CC BY
174
УДК 622.691-404.697
Анализ факторов, влияющих на надежность
эксплуатации линейной части магистральных газопроводов, испытывающей непроектное нагружение
К.Б. ГУСЕЙНОВ, к.т.н., генеральный директор
ООО «Газпром трансгаз Махачкала» (Россия, Республика Дагестан, 367030, Махачкала, пос. Степной). E-mail: gaz@dgp.gazprom.ru
С.И. ЕГОРОВ, к.т.н., заместитель главного инженера
ОАО «Оргэнергогаз» (Россия, 115304, Москва, ул. Луганская, д. 11). E-mail: s.egorov@oeg.gazprom.ru
А.П. ЗАВЬЯЛОВ, к.т.н., главный технолог
ИТЦ «Оргтехдиагностика» ОАО «Оргэнергогаз» (Россия, 115304, Москва, ул. Луганская, д. 11). E-mail: zavyalov2@oeg.gazprom.ru
А.С. ЛОПАТИН, д.т.н., проф., завкафедрой термодинамики и тепловых двигателей
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия, 119991, Москва, Ленинский пр-т, 65). E-mail: lopatin@gubkin.ru
В статье описан подход к обеспечению безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ), испытывающих интенсивное воздействие непроектных кинематических нагрузок. Приведены условия, при которых возможна корректная оценка технического состояния ЛЧМГ в зонах интенсивного воздействия таких нагрузок. На примере инцидента на подключающем шлейфе компрессорной станции «Ургала» построена типичная модель аварии на участках магистральных газопроводов, испытывающих интенсивное влияние непроектных кинематических нагрузок.
Ключевые слова: линейная часть магистральных газопроводов; техническая деградация; непроектные кинематические нагрузки; цикл нагружения; локальные дефекты.
Методология обеспечения надежной и безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов, испытывающих интенсивное воздействие непроектных кинематических нагрузок, в значительной степени отличается от подходов, практикуемых применительно к газопроводам, проложенным в типичных для Российской Федерации равнинных условиях.
Опыт, накопленный ООО «Газпром трансгаз Махачкала» при эксплуатации газопроводов Моздок -Казимагомед, Кумли - Аксай, Макат - Северный Кавказ, проложенных в горной местности на территории Республики Дагестан в условиях, характеризуемых уникальным сочетанием природных, климатических, рельефных и гидрогеологических факторов, позволяет сформулировать основные принципы обеспечения надежной эксплуатации
ЛЧМГ, испытывающей интенсивное воздействие непроектных кинематических нагрузок.
В работе [1] показано, что в ЛЧМГ, эксплуатируемых в особых условиях, с наибольшей степенью вероятности реализуются три механизма технической деградации:
• повышенный уровень кинематического нагружения (в зависимости от ситуации приводящий к разрушению трубопровода, появлению недопустимых пластических деформаций, общей или местной потере устойчивости);
• накопление циклов нагружения, ведущее к усталостному малоцикловому разрушению конструкции;
• возникновение и развитие локальных дефектов (как эксплуатационных, так и внесенных в конструкцию на стадии изготовления элементов трубопровода, а также при монтаже).
Ситуация осложняется тем, что указанные механизмы деградации воздействуют на конструкцию одновременно, оказывая взаимное влияние друг на друга. Поэтому можно констатировать, что корректная оценка технического состояния ЛЧМГ в зонах интенсивного воздействия непроектных кинематических нагрузок возможна только при одновременном учете таких факторов, как:
• уровень напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода;
• состояние металла трубопровода, близость к предельному числу циклов нагружения с учетом воздействия знакопеременных кинематических нагрузок;
• уровень опасности локальных дефектов тела трубы и сварных швов.
По этой причине для ЛЧМГ, испытывающей интенсивное непроектное нагружение, возможен аварийный отказ конструкции при условиях, которые характеризуются отсутствием предельного состояния по каждому отдельному механизму деградации, рассматриваемому независимо от других механизмов деградации.
Примером такой аварии является разрушение участка магистрального газопровода Урга-линского ЛП УМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» 02.04.2014 г. (рис. 1), информация о котором размещена на интернет-сайте Ростехнадзора РФ [2].
Как следует из указанных материалов, технической причиной аварии стало «одновременное воздействие следующих факторов:
• положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений;
• старение металла, приведшее к снижению прочностных свойств и охрупчиванию металла трубы;
• дефекты сварного стыка из-за наличия пор, шлаковых включений, несплавлений и непровара в корне шва, вызывающие концентрацию напряжений» [2].
Анализируя указанные причины, необходимо отметить следующее.
1. Выявленные локальные дефекты сварного шва (поры, шлаковые включения, несплавления и непровары) являются дефектами монтажа трубопровода, то есть были локализованы в трубопроводе с самого начала его эксплуатации. Указанный участок трубопровода неоднократно проходил диагностику, вероятнее всего, размер
Рис. 1. Последствия разрушения узла подключения КС «Ургала»
выявленных дефектов был менее браковочного уровня. Сведения о развитии указанных дефектов в материалах Ростехнадзора РФ отсутствуют. Это позволяет предположить, что сам факт локализации указанных дефектов в сварном шве не мог послужить единственной причиной аварийного отказа.
2. По имеющейся на сайте Ростехнадзора РФ информации [2] участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, эксплуатировался с 1979 г., то есть срок его эксплуатации на момент аварии составлял около 35 лет. Учитывая технологическое назначение отказавшего трубопровода (узел подключения компрессорной станции), можно предположить, что за этот период трубопровод выдержал около 103 циклов нагружения. По опыту эксплуатации аналогичных газопроводов такой срок эксплуатации и количество циклов нагружения не являются критическими. Однако здесь следует отметить, что критическое число циклов нагружения зависит от уровня статического нагружения конструкции, эта зависимость выражается кривой усталостной прочности (рис. 2), приводимой в отраслевых нормативных документах, например [3].
3. Из формулировки первой причины аварийного отказа: «...положение профиля участка газопровода, способствующего неравномерному распределению напряжений, а также появлению переменных сезонных напряжений» [2], явственно следует, что участок газопровода, на котором произошел аварийный отказ, был подвержен воздействию непроектных кинематических нагрузок.
Дополнительным фактором, подтверждающим эту версию, является дата аварии - 02 апреля 2014 г. В работе [4] показано, что именно на апрель (время оттаивания) и ноябрь (время за-
101 10г 103 10" 105 106 Ч
Рис. 2. Кривая усталостного разрушения, иллюстрирующая зависимость между уровнем статических нагрузок и допустимым количеством циклов нагружения конструкции
мерзания грунта), характеризуемые наибольшей интенсивностью воздействия непроектных кинематических нагрузок, приходится пик аварийности технологических трубопроводов КС. В этот период частота аварий может увеличиваться в 2-2,5 раза по сравнению с другими месяцами года.
Анализ указанной информации позволяет акцентировать внимание на ключевом выводе, содержащемся в материалах Ростехнадзора РФ [2]: тезис об «одновременном воздействии» трех перечисленных факторов:
• уровня статического НДС;
• накопления циклов нагружения;
• наличия локальных дефектов, ослабляющих несущую способность конструкции, то есть о взаимном влиянии этих факторов.
Сочетание указанных факторов позволяет считать модель аварии на подключающем шлейфе КС «Ургала» типичной для участков магистральных газопроводов, испытывающих интенсивное влияние непроектных кинематических нагрузок.
Проблема обеспечения надежности и безопасности таких газопроводов упирается в то,
что в таком случае техническое состояние конструкции может характеризоваться отсутствием предельного состояния по каждому отдельному механизму деградации, рассматриваемому независимо от других:
• уровень статического нагружения может не превышать допустимых значений;
• количество циклов нагружения может не превышать предельно допустимое для таких конструкций;
• размер дефектов может не превышать браковочного уровня.
Эта особенность не позволяет провести корректную оценку технического состояния газопровода с использованием имеющейся нормативно-методической базы и своевременно принять управленческие решения, нацеленные на обеспечение надежной и безопасной эксплуатации участка газопровода.
В материале [2] перечислены меры по локализации и устранению причин аварии, такие как:
• проведение диагностического обследования подобных по конструктивным и геологическим условиям участков магистральных газопроводов;
• проведение геодезического позиционирования по верху газопровода и по приводам кранов участков, схожих по конструктивным условиям с местом аварии, установление геодезических марок для контроля высотного положения газопровода;
• проведение оценки напряженно-деформированного состояния на подобных участках магистральных газопроводов по данным геодезического позиционирования с учетом данных дефектоскопии» и др.
Эти меры следует признать правильными, но имеющими локальный характер.
Главный урок аварии состоит в необходимости совершенствования методологии оценки состояния магистральных газопроводов, испытывающих интенсивное воздействие непроектных кинематических нагрузок, с учетом всех значимых факторов, определяющих их техническое состояние.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гусейнов К.Б., Егоров С.И., Завьялов А.П., Лопатин А.С. Особенности оценки технического состояния участков магистральных газопроводов, испытывающих интенсивное воздействие непроектных нагрузок // Нефть, газ и бизнес. № 3. 2015. С. 34-37.
2. Материалы интернет-сайта РостехнадзораРФ: http://www.gosnadzor.ru/
3. СТО Газпром 2-2.3-328-2009. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций. - М., 2009.
4. Якубович В.А. Анализ отказов оборудования «высокой стороны» компрессорных цехов // Диагностика оборудования и трубопроводов: Науч.-техн. сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», № 3, 1999. С. 34-39.
ANALYSIS OF FACTORS AFFECTING THE RELIABILITY OF OPERATION OFGAS TRUNKLINES LINEAR PARTSUNDER NON-PROJECT LOADING
Huseynov K.B., Cand. Sci. (Tech.), general director of LLC Gazprom Transgaz Makhachkala (Russia, Republic of Dagestan, 367030, Makhachkala, town Stepnoy). E-mail: gaz@dgp.gazprom.ru
EgorovS.I., Cand.Sci. (Tech.), chief engineer deputy, JSC «Orgenergogaz» (115304, Moscow, Lugansksya str., 11). E-mail: s.egorov@oeg.gazprom.ru
Zavialov A.P., Cand. Sci. (Tech.), chief technology engineer, Engineering and Technology Center «Orgtechdiagnostica»JSC «Orgenergogaz» (115304, Moscow, Lugansksya str., 11). E-mail: zavyalov2@oeg.gazprom.ru Lopatin A.S., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of the Department of thermodynamics and heat engines Gubkin Russian State University of Oil and Gas (65, korp.1, Leninskiy prosp., 119991, Moscow,Russia). E-mail: lopatin@gubkin.ru
ABSTRACT
The article describes an approach to provide safe operation of gas trunklines linear parts operated under the impact of intense non-project kinematic loads.The prerequisites are given, under which the correct assessment of technical condition of gas trunklines linear parts operated under the impact of such loads is possible. Based on the incident on the connecting pipeline of compressor station «Urgala» the typical mathematical model of accidents on the gas trunklines linear parts operated under the intense non-project kinematic loads is built.
Keywords: gas trunklines linear parts; technical deterioration;non-project kinematic loads; loading cycle; local defects.
REFERENCES
1. Guseynov K.B., Egorov S.I., Zav'yalov A.P., Lopatin 3. A.S. Aspects of technical condition assessment of gas trunklines under intense non-project loads. Neft', gaz
i biznes [Oil, gas and business], 2015, no. 3, pp. 34-37.
2. Materialy internet-sajta Rostehnadzora RF [Federal 4. Service for Environmental, Technological and Nuclear Supervision web-site] Available at: http://www. gosnadzor.ru/ (accessed 6 July 2015).
STO Gazprom 2-2.3-328-2009 Evaluation of the technical condition and the safe operation period of process pipelines of compressor stations. Moscow, 2009.
Jakubovich V.A. Analysis of equipment failure of compressor stations «high-side». Nauchno-tehnicheskij sbornik «Diagnostika oborudovanija i truboprovodov» [Scientific and technical journal Diagnostics of equipment and pipelines], 1999, no. 3, pp. 34-39.
