Безопасность и долговечность трубопроводных конструкций


Л. В. Муравьева

















БЕЗОПАСНОСТЬ И ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ТРУБОПРОВОДНЫХ КОНСТРУКЦИЙ
Монография

















Москва Вологда «Инфра-Инженерия» 2021

УДК 621.643.053
ББК 39.71
     М91













    Муравьева, Л. В.
М91     Безопасность и долговечность трубопроводных конструкций : моно    графия / Л. В. Муравьева. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2021. -268 с. : ил., табл.
         ISBN 978-5-9729-0521-8

    Приведены подходы к обеспечению безопасности магистральных газопроводов. Рассмотрены вопросы определения резерва прочности и характеристики безопасности участка трубопроводной конструкции. Затрагиваются вопросы построения и верификации пространственной модели поврежденного участка трубопровода, даны математические модели исследования безопасности.
    Для научных работников, студентов, а также специалистов, занимающихся вопросами безопасности магистральных трубопроводов.

УДК 621.643.053
ББК 39.71








      ISBN 978-5-9729-0521-8   © Муравьева Л. В., 2021
                               © Издательство «Инфра-Инженерия», 2021
                               © Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2021

ОГЛАВЛЕНИЕ


ВВЕДЕНИЕ........................................................6

1. ПРОБЛЕМА ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ......................................11
   1.1. Условия эксплуатации магистральных газопроводов.........11
   1.2. Дефекты и повреждения магистральных газопроводов........16
1.3. Способы обеспечения эксплуатационной надежности магистральных газопроводов..................................20
   1.4. Основы нормирования показателей надежности сложных технических систем...........................................31
   1.5. Показатели надежности..................................33
   Список литературы...........................................36

2. МОДЕЛЬ ДЕФОРМИРОВАНИЯ ЛИНЕЙНОГО УЧАСТКА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА, ПОЛУЧИВШЕГО ПОВРЕЖДЕНИЕ....................................................38
   2.1. Расчетные схемы, применяемые при расчете элементов линейной части трубопроводов.................................38
   2.2. Применение классических методов к описанию деформации продольно-поперечного изгиба линейного участка трубопровода..41
   2.3. Последовательность создания расчетной модели трубопроводной конструкции для анализа влияния повреждений..................44
   2.4. Расчетные параметры материалов: металла труб и сварных соединений.........................................46
   2.5. Вертикальные и горизонтальные составляющие нагрузки, действующей на подземный газопровод..........................53
   2.6. Построение пространственной модели линейного участка магистрального трубопровода..................................65
   2.7. Верификация пространственной модели линейного участка магистрального газопровода, получившего повреждение..........70
   2.8. Построение и верификация пространственной модели поврежденного участка магистрального трубопровода с учетом взаимодействия с окружающим грунтом.................79
   Список литературы............................................81


3

3. МЕТОДЫ РАСЧЕТНОЙ ОЦЕНКИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КОНСТРУКТИВНОЙ НАДЕЖНОСТИ..........................................84
   3.1. Оценка показателей конструктивной надежности трубопроводов.84
   3.2. Модель надежности «нагрузка - сопротивление»...............86
   3.3. Модель надежности для событий типа пуассоновского потока...92
   3.4. Оценка условной безопасности sₐ методом статистического моделирования...............................................99
   3.5. Оценка живучести трубопроводов.........................100
   3.6. Методы расчета надежности трубопроводных систем........104
   3.7. Классификация отказов и предельных состояний...........107
   3.8. Определение резерва прочности, характеристики безопасности участка трубопроводной конструкции, рассчитанные на основе вероятностных методов анализа надежности конструкции.......110
   Список литературы...........................................115

4. НОРМАТИВНАЯ БАЗА ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ...................117
   4.1. Нормативная база обеспечения безопасности..............117
   4.2. Основы безопасности объектов...........................121
   4.3. Методология анализа риска техического объекта, расчет показателей риска при эксплуатации объекта.................127
   4.4. Количественной оценки риска............................131
   Список литературы...........................................138

5. К РАСЧЕТУ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ДЕЙСТВИЕ СЕЙСМИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ..........................................140
   5.1. Основные параметры движения и напряженно-деформированного состояния грунтов при землетрясениях.......................140
   5.2. Реакция трубопровода на сейсмические воздействия.......148
   5.3. Основы расчета подземных магистральных трубопроводов на сейсмические воздействия................................152
   5.4. Зависимость повреждаемости трубопроводов от их ориентации в пространстве.............................................153
   5.5. Нормативные методы расчета конструкций на сейсмостойкость..159
     5.5.1. Особенности реакции морских трубопроводов на сейсмическое воздействие..................................163


4

   5.6. Определение «инженерного риска» для подземного трубопровода, проложенного в сейсмическом регионе........................169
   5.7. Пример................................................178
   Список литературы..........................................183

6. МОДЕЛИ И МЕТОДЫ РАСЧЕТА ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ НА ГАЗОПРОВОДАХ...............................................185
   6.1. Модели аварийного разрушения трубопроводов............185
   6.2. Основы безопасности объектов..........................190
   6.3. Анализ безопасности сложных технических систем, заглубленных в грунт.......................................195
   Список литературы..........................................199

7. УСТАЛОСТНАЯ ДОЛГОВЕЧНОСТЬ..................................200
   7.1. Усталостная долговечность.............................200
   7.2. Расчет элементов стальных конструкций на выносливость.202
   7.3. Расчет на малоцикловую прочность......................204
   7.4. Расчет на циклическую прочность.......................207
   7.5. Вероятностный подход..................................210
     7.5.1. Полудетерминический метод.........................213
     7.5.2. Прогнозирование ресурса по изменениям нагрузок....214
   7.6. Расчет сварных конструкций на усталость по линейной гипотезе накопления усталостных повреждений.........................215
   7.7. Критерии прочности стальных подводных трубопроводов...219
     7.7.1. Определение допустимости трещиноподобных дефектов морского подводного трубопровода.........................220
   7.7. Критерии прочности стальных подводных трубопроводов...219
   7.8. Влияние колебаний подводных трубопроводов в водном потоке на их прочность (пример)...................................224
   Список литературы..........................................230

ПРИЛОЖЕНИЕ....................................................232


5

ВВЕДЕНИЕ


      Сеть подводных трубопроводов это ключевой компонент морских нефтегазовых операций, определение целостности каждого трубопровода для обеспечения безопасной, надежной и экономически эффективной эксплуатации имеет решающее значение.
      По сравнению с надежностью, опасность обеспечивает более четкое представление о процессе деградации инженерных модели и часто используется в процессе принятия решений (Critical Decision Method). Техническое обслуживание, ориентированное на надежность (RCM) - метод планирования разработанный в авиационной промышленности, и адаптированный другим отраслям промышленности и военным отраслям. Большое количество стандартов и руководящих документов, например: IEC 60300-3-11¹, MIL-STD-756A, Военный стандарт США, Моделирование и прогнозирование безотказности, Offshore Reliability Data OREDA (Det Norske Veritas). Трубопроводы, сложные инженерные системы, улучшение их общей надежности связано с планированием (организацией) различных ресурсов: финансовых, материальных, трудовых.
      Из-за распространения сейсмических волн подземные трубопроводы сталкиваются с различными осевыми силами и изгибающими моментами, что, приводит к локальному изгибу труб и уменьшению площади их полого сечения. Эти эффекты вызывают общее снижение эффективности трубопроводов. Рассматриваются алгоритмы оценки надежности заглубленных трубопроводных сетей, основанные на нелинейном динамическом анализе и расчете надежности с использованием моделирования методом Монте-Карло в связи со сложностью численного анализа заглубленных трубопроводных сетей. В качестве альтернативы предложена использовать многослойную нейронную, на основе функции плотности вероятности, вероятностных параметров определена надежность трубопроводной сети.
      Трубопроводы - это жилы мировой энергетической системы, обслуживающие промышленность и клиентов со всеми видами жидкостей и опасных жидкостей и газов. В 1920-е годы к 1950-м годам они были построены с коммерческим сроком службы от 25 до 30 лет, но сегодня некоторые системы достигают своего 100-летнего юбилея эксплуатации.

¹ ГОСТР 27.606-2013, Надежность в технике. Управление надежностью. Техническое обслуживание, ориентированное на безотказность, Москва, Стандартинфор, 2014, стр. 29.

6

      Сегодняшняя успешная деятельность в нефтегазовой отрасли базируется на треугольнике «безопасность - надежность - рентабельность (эффективность)». Важно правильно сбалансировать эти различные, а иногда и противоположные позиции.
      Высокие технологические и эксплуатационные стандарты гарантируют безопасность для человека и окружающей среды. Инновационные технологии обеспечивают безопасность и надежность работы системы.
      С вступлением в силу Федерального закона «О техническом регулировании» в ПАО «Газпром» началась работа по совершенствованию существовавшей системы технического нормирования в Обществе. Многие нормативные документы планируются в редакции до 2020 г.:
    -  ВРД 39-1.10-001-99. «Руководство по анализу результатов внутритруб-ной инспекции и оценке опасности дефектов газопроводов»;
    -  СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов. ИРЦ «Газпром». М.: 2008;
    -  СТО Газпром 2-2.3-253-2009. Методика оценки технического состояния и целостности газопроводов. ИРЦ «Газпром». М.: 2009. С. 78.
      Программа инновационного развития ПАО «Газпром» разработана в соответствии с требованиями, установленными рекомендациями по разработке программ инновационного развития акционерных обществ с государственным участием, государственных корпораций и федеральных государственных унитарных предприятий, утвержденными Протоколом от 03.08.2010 г. № 4 Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям.
      Для организации бесперебойной работы объектов транспортировки газа компанией проводится системная работа на основе комплексных программ повышения надежности ГТС (газотранспортная система).
      Россия реформирует свой внутренний газотранспортный режим с середины 2000-х годов и добилась значительного прогресса.
      Новый проект рамок, который в настоящее время обсуждается в правительстве, направлен на решение этих проблем.
      В 2015 году «Газпром» (бывший советский Мингазпром) по-прежнему является доминирующим игроком во всех сегментах отечественной цепочки создания стоимости газа. Большая часть этого доминирующего положения происходит от собственности Газпрома на крупнейшую газоснабжающую систему России.

7

      Освоение новых газовых ресурсов и строительство транспортных комплексов, хранение и переработка газа требуют больших капиталовложений и давние обязательства. При рассмотрении таких масштабных проектов необходимо:
    -  учитывать экономические, политические, социальные, геологические и другие факторы;
    -  затрагиваются вопросы безопасности населения, охраны окружающей среды, надежности транспортных систем и т. д.
      Таким образом, создание крупного газового комплекса является сложная задача, где существенную роль играют факторы риска и неопределенности.
      Трубопровод «Сила Сибири» соединяет производственные месторождения «Газпрома» в Восточной Сибири с центрами потребления в Китае, а также обеспечивает внутренний рынок России.
      Газпром трансгаз Томск начал строительство в сентябре 2014 года с целью ввода трубопровода в эксплуатацию в конце 2017 года, хотя с тех пор дата была изменена на 2020 год, планируемая мощность трубопровода составляет 61 млрд куб. м/год. Его строительство базируется на контракте «Газпром-CNPC», подписанном в мае 2014 года. По этому трубопроводу в Китай будет транспортироваться 38 млрд куб. м газа в год, а остальная мощность будет использоваться для внутреннего потреблении.
      Транс-Сахалинская трубопроводная система является частью проекта «Сахалин-2», осуществляемого в рамках СРП 1994 года. Трубопровод состоит из 300 км морских и 1600 км наземных газо- и нефтепроводов. Он начал работать в 2008 году, транспортируя газ (и нефть) с двух морских месторождений (Пильтун-Астохское и Лунское) на завод «Пригородное СПГ». Мощность газопровода составляет 18,6 млрд куб. м/год с возможностью расширения (в 2013 году было транспортировано 16,4 млрд куб. м), эксплуатируется ООО «Газпром трансгаз Томск».
      В 2005 году «Газпром» начал реорганизовывать 18 своих газотранспортных компаний, превратив их в 17 компаний «Газпром трансгаз» (отсюда и разные названия в 2005 и 2009 годах). География развития газопроводов расширяется.
      Сахалинские проекты: «Сахалин-1», «Сахалин-2», «Сахалин-3» созданы на основе проектов производства и разрабатывает три месторождения нефти и газа (Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-востоке побережья острова Сахалин на Дальнем Востоке России).

8

      В эксплуатации этих трубопроводов участвуют компании: Эксон Нефтегаз Лимитед (дочерняя компания Эксон Мобил), которая владеет 30 % акций, другие акционеры - СОДЕКО (японские покупатели консорциум, 30 %), ОНГК видеш Лтд (индийская государственная нефтяная компания, 20 %); Сахалин-морнефтегаз-Шельф (филиал «Роснефти», 11,5%). В проекте «Сахалин-2» (Пильтун-Астохского и Лунскогокоторый), который состоит из акций ПАО «Газпром» (50 % плюс 1 акция), «Шелл» (27,5 % минус 1 акция), «Мицуи» (12,5 %) и Mitsubishi (10 %) участвуют компании «Сахалин Энерджи».
      Опасность обеспечивает более четкое представление о процессе деградации инженерных моделей и часто используется в процессе принятия решений (Critical Decision Method). Техническое обслуживание, ориентированное на надежность (RCM) - метод планирования разработанный в авиационной промышленности, и адаптированный другим отраслям промышленности и военным отраслям. Большое количество стандартов и руководящих документов, например, IEC 60300-3-11², MIL-STD-756A, Военный стандарт США, Моделирование и прогнозирование безотказности, Offshore Reliability Data OREDA (Det Norske Veritas).
      Вероятность выхода трубопровода из строя при установленных сочетаниях нагрузок в первом предельном состоянии составляет 1-10⁻⁶, для аварийных ситуаций - 1-10⁻⁵. Для таких объектов необходимо провести расчет надежности, но нет конкретной методики, которая позволила бы оценить надежность трубопроводов.
      Основными факторами, влияющими на линейную часть магистрального трубопровода, являются внутреннее рабочее давление, колебания температуры, неравномерные деформации основания, связанные со значительным изменением его физико-механических свойств. Колебания рабочего давления хорошо изучены и имеют статистически обоснованный показатель надежности при нагружении, но напряжения еще не отрегулированы из-за деформации и разрушения основания.
      Несмотря на значительное количество исследований на прочность трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях, нормативными документами не предусмотрены методы определения продольных напряжений, возникающих в трубопроводе от деформации основания, в результате чего может произойти необоснованное увеличение толщины стенки трубопровода для грунтов без специальных свойств и ее занижение для сложных геотехнических условий.

² ГОСТР 27.606-2013, Надежность в технике. Управление надежностью. Техническое обслуживание, ориентированное на безотказность, Москва, Стандартинфор, 2014, стр. 29.

9

      Следует отметить, повышение долговечности и эксплуатационной надежности магистральных газопроводов - основная задача, стоящая как перед организациями, их эксплуатирующими. Причем в настоящее время требуется не только увеличение срока службы уже построенных трубопроводов с помощью их ремонта и введения всевозможных защит от действия агрессивных сред и пагубного воздействия тяжелых условий эксплуатации, но и гарантированная долговечность новых труб, изготовленных для работы в определенном трубопроводе.
      В книге приведены подходы к обеспечению безопасности, рассмотрены вопросы определения резерва прочности и характеристики безопасности участка трубопроводной конструкции, вопросы построения и верификации пространственной модели поврежденного участка трубопровода, получившего повреждение, математические модели исследования безопасности, основы теории риска эксплуатации больших систем, приложение теории риска к практическим задачам проектирования и эксплуатации трубопроводов, методы расчетной оценки конструктивной надежности трубопроводов. Показатели и расчетные оценки надежности и долговечности трубопроводов.
      В отдельных главах рассмотрены вопросы расчета магистральных трубопроводов на действие сейсмических нагрузок, определение «инженерного риска» для подземного трубопровода, проложенного в сейсмическом регионе, проблемы обеспечения безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов, особенности реакции морских трубопроводов на сейсмическое воздействие.
      В книге рассматриваются основных категорий безопасности трубопроводов на основании ведомственных и международных норм.
      Понятия опасности, безопасности и риска принято считать основными понятиями концепции безопасности. Они лежат в основе концепции безопасности магистрального трубопроводного транспорта.
      Проблема технической безопасности не может быть решена только с помощью средств технической защиты и требует изучения внутренней природы аварий, как неотъемлемого свойства любой крупной технической системы, обладающей запасом энергии и опасных веществ. Любые аварии имеют вероятностную природу и для оценки безопасности 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 интерпретации последствий.

10

1. ПРОБЛЕМА ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
1.1. Условия эксплуатации магистральных газопроводов

     Строительство магистральных трубопроводов связано с необходимостью транспортировки углеводородов от места добычи (месторождений) до районов их потребления. Согласно [10], к магистральным трубопроводам относятся трубопроводы и ответвления (отводы) от них диаметром до 1420 мм включительно с избыточным давлением транспортируемого продукта не выше 10 МПа, предназначенные для транспортировки:
    -  природного или нефтяного углеводородного газа из районов их добычи (от головных компрессорных станций) до мест потребления (газораспределительных станций городов и населенных пунктов);
    -  сжиженных углеводородных газов (пропана, бутана и их смесей) и других сжиженных углеводородов с упругостью насыщения паров не выше 1,6 МПа при температуре 45 °С из мест их производства до мест потребления;
    -  нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих насосных станций) до мест потребления (нефтебаз, нефтеперерабатывающих заводов, отдельных промышленных предприятий);
    -  нефтепродуктов от мест их производства (нефтеперерабатывающих заводов) до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, отдельных промышленных предприятий и портов);
    -  товарной продукции в пределах головных и промежуточных газокомпрессорных, нефте- и нефтепродуктов перекачивающих насосных станций, станций подземного хранения газа, газораспределительных станций, замерных пунктов.
     Основным объектом исследования, предлагаемого читателю, являются магистральные газопроводы. Опишем в общих чертах состав и представим классификацию магистральных газопроводов согласно [13, 16].
     В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземные объекты. На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и при необходимости редуцируют.

11

От газосборных пунктов газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему на головные сооружения - установки комплексной подготовки газа, - на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции газ газоперекачивающими агрегатами компримируется до номинального рабочего давления, а затем поступает в линейную часть магистрального газопровода.
     В состав линейной части магистрального газопровода входят: газопровод (от места выхода с промысла подготовленного к дальнему транспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения КС, ПРГ, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола КС и ГРС [8, 11].
     К надземным объектам магистрального газопровода относятся компрессорные (КС) и газораспределительные (ГРС) станции.
     Магистральные газопроводы в зависимости от номинального рабочего давления рраб на выходе из КС подразделяются на два класса: I - от 2,5 до 10 МПа включительно; II - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.
     Трасса магистральных газопроводов проходит через районы с разнообразными естественными условиями. Эти районы можно классифицировать следующим образом: равнины, пустыни, болота, вечномерзлые грунты, естественные водные преграды, горы [4, 6, 10].
     Равнины. Под равнинами понимают участки с малыми относительными колебаниями высот поверхности земли на значительных расстояниях и плавными переходами от повышений к понижениям. Трубопроводы в основном прокладываются по подземной схеме. Встречающиеся вдоль трассы населенные пункты должны быть обойдены на безопасном расстоянии в соответствии с требованиями СНиП, СТО [13, 16].
     Еще одним важным фактором, определяющим некоторые особенности прокладки трубопроводов на равнинах, является уровень грунтовых вод. Если их уровень выше отметки низа трубы, то имеет место высокий уровень грунтовых вод. Соответственно низким уровнем грунтовых вод называется уровень грунтовых вод ниже отметки низа трубы.
     Пустыни. По составу грунтов верхнего слоя различают песчаные, глинистые и каменистые пустыни. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязных барханных песках в условиях пустынь, относят к III категории (по табл. 4.1

12

СНиП 2.05.06-85* (СП 36.13330.2012), СТО [13, 16] - в зависимости от условий работы). Возможны подземная, надземная и наземная схема прокладки.
      Болота. Опыт строительства и эксплуатации трубопроводов показал необходимость классификации болот по трем основным параметрам: глубине, протяженности и проходимости болот для строительной техники. Учет глубины и протяженности для линейного строительства особенно важен, поскольку технология строительства и эксплуатации зависит от этих факторов.
      Работа трубопровода в болотах отмечается особенной активностью взаимодействия. Малая сопротивляемость грунта продольным и поперечным перемещениям труб способствует значительным продольным и поперечным перемещениям. Это может способствовать возникновению в трубах чрезмерных деформаций и напряжений, которые могут привести к разрушению труб. Интенсивность взаимодействия зависит как от состояния грунта, характеристики болота, так и от технологического режима эксплуатации трубопровода.
      Вечномерзлые грунты. Наличие воды в виде льда является характерной особенностью мерзлых грунтов. Причем в основной массе этих грунтов ниже деятельного слоя (слоя сезонного протаивания) вода постоянно находится в виде льда, обволакивающего частицы грунта и цементирующего его. Встречается лед в виде прослоек, линз и клиньев, образовавшихся в процессе промерзания за счет миграции влаги и вытеснения грунтов. Вода играет основную роль в изменении физических свойств мерзлых грунтов, находящихся под воздействием чередующихся положительных и отрицательных температур. В поверхностном слое мерзлых грунтов непрерывно протекают такие процессы, как выветривание, пучение, замерзание и протаивание, изменение влажности, наледеобразо-вание.
      Мерзлые грунты в естественном состоянии обладают большой несущей способностью, достаточной для того, чтобы зафиксировать трубопровод в начальном состоянии. Однако при воздействии на вечномерзлый грунт положительной температуры происходит его оттаивание и разжижение. Вследствие этого трубопровод либо всплывает, либо теряет продольную устойчивость. Происходит нарушение проектного режима работы трубопровода. Этот вопрос отличается особенной актуальностью для магистральных газопроводов, проложенных в северных районах страны.
      Водные преграды. При сооружении подземных переходов магистральных трубопроводов через водные преграды необходимо прежде всего учитывать

13