружают избыточным дав-
лением. При этом для определения координат источника излучения ис-
пользуются методы линейной локации.
Распространяясь в металле труб, ультразвуковые волны испытыва-
ют значительное затухание. Поэтому расстояния, на которых ультра-
звуковые преобразователи могут зарегистрировать сигналы, излученные
«14
ГТТАЯАХ
дефектами, не превышают десятков метров. Используя многоканальные
акустико-эмиссионные приборы, удается увеличить протяженность ди-
агностируемого участка трубопровода до 1000 м. Таким образом, при-
менение АЭ диагностики предпочтительно для локальных участков тру-
бопроводов.
Накоплен богатый опыт применения данного метода при обследовании
подводных переходов, переходов трубопроводов под автомобильными и
железными дорогами. Так в течение ряда лет АО ВНИИСТ выполняет ра-
боты по АЭ диагностике объектов АНК «Башнефть», АО «Транссибнефть»
и других предприятий.
Точность локации дефектов при АЭ диагностике составляет около 1 %
от расстояния между приемными ультразвуковыми пьезопреобразова-
телями. При обнаружении источника АЭ анализируются параметры
принятых ультразвуковых сигналов — амплитуда, интенсивность, час-
тотные характеристики и др. В результате анализа дефекты классифи-
цируются по степени опасности в соответствии с действующими норма-
тивами, например, РД 03131-97.
Программное обеспечение современных АЭ комплексов позволяет
получать и обрабатывать информацию о выявленных дефектах в режи-
ме реального времени, а также создавать базы данных по контролируе-
мым объектам.
Методы линейной, зонной и поверхностной локации дефектов, ис-
пользуемые при АЭ диагностике, позволяют проводить контроль как
трубопроводов различных диаметров, так и резервуарного парка, тех-
нологического оборудования, сварных стыков.
Эффективность АЭ диагностики сравнительно низка при определе-
нии зон, пораженных общей коррозией, особенно на начальных стади-
ях поражения, а также при наличии вмятин, гофров и др. Большое вли-
яние на результаты АЭ диагностики оказывают помехи различной
природы, например, связанные с близостью железных дорог.
В последнее время все чаще применяется комплексный подход к воп-
росам диагностики трубопроводных объектов, причем выбираются ме-
тоды, сочетание которых позволит повысить помехозащищенность и
точность определения параметров дефектных зон.
Завершающим этапом такого обследования может явиться примене-
ние расчетных методов оценки остаточного ресурса трубопровода.
В рамках комплексной диагностики, по нашему мнению, перспек-
тивным является применение следующих методов анализа состояния
объекта:
—	картографических (с использованием аэрокосмической картографии)
методов расчета зон и участков повышенного экологического риска с уче-
том статистических данных по отказам трубопроводов в данном регионе;
—	внутритрубной и АЭ диагностики;
НОВЬТЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
R15
—	электрометрических методов выявления коррозионно-активных
зон трубопровода;
—	дефектоскопии;
—	расчета остаточного ресурса трубопровода.
Присутствие в этом перечне электрометрических методов весьма важ-
но. Они позволяют оптимизировать объем работ по обязательной диаг-
ностике, выделяя участки, склонные к разрушению вследствие корро-
зионного повреждения, а также исследовать состояние изоляционного
покрытия на участках большой протяженности.
Реализация комплексного подхода достаточно сложна и требует тща-
тельной и научной и нормативной подготовки, наличия современного
оборудования и технологий, высококвалифицированных специалистов.
10.4.	ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
Учитывая подземное расположение подавляющего числа магистраль-
ных трубопроводов, защита линейной части от почвенной коррозии одна
из главных задач обеспечения их надежного функционирования. Ранее
отмечались серьезные просчеты и вынужденные технические решения
защиты трубопроводов от коррозии, когда длительный период времени
использовались ненадежные изоляционные покрытия в виде полимер-
ных лент. Поэтому отказы и аварии на магистральных трубопроводах
из-за почвенной коррозии остаются одним из основных причин сниже-
ния их успешной работы.
ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие
требования к защите трубопроводов от коррозии» предусматривает ре-
гулярное проведение электрометрических обследований МТ не реже
одного раза в 5 лет на участках повышенной коррозионной опасности, а
на остальных участках — не реже одного раза в 10 лет.
Электрометрическое обследование позволяет определить состояние
и соответствие требованиям НТД защитного изоляционного покрытия
трубопроводов, оценить коррозионное состояние их отдельных участков,
а также определить эффективность действия ЭХЗ на конкретных участ-
ках и трубопроводах.
Общий комплекс электрометрических работ на трассах трубопрово-
дов включает в себя измерение:
-	естественных потенциалов свободной коррозии;
-	поляризационных и суммарных защитных потенциалов диагнос-
тируемых объектов;
-	продольных и поперечных градиентов потенциалов земли на трас-
се и площадках;
—	удельного сопротивления грунта;
-	электрического или электромагнитного поля трубопровода, ха-
рактеризующего состояние его изоляционного покрытия.
816
ГЛАВАХ
Полевая коррозионная электрометрия дополняется лабораторными
оценками поляризуемости конструкционной стали трубопроводов и ди-
намики изменения pH окружающей коррозионной среды. Результатом
исследований является оценка скорости коррозии диагностируемых
объектов с последующей оценкой остаточного ресурса их безаварийной
работы.
Этот метод особенно актуален для участков трубопроводов, находя-
щихся вблизи источников интенсивных электрических полей, таких как
электрифицированные железные дороги, линии электропередачи и пр.
Важно отметить, что он эффективен не только при диагностике линей-
ной части трубопровода, но и для других объектов: топливных резерву-
аров, технологических обвязок и пр.
Результатом проведения противокоррозионной диагностики явля-
ется разработка проекта катодной защиты объекта с помощью катод-
ных станций, управляемых датчиками стационарных неполяризую-
щихся электродов сравнения, устанавливаемых вблизи защищаемых
сооружений.
Также могут быть рекомендованы специальные конструкции токо-
отдающих анодных заземлений, обеспечивающие катодную защиту ком-
муникаций и сооружений.
На рис. 10.1 приведены цели и задачи электрометрических обследо-
ваний применительно к магистральным газопроводам, сформулирован-
ные Управлением транспорта газа и газового конденсата ОАО «Газпром».
Такие же цели и задачи ставятся при электрометрии нефтепроводов и
продуктопроводов.
СИСТЕМА ЭХЗ
ЗАЩИТНОЕ ПОКРЫТИЕ
ТРУБА
ЦЕЛИ
Определение
эффективности системы
ЭХЗ участка МГ
Оценка состояния и
соответствия требованиям
НТД
Опенка коррозионного
состояния локальных
участков МГ
ОСНОВНЫЕ
ЗАДАЧИ
Определение
.защищенности.
Определение участков, не
обеспеченных эффективной
защитой («недозащита» и
«псрезащита»)
Локализация дефектов
Интегральная оценка
состояния покрытия
Определение участков
повышенной и высокой
коррозионной опасности
Определение вероятных
коррозионных
повреждений МГ
РЕЗУЛЬ-
ТАТЫ
Рекомендации по ремонту
Средств н оптимизации
режимов ЭХЗ или проект
реконструкции ЭХЗ
Рекомендации по ремонп
защитного покрытия
Рекомендации по
шурфованию
Оцеккт коррозионного
состояния
Рис. 10.1. Цели и задачи электрометрических обследований газопроводов
HO m 1Е СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
Электрометрическую диагностику трубопроводов осуществляют мето-
дом интенсивных обследований, комплексного изучения по специальным
методикам. По результатам обследования определяются участки трубопро-
водов, где имеет место «перезащита» и «недозащита», а также приводятся
данные по коррозионным повреждениям поверхности труб, скорости кор-
розии. Кроме того, определяется эффективность работы систем ЭХЗ трубо-
проводов, необходимость реконструкции системы, замены СКЗ устаревших
типов, объемы ремонта анодных заземлений и изоляционных покрытий.
В табл. 10.1 приведены данные характеризующие объемы электро-
метрических обследований газопроводов и протяженность участков с их
неэффективной защитой.
Таблица 10.1. ОБЪЕМЫ ЭЛЕКТРОМЕТРИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ И ПРОТЯЖЕННОСТЬ УЧАСТКОВ С НЕЭФФЕКТИВНОЙ РАБОТОЙ ЭХЗ						
i Наименование показателей	Годы					
	1994	1995	1996	1997	1998	1999
Объемы электрометрических обследований, км	11500	12500	14650	16650	18870	36410
Протяженность участков с неэффективной защитой, км	1265	1150	1465	832	1172	4220
Большой объем обследования в 1999 г. выявил более 4 тыс. км учас-
тков с неэффективной защитой.
На рис. 10.2 представлены показатели затрат Управления транспор-
та газа и газового конденсата ОАО «Газпром» на ремонт системы ЭХЗ и
изоляционного покрытия ЕСГ по данным электрометрии.
Год
—затраты на ремонт ИГ! затраты на ЭХЗ
Рис. 10.2. Затраты на ремонт изоляционного покрытия
и ЭХЗ на магистральных газопроводах
ГЛАВА X
В последние годы отмечается устойчивый рост вандализма и массо-
вых хищений элементов систем ЭХЗ. Например, за 1999 г. в ООО «Кав-
казтрансгаз» украдено и приведено в негодность 111 СКЗ, снято 140,7 км
проводов, похищено 32 трансформатора ОМП, 7 км кабельных линий.
В ООО «Югтрансгаз» в 1998 г. похищено 42,3 км провода АС и 42 СКЗ;
в 1999 г. - 138,1 км провода и 29 СКЗ. В ООО «Самаратрансгаз» укра-
дено 189,6 км голого провода, СКЗ - 85 шт., трансформаторов в/в
ОМП - 50 шт. Материальный ущерб от хищений средств ЭХЗ составил
9,6 млн руб. Это резко снижает достигнутый ранее уровень защищен-
ности трубопроводов.
Кроме того, эффективность защиты снизилась из-за ненадежной ра-
боты местных линий электроснабжения и их веерного отключения. Мас-
штаб этих потерь можно оценить, если учесть, около 80 % установок
катодной защиты имеет питание от местных линий электроснабжения,
т. е. более 125 тыс. км газопроводов эксплуатируются в условиях нере-
гулярного электроснабжения СКЗ.
Борьба с этими неуправляемыми процессами сегодня вышла за рам-
ки возможностей предприятий по транспорту газа и требует отраслево-
го подхода как по восстановлению работоспособности систем ЭХЗ, так и
по диагностике коррозионной опасности МГ.
Поэтому процессы коррозии МГ становятся более значимыми, а ак-
туальность поиска коррозии металла в сквозных дефектах покрытия
повышается, несмотря на относительно благополучную статистику кор-
розионных аварий по причине подземной коррозии.
Одной из важнейших задач становится электрометрическое обследо-
вание, которое преследует 3 цели: определение эффективности системы
ЭХЗ участка МГ; определение состояния и соответствия требованиям
НТД защитного покрытия; оценка коррозионного состояния трубы на
локальных участках магистрального газопровода.
Задачами электрометрических обследований являются:
•	для системы ЭХЗ — определение защищенности МГ, а также участ-
ков, не обеспеченных эффективной защитой (участки «недозащиты» и
« перезащиты » );
•	для защитного покрытия — локализация дефектов и интегральная
оценка состояния изоляции;
•	для трубы - определение участков с повышенной и высокой корро-
зионной опасностью и вероятных коррозионных повреждений МГ.
Основными результатами электрометрических обследований долж-
ны быть рекомендации по ремонту средств ЭХЗ и оптимизации режи-
мов ЭХЗ или проект реконструкции электрохимической защиты; по ре-
монту защитного покрытия и шурфованию с оценкой коррозионного
состояния трубы.
Электрометрическую диагностику МГ осуществляют методом интен-
сивных обследований и методом комплексных измерений.
НПРЫЕ СРЕДСТВА ДИ МЧЕЮСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
81°
За 1994-1999 гг. проведено обследование 100 058 км магистральных
газопроводов, выявлены коррозионноопасные участки на 28 835 км га-
зопроводов, определены объемы первоочередного ремонта изоляцион-
ных покрытий на 3 938 км газопроводов, протяженность участков с не-
эффективной защитой от коррозии составила 10 313 км.
По расчетным данным для обеспечения эффективной защиты от кор-
розии ежегодно необходимо выполнять электрометрические обследова-
ния 30-35 тыс. км, для чего потребуется объем финансирования 450-
500 млн руб.
Для оценки состояния изоляционного покрытия используются оте-
чественные системы УДИМ-Ш и новая компьютеризированная система
типа C-SCAN (Великобритания). Для практического применения этой
системы ВНИИГазом разработана специальная методика с использова-
нием номограмм для определения величины переходного сопротивле-
ния, с анализом величины и опасности дефекта изоляции.
10.5.	ДЕФЕКТОСКОПИЯ
Определение вида и параметров дефектов, обнаруженных вышеопи-
санными методами, осуществляется, как правило, традиционными ме-
тодами НК. Именно данные, получаемые при дефектоскопии, становят-
ся основой для проведения аналитических расчетов по оценке сроков
безаварийной работы трубопровода.
Напомним, что в данном разделе речь идет о диагностике состояния
действующих трубопроводов. При этом чаще всего используются один
или несколько методов из следующего перечня:
—	ультразвуковая толщинометрия;
-	измерение механических свойств материалов (твердости и пр.);
-	электромагнитная (магнитная) толщинометрия изоляционного
покрытия:
-	измерение глубины залегания трубопровода;
-	электроискровой контроль сплошности изоляционного покрытия;
-	ультразвуковая дефектоскопия;
-	радиография.
Общей тенденцией можно считать компьютеризацию оборудования
для контроля и автоматизацию хранения и обработки информации. Со-
временные толщиномеры и твердомеры имеют память для записи ре-
зультатов измерений и обеспечены возможностью связи с компьютером
для создания баз данных и паспортизации объектов. Ультразвуковой
толщиномер «Скат-4000» позволяет также регистрировать рельеф из-
делий, что особенно важно при оценке степени коррозионного пораже-
ния внутренней стенки трубопровода.
^20	ГЛАВАХ
Особое значение придается автоматизации обработки информации
при ультразвуковой дефектоскопии и регистрации ее результатов. В
настоящее время существуют дефектоскопы и экспертные системы, по-
зволяющие непосредственно после завершения контроля получать де-
фектограммы сварных стыков с указанием параметров обнаруженных
дефектов. Примеры такого рода — системы серии «Авгур», дефектоскоп
УД-21Р.
Использование традиционных технологий радиографического или
ультразвукового контроля при диагностике эксплуатируемых трубопро-
водов весьма ограничено из-за значительного влияния транспортируе-
мой среды на процессы распространения рентгеновского излучения и
ультразвуковых волн. Данные методы применяются при диагностике,
как правило, в случаях, когда трубопровод остановлен и освобожден от
продукта. Поэтому в настоящее время представляется актуальной раз-
работка оборудования и технологии контроля сварных стыков трубопро-
водов, заполненных жидким продуктом. Примером удачной реализации
такого рода технологии является ультразвуковой контроль стыков труб
малого диаметра с применением раздельно-совмещенных пьезопреобра-
зователей «хордового» типа с эластичным протектором. Поскольку уль-
тразвуковые волны в данном случае практически не проникают на внут-
реннюю поверхность стенки трубы, поглощение их транспортируемым
продуктом очень ограничено, и дефекты могут быть выявлены.
Эффективным решением проблемы контроля сварных стыков труб,
заполненных жидким продуктом, явилось бы применение магнитных
(электромагнитных) методов. Однако соответствующее оборудование и
технологии в настоящее время недостаточно апробированы для реше-
ния этих задач.
10.6.	ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Разделы, посвященные внутренней диагностике магистральных тру-
бопроводов книги, основываются на исследованиях и разработках, вы-
полненных д-ром техн, наук, проф. К.В. Черняевым, д-ром техн, наук
Е.С. Васиным и канд. техн, наук Б.И. Мирошниченко.
КОНЦЕПЦИЯ БЕЗОПАСНОЙ	Согласно концепции «бе-
ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДНЫХ зопасной эксплуатации по
СИСТЕМ И ДИАГНОСТИКА	техническому состоянию»
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ	оценка технического со-
стояния магистрального
трубопровода осуществляется по параметрам технического состояния,
обеспечивающим его надежную и безопасную эксплуатацию. Анализ
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
S21
работоспособности, оценки остаточной прочности и ресурса основыва-
ются на определяющих параметрах технического состояния, изменение
которых может привести трубопровод в неработоспособное или предель-
ное состояние. Регистрация и измерение этих параметров реализуется
методами и средствами технической диагностики.
Выбор определяющих параметров технического состояния проводит-
ся на основе анализа проектных и нормативных требований, условий
взаимодействия с внешней средой и транспортируемым продуктом, опы-
та эксплуатации, механизмов эксплуатационных повреждений метал-
ла и возможных отказов, а также исходя из разрешающей способности
средств диагностики, применяемых для регистрации и контроля этих
параметров. Выбранные параметры должны описывать как «внутрен-
нее» собственное состояние металла трубопровода (данные о дефектах и
несовершенствах металла, характеристики прочности и сопротивления
разрушению), так и «внешнее» воздействие на этот металл (нагрузки,
обусловленные окружающей средой, режимом эксплуатации и конфи-
гурацией трубопровода). В терминах выбранных определяющих пара-
метров технического состояния формулируются критерии оценки рабо-
тоспособности, описываются условия безопасной эксплуатации участков
магистральных трубопроводов.
Оперативная техническая диагностика обеспечивает получение теку-
щих значений и формирование истории изменения определяющих пара-
метров. На основе этих данных оценивается текущее (эксплуатационное)
состояние, прогнозируется его развитие до наступления предельного со-
стояния (отказа). Результаты анализа эксплуатационных и предельных
состояниий, оценки остаточного ресурса служат основой для планирова-
ния диагностических и ремонтных мероприятий, направленных на обес-
печение безопасной эксплуатации трубопровода и достижение оптималь-
ных технико-экономических показателей. На рис. 10.3 представлена
схема реализации концепции безопасности эксплуатации магистральных
трубопроводов по техническому состоянию на основе внутритрубной ди-
агностики.
В настоящее время общая протяженность магистральных трубопро-
водов в России превышает 230 тыс. км.
Общее старение основных фондов сети магистральных трубопрово-
дов требует выработки единой технической политики по предотвраще-
нию отказов и аварий, обеспечению безопасной эксплуатации, основан-
ной на фактическом техническом состоянии.
Диагностику технического состояния следует рассматривать как
комплекс мероприятий, сопровождающих весь жизненный цикл тру-
бопровода (проектирование, строительство, эксплуатация) и направлен-
ных на повышение его эксплуатационной надежности.
822
ГЛАВАХ
Рис. 10.3. Схема реализации концепции безопасной эксплуатации
магистральных трубопроводов по техническому состоянию
Для определения фактического технического состояния широко ис-
пользуются методы внутритрубной диагностики. Внутритрубная диаг-
ностика (внутритрубная инспекция) - комплекс технологических опе-
раций, реализуемых путем пропуска внутри трубопровода специальных
устройств (внутритрубных снарядов). Она позволяет проводить обсле-
дование линейной части трубопроводов на всем ее протяжении, выяв-
лять различного типа несовершенства и дефекты в стенках труб, явля-
ющиеся потенциальными причинами аварий и отказов.
Старение трубопровода проявляется в деградации свойств металла,
развитии повреждений и дефектов в стенке трубы. С течением времени
эксплуатационные повреждения и дефекты металла становятся основ-
ной причиной отказов и разрушений трубопроводных систем, опреде-
ляя тем самым их фактическое техническое состояние.
Работоспособность и безопасность эксплуатации магистральных тру-
бопроводов в условиях их старения обеспечивается путем реализации
следующих взаимосвязанных мероприятий:
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
К 2Й
•	Внутритрубная дефектоскопия, использующая снаряды-дефектос-
копы высокого разрешения, для выявления и идентификации различ-
ных видов несовершенств, повреждений, дефектов металла, для опре-
деления их размеров и прогнозирования дальнейшего их развития.
•	Оценки допустимости выявленных при внутритрубной дефектос-
копии несовершенств, повреждений и дефектов, ранжирование их по сте-
пени опасности, определение приоритетов ремонтных работ и периодич-
ности диагностических обследований.
•	Выборочные ремонты, проводимые на основе данных внутритруб-
ной дефектоскопии и результатов прогнозирования остаточного ресур-
са, обеспечивающие полное восстановление несущей способности по-
врежденных участков, продление срока эксплуатации магистральных
трубопроводов.
Для примера приведены методы и средства внутритрубной диагнос-
тики магистральных нефтепроводов на стадии эксплуатации нефтепро-
водов.
Методы и средства внутритрубной диагностики должны обеспечить
реализацию концепции диагностирования магистральных нефтепро-
водов, являющуюся составной частью концепции обеспечения безопас-
ной эксплуатации и продления срока службы магистральных нефте-
проводов.
Современная концепция диагностирования базируется на примене-
нии «интеллектуальных» внутритрубных снарядов высокого разреше-
ния 2-го или 3-го поколений. При этом, как отмечалось выше, необхо-
димая полнота информации о техническом состоянии трубопровода
достигается при реализации четырехуровневой системы диагностиро-
вания с использованием ВИС, в каждом из которых реализован какой-
либо один метод неразрушающего контроля.
В ОАО АК «Транснефть» разработан нормативный отраслевой ру-
ководящий документ - «Правила технической диагностики магист-
ральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снаряда-
ми» (РД 153-39.4-035-99). С 1 мая 1999 г. этот документ введен
в действие на всех магистральных нефтепроводах.
Правила регламентируют все стадии работ по внутритрубной ди-
агностике магистральных нефтепроводов. Они устанавливают, что
задачей технической диагностики магистральных нефтепроводов яв-
ляется получение информации о наличии, параметрах и степени
опасности дефектов, позволяющей принимать решения о возможно-
сти и режимах дальнейшей эксплуатации или необходимости ремон-
та нефтепровода с точной локализацией мест его проведения. В ко-
нечном счете, реализация правил направлена на предупреждение
отказов линейной части магистральных нефтепроводов и продление
их срока службы.
824
ГЛАВАХ
Для магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации,
правилами регламентирован комплекс работ по техническому диагнос-
тированию МН, приведенный на рис. 10.4.
Возможное развитие обнаруженных ранее дефектов до состояния опас-
ных вызывает необходимость проведения повторных инспекций. Вместе с
тем, проведение внутритрубной диагностики является довольно сложным


I
[ Запорная врдотурэ

пунаоепгтрассе
участка МН
U ПЦ/,	ЮТРвНОСТЯ участка ВДН К ДМдГМОСГМрСЛЖЮС
учасгеа
устройств s*
Виутритруб«ых
Лгодаиния участка
МН
д>шгмоеп<ру***1> МН
Снйййг
юючеммй а стен» Трубы
дефектов* адяыдееых <жюн а кивах
и трошимоооде£»«а дефектов
ВГфЗ&ВДЫХГ* • •	
ктеуроввнь .
т
| Очисткаенутренией
। гкхюстиучжпмМН
1,	Ф^алрмпи1, мшммвдо
Х»мгмосп*«асжм»|мОо>ы
Рис. 10.4. Блок-схема комплекса работ по техническому
диагностированию эксплуатируемых магистральных нефтепроводов
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
825
организационно-техническим и дорогим мероприятием, а темпы развития
дефектов на различных участках МН и техническое состояние участков
могут быть существенно различными. Поэтому возникает необходимость
решения задачи определения оптимальной периодичности внутритрубных
инспекций для различных участков.
Определение периодичности диагностики напрямую связано с обес-
печением надежности трубопровода. За время до очередной инспекции
дефекты не должны получить развития до критических размеров и стать
причиной отказа (аварии) трубопровода. Кроме того, при оценке перио-
дичности помимо данных о дефектах (состав, тип, плотность распреде-
ления, геометрические параметры, опасность дефектов и прогнозируе-
мая скорость их развития) необходимо учитывать риск дальнейшей
эксплуатации трубопровода, зависящий в основном от тяжести послед-
ствий возможных аварий.
Таким образом, определение периодичности диагностики требует уче-
та влияния как факторов, определяющих возможность возникновения
аварий, так и факторов, характеризующих величину ущерба от возмож-
ных аварий.
Данные статистики отказов МН, а также анализ механизмов возник-
новения и развития дефектов позволили выявить 37 основных факто-
ров возможности возникновения аварий на магистральных трубопрово-
дах, объединенных в 6 групп (табл. 10.2).
Среди этих факторов определяющим фактором является информа-
ция о дефектах (см. гр. 1 табл. 10.2). Поэтому в «Нормах» ключевая по
значимости роль отводится диагностической информации, по данным
ВИС, являющейся наиболее достоверной и полной информацией о со-
стоянии магистрали, позволяющей получить точную количественную
оценку технического состояния трубопровода, оценить опасность дефек-
тов и прогнозировать их развитие.
Факторы технического состояния исследуемого участка магистрали
по данным внутритрубных инспекций (гр. 1) определяют влияние на
вероятность аварии количества и параметров дефектов, обнаруженных
внутритрубными снарядами.
Высокая точность измерения геометрических параметров дефектов
снарядами высокого разрешения позволяет выполнять расчеты дефект-
ных участков на прочность.
В результате расчета на прочность определяются опасные дефекты,
в зонах которых может произойти разрушение трубопровода. Опасные
дефекты подлежат ремонту.
Остающиеся на момент проведения внутритрубной инспекции дефек-
ты не требуют срочных мер по проведению ремонта, однако они могут в
дальнейшем развиваться и достигать состояния опасных. Таким обра-
зом, для более полной оценки технического состояния участка трубо-
провода требуется применение методики, позволяющей прогнозировать
826
ГЛАВАХ
Таблица 10,2. ФАКТОРЫ БАЛЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ВОЗМОЖНОСТИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ АВАРИЙ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ	
Наименование группы факторов Гр,	Наименование факторов FtJ
Факторы технического состояния участка МН по данным внутритрубных инспекций	1.	Количество опасных дефектов; 2.	Обобщенный показатель прочности опасных дефектов: 3.	Показатель оперативности ремонта опасных дефектов; 4.	Количество обнаруженных неопасных дефектов; 5.	Обобщенный показатель долговечности неопасных дефектов.
Конструктивно— технологичес кие факторы	1.	Протяженность участка МН, км; 2.	Категория участка: В, I, П, Ш, IV; 3,	Наружный диаметр трубопровода, мм: 4.	Фактическая толщина стенок трубы, мм; 5.	Марка стали труб, ее механические характеристики; 6.	Коэффициент надежности по материалу (по СНиП2.05.06.85); 1. Дата ввода участка в эксплуатацию; 8.	Поставщик труб (завод-изготовитель); 9.	Категория участка по сложности производства работ: I, П, III; 10.	Уровень «комфортности» производства работ; 11.	Наличие дополнительных защитных покрытий; 12.	Характеристики подводных переходов.
Факторы эксплуатационной нагруженности трубопровода	1.	Паспортная производительность; 2.	Среднегодовые объемы перекачиваемого продукта; 3.	Данные о рабочем давлении; 4.	Несущая способность грунта; 5.	Модуль упругости и плотность продукта; 6.	Наличие системы сглаживания ударной волны (типа АРКРОН),
Факторы коррозионного воздействия	L Коррозионная активность грунта; 2.	Климатический район; 3.	Тип (материал, конструкция и способ нанесения) наружного изоляционного покрытия; 4.	Продолжительность эксплуатации трубопровода без замены изоляционного покрытия; 5.	Защищенность участка по протяженности средствами ЭХЗ; 6.	Данные о наличии и количестве мест в пределах участка, где трубопровод находится на границе раздела сред; 7.	Коррозионная активность перекачиваемого продукта.
Антропогенные факторы	1.	Уровень хозяйственной активности вблизи участка МН; 2.	Плотность населения; 3.	Размещение соседних промышленных объектов (газопроводов, продуктопроводов, дорог и т. п.); 4.	Глубина заложения подземного трубопровода в грунт, м.
Факторы природных воздействий	1.	Возможность деформации грунта (обвалы, оползни, пучение грунта и т. п.); 2.	Возможность неравномерной осадки грунта; 3.	Возможность размыва в связи с изменением русла рек*
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ	В2 7
кинетику параметров неопасных дефектов, обнаруженных ВИС, и оп-
ределять моменты перехода данных дефектов в категорию критических,
что повлияет на остаточный ресурс трубопровода в зонах, где остались
дефекты.
Конструктивно-технологические факторы (гр. 2) определяют влия-
ние на вероятность аварии конструктивных особенностей трубопровода
и качества строительно-монтажных и ремонтных работ.
Факторы эксплуатационной нагруженности трубопровода (гр. 3) оп-
ределяют влияние на вероятность аварии степени нагруженности тру-
бопровода в процессе эксплуатации и учитывают цикличность нагру-
жения внутренним давлением перекачки, расположение НПС на
рассматриваемом участке, возможность гидроударов.
Факторы коррозионного воздействия (гр. 4) определяют влияние на
вероятность аварии параметров, способствующих возникновению и ро-
сту коррозионных дефектов.
Антропогенные факторы (гр. 5) определяют вероятность поврежде-
ния трубопровода в результате антропогенной активности в зоне залега-
ния трубопровода, что выражается в увеличении риска повреждения
трубопровода в результате несанкционированных работ на трассе МН и
аварий на прилегающих объектах.
Природно-климатические факторы (гр. 6) параметры, характеризу-
ющие возможность повреждения трубопровода в результате движения
грунта. Определяются ландшафтно-геохимическим положением, кли-
матическими и гидрогеологическими условиями территории залегания
рассматриваемого участка МН.
При расчете периодичности диагностики необходимо учитывать фак-
торы, определяющие величину ущерба окружающей среде и населению
от возможной аварии. Величина ущерба определяется: площадью заг-
рязнения территории, вызванного аварийным разливом нефти, конден-
сата, выбросом газа; природно-климатическими характеристиками тер-
ритории, прилегающей к трубопроводу; плотностью населения на
прилегающей территории; объемом потерянной нефти; экономическим
ущербом от простоя трубопровода.
Основные факторы, определяющие величину ущерба от возможной
аварии, сведены в «Нормах» по нефтепроводам к трем группам.
—	факторы, влияющие на объем разлива нефти и площадь загрязне-
ния при авариях на магистральных нефтепроводах;
—	факторы, влияющие на величину ущерба окружающей среде от
загрязнения нефтью;
—	факторы, влияющие на величину убытков от простоя нефтепрово-
да при авариях.
Площадь загрязнения территории, вызванное аварийным разливом
нефти, определяется многими факторами, в том числе:
828
ГЛАВАХ
-	типом разгерметизации трубопровода (утечка, свищ или разруше-
ние с динамическим раскрытием кромок, что в свою очередь зависит от
типа и размеров дефекта, т. е. степени его опасности);
—	давлением перекачки, конструктивными особенностями МН (вре-
мя остановки перекачки, характеристики аварийной автоматики и др.);
—	ландшафтом и взаимным расположением места аварии с природ-
ными объектами и др.
В общем случае можно выделить 3 типа условий взаимного располо-
жения места аварии на нефтепроводах с природными объектами: ава-
рии на участках вдали от водных объектов, аварии на подводных пере-
ходах нефтепровода, аварии вблизи водоемов и водотоков.
В «Нормах» учтены наиболее значимые факторы, влияющие на пе-
риодичность обследования магистральных нефтепроводов внутритруб-
ными инспекционными снарядами.
Поставленная задача была решена в «Нормах» на основе метода бал-
льной оценки факторов риска.
Схемы балльной оценки факторов, а также значения их весовых ко-
эффициентов, были определены методом экспертных оценок с учетом
данных статистики отказов отечественных магистральных нефтепрово-
дов, анализа механизмов возникновения и развития дефектов, характе-
ристик разрешающей способности внутритрубных инспекционных сна-
рядов, реальных распределений по длине нефтепроводов дефектов,
обнаруженных в результате внутритрубной диагностики, параметров их
прочности и остаточного ресурса, анализа существующих методов рас-
чета параметров аварийных разливов нефти, порядка исчисления эко-
логического ущерба, принятого в нормативных документах Российской
Федерации.
На основании величины индекса риска, полученной в результате
перемножения балльных оценок вероятности аварии и тяжести их по-
следствий, в соответствии с табл. 10.3 для каждого участка МН и типа
внутритрубного инспекционного снаряда назначается показатель при-
оритетности проведения внутритрубной диагностики. Значения при-
оритетности определяют первоочередность инспекций участка МН и
сроки интервалов между ними.
Порядок назначения величины периодичности в зависимости от
значений приоритетности определялся на основе принципов прием-
лемого риска.
Под приемлемым риском понимается риск, уровень которого до-
пустим и обоснован, исходя из экономических и социальных сообра-
жений.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
8УУ
Таблица 10.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО ВРЕМЕННОГО
ИНТЕРВАЛА МЕЖДУ ВНУТРИТРУБНЫМИ ИНСПЕКЦИЯМИ
ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ ВИС
Наименование показателя	Показатели риска и приоритетности
Степень риска	более 500	100 -500 1		| менее 100	
Показатель приоритетности	высокий	средний		низкий	
Тип ВИС	Максимальный временной интервал между внутритрубными инспекциями, лет				
Ультразвуковой дефектоскоп для обнаружения потерь металла «Ультраскан-WM»	3		5		6
Магнитный дефектоскоп MFL	3		5		6
Ультразвуковой дефектоскоп для обнаружения трещин «УлыраскантСЕ>>	-	,	3		5		6
10.7. ПЕРИОДИЧНОСТЬ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ
Проведенный анализ показал, что минимальный срок периодичное-
ти диагностики, исходя из принципов приемлемого риска, составляет
примерно 3 года. Ввиду того, что лишь результаты двух (как минимум)
внутритрубных инспекций позволят достоверно оценить скорость роста
дефектов, то вторичная внутритрубная инспекция каждого участка МН
определенным типом снаряда-дефектоскопа должна производиться не
позже, чем через 3 года после первичной инспекции. Результаты двух
последовательных инспекций позволят достаточно обоснованно прогно-
зировать интервал до следующего диагностического обследования.
Максимальные значения интервала времени до третьей и всех пос-
ледующих внутритрубных инспекций для каждого типа ВИС определя-
ются в зависимости от показателя приоритетности (см. табл. 10.3).
Блок-схема определения периодичности внутритрубной диагности-
ки приведена на рис. 10.5.
Методика определения периодичности диагностирования МН с по-
мощью внутритрубных инспекционных снарядов имеет статус норма-
тивного отраслевого руководящего документа в виде «Норм периодич-
ности обследования магистральных трубопроводов внутритрубными
инспекционными снарядами» (РД 153-39-029-98).
Аналогичные нормативно-методические документы разработаны и
используются при мониторинге газотранспортных систем.
Таким образом, разработаны основные элементы системы организа-
ции мониторинга технического состояния магистральных трубопроводов,
основанного на использовании результатов внутритрубной диагностики
и на создании интегрированной информационной модели трубопровода.
830
ГЛАВА X
L Планирование и организация работ
Разбиение трассы МН на участки
II. Сбор ин<	юрмации	
Результаты предыдущих внутри трубных обследовании: Количество и параметры обнаружешилх дефектен		Характеристики участка МН: Конструктмвнсыехноло! ические i (арамегры участка. параметры натружешюсти хчастка, параметры коррозии, параметры антропогенного воздействия.. характеристики «честности
111. Обработка результатов предыдущей внутритрубной инспекции		
Расчсг на прочность груб со всеми обнаруженными дефектами		
. 	 ♦ * *		
Бжыьная оценка показазелей прочност и опасных дефектов	Решение о ремонте опасных лефек гов (даты ремонта, величина снижения давления)	Расчет долговечности труб в зонах неопасных лефек гов
		
	. 1		
	Балльная оценка оперативности ремонте опасных дефектов	Балльная опенка показателей долговещюсти неопасных 	дефектов	
IV.	Оценка показателя приоритетности диагностики участка МН
для различных типов ВИС
V.	Ранжирование участков трассы МН по индексу риска R и
показателю приоритетности Ру
VI.	Определение сроков очередной внутритрубной диагностики Тш в
зависимости от типа ВИС
Рис. 10.5. Блок-схема определения
периодичности внутритрубной диагностики
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
S3I
Система мониторинга позволит прослеживать динамику развития дефек-
тов различного происхождения с учетом влияния окружающей среды и
техногенных факторов, а также контролировать выполнение программ
устранения дефектов, что в итоге обеспечит более эффективное решение
задач по обеспечению безопасной эксплуатации и продлению срока служ-
бы линейной части магистральных нефтепроводов.
Сегодня отремонтировать все сразу выявленные опасные дефекты
невозможно, поэтому в компании «Транснефть» очередность устране-
ния дефектов, подлежащих ремонту, формируется на основе вероятнос-
тного подхода в силу недостатка информации о развитии этих дефектов.
Проведение мониторинга позволило бы построить программу ремонта
более обоснованно и оптимально.
Система магистральных нефтепроводов, срок службы которых со-
ставляет в среднем 25—30 лет, вступила в так называемый «износовый»
период жизненного цикла. После проведения первичной внутритрубной
инспекции и устранения дефектов, требующих первоочередного ремон-
та, несущая способность отдельных участков нефтепровода может сни-
зиться до критического уровня из-за прогрессирующих процессов на-
копления коррозионных и усталостных повреждений, деформационного
старения, возможного развития и появления новых дефектов под влия-
нием эксплуатационных нагрузок и природных воздействий.
Существующие научные методики и средства пока не могут точно
определить скорость развития процессов коррозии.
Анализ результатов повторных инспекций участков МН общей про-
тяженностью ~ 2600 км, обследованных дефектоскопами «Ультраскан-
WM» показал следующее:
1.	Дефекты внешней коррозии развиваются во времени. Развитие это
происходит неравномерно по длине нефтепроводов и с разными скорос-
тями, на некоторых участках — с весьма значительными, до 1 мм/год.
Установлено, что 3 года — достаточный срок для определения скорости
коррозии.
2.	Число дефектов, для которых зафиксирован рост коррозии в глу-
бину стенки трубы, составляет до 10% от общего количества обнаружен-
ных дефектов. Количество развивающихся дефектов внешней коррозии
зависит не только от возраста нефтепровода, но в большей степени от
состояния изоляции.
3.	Установлено, что большая часть развивающихся дефектов распо-
ложена на относительно небольших по протяженности участках с плот-
ными скоплениями дефектов. Следовательно, возможна дальнейшая
оптимизация выборочного ремонта локальных дефектов и ремонта с за-
меной труб на участке.
4.	По данным диагностики установлено, что основной причиной воз-
никновения и развития коррозионных дефектов (около 50% всех случа-
ев) может являться неудовлетворительное состояние изоляции. Поэтому,
832
ГЛАВАХ
при проведении капитального ремонта нефтепроводов с заменой изоля-
ции, необходимо принимать меры к устранению всех коррозионных де-
фектов, как потенциальных источников возникновения аварий, а также
к повышению качества работ по изоляции и засыпке трубопровода.
Состояние участка нефтепровода в целом с точки зрения его корро-
зионной активности удобно оценивать по диаграмме распределения ско-
ростей коррозии дефектов по дистанции участка (рис. 10.6).
1,4
-
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
Участки с наибольшей скоростью коррозии
Рис. 10.6. Диаграмма распределения скоростей коррозии дефектов
по длине участка нефтепровода
В качестве примера представлена диаграмма для 160-километрового
участка. Видно, что разброс скоростей коррозии для разных дефектов весь-
ма существенный. Некоторые дефекты не получили развития (скорость
коррозии равна нулю), значительная часть дефектов имеет скорость кор-
розии от 0,2 до 0,5 мм/год, 20 дефектов — свыше 0,5 мм/год, причем 5 из
них — от 0,8 до 0,92 мм/год, а один дефект — скорость коррозии, равную
1,16 мм/год. Видно также, что можно выделить 3 наиболее коррозионно-
активных участка: с 30 по 44 км, с 62 по 70 км и со 118 по 132 км. В целом,
распределение скоростей коррозии по длине 160-километрового участка
носит явно выраженный неравномерный характер.
Отмеченные высокие значения скоростей коррозии (0,8-1 мм/год) могут
привести к тому, что отдельные дефекты за 3-4 года могут вырасти до кри-
тических размеров и представлять угрозу для целостности трубопровода.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ

Единственным эффективным средством контроля за ростом дефек-
тов является организация системы мониторинга за техническим состо-
янием трубопроводов на основе повторных внутритрубных инспекций.
Необходимо системное накопление баз данных повторных инспекций
для определения скоростей коррозии, изучения причин развития кор-
розионных процессов на различных участках с целью более эффектив-
ного планирования ремонтных работ, повышения надежности и управ-
ления ресурсом магистральных нефтепроводов при эффективном
расходовании средств.
Аналогичный по дистанции, времени и скорости может быть и про-
цесс развития дефектов типа усталостных трещин.
10.8. ЭЛЕМЕНТЫ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ
ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
КОНТРОЛЕПРИГОДНОСТЬ Термин «контролепригодность» опре-
МАГИСТРАЛЬНЫХ деляет требования к конструктивному
ТРУБОПРОВОДОВ и технологическому исполнению маги-
стрального трубопровода, необходи-
мые для проведения диагностики внутритрубными снарядами.
На трубопроводах должны быть предусмотрены узлы (камеры) за-
пуска и приема внутритрубных снарядов, оборудованные сигнальными
приборами, регистрирующими прохождение снарядов. Линейная часть
трубопровода в пределах одного инспектируемого участка должна иметь
постоянный внутренний диаметр. Минимальный радиус изгиба трубо-
провода из условия прохождения внутритрубных снарядов должен со-
ставлять не менее пяти его диаметров. Запорная и предохранительная
арматура должна быть равнопроходной с линейной частью трубопрово-
да и иметь сигнализацию открытого и закрытого положения задвижек.
На ответвлениях от магистрали должны быть предусмотрены устрой-
ства, исключающие возможность попадания внутритрубного снаряда в
такое ответвление.
Для оценки контролепригодности участка магистрального трубопро-
вода предприятие, эксплуатирующее этот участок, предоставляет пред-
приятию, выполняющему диагностические работы, сведения о трубо-
проводе в виде опросного листа, составленного на основании проектной,
исполнительной и эксплуатационной документации.
КАМЕРЫ ЗАПУСКА	Для проведения внутритрубной диагностики
И ПРИЕМА трубопровод должен быть оборудован каме-
рами приема и запуска внутритрубных сна-
рядов (рис. 10.7). Как правило, эти камеры устанавливаются на комп-
рессорных (насосных) станциях. Камеры приема и запуска включают
834
ГЛАВАХ
Рис. 10.7. Камера для пуска и приема диагностического снаряда
в себя корпус, концевой затвор, переходник от камеры к трубопроводу,
устройства и механизмы для загрузки и выгрузки снарядов, запорную
арматуру (крановые узлы) в обвязке камер. Камеры оборудуются сиг-
нализаторами прохождения снарядов, измерительными манометрами,
электроприводом управления крановыми узлами.
ВНУТРИТРУБНЫЕ	Внутритрубные инспекционные
ИНСПЕКЦИОННЫЕ СНАРЯДЫ снаряды (профилемеры и дефек-
тоскопы) предназначены для вы-
явления, измерения геометрических параметров и определения поло-
жения особенностей и нерегулярностей металла стенок трубопровода
(рис. 10.8). Снаряды-профилемеры используются для контроля геомет-
рии поперечного сечения трубопровода. Магнитные и ультразвуковые
снаряды-дефектоскопы высокого разрешения применяются для комп-
лексной диагностики состояния металла.
Для выполнения своих задач снаряды оснащаются системами дат-
чиков, охватывающих периметр трубы, одометрическим устройством
для измерения пройденного пути, системой для определения ориента-
ции снаряда, устройством для регистрации прохождения маркерных
пунктов. Информация, получаемая в ходе инспекции, накапливается
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
835
в блоках памяти снаряда. Инспекционные снаряды управляются про-
граммируемой микропроцессорной системой. Встроенная система внут-
ренней диагностики обеспечивает тестирование снаряда перед пропус-
ком, выявление сбоев и неисправностей в работе бортового оборудования.
Автономное электропитание обеспечивает функционирование электрон-
ного оборудования снаряда при проведении инспекции. Снаряды изго-
тавливаются во взрывозащищенном исполнении.
а)
Рис. 10.8. Модели-прототипы инспекционных внутритрубных снарядов:
а) профилемер; б) дефектоскоп
б)
Качество проводимой инспекции (выявляемость аномалий и дефек-
тов металла, точность определения их размеров) существенно зависит
от той скорости, с которой внутритрубный снаряд движется по трубо-
проводу. Оптимальный диапазон скоростей, зависит от типа снаряда,
как правило, скорость не превышает 1,5-3,0 м/с. Необходимая скорость
движения инспекционного снаряда достигается путем создания специ-
ального режима транспортировки продукта по трубопроводу (со снижен-
ным объемом перекачки) и/или настройкой байпасной системы внут-
ритрубного снаряда, позволяющей снизить скорость прохождения
снаряда относительно скорости транспортируемого продукта (газа).
ВНУТРИТРУБНЫЕ	Практика внутритрубной инспекции
ОЧИСТНЫЕ СНАРЯДЫ	показывает, что наибольшее влияние
на качество обследования оказывают
мусор и отложения в полости трубопровода и на его стенках. Очист-
ка трубопровода от различного рода загрязнений (парафиновые от-
ложения в нефтепроводах, продукты коррозии, песок, масло, вода,
огарки электродов и др.) производится путем пропуска снарядов-
скребков.
При использовании магнитных дефектоскопов после механической
производится магнитная очистка и подготовка металла с помощью маг-
нитных очистных скребков и поршней. Находящиеся в полости трубо-
провода посторонние металлические предметы собираются на магни-
тах-сборниках и металлических щетках снарядов.
836
ГЛАВАХ
Рис. 10.9. Внутритрубные очистные снаряды, слева направо:
для предварительной механической очистки, для чистовой обработки,
магнитный скребок
В настоящее время для магистральных нефте- и газопроводов пред-
лагается широкая гамма очистных снарядов различного назначения,
отличающихся конструктивными комбинациями очистных манжет,
дисков, щеток (рис. 10.9). Новые разработки очистных снарядов направ-
лены на увеличение производительности и повышения качества очист-
ки, снижения количества пропусков снарядов за счет совмещения опе-
раций.
СНАРЯД-КАЛИБР Для предварительного определения минималь-
ного проходного сечения трубопровода исполь-
зуется снаряд-калибр. Снаряд-калибр конструктивно выполнен по типу
очистного скребка и дополнительно оборудован калибровочными дис-
ками с пластинами-лепестками, изготовленными на проходное сечение
используемых внутритрубных снарядов (обычно 85%, 70% и 60% от
Дн). По состоянию (загибу) этих пластин после пропуска определяется
минимальное проходное сечение трубопровода.
МАРКЕРНЫЕ УСТРОЙСТВА Длина участка трубопровода, об-
следуемого за один раз, в среднем
составляет 100 км и более (это расстояние между соседними компрес-
сорными или насосными станциями магистрального трубопровода).
Для уточненной привязки на местности выявленных при внутритруб-
ной диагностике особенностей и дефектов используются маркеры. Мар-
керные передатчики генерируют электромагнитные сигналы, которые
улавливаются и регистрируются движущимся инспекционным снаря-
дом. Маркеры устанавливаются по трассе трубопровода над его осью с
интервалом 2—4 км вблизи стационарных ориентиров или отметок на
местности. Записанная информация в сочетании с известным место-
положением маркера на местности используется для уточненного по-
зиционирования данных внутритрубной диагностики на местности
(рис. 10.10).
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ

Рис. 10.10. Применение маркеров:
а) схема установки магнитного маркера на трубопроводе;
б) определение положения маркеров с помощью
космических систем навигации
СИСТЕМЫ
ГЛОБАЛЬНОГО
ПОЗИЦИОНИРОВАНИЯ
Для высокоточного определения положения
трубопровода на местности применяются
системы глобального позиционирования
(GPS), обеспечивающие определение геоде-
зических координат через космический спутник. В качестве реперных то-
чек на трубопроводе используются элементы обустройства трубопровода,
маркеры. С помощью GPSрезультаты внутритрубной инспекции представ-
ляются на цифовой GPS-карте местности. GPS-координаты используются
для разметки выявленных дефектов на трассе трубопровода.
ВНУТРИТРУБНЫЕ Внутритрубные снаряды-профилемеры
СНАРЯДЫ-ПРОФИЛЕМЕРЫ предназначены для контроля геометрии
поперечного сечения трубопровода, ре-
гистрации положения и размеров нарушений формы трубы (овальность,
вмятины, гофры). Контроль формы поперечного сечения осуществляется
измерительной системой, состоящей из множества рычагов с колесами, со-
единенных с электронными датчиками перемещений (рис. 10.11). Инфор-
мация с датчиков накапливается в блоках памяти снаряда. Чувствительность
профилемеров к изменению диаметра труб составляет 1-2 мм, что позволя-
ет фиксировать усиления сварных кольцевых швов.
Профилемеры оснащаются системами регистрации углов поворотов,
что позволяет при пропуске снаряда, помимо получения информации о
форме поперечного сечения, измерять радиусы кривизны оси и опреде-
лять профиль положения трубопровода на участках с пересеченной мест-
ностью (рис. 10.12).
Цифровые данные, записанные снарядом, распечатывают для ана-
лиза в виде графиков, показывающих самое малое проходное сечение
трубопровода. Длина графика отражает расстояние, пройденное снаря-
дом. Обычно в дополнение к вмятинам и овальностям на графике мож-
но видеть также поперечные сварные швы, изменения толщины стен-
ки, колена, арматуру и др.
838
ГЛАВА X
Рис. 10.11. Принцип внутритрубной профилеметрии
Отметки времени с интервалом в 10 сек. указывают скорость снаря-
да внутри трубопровода.
Сигналы маркера показаны на графике в форме сигнальных полос.
Местоположению маркера соответствует середина длины соответству-
ющей полосы, которая служит в качестве контрольной точки для обна-
ружения дефектов.
Основные технические характеристики снарядов-профилемеров,
используемых на магистральных трубопроводах, приведены в табл. 10.4.
Таблица 10.4. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
СНАРЯДОВ-ПРОФИЛЕМЕРОВ
Выявляемые особенности	Овальности, вмятины, гофры, сужения, кольцевые сварные швы
Минимальное проходное сечение	60~70% от Дн
Минимальный преодолеваемый радиус изгиба	1.5Дн при повороте на 90
Максимальное давление	840 МПа
Рекомендуемая скорость пропуска	0.2-3.0 мЛ
Регистрируемые отклонения формы попереч- ного сечения		1-2 мм
Погрешность измерений овальностей и вмятин	± (0J—0.4)% от Дн
Погрешность локального позиционирования	±1 м от ближайшего кольцевого шва
Примечание. Таблица использует технические данные профилемеров СК,
применяемых ПО «Спецнефтегаз» на трубопроводах ОАО «Газпром» и «Caliper»,
применяемых ОАОЦТД «Диаскан» на трубопроводах ОАО АК «Транснефть».
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
Ч3<»
Вмятина Сварные швы	Овшъностъ	Овальность с вмятиной	Задвижка Изменения толщины
стенки трубы
Рис. 10.12. График инспекции профилеметрии:
1. График с типичными результатами инспекции;
2. График трубопровода без геометрических отклонений;
3. График трубопровода с геометрическими отклонениями
УЛЬТРАЗВУКОВЫЕ СНАРЯДЫ-ДЕФЕКТОСКОПЫ
Наибольшей чувствительностью и разрешающей способностью по от-
ношению к различного рода дефектам обладает ультразвуковой метод
дефектоскопии.
Ультразвуковой снаряд-дефектоскоп оснащен набором датчиков для
излучения и приема ультразвуковых колебании (рис. 10.13). Излучен-
ный датчиком сигнал отражается сначала от внутренней поверхности
трубы, а затем от наружной поверхности или неоднородности внутри
840
ГЛАВА X
стенки. Время прихода первого отраженного сигнала определяет рассто-
яние между датчиком и внутренней поверхностью стенки трубы. Время
прихода второго — толщину стенки трубы или положение внутренней
неоднородности. Ультразвуковые снаряды-дефектоскопы должны про-
пускаться в жидкой акустической среде, поэтому используются, глав-
ным образом, при диагностических обследованиях нефтепроводов.
Рис. 10.13. Ультразвуковой снаряд-дефектоскоп UltraScan CD Pipetronicx
Таблица 10.5. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ УЛЬТРАЗВУКОВЫХ СНАРЯДОВ-ДЕФЕКТОСКОПОВ «УЛЬТРАСКАН-WM»	
Выявляемые особенности	Корозионные и механические потери । металла, расслоения, поры и включения, изменение номинальной толщины стенки
Минимальное проходное сечение	85% от Дн
Минимальный преодолеваемый радиус изгиба	1,5Дн при повороте на 90
Максимальное давление	10 МПа
Рекомендуемая скорость пропуска	0,254 м/t
Минимальные размеры выявляемых дефектов	
Точечная коррозия	10x10 мм, глубина 1,5 мм
Внутреннее расслоение	10x10 мм
Царапины и надрезы	ширина 10 мм, глубина 1,5 мм
Погрешности определения размеров	
Номинальная толщина стенки	±0,2 мм
Глубина потери металла	±0,5 мм
Погрешности определения положения дефектов	
Расстояние от кольцевого сварного шва	±0,2 м
Угловое положение	±1245
Примечание. Таблица использует технические данные снарядов-дефектос-
копов «Ультраскан-CD», применяемых ОАОЦТД «Диаскан» на трубопроводах
ОАОАК «Транснефть».
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
R1]
б)
Рис. 10.14. Результаты ультразвуковой дефектоскопии:
а)	коррозионные потери металла, выявленные снарядом «UltraScan WM»;
б)	зона трещин стресс-коррозии, выявленная снарядом «UltraScan CD»
Опыт ОАО «Диаскан» по диагностике магистральных нефтепроводов
показывает, что ультразвуковые диагностические снаряды «Ультра-
скан-WM» и «Ультраскан-CD» обеспечивают высокую точность изме-
рений толщины стенки трубопровода и определения размеров дефектов
(рис. 10.14).
Снаряд «Ультраскан-WM» (табл. 10.5) использует ультразвуковые
датчики с радиальным направлением распространения волн. Снаряд
выявляет коррозионные и механические потери металла на наружной и
внутренней поверхностях, различного рода объемные несплошности, а
также расслоения в металле трубы.
842
ГЛАВА X
Таблица 10.6. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ УЛЬТРАЗВУКОВЫХ СНАРЯДОВ-ДЕФЕКТОСКОПОВ «УЛЬТРАСКАН-CD»	
Выявляемые особенности	Трешиноподобные дефекты осевой ориентации: трещины, подрезы, непровары продольных сварных швов, стресс-коррозионные трешины в основном металле
Минимальное проходное сечение	85% от Дн
Минимальный преодолеваемый радиус изгиба	ЗДн при повороте на 90°
Максимальное давление	10 МПа
Рекомендуемая скорость пропуска	0,25-4 м/Ь
Минимальные размеры выявляемых дефектов	
Трещины осевой ориентации	Длина 50 мм, глубина 1,5 мм
Погрешности определения размеров	
Глубина трещины	Определение глубины основывается на оценках эксперта; ±1,0 мм трещин глубиной более 4 мм
Длина трещины	±10 мм для длины менее 100 мм; ±10% для длины более 100 мм
Погрешности определения положения дефектов	
Расстояние от кольцевого сварного шва	±0,2 м
Угловое положение	±12-45°
Примечание. Таблица использует технические данные снарядов-дефектос-
копов «Ультраскан-CD», применяемых ОАОЦТД «Диаскан» на трубопроводах
ОАО АК «Транснефть».
Снаряд «Ультраскан-CD» (табл. 10.6) использует датчики, направ-
ляющие ультразвуковые сигналы под углом 45°, и применяется для вы-
явления и определения размеров трещиноподобных дефектов осевой
ориентации: трещины стресс-коррозионного происхождения, дефекты
в продольных сварных швах и основном металле.
МАГНИТНЫЕ
СНАРЯДЫ-
ДЕФЕКТОСКОПЫ
Магнитные снаряды-дефектоскопы для контроля
состояния металла используют принцип регист-
рации рассеяния магнитного потока (рис. 10.15).
При движении снаряда мощные магниты с помо-
щью стальных щеток, касающихся стенок, намагничивают участок тру-
бы до состояния насыщения. Особенность металла стенки трубы вызы-
вает локальное искажение конфигурации магнитного поля, которое
фиксируется электромагнитными датчиками и записывается в инфор-
мационный блок. Записанная информация затем интерпретируется для
определения типа и геометрических размеров такой особенности.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 10.15. Принцип магнитной
внутритрубной дефектоскопии
К недостаткам магнитного метода относят невысокую чувствитель-
ность к поверхностным дефектам глубиной менее 10% толщины стенки
трубы, внутренним дефектам стенки (включения, расслоения), а также
остаточное магнитное поле на трубопроводе, возникающее после обсле-
дования. Магнитные снаряды-дефектоскопы, пропускаемые в потоке
транспортируемой среды, применяются, в первую очередь, при обсле-
довании газопроводов и несколько реже — при обследовании нефтепро-
водов (рис. 10.16).
Рис. 10.16. Магнитный снаряд-дефектоскоп MagneScan HR
Магнитные снаряды-дефектоскопы с продольным намагничивани-
ем способны выявлять коррозионно-механические дефекты металла,
отклонения формы поперечного сечения, кольцевые (и спиральные)
сварные швы, а также элементы обустройства трубопровода (запорная
арматура, отводы, тройники, пригрузы, защитные патроны на пере-
ходах) (рис. 10.17). Такие дефектоскопы высокого разрешения выпус-
каются как зарубежными, так и отечественными фирмами (ПО «Спец-
нефтегаз») (табл. 10.7).
841
ГЛ АВ А X
Таблица 10.7. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ МАГНИТНЫХ СНАРЯДОВ-ДЕФЕКТОСКОПОВ С ПРОДОЛЬНЫМ НАМАГНИЧИВАНИЕМ	
Выявляемые особенности	Корозионные и механические потери металла, нарушения формы трубы, трещиноподобные дефекты окружной ориентации, кольцевые сварные швы, изменение номинальной толщины стенки, элементы обустройства трубопровода, близко расположенные металлические объекты
Минимальное проходное сечение	85% от Дн
Минимальный преодолеваемый радиус изгиба	ЗДн при повороте на 90
Максимальное давление	8МПа
Рекомендуемая скорость пропуска		0,5-2 м/fc	
Минимальные размеры выявляемых дефектов в трубопроводе с толщиной стенки t (длинахширинахглубина)	
Общая коррозия	ЗгхЗосОД/
Точечная коррозия	2гх2/х0,2/
Трещина поперечная	0/хЗ/х(),2/
Канавка поперечная	1гхЗгхОДг
Вмятина	.	10гх10/х0,8/
Погрешности определения размеров	
Длина трубы	±5 мм
Номинальная толщина стенки	±0.05г
Глубина дефекта	+0.1t
Длина дефекта	±10 мм
Погрешности определения положения дефектов	
Расстояние от кольцевого шва	+5 мм
Угловое расположение	±5°
Примечание. Таблица использует технические данные снарядов-дефектос-
копов «ДМТ-1400» и «ДМТ-1200», применяемых ПО «Спецнефтегаз» на трубо-
проводах ОАО «Газпром».
Начиная с конца 90-х гг. появились дефектоскопы с поперечным
намагничиванием (дефектоскопы серии ДМТП ПО «Спецнефтегаз»
и др.), которые применяются для выявления продольных трещин и
стресс-коррозионных дефектов на магистральных газопроводах
(рис. 10.18; табл. 10.8).
Ниже приводится краткая техническая характеристика комплек-
са снарядов для внутритрубного обследования трубопроводов НПО
«Спецнефтегаз» отечественного производства.
' ’ОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
Таблица 10.8. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ МАГНИТНЫХ СНАРЯДОВ-ДЕФЕКТОСКОПОВ С ПОПЕРЕЧНЫМ НАМАГНИЧИВАНИЕМ	
Выявляемые особенности	Аномалии стенки трубы, ориентированные в продольном направлении: трещины, зоны стресс-коррозионных повреждений, «языковая» коррозия, несовершенства продольных сварных швов
Минимальное проходное сечение	90%отДн
Минимальный преодолеваемый радиус изгиба	ЗДн при повороте на 90
Максимальное давление	8МПа
Рекомендуемая скорость пропуска	0,5-1,5м/:
Минимальные размеры выявляемых дефектов в трубопроводе с толщиной стенки t (длинахширинахглубйна)	
Трещина продольная	3/хОгхО^/
Канавка продольная	ЗгхЬхОД/
Погрешности определения размеров	
Глубина дефекта	±0,1/
Длина дефекта		±10 мм
Погрешности определения положения дефектов	
। Расстояние от кольцевого шва	±5 мм
[ Угловое расположение			 ±5°	_____	
Примечание. Таблица использует технические данные снарядов-дефектос-
копов «ДМТП-1400» и «ДМТП-1200», применяемых ПО «Спецнефтегаз» на
трубопроводах ОАО «Газпром».
•	Снаряды-калибры, скребки грубой и тонкой очистки, поршни маг-
нитной очистки и подготовки трубы, предназначенные для контроля
проходимости трубопровода, удаления из полости трубопровода грунта
и других отложений, очистки полости трубопровода от мелкодисперс-
ного мусора, удаления ферромагнитных отложений, а также для маг-
нитной подготовки металла к диагностированию (рис. 10.19).
•	Электронные снаряды-профилемеры ГЕРТ, предназначенные для
контроля геометрии поперечного сечения труб, регистрации положения
и размеров нарушений формы трубы (овальности, вмятины, гофры),
определения радиусов изгиба и поворота трубопровода (оптимальная
скорость - 5 м/с, минимальное проходное сечение - 0,6 Dh, минималь-
ный радиус изгиба - 1,5 Dh, максимальная протяженность участка-
150 км) (рис. 10.20).
•	Магнитные снаряды-дефектоскопы с продольным намагничивани-
ем ДМТ, используются для выявления идентификации, определения по-
ложения и размеров элементов обустройства трубопровода, кольцевых
846
ГЛАВАХ
Рис. 10.17. Особенности («магнитные образцы»), выявляемые
снарядами-дефектоскопами с продольным намагничиванием:
а) нарушение формы кольцевого шва; б) питтинговая коррозия;
в) гофра; г) нестандартная заварка окна
Рис. 10.18. Трещины стресс-коррозии, выявленные снарядом-дефектоскопом
с поперечным намагничиванием в магистральном газопроводе
сварных швов, нарушений формы трубы, механических повреждений,
дефектов питтинговой и общей коррозии, трещин окружной ориентации
(оптимальная скорость — 3 м/с, минимальное проходное сечение—0,85 Dh,
минимальный радиус изгиба — 2,5 Dh, максимальная протяженность уча-
стка - 250 км) (рис. 10.21).
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ	817
Рис. 10.19. Снаряды-калибры, скребки грубой и тонкой очистки,
поршни магнитной очистки и подготовки трубы
Рис. 10.20. Электронный снаряд-профилемер ПРТ
Рис. 10.21. Магнитные снаряды-дефектоскопы
с продольным намагничиванием ДМТ
848
ГЛАВА X
•	Магнитные снаряды-дефектоскопы ДМТП для диагностики стресс-
коррозионных повреждений, используются для выявления, идентифика-
ции, определения положения и размеров ориентированных в продольном
направлении трещин, стресс-коррозионых повреждений, коррозионных
дефектов, несовершенств продольных сварных швов, аномалий стенки
трубы, (оптимальная скорость — 2,5 м/с, минимальное проходное сече-
ние - 0,9 Dh, минимальный радиус изгиба - 3,0 Dh, максимальная про-
тяженность участка — 250 км) (рис. 10.22).
Рис. 10.22. Магнитные снаряды-дефектоскопы ДМТП
для диагностики стресс-коррозионных повреждений
•	Общая характеристика снарядов дополняет приведенные выше све-
дения: количество датчиков 256—512 (в зависимости от диаметра), мак-
симальная скорость - 3 м/с, минимальное проходное сечение - 0,85 Dh,
транспортируемая среда - газ, нефть, вода и т. д., максимальная протя-
женность участка — 250 км, диаметр трубопроводов 530—1420 мм.
ПО «Спецнефтегаз» для диагностики магистральных газопроводов
использует внутритрубные снаряды собственной разработки и изготов-
ления, которые обеспечивают выполнение всей последовательности тех-
нологических операций: калибровка, очистка, профилеметрия, магнит-
ная подготовка металла, магнитная дефектоскопия высокого разрешения
(табл. 10.9). Снаряды сконструированы как односекционные устройства,
движущиеся в потоке транспортируемого продукта, и применяются на
магистральных трубопроводах диаметром от 530 до 1420 мм.
Для обеспечения безопасности трубопроводной системы магистраль-
ных нефтепроводов различных «возрастов», условий прокладки и уров-
ней нагруженности требуется обязательное выявление всех 4-х перечис-
ленных на рис. 10.23 типов дефектов. Следовательно, для получения
полной информации о техническом состоянии всей системы нефтепрово-
дов, требуется использование такого комплекса дефектоскопов, который
обеспечивает интегрированный 4-уровневый диагностический контроль
с использованием снарядов-дефектоскопов, основанных на различных
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБО11РОВОДОВ
849
Таблица 10.9. КОМПЛЕКС СНАРЯДОВ ДЛЯ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ	
Наименование внутритрубного снаряда	Назначение, выполняемые функции
Снаряд-калибр механический	Контроль проходимости трубопровода для последующих снарядов. Определение ми- нимального проходного диаметра. Снаряд- калибр выполняется на базе одного из очи- стных скребков
Очистной скребок для грубой очистки	Очистка и вынос из полости трубопровода отложений большой массы
Очистной скребок для тонкой очистки	Очистка и вынос из полости трубопровода мелко дисперсионных отложений, оконча- тельная очистка
Очистной скребок для магнитной очистки	Вынос из полости газопровода ферромаг- нитных отложений и мусора, магнитная подготовка металла к диагностированию
Электронный снаряд-профилемер СК	Конзроль геометрии поперечного сечения труб, регистрация положения и размеров нарушений формы трубы (овальность, вмя- тины, гофры), определение радиусов кри- визны трубопровода
Магнитный снаряд-дефектоскоп с продольным намагничиванием ДМТ	Выявление, определение положения и раз- меров коррозионных и механических потерь металла, трещин окружной ориентации, де- фектов и несовершенств кольцевых швов
Магнитный снаряд^дефектоскоп с поперечным намагничиванием ДМТП	Выявление, определение положения и раз- меров аномалий металла стенки трубы, ори- ентированных в продольном направлении: трещины и зоны стресстсорроз ионных по- вреждений, коррозионные потери металла, несовершенства и дефекты продольных швов
физических принципах неразрушающего контроля (см. схему на рис. 10.23).
Проведение такого контроля позволяет выявлять потенциально опасные де-
фекты всех типов, которые могут являться причинами аварий на трубопро-
водах.
Создание системы 4-уровнего диагностического контроля с приме-
нением снарядов высокого разрешения, работающих в условиях россий-
ских нефтепроводов, дает возможность реализовать принципиальные
преимущества внутритрубной диагностики:
-	исключить дорогостоящие периодические гидроиспытания повы-
шенным давлением путем их замены неразрушающими методами конт-
роля;
-	проводить обследование состояния нефтепровода без нарушения
режима его нормальной эксплуатации;
850
ГЛАВАХ
Рис. 10.23. Схема 4-уровневого диагностического
контроля магистральных трубопроводов
—	обнаруживать и определять геометрические параметры не только
критических, но и потенциально опасных дефектов;
—	количественно оценивать техническое состояние трубопровода на
основе определения степени опасности дефектов по результатам расче-
тов дефектосодержащих участков на прочность и долговечность;
—	создать безопасные, управляемые условия эксплуатации нефтепро-
вода путем своевременного проведения предупреждающих воздействий,
проведения диагностирования с обоснованной периодичностью, при ко-
торой дефекты не получат опасное развитие.
По результатам 4-уровнего диагностирования эксплуатационные и ре-
монтные службы получают информацию о техническом состоянии линей-
ной части трубопровода, (т. е. о том, способен ли трубопровод работать в про-
ектном режиме, должен ли эксплуатироваться при пониженных параметрах,
или его следует вывести в ремонт) и планируют ремонтные затраты.
Массивы первичной информации, сохраняемой внутритрубными сна-
рядами при диагностическом обследовании, огромны (например, для
100-километрового участка трубопровода при его инспекции ультразву-
ковым дефектоскопом П уровня они могут составлять до 25 Гбайт). Для
восстановления этой информации в виде графических изображений де-
фектов разработана и внедрена уникальная система обработки и анали-
за больших объемов информации, оригинальные математическое и про-
граммное обеспечение для автоматизированной обработки данных.
НОВЫЕ ^ЕДСТЕЛ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
При обнаружении в процессе обработки информации серьезного де-
фекта» сведения о нем передаются оперативно, до окончательного офор-
мления технического отчета.
На основе применения специального программно-методического ком-
плекса оценивается прочность трубопровода с различными видами дефек-
тов, в котором реализованы методики по оценке опасности дефектов, со-
зданные на основе обобщения результатов экспериментов. Объектами
первоочередного диагностирования являются наиболее загруженные тру-
бопроводы, а также магистрали, проходящие через густонаселенные ре-
гионы страны. Проведение широкомасштабных диагностических работ
стало основой технического обслуживания магистральных трубопрово-
дов, задача которого состоит в информационном обеспечении ремонта и
разработке программ ремонта.
10.9. ОБРАБОТКА ДИАГНОСТИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
Обработка диагностической информации приводится на примере
выполнения этих работ в ОАО ЦТБ «Диаскан». Для каждого обследо-
ванного участка нефтепровода выполняется:
-	обработка исходной диагностической информации - проблема иден-
тификации (интерпретации) дефектов, измерение их геометрических
параметров;
-	проведение расчетов нефтепровода на прочность в зонах обнаружен-
ных дефектов с целью классификации каждого дефекта по степени опас-
ности, определения опасных дефектов, требующих срочного ремонта и
безопасных технологических режимов перекачки нефти;
-	прогнозирование срока безопасной эксплуатации участка МН - эта
задача решается созданием системы мониторинга технического состоя-
ния нефтепроводов, осуществляемого на основе периодически проводи-
мых повторных инспекций, использования информационно-аналитичес-
кой системы, интегрированной вычислительной сети и компьютерных
банков данных.
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ	Как отмечалось ранее, ультразву-
ка ПРЕДСТАВЛЕНИЕ	ковые и магнитные внутритруб-
РЕЗУЛЬТАТОВ ВНУТРИТРУБНОЙ ные дефектоскопы автоматичес-
ДИ АГНОСТИКИ В ОТЧЕТНЫХ	ки осуществляют периодические
ДОКУМЕНТАХ	замеры толщины стенок трубо-
провода с дискретностью 3 мм по
длине (при скорости потока для нефти — 1 м/с) и 8 мм по окружности трубо-
провода. В результате одного диагностического обследования прибор прино-
сит информацию об участке трубопровода объемом в десятки Гбайт. Во вре-
мя проведения инспекции информация от датчиков обрабатывается внутри
852
ГЛАВА \
снаряда и поступает на хранение в устройства памяти (DAT-накопители) на
носители последовательного доступа - магнитные ленты емкостью до 5 Гбайт
каждая.
После прогона дефектоскопа магнитные носители с первичной диаг-
ностической информацией доставляются в ЦТД «Диаскан», где данная
информация транслируется с помощью специальных программ и пере-
писывается на носители прямого доступа — оптические диски (WORM)
или компакт-диски (CD-ROM) в виде, удобном для визуального анализа
и обработки. В таком виде диагностическая информация обрабатывает-
ся на компьютерах специалистами-экспертами.
Интерпретация данных диагностики проводится с целью идентифи-
кации (распознавания) особенностей трубопровода. К ним относятся
различного рода дефекты (потери металла, расслоения, вмятины, дефек-
ты сварных швов и др.), а также специфические элементы трубопрово-
да, расположенные на обследованном участке нефтепровода (задвижки,
тройники, вантузы, трубная арматура, заплаты и др.).
Все обнаруженные особенности заносятся в Журнал особенностей
трубопровода, который содержит их полное описание с указанием всех
геометрических параметров и местоположения особенностей в нефтепро-
воде по дистанции и по угловому положению.
Одновременно с описанием особенностей трубопровода инженер-эк-
сперт составляет Журнал раскладки труб. Этот журнал представляет
собой полный перечень всех труб нефтепровода с указанием дистанции,
длины, средней толщины стенки трубы, типа труб (прямошовная, бес-
шовная, спиралешовная), а также с указанием углового положения точ-
ки примыкания продольного или спирального шва к кольцевому свар-
ному стыку. Такая информация, наряду с длиной труб, существенно
облегчает поиск труб с дефектами при вскрытии нефтепровода для про-
ведения ремонтных работ или дополнительного дефектоскопического
обследования наземными средствами. Таким образом, в Журнал рас-
кладки труб заносится фактическая раскладка труб обследованного уча-
стка трубопровода, которая в некоторых случаях значительно отлича-
ется от проектной и строительной документации.
На наиболее опасные дефекты составляется сертификат, в котором
приводятся графическое изображение дефекта, параметры дефектосо-
держащей трубы и двух соседних труб в каждую сторону, расстояние до
ближайшего маркерного пункта выше и ниже по течению нефти. В слу-
чае если дефект очень глубокий (остаточная толщина стенки составляет
менее 50% от ее номинальной толщины) или коррозия затронула свар-
ные швы, то такая информация немедленно передается в эксплуатиру-
ющую организацию.
На заключительном этапе обработки формируются вышеуказан-
ные документы (Журнал особенностей трубопровода и Журнал рас-
кладки труб), а также Журнал опасных дефектов трубопровода на весь
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ *53
проинспектированный участок трубопровода. Тщательно выверяет-
ся расположение маркерных пунктов и составляется список точек-
ориентиров, в который входят задвижки линейной части, вантузы,
маркерные пункты, установленные на местности и зафиксированные
прибором. Этот список используется эксплуатирующей организаци-
ей для нахождения дефектов трубопровода на местности.
По результатам обработки выпускается Технический отчет. Инфор-
мация, предоставляемая в таком объеме в эксплуатирующую организа-
цию, позволяет оценить реальное техническое состояние обследованного
участка трубопровода. Кроме этого, высылается полная копия Техничес-
кого отчета на электронном носителе информации.
Результаты инспекций магнитными дефектоскопами MFL высокого
разрешения позволяют существенно дополнить имеющуюся информа-
цию о состоянии трубопровода, полученную ранее во время диагности-
ческого обследования П уровня контроля ультразвуковыми дефектос-
копами «Ультраскан-WM». В дополнение к этим дефектоскопам
магнитный дефектоскоп MFL позволяет обнаруживать:
—	дефекты (трещины) и аномалии в поперечных сварных швах;
—	точечную коррозию (питтинги);
-	наружные элементы трубопровода (опоры, эксцентрические кожу-
хи, неприварные муфты);
—	потери металла на вмятинах и гофрах правильной формы;
-	потери металла, не зарегистрированные ранее ультразвуковым ВИС
по причине экранирования их другими дефектами (расслоениями, вклю-
чениями), парафино-смолистыми отложениями или попадания дефек-
тоскопа в незаполненную жидкостью полость.
Таким образом, комплексная информация о состоянии трубопрово-
да, получаемая по результатам диагностического обследования снаря-
дами-дефектоскопами разного принципа действия. Это дает возможность
более достоверно оценивать техническое состояние участка нефтепро-
вода и планировать ремонтные мероприятия по устранению дефектов.
СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ
СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ ОАО АК «ТРАНСНЕФТЬ»
НО ДАННЫМ ОБСЛЕДОВАНИЙ
ДЕФЕКТОСКОПАМИ
«УЛЬТРАСКАН-WM»
В целях оценки теку-
щего технического со-
стояния МН и получе-
ния статистических
закономерностей для
различных типов де-
фектов, приводящих к
потере целостности трубопровода, были проанализированы данные внут-
ритрубной диагностики, начиная с 1992 г. В качестве объекта анализа
использовалась информация об обследовании дефектоскопами «Ультра-
скан-WM» 40 тыс. км магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транс-
нефть» (различных диаметров 530 мм, 720 мм, 820 мм, 1020 мм, 1220 мм,
854
ГЛАВА X
с разными сроками эксплуатации и условиями работы), расположенных
в различных природно-климатических регионах России (северном, цен-
тральном, южном).
На рис. 10.24 представлены обобщенные результаты исследования
статистических закономерностей наличия дефектов различных типов в
трубах нефтепроводов в зависимости от их срока эксплуатации. Из этих
данных следует, что усредненное по всем диаметрам и по всем возраст-
ным категориям количество дефектных труб составляет примерно 24,5%
от их общего количества; при этом, даже для нефтепроводов, эксплуа-
тируемых свыше 30 лет, количество труб с дефектами не превышает 40%
(рис. 10.24).
Рис. 10.24. Количество труб с дефектами в зависимости
от срока эксплуатации нефтепроводов (по данным диагностических
работ ВИС «Ультраскан-WM») в %
Наиболее распространенными типами дефектов являются расслоения
и потери металла. Потери металла происходят главным образом вслед-
ствие коррозионных процессов, где одними из главных факторов явля-
ются некачественная изоляция, степень коррозионной активности грун-
тов, уровень подготовки нефти к транспортировке. Влияние двух первых
и третьего из отмеченных факторов можно оценить количественно, если
разграничить дефекты внешней и внутренней коррозии металла.
Проведенный анализ показал, что для магистральных нефтепрово-
дов основным видом коррозии является внешняя, при этом в среднем
количество коррозионных дефектов на внешней поверхности трубы в 5-
6 раз превышает количество дефектов с внутренней коррозией. Харак-
терно, что внешней коррозии, примерно в равной степени, подвержены
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
все 3 типа труб, независимо от технологии их изготовления (прямошов-
ные, бесшовные и спиралешовные) — в среднем 5% от общего количе-
ства. От внутренней коррозии значительно больше «пострадали» бес-
шовные трубы (8,8% ), в то время как прямошовные и спиралешовные
в несколько раз меньше: соответственно 1,5% и 0,4% от общего коли-
чества.
Более низкая сопротивляемость бесшовных труб внутренней корро-
зии (прежде всего, это трубы из импортной стали производства Чехос-
ловакии) связана с низким качеством их изготовления. Бесшовные тру-
бы чешского производства в больших количествах использовались для
строительства нефтепроводов диаметрами 720 и 820 мм.
Результаты сравнительного анализа появления коррозионных дефек-
тов на различных нефтепроводах ОАО АК «Транснефть» показывают,
что развитию внешней коррозии способствуют как технические, так и
природно-климатические факторы.
Анализ состояния труб по дефектам, связанным с браком строитель-
но-монтажных работ (риски, вмятины, гофры, без учета дефектов свар-
ных швов) показал, что процент труб с указанными дефектами доста-
точно велик: в среднем по ОАО АК «Транснефть» — 8,5%, а для северных
нефтепроводов — выше среднего почти в 1,5 раза (12,4% от общего коли-
чества труб). Последнее обстоятельство можно объяснить тем, что зна-
чительная часть северных нефтепроводов проложена в условиях вечной
мерзлоты, в слабонесущих грунтах, в результате чего образовалось по-
вышенное количество дефектов геометрии труб (вмятины, гофры).
В общем составе дефектов труб весьма значима доля расслоений ме-
талла труб. Расслоения представляют собой металлургические дефек-
ты в виде внутристенных несплошностей, образующихся на стадии из-
готовления труб. В большинстве случаев это брак листов и штрипса, из
которых изготовляются трубы, т. е. всякого рода расслоения, прокат-
ная плена, вкатанная окалина, раскатанные пузыри, неметаллические
включения и др. Скопление неметаллических включений, как прави-
ло, имеет место в кромках листов, вследствие чего они попадают в свар-
ные швы при изготовлении труб на заводах. Проблема усугубляется не-
совершенством или полным отсутствием входного контроля трубных
сталей на отдельных трубных заводах.
Особое место при оценке качества изготовления труб занимает их гео-
метрическая форма. Результаты пропуска снарядов-профилемеров «Ка-
липер» показывают, что контроль формы на отдельных заводах-изгото-
вителях осуществляется в недостаточной степени. Так, на трубах
диаметром 500-800 мм смещение кромок достигает 3 мм (при норме для
труб 0,75—1,2 мм), овальность труб — 2%.
Таким образом, результаты статистического анализа состояния маги-
стральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть» по данным внутритруб-
ных ультразвуковых дефектоскопов свидетельствуют о необходимости
856
ГЛАВАХ
повышения требований к качеству изготовления труб и в частности,
о необходимости принципиального улучшения всей системы испыта-
ний, контроля и приемки труб на заводах-изготовителях.
Рис. 10.25. Структура дефектов и несовершенств металла,
выявляемых при инспекции магистральных газопроводов
магнитными снарядами-дефектоскопами
Данные по структуре дефектов и несовершенств металла, получен-
ные при обследовании магнитными дефектоскопами магистральных
газопроводов, показаны на диаграмме (рис. 10.25).
ДОСТОВЕРНОСТЬ ДАННЫХ Степень достоверности информации
ВНУТРИТРУБНОЙ	снарядов-дефектоскопов о состоянии
ДЕФЕКТОСКОПИИ	металла магистральных нефте- и газо-
проводов оценивается сопоставлени-
ем данных внутритрубной диагностики и шурфовочных обследований
выявленных дефектов.
Результаты такого сопоставления применительно к магнитным сна-
рядам-дефектоскопам приведены на рис. 10.26. Использованы данные
внутритрубной диагностики, проведенной ПО «Спецнефтегаз» в течение
1998-2000 гг. на магистральных газопроводах ОАО «Газпром», и дан-
ные обследований в шурфах, в ходе которых было осмотрено 438 труб и
обнаружено 494 дефекта.
Сопоставительный анализ показал, что выявляемость и достовер-
ность идентификации особенностей металла составляет (в зависимости
от типа дефекта) 90% и более. По результатам этого анализа были опре-
делены минимальные размеры дефектов различных типов, выявляемых
магнитными снарядами-дефектоскопами с вероятностью 95%, а также
погрешности измерения линейных размеров.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
857
Длинна дефекта (инспекция), мм
Рис-10.26. Сопоставление данных внутритрубной
инспекции магистральных газопроводов
и результатов обследований в шурфах
ОБРАБОТКА ДАННЫХ
ВНУТРИТРУБНОЙ
ДИАГНОСТИКИ
Комплекс информационных и расчетно-ана-
литических программ реализует операции по
обработке, накоплению, систематизации и
анализу данных внутритрубных инспекций.
Несмотря на различия в применяемых методах, диагностическая ин-
формация, полученная при пропуске магнитных и ультразвуковых сна-
рядов-дефектоскопов, обрабатывается сходным образом - мощными ком-
пьютерными программами распознавания образов и интерпретации
данных, при участии экспертов-аналитиков. Важными составляющими
программного обеспечения являются системы идентификации выявлен-
ных аномалий металла по особенностям изменения сигнала и системы
определения характерных размеров несовершенств и дефектов. Эти сис-
темы используют как результаты численного моделирования магнитных
и ультразвуковых полей в стенке трубы с повреждениями различных ти-
пов и конфигураций, так и библиотеки образов референтных дефектов.
Достоверность идентификации и точность определения размеров мо-
гут быть повышены ручной обработкой диагностических данных, прово-
димой экспертами-дефектоскопистами. Ручная обработка применяется
858
ГЛАВА X
к тем дефектам, которые могут оказаться наиболее опасными, а также к
выявленным аномалиям, автоматизированная идентификация которых
невозможна или неоднозначна. В своей работе эксперты используют про-
граммные средства визуализации данных дефектоскопии.
Данные диагностики и результаты их обработки пополняют инфор-
мационные базы данных, образующих информационную модель трубо-
провода. Информационная модель трубопровода реализует описание
технического состояния трубопровода в виде комплекса специализиро-
ванных баз данных. В этот комплекс входят:
1)	База данных по элементам трубопровода
Формируется на основе данных, полученных при строительстве тру-
бопровода, а также результатов предпусковой внутритрубной инспек-
ции. Содержит исчерпывающее описание трубных блоков, сварных со-
единений, элементов обустройства, составляющих трубопровод.
2)	База данных по расположению и конфигурации трубопровода
Формируется и пополняется на основе данных, получаемых при ре-
гулярных инспекционных обследованиях. Содержит информацию о
пространственном расположении и конфигурации трубопровода. Ис-
пользуется для описания трассы трубопровода, для позиционирования
по трубопроводу с помощью GPS-координат.
3)	База данных по нагруженности трубопровода
Формируется на основе данных внутритрубной диагностики о кон-
фигурации трубопровода и результатов расчетного анализа. Содержит
результаты расчетных оценок нагрузок на трубопровод. Используется
для мониторинга напряженно-деформированного состояния, определе-
ния эксплуатационных режимов нагружения металла трубопровода.
4)	База данных по механическим свойствам
Формируется на основе сертификатных данных поставок труб. На-
капливаемые в базе свойства и характеристики материалов и сварных
соединений в дальнейшем используются в оценке ресурса с учетом ре-
альной нагруженности трубопровода, коррозионного воздействия окру-
жающей среды, иных повреждающих факторов эксплуатации.
5)	База данных по состоянию металла трубопровода
Формируется на основе данных внутритрубной диагностики об осо-
бенностях геометрии, дефектах и повреждениях металла труб и свар-
ных соединений. Содержит информацию об исходной «дефектности»
металла, выявленной в ходе строительства трубопровода и предпуско-
вых испытаний, а также результаты последующих диагностических
обследований и проведенного ремонта.
Информационная модель трубопровода обеспечивает визуальное ото-
бражение трассы прокладки трубопровода. Взаимодействие информаци-
онной модели трубопровода с географической информационной системой
(ГИС) дает возможность представить трубопровод в виде объекта, нане-
сенного на карту с исчерпывающей информацией о местности прокладки
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
859
трубопровода. Программное обеспечение информационной модели про-
изводит послойное масштабирование, т. е. переход от карты к трубопро-
воду, отдельной трубе, сварному шву, дефекту и т. д. с детальным описа-
нием параметров всех элементов, составляющих трубопровод.
Специализированные расчетно-аналитические компьютерные програм-
мы используются для обработки и анализа данных внутритрубной диагно-
стики, пополнения баз данных; моделирования напряженно-деформиро-
ванного состояния и определения эксплуатационной нагруженности
трубопровода; оценки опасности выявленных дефектов и несовершенств;
выработки рекомендаций по дальнейшей эксплуатации газопровода, объе-
мам и периодичности диагностических обследований.
10.10. ОЦЕНКА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ПО МЕТОДИКЕ,
ПРИНЯТОЙ В АК «ТРАНСНЕФТЬ»
Решающее значение в обеспечении надежности функционирования
нефтепроводов имеет эффективность системы технического обслужива-
ния и ремонта (СТОР). Ключевым звеном в СТОР линейной части явля-
ется внутритрубная диагностика с использованием снарядов высокого
разрешения, позволяющая получать достоверную информацию и делать
выводы о фактическом техническом состоянии трубопровода. Наличие
такой информации позволяет своевременно осуществлять предупреж-
дающие воздействия по устранению опасных дефектов и поддержанию
линейной части в работоспособном состоянии, т. е. управлять ресурсом
и надежностью трубопровода. В свою очередь, решение данного комп-
лекса задач базируется на применении методов оценки прочности и дол-
говечности трубопроводов в зоне дефектов.
ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
ПО РЕЗУЛЬТАТАМ
ПРОФИЛЕМЕТРИИ
Диагностический неразрушающий конт-
роль технического состояния магистраль-
ного трубопровода внутритрубными инс-
пекционными снарядами-дефектоскопами
предусматривает предварительную оценку
возможности его проведения путем опре-
деления внутреннего проходного сечения трубопровода с использовани-
ем профилемеров «Калипер». Профилемеры используются также для
выявления в трубах дефектов геометрии: вмятин, овальности и гофр.
Дефекты типа вмятин относятся к недопустимым. Однако при об-
наружении невозможно их ликвидировать в короткий срок. Поэтому
возникает задача оценить их опасность и установить очередность ре-
монта.
860
ГЛАВA X
Во многих случаях вмятины являются комбинированными дефек-
тами, т. е. вмятинами, на которых имеются дефекты механического (ца-
рапины, задиры, забоины) глубиной от 0,1мм до 2—3 мм и более или кор-
розионного происхождения. Такие комбинированные дефекты являются
одними из наиболее опасных дефектов трубопровода в силу повышен-
ной концентрации напряжений.
Профилемерами «Калипер» риски во вмятинах не обнаруживаются.
Необходимо совмещение прогонов «Калипера» и «Ультраскана-WM».
Наиболее достоверно степень опасности вмятин может быть определена
только после вскрытия трубопровода, с последующим измерением гео-
метрических параметров этих повреждений.
Реальные дефекты геометрии труб, фиксируемые внутритрубными
профилемерами, могут иметь различную природу возникновения.
В зависимости от природы возникновения дефекты могут иметь раз-
личную геометрию:
—	вмятина, образовавшаяся от воздействия неподвижного инденто-
ра , обычно имеет «классическую» форму в виде эллипса, большой диа-
метр которого ориентирован вдоль оси трубы;
—	вмятина, образовавшаяся от воздействия подвижного индентора,
также обычно имеет эллиптическую форму, «вытянута» вдоль оси тру-
бы и в большинстве случаев сопровождается нанесением царапины;
—	вмятина, образовавшаяся при потере устойчивости (смятии) трубы,
обычно имеет форму эллипса, большой диаметр которого ориентирован в
окружном направлении трубы; как правило, при потере устойчивости
образуется не одна, а несколько таких вмятин, классифицируемых, как
гофры.
Расчеты и обоснование прочности элементов магистральных трубо-
проводов, в том числе, имеющих сложную геометрию, проводятся в на-
стоящее время с использованием предельного состояния по их разруше-
нию под действием внутреннего давления. Эти расчеты сводятся к
определению предельных нагрузок, приводящих к повреждению мате-
риала, выражающемуся в нарушении сплошности (возникновение мак-
ротрещины) в локальной зоне концентрации напряжений из-за исчер-
пания пластичности материала.
Сложность решения проблемы расчета прочности в значительной
степени связывается с необходимостью решения краевых задач для слу-
чая нагружения с возникновением больших пластических деформаций
и перемещений.
Была разработана методика расчета дефектосодержащего элемента
трубопровода на статическую прочность с учетом специфики получае-
мой профилемерами информации по параметрам дефектов.
Оценка опасности дефекта геометрии выполняется по критерию ста-
тической прочности при нагружении дефектосодержащего элемента
нормативным (по СНиП 2.05.06-85) внутренним давлением.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
861
(10.1)
Практически единственным на сегодняшний день критерием интег-
ральной оценки уровня прочности трубопровода является испытание
повышенным давлением, задающим одновременно и уровень норматив-
ного запаса прочности по отношению к эксплуатационному давлению.
Критерием допустимости дефекта принято условие неразрушимости
трубопровода при испытательном давлении по СНиП 2.05.06-85, соответ-
ствующее 95% от нормативного предела текучести материала трубы:
1,9 о02 б
Ржп~ ТТЛ
где о0 2 - нормативный предел текучести трубной стали; б — номиналь-
ная толщина стенки трубы; D - наружный диаметр трубы.
В соответствии с классификацией, принятой в методике, все дефек-
ты геометрии по степени опасности подразделяются на « опасные », « нео-
пасные» и «недопустимые».
Исходя из технических характеристик снарядов «Ультраскан-WM»
и MFL по возможности преодоления сужений в трубопроводе, дефекты
геометрии, приводящие к уменьшению проходного диаметра трубы
ниже 85% от нормативного, вне зависимости от расчетной несущей спо-
собности дефектной трубы, относятся к «недопустимым».
Критерием, по которому выделяются «неопасные» дефекты, явля-
ется сохранение общей прочности трубопровода на уровне бездефектной
трубы (т. е. разрушающее давление для данного дефекта не менее нор-
мативного испытательного).
Все остальные дефекты относятся к «опасным », т. е. требуют сниже-
ния рабочего давления на трубопроводе.
При расчетах прочности для всех дефектов учитывается накоплен-
ное малоцикловое повреждение с момента возникновения дефекта.
В процессе эксплуатации нефтепровода он подвергается повторно-
статическому нагружению внутренним рабочим давлением, что при-
водит при длительной работе к деформационному старению металла
труб, т. е. к снижению сопротивляемости трубных сталей хрупкому
разрушению.
Во вмятинах механического происхождения возможно наличие ме-
ханических дефектов стенки (типа рисок) глубиной до 0,2б (б — номи-
нальная толщина стенки трубы), наносимых индентором при образова-
нии вмятины. Возможное наличие таких рисок учитывается в методике
введением коэффициента запаса по прочности пр = 1,2. Такая величина
коэффициента запаса по прочности принята на основе обработки резуль-
татов натурных экспериментов с трубами, имевшими дефекты в виде
вмятин с царапинами, нанесенными при капитальном ремонте нефте-
провода.
Учет накопленных повреждений в вершине вмятины из-за малоцик-
ловых повреждений проводится введением коэффициента запаса
862
ГЛАВА X
К_ =1 + 0,0009-(АЧ(и,„ — 1)Т,	(10.2)
где л„ „ — коэффициент концентрации напряжений во вмятине; Т - вре-
мя эксплуатации с момента нанесения вмятины в годах.
Значение коэффициента запаса Ку определяется наклоном норматив-
ной кривой малоцикловой усталости трубных сталей и предположени-
ем цикличности нагружения внутренним давлением с частотой одного
цикла в сутки на уровне 50% от расчетного рабочего.
Значения теоретических коэффициентов концентрации напряжений
Квм зависят от вида и геометрических параметров вмятин и определя-
лись прямым расчетом — методом конечных элементов в предположе-
нии упругого деформирования материала.
С учетом всех вышеуказанных допущений, номинальные окружные
разрушающие напряжения в трубе с дефектом будут связаны с преде-
лом прочности соотношением:
ав(1 + 1.35Тс)
^окрраз	,	,1/2"	(10.3)
л5 -Пр  А_	J
при о > 0,95 • о. „ - дефект относится к «неопасным»; при о <
< 0,95 о0 2 — дефект относится к «опасным».
В случае, когда проведено дополнительное обследование вмятины и
в ней обнаружена риска, то коэффициент запаса по прочности ^прини-
мается равным единице, а расчет коэффициента концентрации прово-
дится по формуле для комбинированного дефекта:
tf = l +
6Н
h
2/ ч 2,24b
cos (а)—т—-V
/1-*]
I h)
1—2ц
2-ц
2,24b
(Ю.4)
- - 2 / \
Sin (Ltj
где с - длина риски; Ъ — глубина риски; d - эффективная ширина риски;
h — толщина стенки трубы; а — угол наклона оси риски к оси трубы; Н —
глубина вмятины; ц — коэффициент Пуассона.
Расчетная зависимость, аналогичная зависимости (10.3), была полу-
чена и для гофров.
Величина допустимого (предельного) давления для трубы с опасным
дефектом геометрии определяется по формуле:
р =К р ,	(10.5)
r	р г норм’	v z
где рдоп — величина расчетного допустимого давления в случае опасного
дефекта; РЕорм ~ величина нормативного (по СНиП 2.05.06-85) рабочего
давления в трубопроводе; Кр - коэффициент снижения величины рабо-
чего давления, определяемый из условия:
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
_ ^окр.раз
Лр~О.95-0П2’
(10.6)
где окружные разрушающие напряжения 0окрраз для вмятины опреде-
ляются по формуле (10.3).
Таким образом, на основании обобщения результатов теоретических
исследований с использованием метода конечных элементов и резуль-
татов натурных экспериментов на трубах с вмятинами разработана ме-
тодика расчета опасности дефектов геометрии труб магистральных тру-
бопроводов (вмятины, гофры) по данным диагностического обследования
внутритрубными профилемерами «Калипер». Методика позволяет при-
ближенно оценивать прочность труб магистральных трубопроводов с
дефектами геометрии, определяя нижнюю границу допустимых рабо-
чих давлений перекачки.
Вместе с тем, учитывая, что существующими ВИС могут быть не об-
наружены комбинированные дефекты (риска во вмятине), то наиболее
достоверно степень опасности вмятин может быть определена только
после вскрытия трубопровода, измерения всех необходимых геометри-
ческих параметров дефекта и последующего (уточненного) расчета на
прочность с реальной геометрией дефекта.
ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
ПО ДАННЫМ
УЛЬТРАЗВУКОВЫХ
ДЕФЕКТОСКОПОВ
«УЛЬТРАСКАН-WM»
Конечная цель диагностирования—количе-
ственная оценка технического состояния
магистральных нефтепроводов. Использо-
вание для диагностики внутритрубных ин-
спекционных снарядов высокого разреше-
ния позволяет выполнять такие оценки на
основании расчетов прочности трубы в зоне
дефекта непосредственно по данным внут-
ритрубной инспекции, не прибегая к экскавации трубы и проведению до-
полнительного обследования.
Необходимо было разработать методику расчета, которая позволя-
ла бы в условиях неполноты информации с достаточной точностью оце-
нивать опасность обнаруживаемых дефектов по данным внутритруб-
ных дефектоскопов «Ультраскан-WM» (потерь металла, расслоений).
Достоверность такой методики может быть обеспечена только на осно-
ве обобщения экспериментальных данных по испытаниям труб с де-
фектами.
С этой целью были проведены необходимые экспериментальные ис-
следования прочности натурных труб из отечественных марок сталей
(17ГС и 19Г) с различными дефектами (коррозионными, механически-
ми типа рисок, а также внутристенными несплошностями типа рассло-
ений). Трубы испытывались как непосредственно после нанесения де-
фектов, так и после предварительного малоциклового нагружения,
864
ГЛАВА X
соответствующего 20-30 годам эксплуатации. Испытания труб прово-
дились на статическую прочность до разрушения при нагружении внут-
ренним давлением на специальной гидравлической установке.
За основу методики оценки опасности дефектов по данным снарядов-
дефектоскопов «Ультраскан-WM» был взят американский норматив
ANSI/ASME B31G-1984, разработанный для оценки прочности газопро-
водов с дефектами коррозии.
Основная расчетная зависимость норматива B31G позволяет опреде-
лить разрушающие напряжения в зоне поверхностного дефекта стенки
трубы в зависимости от несущей способности бездефектной трубы и гео-
метрических параметров дефекта:
S = S*-B,	(10.7)
где S — окружное разрушающее напряжение; S*- напряжение пласти-
ческого течения материала: S* = 1,1 • SMYS, где SMYS — минимальный
предел текучести материала (g0 2min)> В — постоянная, зависящая от гео-
метрических параметров дефекта:
(10.8)
где А — расчетная площадь сечения дефекта в продольной плоскости тру-
бы; Ао = L • 8 - площадь бездефектного сечения трубы такой же длины,
как и дефект; L — расчетная длина дефекта; б — номинальная толщина
стенки трубы; М — коэффициент Фолиаса, зависящий от I. б, D.
Анализ проведенных результатов испытаний позволил произвести
уточнение исходных расчетных зависимостей.
Норматив ASME B31G разработан применительно к классическим
коррозионным дефектам потери металла, для которых истинное сече-
ние дефекта заменяется его параболической аппроксимацией. При та-
кой аппроксимации для типичных коррозионных дефектов расчетная
площадь дефекта оказывается выше фактической, что идет в запас проч-
ности, за исключением случаев глубоких питтингов и ручейковой кор-
розии. Для дефектов потерь металла механического происхождения (ри-
сок, царапин) параболическая аппроксимация может привести к
получению недостаточных запасов прочности, кроме этого, для таких
дефектов норматив B31G не учитывает накопленных повреждений от
малоцикловых нагружений в предшествующий период эксплуатации.
Норматив B31G ориентирован на трубные стали, имеющие высокую
пластичность и низкую склонность к деформационному старению. Для
отечественных трубных сталей типа 17ГС, 19Г и аналогичных неучет
деформационного старения недопустим.
Предельные напряжения для бездефектной трубы в нормативе B31G
(1,1 • SMYS - по первоначальному нормативу B31G или SMYS +10 Psi -
по усовершенствованному нормативу) соответствуют не разрушению
трубы (как в СНиП), а возникновению в ней «недопустимых» пласти-
ческих деформаций.
НОВЫЕ СРЕПСТВА ДИАГНОСТИКИ ТР^ОПР^РОДОВ
С учетом вышеизложенного, в АК «Транснефть» была разработана
расчетная «Методика определения опасности повреждений стенки труб
магистральных нефтепроводов по данным обследования внутритрубны-
ми дефектоскопами», в которой учтены действующие в России норматив-
ные документы по магистральным трубопроводам, особенности отече-
ственных трубных сталей и расширена (по сравнению с нормативом ВЗ1G)
область применимости для дефектов некоррозионного происхождения
(риски и внутристенные несплошности типа расслоений, включений).
В разработанную методику были внесены следующие изменения и
дополнения, отличающие ее от норматива B31G.
1.	В качестве предельного напряжения для бездефектной трубы при-
нято напряжение ов/1,15, соответствующее минимальному разрушаю-
щему напряжению (вместо 1,1 - (g0 2)roin).
2.	Введен дополнительный коэффициент запаса прочности Ks для
учета деформационного старения (снижения трещиностойкости мате-
риала) в зависимости от срока эксплуатации нефтепровода.
3.	Для дефектов механического происхождения введен дополнитель-
ный коэффициент запаса прочности nd = 1,1 для учета возможного на-
копленного усталостного повреждения.
4.	Для всех дефектов потери металла используется точная площадь де-
фекта, полученная на основании «карты дефекта», путем численного ин-
тегрирования методом трапеций кривой изменения глубины дефекта, вы-
полняемого по разработанной для этих целей компьютерной программе.
5.	Критерием, по которому осуществляется разделение дефектов на
опасные и неопасные, как и в методике для снаряда-профилемера
(см. формулу (10.1)), является обеспечение прочности трубопровода на
уровне нормативной, при которой трубопровод выдерживает испыта-
тельное давление, соответствующее окружным напряжениям, равным
95% от предела текучести материала трубы:
_1,9g0>2-6
Рисп ъ О
U — О
Если расчетное разрушающее давление окажется ниже испытатель-
ного, то дефект относится к категории опасных. В этом случае предус-
матривается соответствующее снижение рабочего давления.
В табл. 10.10 обобщены основные отличия методики оценки опасно-
сти дефектов от норматива B31G.
Согласно методике, расчет на прочность ведется при нагружении
нормативным внутренним давлением по СНиП 2.05.06-85:
Рнорм- . D ’	(10.9)
где ав — предел прочности (временное сопротивление) материала; б — тол-
щина стенки трубы; D — внутренний диаметр трубы.
866
ГЛАВА X
Таблица 10.10. ОСНОВНЫЕ ОТЛИЧИЯ МЕТОДИКИ АК «ТРАНСНЕФТЬ» ОТ НОРМАТИВА B31G		
Параметры	Норматив B31G	Методика
1. Област ь применимости	Коррозионные дефекты	—Потери металла любого происхождения (коррозион- ные, механические, техноло- гические) —Расслоения (в том числе, примыкающие к сварным швам и с выходом на по- верхность)
2. Критерий предельного состояния д ля безде- фектной трубы	Недопустимые пластиче- ские деформации, соот- ветствующие напряже- НИЯМ 1,1  (O(u)mm	Разрушение трубы, соответ- ствующее напряжениям <твДД5
3. Критерий опасности дефектов	Окружные напряжения, равные 0,72 - (ооАш»	Окружные напряжения, рав- ные 0,95 • (Оад)тп
4. Аппроксимация пло- щади дефектов	Параболическая	В зависимости от типа де- фекта используется парабо- лическая, прямоугольная, точная
5. Учет накопленных ма- лоцикловых повреждений в вершине дефекта	Не учитывается	Для механических и метал- лургических дефектов вво- дится коэффициент запаса прочности nd =1,1
6. Учет деформационно- го старения	Не учитывается	Коэффициент деформацион- ного старения Ks
Коэффициенты условий работы трубопровода т, надежности по на-
грузке п, надежности по материалу и надежности по назначению
трубопровода ^определяются действующим СНиП 2.05,06-85.
Снижение сопротивляемости трубных сталей хрупкому разрушению в
процессе эксплуатации нефтепровода (эффект деформационного старения
стали, коэффициент рассчитывается снижением нормативного давле-
ния по сравнению с исходным нормативным (проектным) давлением:
(Рнорм) ~ Рнорм 	(10.10)
В результате расчета по разработанной методике все дефекты клас-
сифицируются по степени опасности на опасные и неопасные. Для каж-
дого опасного дефекта устанавливается допустимое рабочее давление.
Так как такие дефекты в любой момент могут привести к отказу трубо-
провода, они должны быть как можно скорее отремонтированы. Если
ремонт участка с опасным дефектом сразу невозможен, то эксплуата-
ция нефтепровода с таким дефектом должна осуществляться только при
пониженном рабочем давлении:
НОВЫЕ СРЕПСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
к67
Ряоп-^-й^п	(10.11)
где рдоп — допустимое давление в зоне дефекта; Кр - коэффициент сниже-
ния рабочего давления:
К =р /р ,	(10.12)
где рит - испытательное давление, р - разрушающее давление трубы
с дефектом, определяемое по формуле (10.7) при величине разрушаю-
щего напряжения бездефектной трубы S* — ав/1,15. В результате фор-
мула примет вид:
к —
р“|.15 0.95 оа2
(10.13)
В качестве критического значения для относительной длины дефек-
та используется величина А* = 4, принятая в нормативе B31G на основа-
нии обобщения результатов экспериментов до разрушения труб с кор-
розионными дефектами. Принятое допущение связано с тем, что для
достаточно протяженных дефектов при
^0.8-L2
V D-5
>4
исчезает подкрепляющее влияние неповрежденной части стенки трубы
на напряженное состояние в средней части стенки трубы. В этом случае
все дефекты с длиной L > V20-D-8 независимо от их глубины, в равной
степени опасны для эксплуатации трубопровода и могут привести к его
разрушению (разрыву трубы с образованием сквозной раскрывшейся
трещины).
Если в результате расчета получено: Кр< 1, то дефект классифици-
руется как опасный и необходимо снижение рабочего давления по срав-
нению с нормативным по формуле (10.11); если Кр > 1, то дефект — нео-
пасный и снижения рабочего давления не требуется.
Если в выражении (10.13) приравнять Кр единице, подставить в ко-
эффициент В выражение аппроксимации площади дефекта (прямоуголь-
ной или параболической) и значение nd для соответствующего типа де-
фекта, то получится уравнение, решение которого относительно длины
дефекта L дает зависимость критической величины L от параметра от-
носительной глубины дефекта d/б. Диаграмма, построенная по этой за-
висимости, называется «кривой опасности» для данного типа дефектов.
На рис. 10.27 д ля некоторого обследованного участка магистрального
нефтепровода построена (Е.С. Васин ЦТД «Диаскан») кривая, характери-
зующая границу опасности коррозионных дефектов (типа коррозионных
язв и коррозии пятнами). Как отмечалось выше, в качестве критерия опас-
ности дефекта в методике АК «Транснефть» принято условие разрушения
трубопровода по этому дефекту при величине разрушающего давления
SG?
ГЛАВА X
на уровне минимального испытательного давления. Таким образом, все де-
фекты, лежащие на кривой, имеют одинаковую степень опасности, для них
коэффициент снижения давления Кр = 1.
400
L,mm
Рис. 10.27. Оценка опасности дефектов по критерию статической прочности
по данным ВИС «Ультраскан-WM» для обследованного участка нефтепровода
На рис. 10.27 также показано, как по критерию статической прочно-
сти оценивается опасность дефектов, обнаруженных при внутритрубной
инспекции. На нем представлены все дефекты потери металла (на внут-
ренней и наружной поверхностях стенки), зафиксированные дефектос-
копом «Ультраскан-WM» на рассматриваемом участке МН.
Каждый дефект при этом характеризуется двумя геометрически-
ми параметрами: относительной глубиной и длиной в продольном на-
правлении трубы. Ширина дефекта не учитывается, т. к. на основа-
нии обобщения результатов натурных экспериментов получено, что
НОВЫЕ СРЕДСТВА ПИ А ГНОСТИКИ ТРУБОПРПРОПОВ

ширина дефекта оказывает существенно меньшее влияние на величи-
ну разрушающего давления трубы по сравнению с максимальной глу-
биной d и длиной L дефекта.
Как следует из формы кривой, при одинаковой глубине опасность
дефекта снижается с уменьшением его длины. Это связано с возраста-
нием подкрепляющего действия бездефектных участков стенки трубы,
находящихся в непосредственной близости от дефекта.
В зависимости от расположения конкретного дефекта относительно
этой кривой имеются три зоны риска эксплуатации трубопровода с об-
наруженным дефектом:
зона I — опасные и недопустимые дефекты (Кр < 1),
зона II - потенциально опасные дефекты (Кр > 1),
зона III - неопасные дефекты (Кр > 1).
Зона I. Характеризует зону возможных разрушений трубопровода
при эксплуатации. Дефекты, которые расположены выше кривой -
«опасные», для них Кр < 1. Так как такие дефекты в любой момент мо-
гут привести к отказу трубопровода (разрушение с раскрытием кромок,
свищ или течь), то для них как можно скорее должен быть проведен ре-
монт. Если ремонт участка с опасным дефектом сразу невозможен, то
эксплуатация нефтепровода с таким дефектом должна осуществляться
только при пониженном рабочем давлении, максимально допустимая
расчетная величина которого определяется в указанной выше методике
для каждого опасного дефекта. При этом, чем выше от кривой находит-
ся дефект, следовательно, тем он опаснее и тем больше для него необхо-
димо снизить максимальное давление перекачки по сравнению с норма-
тивным значением.
К дефектам зоны I относятся и «недопустимые» дефекты. К дефек-
там типа потери металла относятся дефекты, у которых относительная
глубина составляет 80% (верхняя горизонтальная линия на графике) и
выше. Такие дефекты должны быть устранены независимо от их длины
и величины действующего рабочего давления.
Другое возможное толкование кривой опасности дефектов К_ = 1 -
«кривая необходимости ремонта». Все дефекты, лежащие на кривой или
выше нее, должны быть отремонтированы.
Все дефекты, которые расположены ниже этой кривой, имеют коэф-
фициент снижения давления больше единицы (Кр > 1) и не требуют ре-
монта. Из рис. 10.27 видно, что этому условию удовлетворяют две зоны
риска эксплуатации трубопровода (зона П и зона III).
Зона II. Характеризует зону риска эксплуатации трубопровода, для
которой необходима дополнительная экспертная оценка по вопросам
технологии и срока проведения ремонтных работ. При этом, эксплуа-
тация трубопровода с дефектами зоны П возможна при нормативном
давлении и снижения рабочего давления по сравнению с нормативным
не требуется. В связи с тем, что со временем часть дефектов из зоны II
87П
ГЛАВАХ
может перейти в категорию «опасных» (в зону I), на момент обнаружения
их условно можно отнести к категории «потенциально опасных». «По-
тенциально опасный дефект» - это дефект, в зоне которого прочность тру-
бы ниже чем у «бездефектной трубы», но выше, чем в зоне «опасного»
дефекта: gb/1,15 > g	> 0,95g_
Зона П1. Характеризует зону безопасной работы трубопровода. Все
дефекты, которые лежат ниже нижней горизонтальной прямой (соответ-
ствующей относительной глубине 15% на данном графике), являются
«неопасными». Для таких дефектов, также, как и для дефектов зоны П,
снижения рабочего давления по сравнению с нормативным не требуется.
Уровень=15%, определяющий границу между «неопасными» и «потен-
циально опасными » дефектами выбран условно, эта граница может менять-
ся в ту или иную сторону в зависимости от типа дефекта, материала трубы
и др. факторов.
Рассмотренная методика была разработана, согласована с Госгортехнад-
зором РФ и утверждена в АК «Транснефть» в 1994 г. С этого времени она
используется в качестве нормативного документа для оценки опасности всех
обнаруженных дефектов и для определения необходимости ремонта для всех
участков нефтепровода, обследованных дефектоскопами « Ультраскан-WM ».
В составе «Отчета по результатам расчета прочности нефтепровода» в ОАО
АК «Транснефть» МН передается информация о всех опасных дефектах с
соответствующими им допустимыми давлениями перекачки, график распре-
деления опасных дефектов по длине участка нефтепровода и др.
Результаты расчета на прочность по методике 40 тыс. км магистраль-
ных нефтепроводов, обследованных дефектоскопами «Ультраскан-WM»,
показали, что общее количество опасных дефектов составило не более 1—
1,5% от всех обнаруженных дефектов. В составе опасных дефектов 60% —
дефекты коррозии, 7% - царапины (риски), 33% — расслоения (включая
расслоения, примыкающие к сварным швам и с выходом на поверхность).
Таким образом, не более 1,5% от общего количества дефектов, обна-
руживаемых при внутритрубной диагностике I—П уровней контроля, яв-
ляются опасными по результатам расчетов на прочность и должны быть
как можно скорее отремонтированы. Остальные 98,5% дефектов явля-
ются неопасными и не требуют принятия срочных мер по ремонту, но
их развитие контролируется в системе мониторинга проведением повтор-
ных инспекций магистральных нефтепроводов.
ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
С ТРЕЩИНАМИ
И ТРЕЩИНОПОДОБНЫМИ
ДЕФЕКТАМИ В СТЕНКАХ
ТРУБ И СВАРНЫХ ШВАХ
Анализ данных по отказам трубопро-
водов показывает, что причиной боль-
шого количества отказов являются
трещиноподобные дефекты сварных
швов и стенок труб. К основным дефек-
там, инициирующим возникновение и
дальнейшее развитие трещин, приво-
дящих к разрушению, относятся:
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
S71
-	собственно трещины усталостного или технологического происхож-
дения в основном металле и сварных швах;
-	дефекты продольных и спиральных заводских швов в виде подре-
зов и дефектов геометрии сварного соединения (смещение валика, ост-
рый угол перехода от металла шва к основному металлу, смещение кро-
мок и угловатость шва);
-	дефекты кольцевых монтажных швов в виде непроваров корня шва,
подрезов, несплавлений, неметаллических включений, являющихся
источником трещин, ориентированных поперек оси трубы;
—	дефекты стенки труб в виде царапин, рисок и задиров, сопровож-
дающихся, во многих случаях, дефектами геометрии труб (вмятинами).
В связи с необходимостью оценки опасности трещиноподобных де-
фектов была разработана нормативная «Методика определения техни-
ческого состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными
дефектами».
В методике заложена классическая модель расчета прочности трубо-
провода с продольными дефектами стенки, которая использовалась в
нормативе B31G. Эта модель после проведенных экспериментальных
исследований на трубах отечественного производства с трещиноподоб-
ными дефектами различного типа была в значительной степени перера-
ботана и дополнена. Полученные расчетные зависимости приведены в
соответствие по отношению к действующим в России нормативным до-
кументам и, главное, впервые в мировой практике распространены на
трещины и трещиноподобные дефекты (причем произвольной ориента-
ции, расположенные как в основном металле трубы, так и в сварных
швах). С учетом последнего (применимость к расчету трещин), норма-
тивная методика уникальна и не имеет аналогов в мире.
В основу этой методики, также как и других упомянутых методик
АК «Транснефть», положены условия:
—	в качестве предельного напряжения для бездефектной трубы при-
нято напряжение, равное ов/1,15 (ав - предел прочности материала тру-
бы), соответствующее минимальному разрушающему напряжению (ве-
роятность разрушения стремится к нулю) по данным испытаний на
статическую прочность труб различного диаметра и технологии изготов-
ления;
—	критерием допустимости дефекта принято сохранение статичес-
кой прочности трубы с дефектом на уровне нормативного испытатель-
ного давления (по СНиП 2.05.06-85 нормативное испытательное дав-
ление соответствует давлению, которое создает в трубе номинальные
кольцевые напряжения, равные 95% предела текучести материала
трубы);
-	при расчете допустимого давления учитывается деформационное
старение материала трубы путем введения соответствующего коэффи-
циента.
872
ГЛАВА \
Расчеты также проводятся на статическую прочность, но отличие
состоит в том, что в последней методике в качестве статических нагру-
зок на трубу с дефектом учитывается не только внутреннее давление в
трубопроводе от перекачиваемого продукта (как в предыдущих методи-
ках), но и изгибающий момент, обусловленный наличием радиуса уп-
ругого изгиба участка трубопровода.
Опасность дефектов определяется путем расчета разрушающего дав-
ления и сравнения его с нормативным испытательным.
Разрушающее давление для трубы с трещиной или трещиноподоб-
ным дефектом в определяется по формуле:
gb T] ER . 2l3
—— И-------!-------sin P
1Л5  Пк p
8
cos2p + p — sin2p R
Пк
(10.14)
где E — модуль упругости материала трубы; R = D/2 - номинальный ра-
диус трубы; р — радиус упругого изгиба участка трубопровода (по СНиП
П1-42-80 минимальное значение радиуса упругого изгиба участка pmjn =
2000 R, что соответствует максимальным напряжениям изгиба трубы
около 100 МПа; при отсутствии упругого изгиба р = <»); б - номинальная
толщина стенки трубы; Р — угол наклона трещиноподобного дефекта к
1-— 1- —
оси трубы; п =--=----------
1---- 1--------—
Д)-М	4-7
— коэффициенты, характеризую-
(	L2
щие дефект; М = 1 + 0,26------
I	/?-8
сь
, N =
£2 У’5
1 + 0,04- -
Я-8 J
- коэффициенты,
учитывающие относительную длину дефекта; ц - коэффициент, учиты-
вающий соотношение продольных и кольцевых напряжений в трубе при
нагружении ее внутренним давлением, равный 0,5 для «свободного»
трубопровода (на водных переходах, в поймах рек, в болотах, слабоне-
сущих грунтах) и равный 0,3 для «защемленного» трубопровода (в плот-
ных грунтах); L - длина дефекта (см. рис. 10.28);	= L • 8 - площадь
условного сквозного дефекта; А — расчетная площадь дефекта; d ~ рас-
четная глубина дефекта.
За расчетную глубину дефекта d принимается максимально зафик-
сированная глубина дефекта.
Расчетная площадь дефекта определяется как
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
873
где п — количество замеров по длине дефекта; d. — глубина дефекта при
Z-ом измерении; AZ - шаг измерения вдоль оси дефекта. Для всех типов
дефектов допускается использовать эллиптическую аппроксимацию
площади дефекта А = я • L • d/4, при длине дефекта менее десяти толщин
стенки трубы, и прямоугольную аппроксимацию А = L • d9 при длине
дефекта более или равной десяти толщин.
Рис. 10.28. Параметры трещиноподобного дефекта
Зависимость (10.14) определяет условие образования местного раз-
рыва (свища) трубы по трещиноподобному дефекту.
Для подтверждения расчетных зависимостей были проведены экс-
периментальные исследования статической прочности натурных труб
с продольными, наклонными и поперечными трещиноподобными де-
фектами типа непроваров, подрезов и искусственных трещин в виде
узких надрезов шириной 0,1 мм. Сопоставление экспериментальных
и расчетных данных (рис. 10.29) показывает достаточно хорошую их
сходимость.
Эксперименты также показали, что тип трещиноподобного дефекта
и его местоположение (основной материал, сварной шов или околошов-
ная зона) оказывает малое влияние на статическую прочность трубы.
Критерием, по которому выделяются неопасные дефекты, является
сохранение статической прочности трубопровода на уровне норматив-
ной, при которой разрушающее давление трубы с дефектом (10.14) не
должно превышать нормативное испытательное давление:
р ^0.95-о02-8
(10.15)
где 2 - предел текучести материала трубы.
874
ГЛАВА X
Рис. 10.29. Сравнительные данные расчетного и экспериментального
разрушающего давления труб с трещиноподобными дефектами
Соотношение (10.15) можно представить в виде так называемых кри-
вых опасности дефектов, представляющих собой зависимость относи-
тельной глубины дефекта от относительной длины дефекта.
На рис. 10.30 показаны кривые опасности для трещиноподобных де-
фектов при различных углах наклона дефекта к оси трубы и предельных
значениях радиуса упругого изгиба трубопровода. Все дефекты ниже со-
ответствующих кривых являются неопасными, выше — опасными. Как
видно из кривых, при увеличении угла наклона дефекта к оси трубы об-
ласть неопасных дефектов существенно расширяется.
При этом в поперечном направлении могут быть допущены трещи-
ны значительно больших размеров (в 2 раза при прочих равных услови-
ях), чем в продольном.
Если условие (10.15) не соблюдается, то это означает, что дефект яв-
ляется опасным и для трубы с таким дефектом требуется снижение ра-
бочего давления до величины допустимого рабочего давления — гаран-
тированного (с запасами прочности по условиям работы участка
трубопровода и нагрузке согласно СНиП 2.05.06-85) максимального дав-
ления, которое не может вызвать разрушения при наличии данного де-
фекта:
= * Ртах’	(10.16)
где - нормативное рабочее давление в трубопроводе по СНиП 2.05.06-85;
Кр - коэффициент снижения рабочего давления в трубопроводе при наличии
опасного дефекта,
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВО ’ iOP
OrнхигЕУыаядгио дефекта х
1 - ^== 0; 2 -	4^ и р=	3 -	ЭСР и д=
4 -/?=45° и р—са; 5-в— 9(Ри р—оа.
Рис. 10.30. Кривые опасности трещиноподобных дефектов
р Q.95<5n2bKt'
Здесь Ks — коэффициент, учитывающий снижение трещиностойкос-
ти материала трубы (для низколегированных сталей) из-за старения,
определяемый так же, как и по уравнению (10.13).
Трубы с опасными дефектами (Кр < 1) подлежат ремонту, восстанав-
ливающему прочность до уровня бездефектной трубы, а до проведения
ремонта допускается эксплуатация участка с пониженным рабочим
давлением, определяемым формулой (10.16).
Весь комплекс аналогичных исследований
по оценке опасности дефектов проводился
в НПО «Спецнефтегаз» применительно к
газопроводам. Был разработан норматив-
ный документ ВРД 39.1.10-004-99 «Мето-
дические рекомендации по качественной оценке состояния магистральных
газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени
опасности и определения остаточного ресурса». НПО «Спецнефтегаз» с при-
влечением ведущих специалистов развивает обобщенный подход к оценке
опасности дефектов, основанный на единой системе критериев предельных
состояний, прочности, пластичности, трещиностойкости, с учетом реальных
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ
ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ
ГАЗОПРОВОДОВ
НПО «СПЕЦНЕФТЕГАЗ»
876
ГЛАВА X
нагрузок» воздействий, свойств материалов, многообразия типов дефектов
(включая наиболее опасные - стресс-коррозионные) и их взаимодействия.
Обобщенный подход позволяет также адаптировать нормы оценки опасно-
сти дефектов к действующим в различных странах национальным стан-
дартам. Некоторые обобщенные данные по оценке дефектов приведены на
графиках: по потере металла (рис. 10.31) и наличия продольной трещины
(рис. 10.32).
Рис. 10.31. Оценка дефектов по потере металла
(ширина зоны дефектов 360-600 мм)
Рис. 10.32. Оценка дефектов по наличию
продольных трещин разных размеров
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ	877
В методических рекомендациях содержится комплекс программ для
расчета на прочность элементов и участков трубопроводов при наличии
наиболее распространенных дефектов: нарушения формы трубопрово-
да, общая и питтинговая коррозия, трещиноподобные дефекты, стресс-
коррозионные трещины и колонии трещин, дефекты сварных соедине-
ний, механические повреждения, сквозные дефекты.
Были сопоставлены расчеты по российским (Методические рекоменда-
ции по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с
коррозионными повреждениями, их ранжирования по степени опасности
и определению остаточного ресурса. ВДР 39-1.10-004-99 (ОАО «Газпром»)
и зарубежным (Manual for determining the remaining strength of corroded
pipelines. ASME B31G-1991.RSTRENG, Kiefner and Associates, Inc., 1995.
Corroded pipelines. Recommended practice RP-F101, Det Norske Veritas, 1999)
нормативным документам (рис. 10.33).
Рис. 10.33. Количественная сравнительная оценка дефектов
по ВРД 39-1.10-004-99, ОАО «Газпром», 2000; ASMEB31G-1991
и RP-F101, Det Norske Veritas, 1999
Однако в России нет единой методики количественной оценки коррози-
онных повреждений, их ранжирования по степени опасности. На рис. 10.33
приведено сравнение зарубежных методик с одной из них, предложен-
ной НПО «Спецнефтегаз». На рис. 10.34 приведены для сравнения кри-
вые, характеризующие методики, предложенные ПО «Спецнефтегаз»,
АК «Транснефть», ВНИИГаз и ASME B31G.
Следует отметить, что расположение кривых, характеризующих россий-
ские методики, свидетельствует о более «щадящем» подходе к оценке опас-
ности дефектов по сравнению с американским стандартом. Существует об-
щее мнение специалистов, что последний устарел (1991 г.) и необоснованно
консервативен. В свою очередь, российские методики непрерывно совершен-
ствуются, и график возможно претерпит изменение (см. рис. 10.34).
878
ГЛАВА X
О 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700
Рис. 10.34. Сопоставление различных нормативов оценки опасности дефектов
10.11. МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ
ЗАДАЧИ ПОДСИСТЕМЫ
МОНИТОРИНГА
С увеличением продолжительности сро-
ка эксплуатации состояние магистраль-
ных трубопроводов закономерно ухудша-
ется, что влечет за собой возрастание
риска аварий, отказов данных сооружений. Эффективное противодей-
ствие может быть осуществлено только путем создания системы техни-
ческого обслуживания и ремонта, способной предупреждать возникно-
вение аварийных ситуаций и предпринимать целенаправленные меры
по восстановлению работоспособности трубопроводов.
Одним из звеньев такой системы является мониторинг технического
состояния магистральных нефтепроводов, осуществляемый на основе
современных информационных технологий.
Мониторинг, основанный на использовании результатов внутритрубной
диагностики с использованием снарядов-дефектоскопов высокого разреше-
ния, позволяет прослеживать развитие отдельных дефектов и в целом ди-
намику изменения технического состояния магистральных трубопроводов
с учетом влияния окружающей среды и техногенных факторов, что, в свою
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИК! 1 ТРУБОПРОВОДОВ
очередь, дает возможность оценивать скорости развития дефектов и осу-
ществлять выбор эффективной стратегии и тактики ремонта и, в конечном
счете, позволяет управлять ресурсом трубопроводов.
Каждое проведение диагностирования дает не более одного «информаци-
онного среза» по параметрам дефектов трубопровода в данный момент вре-
мени. Поэтому объективную информацию о динамике изменения техничес-
кого состояния трубопровода могут дать только результаты периодических
инспекций, обработка и хранение которых осуществляется в компьютерных
банках данных на основе рационально организованного программного обес-
печения. Наличие такой информации позволяет существенно повысить точ-
ность прогнозирования остаточного ресурса трубопровода.
В связи с этим целями проведения мониторинга являются:
1.	Выполнение идентификации и классификации дефектов на основе
первичных данных внутритрубной диагностики линейной части магист-
ральных трубопроводов.
2.	Выполнение расчетов на прочность и долговечность трубопровода в
зоне дефекта с учетом параметров дефекта, данных по условиям эксплуа-
тации трубопровода и коррозионного воздействия окружающей среды.
Результатами анализа является классификация выявленных дефектов по
степени их опасности и определение для каждого дефекта максимально
допустимого давления перекачки.
3.	Определение динамики развития дефектов. Результаты внутри-
трубных обследований по каждому участку нефтепровода хранятся в
архивной базе данных. При достижении объема информации, достаточ-
ного для определения скорости развития каждого дефекта (не менее 2-3
обследований), становится возможным определить в целом динамику
изменения технического состояния участка трубопровода.
4.	Прогнозирование остаточного ресурса трубопровода с учетом ре-
альных эксплуатационных нагрузок, воздействия окружающей среды,
температурных режимов, фактических свойств металла труб.
5.	Выдача рекомендаций по режимам эксплуатации трубопровода,
что позволяет назначать безопасные технологические режимы перекач-
ки нефти, газа для трубопроводов с дефектами, планировать ремонт де-
фектных участков и проведение очередных диагностических работ.
Наряду с указанными, мониторинг технического состояния магист-
ральных трубопроводов позволяет решать следующие задачи:
—	анализ причин отказов с помощью статистической обработки инфор-
мации, хранящейся в базах данных по отказам и выявленным дефектам;
—	анализ опасности возникновения предельных состояний (живу-
честь трубопровода);
-	моделирование сценариев развития аварийных ситуаций и опре-
деление оптимальных мероприятий по ликвидации их последствий;
—	аттестация трубопровода для установления экологически безопас-
ных и экономически рациональных режимов эксплуатации.
880
ГЛАВА..
Необходимым требованием мониторинга является наличие на газо-
нефтетранспортных предприятиях банков данных.
С учетом изложенных выше принципов на рис. 10.35 представлена
функциональная схема мониторинга технического состояния трубопро-
вода, реализуемая на магистральных нефтепроводах ОАО АК «Транс-
нефть» с применением внутритрубной диагностики.
Рис. 10.35. Функциональная схема мониторинга
технического состояния трубопроводов
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
887
Информационное обеспечение реализовано в Системе управления
базами данных (СУБД). Она предназначена для сбора, хранения и обра-
ботки обширного объема материалов, характеризующих техническое
состояние линейной части магистральных нефтепроводов, в первую оче-
редь, сведений о дефектах, полученных в результате внутритрубных
обследований.
Базы данных предназначаются для размещения, долговременного
хранения и использования информации, включающей: типы и парамет-
ры обнаруженных дефектов, геометрические параметры труб, характе-
ристики материала труб, параметры перекачиваемого продукта, усло-
вия окружающей среды, условия нагружения трубопровода.
База данных «Дефект» содержит сведения о дефектах, выявленных
средствами технической диагностики. Вся информация представляет-
ся в виде, удобном для быстрого поиска дефектов и последующих проч-
ностных расчетов.
База данных «Объект» содержит и предоставляет проектные данные
рассматриваемого объекта (трубопровода), данные сертификата, срок
эксплуатации, пространственное положение и т. п. Ее разделы могут
включать в себя технологические схемы, профили трубопроводов, ситу-
ационные планы, чертежи конструктивных элементов трубопровода,
географическую информацию (картография, аэрофотосъемка, теплови-
зорная съемка), схемы ликвидаций аварий, данные GPS-съемки и др.
Информация, которая содержится в базах данных «Дефект» и
«Объект», должна быть достаточной для того, чтобы описать объект и
выполнить привязку выявленных дефектов к реальному трубопроводу
с учетом их классификации, размеров, ориентации, места залегания и
степени опасности. Для выполнения этой задачи к базам данных «Де-
фект» и «Объект» подключается программный модуль с условным на-
званием «Дефектосодержащий элемент».
База данных «Характеристики материалов» содержит механические
(прочностные) характеристики сталей при статическом, циклическом
нагружениях и характеристики трещиностойкости сталей с учетом ре-
альных температур и скоростей нагружения при эксплуатации линейной
части магистральных трубопроводов, а также с учетом старения сталей и
воздействия агрессивных сред. Механические свойства и характеристи-
ки трещиностойкости сталей используются для расчетов дефектосодер-
жащих труб на прочность, прогнозирования роста дефектов, определения
их критических и допустимых размеров. В случае отсутствия в банке дан-
ных характеристик, отвечающих заданным условиям, необходимые па-
раметры определяются на основе экстраполяции или интерполяции име-
ющихся данных.
База данных «Нагрузка» содержит данные по условиям эксплуатации
(давление, температура, среда и их перепады, данные тензометрических стан-
ций, геодезические изыскания и т. п.). В ней хранятся данные об изменении
882
ГЛАВA X
условий эксплуатации трубопровода (пространственного положения ли-
нейной части, перепадов температур, цикличности давления, механичес-
ких и коррозионных свойств грунтов) и данные о накоплении коррозион-
ных и усталостных повреждений; имеется возможность сравннения их
текущих значений с допустимыми, а также прогнозирования накопле-
ния повреждений на любой момент времени. Информация этой базы ис-
пользуется для расчета изменения напряженно-деформированного состо-
яния в дефектосодержащем элементе в течение прогнозируемого срока
службы.
Системы, которые могут быть построены на основе компьютерных
банков данных, по своей сути являются информационно-справочными
и обеспечивают пользователя оперативной, нормативно-справочной ин-
формацией о состоянии объектов. В частности, такие информационные
банки данных могут быть использованы для создания экспертных сис-
тем по принятию оптимальных решений при ликвидации аварий с уче-
том технических, экологических и экономических рисков.
Одним из существующих вариантов использования таких эксперт-
ных систем является их применение в рамках географической инфор-
мационной системы (ГИС). Это дает возможность решать различные тех-
нологические задачи, в частности:
•	Расчет, моделирование различных аварийных ситуаций и выбор
оптимального решения. Например, может решаться задача стока нефти
на местности при авариях трубопровода.
•	Сетевые задачи. Например, выбор оптимального маршрута движе-
ния к месту аварии, определение пути распространения загрязнения при
аварии и др.
Задача создания таких экспертных систем довольно сложна прежде
всего из-за необходимости сбора и систематизации большого объема кар-
тографической информации, создания геоинформационных математи-
ческих моделей объектов и процессов.
Все возрастающий объем данных (в том числе и диагностического
обследования) привел к необходимости создания единой автоматизиро-
ванной системы контроля и управления техническим обслуживанием и
ремонтом объектов и сооружений трубопроводов (СКУТОР). Создание
такой системы реализуется в составе ЕАСУ АК «Транснефть» в виде си-
стемы с развитыми средствами сбора и обработки данных для всех уров-
ней управления (РНУ - ОАО МН - ОАО АК «Транснефть») на основе 3-
уровневой вычислительной сети.
Основной задачей системы СКУТОР является определение фактичес-
кого технического состояния объекта в течение его жизненного цикла,
в том числе обнаружение, классификация дефектов и прогноз их разви-
тия, а также определение остаточного ресурса отдельных элементов и
нефтепровода в целом, контроль за изменением показателей надежнос-
ти и безопасности.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТР'’БОПРОВОДОВ
8ч-
Для реализации этих задач в состав СКУТОР входят соответствую-
щие программные модули (рис. 10.36).
	Дефект	ЦЕНТР ТЕХНИЧЕСКОЙ ДИАГНОСТИКИ - /« : 582	Прогон . 1PD			
Название дефекта ' Коррозионный дефект шириной 75 жм. остаточная толщина стенки трубы? 6.9 мм Тми	Днетал имя (м)	Глубина (мм)	Длина (мм)	Положение (с) Внешний	336 6	б.Ъ	170	539 Ориентация ноль iрадусов соответствует положению на 12 часов по ходу нефти					
Данные о трубной секции с привязкой дефекта: Номер секции	660	Тип секции	прямошовная Длвна секции	5 6м	Толщина стенки	13 7мм Начала секция	334.2	м	Дистанция до дефекта	2.4 м Конец секции	339.8	м	Дистанция до дефекта	3.2 м Давление	20 Бар					
Данные об ориентирек с привязкой дефекта : Точка отсчета расстояния Ориентир 1 ( выше дефекта ио течению ) Ориентир 2 ( ниже дефекта по течению ) Расстояние точки отсчета до ориентира 1 Расстояние точки отсчета до ориентира 2 Положение дефекта от ориентира 1 Положенно дефекта от ориентира 2				>адвмжт задвижка маркер 336 6 м 1546.7 м 336.6 м 1210.1 м	
<- Ориентир )			Дефект		Ориентир 2 - *
Номер трубной секцп	я. 640	650	660	670 1	-1	680
Длина секции Толщина стенкн Тип секции Орион талия шва:	5.5 13.7 прямот. 282°	5.7 13.7 прямот. 25°	——j 56 J37 прямот 50°	1 . .. 5.3 13.5 прямот. 69°	5.6 мм 13.5 мм прямот. 89е
Примечания:					
Рис. 10.36. Фрагмент отчета по результатам
диагностирования участка трубопровода
Программный модуль «Исследование дефектов» предоставляет воз-
можность изучения кинетики роста дефекта и установления зависимос-
ти между развитием дефекта и различными эксплуатационными факто-
рами. При этом можно выбрать любую геометрическую характеристику
дефекта или какую-либо характеристику трубопровода и наблюдать за
их изменением в зависимости от срока эксплуатации трубопровода. Вы-
полнение указанного режима позволяет устанавливать причинно-след-
ственные связи между параметрами дефекта с параметрами металла труб
и условиями эксплуатации трубопровода, а также определить возможное
место возникновения и степень опасности дефекта (рис. 10.37).
Программный комплекс «Оценка прочности» содержит набор мето-
дик, позволяющих получить конкретные расчетные данные (прочность,
долговечность, остаточный ресурс и др.) для дефектных участков.
884
ГЛАВА X
Рис. 10.37. Трехмерное представление дефекта в виде риски
Расчет прочности и долговечности дефектного элемента трубопровода
осуществляется с использованием следующих 3 программных модулей.
Программный модуль «Расчет напряженно-деформированного состо-
яния трубопровода в зоне дефекта» позволяет проводить расчет напря-
женно-деформированного состояния (НДС) трубопровода с простран-
ственной геометрией оси; предназначен для определения напряжений в
неразветвленных подземных участках трубопровода по данным его по-
ложения в пространстве. Расчет НДС производится в наиболее нагру-
женной зоне элемента трубопровода, содержащего дефект геометрии или
стенки. К расчету принимаются дефекты с конечными геометрически-
ми параметрами.
Система «Эксперт» имеет большие возможности по подготовке гра-
фиков, облегчающих анализ данных.
Дальнейшее развитие системы «Эксперт» направлено на формиро-
вание в системе магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть»
единого банка данных «Дефект», который позволит осуществить мони-
торинг фактического состояния нефтепроводов, и станет одним из зве-
ньев в реализации системного подхода обеспечения безопасной эксплу-
атации и продления срока службы магистральных нефтепроводов.
По другой системе оформляются результаты диагностического обсле-
дования внутритрубными магнитными снарядами газопроводов. Ниже
приводятся данные НПО «Спецнефтегаз» по анализу результатов обсле-
дования.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
В85
Анализ результатов внутритрубной диагностики производится в два
этапа. На 1-ом этапе осуществляется экспресс-анализ на трассе трубо-
провода с помощью специализированных компьютерных программ об-
работки данных. При экспресс-анализе проверяется режимы работы
инспекционного снаряда (профилемера, дефектоскопа), оценивается
качество записанной информации, формируется и выдается для эксп-
луатирующей организации информация о наиболее крупных (опасных)
обнаруженных дефектах. Время, необходимое для проведения экспресс-
анализа, составляет 5—7 дней. В случае выявления некачественной за-
писи информации (нарушение режима работы аппаратных средств) про-
изводится повторный пропуск снаряда.
На 2-ом этапе с помощью автоматизированной программной и руч-
ной обработки данных диагностики выдается детальная информация о
каждом выявленном дефекте основного металла и сварных соединений
и всех зарегистрированных элементов обустройства трубопровода. Про-
граммное обеспечение реализует автоматизированные процедуры
идентификации, определения размеров, создания базы данных выявлен-
ных аномалий и особенностей. Объем работ по анализу диагностичес-
кой информации составляет 45—60 дней после пропуска снарядов.
Результатом работ 2-го этапа является отчет по внутритрубной диаг-
ностике, который является описанием технического состояния обсле-
дованного участка трубопровода. Материалы отчета содержат: 1) дан-
ные о скоростном режиме пропуска снарядов, определяющие качество
инспекции; 2) базу данных трубопровода, в которую входит потрубное
описание инспектируемого участка с указанием длины и толщины стен-
ки каждой трубы и расстояниями от камеры запуска, информация об
элементах обустройства, их расположении и размерах; 3) описание вы-
явленных особенностей с их идентификацией, указанием местоположе-
ния относительно камеры запуска, маркеров, кольцевых сварных швов,
оценкой размерных характеристик (глубина, ширина, длина), статис-
тическим представлением результатов по трассе трубопровода; 4) резуль-
таты оценки опасности выявленных дефектов, рекомендации по приори-
тетам ремонтных работ (рис. 10.38).
В газовой промышленности внутритрубная диагностика осуществ-
ляется с 1995 г.
Годовой объем внутритрубных инспекций магистральных трубопро-
водов, выполняемых НПО «Спецнефтегаз» и АО «Оргэнергогаз» в Рос-
сии и за рубежом, превышает 15 тыс. км. С 1995 г. магнитными снаря-
дами-дефектоскопами обследовано более 50 тыс. км магистральных
газопроводов ОАО «Газпром». Выявлено более 100 тыс. дефектов, из ко-
торых около 1 200 представляли непосредственную угрозу для безопас-
ности эксплуатации. Услуги по комплексной диагностике включают
оценку технического состояния, прогнозирование ресурса трубопрово-
дов, выработку рекомендаций по ремонту.
886
ГЛАВАХ
л	Клоржитсп ммсрм мнили м	Тозмкма	Джа жфета. мм	Шфгам Жфпожмм	Глхбвш жфсыаа.’’.	Кгпчорм жфоп*	Ус-жмаый ₽*н* »	1»“«от доегтчвго»
12.'		l« 1	54 I»	<' II		Нгиычкн мшш		«<1 о
								
12я		К-’	Ч||	2'w		!1сиьг1>'с**ыЯ	l"i>	||Ч) о
1Л.		Нъ *	’5i.	?<и	ЧП	UcOUWtCJbMMM	|п 1»	)«>«'
								
	ОРМ4 1		1и<>	1ОП	JWu	Неиичтльмм*	ЦЧ»	К»»»,
								
								
								
								
								
								
								
!»’	«V 1	14, '	4UU	«J |>	Эн*	HroowctMMk	!•»•»	
								
П*	442’’2	Гб/.	4ПМ	5л <1	Г"	HcwwMwart	1ч г	|i*> <1
1-М*	«2*2*	16 ’	4<1»	45»	HI’	Исжгопсимы*	И» и	К» о
|4|		1/.«	4г»г	ПОЛ	!<»••	ИНЮ«ИГПЫ(Й	till»	ими
141	
на	
UV	
1*»	
!<1	
151 154 ><5	
156	
99	41109 2	2
1-2 1 л					4		127	4Н77К 3	2
							129	4XX40 (1	2
									
							224	77912.2	2
1.V ов 0.6 0.4 02 00							225	77929 0	2
		. . Q—			1 о а	£		30	8457 9	з
							49	16988 6	3
	О О о с	о		<9	с&		121	48651.4	3
								49075 6	3
							142	497616	3
						0			
							145	49809 .3	з
							I5K	508160	3
		о			о с	Jc	160	508225	з
							166	51929 4	3
							им	62415 7	1
	0	ОСКЙ>		о~~	ftlDOC	9 д О сокхмо	о о ta	204	6X284 4	з
							216	72446 8	з
							21К	724565	з
0	10000	20000	30000	40000 SOOOO							241	8261В 9	з
Рэссто:							244	82616 7	3
							245	81414 2	1
							X	2457 0	4
							19	5784 8	4
Рис. 10.38. Прогнозирование остаточного ресурса, ранжирование дефектов
по степени опасности, определение приоритетности ремонтных работ
(из отчетов по внутритрубной диагностике ПО «Спецнефтегаз)
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
S87
Результаты внутритрубной инспекции обрабатываются с помощью
комплекса информационно-аналитических и нейросетевых компьютер-
ных систем, поддерживающих выделение, распознавание, оценивание
размеров и расположения выявленных особенностей и дефектов.
Результаты представляются в соответствии с рекомендациями меж-
дународного стандарта «Specification and requirements for intelligent pig
inspection of pipelines » и включают в себя: графики движения внутритруб-
ных инспекционных снарядов по трассе; таблицу реперных точек; табли-
цу элементов обустройства трубопровода; трубный журнал с измеренны-
ми длинами и толщинами трубных секций; таблицу радиусов кривизны
и углов поворота оси трубопровода на крутоизогнутых участках; список
выявленных дефектов с указанием расположения, размеров и идентифи-
кацией; детализированную информацию по каждой трубе с повреждени-
ями; масштабную схему трубопровода с указанием всех труб, реперных
точек, элементов обустройства, дефектов; статистические распределения
видов, размеров и расположения дефектов.
Анализ результатов и оценка степени опасности выявленных дефектов
выполняется в соответствии с российским стандартом ВРД39-1.10-004-1999.
Факультативно даются оценки по документам ASME B31G-1991, RSTRENG,
DNVRP-F101-1999. По каждому дефекту определяется степень его опаснос-
ти, рекомендуемый уровень рабочего давления, прогнозируемый ресурс по-
врежденного участка трубопровода (рис. 10.39 и 10.40).
Рис. 10.39. Ресурс (годы) участков магистральных газопроводов
с коррозионными повреждениями (общая коррозия)
888
ГЛАВАХ
Рис. 10.40. Ресурс (годы) участков магистральных газопроводов
со стресс-коррозионными дефектами
Комплекс программ для определения прочности и ресурса элемен-
тов и участков трубопроводов при наличии дефектов, развивающихся в
процессе эксплуатации под воздействием коррозионной среды и пере-
менного нагружения: общая и питтинговая коррозия, стресс-коррози-
онные трещины и колонии трещин, трещиноподобные дефекты в свар-
ных стыках, аномальные сварные соединения. Стадии обработки
результатов внутритрубной диагностики газопроводов включают:
—	ранжирование и классификация дефектов по степени опасности и
остаточному ресурсу по результатам внутритрубной диагностики;
-	рекомендации по приоритетности ремонтно-восстановительных
работ и срокам последующих диагностических обследований;
—	оперативный уточненный анализ прочности и живучести участков
с повреждениями по результатам шурфовочных работ;
-	прогнозирование изменений технического состояния линейных
участков в зависимости от принятой стратегии эксплуатации;
—	независимый аудит технического состояния трубопровода.
ВЫРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ
ПО СРОКАМ И ОБЪЕМАМ
РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ
И ДИАГНОСТИЧЕСКИХ РАБОТ
На основании оценки техни-
ческого состояния трубопро-
вода вырабатываются реко-
мендации по необходимости
и срокам вывода дефектных
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
889
участков трубопровода в ремонт, возможным способам ремонта. В зави-
симости от текущего состояния трубопровода предлагаются рекоменда-
ции по срокам и объемам последующих диагностических работ.
Использование внутритрубной диагностики произвело настоящую
техническую революцию в трубопроводном транспорте, обеспечило по-
вышение надежности и безопасности нефтепроводов, газопроводов и про-
дуктопроводов, послужило продлению срока службы. Так, например, на
магистральных нефтепроводах, благодаря периодическому освидетель-
ствованию магнитными и ультразвуковыми внутритрубными устройства-
ми, за период с 1993 по 1997 г. показатель аварийности снизился с 0,25 до
0,06. В2000-2001 гг. аварийность составляла 0,04 на 1000 км в год. Устра-
нение дефектов геометрии нефтепроводов (вмятин, гофр) привело к полно-
му исключению аварий по этому виду дефектов. Почти полностью исклю-
чены отказы и аварии и по коррозионным дефектам.
Снижение аварий и отказов на трубопроводах с увеличением объема
внутритрубной диагностики на магистральных нефтепроводах иллюст-
рирует рис. 10.41.
Рис. 10.41. Зависимость аварийности от объемов диагностических
обследований магистральных нефтепроводов АК «Транснефть»
в 1991-1997 гг.
Широкое использование внутритрубной диагностики позволило осуще-
ствить новую политику в ремонте магистралей — по техническому состоя-
нию, выполнения выборочный ремонт наиболее опасных мест, с обнаружен-
ными серьезными дефектами. На рис. 10.42 показан пример экономического
эффекта от ремонта нефтепроводов по современной технологии. Однако это
890
ГЛАВАХ
Рис. 10.42. Оценка экономической эффективности
внутритрубной диагностики в системе АК «Транснефть»
далеко не полное отражение эффективности выборочного ремонта, при-
менение которого позволяет восстанавливать трубопроводные системы
без сплошной, погонной переукладки участков магистралей. Он позво-
ляет ремонтировать трубопроводы значительно большей протяженнос-
ти и обеспечивать очень высокую экономию средств.
10.12.	ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА
ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Резервуарные парки - важнейшие технологические и резервные зве-
нья безопасности нефтепроводной системы. Объемы и техническое со-
стояние резервуаров и их полезная вместимость определяют устойчи-
вую бесперебойную поставку нефти потребителям и обеспечивают
плановые ремонты нефтепроводов и остановки для проведения ремонт-
ных работ по устранению выявленных внутритрубной диагностикой де-
фектов.
Ниже приводится методология технической диагностики резерву-
аров, предложенная и широко проверенная на практике ЦТД «Диа-
скан» .
ОСНОВНЫЕ ДЕФЕКТЫ На рис. 10.43 приведена классификация де-
РЕЗЕРВУАРОВ фектов РВС с разделением на основные
группы:
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
891
Хлопу^
Крв-н
ПО rtfxMU&tw1
_1 По периметру I
] оснОЬмн>П1 |
Гафрм
<»СчЦА-<
peaoveyupa
Рис. 10.43. Классификация дефектов вертикальных стальных резервуаров



—	производственно-технологические;
-	монтажные;
-	эксплуатационные.
Наиболее часто встречающиеся опасные дефекты (см. рис. 10.43).
ДЕФЕКТЫ ИЗГОТОВЛЕНИЯ В металле для резервуаров часто встре-
И МОНТАЖА СТАЛЬНЫХ чаются расслоения, неметаллические
СВАРНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ включения и закаты. Неметалличес-
кие включения и расслоения при вы-
ходе на кромки листов создают опасность образования трещин в свар-
ных швах в процессе сварки.
Прочность и долговечность резервуара, как сварной конструкции,
во многом определяется качеством сварных швов. Наиболее опасны тре-
щины и трещиноподобные дефекты - непровары корня шва, несплавле-
ния, шлаковые включения, подрезы.
При сварке резервуаров широко используется автоматическая свар-
ка, особенно при изготовлении резервуаров из рулонных заготовок, где
в заводских условиях выполняется сварка полотнищ стенки и днища.
Ряд дефектов монтажа резервуаров связан с нарушениями, допущен-
ными при сборке резервуара под сварку. В частности, в стенках РВС,
выполненных из рулонных заготовок, встречаются дефекты, называе-
мые «угловатостью монтажных швов». Под влиянием переменных на-
грузок, обусловленных циклами заполнения-опорожнения, в таких
швах развиваются вертикальные трещины малоцикловой усталости.
892
ГЛАВАХ
В процессе монтажных работ возможно образование выпучин, вмя-
тин, хлопунов и отклонение стенки резервуара от вертикали.
Неправильное удаление монтажных приспособлений, приваренных
к стенке резервуара, приводит к образованию вырывов на поверхности
листов стенки.
Царапины и задиры на поверхности листов и конструкций снижают
механическую прочность и служат источником концентрации напряже-
ний.
Дефекты в сварных швах снижают прочность сварных соединений.
ДЕФЕКТЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ	Вертикальные стальные резервуа-
В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ ры в процессе эксплуатации нахо-
РЕЗЕРВУАРОВ	дятся под воздействием малоцик-
ловых нагружений, связанных с
периодическим заполнением-опорожнением резервуаров, коррозионным
воздействием подтоварной воды и агрессивных компонентов в хранимых
продуктах.
Наиболее активно усталостные повреждения протекают в зонах дефек-
тов, являющихся концентраторами напряжений.
Подтоварная вода вызывает коррозию днища и первого пояса стенки
резервуара, в том числе в области уторного узла. Коррозии подвержены
верхние пояса стенки в зоне переменного налива нефти, а также кровля
резервуара, контактирующие с парами нефти, содержащими агрессив-
ные элементы.
В процессе эксплуатации резервуаров могут иметь место осадки ос-
нования.
Даже равномерная осадка основания резервуара более 50 мм, может
вызвать значительную деформацию узла сопряжения приемо-раздаточ-
ного трубопровода со стенкой резервуара.
При неравномерной осадке появляется крен резервуара в одном направ-
лении, местные прогибы окрайки и центральной части днища.
Неравномерные осадки вызывают изменение полей напряжений
и деформаций в конструкциях резервуара. Наиболее чувствительны
к неравномерным осадкам узлы сопряжения стенки резервуара с дни-
щем и приемо-раздаточными патрубками. При возникновении недо-
пустимых напряжений и деформаций возможно разрушение резер-
вуара.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА	Резервуары подвергаются пе-
РЕЗЕРВУ АРОВ	риодическому диагностическо-
му освидетельствованию. Кон-
троль направлен на обнаружение и измерение имеющихся дефектов и
оценки технического состояния резервуаров. С этой целью применяют-
ся неразрушающие методы контроля:
НОВЫЕ СРЕДСТВА ЛИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ	893
-	визуально-оптический контроль;
—	геодезический контроль;
-	ультразвуковая дефектоскопия с измерением толщины листового
металла;
—	акустико-эмиссионный метод контроля.
Оценка технического состояния резервуара, производится по РД
08-95-95:
-	с целью установления возможности и режимов безопасной эксплу-
атации резервуара;
-	определения срока эксплуатации резервуара до следующего диаг-
ностического обследования.
Частичное техническое диагностирование резервуаров проводится
при проведении их обследования с наружной стороны, и полное - при
опорожнении, зачистке и дегазации.
Наружное обследование проводится не реже одного раза в 5 лет, пол-
ное обследование один раз в 10 лет.
ВИЗУАЛЬНО-ОПТИЧЕСКИЙ Значительная часть дефектов резер-
МЕТОД КОНТРОЛЯ вуаров выявляется при проведении
визуального контроля (осмотра). Для
оценки и определения конкретных геометрических параметров дефектов
используются измерительные средства инструментального контроля,
простейшие оптические приборы, создающие увеличение от 4 до 30 раз.
ГЕОДЕЗИЧЕСКИЙ	Геодезический контроль применяется для
КОНТРОЛЬ	оценки отклонений элементов резервуара от
правильной геометрической формы (неравно-
мерность осадки основания, отклонение образующих корпуса от верти-
кали, хлопуны на днище резервуара). Для этих целей используются гео-
дезические приборы - нивелир (типа 2Н-ЗЛ, Н-05 и др.) и теодолит (типа
2Т30П, ЗТ2КПидр.).
Измерения отклонений стенки резервуара от вертикали и нивелиро-
вание контура днища при частичном обследовании целесообразно про-
водить дважды: при заполненном и пустом резервуаре, с определением
мест наибольших деформаций. Периодический геодезический контроль
резервуара позволяет проводить статистический анализ изменения гео-
метрии конструкции в целом.
АКУСТИЧЕСКИЕ Акустическими методами контроля можно
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ обнаружить поверхностные и внутренние де-
фекты, представляющие собой нарушение
сплошности металла, дефекты сварки, зоны поражения коррозией и др.
Акустические методы позволяют измерять геометрические размеры, на-
пример толщину стенки, при одностороннем доступе к конструкции.
894
ГЛАВА X
К преимуществам акустических методов относятся: высокая чувстви-
тельность, позволяющая выявлять мелкие дефекты; большая проника-
ющая способность, позволяющая определять места и размеры внутрен-
них дефектов. Практически мгновенная индикация дефектов, позволяет
автоматизировать контроль; метод отличает простота и высокая произ-
водительность, безопасность работы оператора.
К акустическим методам контроля относятся:
— ультразвуковой контроль (УЗК) и акустико-эмиссионный метод.
УЛЬТРАЗВУКОВОЙ Определение толщины стенки корпуса, дни-
КОНТРОЛЬ ща, кровли, понтона или плавающей крыши
резервуара производится методом ультразву-
ковой (УЗ) толщинометрии. Для этого обычно используется прямой раз-
дельно-совмещенный ПЭП с рабочей частотой не более 5 МГц. Большин-
ство УЗ толщиномеров как отечественного (типа УТ-93П, УТ-80-81М,
А1209 и др.), так и импортного производства (типа CGI, DM2E, DM3,
DM4 и др.), позволяют производить измерение остаточной толщины в
пределах от 0,2 до 50 мм с погрешностью не более 0,1 мм.
Ультразвуковой контроль сварных швов резервуаров производится
с применением импульсных ультразвуковых дефектоскопов с частотой
до 10 МГц и с использованием наклонных и прямых совмещенных и
раздельно-совмещенных ПЭП.
Для этой цели могут быть использованы как отечественные (типа
ДУК-66ПМ, УД2-12, А1212 и др.), так и зарубежные (типа USK7D,
USN50, USN52, ЕРОСН-Ш и др.) ультразвуковые импульсные дефек-
тоскопы с комплектом прямых, раздельно-совмещенных и наклонных
ПЭП с рабочей частотой от 2 до 10 МГц и углом ввода луча 45, 60 и 70°.
АКУСТИКО-ЭМИССИОННЫЙ Широко используется для резерву-
МЕТОД КОНТРОЛЯ аров. Метод позволяет продиагнос-
тировать значительную площадь
конструкции резервуара за короткий промежуток времени и получить
информацию о зарождающихся дефектах и развитии уже имеющихся.
Использование акустико-эмиссионного метода обеспечивает значитель-
ное сокращение времени на проведение ультразвукового контроля
(УЗК), так как УЗК проводится только в местах, где зафиксировано не-
благополучие источниками акустической эмиссии. При проведении аку-
стико-эмиссионного контроля резервуар не выводится из эксплуатации,
а это значительные экономические выгоды.
Для проведения АЭ контроля резервуара возможно применение как
отечественных (типа «МАЛАХИТ», «ЭКСПЕРТ»), так и зарубежных
(типа «LOCAN», «SPARTAN») многоканальных АЭ систем с комплек-
том ПАЭ с рабочей частотой от 30 до 200 кГц.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
895
Оценка результатов АЭ контроля стенки резервуара производится в
соответствии с РД 03-131-97 по локально-динамическому критерию.
Обнаруженные источники АЭ подвергаются дальнейшей идентифи-
кации методом ультразвуковой дефектоскопии с целью определения
наличия недопустимых дефектов металлоконструкции.
АЭ контроль коррозии днища резервуара проводится без вывода его
из эксплуатации.
РЕЗУЛЬТАТЫ
За период 1994—1998 гг. специа-
АКУСТИКО-ЭМИССИОННОГО листами ОАО ЦТД «Диаскан»
ОБСЛЕДОВАНИЯ РЕЗЕРВУАРОВ было проведено комплексное об-
ДЛЯ ХРАНЕНИЯ НЕФТИ
БЕЗ ВЫВОДА ИХ
ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ
следование без вывода из эксплу-
атации 173 резервуаров суммар-
ным объемом более 3 млн м3. По
результатам этих диагностичес-
ких работ для проведения внутреннего обследования или (и) ремонта
были выведены из эксплуатации 52 резервуара, что составляет 36% от
общего числа обследованных. Для остальных резервуаров срок эксплу-
атации был продлен.
Наиболее распространенные дефекты резервуаров: коррозия днища
и нижней части стенки первого пояса, трещиноподобные дефекты мон-
тажных швов, сварных соединений люков-лазов и приемо-раздаточных
патрубков (ПРП) со стенкой резервуара, объемные дефекты заводских
вертикальных и горизонтальных сварных швов, рулонных резервуаров
и др. Резервуары имеют отклонение наружного контура днища от гори-
зонтали, образующих стенки от вертикали и местные деформации (вы-
пучины, вмятины, бочкообразность).
Наряду с традиционными методами неразрушающего контроля (НК) -
визуальный контроль, геодезический контроль, толщинометрия — при про-
ведении комплексного обследования применяется акустико-эмиссионный
(АЭ) метод контроля, позволяющий определять состояние стенки и днища
резервуара.
При использовании акустико-эмиссионного метода значительно со-
кратилось время на проведение ультразвукового контроля сварных швов
и основного металла.
Основная масса дефектов, выявляемых в стенках резервуаров АЭ мето-
дом контроля, относится к пассивному классу. Как правило, это объемные
дефекты (несплопшости) в заводских швах автоматической сварки (поры или
шлаковые включения, расслоения и закаты основного металла, прокатная
плена и др.), от которых не произошло зарождение трещины. Акустическая
эмиссия от дефектов таких типов незначительна, амплитуда и энергия кото-
рых не имеет прироста во времени. В большинстве случаев данные дефекты
по результатам УЗ дефектоскопии бракуются по амплитудному превыше-
нию сигнала над браковочным уровнем или по протяженности.
896
ГЛАВАХ
Достаточно часто обнаруживаются дефекты, относящиеся к актив-
ному классу. Это точечные или протяженные дефекты типа пор, цепоч-
ки пор, непроваров, подрезов, прожогов, кратеров и др., которые стали
инициаторами незначительных трещин, но на момент проведения АЭ
контроля дальнейшего развития не имели. АЭ в таких случаях чаще
всего вызвана трением их «берегов». Такие дефекты, как правило, бра-
куются УЗ дефектоскопией, как по амплитудному признаку, так и по
протяженности. Дефекты, АЭ источники которых, относятся к актив-
ному классу, и бракуются по результатам УЗ дефектоскопии, требуют
устранения. Однако, в некоторых случаях возможно продление срока
эксплуатации резервуара, при условии снижения максимального уров-
ня его заполнения (до уровня, при котором источники АЭ сигналов пе-
реходят в разряд пассивных).
Очень редко, но встречаются дефекты критически активного и ка-
тастрофически активного классов. Данные источники возникают при
наличии в конструкциях резервуаров трещин, которые имеют дальней-
ший рост под действием переменной нагрузки. Резервуары с такими
дефектами подлежат обязательному выводу из эксплуатации для их
устранения.
Результаты АЭ контроля днищ резервуаров показывают, что боль-
шинство днищ резервуаров имеют среднюю степень коррозионного по-
ражения. Ниже приведен пример, дающий представление о результа-
тах обследований днищ резервуаров АЭ методом.
Пример. Резервуар для хранения нефти емкостью РВС-20 ООО диа-
метром 47 м (рис. 10.44).
Общее коррозионное состояние днища данного резервуара было клас-
сифицировано по категории D (значительная коррозия). Кроме этого, в
результате контроля, как видно из приведенных рисунков, была лока-
лизована зона с интенсивной АЭ, в связи с чем была дана рекомендация
вывести резервуар из эксплуатации для проведения внутреннего обсле-
дования.
ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ	Расчет производится в соот-
НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО ветствиис СНиП П-23-81, РД
СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКТИВНЫХ
ЭЛЕМЕНТОВ ВЕРТИКАЛЬНЫХ
СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
39-30-1284-85иРД03-131-97.
Оценка напряженно-де-
формированного состояния
(НДС) элементов конструк-
ции резервуара с использованием результатов диагностического обсле-
дования является основой для определения его технического состояния.
По результатам исследования напряженного состояния вблизи выявлен-
ных дефектов производится оценка опасности разрушения резервуара
при дальнейшей эксплуатации.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
НО 7
Рис. 10.44. Расположение и активность источников АЭ
при оценке коррозионного состояния днища РВС-20 ООО диаметром 47 м
898
ГЛАВА X
Исследования НДС могут проводиться аналитическими, численны-
ми и экспериментальными методами.
В основе аналитических методов расчета НДС резервуаров лежит те-
ория осесимметричных тонкостенных оболочек.
К численным методам расчета НДС резервуара относятся приклад-
ные методы решения задач строительной механики (Ритца — Тимошен-
ко, Галеркина, вариационно-разностный, конечно-разностный методы),
а также метод конечных элементов (МКЭ).
Определение предельных значений коррозионного износа стенки ре-
зервуара и оценка опасности дефектов производится по номинальным
напряжениям, максимальным напряжениям в зонах концентрации и
эквивалентным напряжениям, рассчитываемым по моментной теории
тонких оболочек или численными методами.
Максимальные окружные напряжения по моментной теории возни-
кают на некотором удалении от нижней кромки и по величине незначи-
тельно превышают номинальный уровень.
Меридиональные напряжения, достигающие предела текучести ма-
териала, возникают в ограниченной зоне нижнего пояса стенки резервуа-
ра и связаны с использованием в расчетной схеме жесткого защемления
нижней кромки и линейной постановкой задачи. При использовании в
расчетной схеме реальной податливости узла сопряжения стенки с дни-
щем и проведении расчетов в нелинейной постановке уровень этих напря-
жений снизится. Кроме того, меридиональные напряжения краевого эф-
фекта возникают за счет изгибной составляющей напряжений, т. е.
максимальные напряжения развиваются только на внутренней и наруж-
ной поверхности стенки и не охватывают все сечение стенки. Для плас-
тичных материалов при статическом нагружении это практически не ока-
зывает влияния на несущую способность конструкции, и определение
величины допустимого коррозионного износа поясов стенки по номиналь-
ным окружным напряжениям является приемлемым.
Меридиональные напряжения краевого эффекта необходимо учиты-
вать при оценке долговечности резервуара при малоцикловом нагруже-
нии и расчете сварного соединения стенки с днищем.
ОЦЕНКА КОРРОЗИОННОГО Оценка состояния днища и покрытия
ИЗНОСА ДНИЩА	производится по величинам предельно
И ПОКРЫТИЯ	допустимого износа, которые согласно
РД 08-95-95 составляют:
—	для листов кровли, центральной части понтона, днища — не более
50% проектной величины;
—	для несущих конструкций кровли (ферм, балок, связей), окрайков
днища и коробов понтона ~ не более 30% от проектного значения.
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВО ' ОВ

ОЦЕНКА ОПАСНОСТИ Влияние дефектов стенки на НДС резервуа-
ДЕФЕКТОВ СТЕНКИ Ра выражается через концентрацию напря-
жений и деформаций. Различают два класса
дефектов: обычные (неострые) и трещиноподобные (острые). Для этих
классов дефектов вводятся различные количественные характеристи-
ки концентрации напряжений.
Основной количественной характеристикой концентрации напряже-
ний для неострых дефектов является теоретический коэффициент кон-
центрации напряжений ао, который связан с номинальными напряже-
ниями зависимостью:
РУ _^тах
'Люм
где отах — максимальные напряжения в зоне дефекта.
Теоретический коэффициент концентрации зависит только от
формы и размеров дефекта. Теоретические коэффициенты концент-
рации напряжений для типовых дефектов определяются по справоч-
ным данным или рассчитываются аналитическими или численны-
ми методами.
Коэффициенты концентрации в сварных соединениях зависят от
геометрических параметров сварного шва (ширины шва, высоты уси-
ления, радиуса перехода от шва к основному металлу), геометричес-
ких отклонений (смещение кромок, угловатость) и дефектов (непро-
вары, подрезы, поры, шлаковые включения).
Оценка напряженного состояния сварного соединения осуществля-
ется с использованием принципа суперпозиции, согласно которому об-
щий коэффициент концентрации напряжений представляется в виде
произведения коэффициентов формы шва а*, геометрического откло-
нения и дефекта а*.:
По величине коэффициента концентрации напряжений и номиналь-
ным напряжениям определяются максимальные напряжения в зоне
дефекта:
^тах	’^ном’
(10.15)
Для трещиноподобных дефектов (трещины в сварном шве, непро-
вары, усталостные трещины) в вершине трещины теоретический ко-
эффициент концентрации напряжений стремится к бесконечности. Ос-
новной характеристикой концентрации напряжений в окрестности
900
ГЛАВА X
трещиноподобных дефектов является коэффициент интенсивности
напряжений зависящий от приложенной нагрузки и от формы и
размеров трещины.
Для окружных или осевых трещин нормального отрыва, которыми
схематизируются трещиноподобные дефекты РВС, коэффициенты ин-
тенсивности напряжений вычисляются по формуле:
а а а\ г-
(1016)
где — номинальные окружные (для осевых трещин) или меридио-
нальные (для окружных трещин) напряжения; у| а,а ,а ] - корректи-
V h 67
ровочная функция, учитывающая геометрические особенности дефекта
и определяемая по формулам и графикам, приведенным в справочни-
ках по механике разрушения; a, I, S - соответственно глубина, полу-
длина трещины и расстояние от поверхности до дефекта для внутри-
стенной трещины.
ОЦЕНКА ОПАСНОСТИ Под дефектами формы понимаются дефекты,
ДЕФЕКТОВ ФОРМЫ которые вносят искажения в правильную
РЕЗЕРВУ АРА	цилиндрическую форму резервуара и приво-
дят к перераспределению напряжении и де-
формаций во всей конструкции РВС или значительной ее части — это
отклонения образующих от вертикали, значительные выпучины и вмя-
тины, несовершенства геометрии, вызванные осадками основания.
При определении НДС резервуара с дефектами формы используется
метод конечных элементов (МКЭ). Резервуар при этом представляется
пространственной конструкцией, состоящей из оболочечных элементов.
Решение такой задачи требует значительных затрат времени и мощных
вычислительных средств, обладающих большим объемом оперативной
памяти и быстродействием. В результате решения задачи в каждой кон-
трольной точке резервуара становятся известными все компоненты НДС
на внутренней и внешней поверхности и эквивалентные напряжения,
определяемые по формуле:
= >/<^+<j2-g1<j2+3t2,
где Ор <т2, т - соответственно меридиональные, окружные и касательные
напряжения в контрольной точке.
Опасность эксплуатации резервуаров с дефектами формы оценива-
ется по СНиП П-2381 из сравнения эквивалентных напряжений с их
допустимыми предельными значениями:
НОВЫЕ СРЕДСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ
ош
°*
Ув’
где ув — коэффициент надежности в расчетах по временному сопротив-
лению.
На практике оценка опасности дефектов формы проводится по пре-
дельным отклонениям, устанавливаемым для наружного контура дни-
ща, для отклонений от вертикали образующих стенки, местным откло-
нениям стенки от прямой (выпучины и вмятины).
Предельные отклонения установлены на основании опыта эксплуа-
тации резервуаров и нормализованы.
Согласно РД 08-95-95, предельные отклонения от вертикали образу-
ющих стенок резервуаров и предельные отклонения от горизонтали на-
ружного контура днища могут быть увеличены по сравнению с допуска-
емыми отклонениями для сдаваемых в эксплуатацию резервуаров по
СНиП 3.03.01-87:
—	при сроке эксплуатации более 5 лет — в 1,3 раза;
—	при сроке эксплуатации более 20 лет — в 2 раза.
Таблица 10.11. ДОПУСТИМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ДЕФЕКТОВ
ФОРМЫ СТЕНОК РЕЗЕРВУАРОВ
Расстояние от нижнего до верхнего края выпучины или вмятины вдоль образующей, мм	Допускамая величина стрелы прогиба, ± мм
До 1500 включительно Свыше 1500 до 3000 включительно Свыше 3000 до 4500 включительно	15 30 45
Допускаемые местные отклонения (выпучины и вмятины) стенки от
прямой, соединяющей верхний и нижний края деформированного уча-
стка вдоль образующей, для новых резервуаров приведены в табл. 10.11.
Для резервуаров, находящихся в эксплуатации более 5 лет, допускае-
мые местные отклонения увеличиваются в 1,3 раза.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-тех-
нические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта / Под редакцией
Мазура И.И., Иванцова О.М. М.: МГФ «Знание», 2002.
902
ГЛАВА X
2.	Васин Е.С. Методы неразрушающего контроля, оценки технического со-
стояния ремонта магистральных трубопроводов. Издательский дом «Лира»,
2002 г.
3.	Васин Е.С. Обеспечение безопасности эксплуатации магистральных неф-
тепроводов И 3-я Международная конференция «Безопасность трубопроводов»,
6-10 сентября 1999. Сб. докл. М.: ИРЦ «Газпром». Т. 1.
4.	Васин Е.С. Определение опасности дефектов стенки труб магистральных
нефтепроводов по данным дефектоскопов «Ультраскан» // Трубопроводный
транспорт нефти. 1997. № 9.
5.	Васин Е.С. Полигон стратегического назначения // Трубопроводный
транспорт нефти. 2001. № 4.
6.	Васин Е.С. Расчет опасности дефектов в стенках труб и сварных швах
магистральных трубопроводов // Магистральные и промысловые трубопрово-
ды: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. Науч.-тех. сб. М.,
1998. № 4.
7.	Васин Е.С., Филоненко ИА. Анализ возможностей внутритрубных дефек-
тоскопов различных типов // Прил. к журн. «Трубопроводный транспорт не-
фти». 2001. № 12.
8.	ВРД 39-1.10-026-2001. Методика оценки фактического положения и со-
стояния подземных трубопроводов.
9.	ВРД 39-1-10-004-1999. Методические рекомендации по количествен-
ной оценке состояния магистральных трубопроводов с коррозионными де-
фектами.
10.	ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопро-
водов.
11.	Иванцов О.М., Приту ла В.В., Харионовский В.В. Диагностика
трубопроводов в золотом сечении // Строительство трубопроводов. 1993.
№8.
12.	Иванцов О.М. Надежность и безопасность магистральных трубопрово-
дов России // Трубопроводный транспорт нефти. 1997. № 10.
13.	Махутов НА. Деформационные критерии разрушения и расчет элемен-
тов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981.
14.	Методика определения опасности повреждений стенки труб магистраль-
ных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопа-
ми. М.: АК «Транснефть», 1997.
15.	Методика определения технического состояния магистральных
трубопроводов с трещиноподобными дефектами. М.: АК «Транснефть»,
1998.
16.	Мирошниченко Б.И. Внутритрубная инспекция вновь построенных тру-
бопроводов // Сб. тр. Научно-технического совета РАО «Роснефтегазстрой». М.,
2000.
17.	Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных
энергетических установок. Энергоиздат, 1989.
18.	РД 03-131-97.
НОВЫЕ СРЕЛСТВА ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ и
19.	РД153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков действующих
магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. М.: АК «Транснефть»,
2000.
20.	РД 39-00147105-015-98. Методика расчета прочность и устойчивость
ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом
дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании. АК «Транс-
нефть», ИПТЭР, 1998.
21.	РД153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на ма-
гистральных нефтепроводах. Уфа: ИПТЭР, 1998.
22.	РД 39-30-1284-85.
23.	Руководящий документ по применению композитных материалов фир-
мы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промыш-
ленности. ОАО «Газпром», 1988.
24.	Руководящий документ по применению композитных материалов фир-
мы «Порсил» (г. Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной
и газовой промышленности. ОАО «Газпром», 1988.
25.	Системная надежность трубопроводного транспорта углеводородов /
В.Д. Черняев, В.Л. Березин, О.И. Стеклов, Г.Г. Васильев // Под ред. В.Д. Чер-
няева. М.: Недра, 1997.
26.	СНиП 11-23-81.
27.	СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные тру-
бопроводы. М.: Стандарты, 1985.
28.	СНиП П1-42-80. Строительные нормы и правила. Правила произ-
водства и приемки работ. Магистральные трубопроводы. М.: Стройиздат,
1981.
29.	СП 34-101-98. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при стро-
ительстве и капитальном ремонте. М.: АК «Транснефть», 1998.
30.	ТД 33.561-98. Методика на проведение выборочного ремонта трубопро-
водов композитно-муфтовым методом на основе результатов внутритрубной
диагностики. Технический документ. АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан»,
1998.
31.	Черняев К.В., Васин Е.С. Обеспечение безопасной эксплуатации и про-
дление срока службы магистральных трубопроводов // Автоматическая свар-
ка, сентябрь-октябрь 2000. (Сб. пленарных докл. Международной конферен-
ции «Сварные конструкции», г. Киев, 10-12 октября 2000 г.)
32.	Черняев Васин Е.С. Результаты прочностных испытаний труб, от-
ремонтированных по композитно-муфтовой технологии // Трубопроводный
транспорт нефти. 1998. № 3.
33.	Черняев К.В., Васин Е.С. Необходимость проведения внутритруб-
ной диагностики для магистральных трубопроводов, вводимых в эксплу-
атацию // Сб. тр. Научно-технического совета РАО «Роснефтегазстрой».
М., 2000.
34.	Черняев К.В., Васин Е.С. Main oil pipelines safe operation system //
24th International petroleum conference: Tihany (Hungaru), 18-20 October
1999.
904	ГЛАВАХ
35.	ASME В 31G-1991.
36.	DNVRP-F101-1999.
37.	Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded
Pipelines, ANSI/ASME B31G-1984. The American Society of Mechanical
Engineers.
38.	RSTRENG.
905
ГЛАВА XI
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ
Проблема ремонта трубопроводов возникла вскоре после ввода в экс-
плуатацию первого трубопровода. С тех пор изменяется только объем
ремонтных работ. Системы магистральных нефтепроводов, продуктоп-
роводов и газопроводов России сложились в основном за три десятиле-
тия (1960—1990 гг.).
В книге (гл. П) охарактеризовано современное техническое состояние
магистральных и промысловых трубопроводов, показана изношенность
основных фондов линейной части, резервуарных парков, оборудования
насосных и компрессорных станций. В этих условиях поддержание и вос-
становление их работоспособности стало самой важной задачей трубопро-
водного транспорта. Надежность и безопасность эксплуатации трубопро-
водов находится в прямой зависимости от организации диагностики и
эффективного ремонта трубопроводов.
Под эффективным ремонтом следует понимать своевременность вы-
полнения выборочного ремонта по результатам оценки технического
состояния средствами диагностики и капитального ремонта с использо-
ванием современных интеллектуальных технологий и средств механи-
зации с полным восстановлением проектных показателей прочности,
работоспособности, способности выполнения технологических функций.
Особая роль отводится соблюдению требований и норм экологии.
Ранее уже указывалось, что объемы выборочного ремонта и, особен-
но, капитального ремонта отстают от потребности. На рис. 11.1 показа-
ны объемы капитального ремонта магистральных газопроводов за 1991—
2000 гг., а на рис. 11.2 показано распределение по видам ремонта:
выборочный ремонт, переизоляция участков трубопроводов, полная за-
мена труб. Представляют интерес и показатели ремонта газопроводов
большого диаметра, рост объемов которых по газопроводам диаметра
1420 мм свидетельствует о прямой зависимости накопления дефектов
от времени эксплуатации, в том числе стресс-коррозионного происхож-
дения (рис. 11.3).
Из-за недостаточного финансирования ремонтных работ, отсутствия
в газотранспортных предприятиях специальной и общестроительной
техники, необеспеченности трубами, изоляционными материалами, а
также из-за сложных природно-климатических условий производства
ремонтных работ на многих трассах намеченные планы (700—900 км)
капитального ремонта линейной части в не выполняются.
906
ГЛАВА X I
Рис. 11.1. Объемы капитального ремонта газопроводов в 1991-2000 гг.
Рис. 11.2. Распределение объемов работ по методам ремонта
газопроводов в 1991-2000 гг.
Это одна из причин расширения применения выборочного ремонта
по техническому состоянию и увеличения объемов такого ремонта про-
порционально росту внутритрубной диагностики.
Выборочный ремонт с частичной заменой труб способствует сокра-
щению потребности в капитальном ремонте. При этом, как показал
сравтельный анализ стоимости показателей, при переизоляции дефек-
тных участков газопроводов с 20-процентной заменой труб, стоимость
капитального ремонта уменьшается в 3 раза.
В условиях систематических неплатежей потребителей за газ су-
ществуют немалые трудности в обеспечении даже выборочного ре-
монта газопроводов по результатам диагностики: около 20 тыс. км
СОНЕРтпЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 9П7
Рис. 11.3. Объемы капитального ремонта магистральных газопроводов
больших диаметров (1020,1220,1420 мм) в 1991—2000 гг.
нуждаются в переизоляции и ремонте, 21,4 тыс. км газопроводов ра-
ботает на пониженном давлении из-за наличия коррозионных и дру-
гих дефектов.
Эффективность принятого принципа выборочного ремонта сказалась
на том, что удается охватить ремонтом значительно большую протяжен-
ность газопроводных систем.
За 1991—1999 гг. по результатам обследования и диагностики обна-
ружено 24,8 тыс. дефектов. Отремонтировано за этот период 2955 дефек-
тов, в том числе методами врезки катушки - 897, переизоляции -
11,9 км, композиционными муфтами — 245, заваркой — 153, замены
труб — 83,4 км.
В течение 2000 г. при диагностическом обследовании обнаружено
более 26 тыс. дефектов различного типа. К примеру, на газопроводе
Ухта - Торжок4 в октябре 2000 г. на участке протяженностью 202 км
обнаружено 1365 труб (13,5 км) с дефектами стресс-коррозионного ха-
рактера, требующих ремонта методом замены, что составляет 7% от
общей протяженности участка.
В последние годы резко обострилась проблема коррозионного раз-
рушения труб под напряжением (КРН). Из-за того, что аварии по
причине КРН, в среднем, начинаются после 10 лет эксплуатации,
газопроводы диаметром 1200 и 1420 мм, построенные в массовом по-
рядке в 70-80-е годы, попадают в число потенциально опасных
объектов.
Применение новых прогрессивных методов выборочного ремонта
(композитные муфты, установки безогневого подключения) позволяют
произвести ремонтные работы с частичным стравливанием газа, что обес-
печивает значительный экономический эффект. В 2000 г. сэкономлено
79 млн м3 газа.
Несмотря на то, что сложившиеся показатели аварийности газопро-
водов в последние годы относительно стабильны, следует помнить, что в
российской статистике учитываются только аварии с разрушением га-
зопроводов без учета отказов типа утечек газа различного характера.
Следует отметить, что большое количество магистральных газопро-
водов и их участков нуждается в капитальном ремонте для повышения
их надежности и безопасности. К ним относятся: переходы через авто-
мобильные и железные дороги, пересечения газопроводов с другими
коммуникациями, участки, потерявшие продольную устойчивость
(всплывшие, оголенные и пр.), газопроводы с нарушениями охранных
зон, с негерметичной запорной арматурой, подводные переходы с неудов-
летворительным техническим состоянием, склоновые, карстовые, опол-
зневые участки. Большое значение для безопасности газопроводов и ок-
ружающей среды имеет их вынос из зон развивающихся жилых
застроек.
Комплекс специальных программ по диагностическому обследова-
нию и капитальному ремонту трубопроводов ОАО «Газпром» позволяет
поддерживать уровень технической и экологической безопасности, ко-
торый регламентируется соответствующими нормативными и правовы-
ми требованиями.
Объемы ремонтных работ ежегодно определяются на основе резуль-
татов комплексного диагностического обследования и их фактического
состояния. При этом в первую очередь выводятся в ремонт газопроводы
по требованиям обеспечения планируемых газовых потоков.
Ежегодная потребность в капитальном ремонте для поддержания
требуемого уровня надежности, проектных параметров по производи-
тельности и обеспечению транспорта газа ОАО «Газпром» и независи-
мых поставщиков, составляет 1000—1200 км, из которых в замене изо-
ляционного покрытия нуждаются 500-600 км газопроводов.
Ежегодное недовыполнение планируемых объемов капитального ре-
монта магистральных газопроводов компенсируется системным резер-
вом и устранением дефектов по результатам внутритрубной дефектос-
копии, однако, при регулярном недовыполнении планов и программ
ремонта линейной части магистральных газопроводов, системный ре-
зерв постоянно снижается.
В ближайшие годы (5-6 лет), когда средства ЭХЗ не обеспечат необ-
ходимую дополнительную защиту газопроводов из-за дефектов изоля-
ции, что усугубляется систематическими хищениями и грабежом обо-
рудования на трассе, необходимо перейти к широкомасштабной
переизоляции действующих газопроводов (1000—1500 км в год). Это под-
тверждается опытом нефтяников.
гпркртпрмстргш а йот TFYm^nTW pfmotjta t’pvfottpopo пор ОЛО
Объемы ремонта нефтепроводов и продуктопроводов также отстают
от потребности, хотя ремонт нефтепроводов в последние годы заметно
вырос. Так в 1998 г. он составил 1156,5 км, в 1999 г. —1665 км, в 2000 г. —
1400 км. Объем ремонта нефтепродуктопроводов составил в 1998 г. —
108 км, в 1999 г. — 150,4 км.
По экспертным оценкам, 20 тыс. км нефтепроводов АК «Транснефть»
при сооружении были покрыты битумной изоляцией, а 27 тыс. км — пле-
ночной.
Битумная изоляция нормального типа, применяемая в 60-е годы, по
оценкам специалистов, имеет срок службы 8-12 лет, а пленочная -15-
16 лет.
До 1960—1970-х гг. для строительства нефтепроводов использовались
в основном трубы из сталей 17ГС и им аналогичных с относительно не-
высоким сопротивлением коррозии, охрупчиванию, зарождению и рас-
пространению усталостных трещин.
Многочисленными обследованиями технического состояния нефте-
проводов, проводившимися в разные периоды времени с использовани-
ем различных технических средств установлено, что старение изоляци-
онного покрытия, возникновение и накопление дефектов в стенках труб
зависит от почвенно-климатических условий прокладки нефтепроводов,
качества выполнения строительно-монтажных работ и исходных мате-
риалов, условий эксплуатационной загруженности участка трубопрово-
дов и других факторов.
До появления внутритрубной диагностики, применявшиеся тради-
ционные методы обследования и оценки состояния трубопроводов (кон-
трольные шурфовки, измерение потенциалов электрохимзащиты, учет
аварий и их последствий), позволяли получить лишь ориентировочную
оценку их технического состояния, в связи с чем принятие решений по
выбору участков для капитального ремонта было затруднительно.
Статистическая обработка результатов диагностического обследова-
ния ультразвуковыми дефектоскопами «Ультраскан-WM» магистраль-
ных нефтепроводов показала, что количество труб с дефектами не пре-
вышает 40% от общего количества труб; из них количество труб с
опасными дефектами не превышает 0,7% от общего количества труб
(рис. 11.4). С учетом приведенных выше, обобщенных данных этот про-
цент не выше 1,0-1,5. Поэтому до внедрения внутритрубной диагности-
ки, в условиях недостаточности информации в процессе капитального
ремонта по технологии сплошной замены участков трубопровода осуще-
ствлялась замена как дефектосодержащих труб, так и труб, вполне при-
годных к дальнейшей эксплуатации. Это вызвало неоправданные пере-
расходы средств на ремонт.
В настоящее время компания «Транснефть» перешла на выборочный
ремонт трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики, на
разработку и реализацию эффективных технологий ремонта, проведение
910
ГЛАВА
капитального ремонта с заменой труб и изоляции только на участках,
пораженных дефектами, представляющими опасность продолжения эк-
сплуатации.
Средний срок эксплуатации (дет)
Рис. 11.4. Количество труб с опасными дефектами по данным внутритрубной
диагностики в зависимости от срока эксплуатации нефтепроводов
Использование диагностической информации обеспечивает возмож-
ность дифференцированного подхода к проведению ремонта, заключа-
ющегося в рациональном сочетании капитального (со сплошной заме-
ной труб и изоляции) и выборочного ремонтов.
Получение в результате диагностики достоверной информации по
дефектным участкам позволяет при тех же затратах на капитальный
ремонт увеличить протяженность отремонтированных трубопроводов.
У истоков разработки техники и технологии капитального ремонта
стоял Институт проблем транспорта энергоресурсов (ИПТЭР). Проблем-
ными вопросами при капитальном ремонте являются вскрытие трубо-
провода, удаление старой изоляции и нанесение новой. Вскрытие тру-
бопровода с применением обычного ковшового экскаватора и засыпка с
помощью бульдозера надолго выводили зону проведения капитального
ремонта из сельскохозяйственного оборота. Кроме того, использование
этой техники сопровождалось опасностью нанесения механических по-
вреждений трубопроводу.
Получила развитие технология выборочного капитального ремонта
методом вырезки: разработана и с успехом применяется уникальная
отечественная технология вырезки дефектных участков труб с помощью
кумулятивных зарядов, использующих энергию взрывов; разработана
<’ОКГРПТГУТС7Т:()РЛУ !НТ?ТГ?ХНС>.Ф^Г1ШРЕМС)НТ \	/ROW °11
новая передвижная насосная установка для откачки нефти в больших
объемах; освоена эффективная технология освобождения трубопровода
от нефти и очистки отложений с применением гелевой пробки.
За счет выборочного ремонта, начиная с 1997 г. охват капитальным
ремонтом магистральных нефтепроводов «Транснефть» увеличился по
сравнению с 1993 г. в 4 раза.
Компанией «Транснефть» сформирована разветвленная сеть специ-
ализированных ремонтных предприятий, оснащенных современной тех-
никой. Ремонтно-строительные управления (РСУ) магистральных неф-
тепроводов состоят из 58 ремонтно-строительных колонн (РСК). Этими
подразделениями используется эффективная технология проведения
ремонтных работ.
Успешно применяется единственная в мире отечественная техно-
логия капитального ремонта действующих магистральных нефтепро-
водов с заменой изоляционного покрытия без остановки перекачки, что
позволяет не снижать их производительности. Ремонт выполняется с
подъемом трубопроводов диаметром до 700 мм в траншее, а также без
подъема в траншее (методом подкопа) нефтепроводов диаметром 800-
1220 мм. ОАО «Газпром» принял решение заимствовать технологии
«Транснефти» по переизоляции трубопроводов специальными комп-
лексами.
В последнее десятилетие при ремонте успешно применяется высоко-
надежное покрытие «Пластобит», обеспечивающее защиту трубопрово-
дов более 35 лет. Однако ограничением применимости данного покры-
тия является его использование для труб диаметром не более 820 мм в
силу относительно высокой текучести и малой ударной прочности этого
материала.
Для изоляции труб любого диаметра (в том числе 1020,1220 мм) раз-
работаны мастичные покрытия типа «Асмол», свойства которых по-
зволяют наносить их на трубы методом экструдирования.
Разработана новая изоляционная лента типа ЛИАМ (лента изоляци-
онная асмольная модифицированная) с увеличенной (до 1,5 мм) толщи-
ной подклеивающего слоя, что обеспечивает надежную изоляцию труб
при выборочном ремонте нефтепроводов.
Разработаны и освоены современные унифицированные изоляцион-
ные машины по нанесению покрытий этого типа для всех типоразмеров
магистральных нефтепроводов.
11.1.	ДЕФЕКТЫ СТАЛЬНЫХ ТРУБ И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Нормы России регламентируют требования к трубам в части нару-
шения геометрической их формы и допустимых дефектов основного ме-
талла труб и их сварных соединений.

ртт А Т> л VT
Отклонения номинальных размеров наружных диаметров торцов
труб на длине не менее 200 мм не должны превышать значений:
•	для труб с условным диаметром до 800 мм включительно, приве-
денных в соответствующих государственных стандартах;
•	для труб с условным диаметром свыше 800 мм — ±2 мм.
Овальность сечений концов труб не должна превышать 1 %. Для труб
с толщиной стенки 20 мм и более овальность сечений должна быть не
более 0,8 %.
Кривизна образующей трубы (стрелка дуги) должна ограничиваться
1,5 мм на длине образующей 1 м, а общая кривизна трубы должна быть
не более 0,2 % длины трубы.
Нормами РФ не допускаются в основном металле труб трещины, пле-
ны, рванины, закаты, а также расслоения длиной свыше 80 мм в любом
направлении. Не допускаются расслоения любого размера на торцах труб
и в околошовной зоне шириной 25 мм. Допускается зачистка внешних
дефектов труб (кроме трещин) при условии, что остающаяся толщина
труб после зачистки не выходит за пределы минусовых допусков на тол-
щину стенки.
Заводские сварные соединения труб не должны иметь трещин, а так-
же острых углов, подрезов, непроваров и других дефектов формы шва.
Усиление наружного шва должно находится в пределах 0,5—2,5 мм для
труб с толщиной стенки не более 10 мм и 0,5—3,0 мм для стенок труб
толщиной более 10 мм. На концах труб усиление шва должно быть сня-
то на длине не менее 150 мм до высоты >0,5 мм. Смещение наружного и
внутреннего слоев заводского шва — не более 20% толщины стенки при
ее номинальной толщине до 16 мм и 15% — при толщине свыше 16 мм.
Смещение свариваемых кромок не должно превышать 10% номиналь-
ной толщины стенки трубы.
Нормы РФ по сооружению МТ содержат требования по ограничению
допустимых размеров дефектов, возникающих в трубах и в трубопрово-
де в процессе транспортировки труб и производства сварочно-монтаж-
ных работ. Так, в гнутых отводах, получаемых способом холодной гиб-
ки, овальность поперечных сечений не должна превосходить значений:
•	2% - для концов труб;
•	2,5% — для гнутой части трубы.
В сжатой зоне гнутых отводов допускаются плавные гофры (образу-
ющиеся в процессе холодной гибки) высотой, не превосходящей толщи-
ны стенки трубы, но не более 10 мм.
Допускается правка плавных вмятин на торцах труб глубиной до 3,5%
диаметра трубы и деформированных концов труб с помощью безударных
разжимных устройств. При этом правка на трубах из сталей с норматив-
ным временным сопротивлением < 539 МПа допускается без подогре-
ва при положительной температуре окружающего воздуха. Правка труб
из этих сталей при отрицательной температуре разрешается только при
'XH’TE	ТЭ^'Л</^ХТ'Т' л ггтэлтг^пттпоппттлуо си '>
подогреве до температуры 100-150°С. Для труб из сталей /?н > 539 МПа и
более правка разрешается только с подогревом до 150-200°С независимо
от температуры окружающего воздуха. Участки труб и торцы с вмятина-
ми глубиной более 3,5% диаметра трубы, а также с вмятинами меньшей
глубины, но имеющих надрывы металла, необходимо вырезать.
В кольцевых монтажных сварных швах допускается смещение кро-
мок на величину до 20% толщины стенки трубы, но не более 3 мм при
дуговых методах сварки и не более 2 мм — при стыковой сварке оплавле-
нием.
11.2.	ВЛИЯНИЕ ПОВЕРХНОСТНЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ НА ПРОЧНОСТЬ
И БЕЗОПАСНОСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Анализ статистики разрушений магистральных трубопроводов при
эксплуатации и испытаниях показывает, что одной из распространен-
ных причин является повреждение сплошности поверхности труб, ко-
торое возникает при их транспортировке к месту строительства и в стро-
ительном процессе, а также в период эксплуатации.
По данным Госгортехнадзора, охватывающих 1990—2000 гг., аварий-
ные ситуации на магистралях, возникшие за счет механических повреж-
дений трубопроводов, составляли 19%.
По зарубежным данным, механические повреждения третьими ли-
цами (сторонними организациями) также провоцируют наиболыпе ко-
личество аварий на магистральных трубопроводах.
Американская газовая ассоциация провела анализ статистики раз-
рушений, в том числе из-за повреждения поверхности при эксплуата-
ции и испытании перед сдачей в эксплуатацию, и установила, что такие
разрушения достигают почти 50% от общего количества.
Механические повреждения труб: царапины, задиры, надрезы и вмя-
тины - могут возникать при их транспортировке, складировании, по-
грузке и разгрузке без специальных захватов, а также на трубопрокат-
ных заводах.
При эксплуатации повреждения возникают от транспортных
средств и сельскохозяйственных механизмов, при работе строитель-
ной техники, при ремонте трубопроводов или сооружении объектов
вблизи магистралей. Кроме того, при эксплуатации повреждения свя-
заны с коррозионными повреждениями поверхности и эрозионным из-
носом. Коррозионные повреждения классифицируют на одиночные
(каверны), групповые (каверноз) и коррозионные по площади (плас-
товая коррозия).
Расчет трубопроводов на прочность при их проектировании не учи-
тывает влияние дефектов возникающих в процессе эксплуатации (см.
гл. IV).
°14
ГЛАВА VI
He существует методов учета влияния на прочность трубопроводов
поверхностных повреждений, хотя вклад их в общую картину разруше-
ний значительный. Для каждого дефекта или сочетаний дефектов в оп-
ределенном сечении трубопровода должна производиться оценка проч-
ности.
Магистральные трубопроводы являются тонкостенными конструк-
циями с отношением
5	11
D 15 ‘ 100'
(1.11)
Методы прочности расчета предусматривают, что в бездефектном
трубопроводе пластические деформации не возникают, т. е. внутренние
напряжения в них не превышают предела текучести. Поверхностные
повреждения труб играют роль концентраторов напряжений, вокруг
которых возникают повышенные локальные напряжения. Исследова-
ниями многих ученых было доказано, что большая часть разрушений
трубопроводов происходит от острых продольных или тупых надрезов,
оканчивающихся остроконечной краевой микротрещиной.
Среди множества факторов, снижающих работоспособность трубо-
проводов, существенное значение имеет наличие в материале труб и свар-
ных соединений всевозможных дефектов, которые не были обнаруже-
ны или не могли быть обнаружены современными средствами контроля
и при испытаниях. Более того, размеры многих дефектов не попадают
под запрещения норм, хотя, в конечном итоге, они могут выступать кон-
центраторами напряжений.
Поэтому традиционные оценки прочности трубопроводов, основан-
ных на системе коэффициентов запаса прочности, следует дополнить
новыми оценками предельного состояния трубопроводов, в том числе по
критериям трещиностойкости.
Для описания безопасной работы трубопровода необходимо харак-
теризовать трещиностойкость сталей при статическом нагружении, оп-
ределяемом по старту трещины и на стадии ее докритического роста, а
также установить критические размеры дефектов, определяющих ус-
ловия перехода трещины к лавинному развитию. В условиях динами-
ческого нагружения трубопроводов еще более важна оценка их трещи-
ностойкости, включая момент старта трещины, ее распространение и
остановку.
В процессе эксплуатации дефекты, не обнаруженные средствами кон-
троля и при испытании, по окончании строительства под действием из-
менения схемы нагружения, старения материалов и др. факторов, в том
числе и малоизученных, могут достигать критических размеров и про-
воцировать разрушение. Практика эксплуатации трубопроводов знает
тому множество примеров.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ ™5
Как показали исследования Института проблем прочности Нацио-
нальной Академии Украины, наиболее приемлемым критерием для ис-
следования сопротивления разрушению трубных сталей является кри-
терий критического раскрытия трещины.
Требования к стали по трещиностойкости сводятся к недопущению
зарождения вязкой трещины при действующих в стенках трубопровода
напряжениях, а также гарантии самоостановки процесса разрушения
трубопровода по достижении трещиной определенной длины.
Микротрещины зарождаются в местах несовершенства структуры
типа металлических включений и выделения второй фазы, на границах
зерен и в местах других дефектов, понижающих локальную прочность
стали до некоторого уровня о, получившего название критического ло-
кального напряжения скола. По существу, это то минимальное растя-
гивающее напряжение, которое требуется для возникновения микротре-
щины в данном слабом месте структуры.
Независимо от качества стали обязательно обнаружится среди мно-
гих составляющих структуры наиболее слабый элемент, который и бу-
дет контролировать, определять ее трещиностойкость, способствуя наи-
более раннему зарождению разрушения.
Исследования стали 17Г1С и стали контролируемой прокатки
10Г2БТ показали, что последняя допускает более высокий уровень пла-
стической деформации без снижения сопротивления разрушению до
критического значения.
Предложена количественная оценка степени снижения вязкости
разрушения металла труб в местах механических повреждений и воз-
можностей концентрации пластических деформаций в зоне сварных
соединений при экспандировании. Поэтому высокий исходный уровень
вязкости разрушения трубных сталей далеко не всегда может гаран-
тировать достаточную работоспособность магистральных трубопрово-
дов. Важно при этом исключить возможность локального пластичес-
кого деформирования металла в процессе изготовления труб и их
эксплуатации.
В этом плане потребуется реально ужесточить требования к техноло-
гическим, строительным и эксплуатационным повреждениям металла
труб.
Применительно к эксплуатируемым магистральным трубопроводам
данные о снижении вязкости разрушения следует использовать для
оценки допустимости обнаруживаемых дефектов и повреждений с по-
мощью экспертной оценки по определенной методике, разработанной
для ПЭВМ на базе современных подходов нелинейной механики.
Исследования Института проблем прочности Национальной Акаде-
мии Украины показали, что основными факторами, определяющими ха-
рактер процесса разрушения, является глубина дефекта, уровни напря-
жений, соответствующие наступлению «общей» текучести в оболочке
91G
ГЛЛВЛ XT
с поверхностным и сквозным дефектами, а также сопротивление метал-
ла зарождению вязкого разрушения и переходу трещины в нестабиль-
ное состояние.
Достаточно высокий уровень вязкости разрушения исходного метал-
ла не всегда гарантирует необходимую работоспособность магистраль-
ных газопроводов. Так, вязкость разрушения отдельных трубных ста-
лей (17Г1С и др.) на стадиях зарождения вязкой трещины и ее перехода
в нестабильное состояние существенно снижается в результате пласти-
ческого деформирования металла в местах механических повреждений
и возможностей локализации пластических деформаций в зоне сварно-
го соединения при эксплуатации труб.
ВНИИСТом в зависимости от геометрических характеристик (раз-
меров) различных дефектов и повреждений стенки трубы магистраль-
ных трубопроводов диаметром от 820 до 1420 мм приведена общая их
классификация.
Дефекты механического происхождения.
Царапины на внешней поверхности тру-
бы (риски). Края царапины зазубрин не име-
ют. Форма поперечного сечения царапины
приближается к треугольной или трапецие-
видной и может изменяться по длине. На-
правление относительно продольной оси тру-
Рис. 11.5. Схема определения бопровода произвольное (рис. 11.5). Форма
ориентации царапины:	царапины на поверхности трубопровода мо-
у - угол между осями трубы жег быть прямолинейной и криволинейной,
и царапины	Контактные напряжения достигают разру-
шающих значений. Повреждение (появление царапины) произошло при
однократном взаимодействии «индентора» с поверхностью.
Задиры. В отличие от царапины задир имеет зазубренные края и мень-
шую кривизну дна. Геометрические характеристики задиров те же, что и
Рис. 11.6. Схема определения
площади забоины:
аг - длина забоины; &г - ширина
забоины; F — площадь забоины;
Забоины - повреждения, имеющие
острые края. В зависимости от характе-
ра и силы удара забоины могут иметь
различную форму, площадь и глубину
(до 4 мм), при этом в стенке трубы воз-
никают значительные напряжения, ос-
таточные от локальных пластических
деформаций стенки. Площадь забоины
F условно определяется как произведе-
ние наибольшего линейного размера
(длины) а± на наибольшую ширину Ь±
(рис. 11.6).
Г’гп , л Хилт? rpjpvfto тгпгт^Ч Р'Е’МПНТ A TPVPOTTpnponrYR	017
Вмятины — повреждения, характе-
ризующиеся плавным сопряжением
поверхностей, образующих углубление
на поверхности трубы. При вмятинах
сплошность металла трубы не наруша-
ется. Площадь вмятин не регламенти-
руется. Вмятины глубиной до 50 мм
подлежат выправлению, а участки труб
с вмятинами более 50 мм удаляются.
Схема определения глубины вмятины
представлена на рис. 11.7.
Эрозионное повреждение внутрен-
ней поверхности трубопровода - по-
Рис. 11.7. Схема определения
глубины вмятины:
R — радиус трубы;
8 — толщина стены трубы;
t* - глубина вмятины
вреждение внутренней поверхности стенки трубы, представляющее со-
бой последовательное разрушение поверхностного слоя стенки под
влиянием механического (или электромеханического) воздействия взве-
шенных в движущемся потоке жидкости твердых частиц. При преобра-
зующем действии твердых частиц имеет место механическая эрозия. По
характеру воздействия на металл адекватна абразивному износу, сопро-
вождающемуся процессами: истирания и, следовательно, локального
или общего утонения стенки; поверхностного трещинообразования и,
следовательно, местной потери прочности стенки.
Лыска на внешней поверхности трубы - повреждение, появляюще-
еся в результате динамического воздействия на трубу рабочих органов
станков при механической обработке (снятие грата, зачистка дефектов
и т. д.). Происходит равномерное на большой площади утонение стенки
трубы.
Дефекты коррозионного происхождения.
Сплошная коррозия — коррозия, охватывающая обширную по пло-
щади поверхность металла трубы. Равномерная сплошная коррозия
протекает с одинаковой скоростью по поверхности подвергнутой корро-
зии, а неравномерная — с неодинаковой скоростью на различных участ-
ках корродирующего металла.
Местная коррозия - коррозия, охватывающая отдельные участки
поверхности металла. Местная коррозия в виде отдельных точечных
поражений — точечная коррозия. Местная коррозия в виде отдельных
пятен — коррозия пятнами. Местное коррозионное повреждение, имею-
щее вид отдельной раковины. Линейная коррозия — коррозионные язвы,
расположенные по одной линии на малом расстоянии (порядка несколь-
ких диаметров раковины) друг от друга.
Межкристаллическая коррозия - коррозия, распространяющаяся
по границам кристаллов (зерен) металла.
Q]R
ГЛАВА XI
Дефекты технологического происхождения (прокат).
Вмятина (не смешивать с вмятиной механического происхожде-
ния) — отдельное местное углубление различной величины и формы, об-
разовавшееся от вдавливания валками неудаленной окалины, металли-
ческой крошки или случайных ударов.
Включение — загрязнение, металлическое или неметаллическое, раз-
личной величины и формы, отличающееся от основного металла микро-
структурой, химическим составом и механическими свойствами и вы-
зывающее нарушение сплошности поверхности.
Окалина — окислы металла, расположенные по всей поверхности или
на отдельных ее участках, образовавшиеся в процессе охлаждения на-
гретого металла.
Трещина - узкий разрыв металла, проникающий вглубь, имеющий
любое направление на поверхности изделия. Причинами появления тре-
щин могут быть различные факторы (дефекты слитков или литых сля-
бов, напряжения при охлаждении, термические напряжения и др.).
Пузырь — вздутие различной формы на поверхности изделий.
Раскатанный пузырь — тонкое прямолинейное нарушение сплошно-
сти поверхности, образовавшееся из наружного или подкоркового пу-
зыря.
Плена — отслаивание металла различной толщины и размера, чаще
всего языкообразной формы, вытянутое в направлении прокатки и со-
единенное с основным металлом одной стороной. Нижняя поверхность
плены и образованное углубление окислены.
Расслоение — несплошности в слоях внутри проката. Поверхность
металла в расслоении окислена.
Закат - расслоение, выходящее на поверхность листа.
Вкат — единичное включение в металл трубы. Размер включения
соизмерим с наименьшим размером проката.
Сегрегация — скопление неметаллических включений в определенных
слоях проката.
Царапины — механическое повреждение поверхности произвольно
направленное, образовавшееся при складировании и транспортирова-
нии труб.
Риска - предельная канавка, образовавшаяся от царапанья поверхнос-
ти металла наварами и другими выступами на прокатном инструменте.
Подрез — продольный порез металла буртами валков при односторон-
нем перекрытии калибра, располагающийся по всей длине на отдель-
ных участках поверхности.
В местах продольных и тупых надрезов могут возникать максималь-
ные локальные напряжения, превышающие предел текучести металла
и расчетные номинальные напряжения в конструкции, разрушение ко-
торой начинается при низких номинальных напряжениях. Отдельные
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 919
конструкции разрушаются при номинальных напряжениях, не дости-
гающих предела текучести. Это указывает на недостаточность класси-
ческих расчетов и необходимость учета поведения металла в «критичес-
кий» момент напряжения, т. е. количественной оценки номинальных
разрушающих напряжений, не превышающих предела текучести в за-
висимости от размера дефекта, размеров сечения, вида нагружения и
свойств материала.
Исследователи Гриффитс, Зенер и Холломан определили предельное
напряжение сквозной трещины в идеально хрупком теле. Орован и Ир-
вин впервые отметили, что существенное увеличение местных напря-
жений и деформаций в зоне трещины и возникновение пластических
деформаций в металле при напряжениях, превышающих предел теку-
чести, являются причиной образования зон пластичности в вершине
трещин при весьма ограниченных уровнях номинальных напряжений
и способствуют перераспределению напряжений и деформаций в упру-
гой и упругопластической деформированных зонах.
Ирвином, Андерсеном, Силливаном, Хан и Даффи на основе реше-
ний в упругих и упругопластических деформированных зонах получе-
ны поправки размера пластической зоны для сквозной трещины в полу-
бесконечных пластиках, т. е. для плоского напряженного состояния.
Однако появилась необходимость в экспериментальном определении
размеров этой зоны, так как под поверхностным надрезом реализуется
состояние плоской деформации, и полученные в результате данных ис-
следований зависимости для поправок определения размера пластичес-
ких зон неприемлемы. До начала процесса разрушения необходимо дос-
тигнуть предельной пластической деформации в достаточно большом
объеме, которая определяется упругими напряжениями, окружающи-
ми пластическую зону и являющимися мерой напряжений и деформа-
ций внутри пластической зоны. Напряжения и деформации определя-
ют через коэффициент интенсивности К, а достижение его критической
величины — Кс свидетельствует о начале роста дефекта и может служить
критерием допустимых размеров дефектов. Для наиболее жестких ус-
ловий нагружения Кс минимально.
Коэффициент интенсивности К можно определить как предельный
коэффициент концентрации упругих напряжений при стремлении ра-
диуса закругления концентратора с к нулю. Поэтому возникла необхо-
димость в определении концентрации напряжений в стенке трубопро-
вода под острым продольным надрезом.
Исследователи Дж. Нейбер, Н.Н. Давиденков, Г.В. Ужик, Кунц, за-
нимаясь изучением влияния несквозных концентраторов напряжений
в виде выточек, выглушек, гиперболических надрезов, определили не-
обходимые коэффициенты концентрации упругих напряжений у кон-
центраторов с плавными очертаниями. Практические коэффициенты
упругих напряжений можно получить для концентраторов с радиусами
закругления больше 0,3 мм.
920
ГЛ^РЛ XT
Разрушения трубопроводов, связанные с поверхностными наруше-
ниями, происходили от надрезов с радиусам меньше 0,3 мм. Поэтому
возникла необходимость в экспериментальном изучении распределения
полей упругих напряжений и получении коэффициента концентрации
дефектов с радиусами закругления меньше 0,3 мм. Такие эксперимен-
тальные исследования были выполнены канд. техн, наук Г.Ф. Проко-
фьевой. Ею исследовались характер распределения упругих и пласти-
ческих напряжений под надрезом в зависимости коэффициентов
концентрации напряжений от геометрии трубы и параметров надреза,
изучались также зоны влияния надреза и размеры пластических зон под
ним.
Для исследования упругих полей напряжений был выбран поля-
ризационно-оптический метод, позволяющий полно исследовать рас-
пределения напряжений в сечении трубы и определять напряжения
в точках, расположенных на небольших (0,1 мм) расстояниях друг от
друга.
Критерий оценки поверхностных надрезов и коррозионных каверн
можно определить на основе использования закономерностей линейной
механики разрушения с введением поправочных коэффициентов, полу-
ченных на основе экспериментальных данных по концентрации упру-
гих напряжений и размеров пластических зон. Установлено, что влия-
ние острого продольного надреза в радиальном направлении по сечению
трубы перестает сказываться на расстоянии 28 от вертикальной оси над-
реза, на продолжении надреза вдоль образующей трубы - на расстоянии
38 от его краев.
Коэффициент концентрации напряжений не зависит от диаметра
трубы, а зависит прямо пропорционально от толщины стенки трубы.
При углах раскрытия дефектов от 0 до 60° коэффициент концентра-
ции напряжений является практически постоянным, а при углах рас-
крытия больше 60° уменьшается. С увеличением глубины надреза или
уменьшением его радиуса закругления коэффициент концентрации на-
пряжения увеличивается по степенной зависимости. Глубина и ради-
ус закругления надреза влияют только на градиент напряжений в ло-
кализованной у надреза зоне, равной половине радиуса закругления,
и практически не влияют на распределение напряжений в остальной
части сечения.
Размер пластической зоны вглубь сечения трубы не зависит от ради-
уса закругления надреза. При номинальных напряжениях размер зоны
не превышает 30% глубины дефекта, а при больших напряжениях уве-
личивается до размера, равного глубине дефекта.
Теоретические и экспериментальные исследования позволили оп-
ределить снижение локальной прочности трубопроводов (табл. 11.1).
В таблице приведены данные по снижению прочности напряжений
(и деформаций) при расчете цилиндрических оболочек, подверженных
СОВЕРШ ЕНСТВОВАН ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 921
Таблица 11.1. СНИЖЕНИЕ ЛОКАЛЬНОЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ДИАМЕТРОМ 1420 ММ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ ТРУБЫ Д, ДЛИНЫ 1, И ГЛУБИНЫ ЦАРАПИН t, %					
8, мм	Ц см	t, % от 8			
		10	20	30	40
	5	28	34	41	50
	10	31	41	52	62
6,5	>24	37	—	—	—
	>23	—	51	—	—
	>22	—	-7-	64	—
	>20		—	—	75
	5	27	34	40	48
	10	31	40	50	62
19.5	>26 >25	37	51	*—•	—
	>23	—	*-	64	—
	>22	—		—	75
	5	27	31	39	46
	10	30	39	47	58
	>30	37			—’
Zu	>28	—	51	—	—
	>26		—	64	—
	>24	—	—		75	>
асимметрической нагрузке (теории расчета балок на упругом осно-
вании). Причем определение снижения прочности трубопровода с де-
фектами проведено с учетом работы материала в пластической об-
ласти. Учитывая, что царапины и задиры на поверхности стенки
трубопровода (при одинаковых глубинах и длинах) в равной степе-
ни снижают прочность трубопровода, в дальнейшем будем имено-
вать оба вида дефекта царапиной. Продольная царапина располага-
ется по отношению к образующей трубопровода под углом не более
45°, поперечная — не менее 45°. Расчетная длина продольной цара-
пины равна проекции фактической длины на образующую трубопро-
вода, поперечной царапины — проекции фактической длины на ок-
ружность (табл. 11.2).
Всесоюзным научно-исследовательским институтом по строи-
тельству магистральных трубопроводов (ВНИИСТ) выполнены рас-
четы по определению влияния коррозионного поражения (каверны)
стенки на прочность трубопровода (табл. 11.3). При этом исходили
из того, что форма каверны в разрезе представляет собой полуокруж-
ность (рис. 11.8).
При определении влияния утонения стенки по площади на сниже-
ние прочности трубопровода геометрию дефекта принимают как пора-
жение по площади (рис. 11.9).
922
ГЛАВА XI
Таблица 11.2. ДЛИНЫ ПОПЕРЕЧНЫХ ЦАРАПИНЫ, СООТВЕТСТВУЮЩИХ
ПОТЕРЕ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА НА 20%, СМ
(Dx8), мм	t, % от 8		
	20	30	40
1020x9	60	45	35
1020x12		45	30	25
1020x14	35	25	20
1220x11	60	45	35
1220x14	40	30	23
1220x16	28	20	14
1420x16,5	30	25	20
1420x19,5	10	10	10
1420x25	Не допускается	Не допускается	Не допускается
Таблица 113. ЛОКАЛЬНАЯ ПРОЧНОСТЬ МАГИСТРАЛЬНЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ
КРАЯМИ ЯЗВ IИ ГЛУБИНЫ КОРРОЗИОННОГО ПОРАЖЕНИЯ t НА
ПОВЕРХНОСТИ ТРУБЫ, %
/ <2
- 7 -
vM	10	20	30	40	50	60	70
2	6	12	18	23	29	36	43
3	6	11	16	21	26	31	36
4	6	11	15	19	24	28	32
5	6	11	15	19	22	26	30
6	6	10	14	18	21	25	28
7	6	10	14	17	21	24	27
8	6	10	14	17	20	23	26
9	6	10	14	17	20	23	25
10	6	10	14	17	19	22	25
Одиночные каверны	5	9	12	14	16	18	19
COBEP i 11EHCTBOBA»< HE ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОJ1 OB 923
Рис. 11.8. Геометрия коррозионной каверны стенки трубопровода:
d = 2t - диаметр каверны; t - радиус (глубина) каверны;
а = 8-Z - толщина стенки трубы под каверной;
8 — толщина стенки трубы
Рис. 11.9. Геометрия дефекта - коррозионное поражение по площади:
I - длина пораженного участка вдоль образующей трубы;
DH - наружный диаметр трубы; 8 - толщина стенки трубы;
<р = 0,14 рад - угол, определяющий размер пораженного участка;
J18 — толщина стенки трубы в месте коррозионного поражения
Ремонт действующего нефтепровода без подъема.
Ремонт нефтепроводов без подъема трубопровода и остановки пере-
качки нефти обеспечивает огромный экономический выигрыш. При
подъеме трубопровода не гарантируется сохранение целостности труб и
сварных стыков, что не позволяет говорить о последующей безопаснос-
ти эксплуатации трубопровода. Поэтому в рамках межгосударственной
научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный
транспорт» разрабатывалась технология выполнения ремонта нефтепро-
водов без подъема с обеспечением допустимых напряжений в стенках
трубы и сохранением проектного положения трубопровода без промеж-
трубной поддержки.
Предприятие «Приднестровские магистральные нефтепроводы» совме-
стно с АК «Транснефть» реализовали идею создания новой технологии в
серии специальных машин безопасного ремонта магистральных трубопро-
водов. При этом ставилась задача снизить себестоимость и увеличить про-
изводительность ремонта трубопроводов без подъема и поддержки.
924
ГЛАВА XI
Таблица 11.4. СНИЖЕНИЕ ЛОКАЛЬНОЙ ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ					
ДИАМЕТРОМ 1420 ММ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ					
	ГРУБЫ Д, ДЛИНЫ 1И ГЛУБИНЫ ПОРАЖЕНИЯ t, %				
8, мм	4 см	/, % от 8			
		10		30	40
			20		
	5	15	24	30	38
	10	21	33	42	52
16,5	>24	28	—	—	—
	>23		43	—	—
	>22	—‘	—	56	—
	>20		—	—	68
	5	14	24	30	37
	10	20	30	39	50
19,5	>26	28	—	—	"Г—
	>25	—	43	—	
	>23	*—	—	53	”—
	>22	—		—	68
	5	14	23	29	35
	10	19	29	36	48
ЭЛ	>30	28	-Г-	*—’	—
	>28	—	43		—
	>26	—	—	56	
	>24		—	—	68
На машиностроительных заводах ВПК Украины был изготовлен ком-
плекс землеройной техники для капитального ремонта магистральных
трубопроводов (рис. 11.10).
Новая технология концептуально отличается от известных, гаран-
тируя сохранность трубопровода при ремонте. Темп выполнения работ
возрастает в 5—7 раз, объем земляных работ уменьшается на 35—45%.
Гарантию сохранности трубопровода обеспечивает применение на зем-
леройных машинах систем автоматического контроля и управления
рабочим процессом непрерывного действия.
Новая технология позволяет производить ремонт без трубоукладчи-
ков при длине вскрытого участка в пределах 20—24 метров в зависимос-
ти от диаметра трубопровода. При этом напряжения в стенках участков
трубопровода с размещенными на ней очистной и изоляционной маши-
нами не превосходили допустимых.
Землеройный комплекс включает 4 землеройные машины для по-
слойной разработки грунта (МПРГ-1), для вскрытия трубопроводов
(МПР) и машины для засыпки и подбивки грунта под трубопровод (МП).
Комплекс предназначен для ремонта газо- и нефтепроводов диа-
метром 530-1220 мм. Эксплуатационная производительность колон-
ны, оснащенной такой техникой, в несколько раз превышает произ-
водительность работ традиционным способом. Например, при ремонте
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 925
Рис. 11.10. Комплекс землеройных машин
для капитального ремонта магистральных трубопроводов
трубопровода диаметром 720 мм значение показателя производитель-
ности составляет 80-100 пог. м в час, в зависимости от категории раз-
рабатываемого грунта.
Первой движется машина для послойной разработки грунта МПРГ-1
(рис. 11.11а, б). Автоматика обеспечивает следование машины по оси тру-
бопровода, а также контролирует величину заглубления рабочего органа
и расстояние его до трубопровода, полностью исключая возможность по-
вреждения.
Двигаясь вдоль оси трубопровода, машина снимает верхний плодо-
родный слой грунта и складирует его в отдельный бруствер в стороне от
отработанной выемки; при этом ширина полосы отвода существенно
уменьшается.
Производительность машины в несколько раз превышает произво-
дительность бульдозера, который тоже можно использовать для выпол-
нения работ по снятию верхнего слоя грунта. Однако здесь есть суще-
ственное различие: при копании грунта машина МПРГ-1 движется, не
пересекая нитку трубопровода, а бульдозер работает челночным мето-
дом поперек трубы.
За машиной МПРГ-1 следует машина МВТ для вскрытия трубопро-
водов сверху и по бокам, обеспечивая окончательное вскрытие трубо-
провода (рис. 11.12а, б). При работе МВТ с трубопроводами большого
926
ГЛАВА XI
Рис. 11.11. Машина для послойной разработки грунта (МПРГ-1):
а) транспортное положение; б) рабочее положение
диаметра объем вынимаемого грунта уменьшается в 2 раза по сравне-
нию с традиционным методом вскрытия трубопроводов одноковшовым
экскаватором. Машина может проходить повороты трубы радиусом до
60-ти ее диаметров. Она также имеет электронный контроль макси-
мального отклонения от оси трубы по горизонтали и контроль глуби-
ны копания.
Рис. 11.12. Машина для вскрытия трубопровода сверху и по бокам МВТ:
а) транспортное положение; б) рабочее положение
Механика и автоматика машины исключает возможность повреж-
дения трубопровода при проведении ремонтных работ. В полевых усло-
виях машина может быть переналажена для работы на трубопроводе
другого диаметра от 500 до 1220 мм в течение нескольких часов.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 927
Вслед за машиной для вскрытия трубопроводов с помощью специ-
ального ходового механизма по трубе перемещается самоходная ротор-
ная подкапывающая машина МПР (рис, 11.13а, б). Грунт под трубой
разрабатывается приводными полуфрезами и перемещается в предва-
рительно подготовленные углубления. Конструкция машины исключа-
ет задевание тела трубы зубьями вращающихся фрез. Машина МПР ис-
ключительно проста и надежна в работе, способна функционировать в
переувлаженных грунтах.
Рис. 11.13. Самоходная роторная подкапывающая машина МПР:
а) транспортное положение; б) рабочее положение
После вскрытия трубопровода машиной МПР за ней следуют очист-
ная и изоляционная машины, которые обеспечивают снятие старой изо-
ляции с трубы и последующее нанесение на нее нового изоляционного
покрытия. Следует отметить, что параметры выемки, разработанной
вокруг трубы, позволяют использовать отечественные и зарубежные
машины для очистки и изоляции трубопровода. Период очистки и на-
несения нового изоляционного покрытия должен соответствовать тем-
пу подбивки и засыпки трубопровода.
Специальная подбивочная машина МП (рис. 11.14) производит за-
сыпку грунта под тело трубы и его необходимое уплотнение, исключа-
ющее наличие пустот и осадку в процессе эксплуатации. Автоматика
данной машины обеспечивает точное позиционирование механизма уп-
лотнения грунта относительно оси трубопровода. В процессе работы
также автоматически задается шаг и усилие уплотнения грунта под
трубой.
На основе трехлетнего опыта эксплуатации машин была выполнена
их модернизация. Новые машины обеспечивают требуемую надежность,
увеличен срок их эксплуатации, расширены технологические возмож-
ности, улучшены эксплуатационные и эргономические качества комп-
лекса.
Существенно расширены технические возможности, повышена надеж-
ность функционирования и точность системы автоматического управления
928
ГЛАВАХ!
и контроля над рабочим процессом машин. Машины оснащаются « черным
ящиком», фиксирующим все действия обслуживающего персонала в про-
цессе выполнения работ. Модем обеспечивает надежную связь с централь-
ным диспетчерским пунктом на расстоянии до нескольких сот километ-
ров, откуда можно управлять работой колонны, получать информацию о
ходе выполнения заданий и вносить соответствующие коррективы.
Рис. 11.14. Подбивочная машина (МП) для засыпки
и уплотнения грунта под трубой
Существенно упрощен процесс перевозки машин трейлерами или же-
лезнодорожным транспортом; транспортные скорости машин также уве-
личены до 4,2 км в час. Машины комплекса максимально унифицированы
между собой - коэффициент унификации достигает 70%, что существенно
упрощает и удешевляет их эксплуатацию и техническое обслуживание.
В целом необходимо отметить, что описанный комплекс землерой-
ных машин намного опережает мировые разработки, обеспечивает вы-
сокую эффективность ремонтных работ, безопасность их выполнения на
действующем нефтепроводе без промежуточной поддержки ремонтиру-
емого участка.
В разработке комплекса участвовал научно-исследовательский и тех-
нический центр «Ротор» (Украина).
COBEPI11EHCTBOBAI1ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 929
Заводом «Транснефтетат», ОАО «Верхневолжскнефтепровод» выпус-
кается серия машин для ремонта трубопроводов, в том числе для сня-
тия старой изоляции (ОМ-Э), для нанесения грунтовки (МГ) и для би-
тумно-мастичной изоляции.
Унифицированная электроприводная очистная машина ОМ-Э с рез-
цами на гибких связях предназначена для удаления всех видов изоля-
ционных покрытий с трубопроводов диаметров 429—1220 мм, а также
очистки металла трубопровода (рис. 11.15).
Рис. 11.15. Очистная машина ОМ-Э.Технические характеристики
Машина	ОМ-53ОЭ	ОМ-82ОЭ	ОМ-122ОЭ
Диаметр трубопровода, мм Установленная мощность электродвигателей, кВт	429-530 25	720-820 48	10204220 48
Машина грунтовочная МГ предназначена для очистки щетками по-
верхности трубы от пыли, грязи и праймирование наружной поверхно-
сти трубопроводов. Она входит в состав комплекса машин для изоляции
трубопровода горячим мастичным материалом. При установке шпуле-
держателей серии ШИМ машина может использоваться для изоляции
трубопроводов полимерной плёнкой по схеме 1 + 1 или 2 + 1.
В последние годы с участием ВНИИСТа разработано комбинирован-
ное защитное покрытие на основе битумно-полимерной мастики и тер-
моусаживающейся ленты для изоляции нефтепроводов диаметром до
1220 мм включительно (ТУ 5775-001-01297858-00).
930
ГЛАВА XI
Конструкция покрытия включает:
1-й слой — полимерный праймер заводского изготовления, наноси-
мый на очищенную от следов коррозии поверхность трубы.
2-й слой — битумно-полимерная мастика толщиной не менее 3 мм по
всему периметру трубопровода. Температурные режимы условий нане-
сения покрытия расширены до 20°С, что дает возможность круглогодич-
ного проведения работ и значительно увеличить объемы по замене изо-
ляционного покрытия.
3-й и 4-й слой — защитная термоусаживающаяся полимерная лента.
Предлагаются также изоляционные покрытия с применением поли-
мерной пленки, наносимой в заводских условиях мастичным слоем.
Разработаны и начинают внедряться пленки в комбинации с поли-
мерными мастиками. Применение полимерных мастик «Битэп» и
«Транскор» дало возможность увеличить адгезионные свойства этих
комбинированных пленок в 1,5 раза по сравнению с ранее применявши-
мися пленками и расширить температурные режимы нанесения покры-
тия такой конструкции.
На рис. 11.16 показан процесс нанесения комбинированного мастичного
изоляционного покрытия на магистральный нефтепроводдиаметром 1220мм.
Большой интерес для ремонта трубопроводов, особенно с целью вос-
становления защитных свойств покрытий до проектных параметров,
представляет целый ряд предложений зарубежных фирм.
Рис. 11.16. Нанесение комбинированного мастичного изоляционного
покрытия для магистральных нефтепроводов, включая диаметр 1220 мм
COBEPI1IEHCTBOBAI1ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 931
Для примера назовем антикоррозионную систему на основе лент не-
мецкой фирмы DENSOLEN S/ST и R/Т. Это ленты холодного нанесения.
По качеству и другим показателям они не уступают всем видам заводс-
кого покрытия.
Из разных систем DENSOLEN отдается предпочтение 3-слойным по-
крытиям DENSOLEN S и ST. Они имеют основу из полиэтилена» на ко-
торой с обеих сторон нанесён слой из бултилкаучука.
Особенность антикоррозионных покрытий DENSOLEN - это свой-
ство» благодаря эффекту когезии, срастаться в зоне нахлестки так» что-
бы образовался однородный» шлангообразный слой, который, благода-
ря пластинчатой структуре, является практически непроницаемым для
электролита, водяного пара и кислорода. Тем самым обеспечивается
очень надежная механическая защита.
Адгезивная стойкость (мета л л/праймер/лента) составляет 25 н/10
мм, удельное электрическое сопротивление 108 Ом - м2, прочность на удар
до 20 Н - м. Окружающая температура при нанесении от —40°С до +60°С.
Эксплуатационная температура -60°С + +100°С.
11.3.	СПОСОБЫ РЕМОНТА ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДОВ
В настоящее время имеется большое количество технологий ремон-
та магистральных трубопроводов, которые условно могут быть сведены
к 5 основным методам (рис. 11.17):
—	вырезка дефектных участков труб и врезка новых;
—	ремонт в местах аварий и утечек с помощью наложения заплат,
хомутов, прижимных устройств;
—	ремонт при помощи полноохватывающих стальных муфт, устанав-
ливаемых на дефектные участки трубопровода;
—	намоточные ремонтные конструкции (бандажирование) из компо-
зиционных материалов или стальной проволоки, ленты;
—	ремонт мелких дефектов на наружной поверхности трубы — шли-
фовка, заварка (наплавка).
Методы аварийного ремонта.
Методы аварийного ремонта нефтепроводов (наложение заплат, хому-
тов, прижимных устройств, забивка чопиков) могут рассматриваться
только как экстренные, временные методы для ликвидации аварийных
ситуаций. В течение 1 года участки с дефектами, отремонтированные (по
РД 39-110-91) с помощью аварийной ремонтной конструкции, должны
быть вырезаны или отремонтированы другими методами постоянного
ремонта.
Рис. 11,17. Классификация основных методов ремонта магистральных трубопроводов
932	ГЛАВА XI
СОБЕРИ IEHCTBOBAI ]ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 933
ПОЛНООХВАТЫВАЮЩИЕ В 80-х гг. для ремонта действующих
СТАЛЬНЫЕ МУФТЫ	трубопроводов стали применять конст-
рукции полноохватывающих сталь-
ных муфт, монтируемых без остановки перекачки. За рубежом исследо-
вания работоспособности муфт проводились Институтом Баттеля (США),
компанией «British Gas» (Великобритания). Отечественные конструк-
ции разрабатывались и исследовались в ИЭС им. Патона (Киев), ИПТЭР
(Уфа), ВНИИСТ (Москва).
Муфты состоят из 2-х цилиндрических полумуфт, которые устанав-
ливаются на ремонтируемую трубу, полностью охватывая ее. Затем обе
полумуфты свариваются встык продольными швами, с предваритель-
ной разделкой кромок или же соединяются накладкой, которая прива-
ривается к полумуфтам угловыми швами внахлест.
В зависимости от типа дефекта, его опасности, геометрических пара-
метров (длина, глубина), могут применяться различные по конструкции
и назначению муфты:
— без герметизации (короткие и длинные),
- герметизирующие (приварные): герметичные (короткие и длинные,
с заполнением и без заполнения), галтельные, усиленные, бутылочные.
Каждая из этих муфт предназначена для ремонта дефектов определен-
ного типа и определенной длины. С помощью набора таких муфт могут
быть отремонтированы такие дефекты, как коррозия, царапины, рас-
слоения, дефекты сварных швов, вмятины.
По способу установки на трубопровод конструкции муфт можно раз-
делить на 2 основных типа — приварные и неприварные. В свою очередь,
и те и другие муфты подразделяются на обжимные и необжимные. Не-
приварная обжимная муфта усиливает дефектный участок, но не гер-
метизирует его. Приварные муфты привариваются к трубопроводу гер-
метизирующими кольцевыми швами.
На рис. 11.18 показаны варианты конструкций неприварной и при-
варной обжимных муфт.
Необжимные муфты, устанавливаются с кольцевым зазором и предназ-
начены главным образом для ремонта дефектов, где нельзя поставить об-
жимную муфту — на участках с изгибом или овальностью трубы, на высту-
пах в зоне вмятины или гофра и т. д. Полость между ремонтируемой трубой
и муфтой заполняется антикоррозионной жидкостью (маслом, нефтью) или
твердеющими составами — эпоксидной смолой, цементным раствором. Че-
рез наполнитель часть нагрузки с дефектной трубы передается на муфту. В
варианте жидкостного заполнения, закачку жидкости производят при ос-
тановке перекачки. Конструктивно кольцевой зазор между трубой и муф-
той может обеспечиваться различными способами: за счет толщины сталь-
ного кольцевого воротника, высотой торцевого фланца на краях муфты,
коническим переходом. Одна из конструкций необжимной приварной муф-
ты — бутылочная муфта — приведена на рис. 11.19.
934
ГЛАВА XI
Рис. 11.18. Конструкции обжимных муфт:
А. Неприварная муфта; Б. Приварная муфта
Рис. 11.19. Бутылочная муфта
Для ремонта дефектов кольцевых сварных швов применяются (по
РД 39-110-91) так называемые галтельные муфты (разновидность
приварных муфт), имеющие внутри специальный желоб, в который по-
мещается дефектный сварной шов.
Рассмотренные методы ремонта с установкой стальных муфт имеют
серьезные недостатки:
•	необходимость применения сварки на теле трубопровода, заполнен-
ного продуктом (для приварных муфт);
•	отсутствие универсальности конструкции для дефектов любых ти-
пов;
•	невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных
швах;
•	проблема ремонта труб с овальностью (даже величиной до 1% от
диаметра трубы);
•	возможность возникновения коррозионных процессов в простран-
стве между трубой и муфтой (для приварных муфт), что вызывает необ-
ходимость заполнения этого пространства антикоррозионными жидко-
стями.
Особой разновидностью ремонта с помощью полноохватывающих
муфт является композитно-муфтовая технология (КМТ), которая с
середины 80-х гг. успешно применяется по всему миру при ремонте тру-
бопроводов различного назначения: для перекачки газа, нефти, нефте-
продуктов, химических продуктов.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 935
Эта технология основана на использовании стальных муфт, в кото-
рых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется композитным
составом, затвердевающим в течение 24 часов. Затвердевший композит-
ный состав передает от трубы к муфте часть нагрузки внутреннего дав-
ления, тем самым обеспечивая частичное восстановление прочности тру-
бопровода в зоне дефекта.
Применяют 2 типа ремонтных муфт. Ремонтная муфта со сварным
соединением (рис. 11.20) состоит из двух полумуфт, которые при монта-
же соединяются между собой двумя продольными сварными швами, при
этом сама муфта к трубопроводу не приваривается.
Рис. 11.20. Композитная муфта КМТ со сварным соединением полумуфт
Ремонтная муфта с фланцевым соединением, в отличие от муфты со
сварными швами, соединяется на трубопроводе с помощью шпилек, стя-
гивающих фланцы. Такая муфта из-за большей ее стоимости применя-
ется реже, в основном на малых диаметрах, а также там, где не допуска-
ется выполнение сварочных работ (в зонах повышенной опасности).
Применение фланцевой муфты позволяет сократить время установки
муфты на трубопровод. Полумуфты для обоих вариантов изготавлива-
ют в заводских условиях из стальных листов, аналогичных маркам ста-
ли и толщине ремонтируему трубопроводу.
936
ГЛАВА КТ
На практике длины муфт обычно не превышают 3,5 м, однако при
большей длине дефекта ремонтная конструкция может быть составной
из нескольких муфт, свариваемых между собой кольцевыми швами,
причем составные муфты применяются только для сварного варианта
технологии.
Композитно-муфтовая технология относится к постоянным методам
ремонта. КМТ является наиболее универсальным методом ремонта и
позволяет ремонтировать практически все типы дефектов в широком
диапазоне изменения их геометрических параметров для магистраль-
ных трубопроводов диаметром до 1420 мм:
—	трещины в основном материале и сварных швах — длиной до ради-
уса трубы и глубиной до 70% от толщины стенки трубы;
—	дефекты в продольных, спиральных и кольцевых сварных швах;
-	потери металла коррозионного и механического происхождения
любой протяженности и глубиной до 90% от толщины стенки;
—	расслоения (в том числе, с выходом на поверхность и расслоения,
примыкающие к сварным швам);
—	вмятины и гофры;
—	комбинации из вышеперечисленных дефектов (например, вмяти-
ны с риской, с трещиной, коррозия на сварном шве и т. д.);
—	сквозные дефекты потери металла в виде течи (в аварийных случаях).
Технология ремонта позволяет проводить ремонт трубопроводов без
выводов их из эксплуатации. Она основана на использовании стальных
муфт, в которых кольцевой зазор между муфтой и трубой заполняется
композитным составом (рис. 11.21).
Достоинства технологии:
•	полное восстановление прочности и долговечности до уровня безде-
фектной трубы;
•	методология оценки опасности дефекта с целью расчета ремонтной
конструкции доведена до инженерных стандартов;
•	срок службы отремонтированного участка трубы не менее 30 лет;
•	ремонт дефектов широкого диапазона;
•	не требует остановки перекачки продукта;
•	экологически безопасный метод ремонта.
Бандажирование с помощью намоточных конструкций.
Существуют несколько способов ремонта трубопроводов намоткой с
предварительным натягом:
—	намотка стальной проволоки или ленты;
—	намотка стекловолокнистых материалов с пропиткой их связую-
щей композицией;
—	намотка лент из композиционных материалов.
COBEPI 11EHCTBOBAH ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 937
Рис. 11.21. Композитно-муфтовый ремонт трубопроводов
Бандажирование дает возможность снижения напряжений в зоне
дефекта за счет подбора количества слоев и усилий натяга в каждом слое.
В ИПТЭР разработана технология, основанная на использовании для
бандажирования стекловолокнистых материалов, пропитанных поли-
эфирной или эпоксидной смолой. В результате на поверхности нефте-
провода формуется оболочка, обладающая изоляционными и усилива-
ющими свойствами, при этом полимеризация связующего материала
происходит непосредственно на трубе.
Другим вариантом намоточной конструкции является наклейка на
дефектный участок нефтепровода готовых лент из композиционных
материалов. Примером такой конструкции может служить муфта Clock
Spring (в переводе на русский язык «часовая пружина»), разработан-
ная в США и применяющаяся в основном в странах Северной и Южной
Америки.
Лента толщиной 1,5 мм имеет ширину 280 мм и вручную наматыва-
ется на дефектный участок в 6—8 слоев. На специально подготовленную
поверхность трубы и между слоями ленты наносится адгезив (клеящий
состав). Внешние потери металла стенки трубы и вмятины заделывают-
ся специальной быстротвердеющей мастикой, хорошо воспринимающей
938
ГЛАВАХ!
сжимающие нагрузки. Через 2 ч после установки полученная таким
способом муфта готова к работе. Схема муфты Clock Spring, установлен-
ной на трубу, показана на рис. 11.22.
1 -лента из высоксхротисго конлозипмго ыагермла
2-клеяи*ш состав
3 -ыастикадлязаясл1е»мязон потери металла,
обладающая высоким сотроютганмвмсюпиа
Рис. 11.22. Муфта Clock Spring («часовая пружина»):
1 — лента из высокопрочного композитного материала;
2 — клеящий состав; 3 —мастика для заполнения зон потери металла,
обладающая высоким сопротивлением сжатию
Перед установкой ремонтной конструкции поверхность трубы очи-
щается от изоляции, зачищается до чистого металла (при помощи шлиф-
машинки, металлической щетки, пескоструйной обработки и т. п.).
Технология Clock Spring позволяет выполнять ремонт следующих
дефектов (на прямых участках трубопровода и на поворотах):
—	внешние потери металла глубиной до 60-70% от толщины стенки
при плавном очертании профиля дефекта. (Для этого поверхность де-
фекта с помощью шлифмашинки зачищается и скругляется как в ок-
ружном, так и в осевом направлениях трубы.);
-	расслоения внутри основного металла трубы;
—	вмятины глубиной до 10% от диаметра трубы.
При этом длина муфты должна не менее чем на 50 мм с каждой
стороны перекрывать дефект, т. е. одной муфтой можно ремонтиро-
вать дефекты длиной не более 180 мм. Для ремонта более длинных
дефектов требуется устанавливать встык соответствующее количество
муфт.
При своей простоте данная технология имеет недостатки:
—	невозможность ремонта трещин в основном металле и сварных швах,
дефектов потери металла с острым профилем (царапины, задиры);
COBEP111ЕНСТВОВA11 ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ > >; 9
-	при наличии протяженных дефектов необходимо производить ус-
тановку нескольких рядом расположенных муфт (шириной по 280 мм),
заделывая стыки между ними адгезивом.
Таким образом, технология ремонта муфтами Clock Spring не явля-
ется универсальной и из-за высокой стоимости композиционной ленты
может применяться только для ремонта отдельных типов дефектов не-
большой протяженности.
Аналогичная технология, разработанная во ВНИИСТе — композит-
ные спиральные муфты (КСМ), использует материалы отечественного
производства, что значительно снижает стоимость ремонтных работ.
В отличие от Clock Spring лента имеет армирование стекловолокном
как в продольном, так и в поперечном направлении, что, по мнению
разработчиков, должно увеличить прочность ремонтной конструкции
при изгибных нагрузках. Кроме того, лента может иметь ширину от
300 до 450 мм, что, по сравнению с Clock Spring, позволяет ремонтиро-
вать одной муфтой более длинные дефекты.
Шлифовка и заварка мелких дефектов.
ремонта неглубоких и небольших по площади дефектов на внеш-
ней поверхности трубы, незначительно снижающих прочность трубы, мо-
гут применяться более простые и экономичные методы, такие как шлифов-
ка (зачистка) и заварка (наплавка) по РД 153-39-030-98 и РД 39-110-91.
На рис. 11.23 представлен график областей возможного применения раз-
личных способов ремонта трубопроводов.
Шлифовка используется для ремонта участков труб с неглубокими
поверхностными дефектами (не более 10% от номинальной толщины
стенки): коррозионных дефектов и потерь металла типа рисок, расслое-
ний с выходом на поверхность и неглубоких трещин.
Заварка дефектов (наплавка металла). Заварка применяется для ре-
монта дефектов типа «потеря металла» (коррозионные язвы, риски).
Трещины, а также риски во вмятинах, где возможны трещины, этим
методом не ремонтируются. Заваркой восстанавливается первоначаль-
ная толщина стенки в местах потери металла с остаточной толщиной не
менее 5 мм.
Заварку проводят только на нефтепроводе, полностью заполненном
нефтью. Не допускается выполнение заварки на частично заполненном
нефтепроводе.
При выполнении сварочных работ на действующем нефтепроводе
должны соблюдаться повышенные требования безопасности из-за
опасности прожога трубы в ослабленных местах. Важно также избе-
гать образования слишком обширной сварочной зоны, что может при-
вести к ухудшению механических характеристик материала трубы в
зоне сварки.
940
ГЛАВАХ!
d/t
0,9
0,75
0,5
0,3
ОД
3t VDfZfDF	L
S - площадь дефекта
Рис. 11.23. График областей возможного
применения различных способов ремонта нефтепроводов
Склонность к растрескиванию в области наплавленного металла яв-
ляется одним из недостатков метода заварки.
В зависимости от глубины дефектов минимальное количество слоев
шва при заварке составляет от 2 до 5. Отремонтированные участки под-
вергаются обязательному визуальному и ультразвуковому (или магни-
топорошковому) контролю.
Ремонт мелких, неопасных по прочности дефектов может, в принци-
пе, производиться также путем их заполнения специальными композит-
ными материалами, затвердевающими в течение нескольких часов. Су-
ществует большое количество подобных материалов с аналогичными
свойствами. Это, например, материалы фирм «Диамант» (Германия) и
«Порсил» (Россия, Санкт-Петербург).
Поскольку прочностные свойства и модуль упругости материалов
типа «Диамант» на порядок ниже, чем у стали, они не могут восстанав-
ливать прочность нефтепровода и разгружать трубу в зоне отремонтиро-
ванного дефекта. Вместе с тем, в последнее время этот метод находит
применение на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» в сочета-
нии с методом ремонта с помощью муфт КСМ — для герметизации не-
больших коррозионных дефектов под муфтой.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГ 111 ’ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 941
Таким образом, проведенный обзор показал, что наиболее перспектив-
ными в настоящее время методами ремонта магистральных трубопрово-
дов без остановки перекачки являются методы ремонта с установкой муфт.
Аналогичные технологии ремонта трубопроводов используются на
магистральных газопроводах и продуктопроводах.
Проведение ремонтных работ с помощью композиционных материалов
на магистральных трубопроводах регламентируется рядом нормативных
документов. Ремонтные работы композиционными материалами на магист-
ральных газопроводах осуществляются в соответствии с ведомственным до-
кументом ОАО «Газпром» ВСН 39-1.10-001-99. Этот документ устанавлива-
ет марки применяемых композиционных материалов и допустимые области
их применения, исходя из механизма восстановления несущей способнос-
ти, содержит описание технологий ремонта. Ремонту композиционными
материалами подвергаются следующие дефекты: каверны, общая коррозия,
механические задиры, неглубокие вмятины, несовершенства кольцевых
сварных швов. Не ремонтируются сквозные дефекты и трещины. Практика
проведения ремонтных работ свидетельствует, что расчетный анализ позво-
ляет получить оптимальную схему ремонта, которая обеспечивает требуе-
мый уровень прочности при минимальных затратах на ремонт (рис. 11.24).
Как можно видеть на рис. 11.25, изображающем трубы после ремонта, ком-
позиционные муфты могут устанавливаться с интервалами, не покрывая
полностью поврежденную зону, однако обеспечивая полное восстановление
несущей способности поврежденного участка.
Рис. 11.24. Карта проведения восстановительного ремонта:
А. Ремонтная зона от -5573 до -4186 мм. Ремонт муфтовым композитом;
В. Ремонтная зона от —3050 до —2750 мм. Ремонт муфтовым композитом;
С. Ремонтная зона от -1092 до 1387 мм. Ремонт муфтовым композитом;
D. Ремонтная зона от 3081 до 3720 мм. Ремонт муфтовым композитом;
Размещение композиционных муфт вдоль оси трубы (номер муфты и расстоя-
ние от начала координат до левого торца муфты мм): 1 —5275; 2 —4730;
3 —3050; 4 —396; 5 -198; 6 - 793; 7 - 3263. Номера дефектов, подлежащих
ремонту заливным композитом: 5,6,7,8.
Примечания. 1. Разметка разбита пунктирными линиями на ремонтные зоны,
обозначенные буквами. 2. Отметки «0» соответствуют месторасположению свар-
ных швов. 3. Заштрихованной областью обозначены места установки компози-
ционных муфт
942
ГЛАВА XI
Рис. 11.25. Дефектные участки газопровода,
отремонтированные с помощью композитных материалов
В целях снижения потерь газа ОАО «Газпром» разработал мобиль-
ную компрессорную установку мощностью 4 МВт, которая предназна-
чена для утилизации природного газа в ремонтируемом участке газопро-
вода путем перекачки его в проходящий параллельно или смежный
участок.
Для ремонта без стравливания газа, а в некоторых случаях и без
изменения режима работы газопроводов, применяется технология бе-
зогневого подключения отводов. Объемы таких работ достаточно ве-
лики.
ОАО «Газпром» закупил комплексы специального оборудования
фирмы TDK, обеспечивающие выполнение работ по замене дефектных
участков трубопроводов, а также подключений отводов диаметром до
700 мм без остановки перекачки продукта.
Для широкого внедрения этой перспективной технологии органи-
зуется выпуск на отечественных заводах расходных материалов: раз-
резанных тройников, плоских специальных задвижек, устройств пе-
рекрытия полости трубы, машин для вырезания отверстий в стенке
газопровода.
Отечественное оборудование для врезки под давлением будет способ-
ствовать широкому применению передовой, сберегающей газ техноло-
гии на магистральных газопроводах России.
В целях предотвращения поступления газа в ремонтную зону, не-
обходимо отключение ремонтного участка от смежного с помощью за-
порных герметизирующих устройств. В 2000 г. проведены межведом-
ственные приемочные испытания герметизирующего отключающего
устройства цилиндрической формы из прорезиненной ткани типа УГО,
изготовленные НИИ резиновой промышленности. Новые запорные ус-
тройства по техническим характеристикам значительно превосходят
используемые в настоящее время при огневых работах резиновые
шары.
СОВЕР Ш ЕНСТВОВА11 ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 943
11.4.	ВЫБОР ЭФФЕКТИВНОЙ ТЕХНОЛОГИИ
ВЫБОРОЧНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
При проведении комплекса теоретических и экспериментальных
исследований по выбору и обоснованию универсальной ремонтной кон-
струкции, ставилась задача обеспечить:
— полное восстановление прочности и срока службы отремонтиро-
ванного участка трубопровода на период не менее 30 лет в условиях
развития коррозионных и усталостных дефектов, т. е. ремонт должен
быть постоянным (не временным);
- достаточную разгружающую способность, которая приведет к пре-
кращению или значительному снижению темпов развития дефектов.
Ремонтная конструкция не должна быть источником значительных
дополнительных напряжений в теле трубы и изменять механические
свойства материала в месте ее установки (сварные швы), чтобы не стать
причиной образования и развития трещины.
С учетом вышеизложенных, а также других требований, были сфор-
мулированы технические принципы эффективности ремонта нефтепро-
водов (табл. 11.5) - с целью выбора наиболее эффективной технологии
выборочного ремонта.
Таблица 11.5. ПРИНЦИПЫ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА
№	Принципы эффективного ремонта
1	Ремонт без остановки перекачки
2	Полное восстановление прочности нефтепровода
3	Срок службы ремонтной конструкции не менее 30 лет
4	Безопасность проведения ремонта
5	Ремонт без сварки на поверхности нефтепровода
6	Минимальные затраты времени и труда
7	Возможность перехода на 100% использование отечественных материалов
8	Эффективность ремонтной конструкции по критерию «Разгружающая способность»
9	Возможность ремонта трещин
10	Возможность ремонта протяженных дефектов
И	Возможность ремонта дефектов в виде течи (в аварийных случаях)
12	Практический опыт в условиях эксплуатации (желательно более 10 лет)
В соответствии с этими 12 принципами был проведен сравнитель-
ный технико-экономический анализ для 3-х технологий муфтового ре-
монта: с установкой стальных муфт, технология Clock Spring (или КСМ)
и композитно-муфтовая технология (КМТ).
Сравнительный технико-экономический анализ и опыт использова-
ния различных ремонтных технологий показали, что ни приварные муф-
ты, ни композитные спиральные муфты не решали в полной мере задачи
044
ГЛАВА XI
по проведению эффективного ремонта в соответствии с 12 принципами и
не позволяли ремонтировать трещины. Диаскан разработал новую тех-
нологию муфтового ремонта трубопроводов.
Использование положительных аспектов конструкции стальных муфт
и композитных спиральных муфт и, одновременно, поиск решений по ус-
транению недостатков приварных муфт привели к идее заполнения про-
странства между трубой и муфтой застывающим композитным составом,
т. е. к созданию композитно-муфтовой технологии ремонта. Суть метода
заключается в том, что на теле трубы без применения сварки устанавли-
вается ремонтная конструкция в виде комбинации из стальной оболочки
и безусадочного композитного наполнителя между оболочкой и трубой
(см. ранее рис. 4.26). Затвердевший наполнитель передает большую часть
нагрузки от дефектной стенки трубы на стальную оболочку муфты, в ре-
зультате чего трещиноподобные дефекты перестают развиваться. Компо-
зитный наполнитель герметизирует пространство между трубой и муф-
той, тем самым предотвращает развитие коррозии под муфтой.
Расчетные исследования напряженно-деформированного состояния
композитно-муфтовых ремонтных конструкций показали, что в среднем
окружные напряжения на участке, отремонтированном по КМТ, умень-
шаются в 2 раза по сравнению с перемонтируемым участком трубы, сле-
довательно, муфта «берет на себя» половину внутреннего давления, раз-
гружая тем самым трубу в зоне дефекта (рис. 11.26). Эффект разгрузки
для муфт КМТ существенно выше, чем при применении приварных муфт.
К тому же, повышенные напряжения в сочетании с неоднородностью ме-
талла сварного шва и охрупчиванием зоны термического влияния сни-
жают несущую способность приварной муфты при длительной эксплуа-
тации трубопровода в условиях воздействия циклических нагрузок.

Стенка
Рис. 11.26. Эпюры кольцевых напряжений на наружной поверхности трубы,
отремонтированной по КМТ (А) и приварной муфтой (Б)
СОЯГРШ^НГТРОВАННЕ ТИПОЛОГИИ РЕМОНТА. ТРУБОПРОВОДОВ 015
Важным свойством композита с точки зрения сплошности ремон-
тной конструкции и ее разгружающей способности является то, что
композит - безусадочный материал. Следует отметить, что усадка
материала традиционно является проблемой при отверждении эпок-
сидных составов в замкнутых объемах, которая может приводить к
образованию макродефектов в композиции. Решение проблемы бе-
зусадочного композитного состава, применяемого в КМТ, было най-
дено на основе создания материала пористой структуры. В процессе
химической реакции отвердения композита происходит его вспени-
вание, и образуются замкнутые газовые включения суммарным объе-
мом до 15—20%, которые компенсируют усадку и создают противо-
давление под муфтой.
Прочность композитно-муфтовых ремонтных конструкций была
подтверждена натурными испытаниями на трубах с реальными и ис-
кусственными дефектами. Дефекты, на которых проверялась эффек-
тивность КМТ, представляли собой наиболее типичные для магист-
ральных трубопроводов дефекты, с геометрическими параметрами,
относящих их к опасным по прочности. Среди этих дефектов были та-
кие, как продольные трещины глубиной до 75% от толщины стенки
и длиной до радиуса трубы, вмятины с рисками, дефекты кольцевых
сварных швов типа непроваров, коррозионные дефекты, сквозной де-
фект.
Испытания КМТ проводились на статическую прочность, цикли-
ческую долговечность и статический изгиб, имитирующий подъем
трубопровода при капитальном ремонте с заменой изоляции — по про-
грамме испытаний, согласованной Госгортехнадзором России. Всего
было испытано 11 труб диаметрами 720,820и 1020 мм из сталей 17ГС
И17Г1С.
Композитно-муфтовая технология успешно прошла испытания. Тем
самым была подтверждена высокая эффективность этого метода ремон-
та по восстановлению прочности и долговечности отремонтированных
участков нефтепроводов на срок не менее 30 лет.
Сравнительный анализ методов ремонта без остановки перекачки
показал, что композитно-муфтовая технология по комплексу 12 техни-
ческих критериев является наиболее эффективной технологией выбо-
рочного ремонта нефтепроводов по данным внутритрубной диагности-
ки (табл. 11.6).
В настоящее время для композитно-муфтовой технологии разрабо-
таны и утверждены отраслевые нормативные документы по ее приме-
нению. КМТ освоена на магистральных нефтепроводах и отработана
применительно к российским условиям.
946
ГЛАВА XI
Таблица 11.6. ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА МЕТОДОМ УСТАНОВКИ МУФТ			
Принципы эффективного ремонта	Стальные муфты	Clock Spring	КМТ
1. Ремонт без остановки перекачки	4-		+
2. Полное восстановление прочности нефтепровода	+		+
3. Срок службы ремонтной конструкции не менее срока службы нефтепровода	+	+	+
4. Безопасность проведения ремонта	+	+	+
5. Ремонт без сварки на поверхности нефтепровода	—	+	+
6. Минимальные затраты времени и труда	—		—
7. Возможность перехода на 100% использование отечественных материалов		+	+
8. Эффективность ремонтной конструкции по критерию «Разгружающая способность»	—	—	+
9. Возможность ремонта трещин			+
10. Возможность ремонта протяженных дефектов	+	—	+
11. Возможность ремонта дефектов в виде течи (в аварийных случаях)	+	—	+
12. Практический опыт в условиях эксплуатации (желательно более 10 лет)	+	—	+
Итого выполняется требований:	8	7	и
Практика показала, что наибольшую экономическую эффектив-
ность применение КМТ дает на особо важных экспортных и транскон-
тинентальных нефтепроводах (НКК, УБКУА, Холмогоры — Клин, Сур-
гут - Полоцк), где крайне нежелательна остановка или снижение
объемов перекачки.
Высокая технологичность, универсальность и перспективность ком-
позитно-муфтовой технологии дают возможность применять ее в самых
широких масштабах. Перспективность КМТ связана с возможностью ее
применения для ремонта любых дефектов как на длительно эксплуати-
руемых трубопроводах, так и на вновь построенных. Возможна разра-
ботка на ее основе новых видов ремонта: под водой (без кессонов), в зим-
них и арктических условиях; в условиях повышенной влажности,
температуры и т. п.
Изложенный выше подход к ремонту магистральных трубопроводов
по результатам внутритрубной диагностики с применением композит-
но-муфтовой технологии распространяется не только на магистраль-
ных нефтепроводах, но и на магистральных трубопроводах «Газпром»
и компании «Транснефтепродукт», а также в странах СНГ.
СОВЕР Ш ЕНСТВОВА ГI ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ 94 7
11.5.	ПРОИЗВОДСТВО РАБОТ ПО РЕМОНТУ ТРУБОПРОВОДОВ
Авторы книги ставили своей задачей рассмотреть только те пробле-
мы ремонта трубопровода, которые прямо или косвенно влияют на фор-
мирование надежности и безопасности функционирования отдельного
трубопровода и трубопроводной системы в целом. В предыдущих разде-
лах дана характеристика и разрешающие возможности выборочного
ремонта и капитального ремонта в его классическом привычном пони-
мании (рис. 11.27). Правда нужно оговориться, что и выборочный ре-
монт может и должен быть отнесен к капитальному, когда в результате
производства работ на участке полностью восстанавливаются прочност-
ные и другие проектные показатели трубопровода.
Рис. 11.27. Капитальный ремонт нефтепровода ОАО «Уралсибнефтепровод»
Ранее представлены различные методы ремонта и описана прогрес-
сивная технология и оборудование, позволяющие выполнять земля-
ные работы на трубопроводах без прекращения перекачки продукта.
Но ремонт трубопроводов включает цикл других работ, от качества
выполнения которых зависит дальнейшая надежная и безопасная ра-
бота отремонтированного участка, всего трубопровода. К ним относят-
ся, прежде всего, переизоляция участка трубопровода, выполнение сва-
рочных работ при замене труб.
948
ГЛАВА XI
Переизолированный участок трубопровода будет продолжать рабо-
тать в тех же условиях взаимодействия с коррозионно-активным грун-
том и действующей катодной защитой. Поэтому изоляция участка по
защитным свойствам должна превосходить прежнюю изоляцию.
Представляют интерес высочайшие требования к процессам переизо-
ляции участков, вошедших в практику работы американских компаний.
Поскольку компания CRC-Evans давно работает на российском рынке,
приведем некоторые положения из докладов ее вице-президента Sidney
A. Tyler.
Компания пропагандирует технологию удаления старой изоляции
путем гидроочистки системой Hydro Cleaner мощными струями воды под
давлением более 1 000 атм. Этот метод хорошо известен. Можно оспари-
вать приемлемость его для российских условий повсеместно, но этот спо-
соб обеспечивает лучшую, полную очистку трубопровода от любой ста-
рой изоляции.
Американские специалисты считают, что подготовка поверхности
трубы к изоляции является самым важным фактором, определяющим
качество изоляционного покрытия. После гидроочистки выполняется
дробеструйная очистка, в том числе в полевых условиях. Дробеструй-
ная очистка не может выполняться на влажной трубе, поскольку влаж-
ность может повлечь за собой немедленное окисление стальной поверх-
ности трубы и нарушить целостность изоляционного покрытия.
Поэтому с помощью контактных термометров и психрометров про-
веряется влажность поверхности трубы.
Качество подготовленной поверхности, ее способность к «анкерно-
му» закреплению изоляции проверяется глубиной шероховатости и ис-
пользованием пленки типа «Replica» или пружинного микрометра. Из-
мерения проводятся в соответствии с практическими рекомендациями
NACE N RPO27-87. К тому же, качество подготовки поверхности трубы
постоянно проверяется визуально по стандартам, разработанным Сове-
том по Стальным Структурам (SSPS) и Национальной Ассоциацией Ин-
женеров-Коррозионистов (NACE), чтобы обеспечить однородность под-
готовки поверхности.
Подробные записи измерений пружинного микрометра записыва-
ются ежедневно с включением оригинала пленки типа «Replica», ис-
пользованного для проведения измерений и могут быть представлены
инспектору эксплуатационной компании или третьей стороне в любое
время выполнения операций. Эти записи будут сохраняться в компа-
нии, выполняющей работу до конца работ над данным проектом, и бу-
дут представлены эксплуатационной компании в полном отчете гаран-
тии качества после завершения проекта.
Такие же тщательные контрольные операции качества выполняют-
ся при нанесении изоляционного покрытия и по всему циклу ремонт-
ных работ.
СОВЕРП1ЕНСТВОВА Н ИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ М9
По завершении работ компания, производящая ремонтные работы,
составляет Отчет гарантии качества.
Приведенный пример демонстрирует уровень очень высоких требо-
ваний к качеству ремонта, к контролю качества, что, безусловно, будет
формировать высокий уровень защиты от коррозии отремонтированно-
го участка.
Действующие нормативы по ремонту в России целесообразно приве-
сти в соответствие со стандартами Западной Европы и СТТТА.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Васин Е.С. Выбор эффективной технологии выборочного ремонта по ре-
зультатам внутритрубной диагностики // Магистральные и промысловые тру-
бопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт: Науч.-тех.
сб. М.: 1998. №2.
2.	Васин Е.С. Обеспечение безопасности действующих магистральных неф-
тепроводов // 3-я Международная конференция «Диагностика трубопроводов»,
Москва, 21—26 мая 2001 г.: Тез. докл.
3.	Васин Е.С. Оценка технического состояния магистральных нефтепрово-
дов по результатам диагностического контроля // Трубопроводный транспорт
нефти. 1996. № 4.
4.	ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопро-
водов.
5.	ГАО «Приднепровские магистральные нефтепроводы» (Украина), АК «Транс-
нефть» : Комплекс землеройных машин для капитального ремонта магистральных
трубопроводов / Украинско-российское содружество К.У .Р.С.
6.	Горин А.С. К вопросу о техперевооружении реконструкции и капремонта
//Трубопроводныйтранспорт нефти. 2002. №6.
7.	Вринько В.С., Волянский ПД., Васин Е.С. Исследование прочности и дол-
говечности ремонтных конструкций нефтепроводов // Прил. к журн. «Трубо-
проводный транспорт нефти». 2001. № 9.
8.	Инструкция по ремонту дефектов действующих нефтегазопроводов и
нефтепродуктопроводов с применением композитный спиральных муфт. М.:
ВНИИСТ, 1998.
9.	Инструкция по усилению участков трубопроводов с применением высо-
копрочных стеклопластиков. Руководящий документ. ОАО УСМН, ИПТЭР,
1997.
10.	Методика оценки работоспособности и проведения аттестации эксплу-
атирующихся магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. М.: ОАО
АК «Транснефть», 2001.
11.	Методы ремонта дефектных участков нефтпроводов по результатам внут-
ритрубной диагностики // Науч.-тех. отчет ИПТЭ. Уфа, 1996.
12.	МусейкоВ. Опережая мировые разработки на 10-15 лет // Нефтегазо-
вая вертикаль. 2002. № 12.
950
ГЛАВА XI
13.	Полозов ВЛ., Резвых А.И. Оптимизация технического обслуживания ма-
гистральных трубопроводов // Газовая промышленность. 1997. № 3.
14.	РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков действующих
магистральных нефтепроводов. Руководящий документ. М.: АК «Транснефть»,
2000.
15.	РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков действующих
магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики.
Руководящий документ. М.: ОАОЦТД «Диаскан», 1998.
16.	РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости
ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом
дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании. АК «Транс-
нефть», ИПТЭР, 1998.
17.	Руководящий документ по применению композитных материалов фир-
мы «Диамант» для ремонтных работ на объектах нефтяной и газовой промыш-
ленности. ОАО «Газпром», 1988.
18.	Руководящий документ по применению композитных материалов фир-
мы «Порсил» (Санкт-Петербург) для ремонтных работ на объектах нефтяной и
газовой промышленности. ОАО «Газпром», 1988.
19.	ТД 33.337-98 Технология проведения работ по композитно-муфтовому
ремонту магистральных трубопроводов. Технический документ. АК «Транс-
нефть», ОАОЦТД «Диаскан», 1998.
20.	ТД 33.561-98. Методика на проведение выборочного ремонта трубопро-
водов композитно-муфтовым методом на основе результатов внутритрубной
диагностики. Технический документ. АК «Транснефть», ОАО ЦТД «Диаскан»,
1998.
21.	ТД 33-470-98. Методика расчета давления в магистральном трубопрово-
де при проведении ремонта по композитно-муфтовой технологии. АК «Транс-
нефть», ОАОЦТД «Диаскан», 1998.
22.	Черняев К.В., Васин Е.С. Результаты прочностных испытаний труб, от-
ремонтированных по композитно-муфтовой технологии // Трубопроводный
транспорт нефти. 1998. № 3.
23.	Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines,
ANSI/ASME B31G-1984. The American Society of Mechanical Engineers.
951
ГЛАВА XII
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ -
НЕОБХОДИМЫЙ ЭЛЕМЕНТ НАДЕЖНОСТИ
И БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ
В Российской Федерации неравномерный характер потребления газа
и нефтепродуктов объективно обусловлен географическим несовпадени-
ем районов добычи, переработки и использования, изменением во вре-
мени максимального спроса на топливо, электро- и теплоэнергию, уве-
личением гарантированных экспортных поставок. Крупные подземные
хранилища, в основном, создавались в районах интенсивного потребле-
ния газа и нефтепродуктов, преимущественно на западе Европейской
части СССР. После распада СССР значительная доля крупнейших баз
хранения государственных резервов нефтепродуктов, а также газохра-
нилищ ОАО «Газпром» оказались за пределами России.
Новая геополитическая ситуация, потеря резервуарного парка и хра-
нилищ газа, перевод народного хозяйства на условия рыночной эконо-
мики, требования национальной безопасности определили необходи-
мость строительства новых хранилищ.
В наибольшей степени этим условиям отвечают подземные хранилища,
создаваемые в различных горных породах, которые способны аккумули-
ровать газ и нефтепродукты в больших объемах. Они значительно дешевле
традиционных наземных складов нефтепродуктов, требуют намного мень-
ше металла, небольших земельных участков, обеспечивают лучшую защиту
окружающей среды, имеют высокую пожаровзрывобезопасность и защи-
щенность от воздействия всех видов современного оружия.
Все развитые страны мира имеют многомесячные стратегические и опе-
ративные запасы нефтепродуктов, размещенные в том числе и в резервуа-
рах, создаваемых в каменной соли. Например, обеспечение федерального
хозяйства ФРГ нефтью подтверждено законодательно - «Законом о мини-
мальных запасах нефтепродуктов». Согласно этому закону суммарные за-
пасы нефтепродуктов составляют 90-дневный объем производства и импор-
та. Создание оперативных и стратегических запасов газа и нефтепродуктов с
использованием подземных хранилищ в России, имеющей огромные запа-
сы нефти и природного газа, может улучшить ее экспортный потенциал, обес-
печить надежность поставок и занять особую нишу в мировом хозяйстве.
В настоящем разделе использованы материалы подготовленные д.т.н.
проф. В.И. Смирновым, д.т.н. В.А. Казарян, к.т.н. М.К. Тепловым для
тома «Безопасность трубопроводного транспорта» энциклопедии «Безо-
пасность России. Правовые социально-экономические и научно-техни-
ческие аспекты ».
952
ГЛАВА ХП
12.L КЛАССИФИКАЦИЯ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ
Верхние слои земной коры широко используются для создания под-
земных хранилищ различного назначения.
Существует 2 типа подземных хранилищ:
—	хранилища в природных геологических структурах;
—	хранилища в специально созданных подземных сооружениях (гор-
ных выработках).
Хранилища в природных геологических структурах используются в
основном для хранения природного газа и могут быть созданы в водо-
носных пластах или истощенных газовых, газоконденсатных и нефтя-
ных месторождениях.
Хранилища в горных выработках используются для хранения газо-
образных и жидких углеводородов.
Подземные хранилища используются для хранения: природного газа;
сжиженных углеводородных газов, этана, этилена, нестабильного газо-
вого конденсата (далее СУ Г); нефти, нефтепродуктов, стабильного газо-
вого конденсата (далее нефтепродукты).
Хранилища в горных выработках выполняются в виде:
—	бесшахтных резервуаров в каменной соли,
—	шахтных резервуаров в каменной соли;
—	шахтных резервуаров в горных породах,
—	шахтных резервуаров в вечномерзлых породах,
—	бесшахтных резервуаров в вечномерзлых породах,
—	траншейных резервуаров в вечномерзлых породах.
В табл. 12.1 показаны возможные области применения резервуаров
различного типа.
В состав подземных хранилищ входят:
•	подземные сооружения, включающие подземные резервуары,
вскрывающие и вспомогательные горные выработки, буровые скважи-
ны и подземные рассолохранилища;
Таблица 12.1. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ			
Тип резервуара	Вид хранимого продукта		
	газ	СУГ	нефтепродукты
Бесшахтный в каменной соли	+	4-	4-
Шахтный в каменной соли	4-	+	4-
Шахтный в горных породах		4“	4-
Шахтный в вечномерзлых породах	—	4-	4-
Бесшахтный в вечно-мерзлых породах		4-	4-
Траншейный в вечно-мерзлых породах		—	4-
П [ > л ЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИ 11! А ГАЗОНЕФТЕПРО; К У КТОВ

•	наземные сооружения, включающие здания и сооружения основ-
ного производственного и вспомогательного назначения, внутриплоща-
дочные сети, наземные рассолохранилища.
В качестве подземных резервуаров используются горные выработки,
специально созданные и оборудованные для приема, хранения и выда-
чи продукта. Используются также выработки, образовавшиеся при до-
быче полезного ископаемого. Для этого необходимо проведение их спе-
циального обследования и обустройства.
Суммарный геометрический объем подземных резервуаров в мире
(без учета хранилищ газа в пористых структурах) на 1 января 2000 г.
составлял свыше 500 млн м3.
В настоящее время на территории России и стран СНГ построены бо-
лее 100 подземных резервуаров различного типа. Наибольшее распрос-
транение получили бесшахтные подземные резервуары в отложениях
каменной соли, имеющиеся в России, Белоруссии, Украине, Армении.
Шахтные подземные хранилища построены в Эстонии (в породах с
положительной температурой) и России (в вечномерзлых породах).
12.2.	РОЛЬ ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ В ОБЕСПЕЧЕНИИ
БЕЗОПАСНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ТЭК
Для подземных хранилищ, используют устойчивые непроницаемые
и проницаемые породы верхних слоев земной коры, при этом они не дол-
жны влиять на качество хранимых продуктов в процессе их длительно-
го контакта. Подземные хранилища должны отвечать требованиям дли-
тельной устойчивости и герметичности при заданных геометрических
характеристиках и залегать на глубинах, обеспечивающих возможность
создания необходимого избыточного давления для обеспечения эксплу-
атационных режимов хранилища. Этим требованиям удовлетворяют
многие горные породы, в частности, каменная соль, гипс, ангидрит, гра-
нит, известняки, доломиты, песчаники, вечномерзлые и др. породы.
В устойчивую работу топливно-энергетического комплекса России,
единой системы газоснабжения страны (ЕСГ) важный вклад делают под-
земные хранилища природного газа (ПХГ).
ПХГ, созданные в пористых геологических структурах, применяют-
ся в основном как регуляторы сезонной неравномерности газопотребле-
ния. В настоящее время в России, в 22-х ПХГ в пористых структурах со-
зданы запасы активного газа, которые составляют примерно 12—15% от
объема годового потребления газа. Наряду с сезонными запасами газа для
надежного функционирования ЕСГ необходимо иметь резервы для покры-
тия пиковой неравномерности суточного газопотребления, а также на слу-
чай наступления непредвиденных ситуаций (резкое похолодание, аварии
на газопроводах, стихийные бедствия и т. д.), которые составляют 10—15%
от объема сезонной неравномерности газопотребления.
954
ГЛАВА X ] I
ПХГ в каменной соли обладают уникальными возможностями работы
в циклическом режиме. В отдельных случаях бывает до 20 циклов в год, и
обеспечивается высокопроизводительность по отбору газа в рывковом ре-
жиме. Эти качества послужили основой использования ПХГ в каменной
соли для покрытия экстремальных пиковых нагрузок газопотребления, для
газоснабжения в чрезвычайных обстоятельствах при природных катаст-
рофах, для компенсации краткосрочных колебаний газопотребления.
Именно поэтому в последние годы в США, Германии, Франции сохраняет-
ся устойчивая тенденция к приоритетному использованию ПХГ в камен-
ной соли для покрытия пиковых нагрузок газопотребления.
В период 1966-2000 гг. в США 26% прироста всего объема активного
газа в ПХГ осуществляется за счет строительства хранилищ в каменной
соли. При этом ПХГ в каменной соли обеспечат 60% увеличения мощно-
сти подземных хранилищ по максимальному суточному отбору газа. Ак-
тивный объем газа, хранящегося в 12 ПХГ крупнейшей компании Гер-
мании - Ruhrgas AG, вырос с 2,93 (1990 г.) до 4,3 млрд м3 (1997 г.). Этот
прирост осуществлен только за счет ПХГ в отложениях каменной соли.
Объем активного газа в ПХГ, сооружаемых в каменной соли, в Канаде к
1998 г. возрос более, чем на 40%. В Дании успешно работает ПХГ с актив-
ным объемом газа 300 млн м3. В Польше строится крупное ПХГ с актив-
ным объемом газа 1153 млн м3и суточным отбором газа до 55 млн м3.
В Армении более 25 лет работает ПХГ, построенное российскими специ-
алистами, активный объем которого составляет 240 млн м3.
В стратегии развития газовой промышленности России предусмат-
ривается улучшение параметров ПХГ, т. е. увеличение возможности
хранилищ по максимальному суточному отбору газа. Для современных
условий максимальная суточная производительность ПХГ должна быть
увеличена на 35—40%.
В настоящее время разработана Концепция развития ПХГ, сооружа-
емых в каменной соли, для покрытия пикового спроса на газ в России
на перспективу до 2015 г.
В большинстве экономических районов во все годы прогнозируемого
периода будет иметь место дефицит в мощностях ПХГ для покрытия мак-
симальной суточной потребности в газе. К таким районам относятся: Се-
верный, Северо-Западный, Центральный, Центрально-Черноземный,
Северо-Кавказский, Западно-Сибирский, Восточно-Сибирский, Дальне-
восточный и Калининградская область. В таких районах как Северо-За-
падный, Центральный и Северо-Кавказский этот дефицит объясняется
недостаточными мощностями, возможностями по максимальному суточ-
ному отбору газа из подземных хранилищ в пористых структурах. В дру-
гих, из перечисленных выше районов, подземные хранилища в пористых
структурах отсутствуют вовсе. Лишь в Уральском и Волго-Вятском рай-
онах не будет дефицита в мощностях по покрытию пикового спроса на
газ. К 2015 г. дефицит удовлетворения пикового спроса на газ в пределах
ЕСГ составит 230 млн м3/сут.
ГП >ПЗЕМНЬГЕ ХРАНИЛИ! НА ГАЗОНЕФТЕПРОПУКТОВ

Для устранения дефицита по суточной потребности в газе, повыше-
ния надежности эксплуатации магистральных газопроводов, концеп-
цией развития ПХГ предусмотрено строительство 10 хранилищ при-
родного газа в каменной соли в различных регионах страны.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА Эксплуатационная надежность
В СИСТЕМЕ СНАБЖЕНИЯ транспортно-распределительной
СТРАНЫ НЕФТЕПРОДУКТАМИ системы, обеспечивающей народ-
ное хозяйство страны нефтепро-
дуктами, находится в прямой зависимости от наличия и производствен-
ной мощности региональных баз оперативного и долговременного
хранения топлива и от резервуарных парков аварийного назначения.
Решение проблемы хранения и резервирования нефтепродуктов путем
применения традиционных металлических резервуаров по сравнению с
подземными хранилищами требует более высоких капитальных вложе-
нии и эксплуатационных затрат, больших расходов металла, потребно-
сти в значительных земельных отводах, а также больших затрат на пре-
дотвращение загрязнения окружающей среды в результате утечек
продукта. Наземные склады нефти и нефтепродуктов относятся к кате-
гории предприятий повышенной взрывопожарной и техногенной опас-
ности.
Практика показывает, что эксплуатация наземных резервуаров неф-
тепродуктов сопряжена с большими трудностями, особенно в сложных
природно-климатических условиях и в сейсмоопасных зонах. Согласно
результатам анализа последствий аварий на резервуарах нефтепродук-
тов, зафиксированный экономический ущерб превышает стоимость
строительства самих резервуаров в десятки-сотни раз. Например, изве-
стна авария на нефтеперерабатывающем комплексе в Японии в 1987 г.,
когда вследствие частичного разрыва днища и отрыва стенки от днища
резервуара вместимостью 50 тыс. м3 произошло аварийное вытекание
большой массы нефтепродуктов. Убытки с учетом расходов на очистку
акватории составили 150 млн долларов, что в 250 раз больше сметной
стоимости строительства резервуара.
В России, по статистическим данным за 1960—1995 гг., наибольшее
число разрушений (41,5%) имело место на резервуарах типа РВС-5000 м3
и 13 случаев, что составляет 20%, на резервуарах большой вместимос-
ти. Половина из этих аварий произошла на объектах энергетики. Из об-
щего числа случаев разрушения резервуаров 55,4% происшедших ава-
рий сопровождались растеканием нефтепродукта за пределы объекта и
приводили к тяжелым последствиям. Как правило, такие аварии про-
исходили зимой при низких температурах и сильном ветре. Как пока-
зывает статистика, ежегодно в стране происходит 2-3 разрушения сталь-
ных резервуаров.
956
ГЛАВА ХИ
Практика эксплуатации железобетонных резервуаров для нефти и
нефтепродуктов выявила целый ряд существенных недостатков (утеч-
ки, сложность очистки и др.), что привело к снижению Госгортехнадзо-
ром нормативного срока их службы до 20 лет.
Применение подземных резервуаров в каменной соли экономически
эффективно, начиная с некоторых минимальных объемов, которые для
разных регионов колеблются в пределах: для нефти и нефтепродуктов
50—100 тыс. м3, для сжиженных углеводородных газов 5—10 тыс. м3. По
сравнению с наземными базами хранения расход металла снижается на
15—20 кг/м3 для безнапорных хранилищ, и на 100—150 кг/м3 — для хра-
нилищ, работающих под давлением.
Подземные резервуары рассчитаны на длительный срок службы —
не менее 50 лет. Это в несколько раз больше, чем стальных наземных
резервуаров, для которых он составляет обычно 15—20 лет. Первые от-
казы у наземных резервуаров наступают, как правило, через 3-8 лет.
Затраты на текущий и капитальный ремонты в течение срока службы
составляют до 40% от первоначальной стоимости. Долговечность под-
земных резервуаров значительно выше, чем наземных.
Для устойчивой работы нефтяных промыслов, предприятий нефте-
переработки и транспортно-распределительной системы нефти и нефте-
продуктов необходимо иметь запас этих продуктов примерно равный 9-
11% от их годового потребления. С учетом государственных резервов и
запасов для Министерства обороны количество хранимых нефтепродук-
тов может составить 14—15% от их годового потребления.
На территории России в настоящее время эксплуатируется 5 подзем-
ных хранилищ нефтепродуктов в каменной соли. Четыре хранилища
нефтепродуктов, построенные в СССР, остались за пределами России.
Генеральной схемой размещения подземных хранилищ предусмат-
ривается строительство двенадцати хранилищ нефтепродуктов. В общей
сложности намечается строительство 87 подземных резервуаров с еди-
ничным геометрическим объемом от 50 до 150 тыс. м3.
12.3.	ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА В КАМЕННОЙ СОЛИ
В практике подземного хранения наибольшее распространение по-
лучили хранилища, укомплектованные бесшахтными подземными ре-
зервуарами, создаваемыми методом растворения каменной соли через
буровые скважины. Такие хранилища используются для размещения
стратегических запасов сырой нефти и товарных нефтепродуктов, в ка-
честве товарно-сырьевых баз для нефтехимического и химического про-
изводства (нефть, нефтепродукты, газовый конденсат, сжиженные уг-
леводородные газы и др.). В последнее время такие хранилища также
широко используются для регулирования пиковой неравномерности
газопотребления (природный газ).
ПОЦЗЕМНЫЕ ХРАНИ ЛИШ А ГАЗОНЕФТЕПРОПУКТОВ
957
Перспективно использование подземных резервуаров в каменной соли
в качестве технологических аппаратов для подготовки нефти (отстой плас-
товых вод и сепарация нефтяного газа) и газа (отделение газового конден-
сата). Подземные хранилища в каменной соли также используются для
хранения гелия, азота, воздуха под повышенным давлением, водорода и
других газов, а также для захоронения или депонирования промышлен-
ных отходов. Области применения подземных хранилищ в каменной соли,
укомплектованных бесшахтными резервуарами, показаны на рис. 12.1.
Эксплуатационная надежность и экологическая безопасность подзем-
ных хранилищ обеспечивается:
—	прочностью и устойчивостью выработок-емкостей;
-	герметичностью подземных резервуаров, т. е. их изолированностью
от грунтовых и поверхностных вод и от атмосферного воздуха;
—	постоянством термобарических условий в подземном резервуаре;
—	незначительным отчуждением земли по сравнению с объемом хра-
нилища;
—	сейсмической устойчивостью;
—	минимальным риском при нештатных и чрезвычайных ситуациях.
Как показывает опыт, объем выбросов углеводородов в атмосферу
вследствие больших и малых дыханий на подземных хранилищах сни-
жается в десятки и сотни раз по сравнению с наземными, потери про-
дукта на подземных хранилищах связаны только с эксплуатацией на-
земного комплекса, терминалов и т. п.
В качестве примера в табл. 12.2 приведены сведения о потерях авто-
бензинов в хранилищах различных типов для 2-й климатической зоны.
Таблица 12.2. ПОТЕРИ АВТОБЕНЗИНОВ В РЕЗЕРВУАРАХ РАЗЛИЧНЫХ ТИПОВ				
Тип хранилища	Коли- чество циклов закачки- огбора	Продол- житель- иость хранения, лег	Потери, кг/т	
			осенне- зимний период	весенне- летний период
Наземные стальные резервуары	1	1	2,6	3,0
Заглубленные резервуары	1	1	1368	2,172
Подземные резервуары в каменной соли • выдача в магистральный трубопровод через буферные резервуары: *	наземные стальные *	заглубленные • выдача без буферных резервуаров: *	в ж/д цистерны *	в магистральный трубопровод	1 1 1 1	1 1 1 1	0,52 035 0,09 0,02	0,82 0,60 0,19 0,02
Рис. 12.1. Классификация подземных хранилищ по назначению и видам хранимых продуктов
Нефть
Газовый конденсат		Жидкие продукты
Светлые нефтепродукты		
Мазут		
		
Рассол		
Широкая фракция легких углеводородов		
	—	Сжиженные углеводородные газы
Пропан		
Бутан		
Пентаны		
Пропилен		
		
Бутилен		
		Газообразные продукты
Природный газ		
Этилен		
Гелин		
Азот		
Воздух для воздушно» аккумуляторных газотурбинных электростанции		
		Нефтяная промышлен- ность
		
Отстой воды, сепарации нефти и нефтяного газа	—	
		
					
Продувка скважин, сепарация газа и газового конденсата	—	Газовая промышлен- ность
		
Захоронение промышленных
отходов
Депонирование промышленных
отходов
их vavir j
8S6
ПО Л ЗЕМНЫЕ ХРА НИЛИ ПIА ГАЗОНЕФТЕПРОЛУКТОВ

Поскольку отбор продукта из подземного резервуара производится,
как правило, путем его вытеснения рассолом, то даже в случае аварий-
ной разгерметизации устья скважины последствия имеют локальный
характер и потери продукта минимальны.
Конструкция устьев скважин, применение клапанов-отсекателей
обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и высокую ус-
тойчивость к любым внешним воздействиям, в том числе и при чрезвы-
чайных ситуациях.
После сооружения подземных резервуаров площадка, оставляемая
у скважины для размещения оборудования и обеспечения проведения
ремонта и т. п., составляет менее 0,01 га, в то время как вместимость
единичного резервуара может достигать сотен тысяч кубометров. Осталь-
ная территория между скважинами может быть использована для сель-
скохозяйственных или иных целей. Ориентировочные значения площа-
дей земель, отчуждаемых в постоянное пользование для размещения
хранилищ различного типа и объема, приведены в табл. 12.3.
Таблица 12.3. ПЛОЩАДИ, ЗАНИМАЕМЫЕ ХРАНИЛИЩАМИ
ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Вместимость хранилища, тыс. м3	Площади отчуждаемых в постоянное пользование земель, га	
	Хранилища с наземными стальными резервуарами	Хранилища с бестактными резервуарами в каменной соли
50	30	20
250	45		25	
1000	75	28
2000	100	30
При строительстве подземных резервуаров в каменной соли исполь-
зуются передовые достижения нефтегазовой промышленности, они яв-
ляются инженерными сооружениями, создаваемыми на основе научно
обоснованных нормативов и расчетов. Их прочность и герметичность
обусловлена соответствующими испытаниями и измерениями, а состо-
яние постоянно контролируется. Кроме того, резервуары изолированы
от подземных вод, не оказывают влияния друг на друга и ремонтопри-
годны.
ПОДЗЕМНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ,
СОЗДАВАЕМЫЕ МЕТОДОМ
РАСТВОРЕНИЯ КАМЕННОЙ СОЛИ
ЧЕРЕЗ БУРОВЫЕ СКВАЖИНЫ
Подземный резервуар состоит из
выработки-емкости, используе-
мой для размещения хранимого
продукта, и эксплуатационной
скважины, оборудованной для
960
ГЛАВА ХТТ
закачки и отбора продукта. Выработка-емкость обычно имеет осесим-
метричную форму (цилиндрическую, шаровую, эллипсоида вращения
и др.) и куполообразную кровлю, причем осью симметрии является сква-
жина. Подземные резервуары могут иметь одну или несколько эксплуа-
тационных скважин, в которых размещаются технологические колон-
ны труб. В стадии строительства подземной выработки-емкости
скважина оборудуется колоннами труб для подачи растворителя и отбо-
ра рассола. А в стадии эксплуатации резервуара - колоннами труб, ко-
личество которых определяется в зависимости от вида хранимого про-
дукта и схемы эксплуатации хранилища. Выработки-емкости имеют
пролет обычно до 80 м, высоту до нескольких сотен метров и вместимость
от десятков тысяч до миллиона кубометров. Конструктивная компонов-
ка подземного резервуара цилиндрической формы, сооруженного через
вертикальную скважину, приведена на рис. 12.2. Существуют резерву-
ары гирляндного типа, когда две выработки-емкости сооружаются че-
рез одну вертикальную скважину, и резервуары тоннельного типа.
Способность каменной соли к растворению пресной или слабоминера-
лизованной водой делает возможным применение дешевой, безопасной и
эффективной скважинной гидротехнологии для сооружения выработки.
Извлекаемый при сооружении подземного резервуара раствор хлорида
Рис. 12.2. Конструктивная компоновка подземного резервуара
для хранения жидких углеводородов:
1 - направление; 2 - кондуктор; 3 ~ обсадная колонна;
4 - незакрепленный участок скважины; 5 - эксплуатационная колонна;
6 - жидкие углеводороды; 7 - рассол
ПОПЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОЛУКТОВ
9«1
натрия является ценным химическим сырьем, практически готовым к
утилизации. Химическая инертность каменной соли по отношению к хра-
нимым продуктам в совокупности с отсутствием кислорода и стабильнос-
тью температуры и давления обеспечивают сохранение качества товар-
ных продуктов. В выработках-емкостях в каменной соли появившиеся
по какой-либо причине трещины способны самозалечиваться вследствие
вязкопластических деформаций соли, что обеспечивает практическую
непроницаемость соляных массивов и герметичность подземных резер-
вуаров. Технология сооружения бесшахтных резервуаров не требует их
крепления, поэтому для обеспечения устойчивости при больших глуби-
нах заложения выработки-емкости эксплуатируются под избыточным
давлением, что является достоинством при хранении газообразных и
жидких продуктов. Поэтому подземные хранилища в каменной соли иде-
ально подходят для хранения таких углеводородов как бутан, пропан,
пропилен, бутилен и др., которые в термобарических условиях подзем-
ного резервуара способны находиться в сжиженном состоянии. Хранение
природного и иных газов под высоким давлением обеспечивает высокую
эффективность использования геометрического объема выработок-емко-
стей. В случае хранения товарных нефтепродуктов установившиеся тер-
мобарические условия в выработке-емкости исключают их испарение,
блокируют процесс выделения кислорода, растворенного в рассоле, бла-
годаря чему, значительно замедляется окисление хранимого продукта.
Подземные резервуары в каменной соли сооружаются в соляных за-
лежах всех морфологических типов и различного возраста: от кембрия
до неогена. Существующие в мире подземные резервуары расположены
в соляных толщах, залегающих, как правило, в диапазоне глубин 300—
1500 м. Теоретические расчеты показывают, что максимально возмож-
ная глубина заложения подземных резервуаров (с точки зрения обеспе-
чения их устойчивости) не превышает 3000 м. Минимально
приемлемая глубина залегания горных пород, пригодных для разме-
щения выработок-емкостей, определяется видом хранимого продукта
(необходимым эксплуатационным давлением).
Существуют определенные требования к температуре породного масси-
ва, связанные с необходимостью сохранения качества продукта. Темпера-
турные критерии пригодности соляных залежей для хранения моторных
топлив определены на основании экспериментальных исследований каче-
ства продуктов при их длительном хранении без обновления в контакте с
каменной солью и приведены в табл. 12.4.
Для сырой нефти, газового конденсата и других продуктов, не имею-
щих жестких требований к химическому составу, температурных огра-
ничений срока их хранения в подземных резервуарах в каменной соли
не устанавливается.
062
ГЛАВА ХН
Таблица 12.4. СРОКИ ХРАНЕНИЯ ТОПЛИВ В ПОДЗЕМНЫХ
ХРАНИЛИЩАХ, СООРУЖАЕМЫХ В ОТЛОЖЕНИЯХ КАМЕННОЙ СОЛИ
Наименование топлива	Допускаемые сроки хранения (год) при температуре, вмещающих подземный резервуар в каменной соли, °C		
	до 25	от 26 до 35	от 36 до 45
Бензин авиационный	8	—	—
Бензин автомобильный этилированный	15	11	6
То же, неэтилированный	12	9	5
1 Дизельное топливо	15	11	7
Топливо для реактивных двигателей	12	9	7
Важным аспектом при выборе площадок строительства подземных
хранилищ является наличие источников водоснабжения для осуществ-
ления процесса подземного растворения соли и условии удаления обра-
зующегося при этом рассола. Для водообеспечения строительства выра-
боток-емкостей используются в основном водозаборы из поверхностных
водоемов и водотоков, а также водозабор из подземных вод, в том числе
минерализованных. В некоторых случаях можно использовать слабо-
минерализованные промышленные стоки.
При создании 1 м3 геометрического объема выработки-емкости обра-
зуется 8—10 м3 рассола. Поэтому важным аспектом создания подземных
хранилищ в каменной соли является утилизация или удаление рассола
со строительной площадки.
В настоящее время все проекты, разработанные предприятием «Под-
земгазпром» по строительству подземных хранилищ, предусматривают
утилизацию рассола путем передачи на химический комбинат для полу-
чения хлора (Волгоградское ПХГ), содовый завод для получения соды и
различных химпродуктов (Березниковское ПХГ), солезавод для произ-
водства пищевой соли (Калининградское, Сереговское ПХГ), а также сброс
в природные соляные озера для получения технической соли (Астраханс-
кий комплекс хранилищ). При отсутствии условия утилизации строитель-
ного рассола его закачивают в недра либо для поддержания пластового
давления на нефтяных месторождениях, если они есть в районе строи-
тельства, либо в глубокие поглощающие водоносные горизонты.
ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА Наиболее перспективные совре-
ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ менные технологии создания
подземных хранилищ в отложе-
ниях каменной соли разработаны учеными ООО «Подземгазпрома». В про-
цессе подземного растворения каменной соли под действием сил гравита-
ции происходит стратификация рассола по высоте, которая приводит
ГГОПЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЯОНЕФТЕИРПГГУИТОР
9АЗ
к преимущественному развитию верхней части выработки-емкости. С дру-
гой стороны, при нарушении естественного напряженно-деформированного
состояния вмещающего массива каменной соли, вследствие создания вы-
работки-емкости, требуется развитие ее с сохранением устойчивости. Сле-
довательно, главной задачей формирования подземных выработок-емкос-
тей является оптимальное преодоление противоречия между процессом
развития верхней части выработки-емкости и требованием сохранения ус-
тойчивости выработки-емкости под действием горного давления. Преодо-
ление указанного противоречия является причиной разработки многочис-
ленных технологических схем и способов управления формообразованием
подземных выработок-емкостей.
Управление процессом формообразования выработки осуществляет-
ся путем использования жидкого или газообразного нерастворителя,
закачиваемого в верхнюю часть выработки для предотвращения раство-
рения потолочины. В этом случае предусматривается создание подгото-
вительной выработки (гидровруба) небольшой высоты (несколько мет-
ров) и большого диаметра (практически конечный диаметр выработки
после выемки всей соли). После сооружения гидровруба отработка соли
осуществляется на всю проектную высоту выработки-емкости с диамет-
ром, соответствующим диаметру гидровруба.
К настоящему времени при строительстве подземных резервуаров
применяется в основном технология, основанная в принципе на комби-
нированной схеме, когда значительная часть выработки отрабатывает-
ся послойно «снизу-вверх», а остальная - «сверху-вниз» при заглублен-
ной водоподаче, но с применением относительно небольшого объема
нерастворителя. Такая схема применяется в основном при строитель-
стве резервуаров в пластах средней и большой мощности.
Управление формообразованием выработок-емкостей в процессе стро-
ительства осуществляется за счет следующих факторов: количеством
растворителя, подаваемого в выработку-емкость; регулированием уров-
ня нерастворителя; установлением пространственных положений рабо-
чих колонн по отношению друг к другу и по высоте выработки; органи-
зацией режимов и системы ввода растворителя в выработку.
Одной из основополагающих физических характеристик, предопреде-
ляющих формирование подземной выработки методом растворения, явля-
ется коэффициент массоотдачи от поверхности растворения к потоку ра-
створителя. В общем случае коэффициент массоотдачи с растворяемой
поверхности определяется, из следующих критериальных выражений:
(хО,112
Т-] ’	(12.1)
"ср J
Nur = а2 (Gf1 1 Pr п j* ,
(12.2)
Q«4
ГЛАВА ХП
где член (Gr11 Ргп)0-3 представляет собой вклад в массоотдачу естествен-
ной конвекции, a (Re™ Pr*)0»056— вынужденной конвекции; (L/d^)0,112 —
представляет вклад геометрической характеристике выработки; L — дли-
на растворяемой поверхности; — средний диаметр выработки; и а2 -
поправочные коэффициенты, определяемые по результатам исследований
кернового материала соли из конкретной скважины; индексы «П» и «ж» —
относятся, соответственно, к пограничному слою и основной массе раство-
рителя; Nmb, Nur — диффузионный аналог критерия Нуссельта, соответ-
ственно, вертикальных и горизонтальных поверхностей.
Концентрация рассола, выдаваемого из подземной выработки, оп-
ределяется по следующим зависимостям:
С = СН
, 1
1 —exp - ,	.
L go-р)
1=1
(12.3)
при противоточном режиме отработки подземной выработки;
Г j ”	11 Ь QD-P)
С=Си 1-ехр - .	.УК.(1-л)Я	—=г—
eO-f)
1
хехр - .	.
L e(i-p)
(12.4)
при сближенно-противоточном режиме отработки подземной выработ-
ки, где Сн — концентрация предельного насыщения рассола в выработ-
ке; Q — производительность выдачи рассола; Р — средняя продолжитель-
ность простоев; Kif - средний коэффициент скорости растворения
поверхности соли, соответственно, вертикальной и горизонтальной; п —
среднее объемное содержание нерастворимых включений; Si, Sj — пло-
щадь активной поверхности растворения, соответственно, вертикальной
и горизонтальной; п, т — количество поверхностей, соответственно, вер-
тикальной и горизонтальной.
В настоящее время ООО «Подземгазпром» располагает технология-
ми для сооружения в каменной соли подземных резервуаров любой кон-
фигурации, обладающих длительной устойчивостью и эксплуатацион-
ной надежностью.
ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПОДЗЕМНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
Выбор технологии хранения
продукта оказывает существен-
ное влияние на технико-эконо-
мические показатели подзем-
ных хранилищ.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА гАЗПМкфТРПРОДУЭТОВ
Хранилища состоят из наземного и подземного эксплуатационных
комплексов. Наземный эксплуатационный комплекс обеспечивает за-
качку в подземный резервуар хранимого продукта и выдачу его на по-
верхность, для передачи потребителю. В случае необходимости, по тре-
бованию потребителя производится дополнительная подготовка
продукта к транспорту. В основном такая подготовка производится при
выдаче природного газа из хранилища в магистральный газопровод. В
этом случае необходимо дополнительное подземное оборудование: пы-
леуловители, сепараторы, подогреватели и др.
Подземный комплекс хранилища состоит из подземных резервуаров
и скважин различного назначения. Количество последних в зависимос-
ти от вида и количества хранимого продукта, горно-геологических ус-
ловий площадки хранилища, может достигнуть десяти и более единиц.
К этим скважинам относятся все наблюдательные, пробуренные на глу-
бину соответствующих глубин водоносных горизонтов, и сбросные сква-
жины промышленных стоков.
Состав сооружений и номенклатура оборудования наземного комп-
лекса подземных хранилищ зависит от вида хранимого продукта и тех-
нологической схемы эксплуатации. Схема эксплуатации подземных
хранилищ жидких продуктов с различными их модификациями пред-
ставлена на рис. 12.3.
Наиболее распространенными являются рассольная (рис. 12.4) и без-
рассольная технологические схемы эксплуатации подземных храни-
лищ. Одна из разновидностей безрассольных схем используется, напри-
мер, на подземных хранилищах природного газа, когда резервуары
эксплуатируются как сухие газгольдеры.
Рассольная схема предполагает закачку и отбор жидких или сжи-
женных продуктов по принципу замещения хранимого продукта насы-
щенным рассолом, для обеспечения которым используются, как прави-
ло, специально построенные наземные и подземные рассолохранилища.
Могут быть использованы другие источники: близкорасположенные
рассолопроизводящие предприятия, природные рассолы неглубокого
залегания и концентрации, близкой к насыщению, и др. Общий вид схе-
мы оперативного рассолоснабжения показан на рис. 12.5.
В процессе эксплуатации происходит постепенное увеличение объе-
ма подземной выработки-емкости вследствие использования недонасы-
щенного оперативного рассола.
Такое подрастворение, увеличение объема емкости должно строго
контролироваться.
Открытие крупных запасов нефти на море создало много проблем,
связанных с транспортом и хранением добываемой нефти - одним из
методов хранения нефти вблизи места добычи в морской акватории яв-
ляется сооружение подземных резервуаров под дном моря, связанных с
системой загрузки танкеров.
С наземным
рас солофа ни пишем
Р66	ГЛАВА XII
С подаем иым
расео;ю фа ни пишем
Отбор фамимого
продев сжатым
_____гупм
Использование
морской воды для
вытеснения пгю.пугга.
С постоянным
давлением в
резервуаре
С переменным
давлением в
резервуаре
Использование
м впер XI изоианпых
подземных вод для
вытеснения продукта
Сжатый пн
подается к?
магистрального
трубопровода
6 кооперации
рассолопром ыс лом
Сжатый газ
подастся от
компрессорной
ста шиш
Сжатый газ
подастся нт
отдельно
расположенного
аккумулятора
постоянного
объема
~№1ескеннг
ПрОДКТЯ СЖД1ЫМ
I Лом через
ра целительную
жнлмхтъ
Рйзлс.'1нтельйая
жидкость подается нт
отдельна
расположенного
резерве ар л
с фазовым
превращением
вьпссняк>1пего
пешее тв л
Сжа тый газ
аккумулируется
непосредственно
в резерву аре дтя
фанеиня
продуга
С использованием
пплпфтз для отбора
хранимого продукта
С ясподьэошнием
тсрмо газлифта для
птоора хранимого
продут
Хранилище
гнрляндногр опта
BwiecifcW продукта
фугим проектом
через ряцГли Ге льну ю
жидкость
Продактлля
вытеснения другого
продукта подае’гся tn
' отдельно
расположенного
резервуара
Храни, и шк
ПфЛЯИ ДИОГО 1ИПЯ
Рис. 12.3. Схема эксплуатации подземных хранилищ жидких продуктов, сооружаемых в каменной соли
Ш>- 13ЕМНЫЕ ХРАНИЛИ Ш А ГАЗОНЕФТЕПРО' 1УКТОВ
9Ь7
Рис. 12.4. Принципиальная технологическая схема
подземного хранилища нефтепродуктов:
1 - подземная выработка-емкость; 2 - центральная подвесная колонна;
3 - эксплуатационная скважина; 4 - рассолохранилище; 5 - насос для
рассола; 6 — буферный резервуар для хранимого топлива №1; 7,8 — насосы
соответственно высокого и низкого давления; 9 - буферный резервуар
для хранимого топлива №2
Рис. 12.5. Общий вид схемы оперативного рассолоснабжения:
1 - рассолохранилище с системой поддержания концентрации рассола;
2 — рассолохранилище со скважиной донасыщения рассола; 3 — скважина
донасыщения рассола; 4 — подземное рассолохранилище; 5 — подземное
рассолохранилище с упругой газовой подушкой; 6 - нагнетательная скважи-
на для захоронения рассола в глубокие водоносные горизонты; 7 — рассолодо-
бывающее предприятие; 8 - подземные резервуары;
9 — рассолоупотребляющее предприятие
При рассольной схеме технологии эксплуатации хранилища скважи-
на подземного резервуара оборудуется двумя подвесными колоннами:
центральной и продуктово-технологической. Центральная колонна
968
ГЛАВА XJI
предназначена для закачки и отбора рассола из выработки-емкости,
а продуктово-технологическая для закачки и отбора хранимого про-
дукта (рис. 12.6).
Рис. 12.6. Обустройство эксплуатационной колонны подземной емкости
Благодаря применению рассольной схемы при хранении нефтепродук-
тов, в резервуаре отсутствует газовая фаза, поэтому нет потерь от «боль-
ших» и «малых» дыханий. Это большое преимущество данной схемы экс-
плуатации, так как обеспечиваются минимальные потери нефтепродуктов
только в наземном обустройстве и охрана окружающей среды.
При безрассольной эксплуатации подземных резервуаров для отбо-
ра жидких углеводородов используют энергию сжатых газов, специаль-
ные погружные электронасосы, газлифт, термогазлифт, струйные на-
сосы. В качестве сжатых газов могут быть использованы природный и
инертные газы, пары сжиженных углеводородов и др. К основным тре-
бованиям, предъявляемым к газообразным агентам, относятся: малая
растворимость и химическая нейтральность к продуктам хранения, спо-
собность не конденсироваться при температурах, окружающих подзем-
ный резервуар пород, и повышенных давлениях, невысокая стоимость,
отсутствие возможности образования огнеопасных или взрывоопасных
смесей.
В случае хранения в подземной емкости газообразного продукта в
скважине может остаться только продуктово-технологическая колон-
на. Центральная колонна, после первоначального заполнения хранимым
газообразным продуктом выработки-емкости, с помощью специального
оборудования вытаскивается из скважины.
Принципиальная технологическая схема комплекса по приему, хра-
нению сжиженных газов, регазификации и приготовлению газовоздуш-
ной смеси представлена на рис. 12.7. В состав комплекса входят: подзем-
ное хранилище сжиженного газа, железнодорожная сливная эстакада,
nOJISFMHbTF ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФ^ЕПРОД^’КТОВ
о*?о
наземные буферные резервуары, станция по приготовлению бутановоз-
душной смеси (испаритель, пароперегреватель, установка по смешению
паров бутана с воздухом), технологические трубопроводы КИПиА.
Рис. 12.7. Технологическая схема комплекса по приему, хранению
сжиженных газов, регазификации и приготовлению газовоздушных смесей:
1 — подземный резервуар сжиженного газа; 2 — подземный резервуар природ-
ного газа; 3 - компрессор сжиженного газа; 4 - насос сжиженного газа;
5 — железнодорожная эстакада; 6 — наземные металлические резервуары;
7 - котельная; 8 - испаритель сжиженного газа; 9 - пароперегреватели
сжиженного газа; 10 - накопитель паров сжиженного газа; 11 - установка
смешения паров сжиженного газа; 12 — накопитель воздуха;
13 - компрессор воздуха
Проведенный анализ существующих схем и имеющийся мировой
опыт эксплуатации подземных хранилищ, позволили выделить основ-
ные схемы эксплуатации:
•	перспективным является применение подземных рассолохранилищ
в схеме эксплуатации хранилищ нефтепродуктов;
•	использование безрассольного способа с применением сжатого газа для
отбора сырой нефти, нестабильного газового конденсата и других жидких
углеводов, которые после хранения направляются на переработку;
•	применение рассольного, насосного и комбинированного способов
эксплуатации хранилищ в тех случаях, когда требуется хранение без
изменения свойств продукта;
•	термогазлифтный способ эффективен для отбора сжиженных газов
(СУГ, СПГ), предназначенных для резервирования газоснабжения про-
мышленных узлов и крупных населенных пунктов.
97°
r4^BAXII
МЕТОДЫ ОТТЕНКИ	Для обеспечения эксплуатацион-
ДЛИТЕЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ной надежности и безопасности
ВЫРАБОТОК-ЕМКОСТЕЙ подземных резервуаров назнача-
ются такие геометрические разме-
ры выработок-емкостей и целиков, минимальное и максимальное зна-
чение эксплуатационного давления, чтобы породный массив в
окрестности резервуара сохранял устойчивость и непроницаемость на
весь длительный период эксплуатации резервуара.
Каменная соль является природным непроницаемым экраном, что и
обусловило возможность ее использования в качестве ограждающей
конструкции резервуаров при хранении газа и нефтепродуктов. Однако
действие длительных нагрузок приводит к изменению внутренней струк-
туры порово-трещинного пространства. Увеличивается пористость и
проницаемость.
Изменение напряженно-деформированного состояния породного
массива в связи с созданием выработки может привести к образованию
нарушенной зоны в ее окрестности, где экранирующая способность соли
будет утрачена.
Это может привести к появлению областей запредельного деформи-
рования (ОЗД) вблизи стенок выработки-емкости, в результате чего про-
исходит разрыхление породы. Если размеры зоны разрыхления превы-
шают мощность непроницаемого покрытия в выработки-емкости, то
возможна утечка хранимого продукта в проницаемый слой выше или
ниже соляных отложений.
Напряженно-деформированное состояние в окрестности выработок
определяется из решения задач механики горных пород от действия по-
стоянных и временных (длительных, кратковременных, особых) нагру-
зок. К постоянным нагрузкам относятся: горное давление и давление
подземных вод. Величина горного давления определяется с учетом дан-
ных инженерно-геологических изысканий на площадке. При отсутствии
тектонических напряжений в породном массиве горное давление допус-
кается определять по весу вышележащих пород. К длительным относят-
ся давление хранимых газа или жидкости в резервуаре и нагрузки от
температурных воздействий.
При определении значения нагрузок в расчете выработки-емкости на
устойчивость учитывается коэффициент надежности по нагрузке. Расчет-
ное значение нагрузки определяется как произведение ее нормативного
значения на коэффициенты надежности по нагрузке. Коэффициент на-
дежности по ответственности принимается равным единице.
Расчет устойчивости подземных выработок-емкостей, как правило,
выполняется при наиболее неблагоприятных сочетаниях нагрузок.
Размер целика между резервуарами существенно влияет на напря-
женно-деформированное состояние породного массива. Ограничивают-
ся размеры целика, в основном, геологическими факторами, основным
ПО	X Р А НИЛИ1ЦА ГА^ОНЕФТЕПРОДУКТОВ
из которых является пространственная неоднородность соляного мас-
сива. Размер целика назначается таким, чтобы расстояние по горизон-
тали между границами ОЗД соседних выработок-емкостей превышало
пролет большей из них. При выполнении нормативных ограничений на
размер целика, изложенных выше, допустимо при расчете устойчивос-
ти выработок-емкостей рассматривать осесимметричную задачу.
При предварительной оценке устойчивости резервуаров рассматри-
вается выработка в форме кругового цилиндра. Максимально допусти-
мый пролет выработки L определяется по формуле
____	СО
/у ( гГ
L = 2 аЛп '	,	(12.5)
где Vadin — допустимый объем ОЗД в окрестности кровли, м3; — интен-
сивность касательных напряжений, соответствующая пределу длитель-
ной прочности, МПа; а, со — безразмерные параметры; — минималь-
ное эксплуатационное давление, МПа; рг - усредненная плотность
пород, залегающих выше кровли выработки-емкости, кг/м3.
На основании опыта эксплуатации подземных выработок-емкостей
различных форм, геометрических размеров, глубин заложения (300-
1500 м) допустимый объем ОЗД в окрестности кровли при расчетах при-
нимается равным 700 м3.
Максимальное давление продукта определяется из соображений пре-
дотвращения гидроразрыва пород по формуле
Л»х=**р..Н»	(12.6)
где k - коэффициент, учитывающий геологическое строение массива
каменной соли, принимаемый в зависимости от условий равным 0,7—
0,9; Н — глубина заложения башмака основной обсадной колонны, м.
Минимально допускаемое давление на уровне кровли выработки-
емкости, создаваемое в резервуаре продуктом, определяется по условию
предотвращения разрушения выработки-емкости в течение всего пери-
ода эксплуатации. Оно определяется по формуле
(12.7)
где Н — глубина заложения кровли выработки, м.
Для оценки устойчивости выработки на стадии проектирования
проводится инженерно-геологическая схематизация рабочей толщи на
основе изучения закономерностей строения и изменения физико-меха-
нических свойств в зависимости от петрогенетических особенностей
слагающих эту толщу пород. Под рабочей толщей понимается массив
горных пород в интервале заложения выработки и в зоне ее влияния.
972
ГЛАВА XII
Зона влияния распространяется на 5 максимальных полупролетов вок-
руг выработки. В зону влияния могут попадать вся соляная залежь и
часть надсолевой толщи, что определяется конкретной глубиной зало-
жения выработки.
На основании принятой инженерно-геологической модели и резуль-
татов исследований физико-механических свойств всех литологических
разновидностей соляных пород, слагающих толщу, строится ее матема-
тическая модель.
Принятые уравнения состояния каменной соли описывают процесс
ползучести при постоянных напряжениях, протекающий как в одну ста-
дию (затухающая ползучесть), так и в три стадии (затухающая ползу-
честь, установившееся течение, прогрессирующее течение) и имеют сле-
дующий вид:
(12.8)
Параметры уравнений состояния определяются путем обработки ре-
зультатов испытаний образцов каменной соли на ползучесть при длитель-
ном действии постоянных напряжений в условиях трехосного сжатия.
Для определения напряженно-деформированного состояния пород-
ного массива решается пространственная задача о деформировании ве-
сомой полубесконечной среды с полостью с учетом осевой симметрии.
При численном решении задачи в окрестности полости выделяется ве-
сомая область, на границах которой заданы следующие граничные ус-
ловия: на верхней горизонтальной границе выделенной области задаются
вертикальные нормальные напряжения, равные весу вышележащих
пород, а на остальных границах - отсутствие вертикальных или гори-
зонтальных перемещений.
Критерии устойчивости выработок-емкостей кратко могут быть сфор-
мулированы следующим образом.
Осесимметричная выработка является устойчивой, если не вся по-
верхность выработки принадлежит ОЗД, объем ОЗД в окрестности кров-
ли ограничен величиной 700 м3, распространение ОЗД в направлении,
нормальном поверхности выработки, ограничено величиной 0,04L, и
возникающие в массиве растягивающие напряжения не превышают
прочности породы на растяжение.
Создание подземных резервуаров приводит к изменению напряжен-
ного состояния породного массива и его деформированию, что, в свою
очередь, вызывает не только уменьшение объема выработанного про-
странства (конвергенцию), но и осадки земной поверхности. В связи с
проявлением горными породами и, в частности, каменной солью реоло-
гических свойств эти процессы наблюдаются как при строительстве ре-
зервуаров, так и во время их эксплуатации.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОПЕФТЕПРОДУ1СТОВ
Конвергенция является причиной проседания поверхности земли,
поэтому параметры мульды оседания зависят от величины конверген-
ции. Как показали исследования, объем осевшей земной поверхности
равен уменьшению объема выработки при конвергенции. Для учета вли-
яния соседних резервуаров при определении осадки используется прин-
цип суперпозиции.
МЕТОДЫ ДИАГНОСТИКИ	Важным и в тоже время уязви-
И КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО мым звеном при эксплуатации
СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ	подземного резервуара является
РЕЗЕРВУ АРОВ	обсадная колонна эксплуатацион-
ной скважины. В ней и в затруб-
ном пространстве (цементном камне) возникают дефекты, вызывающие
необходимость проведения ремонтных работ.
Часть информации о состоянии колонны труб можно получить, ис-
пользуя стандартные геофизические методы исследования скважин,
такие как кавернометрия, акустическое телевидение, термометрия, ра-
диометрия, акустическая цементометрия.
Наиболее полную информацию дает скважинный магнитоимпульс-
ный дефектоскоп, который позволяет исследовать скважины с двумя и
тремя колоннами труб и определять толщину стенки каждой из труб,
положение муфт, выделять дефекты и зоны уменьшенной толщины каж-
дой из колонн.
Для измерения внутреннего диаметра предназначены приборы
комплексного контроля труб, позволяющие измерять внутренний диа-
метр, определять фактический профиль сечения труб на любой глуби-
не, эллипсность, разрывы и другие нарушения. При этом исследуется
вся внутренняя поверхность колонны, фактическое проходное сечение
и участки налипания соли на внутренней поверхности колонн.
Исследования состояния цементного камня за обсадной колонной
осуществляются скважинными цементомерами, предназначенными для
определения высоты подъема цемента, его распределения за колонной
и оценки сцепления цементного камня с колонной и массивом.
Для уточнения плотности цементного камня используется метод гам-
ма-гамма-плотнометрии.
При исследовании технического состояния подземной выработки-
емкости определяется ее конфигурация. Эти работы выполняются спе-
циальной звуколокационной аппаратурой, которая снимает горизон-
тальные сечения выработки на различных отметках глубины по методу
эхолоцирования отраженного акустического сигнала ультразвуковой
частоты. Полное представление о форме подземного резервуара дает со-
вокупность горизонтальных сечений, выполненных по всей высоте вы-
работки-емкости.
974
ГЛАВА X' J
Некоторые виды аппаратуры позволяют снимать и вертикальный
профиль выработки. Но такие материалы могут использоваться только
как вспомогательные, так как из-за различной плотности рассола по
высоте выработок изменяется скорость акустического сигнала, что вно-
сит искажения в результаты, трудно поддающиеся коррекции.
В отечественной практике используются несколько модификаций
опытных образцов звуколокаторов. Эта аппаратура используется совме-
стно с каротажной станцией и позволяет осуществлять измерения ради-
уса подземной выработки-емкости в пределах 0,5—160 м, с погрешнос-
тью ±2%. Горизонтальные сечения привязаны по азимуту посредством
магнитного датчика.
В принципе имеется возможность производить звуколокацию через
колонну труб. В этом случае погрешность несколько увеличивается и
отсутствует азимутальная привязка горизонтальных сечений.
Важной проблемой является контроль состояния выработок-емкостей
на ПХГ, эксплуатирующихся при переменном давлении, так как необхо-
димо не допустить начала разрушения выработки при минимальном бу-
ферном давлении. Диагностическая система может быть основана, напри-
мер, на методе акустической эмиссии. Известно, что при образовании в
соляном массиве трещин, которые могут привести к обрушению или раз-
герметизации резервуара, генерируется акустический сигнал частотой
порядка 103—104Гц. Датчики, регистрирующие такой сигнал, могут быть
расположены в наблюдательной скважине, непосредственно в резервуа-
ре, в затрубном пространстве эксплуатационной скважины и т. п. Одним
из вариантов является размещение датчика акустической эмиссии и бло-
ка преобразователя сигнала в специальной скважине. Пользуясь такой
системой, можно проводить непрерывный мониторинг подземных резер-
вуаров и регулировать режим их эксплуатации, т. е. при отборе газа дав-
ление снижать до тех пор, пока не будет достигнут переход к критическо-
му состоянию, соответствующий минимально возможному для данного
резервуара давлению.
МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ
ГЕРМЕТИЧНОСТИ
Испытания на герметичность резервуаров,
созданных методом подземного растворе-
ния каменной соли через буровые скважи-
ны, производятся с целью установления их пригодности к эксплуата-
ции после окончания строительства, капитального ремонта или
аварийно-восстановительных работ, а также по мере необходимости в
период эксплуатации. Испытания производятся путем создания избы-
точного давления испытательной среды, в качестве которой могут быть
использованы, в зависимости от продукта, хранимого в резервуаре, жид-
кие нефтепродукты, газы или рассол. При испытаниях проверяется раз-
дельно герметичность подвесных колонн труб, устьевой обвязки сква-
жины с зацементированной обсадной колонной и выработки-емкости.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОИЕФТЕПРОДУКТОВ
Герметичность устьевой обвязки устанавливается по отсутствию уте-
чек испытательной среды в ее элементах в период проведения испытаний.
Герметичность подвесных колонн устанавливается по отсутствию
перетоков испытательной среды между трубными пространствами в пе-
риод проведения испытаний.
После установления герметичности устьевой обвязки и подвесных
колонн труб осуществляются испытания на герметичность скважины с
зацементированной обсадной колонной и резервуара в целом.
Скважины резервуаров для хранения нефтепродуктов допускается
испытывать жидким нерастворителем или продуктом, подлежащим
хранению.
Скважины резевуаров для хранения СУГ следует испытывать бензи-
ном прямой гонки или допускается производить испытания хранимым
продуктом.
Резервуары для СУГ, нефти и нефтепродуктов в целом следует испы-
тывать рассолом, при этом допускается наличие в межтрубье обсадной
и внешней подвесной колонн испытательной среды, используемой для
испытания скважины резервуара.
Резервуары для хранения газа следует испытывать газом, подлежа-
щим хранению, допускается производить испытания газом, нейтраль-
ным по отношению к хранимому продукту.
При испытаниях резервуаров на герметичность величина испыта-
тельного давления в резервуаре на отметке башмака основной обсадной
колонны определяется соотношением
Pte = K Р.	(12.9)
где К - коэффициент превышения испытательного давления, равный
1,05; Р. — величина эксплуатационного давления на отметке башмака
основной обсадной колонны.
Величина испытательного давления Pt, измеряемая на устье скважи-
ны, вычисляется по формуле
P^P^-pgL,	(12.10)
где р — средняя по скважине плотность испытательной среды; L — глу-
бина башмака обсадной колонны; g — ускорение силы тяжести.
Испытательное давление на устье скважины не должно превышать
значения, допустимого по условиям прочности элементов устьевой об-
вязки и обсадных труб.
Резервуар признается герметичным, если потери (дисбаланс) испы-
тательного флюида не превышают допустимой величины.
Свод правил «Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их пе-
реработки» предусматривает испытания на герметичность скважины
после окончания цементирования обсадной колонны, перед началом
процесса подземного растворения каменной соли и после окончания стро-
ительства резервуара.
97 '
ГЛАВАХ!!
При испытаниях скважины перед началом растворения каменной
соли она считается герметичной, если:
а)	утечка испытательной жидкости не более 0,02 м3 в сутки;
б)	темп падения давления снижается, стремясь к постоянной вели-
чине, а среднее падение давления за час в течение последних 12 ч выдер-
жки не превышает 0,05% испытательного давления.
При испытаниях резервуара после окончания строительства он счи-
тается герметичным, если:
а)	утечка испытательной жидкости не более 0,02 м3 в сутки;
б)	темп ежечасового падения давления со временем снижается, стре-
мясь к постоянной величине, а среднее падение давления за час в тече-
ние последних 12 ч выдержки не превышает 0,05% испытательного дав-
ления.
НАДЕЖНОСТЬ И БЕЗОПАСНОСТЬ Проектный срок службы сква-
ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ жин рассолопромыслов, кото-
рые имеют много общего со сква-
жинами подземных хранилищ в каменной соли и эксплуатируются
практически в идентичных условиях, составляет 25 лет. Однако большин-
ство скважин рассолопромыслов безаварийно эксплуатируются в течение
30-35 лет, а 12 скважин подземных резервуаров, созданных в каменной
соли, эксплуатируются около 40 лет, что является максимальным дос-
тигнутым сроком эксплуатации.
В настоящее время рекомендовано применение оценки пригодности
скважин к эксплуатации по коэффициенту запаса прочности. При этом
предварительно определяется фактическое состояние скважин (обсад-
ных колонн и др.) путем дефектоскопии. Определяются или вычисля-
ются нагрузки на обсадную колонну, которые сравниваются с остаточ-
ной прочностью дефектных участков. По величине коэффициента
запаса прочности, который должен быть не меньше нормативного, при-
нимается решение о возможности эксплуатации скважины и прогноз
ее долговечности.
Что касается выработок-емкостей, то в силу различия их геометри-
ческих форм и геологических условий методы статистической теории
надежности к ним неприменимы. В период начала строительства под-
земных хранилищ в СССР предполагалось, что срок их службы должен
составлять 50—60 лет. Однако, с начала эксплуатации первые подзем-
ные хранилища каменной соли пока не достигли этого срока.
В общем случае, как показывает практика, выработки-емкости яв-
ляются более долговечными сооружениями, чем скважины.
Для подземных хранилищ газонефтепродуктов первый контроль
технического состояния с последующим диагностическим исследова-
нием проводится после 20-30 лет эксплуатации, а последующие - с пе-
риодичностью в 5—10 лет, зависящей от результатов предыдущего кон-
ПОДЗЕМНЫЕ ХР АНИ ПИЩА ГАЗОНЕФ^ЕПРОДУКТОВ
977
троля. Для скважин-хранилищ при наличии в разрезе коррозионно-
активных грунтов принимаются соответственно минимальные сроки
диагностики. Формально предполагается, что срок службы скважин
равен 20-30 годам с последующим продлением до 5-10 лет.
Комплексные диагностические исследования подземных резервуа-
ров включают следующие работы:
-	исследование герметичности скважин подземных резервуаров;
-	звуколокация выработок-емкостей;
-	мониторинг недр, подземных вод и поверхностных сред на пред-
мет обнаружения утечек из подземных хранилищ.
При эксплуатации подземных хранилищ газонефтепродуктов оце-
нивается: взрывоопасность, пожароопасность и экологическая опас-
ность подземных камер и наземных комплексов.
Экологическая опасность может проявляться в атмосфере, в на-
земных и подземных водах и в почве. В атмосфере — это аварийные
выбросы газообразной фазы хранимого опасного вещества из под-
земного резервуара и технологических установок, токсичные про-
дукты их горения и термического разложения с превышением ПДК,
дым, пониженная концентрация кислорода. В наземных или подзем-
ных водах и в почве - это выбросы опасного жидкого хранимого или
технологического вещества из разгерметизированных систем (в том
числе хозяйственно-бытовых сточных вод, сильноминерализирован-
ных вод, отработанных буровых растворов) в окружающую среду с
превышением ПДК.
При строительстве и эксплуатации подземных хранилищ ос-
новные виды аварий связаны с разгерметизацией подземных ре-
зервуаров, технологического оборудования и трубопроводов.
В общем случае причины аварий на подземных резервуарах сво-
дятся к следующему: ошибки при проектировании (неучет геологи-
ческих условий и сейсмичности, неправильный выбор генеральных
размеров резервуаров, неправильный выбор конструкции, матери-
алов, диапазона допустимых давлений и т. д.); ошибки при строи-
тельстве (отступления от проекта, некачественное выполнение ра-
бот и т. д.); неправильные действия персонала подземного
хранилища при эксплуатации; естественные физико-химические
процессы (коррозия, эрозия, старение); ущерб от случайных собы-
тий или от третьих лиц.
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ	Для обеспечения надеж-
И ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ	ности и экологической бе-
БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ	зопасности подземных
ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ	хранилищ газообразных
и жидких продуктов, со-
зданных в каменной соли,
978
ГЛАВА XII
предотвращения разрушения наземных сооружении, включающих
продуктовые трубопроводы, насосные, компрессорные и другие техно-
логические системы, необходимо соблюдение соответствующих требо-
ваний к строительству и эксплуатации нефтегазового оборудования и
трубопроводов.
Предотвращение разрушения выработки-емкости, скважины, ус-
тьевой обвязки обеспечивается применением целого ряда приемов и
методов.
Предотвращение подрастворения стенок выработки-емкости
при эксплуатации обеспечивается поддержанием высокой концен-
трации оперативного рассола, используемого для вытеснения про-
дукта.
Предотвращение переполнения продуктом подземной выработки-
емкости достигается точным знанием местоположения поверхности кон-
такта рассол-продукт, строгим соблюдением значений коэффициента
использования вместимости выработки-емкости: 0,95 — для нефти и неф-
тепродуктов, 0,9 - для сжиженных углеводородных газов.
Предотвращение обрыва подвесной колонны технологической сква-
жины подземного резервуара для хранения газообразного продукта мо-
жет быть решено путем извлечения всех подвесных колонн из скважи-
ны перед началом эксплуатации резервуара. В резервуарах для
хранения жидких продуктов применяются специальные хвостовики,
обеспечивающие упор подвесных колонн в дно выработки, что предот-
вращает их раскачивание и разрушение.
Предотвращение выброса при разгерметизации устьевой обвязки на
подземных хранилищах газообразного продукта обеспечивается при-
менением клапанов-отсекателей, устанавливаемых в эксплуатационной
скважине.
Для резервуаров жидких продуктов вокруг устья скважины произ-
водят обвалование, размеры которого выбираются таким образом, что-
бы при максимально возможном выбросе нефтепродукта не произошло
его растекания по прилегающей территории.
12.4. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА
ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ ШАХТНОГО ТИПА
Подземные газонефтехранилища шахтного типа создаются в искус-
ственных выработках в массивах горных пород. Для сооружения под-
земных хранилищ используются, как правило, плотные породы: ангид-
риты, гипсы, мергели, известняки, доломиты, граниты, гнейсы, глины,
глинистые сланцы, каменная соль, многолетнемерзлые и др. В некото-
рых случаях хранилища сооружаются и в проницаемых породах с ис-
кусственной герметизацией стенок емкостей.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ
В соответствии с классификацией, подземные хранилища шахтно-
го типа подразделяются на 3 вида, различающиеся способом достиже-
ния герметичности емкостей (рис. 12.8). К 1-му — относятся хранили-
ща, в которых герметичность шахтного резервуара обеспечивается
практической непроницаемостью вмещающих пород. В хранилищах
2-го вида герметичность шахтного резервуара обеспечивается подпо-
ром хранимого продукта подземными водами. Герметичность в храни-
лищах 3-го вида достигается возведением внутренних покрытий, обес-
печивающих газо- и гидроизоляцию, либо образованием ледопородного
цилиндра вокруг резервуара. Наибольшее распространение в мировой
практике получили хранилища 1-го и 2-го видов.
Рис. 12.8. Классификация подземных хранилищ шахтного типа
Шахтные резервуары 1-го вида размещаются в специально выбран-
ной толще практически непроницаемых пород (устойчивых, неустойчи-
вых), обеспечивающих хранение продуктов без дополнительной изоля-
ции внутренней поверхности емкостей. Такие хранилища успешно
эксплуатируются при хранении нефти, нефтепродуктов и сжиженных
газов и могут строиться практически любого объема. Принципиальная
схема подземного резервуара показана на рис. 12.9. Выработки таких
хранилищ имеют различные размеры поперечного сечения, причем их
980
ГЛАВА XII
Рис. 12.9. Схема хранилища шахтного типа
в непроницаемых породах с положительной температурой:
1 - оголовок ствола; 2 - ствол; 3 - герметичная перемычка;
4 - выработка-емкость; 5 - толща непроницаемых пород
пролеты и высоты определяются исходя из физико-механических
свойств вмещающих пород. Поэтому геологическое строение площадок
строительства хранилищ определяет не только принципиальную техни-
ческую возможность их сооружения, но и во многом их конструктив-
ные особенности (рис. 12.10).
В хранилищах 2-го вида хранятся нефть, нефтепродукты, сжижен-
ные углеводородные газы. Принцип герметизации хранилищ, эксплу-
атирующихся в условиях подпора, заключается в следующем. Вслед-
ствие поступления в выработку по трещинам подземных вод, вокруг
нее создается депрессионная воронка, внутри которой и находится хра-
нимый продукт. Снизу продукт подстилает водяная подушка, образу-
ющаяся в результате скопления воды на почве емкости. Разность меж-
ду уровнем окружающих подземных вод и уровнем продукта, так
называемый гидростатический градиент давления, необходим для пре-
дотвращения утечек и зависит от избыточного давления в емкости.
Принципиальная схема герметизации таких хранилищ показана на
рис. 12.11. Для нефтепродуктов, хранящихся практически при атмос-
ферном давлении, кровля емкости располагается не менее чем на 4,5—
5,0 м ниже наинизшего уровня подземных вод. Для сжиженных угле-
водородных газов разность уровней грунтовых вод и продукта
составляет от 50 до 100 м.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ
981
Рис. 12.10. Шахтное хранилище в Донгес (Elf-France)
объемом 80000 м3 для хранения пропана
Повышение давления подземных вод, окружающих выработку-ем-
кость, иногда может достигаться искусственно. Для этого выше кровли
емкости сооружается небольшая выработка, в которую по скважинам с
поверхности нагнетается вода и таким образом поддерживается более
высокое давление воды в окружающих породах. Выработки таких хра-
нилищ отличаются большими пролетами и высотой, а их объемы дости-
гают 1—2 млн м3.
Шахтные резервуары 3-го вида (с искусственной изоляцией) соору-
жаются в различных геолого-гидрологических условиях и отличаются
разнообразием конструкций, принципами и материалами герметизации
в зависимости от вида хранимого продукта.
Вертикальные емкости с крепью и металлоизоляцией и горизонталь-
ные выработки с искусственными герметизирующими покрытиями из
982
ГЛАВА МТ
2
3
4
5
Рис. 12.11. Принципиальная схема герметизации резервуара
с притоком подземных вод в выработку-емкость:
1 - ствол; 2 - перемычка; 3 - паровая фаза; 4 - жидкие углеводороды
в выработке-емкости; 5 - вода
пластмасс и бетона предназначены для сжиженных углеводородных
газов, хранящихся в условиях избыточного давления при температуре
окружающих пород. Существуют проекты сооружения емкостей для
этилена и сжиженного природного газа (СПГ), хранящихся при атмос-
ферном давлении и низких отрицательных температурах. В этом слу-
чае используются выработки, расположенные ниже местного уровня
горизонта вод, а герметизация резервуара осуществляется за счет обра-
зования вокруг выработок ледопородного цилиндра.
РЕЗЕРВУАРЫ ШАХТНОГО ТИПА, В 1964 г. близ г. Анадырь
СООРУЖАЕМЫЕ В ВЕЧНОМЕРЗЛЫХ впервые построены и введе-
ПОРОДАХ	ны в эксплуатацию 2 опыт-
но-промышленных шахт-
ных резервуара объемом по 500 м3, для хранения авиационного
керосина ТС-1. Анализ проб показал, что качество керосина в процессе
хранения улучшается за счет вымерзания влаги.
На севере Магаданской области подземные резервуары шахтного типа
применяются для хранения арктического и зимнего дизтоплива, заво-
зимого танкерами в период летней навигации в объеме годовой потреб-
ности золотодобывающих предприятий.
ТТОДЯКМНЬТК ХРАНИ ПИША Г А ЯОНКсЪТРПРО ДУКТОР
983
В 1970-1971 гг. на Шмидтовской нефтебазе построено и введено в
эксплуатацию 5 резервуаров (секций) подземного хранилища общим
объемом 69 тыс. м3, которые до настоящего времени находятся в эксп-
луатации. Схемы хранилищ приведены на рис. 12.12.
Рис. 12.12. Схема шахтного резервуара в вечномерзлых породах:
1 — трубопровод; 2 — технологическая скважина для слива нефтепродуктов в
подземные выработки-емкости; 3 — выработка-емкость; 4 - технологический
колодец; 5 — наклонный ствол; 6 - погружной насос; 7 - ледяная облицовка
В 1977—1989 гг. на прииске «Ленинградский» Полярнинского гор-
но-обогатительного комбината (ГОК) переоборудовано под хранение диз-
топлива и введено во временную эксплуатацию 6 отработанных по добы-
че золота шахт, общим объемом 200 тыс. м3. Основное назначение шахт -
добыча золота, поэтому объемы отработанного пространства не отвеча-
ли условиям длительной эксплуатации подземных резервуаров. При на-
мораживании ледяной облицовки и эксплуатации подземных резервуа-
ров постоянно осуществляется контроль над температурой пород в
приконтурной зоне выработок; после намораживания облицовки и каж-
дый раз перед заполнением топливом производится визуальный осмотр
выработок, по результатам которого принимаются решения о целесооб-
разности дальнейшей эксплуатации. После проведения исследований
сроки эксплуатации были существенно увеличены. Результаты много-
летних наблюдений показали, что при соблюдении регламента на строи-
тельство и эксплуатацию, которым не допускается оттаивание пород на
контуре выработок-емкостей, резервуары сохраняют устойчивость.
В результате высокой тепловой нагрузки на мерзлую породу в период
заполнения дизтопливом шахты 107 Полярнинского ГОК, при начальной
высоте выработок 2 м, кровля опустилась на 1 м в крыле шахтного поля,
где ширина выработок достигла 25 м, а ширина междукамерных пород-
ных целиков составляла всего 1,5-2,0 м. По результатам осмотра шахту
временно вывели из эксплуатации (один сезон не заполняли дизтопливом).
9Я4
ГЛАВА ХП
В результате естественного теплообмена температура пород в приконтур-
ной зоне выработок понизилась, после чего шахту заполнили дизтопливом,
и дальнейшего опускания кровли не наблюдалось. Общий срок эксплуата-
ции шахты 107 в настоящее время составляет 20 лет.
Резервуары, построенные на Шмидтовской нефтебазе и Полярнинс-
ком ГОК, заполнялись топливом только в период летней навигации.
Транспортировка топлива с танкеров в резервуары осуществлялась по
наземному нетеплоизолированному трубопроводу большой протяжен-
ности. По этой причине топливо поступало на хранение с положитель-
ной температурой, равной температуре атмосферного воздуха, которая
порой достигала +30°С. За период заполнения хранилища средние зна-
чения температуры топлива, как правило, составляли +4—5°С, а в от-
дельные периоды +8-9°С. Производительность заполнения хранилища
составляла 200—250 м3/ч. Устойчивость резервуаров обеспечивалась за
счет поддержания отрицательной температуры пород на контуре выра-
боток, путем применения достаточно простых технологических опера-
ций, в том числе:
— благодаря прокачке топлива по подземному теплообменнику (тру-
бопроводу, вмороженному в лед в почве выработки);
- прокачке топлива по надземным трубопроводам в холодный пе-
риод года.
Графики температур породного массива вокруг выработок-емкостей
при разных периодах эксплуатации приведены на рис. 12.13.
Рис. 12.13. Характеристика распределения температур
в массивах вечномерзлых пород, вмещающих выработки-емкости,
на разных стадиях заполнения их нефтепродуктом:
1 — перед первым заполнением; 2 — в период заполнения; 3 — перед очередным
заполнением; L — расстояние от контура выработки вглубь массива пород
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ
985
Конструкция и технология сооружения шахтных хранилищ в веч-
номерзлых породах имеют ряд особенностей, связанных со свойства-
ми этих пород. Резервуары шахтных хранилищ размещают в породах,
находящихся в естественном твердомерзлом состоянии, обладающих
экранирующей способностью, т. е. практически непроницаемых для
хранимого продукта, и обеспечивающих устойчивость пройденных в
них выработок, как правило, без применения крепи. Максимальная
естественная температура вечномерзлых пород, при которой допуска-
ется размещать в них подземные резервуары, должна быть ниже тем-
пературы их оттаивания: в скальных породах — на 1°С; в дисперсных —
на 3°С.
Для предотвращения нагрева выше допустимого уровня и оттаива-
ния массива вечномерзлых пород при эксплуатации резервуара в выра-
ботке-емкости обычно оставляют буферный объем холодного продукта.
Поэтому вместимость резервуара должна определяться из расчета хра-
нения активного и буферного объемов продукта.
Эксплуатационные скважины для приема продукта оборудуются
двумя колоннами труб, в межтрубном пространстве которых размеща-
ется теплоизоляция, рассчитываемая по условию недопущения оттай-
ки пород на контакте с внешней колонной.
Внутренняя поверхность выработок-емкостей, как правило, долж-
на иметь ледяную облицовку толщиной не менее 0,05 м. Ледяную обли-
цовку на внутренней поверхности выработок-емкостей создают путем
их заполнения пресной водой до появления зеркала воды в стволе на
проектной отметке. Воду откачивают непосредственно по истечении рас-
четного периода времени (не более 3-х суток), за которое намораживает-
ся облицовка заданной толщины. Вода, используемая для наморажива-
ния, должна иметь такую температуру, чтобы предотвратить
оттаивание и разрушение породного массива вокруг выработки. Пре-
дусматриваются меры, исключающие возможность гидравлического
разрушения породы. При откачке воды после намораживания ледяной
облицовки производится тарировка резервуара.
Надежность эксплуатации подземных резервуаров в вечномерзлых
породах обеспечивается назначением таких форм и размеров выработок
и целиков, чтобы породный массив сохранял устойчивость в течение
длительного времени. Устойчивость породного массива существенно
зависит от геокриологических условий и физико-механических свойств
пород.
Оценка устойчивости производится методом математического моде-
лирования на основании исследования напряженно-деформированного
состояния породного массива в окрестности выработок, определяемого
из решения соответствующих задач механики горных пород при уста-
новленных уравнениях состояния.
986
ГЛАВА КТ!
Напряженно-деформированное состояние вечномерзлого массива
определяется от действия постоянных и временных нагрузок. К посто-
янным нагрузкам относится горное давление. Временные нагрузки — это
давление жидкости в резервуаре. Расчетное значение нагрузки опреде-
ляется, как произведение ее нормативного значения на коэффициенты
надежности по нагрузке. Величина горного давления устанавливается с
учетом данных инженерно-геологических изысканий на площадке стро-
ительства хранилища. При отсутствии тектонических напряжений в
породном массиве горное давление для незакрепленных выработок до-
пускается определять по весу вышележащих пород.
Вечномерзлые породы весьма разнообразны по гранулометричес-
кому составу, криогенной текстуре, сложению и т. д. Прочностные и
деформационные свойства таких пород зависят от температуры, содер-
жания незамерзшей воды, засоленности, льдистости. Все это обуслов-
ливает большой разброс значений показателей прочностных и дефор-
мационных свойств пород.
Определяющим показателем пригодности мерзлой породы для стро-
ительства в ней устойчивых резервуаров является предел длительной
прочности на одноосное сжатие о?. Площадка является пригодной, если
в толще мерзлых пород может быть выделена рабочая толща мощнос-
тью не менее Юме минимальным значением определяемым в зави-
симости от глубины заложения почвы пласта Н по формуле:
„ л/З
c:=^-PrgH,	(i2.il)
где рг - усредненная плотность вышележащих пород; g - ускорение силы
тяжести.
Математическая модель, прогнозирующая поведение мерзлой поро-
ды и описывающая ее деформативно-прочностные свойства, учитывает
нелинейную связь напряжений и деформаций, разрыхление при дей-
ствии напряжений сдвига, упрочняющее влияние объемного напряжен-
ного состояния на протекание процесса ползучести при действии посто-
янных напряжений.
Уравнение состояния мерзлых пород по аналогии с каменной солью
записывается в виде:
О/ = С Е, 1-Я-^Т 1
о” c-le“	)
о, = Кг„	<1212'
Параметры уравнений и & определяются путем обработки
результатов испытаний образцов мерзлых пород, отобранных с пло-
щадки строительства, при сжатии в условиях ползучести.
ПОДЪЕМНЫЕ ХР АНИЛИЩА Г АЗОНРФТЕПРОДУКТПВ
QR7
На основании исследований с учетом опыта эксплуатации подзем-
ных хранилищ нефтепродуктов были разработаны и приняты следую-
щие критерии устойчивости резервуаров в вечномерзлых породах:
•	деформации породного массива в окрестности резервуара не долж-
ны превышать величин, соответствующих максимальному значению
интенсивности деформации сдвига е~, за исключением локальных ОЗД
в окрестности угловых точек сечения, размеры которых по нормали к
контуру выработки ограничены величиной 0,06а;
•	допустимые перемещения кровли резервуара за весь период эксп-
луатации не должны превышать 0,035а;
•	растягивающие напряжения в приконтурной зоне резервуара не
должны превышать предел длительной прочности породы при растяже-
нии, принимаемый равным 0,3 МПа.
Сопоставление результатов расчетов с натурными наблюдениями за
деформированием и устойчивостью выработок различного назначения,
сооружаемых в вечномерзлых породах, показало, что методика доста-
точно точно прогнозирует фактическое состояние эксплуатируемых
выработок подземных хранилищ.
12.5. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНОГО ГАЗА
В ПОРИСТЫХ И ПРОНИЦИАЕМЫХ ПОРОДАХ
Система подземных хранилищ газа на территории бывшего СССР,
начала создаваться в 60-е годы как органическая часть Единой Систе-
мы Газоснабжения страны. Новый импульс развитию подземного хра-
нения газа был дан разработанной для условий страны концепцией
создания базовых хранилищ как в истощенных газовых, газоконден-
сатных и нефтяных месторождениях, так и в водоносных пластах.
Эти хранилища имеют высокие технико-экономические показатели
и позволяют создать долгосрочный и оперативный резерв газа.
Выбор глубины залегания пласта для строительства подземного хра-
нилища газа, если в геологическом разрезе имеется несколько плас-
тов, определяется на основе сравнительного анализа их технико-эко-
номических показателей.
Наиболее благоприятный интервал глубин залегания пласта с учетом
существующих параметров ЕСГ страны составляет от 600 до 1100 м.
Максимально допустимое давление в подземном хранилище в це-
лом зависит от глубины залегания, структурных и тектонических осо-
бенностей пласта и размеров площади газоносности, прочности, плот-
ности и пластичности его кровли.
Расположенные на территории СНГ подземные хранилища газа со-
здаются и эксплуатируются в широком диапазоне геолого-технологи-
ческих условий, которые приведены в табл. 12.5.
988
ГЛАВА XII
Таблица 12.5. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
ДЕЙСТВУЮЩИХ ПХГ НА ТЕРРИТОРИИ СНГ
Г еолого-технологический параметр	Величина параметра	
	от	ДО
1	2	3
Активный объем, млн м*	30	10000
Максимальная суточная з производительность, млн.м	0,4	85
Время отбора газа при максимальной производительности, сут.	50	180
Число технологических скважин, шт.	1	320
Диаметр лифта, дюйм	21Д	6
Режим эксплуатации залежи	газовый	водонапорный
Начальное пластовое давление, МПа	3,5		 39,5
Глубина залегания, м	350	3500
Амплитуда ловушки, м	6	10000
Толщина пласта, м	5	450
Тип коллектора	поровый	трещиновато- поровый
Устойчивость коллектора	плывун	известняк
Состав газа* наличие сероводорода,%	н	0	0,01
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА
ПРИРОДНОГО ГАЗА В ИСТОЩЕННЫХ
ИЛИ ЧАСТИЧНО ВЫРАБОТАННЫХ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Истощенные газовые и газо-
конденсатные месторожде-
ния во многих случаях явля-
ются наилучшими объектами
для создания в них подземных
хранилищ природного газа.
Месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры
и форма площади газоносности, геолого-физические параметры пласта,
начальные давления, температура и состав газа, изменение во времени де-
битов скважин, режим эксплуатации скважин, герметичность покрышки.
На месторождении имеется определенный фонд эксплуатационных и на-
блюдательных скважин, промысловые сооружения для получения товар-
ного газа.
При проектировании строительства подземного хранилища в исто-
щенных газовых и газоконденсатных месторождениях необходимо оп-
ределить: максимально допустимое и минимально необходимое давле-
ние газа в хранилище, объем активного и буферного газов, число
нагнетательно-эксплуатационных скважин, тип компрессорного агре-
гата и общую мощность компрессорной станции, тип и размер оборудо-
вания для очистки и осушки газа.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ
989
При определении максимально допустимого давления газа в храни-
лище необходимо особое внимание обращать на герметичность скважин.
Для этого проводятся работы по диагностике технического состояния
существующего фонда эксплуатационных скважин. В результате полу-
ченной информации принимается решение о проведении ремонтно-вос-
становительных работ или строительстве новых скважин и шлейфов.
Минимально необходимое давление газа в хранилище определяет-
ся в зависимости от горно-геологической характеристики газоносного
пласта, количества буферного газа. Объем буферного газа кроме тех-
нологических факторов зависит от капитальных затрат. Объем буфер-
ного газа составляет от 60 до 140% активного газа.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА
ПРИРОДНОГО ГАЗА
В ВЫРАБОТАННЫХ
НЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
Опыт эксплуатации выработанно-
го нефтяного месторождения дает
ценный материал для оценки воз-
можности использования его в ка-
честве подземного хранилища газа.
Для переоборудования нефте-
промысла в подземное хранилище газа необходимо обследовать и отре-
монтировать старые заброшенные или негерметичные скважины, изу-
чить состояние и герметичность шлейфов, промысловых нефтепроводов
и другого оборудования для возможности их использования в процессе
подземного хранения газа, реконструировать промысловые газопрово-
ды, построить новые установки для очистки и осушки газа, пробурить
новые нагнетательно-эксплуатационные скважины.
Параллельно проводятся исследования с целью определения произво-
дительности закачки и отбора нагнетательно-эксплуатационных скважин,
режима работы хранилища, максимально возможного объема извлечения
остаточной нефти, мероприятий по увеличению производительности сква-
жин, изменения состава газа в процессе его хранения и отбора.
В процессе подземного хранения газа в частично выработанной не-
фтяной залежи газ будет не только вытеснять нефть к забоям эксплуата-
ционных скважин или к периферии залежи, но и растворять и испарять
компоненты нефти и выносить их из пласта на поверхность. На процес-
сы вытеснения, растворения и испарения нефти хранящимся газом вли-
яют многие физико-геологические параметры пласта-коллектора, фи-
зические свойства нефти и газа, технологические параметры ПХГ.
ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА
ПРИРОДНОГО ГАЗА
В ВОИОНАСЫЩЕННЫХ
КОЛЛЕКТОРАХ
по многих случаях в районах круп-
ных центров газопотребления нет вы-
работанных газовых или нефтяных
залежей, пригодных для создания
подземных хранилищ газа. Однако в
геологическом разрезе пород этих районов находят водонасыщенные плас-
ты, в ловушках которых можно создать подземные хранилища газа.
9Р0
ГЛАВА ХП
Промышленное освоение водоносных структур с целью подземного
хранения природного газа началось в нашей стране с 50-х годов XX в.
Геологоразведочные работы были начаты в 1956 г. В результате были
созданы хранилища в центральной части европейской территории стра-
ны, в Прибалтике, Белоруссии и других районах.
Обязательным условием при обустройстве подземного хранилища в
водонасыщенном пласте является наличие непроницаемого экрана в его
кровле. В начальный период освоения структуры были неизвестны гео-
лого-физические свойства покрышки пласта-коллектора, размеры и фор-
ма пластовой водонапорной системы. Следовательно, в процессе развед-
ки и опытной закачки газа необходимо определить степень
герметичности кровли ловушки, рассчитать коэффициент проницаемо-
сти водона-сыщенного коллектора, изучить прочностные свойства газо-
насыщенного коллектора, определить продуктивные характеристики
эксплуатационных скважин.
Водоносная структура считается надежной для строительства ПХГ,
если ее кровля сложена глинистыми породами мощностью 50—100 м. На
практике используются и менее мощные покрышки.
Для закачки и отбора газа необходимо пробурить определенное чис-
ло скважин, построить сооружения для очистки газа от твердых и жид-
ких примесей при закачке и осушке его от воды перед подачей потреби-
телю. Как правило, нагнетательно-эксплуатационные скважины бурят
в сводовой части, наблюдательные — на крыльях складки.
При эксплуатации подземных хранилищ природного газа, создан-
ных в ловушках пластовых водонапорных систем или в истощенных
месторождениях в условиях водонапорного режима, наблюдается
продвижение воды в хранилище в период отбора газа. Анализ этого
явления показывает, что помимо других эксплуатационных факто-
ров продвижение воды зависит от темпа отбора газа. Чем больше про-
изводительность отбора газа из хранилища, тем меньше продвига-
ется контур водоносности за время отбора газа. Поэтому при
составлении регламента эксплуатации хранилища кроме желания
потребителей газа (по объему и мощности) необходимо учитывать и
этот важный технологический фактор.
Подземные хранилища газа, являющиеся важнейшей составляю-
щей ЕСГ в отношении надежности газоснабжения в условиях неравно-
мерного сезонного спроса, расположены вдоль трасс магистральных
газопроводов на территории России, Украины, Латвии и Германии.
Всего группа «Газпром» эксплуатирует 23 ПХГ, в том числе 16 объек-
тов — в истощенных месторождениях. В 2002 г. был введен первый пус-
ковой комплекс Карашурского ПХГ. Суточная производительность
по отбору газа на конец года составляла 469 млн м3. В 2002 г. в ПХГ
ПОЦЗКМНЪТР ХРАНИЛИЩА ГАЗОМЕ<Т)ТТЛТРОДУКГГПР
001
было закачано 45,7 млрд м3 газа, в том числе 42,2 млрд м3 — на терри-
тории России. Запасы товарного газа в ПХГ России на начало отбора
2002—2003 гг. составляли 61,7 млрд м3, из них отобрано на покрытие
сезонных потребностей 46 млрд м3.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Стратегия развития газовой промышленности России / Под общ. ред. Р.И-
. Вяхирева, А.А. Макарова. М.: Энергоатомиздат, 1997.
2.	Баклашов И.В., Картозия БА. Механика подземных сооружений и кон-
струкции крепей. М.: Недра, 1992.
3.	Гальперин AJVL, Шафаренко Е.М. Реологические расчеты горнотехничес-
ких сооружений. М.: Недра, 1977.
4.	Гофман-Захаров П.М. Проектирование и сооружение подземных резер-
вуаров нефтехранилищ. Киев: Будивельник, 1973.
5.	Зенкевич О., Чанг И. Метод конечных элементов в теории сооружений и
в механике сплошных сред. М.: Недра, 1974.
6.	Иванцов О.М. Подземное хранение нефтепродуктов и сжиженных газов
в природных емкостях. М.: Госстройтехиздат, 1956.
7.	Иванцов О.М. Подземное хранение сжиженных углеводородных газов.
М.: Недра, 1964.
8.	Иванцов О.М. Хранение сжиженных углеводородных газов. М.: Недра,
1973.
9.	Кузнецов Г.Н., БудькоМ.Н. Моделирования проявлений горного давле-
ния. Л.: Недра, 1968.
10.	Мазуров В А. Подземные газонефтехранилища в отложениях каменной
соли. М.: Недра, 1982.
11.	Мостков В.М. Подземные сооружения большого сечения. М.: Недра,
1974.
12.	Партон В.3., Перлин П.И. Интегральные уравнения теории упругости.
М.: Наука, 1977.
13.	Покровский Н.М. Комплексы подземных горных выработок и сооруже-
ний. М.: Недра, 1987.
14.	Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки. СНиП
34-02-99. М.: Стройиздат, 1999.
15.	Подземные хранилища газа, нефти и продуктов их переработки. СП 34-
106-98. М.:ИРЦОАО «Газпром», 1999.
16.	Правила обустройства и безопасной эксплуатации подземных хранилищ
природного газа в отложениях каменной соли. ПБ-08-83-85. М.: ИРЦ ОАО « Газ-
пром», 1995.
17.	Смирнов В.И. Строительство подземных газонефтехранилищ. Газоил-
пресс, 2002.
992	ГЛАВА ХП
18.	Смирнов В.И., Голицинский Д.М., Мельников Л.Л. Строительство под-
земных сооружений с использованием камуфлетных взрывов. М.: Недра, 1981.
19.	Сохранений В.Б., Черкашенинов В.И. Подземные хранилища шахтного
типа. М.: Недра, 1978.
20.	Турчанинов ИА., Иофис МА., Каспарян Э.В. Основы механики горных
пород. Л.: Недра, 1977.
21.	Шемякин Е.И. Введение в теорию упругости. М.: Изд-во МГУ,
1993.
993
ГЛАВА XIII
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
XX в. стал веком углубляющегося экологического кризиса, веком
столкновения природы и ее естественных законов развития с законами
цивилизации, которые на сегодняшний день не обеспечивают должной
охраны окружающей среды и экологической безопасности. Практичес-
ки 2/3 населения России проживают на территориях, где показатели
загрязнения атмосферного воздуха не соответствуют установленным
нормативам, мельчают и загрязняются реки и озера, катастрофически
сокращаются водные биоресурсы, территории, покрытые лесами.
Идет бездумное, варварское расхищение природных богатств России,
его не останавливают ограничения природоохранного законодательства. Это
приводит к критическому ухудшению состояния окружающей среды.
С целью переломить сложившееся положение 10 января 2002 г. Пре-
зидентом Российской Федерации подписан Федеральный закон «Об ох-
ране окружающей среды», в котором сформулированы правовые осно-
вы государственной политики в области охраны окружающей среды.
Закон регулирует отношения в сфере взаимодействия общества и при-
роды, возникающие при осуществлении хозяйственной деятельности.
В законе определено, что природная среда является важнейшей состав-
ляющей окружающей среды и основной жизни на Земле и подлежит
управляемой охране.
Трубопроводный транспорт — самый экологически чистый вид транс-
порта углеводородов, но... при условии проектирования, строительства
и эксплуатации газо- и нефтепроводов на современном технологическом
и техническом уровне с соблюдением жесткой экологической дисцип-
лины. В последние годы наметился серьезный поворот в сторону осмыс-
ления, изучения и принятия конкретных программ, направленных на
защиту природных массивов, целых территорий от различных техно-
генных воздействий при строительстве и эксплуатации трубопроводов,
формирующих потенциальные уровни антропогенного изменения био-
геоценозов регионального ландшафта.
13.1. ТЕХНОГЕННОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
Для написания настоящей главы книги использованы материалы
по обеспечению экологической безопасности при строительстве и экс-
плуатации трубопроводных систем, подготовленные д-ром техн, наук,
994
ГЛАВА ХШ
проф. И. И. Мазуром и д-ром филос. наук, проф. О. И. Молдавановым
для тома «Безопасность трубопроводного транспорта» многотомного
издания «Безопасность России» (МГФ «Знание», 2002).
Сложная техническая система трубопроводного транспорта характе-
ризуется повышенной ответственностью, особенностями антропогенного
воздействия на природную среду. Это связано с технологией транспорти-
ровки природного газа, нефти, нефтепродуктов и конструктивными ре-
шениями линейной части и наземных сооружений трубопроводов.
Прежде всего, магистральные трубопроводы имеют огромную про-
тяженность, они пересекают практически все природно-климатические
регионы.
На всей территории России рассредоточены искусственно созданные
трубопроводные сооружения, которые находятся в сложном взаимодей-
ствии с окружающей средой. Как правило, взаимовлияние трубопровод-
ных комплексов и природной среды носит негативный характер. Отсю-
да и основная задача: с одной стороны, свести к минимуму техногенные
воздействия в период строительства и эксплуатации трубопроводов, с
другой, ослабить отрицательное влияние природных компонентов на
надежность и безопасность трубопроводных объектов.
Поэтому особое внимание следует уделять при изыскании трасс, про-
ектировании трубопроводных систем вопросам геоэкологии, в том чис-
ле, с привлечением данных дистанционного зондирования Земли; аэро-
космического спектрозонального изображения местности (см. гл. V).
Магистральный трубопровод можно рассматривать как встроенный
в природную среду чужеродный (искусственный) элемент, с чем связа-
на более высокая степень его уязвимости для агрессивных воздействий
природной среды по сравнению с другими техническими объектами. В
общем случае система «магистральный трубопровод - природная сре-
да» характеризуется сложным набором прямых и обратных связей, про-
являющихся во взаиморазрушающих процессах, значительно снижаю-
щих надежность магистралей.
Важно найти пути наименьшего взаимного влияния: техногенного —
на окружающую природу со стороны сооружения и, с другой стороны,
влияние, в первую очередь, природных катаклизмов на трубопровод (гео-
динамика, тектонические разломы, оползни, сели, разжижение грунта
и др.).
Современные магистральные газопроводы диаметром до 1400 мм с ра-
бочим давлением до 10 МПа и представляют собой по существу взрывопо-
жароопасный сосуд протяженностью в тысячи километров, разрушение
которого связано с крупномасштабными экологическими потерями, в пер-
вую очередь, из-за механических и термических повреждений природного
ландшафта. Иные экологические последствия, имеет аварийная ситуация
на нефте- и нефтепродуктопроводах. В этом случае доминирующую роль
играет фактор глобального загрязнения водоемов и почв. Экологическое
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

загрязнение в рамках понятия, определенного ЮНЕСКО, включает не толь-
ко прямое, непосредственное введение сторонних веществ или энергии в
окружающую среду, но и косвенное нарушение экологической целостнос-
ти природного ландшафта, которое приводит к быстро или медленно про-
являющемуся отрицательному последствию как в отношении человека, так
и различных популяций флоры и фауны.
Статистический анализ отказов, происходящих на строящихся и дей-
ствующих магистральных нефте- и газопроводах показал следующее:
из всей совокупности отказов на газопроводах при испытаниях и эксп-
луатации произошло около 10%, а на нефтепроводах около 18% отка-
зов со значительным экологическим ущербом. При этом, наибольшей
экологической опасностью обладают трубопроводы большого диаметра
1000—1400 мм. Среднегодовые потери продукта, обусловившие загряз-
нение окружающей среды, составили по нефтепроводам — 750 тонн, по
газопроводам - 43,2 млн м3.
Характерной особенностью техногенного воздействия газопровода на
окружающую среду является наличие термического влияния, связанно-
го с возгоранием газа, а также значительное нарушение целостности по-
чвенно-растительного покрова. Радиус термического воздействия, опре-
деляющий зону полного поражения окружающего растительного покрова
в очаге отказа составляет 7?^ t = 30 м < R. < 7?max f = 600 м, а котлован,
образующийся в момент аварии газопровода, достигает максимальных
размеров 106x56x12 м. Средние значения радиуса термического воздей-
ствия Rcpt потери продукта Qcp и размеров котлована (ахЬхс) для действу-
ющих газопроводов следующие:
D, мм....	1420	1200	1020
М. . ..	188	275	244
бср, МЛН М3....	13,9	11	7,3
ахбхс, м....	65x40x10	49x22x12	160x3
Z>, мм....	820	720	530
^ср/> М....	244	195	250
£?ср, млн м3....	1,8	2,3	2,2
axbxc9 м	60x15x4	35x12x5	28x15
По своему характеру техногенное воздействие на все компоненты
природы является комплексным, поскольку оно затрагивает биохими-
ческие процессы, происходящие в атмосфере, земле и водоемах. Так,
например, загрязнение атмосферы обусловлено сжиганием попутного
газа на факелах, продуктов деятельности компрессорных станций, выб-
росом нефте- и газопродуктов в результате аварий и по другим причи-
нам. Отмечается нефтяное загрязнение, возникающее из-за многочис-
ленных аварийных прорывов напорных и сборных коллекторов,
996
ГЛАВА XIII
магистральных трубопроводов, авариях на скважинах и т. д. (рис. 13.1).
В период аварий концентрации нефтепродуктов в водоемах достигают
200-300 мг/л. Загрязнения рек и водоемов отрицательно сказывается
на рыбных запасах региона.
Рис. 13.1. Разлив нефти при аварии нефтепровода
Тяжелая экологическая катастрофа произошла в Коми, из-за аварий-
ного нефтепровода-коллектора в районе Усинска, когда на поверхность
вылилось и попало в реки большое количество нефти. Количество про-
литой нефти называли в объеме от 14 тыс. до 64 тыс. тонн. Владелец
трубопровода, «Коминефть», официально подтверждает первую цифру.
Ликвидация последствий аварий в топких болотах этого региона, в от-
сутствии дорог представляет большие технические сложности. Однако,
удалось предотвратить попадание разлитой нефти в р. Печора. Эта ката-
строфа получила мировую огласку. Вице-президент США, А. Гор, пред-
ложил оказать помощь в устранении последствий аварий.
Воздействие широкомасштабного строительства магистральных тру-
бопроводов в северном регионе отрицательно сказывается на состоянии
животного мира. За счет перераспределения популяционных групп, по-
кидающих зоны влияния строительства и эксплуатации магистральных
трубопроводов, происходит уплотнение популяций в новых местах
обитания, что приводит, в конечном счете, к снижению продуктивно-
сти охотугодий. Кроме того, в результате отчуждения территорий под
OKFCnE4FHHF ЭКОЛОГМЧргтгпй Б^ЗОТТ л СНОСКИ
строительство и воздействия производственных процессов сокращают-
ся площади оленьих пастбищ, создаются искусственные препятствия на
путях миграции оленей. В результате крайне неравномерно использу-
ются кормовые ресурсы, исчезают ягельные корма. Пока меры по вос-
становлению и поддержанию фауны в регионе на оптимальном уровне
недостаточны, требуется дальнейшее развитие сети природоохранных
территорий, регулирование нагрузок на оленьи пастбища.
По данным д-ра биол. наук С.М. Успенского, гусеничный след везде-
хода протяженностью 3 км выводит из строя 1 га оленьих пастбищ. С каж-
дым годом на «распашку» тундры выходит все больше механизмов.
На п-ове Ямал уже выведено из строя по разным оценкам 17-20 тыс. га
пастбищ. Ежегодно оленеемкость пастбищ сокращается примерно на 1,3%.
Как показывают многолетние статистические данные, трассы трубо-
проводов на протяжении до 45% от общей длины прокладываются по
лесным массивам. В годы интенсивного строительства трубопроводов на
10 000 км трассы ежегодно вырубалось от 12 до 15 тыс. га леса.
На одном гектаре произрастает 300—400 деревьев, одно дерево нор-
мальной величины дает 1,5-2 м3 древесины.
В лесах средней полосы, преимущественно на территории Европейс-
кой части страны, предприятия Миннефтегазстроя при расчистке трасс
ежегодно заготовляли до 2 млн м3 деловой древесины, что составляло
0,5% от общего объема лесозаготовок в СССР. Часть этого леса исполь-
зовалась для нужд строительства.
На территории Западной Сибири и, особенно в ее северных районах,
распространен тонкомерный лес, который может использоваться только
для нужд прокладки трубопроводов — устройства лежневых дорог, обуст-
ройства технологических площадок, при строительстве. Остальная часть
древесины безвозвратно теряется. Всего на трассах трубопроводов терялось
до 2,4 млн м3 древесины — это тонкомерный лес, порубочные остатки, пни.
Методы утилизации неделовой древесины до сих пор плохо разрабо-
таны. Порубочные остатки сжигаются, в северных районах тонкомер-
ный лес в отдельных случаях оставляют на трассах.
Совершенно недопустимо вырубать леса в зоне лесотундры. Как по-
казали исследования — леса в этой зоне больше не восстанавливаются,
что приводит к повсеместному распространению тундры на юг на сотни
километров со всеми ее атрибутами - заболачиванием территории, раз-
витием тундровой растительности.
Вырубка редкостойного леса с тонкомерными деревьями привела к
тому, что тундра продвинулась на юг на 200 км.
При разрушении продуктопровода широкой фракции легких угле-
водородов (ШФЛУ) в Башкирии площадь поражения составила 250 га.
Объемный взрыв смеси ШФЛУ с воздухом (предел взрываемости при
концентрации 1,3—9,5%) по тротиловому эквиваленту приравнивает-
ся к взрыву 1000 тонн тротила (рис. 13.2).
ооя
т и л р л хуту
Рис. 13.2. Участок леса после аварии продуктопроводаШФЛУ
в Башкирии. Площадь поражения 250 га
Имели место аварии трубопроводов с каскадным развитием разруше-
ния. В этом случае выходят из строя последовательно элемент за элемен-
том, конструкция за конструкцией трубопровода. Такого рода очень ред-
кие аварии наносят наибольший экономический и экологический ущерб.
Наибольшее шумовое загрязнение атмосферы происходит за счет
работы ГПА, строительных механизмов, транспортных магистралей,
использование вертолетов. Уровни шума на КС значительно превыша-
ют действующие санитарные нормы, что создает неблагоприятные ус-
ловия для обслуживающего персонала, населения и обитания диких
животных и птиц.
Из-за воздействия шумов животные и птицы вынуждены покидать
привычные места ареалов обитания. Известны примеры, когда даже
такие приспособленные к жизни в экстремальных условиях виды, как
например, волки вынуждены откочевывать для вывода потомства на
100—300 км от КС или строящегося объекта.
Метан является парниковым газом и может внести при утечках из
газотранспортных систем вклад в глобальное потепление. Один кило-
грамм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенци-
алу глобального потепления от 35 кг углекислого газа.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
QQQ
Существует расхожее мнение, что не следует заострять внимание на
потерях метана в системах газовой промышленности, коль скоро без-
гранично много его отдают в атмосферу болота, угольные шахты. Из
последних в России поступает в атмосферу 12 млрд м3 метана в год.
Вероятно, значительно больше из болот.
И все же, необходимо оценить феномен влияния на климат утечек
метана, в том числе из газотранспортных систем при авариях, через сви-
щи и трещины, неплотность арматуры, сбросах при ремонте и переис-
пытаниях.
В среднем в расчете на 1 год учтенные потери газа от утечек через
свищи и другие повреждения газопроводов как минимум в 1,5 раза
выше, чем при аварийном разрыве труб.
Данные РАО «Газпром» подтверждают, что потери газа при средней
дальности транспортировки 2500 км составляют 1,0—1,2% от общего
объема перекачки.
В свете последних международных документов по глобальному из-
менению климата проблема снижения эмиссии метана в газовой про-
мышленности России продолжает быть весьма актуальной, так как ме-
тан входит в число основных парниковых газов (по значимости второй
после диоксида углерода).
Самостоятельный вид техногенного воздействия на окружающую
среду представляет работа компрессорных станций. По данным ВНИИ-
Газа, основным загрязняющим веществом от КС являются окислы азо-
та. Как показывает анализ, содержание этих выбросов в зоне КС неред-
ко превышает максимально допустимые концентрации в атмосферном
воздухе. Для ряда КС уровень загрязнения составляет 40-60 ПДК на
расстоянии от источника в среднем до 500 м.
При пересечении трассами трубопроводов рек и ручьев разрушают-
ся берега с последующим размывом траншей и прибрежной полосы; пе-
рекрываются русла рек трубами, особенно при наземной прокладке;
поймы захламляются остатками строительных материалов и древесны-
ми остатками; нарушается задернованность прибрежной полосы и по-
верхность пойм.
Указанные воздействия, вызванные серьезными нарушениями при
строительстве трубопроводов, отступлениями от проектов и частично
упущениями самого проекта, приводят к стеснению руслового потока,
нарушению водного режима, повышению мутности воды, снижению
рыбохозяйственного значения рек (см. гл. VI, разд. 3).
При современной технологии линейного строительства на севере За-
падной Сибири непосредственному воздействию подвергаются такие ком-
поненты природных комплексов, как растительность, почва, микрорель-
еф, верхние горизонты горных пород, подстилающие почву. В результате
тесной взаимосвязи компонентов природной среды опосредственному воз-
действию подвергаются гидрологический и гидрогеологический режимы,
1000
ГЛАВА XIII
снежный покров, тепломассообмен в приземном слое атмосферы, что в
свою очередь вновь оказывает в дальнейшем влияние на растительность,
почву, микрорельеф. Изменения условий теплообмена поверхности с ат-
мосферой, свойств поверхности и почвенно-грунтового комплекса, слож-
ного покрова сопровождается изменением температурного режима грун-
тов, мощности слоя сезонного промерзания - протаивания, ослаблением
или усилением ряда экзогенных физико-геологических процессов.
При строительстве газопровода непосредственное воздействие на ком-
поненты природной среды не выходит за пределы трассы газопровода.
Однако опосредованное воздействие сказывается на гораздо большей тер-
ритории. В первую очередь, это связано с изменением гидрологического
режима, нарушением сложившейся в собственных условиях системы
дренирования и в наибольшей мере проявляется на тех участках, где
трубопровод проложен в насыпи. На участках, расположенных выше
насыпи, происходит подпор поверхностью грунтовых вод, следствием
чего является заболачивание, образование озер; участки, лежащие ниже
насыпи, осушаются. Изменение гидрологического режима приводит к
перестройке растительного покрова. В северной тайге и лесотундре от-
мечается гибель деревьев на переувлажненных участках и их появление
на осушенных. Происходят изменения в кустарничковом, травяном,
моховом и лишайниковом покровах и в снежном режиме. Все это вызы-
вает изменение геокриологических условий.
В Башкирии были поставлены наблюдения за восстановлением пло-
дородия на некультивированных землях. Отмечено снижение плодоро-
дия на 2-3%. Следует отметить и тот факт, что термический режим тру-
бопровода отличается от термического режима грунта в естественных
условиях. Грунт вокруг трубы прогревается сильнее и урожай в узкой
полосе над трубопроводом созревает раньше всего массива и часто зерно
осыпается до начала уборки. Необходима разработка специальных аг-
ротехнических приемов, раздельная уборка урожая.
Центр тяжести экологических проблем, в том числе и для трубопровод-
ного транспорта, переместился в субарктические районы Западной Сиби-
ри и Европейской части страны. И это несмотря на, казалось бы, незначи-
тельную освоенность территории Западно-сибирского нефтегазового
комплекса, которая в центральной зоне составляет около 2%, а на севере —
менее 1% территории этих зон. Не считая геологоразведки, нефтегазовый
комплекс осваивает 11 тыс. км2 северных территорий (рис. 13.3). Возведе-
ние и эксплуатация нефтегазового комплекса вызывают негативные гео-
экологические последствия как при аварийных, так и при штатных ситуа-
циях. Область с постоянно нарушенным почвенно-растительным покровом
составляет до 5-7%, а области с импульсным (одноразовым) нарушением
покрова — до 50% площадей, вовлеченных в освоение. Зона сплошного
уничтожения растительного покрова, где применяется планировка трасс
трубопроводов, составляет 15% всей площади освоения.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
10П]
Рис. 13.3. Характерный вид тундры в районах месторождений
нефти и газа Западной Сибири
Наибольшее нарушение земельного ландшафта наблюдается вдоль север-
ных магистральных трубопроводов, проложенных в неустойчивых грунтах.
Исследования, выполненные на газопроводах общей протяженностью
15 тыс. км, позволили установить, что на северных трассах в начальный
период эксплуатации (3—4 года) происходят интенсивные процессы об-
воднения, заболачивания, приводящие к разрушению обвалования и
всплытию трубопровода. Относительная стабилизация природных ус-
ловий вокруг газопровода с зарастанием растительностью трассы состав-
ляет 7—8 лет, правда, как правило, самозарастание идет по механизму
замещения, а не восстановления, что создает иллюзию некоторого осу-
шения и благополучия на трассе. Но полная реабилитация природных
процессов вдоль северных магистральных газопроводов наступает толь-
ко по прошествии 15-16 лет.
Хрупкость природы северных регионов общеизвестна. Этому способ-
ствуют широкое распространение вечной мерзлоты, сильная заболочен-
ность и заводненность территории, весьма тонкий мохорастительный
покров, замедленное протекание биохимических процессов из-за дол-
гой полярной зимы и другие факторы.
На многолетнемерзлых грунтах и заболоченных территориях воз-
никает сложное механическое и тепловое взаимодействие собственно
трубопроводов с геологической и гидрогеологической средой.
1002
ГЛАВА XIII
Самая большая специфика северных трубопроводов, и, особенно тех,
что прокладываются по районам вечной мерзлоты, заключается в их
взаимодействии с природной средой. И речь здесь идет не только о тех-
ногенном воздействии на легкоранимую северную природу, но и об от-
рицательном влиянии на надежность самих сооружений.
В процессе строительства и эксплуатации трубопроводов происхо-
дит нарушение динамического равновесия, сопровождающегося акти-
вацией опасных природных процессов, негативным влиянием на тех-
ническое состояние трубопроводов, приводящим нередко к аварийным
ситуациям. К подобным «реакциям отторжения» природной средой
техногенного воздействия относятся: пучение и просадка промерзаю-
щих, протаивающих грунтов, выпучивание (всплывание) участков тру-
бопроводов, активация деструктурных мерзлотных процессов (термо-
карст, солифлюкция, морозобойные трещины, бугры пучения и др.),
эрозионных, оползневых процессов и процессов обводнения и заболачи-
вания трасс трубопроводов.
Процессы криогенного пучения опасны для трубопровода прежде всего
неравномерностью проявления по трассе, изменчивостью, связанной с за-
кономерностью климата, почвенно-растительным покровом, ландшафт-
ными особенностями, генезисом, минералогическим составом и строением
промерзающих пород. Деформация грунта при его многолетнем промерза-
нии значительно превышает деформацию при сезонном пучении из-за про-
текания процесса в условиях «открытой системы», т. е. с возможностью
миграции влаги к фронту промерзания. Поэтому в первые годы эксплуата-
ции аварии наблюдаются чаще, так как многолетнее пучение грунтов про-
исходит наиболее интенсивно в начальный период их промерзания.
В теплое время года в процессе протаивания пород идет их осадка,
сопровождающаяся деформациями усадки.
На севере Западной Сибири в первые 3—5 лет эксплуатации «горячих»
газопроводов на многолетней мерзлоте формируются ореолы оттаивания,
достигающие в глубину 10 м. Их образование, как правило, сопровожда-
ется просадкой поверхности грунта над трубопроводом, а иногда и вдоль
целого технического коридора. Создаются благоприятные условия для
внутригрунтового стока вдоль газопровода. Вода же, как известно, — хо-
роший природный теплоноситель и теплоаккумулятор, оказывает значи-
тельное отепляющее действие на мерзлые породы, обусловливает на от-
дельных участках затопление значительных площадей коридоров
трубопроводов и способствует потере их продольной устойчивости.
Потеря продольной устойчивости трубопроводов в отдельных слу-
чаях с выходом (всплыванием) их на поверхность, образованием арок
и гофров, как правило, происходит в грунтах с низкой несущей способ-
ностью, сильно обводненных и торфяных. Многолетнемерзлые грун-
ты после перехода в талое состояние также многократно снижают свои
несущие свойства.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭГ ОЛОГВЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Потеря устойчивости объясняется, главным образом, большим фак-
тическим перепадом положительной температуры транспортировки
газа летом и низких температур укладки газопровода. Следует напом-
нить, что строительство трубопроводов на Крайнем Севере практичес-
ки ведется только зимой. Таким образом расчетная разность темпера-
тур достигает 80-100°С и при этом возникает огромное дополнительное
усилие по оси трубопровода, измеряемое, например для газопровода
диаметром 1420 мм величиной до 1200—1500 тонн. Балластировка не
рассчитывается на такой фактический перепад температур, и трубо-
провод на выпуклых кривых может выйти на поверхность.
В настоящее время построены первые станции охлаждения. Одна-
ко установки искусственного охлаждения газа на Уренгойском, Ямбур-
гском промыслах построены после того, как в течение многих лет на
участках проложенных на территории распространения постоянномер-
злых пород, подавался теплый газ. Переход на подачу холодного газа
по таким магистралям таит много сложностей. Реставрация вечной
мерзлоты в ореолах протаивания неизбежно будет сопровождаться за-
щемлением труб неравномерным пучением на границах контакта грун-
тов, имеющих различную величину абсолютного пучения.
Поэтому перед сменой температурного режима газопроводов необ-
ходим прогноз его взаимодействия с грунтовым массивом.
Выполненные ВНИИСТом, МГУ, ВНИИГазом, ПНИИСом, Фунда-
ментпроектом, ВсеГингео, НИПИЭСУнефтегазстроем и др. организа-
циями исследования и проектные проработки, обобщенные д-ром техн,
наук, проф. Б.Л. Кривошеиным, а также анализ зарубежного опыта
показывают, что в северных районах требуется применять различные
способы прокладки и режимы эксплуатации трубопроводов в зависи-
мости от конкретных геокрелогических условий.
КРИТЕРИИ ВЫБОРА	Основной проблемой при проекти-
СПОСОБОВ ПРОКЛАДКИ	ровании, сооружении и эксплуата-
И РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ Ции трубопроводов на мерзлых
ТРУБОПРОВОДОВ	грунтах является обеспечение ус-
ловий сохранения температурно-
го и влажностного режимов оснований, либо ограничение протаивания
(промерзания) грунтов под трубопроводами в пределах, обеспечивающих
их прочность и устойчивость, а также сохранность природной среды.
Выбор того или иного способа прокладки и режима эксплуатации
трубопровода на мерзлых грунтах зависит:
-	от просадочности грунтов основания (при Т > 0°С);
—	пучинистости грунтов (при Т < 0°С);
-	характера распространения просадочных (пучинистых) грунтов
в полосе трассы трубопровода;
—	криогенного строения грунтового основания по вертикали;
1004
ГЛАВА ХГI
—	температуры грунта;
—	глубины деятельного слоя;
-	расположения горизонта грунтовых вод и обводнения прилегаю-
щей территории;
—	степени изученности трассы трубопровода с учетом достоверности
прогноза мерзлотно-грунтовых условий к моменту начала эксплуатации
трубопровода;
-	рельефа местности;
—	наличия к началу строительства технических средств, обеспечива-
ющих конструктивное оформление трубопровода (трубы с требуемой
хладостойкостью, опорные конструкции и др.) и необходимый режим
его эксплуатации (холодильные установки и др.);
-	характера изменения температуры газа по длине трубопровода и
во времени.
Из многообразия указанных факторов можно выделить 4 основных:
-	температура внешней поверхности трубопровода на участках бо-
лот и водных переходах (TN);
-	глубина протаивания грунта под (или над) трубопроводом в зави-
симости от TN\
—	величина пучения грунта;
-	степень нарушения гидрологического режима территории, приле-
гающей к трассе трубопровода.
В зависимости от конкретных условий один из факторов является
определяющим, а остальные подчиненными.
При отставании ввода установок охлаждения газа (Т> 0°С) критери-
ем допустимости принятого в проекте способа прокладки служит глуби-
на протаивания грунта, при которой обеспечивается прочность трубо-
провода (при отсутствии АВО) и восстановление температурного
режима мерзлоты после ввода в эксплуатацию холодильных устано-
вок. В случае транспорта газа с охлаждением в АВО следует учитывать
все четыре условия; при транспорте газа с круглогодично отрицатель-
ной температурой (Т < 0°С) определяющими факторами являются пу-
чинистостъ грунта и величина TN.
Как показал опыт ЮжНИИгипрогаза и Гипроспецгаза при проекти-
ровании северных газопроводов Медвежье — Надым — Пунга, Уренгой —
Надым, коллекторов на месторождениях Медвежье, Уренгой, по трас-
се, как правило, участки мерзлых и талых грунтов с различными
свойствами чередуются, что требует применения различных способов
прокладки. Для выбора уровней охлаждения газа удобна следующая
классификация способов прокладки газопроводов в условиях Севера
(табл. 13.1).
Особенностью проектирования газопроводов в этих условиях яв-
ляется взаимосвязь конструктивных решений и технологических ре-
жимов эксплуатации (главным образом тепловых). Наибольшую
IЯ6ЛН1М 13.1. КЛАССИФИК \ЦНЯ СП< 1СОБОВ ПРОК I I.KU И РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТЛЦПИ
Г \ ЮПРОВО. 1ОВ В СЕВЕРНЫХ УСЛОВИЯХ
Тип	Харвдтернстпса гео криологических условий трассы	Возм ЭЖЯЫ 5 спосс бы прокладки 1| убопрэвода	Принцип выбора режима эксплуатация	Температурный режим трубопроводов
I	Мерзлота сплошного распространения	Подземная прокладка ниже дея- тельного слоя		= 4з - 4 ср гад
П	Талые грунты с ост- ровной мерзлотой	а) Подземная прокладка: - па талых грунтах	£1+>|П"|	7'=Т, + (10-15)оС-А7’яр
		- иа мерзлых медальонах пр ^садочные грунты иепросудочные грунты б) Наземн ад прокладка с теплоизо- ляцией на просадочных грунтах; в) Н адэгм чая про кладка на проса- дочных грунтах	AfCt 1 ? ^мх W*y!hta	т=тл, Т=Т, + (10-15)°С -	7 Т,* 4х) = ?ср год произвольный
ш	Мерзлота преимущест- венно сплошного рас- пространения с отдель- ными 1ХТИКЙМЙ	а) Подземная прокладка: -иаталых грунтах - иа мерзлых грунтах	T.f- ~ Q" > IQ1	я ^гр(Л0 ^№7rp(*i)-drjp
		б) Наземная прокладка с теплоизо- ляцией па талых пучинистых грун- тах в) Надземная прокладка на талых грунтах	^*№^’гр(йО|	7? 0°С произвольный
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ	1ОГК
1006
ГЛАВА XI11
опасность представляют участки островной «вялой» мерзлоты,
(просадочные грунты) где протаивание грунта ниже деятельного
слоя недопустимо (тип II).
Минимально допустимая среднегодовая температура газа на талых
участках (тип II) определяется из условия образования под подошвой
деятельного слоя пере летков мерзлоты.
(13.1)
где 12; .12 — соответственно, нагревающий и охлаждающий импульсы
(Q+ = Т	Q- = 7- т“); 7я-, Т~ — соответственно, положительная и отри-
цательная температуры газа; тт, Т" - длительность стояния положи-
тельных и отрицательных температур газа за год.
Максимально допустимая температура газа в местах расположения
островов (медальонов) мерзлоты находится из условия
(13.2)
где п , .ч
ЯМ
глубина протаивания грунта за период с положительными
температурами газа; /1мах — максимальная глубина протаивания грунта
в основании подземного трубопровода, определяемая исходя из проса-
дочности грунта и прочности трубопровода, т. е.
^ОС (^г/)— °ОС ($10 ~ ^ОС (^10^1 &р ®о’	(13.3)
Здесь о(к„ ог, ср, ор — соответственно, напряжения в трубе от осадки,
температурного перепада, внутреннего давления и изгиба; S - норматив-
ное сопротивление; Rr — предельная осадка грунта; I — протяженность
участков мерзлых грунтов.
Зависимость глубины протаивания грунта и соответственно его осад-
ки от времени определяется по методике, данным моделирования на
гидроинтеграторе, или ЭЦВМ. Величина определяется по формулам
строительной механики. Условие (13.3) позволяет найти допустимую
температуру газа в районе расположения островной мерзлоты.
При наземной прокладке на мерзлых просадочных грунтах уровень
температуры газа выбирается по условию
^V(r*)^eci(T+ ) ’
(13.4)
из которого следует
^(т)~1в(т) ^вср.год-	(13.5)
Теоретическими и экспериментальными исследованиями ВНИИГаза,
ПНИИСа, ЮжНИИгипрогаза и СЭИ СО АН СССР были обоснованы кон-
структивные параметры пенополистирольной теплоизоляции и уровень
охлаждения газа для условий газопровода-коллектора месторождения
ЛБЕСПЕ^ПГСГИГС ЯКПТЮГИПРГКОЙ РРЧППДСНПСТИ
1ЛЛ7
«Медвежье» (6^ = 0,1 м; ф = 180°, Т = Тъ + 6,3°С). На участках сплошного
(или преимущественного) распространения мерзлоты (типы I и III) наи-
более рациональным признано охлаждение газа в холодильных маши-
нах в сочетании с АВО до сезонных температур грунта на глубине зало-
жения оси трубопровода.
Зарубежный опыт, расчеты ВНИИГаза (И.Е. Ходанович, З.Т. Гали-
уллин, Б.Л. Кривошеин и др.), СЭИ СО АН СССР (А.А. Кошелев,
О.А. Балыщев и др.), ПНИИСа (И.Е. Духин, Р.М. Саркисян и др.) и
НИПИЭСУнефтегазстроя (О.М. Иванцов, А.Д. Двойрис, Б.Л. Криво-
шеин, В.П. Ковальков, В.М. Агапкин) показали, что уровень темпе-
ратуры охлаждения газа лежит в пределах -1°-6°С. Гипроспецга-
зом выполнен рабочий проект станции охлаждения (СО) газопровода
Уренгой — Надым с температурой —2°С. Указанный способ рассмат-
ривается как основной при прокладке подземных газопроводов на
вечной мерзлоте. Поэтому рассмотрим его более подробно.
ОСОБЕННОСТИ ТРАНСПОРТА
ГАЗА С ОХЛАЖДЕНИЕМ
ДО ТЕМПЕРАТУРЫ ГРУНТА
(TJ НА УЧАСТКАХ
ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ
Охлаждение газа до сезонных на-
правлено на повышение надежности
трубопроводов, так как с одновремен-
ным уменьшением (или исключени-
ем) деформаций, обусловленных
осадкой грунта (о^), снижаются про-
дольные напряжения (от) и опасность коррозии металла труб при отрица-
тельных или близких к 0°С температурах.
При охлаждении газа на КС до основным фактором, определяю-
щим профиль температур по длине газопроводов, является дроссельный
эффект. Например, для условий трассы газопровода Уренгой - Челя-
бинск снижение температуры газа составляет 7— 10°С. Это означает, что
температуры газа к концу перегона между КС могут достигать —10—12°С.
При укладке трубопроводов в слошной мерзлоте ниже деятельного
слоя (или в нем) с круглогодичным охлаждением газа до отрицатель-
ных температур основание под трубой не оттаивает. Отсутствие тали-
ка под трубой и промерзание грунта над ее верхней образующей может
привести к изменению гидрологического режима всей прилегающей
территории, так как масса мерзлого грунта над газопроводом представ-
ляет собой водонепроницаемую дамбу (водоупор) до всей его длине. Рост
ореола обмерзания грунта вверх от трубы будет прогрессивным с рас-
стоянием из-за указанного выше дроссельного эффекта. Это приведет к
изменению термовлажностного режима территории вне зоны влияния
газопровода и интенсификации криогенных процессов. Поэтому в го-
довом цикле целесообразно регулирование температуры газа после СО
в пределах -1°С (летом)-6°С (зимой). (Расчетные данные для усло-
вий Надыма.)
10°8
т^лгвАхш
ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА
ДОПУСТИМОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ
НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ
ТРУБОПРОВОДА
С ОХЛАЖДЕНИЕМ ГАЗА ДО Т р
Подземные трубопроводы с отри-
цательной температурой поверх-
ности могут влиять на тепловые
и гидрологические процессы в ок-
ружающих грунтах, связанные с
образованием ореолов обмерза-
ния вокруг трубопроводов. Особенно значительно может нарушаться
естественный режим грунтовых вод.
При строительстве магистральных трубопроводов в северных райо-
нах страны, характеризующихся первувлажнением верхних слоев грун-
тов как на талых, так и на многолетнемерзлых участках, образование
ореолов обмерзания подземных трубопроводов может вызвать наруше-
ние стока грунтовых (и даже поверхностных) вод в слое грунта между
дневной поверхностью и верхней образующей трубопровода и вызвать
серьезные изменения в общей экологической обстановке.
Обмерзание грунтовой влаги вокруг подземного газопровода с отри-
цательной температурой может привести:
-	к всплытию балластированного газопровода на сильно обводненных
участках;
—	выпучиванию трубопровода в сторону земной поверхности при про-
мораживании пучинистого грунта в зоне его влияния;
—	перегораживанию стока грунтовых вод в верхних горизонтах вслед-
ствие намерзания влаги в слое между земной поверхностью и заглублен-
ным трубопроводом, а также из-за перемещения его при всплытии и
выпучивании;
—	к нарушению режима течения грунтовых вод более низких гори-
зонтов под газопроводом при больших ореолах обмерзания и к трещино-
образованию в слое мерзлого грунта вокруг газопровода.
Исследования показывают, что сток в естественную дренажную сеть на
болотах имеет достаточную интенсивность лишь до тех пор, пока уровень
воды держится в пределах верхнего гидрологически-активного слоя, толщи-
на которого для различных микроландшафтов колеблется от 0,3 до 0,6 м.
Естественные колебания уровня грунтовых вод (ПВ) на торфяных
болотах происходят в среднем на глубине 0,4—0,6 м от уровня поверх-
ности повышений микроландшафта.
Исходя из этого, необходимое условие выбора допустимой отрица-
тельной температуры наружной поверхности газопровода состоит в том,
чтобы ореол обмерзания со стороны газопровода не поднимался выше
подошвы гидрологически-активного слоя грунта (0,4—0,6 м) на период
зимнего минимума УГВ, приходящегося, как правило, на февраль-март.
Это условие принято нами в качестве критерия допустимости наруше-
ния динамики УГВ, которое может произойти в результате строитель-
ства подземного магистрального трубопровода большого диаметра с ох-
лаждением до или низкотемпературных газопроводов.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭI < ©ЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
it
Анализ полученных расчетных данных позволил сделать вывод о
том, что допустимая отрицательная температура внешней поверхнос-
ти газопровода составляет около —2°С (для рассмотренных условий и
районов строительства).
При этой температуре на участках болот в течение всего зимнего
периода не происходит смыкания верхнего промерзающего слоя со сло-
ем мерзлого грунта, образующегося на трубопроводе.
Для предотвращения всплытия газопровода при обмерзании наруж-
ной поверхности трубы с целью компенсации дополнительной плавуче-
сти требуется увеличить массу балластировки. Обмерзание газопровода
на водных переходах при укладке на минеральный грунт снижает ус-
тойчивость трубопровода и оказывает вредное влияние на экологичес-
кий режим окружающей среды. В связи с этим толщина намерзающей
корки льда не должна превышать предельной величины, при которой
обеспечивается сохранность естественного режима водного бассейна.
ОЦЕНКА ТОЧНОСТИ
РЕЗУЛЬТАТОВ
МОДЕЛИРОВАНИЯ
Выполненное исследование базируется на
уравнении теплопроводности. Дополнитель-
ный приток тепла, обусловленный фильтра-
ционным течением грунтовых вод в слое меж-
ду земной поверхностью и верхней образующей трубы, не учитывался.
Следует ожидать, что за счет него глубина летнего протаивания грунта
будет больше. Однако в расчетах приток тепла при фильтрации влаги
не учитывался по следующим причинам:
1)	неучет этого фактора позволяет получить запас при прогнозе не-
благоприятных последствий;
2)	отсутствие достоверных экспериментальных данных по массооб-
менным характеристикам грунта;
3)	в процессе исследований было установлено, что следует ориенти-
роваться на наиболее влажные грунты (более 25%), а это характерно
для суглинков, глин и торфяников.
Указанные грунты имеют сравнительно малые коэффициенты
фильтрации, особенно на глубинах, соизмеримых с Поэтому следу-
ет ожидать, что привнесение тепла за счет фильтрационного течения
влаги будет незначительным. Однако, окончательные выводы можно
сделать по результатам экспериментальных исследований на опытных
участках или действующих трубопроводах.
Полученные результаты гидромоделирования имеют точность не
выше 10-12%. Кроме того, как отмечалось, математическая модель теп-
лообмена в грунтах основана на уравнении теплопроводности, а не урав-
нениях тепломассообмена в формуле А.В. Лыкова, физически более
правильно описывающих процессы в дисперсных системах, каковыми
являются грунты, особенно обводненные.
i f’V’
ГЛАВАХ!!!
В порядке оценки сделан учет миграции влаги на скорость промер-
зания грунта. Для выявления эффекта рассмотрен случай одномерной
задачи в рамках теории тепломассообмена. Решение системы уравнений
теплопроводности и влагопроводности найдено приближенным методом
Гудмэна. Найденное соотношение между скоростями движения фронта
промерзания грунта без учета притока влаги и с его учетом имеет вид
Х13.6)
а_	Рса(юн -<М
где Lu = — — критерий Лыкова; Ко =--ГГТа \ “ критерий Коссови-
аы	СмРм Г
ча; 65 = —; ш - начальная влажность грунта; со — влажность на фронте
Ч
промерзания грунта; ат - коэффициент молекулярной потенциалопро-
водности влаги; ам — коэффициент температуропроводности грунта в мер-
злом состоянии; рс — плотность скелета грунта; £ - пористость грунта;
о — скрытая теплота льдообразования; Тп — температура поверхности
грунта; см, рм — соответственно, удельная теплоемкость и плотность мер-
злого грунта.
Для количественной оценки сделаны расчеты при а>н= 0,27; соо=0,17;
е = 0,97; ат = 2 х 10"4 м2/ч (Lu = 0,1); рс = 2830 кг/м3; Хм = 1,5 ккал/м •
ч°С;Тп = -10°С.
При этом оказалось, что Км = 1,04. С увеличением до 0,67 и соо до
0,17, величина Кы достигает 1,2 (на 20%). Наиболее заметно влияние
миграции влаги при Lu > 0,2; Ко > 10; со < 2,0. Реальные грунты имеют
такие характеристики: Lu < 0,1; Ко < 2,0; со < 2,0. Анализ этих данных
показывает, что влияние миграции влаги для реальных грунтов ока-
зывается менее 10%, т. е. находится в пределах точности исходной теп-
лофизической информации.
Таким образом, можно предположить, что указанный выше допус-
тимый уровень температур внешней поверхности трубопровода (около
минус 2°С) определен с точностью не менее 15—20%.
По трассе газопроводов обычно наблюдается чередование участков
с отличающимися друг от друга геокриологическими и гидрологиче-
скими условиями, характеризующимися различным уровнем ограни-
чений (см. табл. 13.1 тип III и II). В этом случае выбор температуры, с
которой газ подается в трубопровод, должен определяться по указан-
ным выше критериям для грунтов, преимущественно распространен-
ных по трассе, с учетом изменения температуры перекачиваемого газа
ОБЕСПЕЧЕНИЕ 31 ОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
по длине газопровода и требований экологического характера, выража-
емых уровнем TN. Выполнение условий, накладываемых экологически-
ми факторами, на участках островной мерзлоты (тип II), таликов (тип III)
или участков, где Т < Tn9 должно обеспечиваться конструктивными ре-
шениями (переход на наземную, надземную прокладку, применение теп-
лоизоляции, спутников, тепловых труб, термосвай и др.). Для определе-
ния уровня охлаждения газа необходимо учитывать динамику тепловых
потерь от трубы к грунту (или в обратном направлении).
ДИНАМИКА ТЕПЛОВЫХ
ПОТОКОВ ОТ ГРУНТА
К ТРУБОПРОВОДУ
ПРИ ТРАНСПОРТЕ
ОХЛАЖДЕННОГО ГАЗА
Для условий транспорта газа с кругло-
годично отрицательной температурой
было выполнено исследование на гидро-
интеграторе, по результатам которого
определены тепловые потери подзем-
ных трубопроводов в мерзлых и талых
грунтах. Тепловые потери (д) существенно изменяются в годовом разре-
зе (примерно на порядок). При транспорте газа с Т < 0°С минимум q при-
ходится на летние месяцы (август). При Т -2°С среднегодовые величины
q близки к нулю, т. е. газопровод не вносит заметных изменений в тепло-
вой баланс грунта. Однако температура газа изменяется с расстоянием
из-за дросселирования (при q = О) и на концевых участках трубопровода
будет ниже, чем на выходе из системы охлаждения. Следствием измене-
ния температуры газа с расстоянием будет нарушение теплового балан-
са грунта по длине трубопровода. Например, при Т = -10°С среднегодо-
вое значение q достигает 5 ккал/м2ч, т. е. заметно отличается от нуля.
Соответственно потребуются инженерные мероприятия для компенса-
ции этого влияния, например, использование теплоизоляции.
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ
В работе предложены зависимое-
ВНЕШНЕЙ ПОВЕРХНОСТИ
ТРУБОПРОВОДА НА РАЗМЕРЫ
ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ,
ОРЕОЛА ОБЛЕДЕНЕНИЯ
И МАССУ БАЛЛАСТИРОВКИ
ти для определения толщины теп-
лоизоляции с учетом допустимой
по экологическим соображениям
глубины протаивания грунта над
трубопроводом или температуры
его внешней поверхности (TN). От-
мечено существенное влияние TN9 особенно в области температур, близ-
ких к 0°С. Найденные зависимости позволяют найти требуемую тол-
щину теплоизоляции в различных точках трубопровода. Расчетные
данные находятся в верном соответствии с данными моделирования.
Толщина корки льда при обмерзании трубопровода на болотах и вод-
ных перепадах достигает заметных величин.
Обмерзание поверхности трубопроводов (Tv < 0°С) требует увеличе-
ния массы балластировки:
1012
ГЛАВА XIII
°C TN Максимальная тол- щина корки льда, м	-1	-2,5 0,22	0,50	-5 0,90	-7,5	-10 1,33	1,54
			
	Дополнительная масса балластировки, т/м			
°C	для газопровода без теплоизоляции		для газопровода с теплоизоляцией толщиной 0,2 м	
-1	0,3		0,4
-2,5	0,74		0,92
-5	1,36		1,70
-7,5	2,03		2,50
-10	2,37		2,90
Расчеты показывают, что при прокладке газопровода диаметром
1420 мм на болотах без тепловой изоляции для предотвращения его
обмерзания допускается охлаждение газа примерно на 2°С ниже тем-
пературы замерзания среды, окружающей трубопровод. Такой запас
обеспечивается термическим сопротивлением бетонного покрытия и
теплоотдачи от воды к наружной стенке трубопровода.
Глубина охлаждения газа должна определяться с учетом огра-
ничений, накладываемых экологическими условиями для талых пу-
чинистых, мерзлых просадочных грунтах и обводненных участках
трассы.
Путем обработки расчетных данных гидромоделирования получе-
ны значения допустимой температуры внешней поверхности трубо-
провода, обеспечивающей сохранность природной среды. Для усло-
вий грунтов в районе Уренгоя и Сургута этот уровень с точностью не
менее 15-s-20% составляет — 2°С. Это ограничение используется для
расчета требуемой толщины теплоизоляции, объема балластировки
и уровня охлаждения газа на КС с учетом дроссель-эффекта по ходу
движения газа, хладостойкости труб и обмерзания трубопровода по
предложенной методике.
Разработанная методика может быть использована и для проекти-
рования трубопроводов охлажденного до Ггр и ниже газа. Указанные
выше требования к строительным и технологическим решениям, обес-
печивающим сохранность окружающей среды, при сооружении тру-
бопроводов с охлаждением газа до Тгр и ниже, должны быть уточнены
по результатам экспериментальных исследований в натурных услови-
ях перспективных трасс на специальных опытных участках.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
101 з
13.2.	ОПЫТ ЭКСПЛУАТАЦИИ «ХОЛОДНЫХ» ГАЗОПРОВОДОВ
Исследовательские работы и натурные обследования трубопрово-
дов, проложенных в криолитозоне, в связи с переходом на транспорт
охлажденного газа выполнил Московский государственный универси-
тет нефти и газа им. И.М. Губкина (Н.Н. Хренов, С.А. Егурцов).
За время эксплуатации в коридорах газопроводов криолитозоны
возникли и продолжают формироваться не свойственные (специфичес-
кие) для данной территории геотехнические системы (ГТС). Состояние
полосы отвода в настоящий момент значительно отличается от зафик-
сированного при изысканиях. Ведущим неблагоприятным фактором,
сопутствующим строительству и эксплуатации магистральных газо-
проводов севере Западной Сибири, является деградация многолетне-
мерзлых пород (ММП). Его действие привело к образованию ореолов
оттаивания, которые сформировались в первые 3—5 лет эксплуатации
МГ, что имело 2 основных следствия. Во-первых, их формирование
сопровождалось просадкой поверхности грунта вдоль трубопроводов
и в целом в коридорах коммуникаций. Уже одно это способствовало
привлечению дополнительного поверхностного стока в коридоры. Во-
вторых, конфигурация ореолов протаивания предопределила исклю-
чительно благоприятные условия для внутригрунтового стока, устрем-
лявшегося также к трубопроводам по наклонной в их сторону кровле
ММП. Оба эти следствия обусловили значительные площади затопле-
ния почвогрунтов (вода летом стоит на поверхности почв) и сильное
подтопление-заболачивание почвогрунтов на всем остальном про-
странстве коридоров. Самозарастание нарушенных поверхностей идет
по механизму замещения (а не восстановления!).
Таким образом, ореолы оттаивания ММП и коридоры трасс МГ ста-
ли водоприемниками для прилежащих территорий, особенно в местах с
волнистой поверхностью, где траншеи подрезают, а трубопроводы с их
обваловкой подпирают сток с пологих и обычно протяженных склонов
(р-ны Ямбурга, Уренгоя). Часть воды разгружается в сторону ближай-
ших водотоков, вызывая эрозионные процессы.
Ореолы оттаивания наиболее обширны в песках, несколько меньше
в супесях и суглинках, и резко сокращаются в пределах торфяников.
Вода же, как известно, является основным теплоносителем и тепло-
аккумулятором в природе, ее отепляющее действие значительно пре-
восходит воздействие теплого газа на ММП.
При прочих равных условиях промораживание ореолов оттаивания
будет идти разными темпами в различных физико-географических зо-
нах (в тундре — быстрее, в лесотундре — медленней) и в различных при-
родно-территориальных комплексах в пределах одной зоны (в торфяни-
ках — быстрей, в суглинках и супесях - медленней, в песках — еще
медленней).
1014
^ЛАВА XIII
Пестрота ландшафтных условий на трассах газопроводов приведет к
неравномерному промораживания участков МГ, пересекающих различные
природно-территориальные комплексы. Так, например, начальный учас-
ток коридора газопроводов Ямбург — Елец сложен сильно- и среднепучини-
стыми ММП сплошного распространения и представлен суглинками, супе-
сями, песками и торфяниками. Температура грунтов колеблется от -2 до
—7°С. Термометрические измерения, выполненные на трассе газопровода
Уренгой — Надым, показали, что различные грунты и участки в одном рай-
оне имеют различную отрицательную температуру от -1 до -4,2°С.
Реставрация ММП в ореолах протаивания неизбежно будет сопро-
вождаться защемлением труб новообразованиями ММП в пределах тор-
фяников, с одной стороны, и интенсивным их выпучиванием на участ-
ках развития минеральных почвогрунтов. Реальную опасность для
газопровода представляет неравномерное пучение на границе контак-
та грунтов, имеющих различную величину абсолютного пучения. Так,
на трассе газопровода Надым — Пунга в пределах участка протяженно-
стью 30 км была выявлена неоднородность деформаций в диапазоне то
6 до 600 мм. Ширина переходных зон между пучинистыми и непучини-
стыми грунтами составила 1—2 м.
Промерзание ореолов оттаивания, как и их формирование, будет про-
исходить неравномерно с разных сторон трубы. При этом будут воз-
можны интенсивные боковые (горизонтальные) перемещения участ-
ков трубопровода.
Деформации труб при промораживании ореолов оттаивания будут
более разрушительными для газопроводов, чем таковые во время их
формирования.
Затопление и подтопление почвогрунтов в коридорах коммуникаций при
этом возрастет за счет более плотного подпора склонового стока мерзлыми
грунтовыми «плотинами», сформировавшимися вокруг трубопровода.
Снижение температуры газа (не обязательно до отрицательных тем-
ператур!) приводит к «подтягиванию» мерзлоты к трубопроводу за счет
мощного подтока холода от нижележащих ММП. Это может привести
при определенных условиях к смыканию мерзлоты с МГ. Естественно,
что скорость этого процесса будет разной в разных ПТК (о последстви-
ях см. выше). Указанная ситуация наблюдалась нами в р-не УКПГ-11
Уренгойского ГКМ.
В связи с вышеизложенным, для решения вопроса охлаждения газа,
который должен рассматриваться как часть общей проблемы обеспе-
чения надежной и эффективной эксплуатации газопроводов криолито-
зоны, необходимо осуществить:
•	комплексную оценку сложившейся к настоящему моменту на трас-
сах МГ ситуации (состояние газопроводов и природной среды) для по-
лучения исходной информации (изыскательская информация для этой
цели уже устарела);
9БЕГ ПЕЧЕНИЕ ЭI ОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ	П'
•	на основе полученной информации выполнить прогнозирование
взаимодействия МГ с окружающей средой (в том числе тепловое) и при-
нять решение о необходимости и возможности охлаждения газа, решить
сопутствующие технологические вопросы.
Независимо от принятого решения проводить в дальнейшем мони-
торинг состояния трубопроводных геотехнических систем.
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ	К результатам прогнозирования
ТЕПЛОВОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ теплового взаимодействия с ис-
ГАЗОПРОВОДОВ С ММП	пользованием существующих
методик необходимо подходить
достаточно осторожно, т. к. они опираются на допущения, значитель-
но идеализирующие реальную ситуацию: объемная задача сводится к
плоскостной, грунт рассматривается как ненарушенный, не учитыва-
ется влияние такого мощного фактора как движение воды в траншее,
не учитывается мощный подток холода от нижележащей мерзлоты и
т. д. Это допустимо для оценочных расчетов по изыскательской инфор-
мации на стадии проекта, но неприемлемо на стадии эксплуатации.
К сожалению, специально исследованиями возможности охлаждения
газа на газопроводах в связи с изменившимися природными условиями
никто не занимался. Систематических натурных исследований на трас-
сах действующих газопроводов в указанном районе не велось. Исследова-
ния, выполненные ВНИИГазом, проводились только на стадии растепле-
ния грунта, а сами опытные участки газопроводов располагались южнее,
т. е. в других геокриологических условиях. Отдельные работы по анализу
механизмов теплового взаимодействия газопроводов с ММП на трассах в
районах Ямбурга и Нового Уренгоя выполнялись ТИГМИ, СФ ВНИИС-
Том лишь в начальный период эксплуатации. Однако в основном они были
направлены на обоснование возможности применения вмораживаемых
анкеров. Кстати, именно неучет ландшафтных особенностей территории
и ее возможной трансформации в период эксплуатации МГ привели к по-
тере удерживающей способности вмораживаемых анкеров и всплытию
газопроводов в коридоре Ямбург - Елец на значительном протяжении.
Основным недостатком выполненных исследований является изме-
рение или расчет, как правило, только одного из параметров, характе-
ризующих взаимодействие трубопровода с грунтом. Чаще всего это из-
мерение температуры, реже — перемещения или напряжения в теле
трубы. В тоже время температурные, силовые, геокриологические и
другие параметры тесно связаны друг с другом и раздельное их изуче-
ние делает невозможным выявление общих закономерностей взаимо-
действия трубопровода и ММП.
Поэтому необходимо возобновить натурные исследования на трассах
северных газопроводов, в первую очередь на уже оборудованных участках
в районах Ямбурга и Нового Уренгоя, с целью углубленного комплексного
1 Л1Я
ГЛ4ВАХП1
изучения теплового и механического взаимодействия длительное время
эксплуатирующихся МГ с окружающей средой (в том числе при транспор-
те охлажденного газа).
К настоящему моменту уже в значительной степени созданы тео-
ретические, методические и технические предпосылки к переходу от
эпизодических работ на случайно выбранных участках к системати-
ческому мониторингу северных трубопроводных геотехнических си-
стем.
Мониторинг является мощным средством повышения эффектив-
ности и надежности трубопроводного транспорта, обеспечивая по-
лучение достоверной информации о текущей ситуации на трассе, по-
зволяет принимать адекватные решения и повышает уверенность
эксплуатационного персонала в их правильности. Мониторингу дол-
жна подвергаться не только техническая составляющая трубопро-
водной системы (диагностика), но и часть геологической среды в зоне
их взаимодействия. В первую очередь здесь необходимо привлекать
дистанционные методы, позволяющие сокращать объемы наземных
работ.
Состояние северных газопроводов в первую очередь определяет-
ся динамикой их механического взаимодействия с геологической сре-
дой, при этом контролирующими являются мерзлотные факторы.
Поэтому исследования должны быть сконцентрированы на изучении:
мощности сезонно-талого и сезонно-мерзлого слоев почвогрунтов;
кровли ММП, сливающейся и опущенной на глубину до 10 м; темпе-
ратур на подошве слоя годовых теплооборотов, залегающего в иссле-
дуемом регионе на глубине около 10 м; островов мерзлоты и таликов,
желательно в толще 0-10 м, развитии техногенных процессов на трас-
сах и некоторых др. Решение этих задач смогло бы обеспечить насто-
ящий прорыв не только в деле обслуживания, ремонта и реконст-
рукции действующих МГ Севера, но и проектировании, обустройстве
и эксплуатации новых перспективных месторождений, магистраль-
ных газопроводов.
В процессе работ будет происходить постепенное наращивание
степени изученности трасс трубопроводов, возникнет необходимость
обобщать и интегрировать информацию, полученную в ходе текущих
и предшествующих исследований. Накапливать и анализировать ее
весьма перспективно с использованием новейших компьютерных
технологий географических информационных систем (ГИС), кото-
рые в числе прочего предполагают осуществление компьютерной
паспортизации газопроводов и предназначены для обеспечения при-
нятия эффективных управленческих решений по эксплуатации
сложных трубопроводных систем на основе обоснованных прогно-
зов развития ситуации на трассах.
ппггттртутгутуутт; птгодпртрургтгпй БЕЗОПАСНОСТИ
101
13.3.	ЗОНАЛЬНАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕХНОГЕННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ТРУБОПРОВОДОВ
Опыт строительства и эксплуатации объектов нефтегазового ком-
плекса свидетельствует об имеющейся диспропорции между инже-
нерным расчетно-теоретическим и экспериментальным обосновани-
ем рабочих параметров формируемых объектов строительства и
показателями их техногенного воздействия на окружающую среду.
Неадекватность расчетной модели объекта реальной экологической
обстановке в зоне строительства приводит к невосполнимым поте-
рям окружающей среды. К сожалению, в практике расчета и проек-
тирования магистральных трубопроводов определяющим является
односторонний учет возможности влияния внешних нагрузок, обус-
ловленных действием окружающей среды на трубопроводную кон-
струкцию. Под этим углом зрения проводится обоснование рабочих
свойств трубопровода, а также и технологических режимов его стро-
ительства. Однако такой путь далеко не всегда обеспечивает требуе-
мую защиту природного ландшафта. К сожалению, примеров «эко-
логического просчета», обуславливающего недопустимо вредное
воздействие на окружающую среду, более чем достаточно. В этой свя-
зи необходима четкая зональная классификация в строительстве
объектов нефтяной и газовой промышленности по принципу техно-
генного воздействия на свойства окружающего ландшафта.
Разработка такой классификации требует накопления и тщатель-
ного изучения информации по следующим направлениям:
—	факторы техногенного воздействия на окружающую среду в зоне
строительства;
-	признаки и показатели антропогенного изменения природного
ландшафта в зоне строительства;
-	особенности природных ландшафтов, определяющие выбор эко-
логической модели прогноза регионального уровня взаимодействия со-
оружаемого объекта с окружающей средой.
Негативное воздействие трубопроводов на природную среду, на эта-
пах строительства и эксплуатации, характеризуется ответной реак-
цией со стороны окружающей среды, выражающейся, как правило, в
3-х формах:
1)	адаптационной (локальным, статистическим смещением равно-
весия);
2)	восстановительной (или самовосстановительной), характеризу-
ющейся полным возвратом экосистемы «объект — природа» в исход-
ное состояние;
3)	частично восстановительной (или невосстанавливаемой), харак-
теризующейся необратимым сдвигом экосистемы от исходного (равно-
весного) состояния.
1П1Я
г ЛАВА ХПТ
Таким образом, любое промышленное воздействие обусловливает
определенный комплекс локальных потерь, имеющих соответствую*
щую ответную реакцию в природе (рис. 13.4).
£
Й S
8
&
а
я
и
2 §
S
1 x
JS №
Разрушение без возгорания
Разрушение с возгоранием
Разлив продукта без возгорания
Разлив продукта с возгоранием
За пределами экологического
регламента
За пределами экологического
регламента
В пределах экологического
регламента
В пределах экологического
регламента
флора

Рис. 13.4. Характер воздействия сооружаемых трубопроводов
на окружающую среду
Тот или иной трубопровод в зависимости от транспортируемого
продукта, способа прокладки, специфики окружающих условий ока-
зывает, строго говоря, различное воздействие на природу. Однако
можно выделить общие черты такого воздействия, характерные для
газопроводов и для нефте* и нефтепродуктопроводов. Газопроводы (в
отличие от нефтепродуктопроводов) обладают значительно большей
потенциальной энергией механического воздействия на окружающую
среду. Поэтому аварийные ситуации, характеризующиеся значитель-
ным разрушением участка газопровода, как правило, определяют и
специфику такого воздействия (уничтожение растительного покрова,
нарушение целостности плодородного слоя почвы, изменение есте-
ственного рельефа и природного ландшафта). Поскольку разрушение
газопроводов в большинстве случаев сопровождается возгоранием
газа, механическое воздействие усугубляется тепловой радиацией.
Разрушающий эффект нефтепроводов значительно меньше, чем
газопроводов, однако авария на действующем нефтепроводе сопро-
вождается выходом большого количества продуктов, в результате
чего потенциальная опасность для окружающей среды у нефтепро-
водов выше, чем у газопроводов. Физико-химическое воздействие
продукта на почву и воду часто приводит к трудновосстановитель-
ному (или практически невосстанавливаемому) режиму естествен-
ного самоочищения.
ОБЕСПЕЧЕНИЕЭГг ОЛ ‘ ТИЧЕСК Й БЕЗОПАСНОСТИ
1 Г
Особенность аварийных ситуаций в экологическом смысле заклю-
чается в том, что методы охраны природы не носят в данном случае
предупредительного характера. Это, по-видимому, будет иметь место
до тех пор, пока параметр потока отказов магистральных трубопрово-
дов не будет управляемым, достоверно прогнозируемым по времени, и
по месту развития отказа.
В безаварийном состоянии воздействия газо- и нефтепродуктопрово-
дов на природу в целом экологически равновесны. В том случае, когда
процессы сооружения трубопроводов находятся в пределах экологичес-
кого регламента, уровень воздействия трубопроводного строительства на
окружающую среду, как правило, находится в пределах адаптационных
возможностей конкретного территориального (регионального) комплек-
са. Сооружение трубопроводов за пределами экологического регламента
характеризуется неуравновешенностью экосистемы «трубопровод — при-
рода». При этом нарушенное равновесие восстанавливается и тем быст-
рее, чем выше резервы естественного самовосстановления, а также эф-
фективнее методы искусственного восстановления биогеоценозов. При
наличии значительных и долговременных воздействий на окружающую
среду со стороны строящихся и действующих трубопроводов допустимые
нормы могут быть превышены и допущены значительные диспропор-
ции, обусловливающие локальное нарушение экологического равнове-
сия. Например, при проведении гидроиспытаний трубопроводов обыч-
но используют запасы естественных водных объектов. По окончании
испытаний эти запасы возвращают объекту почти в том же количестве,
но уже более низкого качества (особенно при использовании красящих
веществ для индикации местных утечек). Использование естественных
водоемов для нужд гидроиспытаний трубопроводов должно строго рег-
ламентироваться проектом с учетом реальных возможностей природ-
ных систем самоочищения.
Большое значение с точки зрения охраны природы, имеет формирова-
ние антропогенного ландшафта в процессе строительства трубопровода.
Это имеет прямое отношение к функциональному развитию биогеоцено-
зов конкретного (для данного района строительства) вида, естественной
миграции животных, эволюционному развитию гидрогеологических, кли-
матологических и других естественных процессов. В экологическом ас-
пекте трасса магистрального трубопровода является условно выражен-
ной полосой отчуждения. Причем, чем выше экологический уровень
строительства, тем меньше степень принудительного воздействия объек-
та на окружающую среду. Аналогичный тезис может быть выдвинут и по
отношению к эксплуатации.
Формирование антропогенного ландшафта трубопроводного строи-
тельства характеризуется количественными и качественными измене-
ниями в зоне строительства. По времени формирования и развития ан-
тропогенного ландшафта следует выделить в самостоятельные группы
1020
ГЛАВА XIII
факторы, сопровождающие собственно процесс строительства, и факто-
ры экологического воздействия по окончании строительства. Значитель-
ные количественные диспропорции, вносимые 1-й группой факторов,
приводят к закономерному количественному изменению окружающей
среды. Это изменение будет тем существеннее, чем длительнее воздей-
ствие 2-й группы факторов. Поэтому регламентация антропогенных
факторов окружающей среды при сооружении магистральных трубо-
проводов - необходимое условие обеспечения и сохранности экологичес-
кого равновесия системы «трубопровод — природа».
Элементы конкретной природно-технической нефтегазотранспор-
тной системы (ПТ НГТС) взаимодействуют по стадиям формирования
объекта и его функционирования. Это взаимодействие может носить
локальный или всеобщий характер (в пространстве возможных эколо-
гических состояний). Результатом такого взаимодействия является одна
из трех возможных ситуаций (полное или частичное восстановление
экологических потерь, а также практическое отсутствие возможности
какого-либо восстановления), проявляющихся как по всей ПТ НГТС,
так и в ее отдельной части.
В основе всякого взаимодействия, происходящего внутри ПТ НГТС,
лежат процессы энерго- и массообмена, качественное и количествен-
ное состояние которых предопределяет вид взаимодействия и его ко-
нечный результат. Объективной характеристикой экологической бе-
зопасности ПТ НГТС может служить условие сбалансированности
следующих природно-технических компонентов:
—	энерго-, массоперенос со стороны объекта при полном соответствии
его всем нормативно-экологическим требованиям строительства и эк-
сплуатации (идеализированный экологический негатив);
—	энерго-, массоперенос в окружающую среду со стороны объекта при
наличии отступлений от экологических норм строительства и эксплуа-
тации (реальный экологический негатив);
—	энерго-, массообмен, характеризующий естественный цикл восста-
новления утраченных свойств окружающей природной среды (эколо-
гический позитив);
—	энерго-, массообмен, характеризующий искусственный цикл вос-
становления утраченных свойств окружающей природной среды (эко-
логический позитив).
Среди особо неблагоприятных условий прохождения трассы трубо-
провода — ее встреча с закарстованной территорией. Например, в Перм-
ской области 6 ниток газопроводов проходят по Кунгурско — Иренскому
карстовому району. Карстологическая съемка показала, что половина
воронок по трассе, ранее засыпанных, проседают на глубину 0,8—3,0 м.
Такие просадки под трубой с ее обнажением приводят к большому про-
гибу (рис. 13.5). Тензометрические исследования, выполненные пред-
приятием «Пермтрансгаз» показали, что при значительных пролетах
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ	1021
трубопровода над карстовым провалом его ось изгибается и растягива-
ется. При определенном уровне деформации трубопровод разрушается,
как это случилось на одной из ниток упомянутой системы газопроводов.
Рис. 13.5. Характерное обнажение трубы в результате карстового провала
в Кунгурско-Иренском карстовом районе
Серьезную опасность трубопроводов представляют оползневые про-
цессы, особенно часто наблюдаемые на береговых участках подводных
переходов. Перемещение грунта, особенно если оно идет под углом к
оси трубопровода, вызывает оползневое давление — пассивное давление
в пределах высоты трубы. Следствием этого является изгиб трубопро-
вода в плане, повреждение изоляции и при достижении предельных де-
формаций разрушение. Так на 9-ти ниточном переходе газопроводов
через р. Каму, несмотря на то, что крутой оползневой правый берег
был существенно уположен в коридоре 600 м (крутизна склона соста-
вила 9-10°) в 1990 г. произошел разрыв трубопровода. В результате
взрыва образовалась воронка диаметром 40 м. Выполненные дополни-
тельные противооползневые мероприятия оказались недостаточными
и в 1995 г., в результате оползневой деформации произошел разрыв
другой нитки газопровода.
По этому переходу Гипроречтранс сделал контрольные расчеты
по программе RUST и подтвердил его неблагополучие. Программа ока-
залась надежным средством оценки оползневой опасности. Ею следу-
ет пользоваться при проектировании и мониторинге, когда требуется
1022
ГЛАВА XIII
оценить устойчивость склона, расположение, глубину и протяжен-
ность массива грунта, вовлекаемого в оползневой процесс, эффектив-
ность мероприятий по инженерной защите склона, выявить наиболее
неблагополучные с точки зрения возможных деформаций участки тру-
бопровода.
Оползневые участки — частое явление по трассам трубопроводов. Так
газопровод «Голубой поток» пересечет оползневой район на большом
протяжении. Для снижения риска возникновения аварийных ситуаций,
связанных с оползневыми процессами необходимо ускорить выпуск об-
новленной нормативно-технической документации, регламентирующей
современные правила проектирования и расчета сооружений на ополз-
невых склонах.
Окружающий мир для трубопроводов — это грунтовый массив, это
земля, живущая по своим законам, в том числе и по законам геодина-
мики. Но если доказано, что «тектонические стрессы», зарождающие-
ся в глубинах недр, находят отражение даже в атмосфере, трассируя
«метеопятна», то нельзя пренебрегать возможностью влияния этих яв-
лений на трубопроводы, как бы вросшие в земную поверхность.
Научно-исследовательский институт горной геомеханики и марк-
шейдерского дела попытался связать аварийные ситуации на трубопро-
водах с сейсмическими явлениями. Изучив природу 1021 отказа, ин-
ститут пришел к выводу, что, практически, все разрушения на
трубопроводах большой протяженности произошли в зонах возмож-
ного влияния тектонических разломов. Так интервалы времени меж-
ду авариями подчинялись определенной периодичности, совпадаю-
щей с периодами сейсмической активности, установленной по
материалам Таштагольской сейсмостанции.
Для более глубокого изучения и предотвращения аварий инсти-
тут предлагает провести геодинамическое районирование земной
коры вдоль трасс действующих, строящихся и перспективных тру-
бопроводов.
Отдельные районы Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего
Востока, где намечается большая программа строительства трубопро-
водов, сейсмически опасны. Здесь возможны землетрясения 6—10 бал-
лов по шкале MSK-64.
Появление повреждений на трубопроводах обычно наблюдается при
интенсивности около 7 баллов по шкале MSK-64. Разрушения на ста-
рых, поврежденных коррозией трубопроводах, можно ожидать и при
меньших по интенсивности сейсмических воздействиях (рис. 13.6).
В советский период в академических и отраслевых исследовательс-
ких организациях был создан серьезный научный задел по проектиро-
ванию и расчету трубопроводов, подверженных динамическому воздей-
ствию, и, в первую очередь, сейсмического происхождения.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ 31 • ОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
I ('23
Рис. 13.6. Выход на поверхность трубопровода,
как следствие сейсмического воздействия
Однако в последние годы эти исследования не получили должно-
го продолжения и развития. В ближайшее время предстоит соору-
жение трубопроводных магистралей в отдельных районах высокой
сейсмичности: Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Восто-
ка. Да и действующие трубопроводы, проложенные в сейсмических
районах, нуждаются в пристальном внимании. Причем опасность
представляют не только высокобалльные землетрясения, но и гео-
динамические медленные действия, медленные движения, вызыва-
ющие дополнительные напряжения и деформации в трубопроводах,
а иногда и разрушения.
В современной науке о сооружении трубопроводов, пожалуй, наи-
больший пробел имеет место в изучении динамических воздействий
на различные элементы трубопроводной системы. Нуждаются в со-
вершенствовании методы расчета и проектирования трубопроводов,
подвергающихся динамическим воздействиям, и, в первую очередь,
сейсмического происхождения.
1024
ГЛАВА XIII
Сейсмические районы в границах бывшего Советского Союза, где
возможны землетрясения интенсивностью 6—10 баллов по шкале MSK-
64, составляют 28,6% всей территории, а районы с землетрясениями
интенсивностью 8—10 баллов — около 6% (или 12,5 тыс. км2), причем
это районы активного промышленного освоения и с достаточно высо-
кой плотностью населения Средней Азии, Украины, Молдовы, отдель-
ных районов Восточной Сибири, Прибайкалья и Дальнего Востока.
В сейсмически опасных регионах страны предполагается осуще-
ствить значительный объем прокладки трубопроводов.
В табл. 13.2 приведена характеристика наиболее сильных земле-
трясений в районах, где были проложены трубопроводы.
Таблица 13.2. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗЕМЛЕТРЯСЕНИЙ
Районы землетрясений	Дата	Магнитуда	Интенсивность, баллы (по шкале MSK-64)
Ашхабад (Туркмения)	5 и 6 октября 1948 г.		9
	18 марта 1948 г.	7,2	8
Газли (Узбекистан)	8 апреля 1976 г.	73	7...8
	17 мая 1976г.	73	9
Кайраккум (Таджикистан)	13 октября 1985г.	6,1	8
Ташкент (Узбекистан)	26 апреля 1966 г.	5,1	7...8
Кум-Даг (Туркмения)	14 марта 1983 г.	5,7	7...8
Исмаили (Азербайджан)	30 октября 1981 г.	53	7
Северная Армения	1988г.	—	10
Анализ сейсмического воздействия на трубопроводы позволяет ука-
зать некоторый условный «порог» интенсивности сейсмического воздей-
ствия, при котором не будут наблюдаться разрушения трубопроводов.
Серьезные повреждения стальных надземных трубопроводов боль-
ших и средних диаметров отмечались при землетрясениях силой 9 бал-
лов и более по шкале MSK-64.
Именно к масштабам такого землетрясения можно отнести земле-
трясение, которое произошло в 1988 г. в Северной Армении. Этот вы-
сокоразвитый район имеет разветвленную сеть магистральных газо-
проводов, водоводов и теплотрасс.
При землетрясении силой 10 баллов по шкале MSK-64 пострадали
магистральные газопроводы Ленинакан - Спитак - Кировокан диамет-
ром 530 мм (построен в 1963 г.) и диаметром 720 мм (построен в 1987 г.).
Разрушения городских сетей (газоснабжение, водоводы) в Ленина-
кане, Динижане, Калинине и др. составляли от 30 до 50 % от общей
протяженности.
< »i;F( i i pi i :i 11 н : л :<pr.i 11 ’ ;rcp 4i rpm i v »u ы г 14
1 4 P).’,
Реакция трубопровода на сейсмические воздействия и особенности
его разрушения существенным образом зависят от организации конк-
ретного трубопровода по отношению к направлению вектора сейсмичес-
кого воздействия. Аварийность трубопроводов, направление которых
совпало с направлением вектора сейсмического воздействия (смещения)
с севера на юг, более чем в 2 раза превышала аварийность трубопрово-
дов, имеющих направление с востока на запад.
Коэффициент повреждения резко уменьшается с ростом расстояния
от эпицентра. Число повреждений резко снижается, когда ускорение
колебаний грунта становится меньше 0,3 g.
Анализ фактических данных и расчетных моделей повреждений тру-
бопроводов и разрушений во время землетрясений позволяет утверждать,
что их сейсмостойкость в основном определяется силой и направлением
сейсмического воздействия, материалом и конструкцией трубопроводов,
плотностью грунтового основания и степенью защемления трубопровода
в грунте.
Определив сейсмические нагрузки, практически всегда можно со-
здать конструкцию, способную выдержать землетрясения, но стоимость
такого трубопровода может быть весьма высокой. Возникает пробле-
ма поиска оптимальных решений, обеспечивающих в первую очередь
определенный уровень сейсмостойкости. Этот уровень определяется тем
соображением, что необходимо и в период сейсмических воздействий
обеспечить эксплуатацию нефтепроводов и газопроводов, допуская их
известные деформации и подвижки. Ставится задача - определить до-
пустимый уровень повреждений трубопроводов с учетом затрат на про-
ведение ремонтно-восстановительных работ и компенсационных затрат.
При этом задача надежности сооружения с чисто экономической ответ-
ственностью будет решаться в условиях значительной неопределенно-
сти исходных факторов: удаленности размещения эпицентра землетря-
сения от трубопровода, его силы и направленности воздействия, а также
грунтовых условий, глубины заложения и др.
В нормативных материалах (СНиП II—7-81) и технической литера-
туре приводятся данные о повторяемости землетрясений определенной
силы для различных районов, некоторые количественные оценки, ко-
эффициенты для введения в расчетные формулы с целью учета сейсми-
ческих нагрузок и повышения, таким образом, сейсмостойкости кон-
струкции. Однако эти сведения часто не вносят нужную для расчетов
определенность.
Итак, возникает единая проблема «инженерного риска» в сейсми-
ческом строительстве трубопроводов.
Учеными России разработаны методики оценки «инженерного рис-
ка» , прогноза вероятного сейсмического воздействия и надежности тру-
бопроводов, а также конкретные рекомендации по конструкциям и рас-
чету трубопроводов в районах частых землетрясений.
1026
! ПАВА X I ’ ।
13.4.	ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА НЕФТЯНЫХ МАГИСТРАЛЯХ
Работы компании «Транснефть» по повышению экологической бе-
зопасности объектов трубопроводного транспорта достаточно разно-
образны. Это капитальный ремонт и реконструкция линейной части
магистральных нефтепроводов, подводных переходов, резервуарных
парков, очистных сооружений, телемеханизация и электрификация
задвижек подводных переходов, автоматизация НПС, восстановление
нарушенных и нефтезагрязненных земель, утилизация токсичных от-
ходов. В настоящее время состояние трубопроводов, находящихся в
обслуживании компании, надежно контролируется.
В основу технической политики компании, направленной на под-
держание безопасности системы нефтепроводов, положена стратегия
проведения 100-процентной внутритрубной диагностики магистраль-
ных нефтепроводов и формирования планов капитального ремонта на
основе ее результатов. Согласно статистическим данным, на 1 января
2002 г. было обследовано: «Ультрасканом WM» - 41,6 тыс. км магист-
ральных нефтепроводов, магнитными снарядами — 22,4 тыс. км. «Уль-
трасканом СД» — 4,6 тыс. км. И это без учета повторных прогонов. В
общей сложности только за 2001 г. было обследовано свыше 18 тыс. км
магистральных нефтепроводов и 22,5 тыс. км в 2002 г.
В соответствии с утвержденной «Транснефтью» программой в
2001 г. выполнены ремонт и реконструкция трубопроводов общей про-
тяженностью около 640 км, подводных переходов протяженностью
около 64 км, заменено изоляционное покрытие почти на 500 км ма-
гистральных нефтепроводов.
Важной составляющей основных фондов системы магистральных
нефтепроводов компании являются резервуарные парки. В 2001 г. в ком-
плексе обследованы 237 резервуаров общей вместимостью 3,4 млн м3,
из них отремонтированы и реконструированы резервуары общей вмес-
тимостью 1,4 млн м3.
На техническое перевооружение, реконструкцию и капитальный ремонт
объектов магистральных нефтепроводов в 2002 г. «Транснефть» израсходо-
вала 29,16 млрд рублей. За год были введены в эксплуатацию 644,9 км маги-
стральных нефтепроводов, в том числе подводные переходы общей протя-
женностью 71,2 км, а также резервуары общей емкостью 1711 тыс. м3. Был
выполнен капитальный ремонт 374,2 км нефтепроводов.
Для реализации инвестиционной программы 2002 г. было закупле-
но 166,4 тыс. тонн трубной продукции. Российские предприятия полу-
чили заказы на 6,18 млрд рублей.
В последнее время техническая политика компании базируется на
проведении регулярной 100-процентной внутритрубной диагностики
магистральных нефтепроводов. Это позволило с минимальными затра-
тами обеспечить высокую степень экологической безопасности системы.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭI ОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
10У7
В период с 2000 по 2002 г. количество аварий на линейной части магист-
ральных нефтепроводов снизилось в 2 раза, безвозвратные потери не-
фти в результате аварии уменьшились в 8,4 раза. Суммарные затраты
«Транснефти» на природоохранные мероприятия (включая капиталь-
ные вложения) составили 528 млн рублей.
Принятые меры позволили существенно повысить надежность
объектов трубопроводного транспорта нефти.
Созданная сеть подразделений для проведения аварийно-восстано-
вительных работ и ликвидации последствий аварий включает 40 цент-
ральных ремонтных служб (ЦРС) и специализированное управление
по предупреждению и ликвидации аварий (СУПЛАВ). В подразделени-
ях трудится квалифицированный персонал общей численностью око-
ло 7 тыс. человек.
В соответствии с международными требованиями во всех акционер-
ных обществах компании разработаны планы ликвидации аварийных
разливов нефти, включающие расчет степеней рисков разливов нефти
и математическое моделирование возможных «сценариев» изменения
разливов с учетом времени года, карты экологической чувствительно-
сти, определены приоритетные защитные зоны.
Компания имеет 2 крупнейших нефтеналивных терминала (в райо-
не Черного моря и Финского залива), 1369 подводных переходов через
водные преграды шириной от 10 м до 4 км и более, в том числе через
такие крупнейшие реки России, как Волга, Обь, Дон, Нева и др.
Учитывая особо жесткие требования природоохранного законода-
тельства по обеспечению экологической безопасности водных объек-
тов, «Транснефтью» разработан и согласован с МЧС и Госгортехнадзо-
ром РФ «Табель оснащения предприятий ОАО «АК «Транснефть»
техническими средствами для ликвидации аварийных разливов на под-
водных переходах МН и нефтеналивных терминалах».
Составлены схемы и утверждены места расположения оборудования
с учетом того, что время доставки сил и средств в любую точку аварий-
ного разлива не должно превышать 3-х часов с момента обнаружения
аварии. Учитывались и такие факторы, как обязательное взаимодей-
ствие подразделений при ликвидации аварий, количество боковых заг-
раждений и средств их установки, которое определяется шириной вод-
ной преграды и скоростью течения.
В настоящее время аварийно-восстановительные подразделения име-
ют в своем распоряжении более 700 экскаваторов, трубоукладчиков и
бульдозеров, около 150 передвижных насосных агрегатов, 200 гусенич-
ных плавающих транспортеров, более 900 бортовых, специальных авто-
машин и тягачей с трейлерами, более 600 передвижных электростанций
и сварочных агрегатов. Кроме того, 164 км боковых заграждений, 248
высокопроизводительных систем нефтесборной техники, 6,5 тыс. емко-
стей для сбора нефти, 73 печи для утилизации промышленных отходов.
Ю?8
ГЛАВА Х1П
Для сбора нефти в зимний период с поверхности льда специально по
заказу компании в Финляндии были изготовлены две нефтесборные си-
стемы «Айситер», позволяющие осуществлять сбор разлитой нефти в
условиях сплошного льда и ледяной шуги. Данное оборудование не име-
ет аналогов.
С целью снижения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на
10 резервуарах смонтированы плавающие крыши, а на 22 - понтоны.
Проведена режимная наладка 316 котлов в котельных.
В 2001 г. в ОАО «Северо-Западные МН» внедрена система для улавли-
вания и обезвреживания выбросов вредных веществ в атмосферу произ-
водительностью 250 м3/ч. Подобные системы в настоящее время установ-
лены во многих подразделениях компании. Согласно статистическим
данным, общий объем вредных веществ, уловленных и обезвреженных
специальными системами, составил около 1,15 тыс. тонн. Комплекс мер
по защите атмосферного воздуха позволил значительно снизить валовый
выброс вредных веществ в атмосферу. Удельные выбросы уменьшены в
5 раз по сравнению с 2000 г.
В целях снижения негативного воздействия на окружающую среду
в 2001 г. проведены капитальный ремонт и реконструкция 36 очистных
сооружений, что позволило очистить до нормативных требований око-
ло 2,4 млн м3 сточных вод. Одновременно с этим удельные сбросы заг-
рязненных сточных вод снижены на 28 %.
Компания проводит большую работу по сокращению отходов про-
изводства. Только за год количество обезвреженных и передается на
утилизацию другим предприятиям токсичных отходов около 36 594
тонн. Утилизировано и обезврежено 29,8 тыс. тонн нефтешламов.
Вопрос утилизации промышленных отходов является одной из важ-
нейших и ресурсоемких задач, решаемых компанией в настоящее время.
В год восстанавливается и сдается землепользователям до 7058 га
нарушенных земель, что составляет 176% от уровня 2000 г., и 6 га неф-
тезагрязненных земель, созданы и аккредитованы Госстандартом РФ 24
лаборатории экоаналитического контроля, что позволило осуществлять
непрерывный контроль состояния воздуха, почв, поверхностных во-
доемов на всех производственных объектах компании.
Важнейшим направлением деятельности компании как крупного
природопользователя является разработка нормативной природоох-
ранной документации. Только за 2001 г. разработано и согласовано в
контролирующих инстанциях 96 томов ПДВ, 69 томов ПДРО, 45 нор-
мативов ПДС, 93 экологических паспорта. Внедрена методика по раз-
работке удельных нормативов водопотребления и водоотведения для
производственных объектов (РД 153-39.4-090-01). Помимо этого раз-
работаны и согласованы с Министерством природных ресурсов РФ для
производственных объектов компании следующие документы:
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНоС П1
1029
—	технология рекультивации нефтезагрязненных земель на аварий-
ных участках и полигонах способом активизации аборигенной микро-
флоры;
—	регламент о порядке организации экоаналитического контроля
над состоянием окружающей среды на промышленных объектах;
—	регламент о порядке расследования, оформления документации и
организации контроля за ликвидацией последствий аварий, связанных
с экологическим ущербом окружающей среде;
—	инструктивно-методические указания о порядке начисления пла-
ты за загрязнение окружающей среды и использование природных ре-
сурсов при эксплуатации объектов магистральных нефтепроводов.
Приведенные факты подтверждают, что комплекс природоохранных
мероприятий, непрерывно осуществляемый компанией, обеспечивает
экологическую безопасность промышленных объектов, делает мини-
мальной степень воздействия процессов производства на окружающую
среду.
13.5.	НОРМАТИВЫ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
ТРУБОПРОВОДОВ
Следует вспомнить, что до последнего времени Россия серьезно от-
стает в разработке нормативной документации и составлении специ-
альных разделов проектов по экологии.
Вопросы экологической безопасности должны решаться уже на ста-
дии инженерно-геологических изысканий и проектирования путем
долгосрочного прогнозирования изменений окружающей среды. Не
случайно американскими фирмами при проектировании газопровода
«Аляска Хайвей Гэз пайплайн» стоимость мероприятий по защите
окружающей среды на стадии проекта составила 300 млн долл., из
которых 6 млн долл, были израсходованы на составление доклада по
воздействию строительства данного газопровода на окружающую сре-
ду (II томов, 8 тыс. страниц).
Техническое исполнение всех требований по защите окружающей
среды на Трансаляскинском нефтепроводе потребовало 2 млрд долл., из
которых 200 млн долл, было израсходовано на стадии проектирования
нефтепровода.
Задача сохранения экологической стабильности территорий ос-
воения является составной частью более общей проблемы управле-
ния экологическим риском и может быть решена с использованием
принципов экологического нормирования, под которым понимает-
ся научная и правовая деятельность, нацеленная на обеспечение
рационального природопользования при любого рода хозяйствен-
ной деятельности.
1030
ГЛАВА XlfT
Основная цель экологического нормирования — регламентация тех-
ногенных воздействий на среду обитания человека, при которых не про-
исходит существенных структурно-функциональных изменений эко-
систем и достигается устойчивое экономическое развитие наряду с
сохранением качества природной среды.
Единая общепризнанная методика экологического нормирования
на сегодняшний день отсутствует. Имеются отдельные разработки по
конкретным экологическим нормативам (критические нагрузки, кри-
тические уровни) для ряда загрязняющих веществ, которые призна-
ются мировым сообществом и используются в масштабах международ-
ных конвенций и соглашений, в частности в рамках выполнения
Женевской конвенции о трансграничном загрязнении воздуха на боль-
шие расстояния.
Анализ существующих подходов к нормированию антропогенных
нагрузок на окружающую среду показывает, что в настоящее время
общий вектор экологического нормирования направлен в сторону рег-
ламентации потоков загрязняющих веществ и отдельных поллютан-
тов. Вместе с тем при освоении природных ресурсов Крайнего Севера
очевидна необходимость разработки нормативов техногенных воздей-
ствий на многолетнемерзлые породы (ММП). Помимо того, что ММП
определяют биогеохимические особенности тундровых ландшафтов,
особенности миграции, аккумуляции и трансформации загрязняющих
веществ, ненормированные тепловые нагрузки на литогенную состав-
ляющую экосистем криолитозоны могут привести к катастрофическим
последствиям не только для других элементов природной среды (по-
чва, фитоценоз), но и для возведенных на мерзлых основаниях инже-
нерных сооружений.
Целью экологического нормирования хозяйственной деятельности
в криолитозоне является обеспечение устойчивого развития экосистем
и экологической безопасности природнотехнических комплексов в це-
лом. Именно такой подход необходимо использовать при нормировании
допустимых уровней техногенных воздействий и определении порого-
вых и критических нагрузок на экосистемы при освоении природных
ресурсов арктических регионов.
Ключевым моментом в решении проблемы нормирования техноген-
ных нагрузок на многолетнемерзлые породы является количественное
определение пороговых и критических уровней воздействия. При этом
под пороговыми мы понимаем такие уровни воздействия, при прило-
жении которых начинаются количественные изменения основных па-
раметров, характеризующих состояние толщи ММП. Под критичес-
кими же понимаются воздействия, выводящие многолетнемерзлые
породы за интервалы естественных амплитуд ее параметров, т. е. за
границу области устойчивости. Другими словами, изменения состоя-
ния многолетнемерзлых пород под воздействием пороговых нагрузок
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЯКОЛ ОГРЩЕГ^ОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
10^1
лежат в зоне гомеостаза, а критические нагрузки приводят к потере
устойчивости и качественным скачкам в состоянии ММП, что прояв-
ляется в развитии или активизации криогенных процессов. В идеале
прилагаемая антропогенная нагрузка должна быть ниже пороговой
величины, а реально - не должна превышать критическую.
13.6.	ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ
НА ТРУБОПРОВОДАХ НЕФТЯНЫХ ПРОМЫСЛОВ
Состояние трубопроводных систем на промыслах характеризуется
следующими особенностями. На начальной стадии разработки старых
месторождений в 40-50-х годах в СССР из-за недостатка необходимых
ресурсов требования к охране окружающей среды были недостаточны-
ми. Наиболее серьезные упрощения были допущены при строительстве
скважин и обустройстве месторождений. Большое количество скважин
на месторождениях в 50-х годах бурили с поднятием цементного камня
за колонной на 400-500 м от башмака. Это привело к межколонным пе-
ретокам высокоминерализованных вод к пресноводным горизонтам,
коррозионному воздействию сероводородосодержащих вод на обсадные
трубы.
Обустройство месторождений объектами сбора, подготовки нефти,
нефтяного газа и утилизации минерализованных пластовых вод вели
с большим запозданием. При этом не учитывали различие физико-
химических свойств добываемых флюидов из отдельных эксплуата-
ционных объектов в пределах даже одного месторождения, что при-
вело к соле- и парафиноотложениям, усилению агрессивности
перекачиваемых сред.
Реконструкция систем нефтесбора и перевод их на герметизиро-
ванную схему были закончены только к середине 70-х годов. Тем не
менее, при этом допускался совместный сбор и подготовка нефти раз-
личных горизонтов (сероводороде- и железосодержащих), использо-
вали негерметизированную систему подготовки сточных вод для под-
держания пластового давления (ППД). Кроме того, трубопроводные
сети, резервуары и аппараты проектировали и строили без внутрен-
ней противокоррозионной защиты, что при увеличении обводненнос-
ти добываемой продукции, росте содержания сероводорода, действии
коррозионно-опасных микроорганизмов привело к значительному
росту аварийности коммуникаций и изливу транспортируемых сред
(эмульсии нефти и воды, минерализованной сточной воды, нефтяного
газа) в окружающую среду.
Порывы трубопроводов систем нефтесбора и ППД являются значи-
мым источником формирования загрязняющих веществ, выбрасыва-
емых на дневную поверхность.
1032
ГЛАВА XIII
Общий ущерб от порыва нефтепровода складывается из ущерба
на ликвидацию порыва (затрат на восстановление), на сбор и вывоз
разлитой нефти, на ликвидацию замазученности почвы, ущерба от
безвозвратно потерянной нефти, от вынужденного простоя, от заг-
рязнения окружающей среды. При этом наибольший удельный вес в
общем объеме составляет ущерб от загрязнения окружающей сре-
ды, что свидетельствует о приоритетности работ, направленных на
повышение надежности и экологической безопасности трубопрово-
дов, транспортирующих коррозионно-активные среды.
Внедрение однотрубных герметизированных систем сбора и
транспорта нефти значительно снижает вероятность коррозии обо-
рудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды
герметизация часто нарушается, и в нефть попадают сероводород и
кислород, что вызывает коррозию и нарушение герметичности тру-
бопроводов, утечку нефти и пластовых вод, загрязнение объектов
окружающей среды.
Разгерметизация трубопроводных коммуникаций при эксплуа-
тации связана с воздействием на природную среду и нанесением ущер-
ба из-за загрязнения недр, водных источников, земельных угодий и
воздуха. Большая протяженность сетей промысловых трубопрово-
дов, обуславливает невозможность практически предугадать место
порыва и мгновенно обнаружить порывы коллекторов, особенно не-
больших, являются причиной того, что основной объем загрязняю-
щих веществ, выбрасываемых на дневную поверхность, приходит-
ся на углеводороды (до 70%).
Разлитая пластовая вода засолоняет почву и приводит к гибели рас-
тительности, а утечка ее через обсадные колонны эксплуатационных
скважин вызывает загрязнение подземных водоносных горизонтов.
При закачке сточных вод в нефтяные пласты под высоким давлени-
ем они могут просачиваться в верхние пресноводные горизонты по зат-
рубному пространству обсадных колонн из-за просадки цемента или
некачественного цементирования. В равной степени из-за аварий на
промысловых трубопроводах также возможно поступление в пресно-
водные горизонты нефти и сточных вод. Все это может привести в пол-
ную негодность для употребления в хозяйственно-бытовых и питьевых
целях ближайшие водоемы и питьевые колодцы.
ЗАГРЯЗНЕНИЕ Источниками загрязнения водных объектов
ВОДНЫХ ОБЪЕКТОВ могут являться нефть, нефтепродукты, сточ-
ные воды, а также химические реагенты, ис-
пользуемые в технологических целях на нефтепромыслах.
Нефтяные пленки на поверхности водоемов существенно нарушают
естественный обмен энергией, теплом, газами, влагой между атмосферой
и водоемами, что отрицательно отражается на процессах естественного
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКО ЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЕ i п
1033
самоочищения водоемов. Площадь загрязнения одной тонной нефти
при толщине пленки 2 • 10“3 мм составит 0,58 км2; а при толщине плен-
ки 38 -10-6 мм — 30,94 км2.
Загрязнение нефтью рыбохозяйственных объектов приводит к ухуд-
шению качества рыбы, ее гибели; сокращению кормовых запасов (бен-
тоса, планктона), мест обитания и нереста; нарушению миграции рыб.
Химические реагенты, используемые на нефтяных промыслах, -
ингибиторы коррозии, деэмульгаторы, отложения парафина и солей,
попадающие в водные объекты, — оказывают отрицательное влияние
на органолептические свойства воды, ее самоочищающую способность,
на использующие эту воду теплокровные организмы, флору и фауну
природных вод окружающей среды.
Загрязнение нефтью почв приводит к значительным изменениям фи-
зико-химических свойств почвы, что вызывает снижение ее водопрони-
цаемости, ухудшение азотного режима, нарушение корневого питания
растений. Нефть оказывает ингибирующее влияние на рост и развитие
растений, которое обусловлено нарушением экологической обстановки и
прямым воздействием содержащихся в нефти нафтеновых кислот и дру-
гих токсических углеводородов. Исследованиями установлено, что даже
по истечении 15 лет, растительность, на залитой ранее нефтепродуктами
площади, была восстановлена менее чем на половину. Причем, во всех
случаях отмечалось полное уничтожение растительного покрова в началь-
ный период после разлива нефтепродуктов.
Загрязнение атмосферы оказывает неблагоприятное влияние не толь-
ко на здоровье человека, но и на флору и фауну, а также различного рода
сооружения. Атмосферный воздух в районах нефтепромыслов может
загрязняться разнообразными вредными веществами, токсические свой-
ства которых определяются сочетанием углеводородов, входящих в со-
став нефти и попутного газа. Основным отрицательным моментом при
добыче и подготовке нефти, содержащей сернистые соединения, являет-
ся комбинация углеводородов и сероводорода. Комбинированное дей-
ствие углеводородов и сероводорода на организм человека проявляется
быстрее, чем при изолированном действии углеводородов, и проявляет-
ся в следующем: поражается центральная нервная система и промежу-
точный мозг, нарушается работа печени, сердечно-сосудистой, эндокрин-
ной и половой систем, ухудшаются гематологические показатели.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ПРОМЫСЛОВЫХ
ТРУБОПРОВОДОВ
При проектировании и выполнении мероприя-
тий по охране окружающей среды должны со-
блюдаться требования действующих законода-
тельств о недрах, земле, лесе, об охране вод, леса,
атмосферного воздуха, животного мира, памят-
ников истории и культуры, а также требования
местных властей по охране природы и рацио-
нальному использованию природных ресурсов.
1034
ГЛАВА Х ГТТ
При разработке проектов строительства и реконструкции трубопро-
водов, систем сбора нефти, газа и воды на промыслах в составе проек-
тов дается оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) проекти-
руемых и реконструируемых объектов. ОВОС проводится с целью
предотвращения деградации окружающей среды, восстановления на-
рушенных в результате предыдущей хозяйственной деятельности при-
родных систем, обеспечения эколого-экономической сбалансированно-
сти будущего хозяйственного развития, создания благоприятных
условий жизни людей, выработки мер, снижающих уровень экологи-
ческой опасности объектов, и предшествует принятию решений об осу-
ществлении того или иного проекта.
С целью охраны окружающей среды при проектировании, строи-
тельстве и эксплуатации промысловых трубопроводов необходимо со-
блюдать действующие стандарты, нормы и правила в области охраны
окружающей среды.
Прокладка трубопроводов осуществляется, по возможности, на ма-
лоценных или непригодных для сельскохозяйственного использования
землях, в коридорах с минимально необходимыми расстояниями меж-
ду трубопроводами с привязкой к существующим трассам. До начала
прокладки трубопроводов предусматривается устройство сети промыс-
ловых автомобильных дорог (в районах распространения вечномерзлых
грунтов, подверженных водной и ветровой эрозии, на заболоченных
территориях).
Выбор трассы трубопровода, подъездных и вдольтрассовых дорог, а
также мест складирования строительных материалов осуществляется
по инженерно-геологической (инженерно-геокриологической) карте,
составленной в летнее время на основе предварительной схемы ланд-
шафтного районирования.
На переходах трубопроводов через водные преграды для предотвра-
щения гибели ихтиофауны и в целях охраны окружающей среды на обо-
их берегах устанавливаются отключающие задвижки для уменьшения
попадания нефти в водоемы в случае прорыва трубопровода.
При проектировании трубопроводов на участках вечномерзлых грун-
тов или при возможной активизации водной и ветровой эрозии предус-
матриваются мероприятия, обеспечивающие максимальную сохран-
ность естественных почв и растительности, а также проводится
инженерная и биологическая рекультивация, предотвращающая ука-
занные процессы.
На участках, где возможно развитие водной эрозии и сползание грун-
тов вне зоны распространения вечномерзлых пород, осуществляются
противоэрозионные мероприятия, сооружения нагорных канав, глиня-
ных замков в траншеях, лотков-быстростоков, противооползневые ме-
роприятия.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЕ  : 1	1 -
Для наиболее ответственных трубопроводов, возводимых в сложных
мерзлотно-грунтовых условиях с использованием новых конструктив-
ных, технологических решений, обязательным является выполнение
мероприятий по мерзлотному надзору (контролю за многолетнемерзлы-
ми, промерзающими и оттаивающими грунтами). При размещении,
проектировании, строительстве и вводе в эксплуатацию новых и рекон-
струируемых объектов, а также внедрении новых технологий, отрица-
тельно влияющих на состояние земель, предусматриваются и осуществ-
ляются мероприятия по охране земель.
В соответствии с Земельным кодексом Российской Федерации оценка
отрицательного влияния на состояние земель и эффективность предус-
мотренных защитных мероприятий производятся по результатам госу-
дарственной санитарно-гигиенической и экологической экспертизы.
В местах, где аварийный выброс содержащих токсичные вещества
жидких транспортируемых продуктов может привести к загрязнению
природных вод (наземных, подземных, водоемов всех типов), а также
сельскохозяйственных земель, территорий населенных пунктов, мест
отдыха населения разрабатывается комплекс мероприятий (сооруже-
ние амбаров, отстойников, защитных дамб обваловки трубопроводов).
Разлившаяся на поверхности водного объекта нефть локализуется,
собирается техническими средствами и способами, безвредными для
обитателей водоема и не оказывающими вредного влияния на условия
санитарно-бытового водоснабжения, и отправляется на очистные со-
оружения. Выжигание разлитой на поверхности воды нефти допуска-
ется как исключение с применением соответствующих методов и
средств безопасности при невозможности сбора нефти.
Сельскохозяйственные земли и лесные угодья, нарушенные или заг-
рязненные нефтью, приводятся в пригодное (по назначению) состоя-
ние. Запрещается сжигание разлившейся нефти непосредственно на по-
верхности пахотной почвы, а также засыпка загрязненных нефтью
пахотных земель песком или другими минеральными материалами.
Представленные нефтегазодобывающему управлению во временное
пользование сельскохозяйственные и лесные угодья и рекультивацион-
ные площади возвращаются землепользователям в состоянии, пригод-
ном для использования по назначению.
13.7.	ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
Взаимоотношения строителей трубопроводов с природными масси-
вами, по которым проходят трассы магистральных газопроводов и неф-
тепроводов, становятся все более цивилизованными. Это стало особен-
но заметно при прокладке только что законченного по проекту КТК
1086
ГЛАВА XIП
нефтепровода, газопровода «Голубой поток» где были широко приме-
нены новые щадящие технологии создания переходов через реки, в том
числе через Волгу и другие реки - наклонно направленным бурением.
Большое внимание уделялось проходам через рисовые чеки, реликто-
вые леса, охране памятников древней истории и др. Экологическая
культура инженерам, рабочим, служащим прививается самыми раз-
ными способами. Вероятно, на первое место следует поставить разви-
тие самосознания личной ответственности в критической глобальной
ситуации, которой достигло человечество в бездумной, неоправданной
эксплуатации природных ресурсов планеты Земля, а более конкрет-
но — своей, российской природы. Другая сторона — воспитание ответ-
ственности через жесткие законы по охране природы, принятые за пос-
ледние годы в нашей стране, репрессивные меры в виде высоких
штрафов и уголовной ответственности.
Важно действенное направление по снижению техногенного воздей-
ствия и использование целого ряда новых конструктивных решений по
технологии и организации строительства трубопроводов, которые вош-
ли в практику, в их числе совершенствование проектных решений тру-
бопроводных сооружений. И прежде всего — оптимальный выбор трасс,
площадок под КС, НС с использованием арсенала современных техни-
ческих средств в виде космической съемки, ГИС-технологий, методик
прогнозирования сейсмических, оползневых явлений и др., начиная с
Бизнес -ТЭО, ТЭО-строительства, — эти документы содержат специаль-
ные разделы, посвященные экологии.
Особую роль играет новая практика приглашения, выбора строитель-
ных трестов, фирм для выполнения трубопроводных проектов на кон-
курсной основе. На тендерах соревнуются не только в стоимости выпол-
нения работ, совершенстве предлагаемых технологий и опыте возведения
объектов, машинооснащенности, подготовленности кадров, но и в орга-
низации экологической службы, умении организовать работы с мини-
мальным ущербом природным комплексам и в то же время умением вос-
полнять потери, если техногенные воздействия неизбежны.
Но самое важное — создание новых технологий и принципов органи-
зации строительно-монтажных работ, при которых эти воздействия
станут минимальными.
Для примера можно назвать упомянутую ранее технологию соору-
жения переходов трубопроводов через реки и другие водоемы методом
наклонно направленного бурения. Применение этого способа позволи-
ло: полностью исключить какие-либо работы в русловой части рек и на
берегах, не вмешиваться в сложившуюся ихтиофауну, не нарушать су-
доходство, не загрязнять воду. Но, следует отметить, что и этот метод
должен выполняться с соблюдением строгих экологических требова-
ний, особенно в части утилизации бурового раствора.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТ"
Для обеспечения экологической безопасности трубопроводов тре-
буется всесторонняя проработка целого комплекса предупредительных
природоохранных мероприятий. Особое внимание следует уделить
оценке возможных изменений поверхностных условий на промышлен-
ных площадках с оголенными грунтами в зонах вечной мерзлоты. Скоп-
ление воды на таких площадках или образование снежного покрова
мощностью 0,8 м и более, что наблюдается нередко в ветровой тени
сооружений, приведет к многолетнему оттаиванию пород, что может
оказаться опасным для сооружений, особенно построенных по прин-
ципу сохранения многолетнемерзлых пород. Подготовительные и об-
щестроительные работы необходимо проводить в соответствии с пра-
вилами ведения работ в области распространения многолетнемерзлых
пород. В первую очередь, это касается геокриологического контроля
со стороны проектных организаций, специальных организаций конт-
роля качества работ за сохранностью естественных условий на трассах
и вокруг промышленных площадок, за минимальными размерами на-
рушений поверхностных условий на них.
Строительные работы, особенно линейные, рекомендуется произво-
дить в осенне-зимнее время, когда слой сезонного оттаивания промерз-
нет до глубины 0,2-0,3 м и механизмы перемещаются без нарушения
почвы. При размещении сооружений в пределах выделенных районов
предпочтение необходимо отдавать ровным дренированным участкам
или пологим склонам с малольдистыми, лучше песчаными грунтами.
Не следует располагать промышленные площадки в прибровочных
участках или на относительно крутых склонах, особенно, если они сло-
жены сильнольдистыми грунтами, а также на торфяниках с мощным
слоем торфа и жильными льдами и на площадях криогенного пучения.
Работы по освоению строительных площадок не рекомендуется про-
водить без проекта вертикальной планировки и организации работ, де-
тально отражающих все особенности инженерно-геокриологических
условий площадки и порядок ее инженерной подготовки. Проект орга-
низации работ обязательно должен предусматривать точные сроки и
особенности производства работ, а также меры по охране окружающей
среды и рекультивации неустойчивых природных комплексов.
Природные комплексы, выделенные в пределах изучаемой терри-
тории, можно разделить на группы по их устойчивости к нарушениям
и необходимости рекультивации. К группе неустойчивых природных
комплексов, нуждающихся в охране, следует отнести участки со скоп-
лением минеральных бугров и гряд пучения с лесами, тундрами или с
частым чередованием минеральных, торфяно-минеральных и торфя-
ных бугров и гряд пучения с тундрами, а также пологохолмистые уча-
стки с тундрами. В этих природных комплексах техногенное воздей-
ствие сильно нарушает природное равновесие и восстановление
первоначальных природных условий не происходит. В неустойчивых
1038
ГЛАВА XI i I
природных комплексах необходимо проведение специальных мероп-
риятий по искусственному формированию растительного покрова, пре-
пятствующего развитию термокарстовых, эрозионных и золовых про-
цессов. Наиболее эффективно использование дернины растений. На
склонах для предупреждения эрозии и солифлюкации рекомендуется
производить посадки черенков длиной 0,5-1 м на расстоянии 60-70 см
друг от друга. Посадку проводят в конце июня на глубину 25—30 см с
одновременным внесением полного минерального удобрения.
К группе устойчивых природных комплексов относятся травяные и
травяно-моховые болота, а также природные комплексы пойм и логов.
Эти природные комплексы не нуждаются в проведении мероприятий
по рекультивации.
Остальные комплексы, выделенные на исследуемой территории, со-
ставляют группу довольно устойчивых природных комплексов. Мероп-
риятия по рекультивации в этих природных комплексах, по-видимому,
следует проводить на участках, подвергшихся сильным нарушениям
(полное удаление почвы, деформация рельефа).
В пределах зоны многолетнемерзлых пород земляные работы могут
привести к деградации многолетней мерзлоты, процессам термоэрозии,
термокарста. В случае заполнения траншеи водой в теплый период вре-
мени, возможно начало интенсивного термокарстового озерообразова-
ния, в связи с этим необходимо всемерно ограничивать период между
разработкой траншеи и укладкой трубы, предотвращать распростране-
ние воды по траншее устройством земляных перемычек.
Природоохранная лесная зона подвергается в результате земляных
работ следующим воздействиям: на склонах круче 6° развивается водная
эрозия, происходит оврагообразование; нарушается система местного сто-
ка, интенсифицируется заболачивание, вызывающее деградацию лесной
растительности. В лесной зоне на склонах круче 6° необходимо проводить
противоэрозионные мероприятия.
Засыпка траншеи трубопровода может привести к разрушению ус-
ловий стока, появлению способствующих развитию заболачивания
процессов переувлажнения территории. При проведении очистных
и изоляционных работ наибольшие неблагоприятные влияния мо-
гут произойти на территории очистных и изолировочных баз. Вбли-
зи баз возможны загрязнения окружающей среды (вод, воздуха, почв)
неутилизированными продуктами очистки труб, грунтовочными,
изолировочными полимерными, битумными, лакокрасочными и го-
рючесмазочными материалами.
В пределах зоны многолетнемерзлых пород прохождение транс-
портных средств, землеройной и трубоукладочной техники может спо-
собствовать развитию процессов деградации многолетней мерзлоты,
появлению термокарста, термоэрозии. Формирование вдоль трассы
колеи может привести на склонах круче 3° к развитию интенсивной
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭНОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОС ’ 11
термоэрозии. Неблагоприятные рельефообразующие процессы пре-
дотвращаются созданием перемычек в эрозионных формах, терраси-
рованием испытавших планировку склонов в ходе работ по засыпке
траншеи.
Во всех природоохранных зонах необходимо всемерно сокращать
количество потерь, проливов и сливов продуктов очистки, грунтовод-
ных, полимерно-изоляционных, лакокрасочных и горюче-смазочных
материалов.
Очистка и испытание трубопроводов в природоохранном отношении
являются самостоятельным видом работ в технологической цепи соору-
жения трубопровода и сопровождаются, в некоторых случаях, значи-
тельными загрязнениями окружающей среды веществами, не утилизи-
руемыми после испытаний. При проведении испытаний трубопроводов
во всех природоохранных зонах необходимо погасить энергию струи, при
выбросе используемой во время испытаний жидкости и отвести ее в спе-
циально подготовленные водоемы — амбары, отстойники, не связанные
с системой местных водостоков. Санитарная зона для водоемов-отстой-
ников установлена в 300 м. Объем водоемов-отстойников должен соот-
ветствовать объему используемой во время испытаний жидкости.
Однако в производстве строительно-монтажных работ имеет место
целый ряд сложностей во взаимодействии с окружающей природной
средой, которые не имеют однозначных, надежных решений. К их чис-
лу следует отнести заключительный этап строительства - выполнение
испытаний перед сдачей в эксплуатацию и очистка внутренней полости
трубопроводов, которая осуществляется продувкой воздухом, газом
или промывкой водой. Причем, в процессе продувки и промывки про-
изводится пропуск самых различных очистных устройств в виде скреб-
ков, поршней, шаров.
В зависимости от района строительства, сезонности работ, особен-
ности технологических операций сооружения трубопровода, его внут-
ренняя полость может быть загрязнена грунтом, продуктами корро-
зии, сварочным гратом, огарками, водой, снегом, льдом и, наконец,
случайно попавшими предметами.
В известной степени снизить загрязнение внутренней полости тру-
бопровода можно, применив заглушки на трубах, на плетях труб после
сварки на трубосварочных базах. Было предложено множество конст-
рукций: металлических, пластмассовых, комбинированных заглушек,
но все они не привились.
О масштабах загрязнения внутренней полости трубопроводов мож-
но судить по следующим данным: как показала многолетняя практика,
масса загрязнений в расчете на метр длины очищаемого газопровода ди-
аметром 1420 мм составляет до 0,6 кг, а в отдельных случаях это коли-
чество увеличивается в 2—3 раза. Только продукты коррозии составля-
ют 20 r/MJ объема полости. При продувке участка трубопровода длиной
1040
ГЛАВА ХП1
30 км (расстояние между кранами) выносится до 50 тонн загрязнений, в
том числе 0,5 тонны продуктов коррозии. Выброс такого количества
грунта, продуктов коррозии на открытый конец газопровода приводит к
загрязнению площади до 1 км в длину и до 300 м в ширину.
При промывке газопроводов диаметром 1420 мм на участке протя-
женностью 30 км объем загрязненной воды составляет 55 тыс. м3. Сброс
данного количества на рельеф чреват загрязнением и засолением грун-
та, размывом поверхности и растеплением вечномерзлых грунтов. Та-
кой неорганизованный сброс запрещен. Вода после промывки должна
направляться в отстойники, а после осветления спускаться в водоем.
Свод правил по очистке полости и испытанию газопроводов (СП 111-
34-96) предусматривает составление специальной инструкции по ис-
пытанию газопроводов для конкретного объекта с включением в нее
раздела «Охрана окружающей среды». Этот раздел должен иметь схему
и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного
средствами рыбозащиты, расчет объема воды и ее состав для промыв-
ки и испытания участков, расчет возможного влияния на урез воды и
экологию водоема. В инструкции требуется также предусмотреть ус-
ловия очистки воды после промывки и испытания, в том числе данные
по составу загрязненных вод. Соответствие концентрации загрязняю-
щих веществ в воде предельно допустимой концентрации, технологию
очистки от механических и органических загрязнений, меры по исклю-
чению вредного воздействия отработанных вод на водоприемники
(реку, озеро), а также объемы резервуара отстойника и режимы сброса
воды в водоприемник.
При продувке трубопровода достраиваются отстойники, которые соби-
рают выносимую пыль и окалину. Но как выполняется это на практике?
К сожалению, не всегда соблюдаются все условия защиты природной сре-
ды, предусмотренные в своде правил и других нормативных документах.
Но в последнее время уровень ответственности строителей, бескомпромисс-
ная позиция природоохранных служб существенно повлияли на повыше-
ние технической культуры проведения всего комплекса испытаний трубо-
проводов. Правда, приведенные цифры загрязнения внутренней полости
относятся к трубопроводам максимального диаметра, для трубопроводов
меньшего диаметра объемы загрязнений не будут так велики.
Ниже приводится конкретный пример очистки внутренней полости
вновь построенного газопровода Починки - Изобильное диаметром
1420 мм, протяженностью 300 км, которая была осуществлена в 1998 г.
в связи с решением провести внутритрубную диагностику газопровода сра-
зу после окончания строительства. Первый пропуск механического калиб-
ра показал, что в газопроводе имеются сужения поперечного сечения труб,
достигающие 40% от их диаметра. В трубопроводе были обнаружены ле-
дяные пробки из-за не полностью удаленной после гидроиспытаний воды.
Для расплавления льда производилась заливка в газопровод метанола.
окт?спт?ЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
1011
Дальнейшая очистка выполнялась очистными снарядами грубой, тон-
кой и магнитной очистки. Всего было произведено 11 пропусков снарядов
на участке длиной 172 км и 9 пропусков на участке длиной 128 км, в резуль-
тате чего было вынесено около 3,5 тонн отложений на каждом участке. Со-
став отложений состоял изо льда с впаянными в него огарками электродов,
мелкодисперсной окалины, посторонних металлических предметов, а так-
же большого количества песка. Очистка проводилась до тех пор, пока коли-
чество вынесенных отложений не превышало 15 кг.
После такой очистки проводились пропуски снаряда-дефектоскопа.
В результате было обнаружено 0,3—0,7 дефектов на 1 км трассы, боль-
шинство из которых требовало ремонта. Загрязненность построенного
трубопровода оказалась просто уникальной. Это свидетельствует о не-
обходимости уделять особое внимание защите природных комплексов
при выполнении операций очистки трубопровода перед испытаниями.
Но не меньший, а в иных случаях, и больший урон природной среде мо-
жет нанести и сам процесс испытания трубопровода на прочность и гер-
метичность. При разрушении трубопровода при гидравлическом испы-
тании неизбежен сброс большого объема воды в незапрограммированном
месте с развитием эрозионных процессов, возможным разрушением ин-
женерных сооружений, подтоплением жилых строений. В настоящее
время практикуется испытание по обычной технологии, предусмотрен-
ной СНиП Ш-42-80 с возможностью доведения испытательного давле-
ния при испытании на прочность трубопровода до предела текучести
металла (о0^) в стенках трубопровода и испытание по методике стресс-
тестов, где предусматривается повышенное давление, которое может
вызвать в нижних точках стенок трубопровода напряжения до 1,1 а02.
По технологии СНиП обычно испытываются участки большой протя-
женностью (25-30 км) и более на давление 0,95 Go 2. Гильотинное разру-
шение трубопровода в зависимости от рельефа испытываемого участка
может привести к выбросу огромного количества воды с последствиями,
о которых уже упоминалось. Вероятность разрушения трубопроводов
при испытании по методике стресс-тестов с одинаковым уровнем каче-
ства строительства более высокая, но, учитывая зависимость определе-
ния напряжений в стенках труб от рельефа местности, испытываемые
участки назначаются короткими в 6—12 км. Поэтому и выброс воды в
местах разрыва трубопровода будет меньшим.
Прежде при необходимости сдачи трубопровода в эксплуатацию в
зимний период проводились испытания газом. Но после аварии при ис-
пытании газом трубопроводов КС «Приполярная» такие испытания
были запрещены.
В распоряжении строителей имелись специальные установки «Крезо-
луар» для испытания воздухом высокого давления, что позволяло полно-
стью исключить дорогое и очень опасное испытание газом. К сожалению,
установки «Крезо-луар» уже давно вышли из строя, и недавно на севере
]ГМ?
ГПАРЛХТТТ
снова провели испытание газопровода газом, окончившееся его разруше-
нием, возгоранием газа и гибелью людей. Разрушения газопроводов при
испытаниях газом представляют большую опасность, чем разрушение
эксплуатируемого газопровода. Это объясняется тем, что испытывается
непроверенное, вновь созданное сооружение и испытывается на давление
выше рабочего. В этом случае можно ожидать значительно больших ме-
ханических и термических воздействий на природные массивы.
С позиции защиты окружающей среды заключительные строитель-
ные операции по очистке внутренней полости трубопроводов и прове-
дение испытаний на прочность, плотность нуждаются в усовершенство-
вании и еще более жесткой регламентации, которую нужно учитывать
в подготавливаемой новой редакции СНиП «Магистральные трубопро-
воды».
При сооружении подводных переходов магистральных трубопрово-
дов необходимо обращать особое внимание на требования проекта в час-
ти предотвращения замутнения и загрязнения водоемов, разрушения
берегов и переформирования русла. В частности, разработка подвод-
ных траншей, должна производиться в короткие сроки и сразу после
укладки дюкера должна производиться засыпка траншей.
Несоблюдение укладки трубопровода на проектные отметки влечет
за собой ремонт оголенных участков засыпкой щебня, гравия или грун-
та, что приводит к сильному замутнению и загрязнению водоема. При
необходимости проведения подводных взрывных работ необходимо
предусматривать защиту ихтиофауны с помощью электрических по-
лей, создаваемых системой электродов переменного тока промышлен-
ной частоты (50 Гц).
Ремонт гидроизоляции должен производиться не токсичными мате-
риалами, а ремонтные работы по обеспечению проектного положения
следует осуществлять только такими технологическими решениями,
которые бы наносили минимальный ущерб реке и рыбе. Вспомогатель-
ные «бассейны» для нефти должны исключать какую-либо возможность
попадания ее в воду. При этом нефть после проведения ремонтов, ликви-
дации последствий аварий и прогонки скребка необходимо закачивать
обратно в трубопровод (а не сливать).
Рекультивация является основной частью природоохранных работ
при сооружении магистральных трубопроводов. Их следует рассматри-
вать как обязательный вид работ по сооружению магистральных трубо-
проводов. Различаются следующие виды рекультивации: земельная,
водная, микроклиматическая, биологическая и почвенная, экологичес-
кая, ландшафтная.
При проведении рекультивационных работ необходимо добиваться
использования выбранных технических приемов и средств для проведе-
ния рекультивации разных видов. Комплексность рекультивации тер-
ритории строительства достигается проведением возможно большего
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
1043
числа видов рекультивационных работ. Для эффективного проведения
рекультивации определенного вида необходимо использовать как мож-
но большее число рекультивационных технических приемов и средств.
Термическая эрозия, термокарст, солифлюкация, сползание и оп-
лывание грунтов в пределах зоны многолетнемерзлых пород активи-
зируются вследствие изменений мерзлотного режима грунтов из-за на-
рушений растительного покрова, увеличения накоплений снега путем
усиления метелевого переноса на трассе, увеличения поверхностного
стока и отепляющего влияния водных масс искусственных водоемов.
Во время подготовительных работ в полосе строительства происхо-
дят нарушения исторически сложившихся структур, примыкающих к
трассе фитоценозов. Наиболее существенны эти нарушения в лесной
зоне, где происходит появление подвергающихся ветровалам стен леса,
лишенных устойчивости, и ряду неблагоприятных для лесной раститель-
ности воздействий. Воссоздание опушек нарушенных древесных насаж-
дений производится путем посадки подростков в промежутках между
взрослыми деревьями в полосе до 25 м от края полосы строительства
основной лесообразующей древесной породы и кустарников, свойствен-
ных нижним ярусам леса местности строительства.
Строительство наземных трубопроводов может мешать установив-
шимся миграциям диких животных. Для предотвращения этого необ-
ходимо устраивать проходы при прокладке трубопровода поднятых воз-
душных переходов или путем заглубления его в грунт на протяжении
50—100 м на предварительно определенных путях миграций животных.
13.8.	ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ И МОНИТОРИНГ
КАК ИНСТРУМЕНТ УПРАВЛЕНИЯ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ
БЕЗОПАСНСХЗТЬЮ ТРУБОПРОВОДОВ
Экологический контроль является неотъемлемым звеном в системе
обеспечения экологической безопасности трубопроводов. Общая цель
экологического контроля, или контроля качества окружающей среды,
может быть определена как обеспечение соблюдения действующих при-
родоохранных и ресурсосберегающих правил, требований и норм на
всех этапах производства, строительства или иной деятельности чело-
века, связанной с активным или косвенным изменением состояния ок-
ружающей среды (или ее компонентов, включая самого человека). Эко-
логический контроль должен быть многосторонним, т. е. не исключать
ни одной сферы деятельности человека, так или иначе влияющей на
изменение состояния окружающей среды.
На рис. 13.7 приведена структура экологического контроля.
Основные задачи экологического контроля: формирование информа-
ционной базы состояния и изменений окружающей среды, получение необ-
ходимой и достаточной по критериям полноты, точности и достоверности
1Л44
ГПЛPA VTTT
информации о воздействиях на состояние окружающей природной среды,
выявление случаев вредных влияний на отдельные компоненты или при-
родную среду в целом, профилактика сверхнормативного экологического
ущерба и др.
КЛАССИФИКАЦИЯ
I * 3f Й «
Ыё
3 е-1 Ц
T Е = § §
Инженерной и
экологической
подготовки
строителен
По этапам
производства
работ
Восстановительных
природоохранных и
компенсационных
работ
Строительных и
транспортных
работ,
испытаний
Ра пижм и
испытании
| По режиму контроля
Систтма
эколог ичсско
гокпигролв
строительны!
обьлггов
Хозяйственно-бытовой деятельности в регионе производства работ
П о организационному!^ Производственный | Инспекционный
признаку«у _____________________________ ।________________
Общественный
мониторинг
В
Флора;
гео
НХТИО
аэро
Воды:
Поверхностью.
трутовые,
питьевые,
сточные
Ландшафты	||
_____________Биогео Гидро) ценозы
Атмосферный
воздух
Земли
почвы
грунты, недра
Биологические
Фауна:
гео
ихтио
аэро
Ьноцеилты
Человек
Рис. 13.7.Вариант классификационной структуры экологического контроля
Контроль над состоянием природной среды по параметрам, не тре-
бующим применения специального контрольно-измерительного и ла-
бораторно-аналитического оборудования, директивно может быть воз-
ложен на работников служб производственного контроля. В задачу
таких служб входит определение качественных характеристик эколо-
гических изменений и нарушений, оперативное выявление виновников,
а в особых случаях приглашение инспекторов-экологов для инструмен-
тальных измерений и количественной оценки ущерба с назначением
соответствующих санкций.
Большое число контролируемых объектов, этапов и видов проводимого
экологического контроля, целей и задач его проведения порождает множе-
ство ситуаций, обусловливает разнообразие применяемых технических
средств и методов контроля, требований к квалификации и специализации
самих контролеров, нормативно-технической документации.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЧЕО	Е^ОТТЛСНССТН
1015
В целом все виды экологического контроля можно рассматривать с
двух точек зрения. В одном случае, объектом контроля являются вред-
ные техногенные (или естественные) воздействия на природную среду.
При этом необходимо определять количественные характеристики ме-
ханических, тепловых, химических и других воздействий. Полученные
результаты сравнивают с нормативными - предельно допустимыми для
данных природно-климатических условий.
В другом случае, объектом экологического контроля является соб-
ственно природная среда, подверженная или не подверженная (фоно-
вый контроль) вредным воздействиям. При этом, как правило, опреде-
ляют качество отдельных компонентов или комплексов природной
среды, используя аналитические методы и измерения массы (объема) с
целью выявления состава и концентрации тех или иных веществ, обыч-
но вредных. Полученные результаты сравнивают с нормативами.
В единый комплекс или систему экологического контроля все его раз-
новидности объединяет прежде всего методологическая и критериальная
общность нормирования предельно допустимых значений контролируемых
или измеряемых параметров, определяющих качество компонентов среды
или характеристики воздействий на эти компоненты природной среды.
В каждом отдельно взятом виде экологического контроля можно
проследить методологическую преемственность опыта, накопленного
в той или иной природоохранной инспекции. К сожалению, ведомствен-
ная разобщенность инспекций не способствует выработке единого кри-
териального подхода к нормированию допустимых воздействий или
концентраций, мешает установить, исходя из условий существования
и развития природной среды, необходимые ограничения.
Исторически сложилось так, что инспектирующая природоохранная
служба (по какому-либо виду охраны компонентов среды) создается в
том ведомстве, которое и допускает основные вредные воздействия. Ес-
тественно, что нормы воздействий и их соблюдение необъективны. Од-
нако критериальная общность нормирования допустимых значений
воздействий или концентраций все же сформировалась.
Основными критериями при нормировании экологических норм и
допусков были две функции: полезность и вредность воздействий и кон-
центраций для человека, а затем и для всей биоты, т. е. включая флору
и фауну. Наличия только критериальной общности недостаточно для
объединения всех видов контроля состояния и воздействий на природ-
ную среду в единую систему. Необходимо достигнуть методологичес-
кой и организационной общности.
Во всех случаях конечная задача экологического контроля опреде-
ление качественного состава и количественных характеристик воздей-
ствий, веществ и их концентраций в заданной мере (объем, масса, пло-
щадь) для сравнения полученных значений с заданной мерой и оценка
результатов с позиций полезности или вредности для биоты.
1046
ГЛАВА XII I
Надо полагать, что эти требования позволят со временем обосно-
вать и разработать:
—	общие теоретические положения и единую методику назначения норм
(допустимых количественных и качественных вариаций от « нормальных »
значений, определенных фоновым контролем или другими методами);
—	единую систему метрологического обеспечения экологического
контроля, основанную на комплексе государственных стандартных об-
разцов состава и свойств веществ, принятых за нормальные;
—	единую систему информационно-справочных данных (базу дан-
ных) для экологического обеспечения производства и строительства;
-	учебные программы для целенаправленной подготовки специали-
стов по комплексному экологическому контролю и т. д.
Параметры и показатели экологического контроля или нормы ох-
раны окружающей среды устанавливаются системой государственных
стандартов по охране природы. В настоящее время действует более 100
различных стандартов, регламентирующих нормы охраны атмосфер-
ного воздуха, поверхностных и подземных вод, почв, геологической
среды (земель, грунтов, недр), лесных и других угодий, водной и назем-
ной флоры, всех видов фауны. Ряд норм экологического контроля оп-
ределен государственным законодательством.
Многообразие регулирующих охрану природы и регламентирующих
экологический контроль документов чрезвычайно затрудняет практичес-
кое пользование ими. Их очень трудно собрать вместе, изучить и учесть,
особенно в местах проведения экологического контроля при проведении
строительных работ. Помимо этого общее большое количество разнооб-
разных единичных экологических норм не решает одной из основных про-
блем охраны окружающей среды — однозначного комплексного определе-
ния условий экологического баланса для отдельно взятой территории.
Проблема нормативного обеспечения природоохранной деятельно-
сти может быть решена путем разработки единых норм и правил по
охране окружающей среды, содержащих необходимую «выжимку» из
всей номенклатуры действующей нормативно-технической докумен-
тации (НТД) по каждому случаю производственной или строительной
деятельности, а также жизнедеятельности социумов в системах «чело-
век — объект — технология — регион», широкого применения современ-
ной информационно-вычислительной техники.
В базу данных ЭВМ в систематизированном виде закладывают все дей-
ствующие нормы и правила по охране природы. Затем из базы данных
целевым способом отбирают все необходимые сведения по какому-либо
конкретному случаю — экологической ситуации. База данных по НТД мо-
жет функционировать самостоятельно или в составе комплексной систе-
мы информационного обеспечения природоохранной деятельности.
Технико-технологические аспекты экологического контроля имеют
преемственность в инспекционных природоохранных службах мини-
стерств и ведомств. Несмотря на их методологическую разобщенность,
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЕ Г! ’
i
межведомственность, несогласованность, создан большой парк специ-
альной и универсальной контрольно-измерительной и аналитической
техники, образцовых средств, технологий проведения анализа, контро-
ля, оценки, обработки информации. В этом плане задача технико-техно-
логического обеспечения экологического контроля сводится к выбору
оптимального комплекта технических средств контроля из числа серий-
но выпускаемых различными предприятиями и ведомствами (табл. 13.3)
на основе нормативной базы экологического контроля.
Таблица 133. СПЕЦИАЛИЗАЦИЯ ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В ОБЛАСТИ СОЗДАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ КОНТРОЛЯ НАД СОСТОЯНИЕМ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ	
Отраслевая специализация предприятий- производителей	ВЫПУСКАЕМЫЕ СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ И КОНТРОЛЯ
Предприятия, производящие приборы общего назначения	Анализаторы, стационарные и передвижные станции И лаборатории контроля загрязнения атмосферного воздуха, промышленных выбросов, природных и сточных вод; типовые вычислительные комплексы для оснащения центров автоматизированной обработки информации; электроаспираторы, измерители скорости и расхода; универсальные технические средства, в том числе поточные линии лабораторного контроля
Предприятия, производящие приборы для перерабатывающей и химической промышленности	Газоанализаторы на токсичные и ядовитые вещества, в том числе соединения хлора, фтора, портативные химические анализаторы для оснащения инспекционных служб контроля; приборы для измерения химической потребности кислорода (ХПК); газовые, жидкостные и ионные хроматографы; поверочные газовые смеси, стандартные образцы вещества
Предприятия оборонной промышленности	Оптические и спектральные анализаторы, в том числе трассовые ИК-и УФ~фотометры; фотоколориметры; эмиссионные спектрометры, в том числе с индуктивно- связанной плазмой; микроскопы, лидары
Предприятия электронной промышленности	Дистанционные спектральные анализаторы загрязняющих веществ в атмосфере, лидары
Предприятия, производящие приборы для космоса	Радиоизотопные пылемеры; анализаторы наличия в среде металлов; средства контроля радиоактивного загрязнения
Предприятия . радиопромышленности	СВЧ-радиометры
Предприятия Госстандарта	Средства высшей точности для метрологического обеспечения эксплуатации приборов и станций контроля
Институты Российской академии наук	Сенсорные датчики; спектрометры Фурье и корреляционные спектрометры	
1 ГИ«
гллрл yin
Результаты экологического контроля составляют информационную
базу (банк данных) охраны окружающей среды (ООС), что позволяет
использовать ЭВМ для сбора, хранения, обработки и анализа инфор-
мации. Информационное обеспечение ООС, в свою очередь, является
основой для управления природоохранной деятельностью, проведения
ресурсосберегающей политики. Информативность контроля во многом
зависит от уровня технических средств (оснащенности службы), поэто-
му при комплектовании парка приборов руководствуются всем комп-
лексом нормативов контроля - объемами, периодичностью, требуемой
точностью и достоверностью, полнотой. Обязательное условие обеспе-
чения требуемой информативности — использование ЭВМ и средств кон-
троля на их основе.
Перед ведомственной службой экологического контроля (в производ-
ственной форме) и ведомственными природоохранными инспекциями,
специализированными по одному-двум направлениям экологического
контроля, стоят разные задачи.
Ведомственная служба экологического контроля должна иметь
полный комплект необходимых технических средств для контроля всех
основных параметров загрязнений окружающей среды. Рассмотрим
возможность технической оснащенности контрольной службы на при-
мере контроля чистого атмосферного воздуха.
Наиболее характерные параметры загрязнения атмосферного возду-
ха - дымность и непрозрачность. Задача экологического контроля состо-
ит в определении количества и состава выбросов в заданный интервал вре-
мени (например, в течение года). Инспекционные службы применяют
разные методы и средства экологического контроля. Все они равноправ-
ны по критериям информативности, точности и достоверности, так как
специальные исследования по сравнительной эффективности тех или иных
методов контроля одного и того же параметра не проводились.
Для наглядности перечислим методы контроля, используемые в на-
стоящее время для определения дымности атмосферного воздуха: уль-
тразвуковой каротаж, калориметрический метод, инфракрасная и уль-
трафиолетовая спектроскопия, газофильтрокорреляционный метод,
измерение остаточного содержания кислотных соединений на фильт-
рах и т. п. Каждый из них имеет свои отрицательные и положительные
стороны (себестоимость, информативность, оперативность и пр.). Вы-
бор того или иного метода и соответствующих средств контроля зави-
сит от многих факторов.
Не менее разнообразны методы анализа качества воды: хемилюми-
несценция (экстрагирование и анализ осадка промышленных стоков);
атомно-абсорбционная и атомно-эмиссионная (с индуцированной плаз-
мой) спектроскопия (анализ компонентов осадка); нейтронно- и фотон-
ноактивационный анализ; ионоселективные экспресс-методы; анодная
вольфрампирометрия; рентгенофлуоресцентная спектрометрия и т. п.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
1O4Q
В общем случае все методы определения количества и состава со-
держания вредных веществ в воде и воздухе можно рассматривать как
химические, физические, биологические и комплексные методы ана-
лиза веществ в осадках и на фильтрах.
Выбор соответствующих методов и средств контроля обусловлен так-
же возможностью индикации тех или иных соединений, признанных по
действующим нормам вредными для биоты. Общее число токсичных
органических соединений, которые могут содержаться в промышлен-
ных стоках в растворенном и взвешенном виде, превышает 60 тыс.
Прогноз содержания в выбросах или стоках каких-либо вредных
веществ и соединений также влияет на выбор методов и технических
средств экологического контроля.
Для полноты представления сложности проблем, возникающих при
техническом оснащении службы экологического контроля, приведем
перечень применяемых методов анализа загрязнений почв: химический
дериватизационный; масс-параметрический; кондукто- и диэлькомет-
рические физические способы анализа выбросов; спектрографический
анализ осадков; методы биоразложения и биоиндикации; экспресс-тес-
тирование на индикаторах и др.
Обычно состав загрязнителей воздуха, воды, почв достаточно точ-
но прогнозируется (оксиды азота, углеводороды и др.), поэтому задача
экологического контроля сводится к количественному определению
концентраций известных загрязнений. Для этого ведомственные служ-
бы экологического контроля достаточно оснастить комплексными пе-
редвижными лабораториями анализа качества воздуха, воды, почв.
Организации экологической службы, ее техническому оснащению
для контроля какой-либо определенной территории с находящимися на
ней источниками техногенеза должны предшествовать научно-иссле-
довательские работы, необходимые для исследования и прогнозирова-
ния возможных загрязнений (по составу и объемным концентрациям).
Результаты исследований служат основанием для укомплектования
контрольных служб техническими средствами измерений и анализа со-
става и концентраций загрязнителей.
В последние годы для индикации особо вредных веществ в воздухе,
воде и почве широко применяют методы биоиндикации. При этом уро-
вень и состав вредных воздействий (выбросов, стоков) оценивают по
состоянию некоторых мхов и лишайников, способных накапливать
вредные примеси с изменением массы, цвета и др.
Комплексные аналитические лаборатории контроля качества воздуха
и воды широко используют хроматографические методы, которые не тре-
буют больших затрат времени, характеризуются высокой чувствитель-
ностью и погрешностью не более 10%. Оборудование для хроматографи-
ческих методов контроля сравнительно недорогое. Большую точность при
1050
ГЛАВА XITI
определении концентрации вредных газов в воздухе дает метод прямого
поглощения ИК-излучением, однако используемые при этом газоанали-
заторы весьма дорогостоящи.
Комплексные аналитические лаборатории для исследования соста-
ва воздуха и воды выпускаются предприятиями Госкомгидромета. Все
аналитические приборы этих лабораторий подлежат периодической по-
верке в территориальных организациях Госстандарта.
Исследование свойств природных ландшафтов в границах террито-
рий нефтегазового освоения (а следовательно и эксплуатации природ-
но-технических нефтегазотранспортных систем) требует создания та-
ких методов и средств информационно-измерительного обеспечения,
которые позволяют оценивать физические показатели состояния ок-
ружающей среды по возможно большей номенклатуре свойств. Такая
задача решается в рамках комплексного инженерно-экологического мо-
ниторинга трубопроводных систем.
Инженерно-экологический мониторинг как вид научно-производ-
ственной деятельности основан на комплексе знаний и достижений та-
ких наук, как физическая и конструктивная география, ландшафтоведе-
ние, геология, геокриология, метеорология (климатология), гидрология,
биология, экология и др. Одной из основных предпосылок системы ин-
женерно-экологического мониторинга является представление о про-
странственно-временной организации в природе геотехнических систем.
Структура и состав инженерно-экологического мониторинга цели-
ком определяются целями его проведения и возможностями матери-
ального обеспечения. В зависимости от этих факторов определяется
соотношение дистанционных и прямых методов наблюдений состоя-
ния компонентов природной среды или геотехнической системы.
Функциональный состав инженерно-экологического мониторинга
включает две самостоятельные его разновидности :
1. Экологический мониторинг как систему наблюдений за антро-
погенными изменениями природной среды и прогнозирования ее со-
стояния, включая переход в область экологически экстремальной
ситуации.
2. Геотехнический мониторинг как систему оценки техногенного
источника и экологического риска в процессе функционирования
объекта.
Экологический мониторинг (его нормативно-правовая база пока
не стандартизована и часто трактуется весьма произвольно) ставит
своей целью дать ответы на следующие вопросы :
—	каково состояние природной среды в рассматриваемый отрезок
времени в сравнении с предшествующим техногенезу состоянием (в от-
носительной или абсолютной форме) и какие изменения (положитель-
ные, отрицательные) ожидаются в природной среде в прогнозируемый
отрезок времени;
ОБЕСПЕЧЕНИЕ О । ОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЕ Г
Г
-	в чем причины происшедших изменений и возможных изменений
в будущем (в том числе нежелательных, губительных, критических) и
что явилось, является или будет являться источником этих изменений
(как правило, вредных техногенных воздействий);
—	какие воздействия на данную локальную природную среду, опре-
деляемые исходя из выработанной для данного случая критериальной
основы оценок функции «полезности - вредности», являются вредны-
ми (нежелательными или недопустимыми);
-	какой уровень техногенных воздействий, в том числе в совокупно-
сти с естественными или стихийными процессами и воздействиями,
происходящими в рассматриваемой природной среде, является допус-
тимым для природной среды и отдельных ее компонентов или комплек-
сов (ценозов) и какие резервы имеются у природной среды для саморе-
генерации состояния, адекватного исходному, принятому за состояние
экологического баланса;
-	какой уровень техногенных воздействий на природную среду, от-
дельные ее компоненты и комплексы является недопустимым или кри-
тическим, после которого восстановление природной среды до уровня
экологического баланса является неосуществимым.
Организация экологического мониторинга, способного решать пе-
речисленные задачи, — дело будущего, так как требует значительных
затрат. Только после того, как нормы природо- и ресурсопользования
будут приведены в соответствие с требуемыми затратами на восстанов-
ление и поддержание в природной среде экологического баланса, в том
числе на полномасштабный экологический мониторинг, его реализа-
ция станет реальной.
При этом экономическую основу получит вся природоохранная дея-
тельность и, следовательно, будет решена задача регулирования каче-
ства природной среды, управления протекающими в ней процессами -
техногенными (положительными, отрицательными) и естественными.
Помимо этого реализуется задача планомерного повышения качества
природной среды, социальной сферы и т. п.
Необходимо заранее выработать стратегиюрегулирования и управ-
ления качеством природной среды, экономически выгодную при самых
строгих нормах природо- и ресурсопользования. Для этого следует ре-
шить ряд вопросов:
—	какое качество природной среды в комплексных и единичных по-
казателях будет приниматься за «нормальное» и «высокое»;
-	к какому уровню качества природной среды следует стремиться
при восстановительной природоохранной деятельности с учетом эко-
логической и экономической точек зрения;
-	какими критериями надо руководствоваться в том или ином слу-
чае при ответе на предыдущий вопрос;
1059
ГТТАЯА ХТТТ
-	какие мероприятия необходимы для уменьшения, снижения или
полной компенсации вредных техногенных воздействий, снижения или
полной ликвидации экологического ущерба, достижения нового, более
высокого уровня качества природной среды;
—	какова эффективность и полезность природоохранных, восстано-
вительных или компенсационных действий на длительных временных
интервалах (долговременный экологический прогноз);
-	как определять приоритетность действий при столкновении эко-
номических и экологических интересов и др.
Система геотехнического мониторинга решает задачи:
—	определение состояния природной среды в заданный отрезок времени;
-	фоновые наблюдения;
-	обеспечение сравнительных данных текущего момента и време-
ни, предшествующего техногенезу;
—	прогноз ожидаемых изменений в природной среде под воздействи-
ем техногенных факторов;
-	оценка причин происходящих и возможных изменений и степени
их губительного влияния на природу, на человека, источники этих воз-
действий (в том числе прогнозирование возможных источников вред-
ных веществ);
—	определение уровня техногенных воздействий (в комплексе либо
отдельные компоненты), являющихся недопустимыми, критическими,
исключающими самовосстановление природной среды до уровня эко-
логического баланса и т. п.
Наличие комплексного инженерно-экологического мониторинга по-
вышает требования к соблюдению экологических правил и норм, по-
зволяет реализовать систему превентивных мер и снижения экологи-
ческого риска на основе аналитического прогноза фактической
безопасности конкретной геотехнической системы (рис. 13.8).
Создаются отраслевые системы производственного экологического
мониторинга (ПЭМ). Примером может служить ПЭМ газовой промыш-
ленности, включающий комплекс технических средств и методов, нор-
мативно-методических документов и организационной структуры, обес-
печивающих измерение и контроль выбросов и сбросов загрязняющих
веществ, а также других негативных воздействий технологических
объектов газовой промышленности, социально-бытовой и производ-
ственной инфраструктур. ПЭМ ГП является ведомственной частью Еди-
ной государственной системы экологического мониторинга (ЕГСЭМ).
Общая структура аппаратных средств сети наземных измерений в
системе комплексного мониторинга включает:
1.	Для низового уровня мониторинговой сети:
-	стационарные посты по воздуху и воде;
—	передвижные и стационарные лаборатории по состоянию атмос-
феры, воды, почвы, снега;
ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОТОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЕ i i
1053
Рис. 13.8. Структура аналитического прогноза
экологической безопасности на основе комплексного мониторинга
-	передвижные станции контроля выбросов и сбросов;
—	инспекционные службы;
-	службы получения данных от населения.
Число стационарных и передвижных станций и постов определяет-
ся в результате проведения исследований, расчетов на имеющихся мо-
делях конкретной природно-технической геосистемы (или природно-
территориального комплекса), а также на основании накопленного
опыта наблюдения за окружающей средой.
2.	Для среднего уровня сети:
- центры сбора и обработки информации, полученной в низовых се-
тях, отличающиеся друг от друга спецификой и сложностью решаемых
задач.
3.	Для высшего уровня сети:
-	пользователи информации, полученной в центрах ее сбора и обра-
ботки. Непосредственными пользователями данных являются инспек-
тора по охране окружающей среды.
1054
ГЛАВА ХПТ
К числу основных составляющих сети мониторинга относятся дат-
чики и анализаторы; устройства загрузки данных; устройства переда-
чи данных и др.
Для автоматического измерения концентрации наиболее распрост-
раненных видов загрязнений в воздухе используются следующие основ-
ные методы:
-	метод химической люминесценции для определения концентра-
ции азота;
-	метод ультрафиолетовой флуоресценции для определения концен-
трации диоксида серы и сероводорода;
—	метод ультрафиолетового поглощения для измерения концентра-
ции оксида и диоксида углерода;
-	плазменно-ионизационный метод для измерения концентрации
суммы углеводородов и суммы углеводородов за вычетом метана;
—	метод поглощения бета-излучений для контроля пыли.
Кроме того, для измерения концентрации загрязнений используются
традиционные методы аналитической химии и газовой хроматографии.
В иерархически построенной сети наземных измерений вычисли-
тельные средства обработки информации используются практически
на всех уровнях сети. В стационарных и передвижных постах загруз-
чик данных не только управляет работой анализаторов, но и произво-
дит первичную обработку собранных данных. В локальных и централь-
ном вычислительном центре рассчитываются по моделям уровни
загрязнения среды по основным и дополнительным ингредиентам, стро-
ятся карты изолиний, рассчитываются прогнозы, вычисляются веро-
ятные источники загрязнений и т. п. Специфику решаемых задач, тре-
бования надежности и работы в реальном времени необходимо
учитывать при проектировании вычислительных центров.
Вычислительный центр сети мониторинга загрязнений выполня-
ет следующие функции:
—	управление работой сети наземных измерений в оперативном,
штормовом режимах и режиме проверки работоспособности;
-	сбор информации от стационарных постов и передвижных лабо-
раторий контроля загрязнений;
-	ведение банков данных оперативного и долговременного хранения
информации с обеспечением надежности хранения информации и защи-
ты от несанкционированного доступа;
-	обработка информации для получения общей картины загрязне-
ний, для вычисления прогнозов, интегральных оценок экологического
состояния среды и др.;
-	подготовка и выдача информации о загрязнениях в плановом по-
рядке в виде сводных таблиц, картографического материала и т. п.;
—	передача информации в автоматическом режиме в главный вы-
числительный центр.
ОБЕСПЕЧЕНИЕ Э Н ОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОЕ Т ; I
1055
Вычислительный центр мониторинга выбросов выполняет следу-
ющие функции управления работой всех служб наблюдения:
—	автоматический и автоматизированный сбор информации от ар-
битражных стационарных постов и передвижных лабораторий конт-
роля выбросов;
-	ведение банков данных информации о выбросах и информации,
собранной службами наблюдения с обеспечением надежности хране-
ния информации и защитой от несанкционированного доступа;
-	обработка информации для определения вероятных источников
выбросов, вычисление объемов выбросов по предприятиям, подготов-
ка предложений по природоохранным мероприятиям, вычисление
ущерба от выбросов в окружающую среду и т. п.;
-	подготовка в плановом порядке и по запросам справок, сводок о
текущем состоянии по загрязнению и выбросам в окружающую среду,
ходе и эффективности проведения природоохранных мероприятий.
Сравнение функций, выполняемых центрами мониторинга загряз-
нений и выбросов, показывает, что состав вычислительных центров мо-
жет быть достаточно близок по аппаратурной части и отличаться лишь
составом программного обеспечения. Естественно, возникает желание
объединить оба центра в один. Однако более целесообразно оставить две
независимые службы контроля загрязнений и контроля выбросов и со-
ответственно два вычислительных центра.
Приведем некоторые аргументы в пользу данного технического решения:
-	контроль загрязнений в нашей стране исторически проводился в
системе Госкомгидромета и существенно связан с комплексом гидро-
метеорологических наблюдений;
-	разработка и проведение природоохранных мероприятий в Рос-
сии были поручены комитетам Минприроды. Эта деятельность пред-
полагает наличие развитых инспекционных служб, в том числе и для
слежения за выбросами от предприятий;
-	две службы контроля окружающей среды лишь частично перекры-
вают функции друг друга. В то же время наличие двух служб существен-
но повышает достоверность получаемой информации и надежность ра-
боты системы наземного мониторинга в целом;
—	стоимость собственно вычислительного центра незначительна по
сравнению с измерительными средствами и стоимостью системы пере-
дачи данных, поэтому наличие двух центров не увеличивает заметно
стоимость системы мониторинга в целом и число обслуживающих спе-
циалистов.
В целом аппаратура вычислительных центров включает в себя цен-
тральную ЭВМ, коммуникационную систему для приема и передачи
данных и некоторое количество специальных автоматизированных ра-
бочих мест (АРМ) для решения прикладных задач обработки и отобра-
жения информации.
1056
ГЛАВА XIII
Система сбора данных по качеству воздуха будет получать инфор-
мацию о качественном и количественном состоянии метеорологичес-
ких и физических величин, полученных от автоматических приборов,
для измерения выбросов, автоматических приборов для измерения фо-
новых параметров, метеорологических автоматических приборов, пе-
редвижных лабораторий и изучения движения автотранспорта.
Информация заносится в память и обрабатывается для дальнейше-
го получения параметров, которые будут использоваться при плани-
ровании природоохранных мероприятий.
Необходимость управлять значительными объемами данных и со-
ответствующими географическими привязками для прогнозирования
и сбора запрашиваемой информации, сложность операций по обработ-
ке собранных данных по качеству воздуха приводят к выводу, что в
оперативных центрах необходимо иметь базу данных по воздуху.
База данных по воздуху включает в себя базу данных по выбросам в
атмосферу и базу данных по загрязнению атмосферного воздуха. Обе
базы данных должны отвечать следующим требованиям:
—	иметь в наличии максимум информации, занимая наименьший
объем памяти;
-	обеспечивать благодаря легкому доступу быструю обработку ин-
формации;
-	обладать гибкостью в отношении доступа, поиска и обработки данных;
-	содержать всю необходимую статистическую информацию.
Банк данных по выбросам в атмосферу, кроме того, должен содер-
жать сведения о промышленных предприятиях, включая назначение
и географические координаты предприятия, установленные для него
предельно допустимые выбросы (ПДВ), их фактические значения и т. п.
В частности, он может включать следующие элементы:
-	производственные объекты - идентифицируются все производ-
ственные или перерабатывающие объекты, выделяются рабочие цехи,
используемые или производимые вещества, выбросы из труб;
-	гражданские объекты - определяются объекты и их назначение,
выделяется их доля выброса в воздух;
—	данные, полученные из сети контроля, — определяются станции и
приборы съемки атмосферного загрязнения, определяются получен-
ные значения.
База данных по загрязнению атмосферного воздуха содержит коор-
динаты каждого стационарного поста или местонахождения передвиж-
ной лаборатории с указанием времени измерения и привязанного к нему
значения каждого измеряемого ингредиента.
По каждому речному бассейну приводятся данные о социально-эко-
номической структуре, гидрологические и гидрогеологические парамет-
ры, водообеспеченность, данные по экстремальным ситуациям и харак-
теристики наводнений, организация водосборной территории, данные
oKGjivI ИЧеСК^И БЕЗОПАСНОСТИ
105 i
по ирригации и дренажу, данные по качеству воды и контролю их заг-
рязнения, гидротехнические сооружения и электростанции, земельные
и растительные ресурсы, животный мир, рекреационная освоенность
территории и ее перспективы, законодательные акты.
Структурно, информационно и программно базы данных по водным
или иным объектам мониторинга проектируются аналогично выше
описанной базе данных по атмосферному воздуху.
ЛИТЕРАТУРА
1.	«Об охране окружающей среды». Закон РФ от 10 января 2002 г.
2.	Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-тех-
нические аспекты. Безопасность трубопроводного транспорта. М.: МГФ «Зна-
ние», 2002.
3.	Безопасность России. Экологическая безопасность, устойчивое развитие и
природоохранные проблемы. М.: МГФ «Знание», 1999.
4.	Бородавкин ПЛ. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.:
Недра, 1976.
5.	Великанов МА. Гидрогеология суши. JI.: Гидрометеоиздат, 1964.
6.	Галлиулин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транс-
порта газа. М.: Недра. 1991.
7.	Грива Г.Н., Кононов В.Н. Обеспечение экологической стабильности объек-
тов ОАО «Газпром» в Западной Сибири // Газовая промышленность. 2000. №5.
8.	Громов Н.Н., Писарев О.В., Шавин ПБ. Автоматизированная система эко-
логического мониторинга // Газовая промышленность. 2000. № 5.
9.	Дубина М.М., Красовицкий БА., Лозовский А.С., Попов Ф.Ф. Тепловое и
механическое взаимодействие инженерных сооружений с мерзлыми грунтами.
Новосибирск: Наука, 1977.
10.	Дыков А.В. Тепломассообмен: Справочник. М.: Энергия, 1972.
11.	Иванцов О.М. Взаимодействие инженерных сооружений трубопровод-
ного транспорта с природной средой // Нефть, газ, строительство. Сентябрь,
2000.
12.	Иванцов О.М. Экология и практика // Строительство трубопроводов.
1988. № 7.
13.	Иванцов О.М., Патон Б.Е. Новое в строительстве и повышении надежно-
сти магистральных трубопроводов //Газовая промышленность. 1993. № 10.
14.	Иванцов О.М., Харионовский В.В. Арктические газопроводы России М.:
КИИЦ «Нефтегазстройинформреклама». 1992.
15.	Иванцов О.М., Шмаль Г.И. Мониторинг коррозионный плюс экологи-
ческий // Нефть России. 1996. № 3-4.
16.	Иванцов ОМ. Надежность магистральных трубопроводов. М.: КИИЦ, 1991.
17.	Иванцов ОМ.,ДвойрисАД., Кривошеин БЛ., Ковальков ВЛ., Голъдзберг ВЛ.,
АгапкинВМ Эффективность строительства низкотемпературных газопроводов: На-
учно-технический обзор. М.: НИПИЭСУнефтегазстрой, 1977. С. 59.
I
ГЛАВА ХИТ
18.	Исследование трубопроводов, сооружаемых в условиях Крайнего Севера
Ц Тр. ВНИИСТ. Вып. № 29. М., 1974. (ДСП).
19.	КовальковВЛ,,Кривошеин БЛ.,Ивашкова ВЛ., Соловьева МЛ. Обмер-
зание подземного газопровода и прогнозирование нарушения режима грунтовых
вод // Строительство трубопроводов. 1977. № 7.
20.	Ковальков В.П., Кривошеин Б Л.. Сумароков В.С. Оценка ореола обмерза-
ния подземных газопроводов при транспорте газа с отрицательной температурой
// Проектирование и строительство трубопроводов и газонефтепромысловых со-
оружений. М.: НИПИЭСУнефтегазстрой, 1977. НТРС. Вып. 2.
21.	Кошелев А А, Алексеева ГЛ., Бирюкова НЯ., Редько А.Ф. Обоснование
конструктивных и технологических решений при трубопроводном транспорте
теплоносителей // Проблемы энергетики Крайнего Севера: Сб. докл. Якутск: Кн.
изд-во, 1975. ч. II Физико-технические проблемы электро- и теплоснабжения
Севера.
22.	Красовицкий БА., Кривошеин БЛ. Оценка тепловых потерь и зоны про-
таивания вокруг подземного трубопровода в мерзлых грунтах // ИЖ. Т. XXVHI.
1975. № 5. (Деп.)
23.	Кривошеин БЛ., Агапкин В.М,Двойрис АД. Способы прокладки и эксп-
луатации трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. М.: ВНИИОЭНГ, 1978.
24.	Кривошеин Б.Л., Агапкин В.М.,Козальков В.П. Обоснование параметров
теплоизолированных газопроводов. Строительство трубопроводов. 1978. № 1.
25.	Кривошеин БЛ., Кошелев АА., БалышевОА. Исследование теплового
режима газопроводов большого диаметра, проложенных в районах вечной мерз-
лоты // Транспорт и хранение газа. Реф. сб. ВНИИЭ-Газпрома, 1969. № 5.
26.	Кудрявцев В А., Гарагуля Л.С., Кондратьева КА., Меламед BJ1. Основы
мерзлотного прогноза при инженерно-геологических исследованиях. Изд-во МГУ,
1974.
27.	Охрана природной среды // Иванцов О.М. Газовая промышленность.
Энергоиздат, 1997.
28.	Павлов А.В. Теплообмен почвы с атмосферой в северных и умеренных
широтах территории СССР. Якутск: Кн. изд-во, 1975.
29.	Радченко ЕЛ. К вопросу об экологии // Трубопроводный транспорт не-
фти. 2002. № 8.
30.	Редько А.Ф., Галиуллин З.Т., Топчев Н.И. Исследование тепловых режи-
мов наземных трубопроводов большого диаметра // Бурение и эксплуатация га-
зовых скважин в районах Крайнего Севера: Сб. М.: ВНИИГАЗ, 1977, С. 354-
364. (ДСП)
31.	Седых АД. Основы производственного экологического мониторинга га-
зовой промышленности // Нефть, газ и бизнес. 1999. № 5.
32.	Успенский С.М. Живая Арктика. М.: Мысль, 1978.
33.	Чащин Е. Как повысить эксплуатационную надежность труб // Нефтега-
зовая вертикаль. 1999. № 7.
34.	Чеботарев АЛ. Общая гидрология. Л.: Гипрометеоиздат, 1975.
35.	Экологический мониторинг: Проблемы создания и развития Единой госу-
дарственной системы экологического мониторинга (ЕГСЭМ) // Тр. I Всероссийс-
кой научно-практической конференции. М.: ГНПЭ, 1996.
36.	Ivantsov О. Constructive and Ecological Safety of Oil and Gas Trunk
Pipelines. Oil and Gasina Wider Europe 1992.
10ot
ГЛАВА XIV
ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ В СИСТЕМЕ
УПРАВЛЕНИЯ ИНВЕСТИЦИОННО-
СТРОИТЕЛЬНЫМИ ПРОЕКТАМИ
Будущее нефтегазового комплекса, его развитие в XXI в. связано с
разработкой новых месторождений нефти и газа на суше и шельфе Ев-
ропейских и Азиатских регионов страны, с сооружением крупных тру-
бопроводных систем нового поколения для поставки углеводородного
сырья и топлива в непрерывно возрастающих объемах отечественным и
зарубежным потребителям. За последние годы в странах Западной Ев-
ропы и Америки возникла озабоченность чрезмерной зависимостью этих
государств от нефти и газа Ближнего Востока, обсуждается перспекти-
ва альтернативного энергообеспечения из России.
Одновременно огромный потенциальный Азиатско-Тихоокеанский
рынок начинает проявлять реальный интерес к российским нефтегазо-
вым богатствам. В этих условиях, несмотря на все трудности, возника-
ют перспективы полномасштабного инвестиционного сотрудничества в
нефтегазовой сфере, с формированием крупных инвестиционных про-
ектов на условиях СРП (Соглашение о разделе продукции), с привлече-
нием отечественного капитала.
Эксперты прогнозируют, что в ближайшие 6—7 лет в России сто-
имость проектов с участием иностранного капитала может составить
85 млрд долл. Прогноз, вероятно, слишком оптимистичен, но, тем не
менее, на территории страны уже в настоящее время началась реали-
зация крупных нефтегазовых проектов, в том числе трубопроводных:
БТС, КТК, Россия - Турция, «Сахалин 1» и «Сахалин 2», «Харьяга».
Суммарный объем инвестиций последних трех проектов уже превысил
4 млрд долл. Крупнейшая транснациональная компания «British
Petroleum» (ВР), решившая инвестировать в Российскую экономику
6,75 млрд долл, вместе с «Альфа-Групп», владеющей Тюменской не-
фтяной компанией (ТНК) и другими активами в Российской нефтега-
зовой отрасли, образовали холдинг, стоимость которого по оценкам
аналитиков превысит 18 млрд долл.
Опыт работы российских строительных организаций в условиях но-
вых экономических отношений на примере первых инвестиционных про-
ектов с участием иностранного капитала показал определяющее значе-
ние повышения надежности и безопасности строящихся объектов,
современной системы управления проектами (УП) и организациями, уча-
ствующими в их реализации, а также необходимость совершенствования
инжиниринговой деятельности в нефтегазостроительной отрасли.
1 °60
ГТТАВЛ ХГГ
Концепция так называемого проектного управления или управления
проектами, (Project Management) широко используется в мире более чет-
верти века в самых широких сферах деятельности человека и государств.
Опыт ФРГ, Японии, Южной Кореи, США и других развитых стран
свидетельствует о том, что система управления проектами — есть мощ-
ное средство выхода из экономического кризиса и метод решения круп-
ных научных, производственных и социальных проблем.
Как известно, понятие «проект» объединяет разнообразные виды
деятельности, характеризуемые рядом общих признаков, наиболее важ-
ными из которых являются:
•	направленность на достижение конкретных целей и определенных
результатов;
•	координированное выполнение многочисленных взаимосвязанных
действий;
•	ограниченная протяженность во времени с определенным началом
и концом.
Управление или руководство проектом включает интеграционное уп-
равление, управление содержанием проекта, объемами работ, управление
временем, стоимостью, качеством, материальными и людскими ресурса-
ми, информацией и коммуникациями и, наконец, управление риском. От-
сюда управляемыми параметрами системы управления проектом являют-
ся: стоимость (затраты, доходы), время (сроки выполнения работ и
наступления событий), ресурсы, резервы, качество, безопасность и риски.
В условиях значительного числа финансирующих, проектных, ком-
плектующих, подрядных, пуско-наладочных, экологических и других
организаций, принимающих участие в реализации крупномасштабных
проектов, создаются специальные управляющие компании, финансово
независимые от участников проекта и не связанные с ними конкретны-
ми юридическими отношениями (кроме главного заказчика-спонсора).
Функциями управляющей компании должны являться:
•	мониторинг всех выполняемых работ;
•	эффективный контроль и своевременное реагирование на наруше-
ния графиков, сбои в финансировании, материально-техническом снаб-
жении, производстве строительных работ, включая качество выполне-
ния операций;
•	оперативное предъявление обоснованных претензий к «виновным»
организациям;
•	своевременное информирование главного заказчика-инвестора о
возникших отклонениях и необходимости принятия требуемых мер.
При реализации крупных инвестиционно-строительных проектов
учитываются все стратегические аспекты осуществления таких проек-
тов (экономические, социальные, финансовые, экологические и т. д.).
Необходимо создание специального юридического и правового режима,
а в отдельных случаях и системы льготного налогообложения.
ПРОБЛЕМЫ БЕЯОП АРНОСТИ В СИСТЕМЕ УПР АВЛЕНИЯ
1061
В управлении инвестиционно-строительными проектами важнейшая
составляющая - инжиниринговая деятельность, которая включает обо-
снование технической и экономической целесообразности создания неф-
тегазовых объектов, подготовку технико-экономических обоснований
проектов, анализ схем и методов финансирования и экологических рас-
четов, техническую разработку проектов, составление смет, работу ис-
следовательского, конструкторского и расчетно-аналитического харак-
тера, выработку рекомендаций по организации строительно-монтажных
работ, а также разработку технологических процедур, системы контро-
ля качества и реализации строительной продукции. Вся инжиниринго-
вая деятельность должна быть нацелена на формирование безопасности
и надежности функционирования будущих объектов.
Теории и практике управления проектами (УП) в современном об-
ществе придается большое значение. Об этом свидетельствует наличие
специальной европейской ассоциации управления проектами IPMA, в
которую входят все европейские государства, а число ее членов превы-
шает 10 тыс. человек.
По проблемам УП издаются журналы, книги, собираются ежегодные
конгрессы, разработаны международные стандарты.
Хотя Россия является официальным членом IPMA, многие наши
организации используют ее деятельность неэффективно.
До ликвидации союзных министерств в связи с распадом Советского
Союза роль управляющей компании проектами сооружения крупных
нефтегазовых объектов в полном объеме ее функций, соответствующих
современным международным понятиям управления проектами, выпол-
нял Миннефтегазстрой.
Помимо четкой вертикали управления производством, ресурсами,
финансами в объеме государственного плана, министерство имело в сво-
ем распоряжении все атрибуты научной и инжиниринговой деятельно-
сти, что обеспечивало высокий технологический и технический уровень
сооружения объектов, обеспечивало выполнение проектов «под ключ»,
конкурентоспособность на мировом рынке.
После 90-х годов многие строительные организации Миннефтегазст-
роя, оказавшись в условиях новых экономических отношений и резко-
го спада объемов нефтегазового строительства, не смогли сохранить ос-
новные фонды и профессиональные кадры, высокий технологический и
технический уровень выполнения работ. Эти строительные организации
не могли составить серьезную конкуренцию иностранным компаниям и
фирмам, проигрывали участие в тендерах и чаще всего играли роль суб-
подрядных организаций на финансовых условиях, продиктованных
иностранными инвесторами, руководителями проектов.
В последние годы в России сформировались крупные строительные
акционерные компании — холдинги, способные полностью или частич-
но реализовывать нефтегазовые трубопроводные проекты, имеющие
1062
ГЛАВА XIV
сильные инжиниринговые службы и высокий инженерно-технический
потенциал, присущие структурам современного менеджмента, способ-
ные обеспечивать требуемый уровень разработок безопасности будущих
объектов.
В числе таких компаний ОАО «Стройтрансгаз», РАО «Роснефтегаз-
строй», Старстрой, ЗАО «ЛУКойл-Нефтегазстрой» и др. Эти организа-
ции имеют в своем составе проектные институты или проектно-конст-
рукторские центры, информационные и комплектующие службы. Так,
например, в ОАО «Стройтрансгаз» инжиниринговая составляющая до-
стигает 60% от общей управляющей деятельности. В компанию входят
научно-исследовательские и проектные институты: «ГазНИИпроект» и
«Ноябрьскнефтегазпроект».
Силами российских строительных компаний в последние 2-3 года
построена система нефтепровода КТК с крупным терминалом в Ново-
российске, обустроено газоконденсатное месторождение Заполярное и
проложены 2 нитки газопровода от этого месторождения до Уренгоя,
построена сухопутная часть газопровода «Голубой поток» на российс-
кой и турецкой территориях, первая очередь Балтийской трубопровод-
ной системы с портом и терминалом в Приморске и др.
Наши компании успешно работали и за рубежом: в Греции, Алжире,
Ливии, Финляндии, в странах СНГ.
Однако, крупные российские строительные компании, получившие
мировое признание, даже на территории своей страны не участвуют в
управлении инвестиционно-строительными проектами с участием ино-
странного капитала.
Идет острая конкурентная борьба в сфере управления проектами,
выполнения подрядных работ с иностранными управляющими, инжи-
ниринговыми и строительными компаниями. Необходима защита на-
циональных производителей не только на внешнем, но и на внутреннем
рынке.
На сегодня отсутствуют важные подзаконные нормативные акты,
конкретизирующие вопросы подготовки и реализации соглашений с
инвесторами, операторами и подрядчиками в рамках законов о СРП.
Остается нерешенной проблема получения гарантий банков для рос-
сийских нефтегазостроительных организаций.
Иностранные фирмы на проектах с иностранными инвестициями име-
ют тенденцию отстранять или сокращать участие российских компаний,
предприятий от управления проектами, поставки оборудования, матери-
алов и труб, выполнения инжиниринговых, а в отдельных случаях и стро-
ительно-монтажных работ. Они мотивируют такую позицию отсутстви-
ем у российских компаний международного опыта инжиниринговой
работы, особенно в части управления проектами и организации поставок.
Тенденция актуальна, несмотря на оговоренные законом квоты обязатель-
ного российского участия и предоставления российских услуг.
ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ 1063
Действительно, за рубежом сложилась общепринятая система управ-
ления строительным бизнесом, которая имеет известное отличие от рос-
сийской нефтегазостроительной практики. Это подтверждают приводи-
мые ниже примеры.
Все финансовые и технические решения принимает непосредствен-
но заказчик (инвестор). Подрядчик поставлен в зависимое положение и
несет перед заказчиком финансовую ответственность, причем все теку-
щие взаимоотношения между ними оформляются так, что они имеют
юридическую силу и при возникновении споров могут быть рассмотре-
ны в суде.
В российской практике сохранилось большое влияние государства
на юридическое согласование, утверждение, приемку и т. д. со стороны
Госстроя, Госгортехнадзора, Министерства природных ресурсов и эко-
логии, МЧС, Госсаннадзора, Пожнадзора. Все это усложняет и тормо-
зит работу на всех стадиях проектирования и строительства.
Существенно различается российская и зарубежная практика проек-
тирования. ТЭО и рабочий проект за рубежом не прорабатывается так де-
тально, как нашими проектными институтами. На обосновывающей ста-
дии проекта исследуются в основном экономические вопросы, проблемы
промышленной безопасности с целью убедить инвестора в целесообраз-
ности вложения инвестиций, техническая часть представляется в общем
виде. Причем с развитием тенденции «проектного» финансирования бан-
ки сами стали разрабатывать коммерческую часть проекта.
Отечественная практика по линейной части предполагает разработ-
ку рабочих чертежей в офисе по материалам изысканий, т. е. по факти-
ческому рельефу. Стадия рабочего проектирования очень зарегламен-
тирована.
За рубежом делается ставка на высокую квалификацию подрядчи-
ка, и рабочее проектирование его прерогатива. Поэтому ведется тщатель-
ный выбор подрядчика.
Особое значение в управлении проектом отводится разработке и обя-
зательному выполнению технологических процедур, которые призваны
формировать качество, долговечность, надежность и экологическую бе-
зопасность сооружений.
Технологические процедуры должны отражать последние научные
и инженерные достижения в строительном деле и смежных отраслях
знаний. Их следует рассматривать как элементарную ячейку в системе
управления проектом, низовую систему планирования, по которой ве-
дется систематический контроль качества, трудоемкости и затраченно-
го времени, использования средств механизации, выводятся технико-
экономические показатели.
Система выполнения технологических процедур является гаранти-
ей четкого управления проектом, определяя последовательность вы-
полнения операций в строго предусмотренные сроки, в благоприятных
1064
ГЛАВА XIV
условиях для конкретного технологического процесса, производитель-
ного труда с соблюдением всех требований техники безопасности, вы-
сокой культуры выполнения природоохранных мероприятий. Они дол-
жны убеждать инвестора в надежности и безопасности предлагаемых
технических решений и качестве выполнения работ. Поэтому коорди-
нация управления проектом, строительными организациями, заняты-
ми на его реализации, строится, прежде всего, через систему проце-
дур, на что должен быть нацелен аппарат управляющей компании.
Разработка и исполнение процедур характеризует инжиниринговую
деятельность, технический и технологический уровень компании, ее
готовность к руководству ответственными проектами.
Современная ситуация с внедрением УП в России характеризует-
ся, прежде всего, признанием эффективности применения этой сис-
темы в проектах с участием иностранного капитала, в совместных и
российских проектах. Инофирмы работают с отечественными компа-
ниями только с использованием методик и стандартов управления
проектами.
В отечественных проектах УП успешно применяется, прежде все-
го, на прединвестиционной фазе проектов с оценкой их инвестицион-
ной привлекательности. В то же время российские компании часто за-
бывают, что УП является лишь инструментом, которым необходимо
владеть профессионально для получения положительного результата.
Для успешного применения УП практически отсутствуют исходные
данные, а нормативной базы, действовавшей в советский период (Смет-
ные нормативы, Единые нормы и расценки, Нормы продолжительно-
сти строительства объектов и др.) явно недостаточно. Новые государ-
ственные элементные сметные нормы по сооружению магистральных
трубопроводов (задание Госстроя РФ) разработаны еще не в таком
объеме. Допускаемые экспертные оценки ресурсных и других показа-
телей проекта осложняются ограниченным числом специалистов, спо-
собных выступать компетентными экспертами по этим вопросам.
В настоящее время инжиниринговые структуры строительных
компаний должны отслеживать рынок, иметь сильные информаци-
онно-аналитические подразделения с вычислительным центром для
сметно-финансовых расчетов, с собственной базой данных для фор-
мирования, в том числе конфиденциальной, ценовой политики, для
подготовки тендерной документации на основе владения банком дан-
ных. Они должны быть оснащены современными программными ком-
плексами и компьютерной техникой, позволяющей осуществлять в
гибком режиме перестройку тендерных предложений с выдачей оп-
тимальных решений.
Отдельные компании не вкладывают необходимые средства в созда-
ние, приобретение и актуализацию баз и банков данных, хотя это одна
из самых ценных частей активов компаний.
ПРОБЛЕМЫ БЕДОЙ ЯСНОСТИ В СИСТЕМЕ УПР Д ВЛЕНИЯ 1065
К специфике использования системы УЛ у нефтегазостроителей сле-
дует отнести: низкий уровень нормативной обеспеченности, повышен-
ные риски, проблемы недостаточной квалификации менеджеров, как
правило, отсутствие интеграции инжиниринга и строительного произ-
водства в строительных компаниях, разобщенность строительных орга-
низаций, неумение и отсутствие желания объединяться во взаимно до-
полняющие и усиливающие друг друга консорциумы и холдинги для
конкурентной борьбы с иностранными компаниями в деле управления,
руководства инвестиционными проектами.
Российские строительные организации не всегда имеют четкий про-
филь и соответствующую структуру, направленную на решение целе-
вых задач, в том числе и на управление проектами.
В последние годы в нефтегазостроительной области имеет место тен-
денция формирования производственно-инжиниринговых компаний.
Такая компания должна иметь в своей инжиниринговой структуре
проектные подразделения (институты, центры) для комплексного про-
ектирования, начиная с обоснования технической и экономической це-
лесообразности создания нефтегазовых объектов и ТЭО проектов. Одной
из основных задач инжиниринговых служб является разработка комп-
лектов технологических процедур, систем управления качеством и эко-
логической безопасностью.
Инжиниринговые службы должны располагать научно-конструктор-
ским центром для формирования современных интеллектуальных тех-
нологий проектирования и строительства нефтегазовых объектов.
В системе управления проектом до сих пор не выработана оптималь-
ная схема организации поставок оборудования и материалов. Практика
показала, что даже самая тщательная проработка проектными организа-
циями спецификаций оборудования, арматуры, труб с запросами заво-
дов — предполагаемых поставщиков, требует участия проектных инсти-
тутов в непосредственном комплектовании объектов. Имеет место
вынужденная замена, предусмотренных в спецификациях оборудования
и материалов, несоблюдение отдельных технологических параметров по-
ставщиками. Эта проблема требует увязки с ценовой политикой.
Важнейшей составляющей инжиниринговой деятельности, проекти-
рования и конструирования объектов, разработки технологии и органи-
зации строительного процесса является прогрессивная современная
нормативная база. Российские нормативы на проектирование и строи-
тельство трубопроводов устарели (СНиП на производство строительных
работ — 1980 г., СНиП на проектирование магистральных трубопрово-
дов — 1985 г.) и не отвечают современному уровню знаний, научным и
техническим достижениям. До сего времени не разработаны нормы на
проектирование и строительство трубопроводов нефтяных и газовых
промыслов, трубопроводов, прокладываемых в морских акваториях. Рос-
сийские нормативы на проектирование и строительство трубопроводов
1066
ГЛАВА XI \
не гармонизированы со стандартами европейских стран, СТН А и Кана-
ды. Несмотря на серьезные сложности, возникающие по этой причине
при проектировании и строительстве трубопроводных объектов за рубе-
жом и на территории России с зарубежными инвестициями, нет програм-
мы по гармонизации норм.
Госстрой РФ полагает, что обновление норм это прерогатива заин-
тересованных ведомств и организаций.
По данным ГазНИИпроекта, в процессе проектирования объектов в
России и за рубежом институт вынужден использовать до 400 зарубеж-
ных стандартов, которые к тому же постоянно обновляются.
По российским законам все «что строится на нашей территории дол-
жно проектироваться и сооружаться по российским нормам». Однако
на отдельные виды сооружений, специальные строительные технологии
нет отечественных норм или нормы ограничивают параметры сооруже-
ний, как, например СНиП на магистральные трубопроводы, который
распространяется на проектирование и строительство трубопроводов
только на давление до 10 МПа. В этом случае создаются специальные
Технические условия на проектирование, строительство и эксплуатацию
объектов, технологий, как это было сделано для проектов «Сахалин 1»
и «Сахалин 2». В ТУ делается попытка совместить российские нормы с
ISO, API, ASME, DIN, DNV и др., но, хотя они составляются с участием
российских организаций и специалистов, согласовываются с Госгортех-
надзором и Госстроем, ТУ не всегда отражают интересы наших изгото-
вителей оборудования, труб и самих строителей.
Именно с нормативной документации и начинается защита нацио-
нальных интересов российских производителей и строителей, более
того — непосредственно касается национальной безопасности. Исполь-
зуя при проектировании технологическое оборудование, арматуру, тру-
бы в основном отечественного производства, в случае чрезвычайных
ситуаций и при капитальном ремонте легче применять продукцию оте-
чественных заводов, не завися от зарубежных поставщиков.
Для достижения успеха в жестком соревновательном процессе вы-
бора компании на управление крупными нефтегазостроительными про-
ектами строительные компании, холдинги должны располагать совре-
менными информационными и интеллектуальными технологиями
управления проектами и экспресс-проектирования на базе использо-
вания компьютерных программ, позволяющих гибко корректировать,
оптимизировать технические решения в соответствии с конкретными
геоэкологическими условиями.
В этой связи большой интерес представляют разработанные ООО
«РНГС-Инжиниринг» кибернетические системы управления проекта-
ми и территориями с применением современных аэрокосмических и гео-
информационных технологий, пространственного моделирования при-
родных и техногенных структур с целью автоматизации управления,
ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ В СИСТЕМЕ vriP ДЕЛЕНИЯ
НИ» 7
повышения оперативности, качества и обоснованности принимаемых
решений. Автоматизация стала возможной благодаря созданию Кибер-
нетической информационной системы (КиберИНФО) с картографичес-
кой базой данных и базой знаний, созданной на всю территорию России.
Они включают многослойные карты разных масштабов (топографичес-
кие, геологические, инженерно-геологические, российские и зарубеж-
ные космические снимки, тематические карты и др.).
Кибернетические системы управления проектами объектов строи-
тельства нефтегазового комплекса позволяют автоматизировать инвест-
проектирование, ТЭО проектов, рабочее проектирование, включая про-
цессы: трехмерное моделирование природных и техногенных структур,
инжиниринга, управления рисками. Использование кибернетических
систем позволяет удешевлять не только проектирование, но и стоимость
всего проекта.
Эти технологии применялись при проектировании магистральных
трубопроводных систем и обустройстве месторождений нефти и газа в
НАО, Восточной Сибири, о. Сахалин, на Северном Кавказе.
Отмечается первый успешный опыт использования в управлении
инвестиционным проектом КТК системного подхода на стадии реализа-
ции подрядных работ.
Процессу строительства предшествовала серьезная подготовка, вклю-
чавшая разработку структуры системы управления, формирование ло-
кальных задач контроля и координации строительства по отдельным
элементам системы, а также разработку форм их взаимодействия.
На весь комплекс объектов линейной части нефтепровода была раз-
работана компьютерная база данных проектных характеристик и объе-
мов работ по строительству - единый для всех служб системы управле-
ния блок данных об объекте, исключающий разночтение исходных
данных для любых количественных и качественных оценок в процессе
строительства.
Использование современных компьютерных технологий и специаль-
ных программ управления строительством на основе сетевых графиков
явилось основой динамичной системы оперативного контроля сроков
работ, поставок материалов и оборудования, руководства движением
строительной техникой и персоналом подрядных организаций, а также
стоимостью строительства.
Характерная особенность, отличающая управление строительством
системы КТК — реализация функций управления строительством отдель-
ной, специально сформированной «командой управления проектом».
Команде, работающей непосредственно в районе строительства (г. Крас-
нодар), были делегированы полномочия генерального подрядчика по стро-
ительству, в том числе функции взаимоотношений с заказчиком, конт-
роль поставок материалов и оборудования, координация деятельности
106Я
ГЛАВА XIV
субподрядчиков, непосредственно выполняющих строительно-монтаж-
ные работы, контроль качества и экологической чистоты строительства,
право подписи актов выполненных работ.
В конечном итоге успех КТК определился благодаря тому, что рос-
сийская сторона внесла свой вклад в формирование и деятельность сис-
темы управления, огромный опыт строительства магистральных трубо-
проводов, знание местных условий, российские нормы и правила
производства работ, иностранные специалисты - мировую практику
организации управления, жесткий контроль над исполнительской дис-
циплиной, высокую культуру документооборота.
Большой интерес представляет изучение достижений различных стран
в реализации крупных международных газовых проектов («Голубой по-
ток», Транс-Асеанская система газопроводов, газопровод из Италии в
Хорватию, Боснию и Югославию), имеющих стратегическое значение для
развития газовой промышленности этих стран и регионов мира, выпол-
ненное Инвестиционно-финансовой компанией «Регистр-Инвест+».
Проанализирована эффективность системы взаимного партнерства
газовых и нефтегазостроительных компаний, сделан разбор проблем и
трудностей, встретившихся на отдельных этапах реализации проектов,
путей их преодоления, проведена оценка использованных технических
решений, схем и методов финансирования, практики правового и зако-
нодательного сопровождения проектов, их влияния на политическое,
экономическое и социальное развитие отдельных стран и регионов.
В результате составлены рекомендации и предложения по совершен-
ствованию практики реализации крупномасштабных проектов транспор-
тировки газа, подготовлены для руководителей и специалистов корпора-
ций, государственных органов и кредитных учреждений предложения по
наилучшей стратегии осуществления подобных проектов с целью эффек-
тивного преодоления проблем и трудностей, стоящих на пути реализации
таких проектов в первом десятилетии XXI в.
Необходимо также учитывать стратегические аспекты осуществле-
ния крупномасштабных нефтегазовых проектов — социальные, эконо-
мические, финансовые, коммерческие, экологические и др.
В отдельных случаях необходимо создание специального юридичес-
кого и правового режима и системы льготного налогообложения.
Наиболее эффективной формой реализации крупных инвестицион-
но-строительных проектов является строительство «под ключ». Особое
значение имеет требование обеспечения прозрачности всех этапов осу-
ществления проектов, начиная с тендерной основы для выбора участ-
ника и заканчивая жестким контролем над всеми финансовыми пото-
ками (финансовый менеджмент).
В связи с подготовкой вступления России в ВТО 27 декабря 2002 г. был
принят закон «О техническом регулировании» (№ 184-ФЗ), которым пре-
дусматривается разработка технических регламентов и национальных
ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕ11 ИЯ	106< )
стандартов, на которые возлагается регулирование отношений, возника-
ющих при «разработке, принятии, применении и исполнении обязатель-
ных требований к продукции, процессам производства, эксплуатации,
хранения, перевозки, реализации и утилизации; разработке, принятии,
применении и исполнении на добровольной основе требований к продук-
ции, процессам производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реа-
лизации, утилизации, выполнению работ или оказанию услуг; оценке со-
стояния. Настоящий Федеральный закон также определяет права и
обязанности участников, регулируемых настоящим Федеральным зако-
ном отношений». Законом предусматривается Правительственная про-
грамма разработки технических регламентов (ст. 7, п. 12) и программа
национальных стандартов Национального органа по стандартизации
(ст. 16, п. 1) с выделением средств из федерального бюджета.
Исполнение закона «О техническом регулировании», предусматри-
вающего создание технических регламентов и национальных стандар-
тов, потребует практической разработки нового нормативного простран-
ства, в том числе и по трубопроводному транспорту. Регламенты и
стандарты будут гармонизированы с нормами европейских стран, США
и Канады и должны отвечать современным знаниям в области строитель-
ного искусства и смежных отраслей знаний. Они будут нацелены на обес-
печение безопасности функционирования трубопроводов. В них найдут
отражение приложения теории риска к практическим задачам проек-
тирования и эксплуатации трубопроводов.
Новые нормы на трубопроводные системы, как было показано ранее,
важный элемент управления инвестиционно-строительными проектами.
Схема управления проектами должна отслеживать на всех этапах его
реализации составляющие, формирующие безопасность эксплуатации
будущего объекта, прогнозировать возможные нарушения надежности
трубопроводных систем масштаб нарушения безопасности. Управляю-
щая компания вместе с инвесторами обязана предпринимать все необ-
ходимые дополнительные меры, гарантирующие безопасную работу
объекта, безопасность населенных пунктов, инженерных сооружений и
природных массивов его окружающих.
ЛИТЕРАТУРА
1.	Мазур И.И., Шапиро ВД. Управление проектами: Справ, пособие. М.:
Высш, шк., 2000.
2.	Управление проектами. Толковый англо-русский словарь-справочник /
Под ред. проф. В.Д. Шапиро. Мл Высш, шк., 2000.
3.	Управление инвестициями: В 2 т. / В.В. Шеремет, В.М. Лавлюченко,
В.Д. Шапиро и др. М.: Высш, шк., 1998.
1070 ГЛАВА XIV
4.	Корпоративный менеджмент / И.И. Мазур, В.Д. Шапиро, Н.Г. Ольдерогге
и др. М.: Высш, шк., 2003.
5.	Девелопмент: Учебник для вузов / И.И. Мазур, В.Д. Шапиро. М.: Высш,
шк., 2003.
6.	Управление проектами и предприятиями в строительстве: Справ, по-
собие с методиками и примерами расчета / В.К. Иванец, В.С. Резниченко,
А.В. Богданов. М.: Изд. дом «Слово», 2001.
7.	Project Management Body of Knowledge / Project Management Institute,
Drexel Hill, USA, 2000.
8.	Harold Kerzner. Project Management.	edition, John Wiley & Sons, Inc.,
2000.
9.	ISO /FDST 10006. Quality Management - Guidelines to quality in Project
Management.
1071
ПОСЛЕСЛОВИЕ
XXI в. — это не только календарь времени, истории человечества, но
и новый этап реализации знаний, технологий и открытий, накопленно-
го опыта, иных отношений человека с природой для реализации кон-
цепции устойчивого развития общества.
Общество с устойчивым ноосферным развитием отличает синтез на-
учных (естественных) и гуманитарных знаний.
Тысяча экспертов ООН составила энциклопедию жизнеобеспечения,
в которой сформулированы основные постулаты устойчивого развития:
—	нравственное и физическое здоровье нации;
—	обеспечение свободы личности, общества;
—	обеспечение информационных ресурсов;
-	обеспечение нормального пространства товаров и услуг.
Состоявшаяся в 2003 г. в г. Йоханнесбурге, мировая конференция,
посвященная устойчивому развитию общества, в которой приняли уча-
стие представители 120 государств, констатировала, что эволюция био-
сферы характеризуется ускоряющимся волновым процессом: человек -
общество - природная среда.
Прогнозируется, что к 2300 г. энергия, получаемая планетой Земля
и создаваемая на этой планете человеком, сравняются. Но до этого вре-
мени далеко, успеет смениться несколько поколений людей. Пока в на-
чале нового века энергетика России, как и в предыдущем столетии, ха-
рактеризуется доминированием в ней использования углеводородов.
Энергетической стратегией страны предусматривается, например, уве-
личение к 2020 г. добычи природного газа до 500 млрд. м3.
Россия располагает уникальными богатствами нефти и природного
газа. Запасы газа оцениваются в 48,63 трилл. м3. (32,4% мировых),
нефти — в 60 млрд тонн (13% мировых).
Практически еще не начато освоение месторождений на шельфе мо-
рей, омывающих территорию страны. А запасы углеводородов в шель-
фовой зоне огромны: только месторождения природного газа в Карском
и Баренцевом морях оцениваются 69,4 трилл. м3. Да и на суше еще есть
неосвоенные целые газовые и нефтяные провинции — Ямал, Гыдан, на
Европейском севере, в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, откуда
протянутся новые газопроводы и нефтепроводы.
Действующая система трубопроводов транспорта жидких и газооб-
разных углеводородов, общая протяженность которых достигла милли-
она километров, получит новый импульс развития с целью экспорта
нефти, газа и нефтепродуктов в страны западного мира и Азиатско-ти-
хоокеанского региона и удовлетворения потребностей страны.
1072
ПОСЛЕСЛОВИЕ
Следует напомнить, что в России — самой богатой в мире газовой
державе, до сих пор 45 городов, 416 поселков и более 26 тыс. сел еще
не имеют никакого газоснабжения. В то же время природный газ в
энергетике фактически стал монотопливом, превысив критический
уровень энергетической безопасности страны (более 50% производ-
ства первичных энергоносителей).
В структуре топливного баланса тепловых электростанций евро-
пейской части России удельный вес газа достигает 82%. При этом
энергетика, впрочем, также как и химия, металлургия, работают по
схеме газ — газ, т. е. газ — основное топливо, и газ — резервное топ-
ливо.
Топливно-энергетическая ситуация в первой половине нового сто-
летия складывается так, что вряд ли газовая доминанта будет серьез-
но отодвинута. Более того, в соответствии с энергетической стратеги-
ей России в перспективе доля газа в топливно-энергетическом
балансе может превысить 57%.
Топливно-энергетический комплекс обеспечивает до 30% всех дохо-
дов консолидированного бюджета и около 30% промышленного произ-
водства страны, 45% экспортных валютных поступлений.
Россия поставляет газ, нефть и нефтепродукты в 25 стран Европы,
Балтии и СНГ. Безопасность ряда стран прямо связана с надежностью
снабжения по трубопроводам российским газом, нефтью и нефтепро-
дуктами.
Национальный трубопроводный транспорт в силу выигрышного рас-
положения России на Евроазиатском континенте в условиях глобализа-
ции мировой экономики будет оказывать все большее влияние на разви-
тие мирового энергетического рынка.
Трубопроводный транспорт углеводородов рассматривается в книге
как сложная техническая система с мощным энергетическим потенци-
алом. Она покрывает 35% территории страны, на которых проживает
60% населения. В перспективе все большая часть территории страны и
ее населения будут находиться в зоне размещения пожаровзрывоопас-
ных трубопроводных систем. Проблема обеспечения безопасности слож-
ных трубопроводных систем стала главным мерилом успеха их проек-
тирования, изготовления и эксплуатации. В конечном итоге надежное
бесперебойное снабжение населения, промышленности, энергетики га-
зом, нефтью, продуктами их переработки — это проблема национальной
безопасности.
Поэтому новые магистральные и промысловые трубопроводы будут
сооружаться как системы нового класса, нового поколения, в которых
риск возникновения чрезвычайных ситуаций, отказов и аварий будет
сведен к минимуму.
ПОСЛЕСЛОВИЕ
107*
В XXI в. технические и инженерные решения, не обеспечивающие
промышленную, социальную и экологическую надежность и безопас-
ность функционирования сооружений, объектов не будут иметь право
на применение.
По данным Американской газовой ассоциации, социально-экономи-
ческие издержки каждой аварии на газопроводе оцениваются от 200 до
500 тыс. долларов.
Самые крупные месторождения нефти и газа России, месторожде-
ния Западной Сибири практически равноудалены от основных настоя-
щих и потенциальных потребителей Европы и Азиатско-Тихоокеанско-
го региона. Протяженность газопроводов и нефтепроводов может
достигать 5—6 тыс. км. Вероятно, это предельные расстояния экономи-
ческой целесообразности трубопроводного транспорта.
Поэтому оптимизируются технологические параметры транспорти-
ровки, оборудование, конструктивные решения, материалы. Идет по-
иск интеллектуальных технологий, которые могут радикальным обра-
зом усовершенствовать физическую сущность, проектные решения и
строительный процесс трубопроводных систем.
Для газопроводов, например, рассматривается повышение рабочего
давления до 14-18 МПа вкупе с применением высокопрочных труб клас-
са Х-80 и Х-100, гладкостные внутренние покрытия, сулящие увеличе-
ние производительности на 7—10%, парогазового (комбинированного)
цикла, обеспечивающего КПД 45% и более, что обеспечит резкое сни-
жение расходов газа на собственные нужды и многое др.
Основополагающими принципами создания новых трубопровод-
ных систем станут: надежность, долговечность и экологическая безо-
пасность, эффективность с обязательным снижением энергоемкости
и энерговооруженности транспорта нефти и газа за счет использова-
ния энергосберегающих технологий. Причем масштабы энергосбере-
жения должны рассматриваться, как новый вид, новый источник
энергии.
Но еще долгое время энергетическая безопасность страны будет за-
висеть от успешного функционирования ныне действующих магистраль-
ных, распределительных и промысловых трубопроводов. Именно пост-
роенные во второй половине прошлого века газопроводы, нефтепроводы
и продуктопроводы будут служить основой трубопроводного транспор-
та и в XXI в.
В Советском Союзе, России усилиями нескольких поколений стро-
ителей, газовиков и нефтяников созданы поистине уникальные по
мощности, протяженности и сложности системы магистральных тру-
бопроводов. Это выдающиеся инженерные сооружения, они являют-
ся национальным достоянием и важной составляющий безопасности
страны.
1074
ПОСЛЕСЛОВИЕ
Трубопроводные магистрали пересекли все меридианы и широ-
ты огромной страны и имеют свое продолжение в странах Балтии,
СНГ, Восточной и Западной Европы, а теперь через Черное море и в
Турции.
При распаде Советского Союза в странах СНГ, Балтии образова-
лось несколько «суверенных» газовых и нефтяных систем, но они по-
прежнему тесно связаны с российскими трубопроводами.
Магистральные трубопроводы — самые капиталоемкие сооружения
нефтегазового комплекса, их доля достигает 70%.
Как показано в книге, основные фонды трубопроводного транс-
порта, как и вся техносфера, стареют, магистрали деградируют с
возрастающей скоростью, многие из них достигли «износовой»
фазы, чреватой нарастанием дефектов, отказов и чрезвычайных си-
туаций.
Выполняемые объемы ремонта отстают от потребности. В то же
время продление функционирования магистралей на 10-15 лет
обеспечивает огромный выигрыш. Это объясняется низкой остаточ-
ной стоимостью имеющихся фондов по сравнению с новым строи-
тельством. Каждый новый газопровод, нефтепровод стоит на поря-
док дороже, чем построенные раньше.
Продление «жизни» существующих трубопроводных систем означает
не только восстанавливать их проектную производительность, но и пре-
дусматривает технологическое, инженерное совершенствование систем
за счет реконструкции и модернизации оборудования, снижение расхо-
дов газа на собственные нужды, сокращения потерь продуктов при транс-
портировке по трубопроводам и вредных выбросов на КС, НС и в резер-
вуарных парках. Предусматривается также диагностика трубопроводов
на уровне современных технических возможностей, выполнение ремонта
по техническому состоянию с применением современных технологий,
организации технического и экологического мониторинга с использо-
ванием последних научных достижений.
В годы тяжелого общесистемного кризиса в стране продление «жиз-
ни» трубопроводным системам важнейшая научная, техническая и эко-
номическая задача.
В последние годы снижен научный потенциал трубопроводного
транспорта, особенно его строительной составляющей. Недостаточное
финансирование науки, потеря научных кадров и разрушение орга-
низационной системы не позволяет решать его жизненно важные про-
блемы.
До сих пор не сформирована научная концепция коррозии трубо-
проводов под напряжением, не определены действенные меры диагно-
стики и борьбы с этим явлением, не определена окончательно связь
ПОСЛЕСЛОВИЕ
JO7"
с регулируемой прокаткой трубного металла. Следует напомнить, что
в 2002 г. с КРН связано почти 42% разрушений газопроводов от обще-
го числа аварий.
Совершенно недостаточно исследованы проблемы, связанные с про-
кладкой трубопроводов в районах активных тектонических разломов, в
грунтах, подверженных разжижению, при сейсмическом воздействии.
Не организованы исследования по сооружению трубопроводов на шель-
фе северных морей. Но это только примеры. Таких технических, техно-
логических и экологических проблем, влияющих на безопасность тру-
бопроводных систем множество.
Не решены и более принципиальные вопросы безопасности. Исполь-
зуя шкалу критериев индивидуального риска, построенную на основе
отечественного и зарубежного опыта, в трубопроводном транспорте для
средних и крупных сооружений руководствуются рекомендациями
ALARP для принятия показателя риска от терпимого до широко прием-
лемого, т. е. от верхнего предела тривиального риска до широко прием-
лемого.
Шкалы критериев риска могут сдвигаться, как это случилось после
аварии на продуктопроводе под Уфой, но, главное, показатели риска
должны быть научно обоснованы применительно к конкретным соору-
жениям. Различные типы анализа риска для трубопроводов могут иметь
своей конечной целью оценку потенциальных потерь, средних потерь,
вероятность риска или статистический анализ сценариев риска. В отли-
чие от других стран в России не опубликованы уровни приемлемого об-
щественного риска.
В США на федеральном уровне лигитимизационный процесс в об-
ласти трубопроводных систем осуществляется двумя субъектами: Кон-
грессом (обсуждающим законы) и Отделом (Департаментом) транспор-
та Министерства энергетики (DOT), последний действует через
Управление исследовательскими и специальными программами
(Research and Special Programs Adminis Tration) и Службу безопаснос-
ти трубопроводов (Office of Pipeline Safety). Отдел транспорта являет-
ся федеральным учреждением, полностью отвечающим за подготовку
и реализацию правовых актов, обеспечивающих безопасность трубо-
проводов. Деятельность отдела транспорта находится под контролем
Конгресса.
Скорость поворота «законодательного колеса» характеризуют следу-
ющие данные. Основные законы о безопасности трубопроводов Конгресс
принял в 1968 г. и в 1979 г. (Акты о безопасности трубопроводов, транс-
портирующих опасные жидкости). Оба акта неоднократно исправля-
лись, что привело, в конечном счете, к созданию в 1988 г. нового Акта об
инспектировании (переосвидетельствовании) безопасности трубопрово-
дов (Pipeline Safety Reauthorisation Act).
1076
ПОСЛЕСЛОВИЕ
В США затраты на надежность трубопроводов каждой труботран-
спортной компании выделены отдельной строкой. Так, например, в
1996 г. затраты на инспекцию, мониторинг и надежность газопрово-
дов составил 36%, на безопасность и риск около 18%, от общих зат-
рат на исследование и развитие газопроводных систем.
К сожалению, в России, несмотря на действие целого ряда Феде-
ральных законов «О безопасности» 1992 г., «Об охране окружающей
среды» 1993 г., «О промышленной безопасности опасных производ-
ственных объектов» 1997 г. и др. законов РФ и постановлений Прави-
тельства, не выстроено четкой вертикали управления безопасностью
трубопроводным транспортом. На момент завершения подготовки ру-
кописи книги (2003 г.) закон «О трубопроводном транспорте» еще не
был принят. Принятие Федерального закона «О техническом регули-
ровании» (М184-ФЗ декабрь 2002 г.) позволит продвинуть создание
нового нормативного пространства на уровне современных научных
знаний, обобщения большого многолетнего опыта трубопроводного
транспорта с использованием основ безопасности, теории риска, гар-
монизации со стандартами Европейских стран, США и Канады. Насто-
ящая книга явится важным инструментом для создания новой норма-
тивной базы.
В каждой главе, в каждом разделе книги сформулированы основ-
ные научные, технические, организационные, экологические и эконо-
мические проблемы безопасности трубопроводов с большей или мень-
шей степенью детализации показано возможное их решение с целью
обеспечения высокого уровня безопасности и надежности функциони-
рования трубопроводных систем.
Авторы книги на основании научных результатов, полученных в
университетах и НИИ, в том числе и собственных исследований, а так-
же многолетнего опыта работы по трубопроводам пришли к выводу,
что трубопроводные системы, прежде всего, их линейная часть, могут
рассматриваться как класс полностью возобновляемых капитальных
сооружений, практически не имеющих заданного ограниченного сро-
ка службы.
Вывод базируется на доказанной в последние годы практической не-
изменяемости физико-механических свойств трубных сталей во време-
ни, соизмеримом, по крайней мере, со сроком целесообразности суще-
ствования самого трубопроводного объекта.
Вторая составляющая — продвинутый мониторинг:
-	обзорные наблюдения с помощью авиационно-космических
средств;
ПОСЛЕСЛОВИЕ
I 077
-	контроль и измерение параметров в реальном масштабе времени с
использованием АСУ ТП (оперативное вмешательство в предваритель-
ной и аварийной ситуациях);
-	периодическое углубленное диагностическое обследование потен-
циально опасных участков с использованием внутритрубных снарядов,
акустико-эмиссионных и других современных компьютеризированных
средств диагностики;
-	анализ работы стационарных средств превентивной диагности-
ки, использование оперативной (эксплуатационной) и архивной (рет-
роспективной базы данных).
Мониторинг и современная система СКАДА воспроизводя пол-
ную картину фактического состояния отдельных элементов и все-
го сооружения в целом, а также состояние окружающей природ-
ной среды.
Все это служит основанием планирования всех видов ремонтов
по техническому состоянию, замены неработоспособной арматуры
и оборудования, капитального ремонта и модернизации.
Непрерывная техническая поддержка сооружения, его инфра-
структуры и позволяет ставить вопрос о непрерывной, без лимита нор-
мативных сроков, эксплуатации трубопроводов.
В книге нашло отражение решение одной из центральных задач
безопасности МТ - промежуточной оценке возобновляемого остаточ-
ного ресурса эквивалентной оценке текущей долговечности.
Большое внимание уделено изучению внутренней природе аварий,
как неотъемлемого свойства крупной технической системы, обладаю-
щей большим энергетическим эквивалентом и транспортирующей взры-
вопожароопасные продукты.
В книге детально рассмотрены все разнохарактерные причины воз-
никновения дефектов на различных элементах, конструкциях трубо-
проводных сооружений, провоцирующих отказы и аварии. Причем
на орбиту внимания попали все стадии «жизни» сооружений (проек-
тирование, строительство, эксплуатация).
Авторы считают, едва ли не самым важным то обстоятельство, что
в книге системно рассмотрены и предлагаются конкретные техничес-
кие, технологические, экологические и организационные решения по
повышению уровня безопасности трубопроводных систем, сделаны
приложения теории риска к насущным задачам эксплуатации трубо-
проводов.
1078
ПОСЛЕСЛОВИЕ
Авторы надеются, что настоящая книга послужит благородному
делу защиты населения, окружающей природы, инженерных соору-
жений от чрезвычайных ситуаций, техногенных угроз и явится еще
одной очень скромной лептой в реализацию концепции устойчивого
развития общества.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1079
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Нормативные документы по проектированию и инженерным решениям,
направленные на обеспечение безопасности систем трубопроводов
№ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
СНиП 2.05.06-85*	Магистральные трубопроводы. ЦИТП Госстроя СССР, 1985.
РД 51-4.2-003-97	Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. ИРЦ Газпром М. 1997.
СНиП 11-01-95	Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и состава проектной документации при строительстве пред- приятий, зданий и сооружений. Минстрой России М. 1995.
	Методические рекомендации по применению аэрокосмиче- ских методов для диагностики трубопроводных геотехниче- ских систем и мониторинга окружающей среды
СНиП 2.05.07-91	Нормы проектирования. Промышленный транспорт Госстрой СССР 1991.
	Рекомендации по контролю напряженного состояния магист- ральных газопроводов Мингазпром 1989.
СНиП 3.01.01.85	Организация строительного производства Госстрой СССР 1996.
	Инструкция по контролю толщины стенок отвод е® надземных газо- проводов, технологической обвязки КС, ДКС, ГРС и гребенок под- водных переходов магистральных газопроводов Газпром 1998.
Взамен ВСН 013— 88	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты Минтопэнерго 1996.
СНиП 2.0 1.07-85*	Нагрузки и воздействия
СНиП 2.04.12-86	Расчет на прочность стальных трубопроводов
СНиП И 1-4.80*	Техника безопасности в строительстве
СНиП 11-02-96	Инженерные изыскания для строительства. Основные положения
СНиП 21-01-97	Пожарная безопасность зданий и сооружений
ВСН 010-88	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы
ВСН 012-88	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ
Методика	Методические рекомендации по длительным натурным изме- рениям параметров напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов. ИРЦ Газпром, 1993.
	Положение о декларировании промышленной безопасности опасных производственных объектов предприятий ОАО «Газ- пром». Газпром 1995.
1080
ПРИЛОЖЕНИЕ
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Нормативные документы по профилактике и эксплуатации трубопроводов
для обеспечения их безопасности (диагностика, ремонт,
технология, эксплуатация)
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
ПБ 03-108-96	Госгортехнадзор России. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Москва. НПО ОБТ. 1997.
	Рекомендации по оценке безопасности магистрального газопровода на различных стадиях проектирования. Москва. 1999.
ВСН 39-1.10-001-99	Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композитными материалами. ОАО «Газпром». Издание официальное. 2000.
ВРД 39-1.10-004-99	Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса. «Газпром». Издание официальное. 2000.
Методика	Временная методика по экспертной оценке относительного риска эксплуатации газовой промышленности (для планирования газотранспортным предприятиям очередности ремонта участков газопроводов). ОАО «Газпром». 1998.
Инструкция	Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. НПО «Союзгазтехнология». 1991.
Правила безопасности	Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов. Мингазпром. 1984.
	Положение по техническому обслуживанию линейной части магистральных газопроводов. Мингазпром. 1984.
Правила	Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. Мингазпром. 1987.
Методика	Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами. Транснефть. 1994.
	Технология проведения работ по диагностированию магистральных газопроводов внутритрубными инспекционными снарядами. ОАО «Газпром». 1995.
	Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. ОАО «Газпром». 1996.
РД 51-2-97	Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. ОАО «Газпром». 1997.
Методика	Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных нефтепроводов по данным обследования : внутритрубными дефектоскопами. Транснефть. 1997.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1081
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
РД 153-39—029—98	Правила технической диагностики магистральных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами. Транснефть. 1998.
	Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирование по степени опасности и определение остаточного ресурса. ОАО «Газпром». 1999.
Инструкция	Типовая инструкция по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома. Мингазпром. 1988.
Инструкция	Типовая инструкция по организации безопасного проведения газоопасных работ. Госгортехнадзор. 1985.
ВППБ 01-04-98	Правила пожарной безопасности для предприятий и организаций газовой промышленности
ГОСТ Р 22.8.05	Безопасность в чрезвычайных ситуациях. Аварийно- спасательные работы при ликвидации последствий аварий на химических опасных объектах. Общие требования
ПБ 03-11 0-96	Правила безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением
СНиП 21-01-97	Пожарная безопасность зданий и сооружений
Правила	Правила безопасности в газовом хозяйстве. «Недра». 1991.
РД 08-200-98	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Госгортехнадзор. 1982.
ПБ 03-108-96	Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. Госгортехнадзор. 1996.
Правила	Правила по технике безопасности и промсанитарии при эксплуатации нефтебаз и автозаправочных станций. Госкомнефтепродукт. 1987.
ГОСТ 12.1.004-9	ССБТ Пожарная безопасность. Общие требования. 1990.
ГОСТ 12.1.007-7	ССБТ Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности. 1985.
ОСТ 51.55-79	Знаки безопасности для предприятий газовой промышленности. Мингазпром. 1979.
ВРД39-1.10-006-200	Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. Мингазпром, 2000.
Нормативы других стран мира и международные
Шифр норматива	Название норматива
ISO 9000	Международный стандарт качества контроля
ISO 9001	Международный стандарт качества производства
ISO 9002	Международный стандарт управления качеством примене- ния
ISO 2198	Технические характеристики и требования к проведению обследований трубопроводов внутритрубными снарядами- поршнями
1082
ПРИЛОЖЕНИЕ
Шифр норматива	Название норматива
ISO 9304	Бесшовные и сварные стальные напорные трубы — испытание магнитным потоком рассеяния по периметру ферромагнитных стальных труб для выявления продольных дефектов
ISO 9305	Бесшовные и сварные стальные напорные трубы — ультразвуковое исследование для выявления продольных дефектов
CAN/CSA~Z184~V92	Расчет опасности выявленных дефектов (Канада)
ASMEB31 G	Расчет опасности выявленных дефектов (США)
	Технология производства работ по внутритрубной инспекции трубопроводов—технологический норматив фирмы «Пайптроникс» (Германия)
	Технология производства работ по внутритрубной инспекции трубопроводов—технологический норматив фирмы «Тьюбоскоп» (США)
	Технология производства работ по внутритрубной инспекции трубопроводов—технологический норматив фирмы РП («Пайплайн интегрити интернешинл», Великобритания-Германия)
	AGA NG18—расчет давления отказа выявленных дефектов (США)
	Технические характеристики и требования к проведению обследований трубопроводов автоматическими снарядами- поршнями—B.V. ЕРТ-ОМ 2.1 от 06.11. 1998.
ПРИЛОЖЕНИЕ
] HU*-!
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Нормативные документы по очистке поверхности, изоляции труб
и устройства электрохимической (катодной) защиты трубопроводов.
Обеспечение качества
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
ГОСТ Р51164-98	Трубопроводы стальные магистральные общие требования к защите от коррозии. Госстандарт России, 1998.
СП 106-34-96	Укладка газопроводов из труб изолированных в заводских условиях. ОАО «Газпром», Издание официальное, 1996.
ТУ 14-ЗР-ЗЗ—2000	Трубы стальные электросварные диаметром от 530 до 1420 мм с наружным трехслойным антикоррозионным полиэтиле- новым покрытием для магистральных газопроводов
ТУ 14-ЗР-31-2000	Трубы стальные с наружным защитным трехслойным покрытием на основе экструдированного полиэтилена (1684420 мм)
DIN 30670-91	Изоляция стальных труб и фасонных деталей полиэти- леном (двух трехслойное полиэтиленовое покрытие для труб 1684420 мм)
ГОСТ 9.602-89	Единая система защиты от коррозии и старения. Соору- жения подземные. Общие требования к защите от кор- розии. С учетом изменения №1
РДН 204P.ll—82	Инструкция по монтажу и эксплуатации протекторной защиты в условиях коммунального хозяйства
РД243ФЗ. 11-99	Оценка технического состояния подземных газопроводов
Альбом типовых черте- жей МГНП 01-94	Узлы и детали электрохимзашиты инженерных сетей от коррозии. АО «Мосгаз НИИ Проект».
ТУ 1394-001-05111644-96	Трубы стальные с двухслойным покрытием из экстру- дированного полиэтилена
ТУ 102-176-90	Трубы стальные электросварные с наружным противо- коррозионным покрытием из полиэтилена
ТУ 2245-001-31673075-97	Лента термоусаживающаяся двухслойная радиационно- модифицированная «ДРЛ»
ТУ 2245-001-44271562-97	Лента защитная термоусаживающаяся «Терма»
ТУ РБ 03230835-001-95	Лента термоусаживающаяся для антикоррозионной за- щиты трубопроводов ЛТА-С

ппц тупЖРТ-?HF
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
Нормативы и руководящие документы по очистке внутренней полости
и испытанию трубопроводов. Обеспечение качества
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
РД.30—2925—79	Руководство по очистке магистральных нефтепроводов. Мин- нефтепром,М. 1980.
СНиП 111-42—80	Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемка работ. Стройиздат, М. 1981.
СНиП 2.05.06— 85*	Магистральные трубопроводы. ЦИТП Госстроя СССР, М. 1985.
ВСН 011-88	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание. Миннефтегазстрой, М. 1989.
ВСН 012-88	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ. Миннефтегазстрой, М.1989.
СП 111-34-96	Свод правил по очистке полости и испытанию газопроводов. ОАО «Газпром», Издание официальное, 1996.
ГОСТ 16505—81	Испытания и контроль качества продукции
ВСН 159-83	Инструкция по безопасному ведению работ в охранных зонах действующих коммуникаций
СНиП 12-03-99	Безопасность труда в строительстве. Общие требования
Правила	Правила техники безопасности при строительстве магистраль- ных стальных трубопроводов. Миннефтегазстрой, 1981.
СНиП 111-4-80	Техника безопасности в строительстве. ЦНИИОМТП, 1980.
ПРИЛОЖЕНИЕ
JOQ5
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
Нормативные документы по управлению качеством сварки трубопроводов
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
СНиП 2.05.06-85*	СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы
СНиП Ш.42.80	СНиП Ш.42.80 Магистральные трубопроводы. Правила произ- водства работ
СП 105-34 96	Свод Правил по производству сварочных работ и контролю качества сварных соединений
РНС 1-1	Правила аттестации сварщиков
ВСН 006- 89	Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка
ОК 020-95	Общероссийский классификатор деталей, изготавливаемых сваркой, пайкой, склеиванием и термической резкой
16493-70	Качество продукции. Статистический приемочный контроль по альтернативному признаку. Случай недопустимости де- фектных изделий в выборке
18242-72 (СТ СЭВ 548-77,СТСЭВ 1673-79)	Статистический приемочный контроль по альтернативному признаку. Планы контроля
18321-73 (СТСЭВ 1934-79)	Статистический контроль качества. Методы случайного отбо- ра выборок штучной продукции
20736—75(СТСЭВ 1672-79)	Статистический приемочный контроль по количественному признаку. Планы контроля
25997-83	Сварка металлов плавлением. Статистическая оценка качества по результатам неразрушающего контроля
6996—66(СТ СЭВ 3521-82-СТСЭВ 3524-82, СТ СЭВ 6732-89)	Сварные соединения. Методы определения механических свойств
3242-79	Соединения сварные. Методы контроля качества
23046-78	Соединения паяные. Метод испытаний на удар
24167-80	Соединения паяные. Метод испытаний на изгиб
26446-85	Соединения паяные. Методы испытаний на усталость
28830-90 (ИСО 3787-85)	Соединения паяные. Методы испытаний на растяжение и дли- тельную прочность
20485—75(СТ СЭВ 5686-86)	Пайка. Метод определения затекания припоя в зазор
20487-75	Пайка. Метод испытаний для оценки влияния жидкого припоя на механические свойства паяемого материала
23904-79	Пайка. Метод определения смачивания материалов припоями
22975-78(С Г СЭВ 2190-80)	Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Роквеллу при малых нагрузках (по Супер-Роквеллу)
2999—75(СТ СЭВ 470-77)	Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Виккерсу
1086
ПРИЛОЖЕНИЕ
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
7122-81	Швы сварные и металл наплавленный. Методы отбора проб для определения химического состава
23240-78	Конструкции сварные. Метод оценки хладостойкости по реак- ции на ожог сварочной дугой
23870-79	Свариваемость сталей. Метод оценки влияния сварки плавле- нием на основной металл
13585-68	Сталь. Метод валиковой пробы для определения допускаемых режимов дуговой сварки и наплавки
23338-91	Сварка металлов. Методы определения содержания диффузи- онного водорода в наплавленном металле и металле шва
22974.14-90	Флюсы сварочные плавленые. Метод определения содержания влаги
18353-79	Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов
23055-78	Контроль неразрушающий. Сварка металлов плавлением Классификация сварных соединений по результатам радио- графического контроля
24715-81	Соединения паяные. Метод контроля качества
24034-80	Контроль неразрушающий радиационный. Термины и опреде- ления
20426-82	Контроль неразрушающий. Методы дефектоскопии радиаци- онные. Область применения
27947-88	Контроль неразрушающий, рентгенотелевизионный метод Общие требования
7512-82	Контроль неразрушающий. Соединения сварные Радиографи- ческий метод
14782-86	Контроль неразрушающий Соединения сварные Методы ульт- развуковые
25225-82	Контроль неразрушающий. Швы сварных соединений трубо- проводов Магнитографический метод
16971-71	Швы сварных соединений из винипласта, поливинилхлорид- ного пластиката и полиэтилена. Методы контроля качества. Общие требования
23829-85	Контроль неразрушающий акустический Термины и опреде- ления
26126-84	Контроль неразрушающий. Соединения паяные. Ультразвуко- вые методы контроля качества
28277-89	Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Электрора- диографический метод. Общие требования
18442-80	Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие тре- бования
20415-82	Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие по- ложения
21104-75	Контроль неразрушающий. Феррозондовый метод
21105—87	Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
ПРИЛОЖЕНИЕ
1087
Перечень международных и зарубежных стандартов по сварке
1. Требования к качеству сварных соединений
ISO/I КС Guide 7:1994 Ed 2 Зр(В) CASCO
Guidelines for drafting of standards suitable for use for conformity assessment
Руководство по составлению стандартов пригодных для использования при
оценке соответствия
ISO/IEC Guide 60:1994 Edl 2 р (A) CASCO
ISO ДЕС Code of good practice for conformity assessment Свод правил ИСО/
МЭК по надлежащей практике оценки соответствия
Шифр норматива	Название норматива
ISO 3088 for fusion	Weldirg requirements -facias to be considered in specifying require- ments welded joins insteel (technical influencing facias) (1975. Rev pis-2002)
ISO 3834-4 EN729-4	Quality requirements for welding -fusion welding of metallic materials DIN
Part 1. Guidelines for selection and use (1994)	
ISO 3834-2 EN729-2	Quality requirements for welding -Fusion welding of metallic materials DIN
Part 2. Comprehensive quality requirements (1994)	
ISO 3834-3 EN729-3	Quality requirements for weldirg —Fusion welding of metallic materials DIN
Part 3. Standard quality requirements (1994)	
ISO 3834-4 729-4	Quality requirements for welding ‘Fusion welding of metallic materials DIN EN
Part 4. Eementary quality requirements (1994)	
ISO 4063 numbers	Welding and allied processes — Nomenclature of processes and reference (1990. Rev 1996)
ISO 5817	Arc welded joints in steel-Guidance on quality levels for imper- fections EN 25817 (1992, Rev.2002)
ISQ/CD6214 ISO 6520	Welding and allied processesTitness for purpose —Levels for acceptance of weld impel. Inperfections in metallic fusion welds —Classification and DIN Els 2652(terninolqgy (1982)
ISO/AWI17658	Classification of imperfections in’ oxifiiel flame cuts, laser beam and plasma cuts with explanation (see ISO 901 3) (FESS: 1999)
ISO 9013	Welding and allied processes —Quality classification and dimen- sion tolerances of thermally cut (oxygen fuel gas flame) sur- faces ( REV: FDIS 2001)
ISO/AWI 12143 ISO/AWI	Welding and allied processes —Quality requirements for mass production (see 15809) (D1S2000)
ISO/DTR welding of	Welding — Implementation of ISO 3834 on quality requirements for fusion metallic materials ( NP)
EN875 1995 location,	Destructive tests on welds in metallic materials —Impact tests — Test specimen notch orientation and examination
EN876 1995	Destructive tests on welds in metallic materials —Longitudinal tensile test on weld metal in fusion welded joints
EN 895 1995	Destructive tests on welds in metallic materials — Transverse tensile test
EN910 1996	Destructive tests on welds in metallic materials —Bend tests
1088
ПРИЛОЖЕНИЕ
Шифр норматива	Название норматива
EN1320 1996	Destructive tests on welds in metallic materials —Fracture test
EN1321 1996	Destructive tests on welds in metallic materials —Macroscopic and microscopic examination of welds
EN10434 1995	Destructive tests on welds in metallic materials —Hardness testing -Part 1. Hardness test on arc welded joints
EN1043-2 1996	Destructive tests on welds in metallic materials -Hardness test — Part 2. Micro hardness testing on welded joints
CR12361 1996	Destructive tests on welds in metallic materials —Etchants for macroscopic and microscopic examination
CR12361 1996/АС 1997	Destructive tests on welds in metallic materials —Etchants for macroscopic and microscopic examination
EN 12062 1997	Non-destructive examination of welds —General rules for metallic materials
EN970 1997	Non-destructive examination effusion welds —Visual examination
ISO/DTR17663	Quality requirements for heat treatment in connection with weldirg and forming free by JSO//244/SC10 for publication (NP)
ANS1/AWS В4.0-92	Standard Methods for Mechanical Testing of Welds
DIS 413.62 97421	Destructive tests on welds in metallic materials -Transverse tensile test, (Revision of ISO4136 1989)
DIS 5173.2 97.12 2	Destnrctive tests on welds in metallic materials Bend test (Revisionof ISO 5173 1981 and БО 5177.1981)
EHS 51782 97-21	Destructive tests on welds in metallic materials —Longitudinal tensile test on weld metal in fusion welded joints
2. Нормирование допустимых дефектов при сварке	
ISO 65204	Welding and allied processes —Rirt I Classification of inperfections in metallic fusion welds erschienen-September 98(1998) DINEN ISO 65204
ISO/DIS6520-2	Welding and allied processes —Cassification of imperfections in metallic materials — Part 2 Welding with pressure (1999) E DIN ENISO6520-2
EN 12517.1998	Non-destructive examination of welds —Radiographic examination of welded joints -Acceptance levels
EN 1712 1997	Noirdestructive examination of welds —Ultrasonic examination of welded joints — Acceptance levels
EN 12894998	Noirdestructive examination of welds — Penetrant testing of welds —Acceptance levels
EN1291 1998	Non-destructive examination of welds —Magnetic particle testing of welds —Acceptance levels
ПР'-Т’ЮЖЕНИЕ
1089
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
Нормативные документы по качеству изготовления и транспортировки труб
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
ГОСТ 20295-85	Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепрово- лов (530—820 мм)
ТУ 1104438100- 357-02-96	Трубы с антикоррозионным покрытием для работы под давле- нием до 7,4 МПа (720—1220 мм)
ТУ 14-34976-99	Трубы стальные электросварные спиральноиювные с антикор- розионным покрытием для работы под давлением 7,4 МПа (530—1220 мм)
ТУ 14-34977-2000	Трубы стальные электросварные спиральношовные с наруж- ным антикоррозионным покрытием диаметром 1420 мм для работы под давлением 7,4 МПа (1420 мм)
ТУ 14456-38-37	Трубы спиральношовные нефтегазопроводные, подвергнутые объемной термической обработке, хладостойкие, повышенной коррозионной стойкости (530-1220 мм)
ГОСТ 10706-76	Трубы стальные электросварные прямошовные (530-4220 мм)
ГОСТ 10705-80	Трубы стальные электросварные(530—1220 мм)
ГОСТ 20295-85	Трубы стальные электросварные
ТУ ЗР-28-99	Трубы стальные сварные прямошовные с повышенными экс- плуатационными характеристиками(530—1220 мм)
ТУ 14-8 1999	Трубы стальные электросварные прямошовные экспедирован- ные диаметром 914-4067 мм
ТУ 14-3 1994	Трубы стальные электросварные прямошовные диаметром 1220-1420 мм с наружным полиэтиленовым антикоррозион- ным покрытием
ГОСТ 20295-85	Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов
ГОСТ 9454-78	Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при понижен- ной, комнатной и повышенной температуре
ГОСТ 1778-70	Сталь. Металлографические методы определения неметалли- ческих включений
ГОСТ 5639-82	Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна
ГОСТ 5640-68	Металлографические методы оценки микроструктуры листов и ленты
СНиП 2.05.06-85*	Магистральные трубопроводы /Минстрой России М. ГУП ЦГП. 1997.
ГОСТ 6996-66	Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7564-73	Стандарт СЭВ. СЭВ 2859-81, ИСО 377-85
	Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтя- ной промышленности, Минэнерго, 2000.
ГОСТ 7566-81	Прокат и изделия дальнейшего передела. Правила приемки, маркировки, упаковки, транспортирования и хранения
ГОСТ 14637-89 (ИСО-4995-78)	Прокат толстолистовой из углеродистой стали обыкновенного качества. Технические условия
1090
ПРИЛОЖЕНИЕ
№ ГОСТ, шифр норматива	Название ГОСТ, норматива
ГОСТ 19903-74	Прокат листовой горячекатаный. Сортамент
СП 101-34-96	Свод правил по выбору труб для сооружения магистральных газопроводов. Утверждено РАО «Газпром» 11.09.96. № 44
API5L	Specification for Line Pipes
ASMEB.31	Liquid Transportation System for Hydrocarbons, liquid Petroleum Gas, Anhydrous Ammonia and Alcohols
ASMED.31.8	Gas Transmission and Distribution Piping System
EN10208-2	Стальные трубы для трубопроводов, транспортирующих го- рючие жидкости. Технические условия поставки
(>tyCSA-Z183-M9O	Oil Pipelines System
BS8010	1992 Pipelines: Pipelines on Land: design, construction and instal- lation: Section 2,8: Steel for oil and gas
В54515	1995 Specification for Welding of Steel Pipelines on Land and Off shore
BS8010	
DIN 17172	
ттри ттлЖЕНИ^
1091
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
Общественные научно-технические общества
и профессиональные союзы США, отвечающие за разработку стандартов
Американский Институт Бетонных Конструкций (ACI)
Американский Институт Стальных конструкций (AISC)
Американский Нефтяной Институт (API)
Американская ассоциация проектирования и строительства железных
дорог (AREA)
ASM Интернэшнл
Американское Общество Инженеров-Механиков (ASME)
Американское общество по испытанию материалов (ASTM)
Американское общество специалистов по сварке (AWS)
Американская ассоциация гидротехнических сооружений (AWWA)
Администраторы по надзору за строительством и выполнением правил
Свод Федеральных Правил(БЕК)
Международная конференция строительных администраторов(К>ВО)
Международная палата судоходства, международный морской форум
нефтяных компаний и международная ассоциация портов и гаваней
(ICOS/OCIMF/(IAPH)
Международная морская организация(ГМО)
Североамериканская ассоциация специалистов по освещению (IES)
Общество стандартизации задвижек и фитингов (MSS)
Национальная ассоциация инженеров по коррозии (NACE)
Национальная ассоциация противопожарной защиты (NFPA)
Международный морской форум нефтяных компаний (OCIMF)
Южный конгресс строительных правил (SBCC)
Комитет по окраске стальных конструкций (SSPC)
Лаборатории страховых компаний (UL)
1092
СОДЕРЖАНИЕ
Введение......................................................3
Глава I. НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ЗАЩИТЫ
ОТ АВАРИЙ И КАТАСТРОФ ...................................... 12
1Д.	У грозы аварий и катастроф в техногенной сфере....... 12
1.2.	Основные типы природно-техногенных аварий и катастроф. 15
1.3.	Механизмы повышения безопасности функционирования систем
(СТС)......................................................20
1.4.	Организационно-технические принципы обеспечения и повышения
безопасности...............................................26
1.5.	Безопасность, защита от аварий и катастроф трубопроводных систем .... 28
ГлаваП. ТЕХНИЧЕСКОЕСОСТОЯНИЕТРУБОПРОВОДНОГОТРАНСПОРТА
ПРИРОДНОГО ГАЗА, НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ......................45
2.1.	Газотранспортная трубопроводная система...............48
2.2.	Надежность оборудования цехов компрессорных станций...66
2.3.	Надежность и безопасность ГРС........................ 71
2.4.	Реконструкция и проекты новых систем газопроводов.... 72
2.5.	Нефтетранспортная трубопроводная система ................89
2.6.	Система магистральных нефтепродуктопроводов......... 121
2.7.	Трубопроводныесистемынанефтяныхигазоконденсатныхпромыслах ... 127
2.7.1-	Состав промысловых трубопроводов ................. 133
2.7.2.	Классификация и категории трубопроводов .......... 134
2.7.3.	Причины возникновения аварий на промысловых трубопроводах .... 136
2.7.4.	Коррозия нефтепромысловых трубопроводов и оборудования. 138
2.7.5.	Опасные и вредные производственные факторы, характерные
для промысловых систем сбора............................. 140
2.7.6.	Характеристика возможных отходов и выбросов в системе сбора
и подготовки продукции скважин........................... 141
2.7.7.	Концепция системы обеспечения безопасной эксплуатации,
продления срока службы и повышения надежности промысловых
трубопроводов............................................ 142
2.7.8.	Пути повышения надежности и безопасности работы промыс-
ловых трубопроводных систем ............................ 143
2.7.9.	Особенности эксплуатации промысловых трубопроводов..... 146
2.7.10.	Расследование и ликвидация отказов и повреждений трубо-
проводов ................................................ 149
БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	1 ЛОЯ
2.7.11.	Пожаробезопасность................................. 150
2.7.12.	Технологические регламенты, паспортизация.......... 151
2.7.13.	Трубопроводы газоконденсатных промыслов............ 152
2.7.14.	Безопасность трубопроводных систем нефтяных и газовых
промыслов.................................................. 157
Глава III. ОСНОВЫ БЕЗОПАСНОСТИ ОБЪЕКТОВ ТРУБОПРОВОДНОГО
ТРАНСПОРТА....................................................181
3.1.	Основные аспекты и показатели безопасности............ 181
3.2.	Концепции безопасности трубопроводного транспорта в России
и за рубежом............................................... 184
3.3.	Безопасность единой системы газопроводов России ...... 198
3.4.	Методология анализа риска в трубопроводном транспорте, расчет
показателей риска при эксплуатации объекта.................. 204
3.5.	Некоторые приложения теории риска к практическим задачам
проектирования и эксплуатации трубопроводов................ 212
3.6.	Прогноз влияния технологических и природно-климатических
факторов на распределение интенсивности аварий............. 220
3.7.	Методика расчета показателей риска при эксплуатации объектов
газотранспортных предприятий................................ 226
3.8.	Модели и методы расчета последствий аварий на газопроводах,
КС, ГРС.................................................... 244
Глава IV. КОНСТРУКТИВНАЯ НАДЕЖНОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ.............2 79
4.1.	Понятия и показатели надежности....................... 279
4.2.	Нагрузки и воздействия................................ 288
4.3.	Расчетные схемы и модели механического деформирования.. 306
4.4.	Методы прогнозирования показателей конструктивной надеж-
ности трубопроводов........................................ 334
4.5.	Методы и средства обеспечения требуемой надежности.... 360
4.6.	Методы расчета надежности трубопроводных систем....... 374
ГЛАВА V. НОРМАТИВНАЯ БАЗА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ.... 383
5.1.	Основные положения, регламентируемые нормами проектиро-
вания трубопроводов........................................ 386
5.2.	Нагрузки и воздействия................................ 388
5.3.	Классы безопасности и категории трубопроводов......... 391
5.4.	Минимальные безопасные расстояния..................... 393
5.4.1.	Расстояния от трубопроводов до населенных пунктов, зданий и
сооружений ................................................ 393
1094
СОДЕРЖАНИЕ
5.4.2.	Минимальные расстояния при параллельной прокладке между
трубопроводами и другими коммуникациями.................... 395
5.5.	Способы прокладки трубопроводов и требования к их расчету
на прочность и устойчивость................................ 395
5.6.	Учет физико-механических свойств материала труб ...... 400
5.7.	Сопоставление требований к прочности трубопроводов в нормах
России» США и Европейских стран ........................... 405
5.7.1.	Расчеты по методу допускаемых напряжений и по методу пре-
дельных состояний ........................................ 405
5.7.2.	Применяемые теории прочности при расчете на действие
внутреннего давления...................................... 407
5.7.3.	Методики определения толщины стенки трубопровода.... 412
5.7.4.	Коэффициенты запаса прочности» допускаемые напряжения
и толщины стенок труб..................................... 417
5.7.5.	Проверка прочности трубопровода при учете сложного напря-
женного состояния......................................... 424
5.7.6.	Учет переменных напряжений ......................... 428
5.7.7.	Компенсация температурных расширений ............... 432
5.8.	Конструктивные требования при проектировании трубопроводов. 433
5.9.	Морские глубоководные трубопроводы: особенности расчета на
прочность и устойчивость................................... 437
5.9.1.	Определениетолщины стенки при действии внутреннего давления  437
5.9.2.	Определение толщины стенки при расчете на действие наруж-
ного давления из условия местного смятия.................. 441
5.9.3.	Лавинное смятие глубоководных трубопроводов......... 447
5.10.	Пути и способы гармонизации норм и стандартов........ 449
5.11.	Критерии сейсмостойкости трубопроводов .............. 463
5.12.	Вопросы, требующие отражения в нормах проектирования...... 467
5.13.	Аэрокосмические и геоинформационные технологии технологии
для изыскания трасс и проектирования трубопроводов......... 468
5.14.	Выводы............................................... 477
Глава VI. ФОРМИРОВАНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ.............................................483
6.1.	Совершенствование технологии строительства линейной части.. 483
6.2.	Совершенствование строительства насосных и компрессорных
станций.................................................... 518
6.3.	Безопасность подводных переходов...................... 526
6.4.	Прокладка трубопроводов в тоннелях (микротоннелях).... 553
6.5.	Сварка магистральных трубопроводов ................... 567
6.5.1.	Совершенствование сварочных технологий.............. 567
БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	I < W 5
6.5.2.	Контроль качества сварных соединений.............. 585
6.6.	Испытание трубопроводов............................. 600
Глава VII. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОБЩЕЙ УСТОЙЧИВОСТИ
И УСТОЙЧИВОСТИ ПОЛОЖЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ......................625
7.1.	Общие положения..................................... 625
7.2.	Балластировка и закрепление трубопроводов........... 629
7.3.	Методика расчета основных параметров устойчивости балласти-
руемых и закрепляемых трубопроводов ..................... 635
7.4.	Результаты экспериментальных исследований по продольной
устойчивости трубопроводов............................... 640
7.5.	Обеспечение продольной устойчивости газопроводов на постоянно-
мерзлых грунтах ......................................... 666
Глава ¥1П. ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КООРОЗИИ.................679
8.1.	Общая оценка коррозии трубопроводов................. 679
8.2.	Совершенствование защиты от коррозии................ 685
8.3.	Анализ аварийности газопроводов по причине коррозии под
напряжением (КРН)........................................ 700
8.4.	Трубопроводы с внутренним гладкостным покрытием..... 740
Глава IX. ТРУБЫ ДЛЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ..................749
9.1.	История совершенствования трубных сталей и труб..... 749
9.2.	Хрупкое разрушение.................................. 753
9.3.	Вязкое разрушение .................................. 757
9.4.	Новые конструкции труб для газопроводов............. 759
9.5.	Экспериментальные натурные исследования труб ....... 766
9.6.	Изменение условий работы магистральных трубопроводов...... 772
9.7.	Трубная промышленность России для нефтегазового комплекса. 775
9.8.	Современные требования к трубам диаметром 530-1420 мм
нефтегазового сортамента................................. 779
9.9.	Тенденции разрешения трубного производства в России и
зарубежных странах....................................... 801
9.10.	Спиралъношовные трубы нового поколения............. 804
Глава X. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ И СТАЛЬНЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ.................................................809
10.1.	Общие принципы диагностики трубопроводов .......... 809
10.2.	Комплексная диагностика трубопроводов.............. 812
10.3.	Акустико-эмиссионная диагностика................... 813
1096
СОДЕРЖАНИЕ
10.4.	Электрометрическое обследование трубопроводов..... 815
10.5.	Дефектоскопия..................................... 819
10.6.	Внутритрубная диагностика состояния магистральных трубо-
проводов ............................................... 820
10.7.	Периодичность внутритрубной диагностики........... 829
10.8.	Элементы внутритрубной диагностики технического состояния
трубопроводных систем................................... 833
10.9.	Обработка диагностической информации.............. 851
10.10.	Оценка несущей способности линейной части магистральных
трубопроводов по результатам внутритрубной диагностики по
методике, принятой в АК «Транснефть».................... 859
10.11.	Мониторинг технического состояния линейной части магист-
ральных трубопроводов .................................. 878
10.12.	Техническая диагностика вертикальных стальных резервуаров. 890
Глава XI. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА
ТРУБОПРОВОДОВ..............................................905
11.1.	Дефекты стальных труб и сварных соединений ....... 911
11.2.	Влияние поверхностных повреждений на прочность и безо-
пасность магистральных трубопроводов ................... 913
11.3.	Способы ремонта дефектов трубопроводов............ 931
11.4.	Выбор эффективной технологии выборочного ремонта магист-
ральных трубопроводов................................... 943
11.5.	Производство работ по ремонту трубопроводов....... 947
Глава XII. ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗОНЕФТЕПРОДУКТОВ -
НЕОБХОДИМЫЙ ЭЛЕМЕНТ НАДЕЖНОСТИ
И БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ................951
12.1.	Классификация подземных хранилищ ................. 952
12.2.	Роль подземных хранилищ в обеспечении безопасности
функционирования ТЭК.................................... 953
12.3.	Подземные хранилища в каменной соли............... 956
12.4.	Подземные хранилища газонефтепродуктов шахтного типа....... 978
12.5.	Подземные хранилища природного газа в пористых и прони-
цаемых породах.......................................... 987
ГЛАВА XIII. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ.................993
13.1.	Техногенное воздействие на окружающую среду при строитель-
стве и эксплуатации трубопроводов ...................... 993
13.2.	Опыт эксплуатации «холодных» газопроводов .........1013
13.3.	Зональная классификация техногенного воздействия при
строительстве трубопроводов.............................1017
БЕЗОПАСНОСТЬ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА	1097
13.4.	Защита окружающей среды на нефтяных магистралях .1026
13.5.	Нормативы экологической безопасности трубопроводов......1029
13.6.	Экологическиепроблемына трубопроводах нефтяныхпромыслов.1031
13.7.	Обеспечение экологической безопасности трубопроводов при
строительстве...........................................1035
13.8.	Экологический контроль и мониторинг, как инструмент
управления экологической безопасностью трубопроводов...1043
Глава XIV. ПРОБЛЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ В СИСТЕМЕ УПРАВЛЕНИЯ
ИНВЕСТИЦИОННО-СТРОИТЕЛЬНЫМИ ПРОЕКТАМИ.....................1059
Послесловие......................................................1071
Приложения.......................................................1079
Мазур	Иванцов
Иван Иванович	ОлЪг Максимович
Доктор технических наук, профессор.
Заслуженный строитель, Заслуженный
инженер, Заслуженный гррняк и Заслу-
женный энергетик РФ, лауреат ТЪсударст-
венной премии, премий Правительства
РФ в области науки и техники Действи-
тельный член ряда российских и между-
народных академий.
Имеет ряд правительственных наград.
Более 25 лет работает в нефтегазовой
отрасли. Прошел путь от главного ин-
женера и управляющего треста до заме-
стителя министра нефтегазовой отрас-
ли. Один из участников создания круп-
нейшей в мире евразийской системы
добычи, транспорта и переработки
нефти и газа.
В настоящее время председатель прав-
ления Российского акционерного об-
щества «РАО «Роснефтегазстрой». пре-
зидент НПК «Интеллектуальные систе-
мы», первый вице-президент Междуна-
родной топливно-энергетической ассо-
циации и Российской академии эколо-
гии, член правления Российского союза
промышленников и предпринимателей,
главный редактор журналов «Нефть. Газ.
Строительство» и «Энергия будущего».
В научной сфере занимается вопросами
устойчивости и экологической безопас-
ности нефтегазовых систем, проблема-
ми управления и реструктуризации
крупных предприятий. Основополож-
ник нового научного направления ин-
женерной экологии.
Автор более 200 научных публикаций,
около 30 научных трудов (монографий
книг, учебников), имеет более 40 автор-
ских свидетельств изобретений.
Доктор технических наук, профессор, За-
служенный деятель науки и техники РФ,
Застуженный строитель РФ, лауреат Ле-
нинской и Государственной премий. По-
четный член Российской академии естест-
венных наук, действительный член акаде-
мии технологических наук РФ. Отмечен
рядом правительственных наград.
Проработал в нефтяной и газовой промы-
шленности, нефтегазовом строительстве
55 лет. В настоящее время главный науч-
ный консультант Российского Союза Неф-
тегазосгроителей.
В научной сфере занимается вопросами
надежности и безопасности трубопровод-
ных систем. Заместитель научного руково-
дителя Межгосударственной научно-тех-
нической программы «Высоконадежный
трубопроводный транспорт». Им опубли-
кованы первые в СССР монографии по на-
дежности трубопроводных систем.
Создал новое научное направление по со-
оружению подземных хранилищ для неф-
тепродуктов, сжиженного и природного га-
за в отложениях горных пород, ставшее ос-
новой специализированной отрасли под-
земного хранения нефтегазопродуктов.
Осуществил техническое руководство
строительством первых в СССР подземных
хранилищ.
Выдвинул идею дальнего трубопроводного
транспорта в сжиженном состоянии, раз-
работал оригинальные технологии ис-
пользования энергии взрыва в нефтегазо-
вом строительстве, вместе с группой уче-
ных Института электросварки создал науч-
ные основы и технологию индустриально-
го монтажа стальных резервуаров.
Опубликовал более 300 научных работ 30
книг и брошюр, имеет 50 изобретений