Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику 11
1.1 Выбор трубопроводов для изложения основных положений и методов обследования 16
1.2 Факторы, определяющие техническое состояние и безопасность трубопроводов 22
1.3 Методы обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику 27
1.4 Новые методы обследования трубопроводов в процессе длительной эксплуатации 30
1.4.1 Прибор для обнаружения несанкционированных врезок в трубопровод и дефектов в трубопроводе "Zond" 30
1.4.2 Приборы "Орион", основанные на методе магнитной локации 33
1.5 Проблемы оценки состояния трубопровода по результатам обследований 35
Выводы по разделу 1 37
2. Исследование свойств металла труб и сварных соединений длительно эксплуатируемого трубопровода 40
2.1 Исследование свойств основного металла труб 40
2.2 Исследование свойств сварных соединений 56
2.3 Остаточный ресурс металла труб и сварных соединений 62
Выводы по разделу 2 65
3 Исследование состояния изоляционного по крытия действующих трубопроводов 67
3.1 Электрометрические методы обследования 68
2 Результаты обследования МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" методом электрометрических измерений 72
3 Обследование трубопровода методом магнитной локации 84
4 Шурфовые обследования 91
Выводы по разделу 3 95
Методы контроля напряжённого состояния и прочности трубопровода 96
1 Акустико-эмиссионный контроль 96
2 Метод гидроиспытаний 103
3 Метод магнитной локации 105
4 Расчётный метод по результатам водолазных обследований . 108
5 Напряжённо-деформированное состояние стыковых соединений с подкладными кольцами 116
Выводы по разделу 4 121
Некоторые методы дефектоскопии и ремонта трубопроводов 123
Методы дефектоскопии металлической составляющей трубо проводов. Частичная внутритрубная диагностика 123
Методы ликвидации криминальных врезок на магистральных нефтепродуктопроводах 132
Выводы по разделу 5 137
Общие выводы по работе 139
Литература 141
- Факторы, определяющие техническое состояние и безопасность трубопроводов
- Исследование свойств сварных соединений
- Результаты обследования МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" методом электрометрических измерений
- Расчётный метод по результатам водолазных обследований
Введение к работе
Магистральные нефте-, газо- нефтепродуктопроводы для России играют особую роль. Практически вся экономика страны, так или иначе, зависит от надёжности и безопасности трубопроводных систем. В последние годы и мировая экономика всё больше требует бесперебойных поставок энергоносителей. Причём, в условиях быстроменяющейся политической ситуации, требуется создавать новые магистрали, иногда в обход некоторых проблемных регионов, а также поддерживать в работоспособном состоянии и старые пути поставок с существующими инфраструктурами. В итоге общая протяженность магистральных трубопроводов год из года растёт, образуя разветвленные сети.
В такой ситуации ряд технических вопросов требует переосмысления и пересмотра. Одним из таких вопросов является обеспечение работоспособности и надёжности старых трубопроводов, срок эксплуатации которых намного превысил установленный амортизационный срок.
Как и все технические объекты, магистральные трубопроводы в процессе эксплуатации претерпевают физический износ и моральное старение. Физический износ состоит в том, что стареют материалы (металл и изоляция), накапливаются всевозможные дефекты (коррозия, усталость, износ), снижается прочность [3, 36, 37, 43, 44, 97, 98]. Моральное старение состоит в том, что требования к трубопроводам со временем меняются, нормативные документы перерабатываются по мере получения новых знаний, опыта и в соответствии с современными законами [99, 100, 101, 102]. Например, одним из современных требований к магистральным трубопроводам является периодическая внутритрубная диагностика [10, 53, 67, 104]. Лет 15 назад такого обязательного требования ещё не было. Поэтому некоторые старые трубопроводы построены без учета данного требования и до сих пор не приспособлены к ведению внутритрубной диагностики.
В настоящее время все магистральные трубопроводы стремятся привести в соответствие с современными нормами. Для этого, например, нерав-
нопроходные задвижки меняют на равнопроходные; крутоизогнутые отводы меняют на отводы с радиусом кривизны более 5 диаметров; устанавливают камеры пуска и приема средств очистки и диагностики; обустраивают трассу маркерами и т.д. Одновременно разрабатывается и совершенствуется нормативная база, регламентирующая процесс диагностики и обработку получаемой информации. Так, постепенно, на уровне нормативных документов и деклараций пришли к положению, когда магистральные трубопроводы обязательно должны подвергаться внутритрубной диагностике. А те трубопроводы, которые по разным причинам не могут быть обследованы внутритруб-ными снарядами, остались фактически вне правового поля. Что с ними делать при дальнейшей эксплуатации - чётких инструкций не оказалось.
Можно было бы вернуться к старым методам, которые действовали до широкого внедрения методов внутритрубной диагностики. Но такой механический переход уже невозможен, так как ситуация существенно изменилась. Во-первых, сейчас появилась и действует система промышленной безопасности, основанная на федеральных законах по безопасности и подзаконных актах. Требования этих законов обязаны выполнять в любом случае. Во-вторых, созданы и усовершенствованы другие методы диагностики и технические средства. Невозможность или затруднённость внутритрубной диагностики должны компенсировать за счёт использования других современных методов диагностики. В-третьих, накоплен большой опыт по внутритрубной диагностике трубопроводных систем вообще. И даже если данный конкретный трубопровод не может быть продиагностирован с помощью внутри-трубных дефектоскопов, некоторое представление о нём можно получить по результатам обследования других трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях (те же продукты перекачки, климатические условия, нагрузки, марки сталей и т.д.).
Таким образом, можно и нужно заново рассмотреть особенности данных трубопроводов (не приспособленных к внутритрубной диагностике) с точки зрения современных знаний, пересмотреть методы диагностики и
оценки безопасности на новой научной и технической базе, достигнутой к настоящему времени.
Основными препятствиями использованию внутритрубной диагностики на магистральных трубопроводах являются сварные стыки, выполненные на подкладных кольцах или внахлест. Причём, эти препятствия практически невозможно ликвидировать без демонтажа трубопровода. В то же время невозможность внутритрубной диагностики не может служить достаточным основанием для демонтажа трубопровода, поскольку аварийность на многих из них не выше средних показателей системы в целом. Таким образом, имеется необходимость разработать положения по диагностике и оценке технического состояния магистральных трубопроводов, не приспособленных для широкого применения внутритрубной диагностики. Эту работу целесообразно выполнить на примере конкретных трубопроводов.
Исходя из этого, была выбрана цель перед настоящей работой - разработка методологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов, не приспособленных для проведения внутритрубной диагностики и поставлены следующие задачи:
Анализ проблем обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику.
Исследование свойств металла труб и сварных соединений длительно эксплуатируемых трубопроводов.
3. Исследование состояния изоляционного покрытия действующих
трубопроводов
Анализ методов контроля напряжённого состояния и прочности трубопровода.
Совершенствование некоторых методов дефектоскопии и ремонта длительно действующих трубопроводов.
Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ГУП "ИПТЭР", ОАО "ВНИИСТ", ООО "ВНИИГАЗ"), лабораторий и
кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М. Губкина, ЮУрГУ), Центра технической диагностики «Диаскан», ОАО "Подводспец-транснефтепродукт", ЗАО "Нефтегазкомплектсервис" и других научных и диагностических центров, специалистов АК «Транснефть», АК «Транснефтепродукт», ОАО «Газпром», работы ведущих ученых: В.Л. Березина, О.М. Иванцова, А.Г. Гумерова, Р.С. Зайнуллина, К.М. Ямалеева, Х.А. Азметова, М.Х. Султанова, К.В. Черняева, Е.С. Васина, И.Г. Абдуллина, М.В. Лисано-ва, и других. Кроме того, в работе использованы и обобщены данные о фактическом техническом состоянии магистральных трубопроводов, опыт проведения экспертизы безопасности ряда магистральных нефтепродуктопрово-дов, результаты обследования аварий, результаты диагностики методами электрометрических измерений, внутритрубных и шурфовых обследований. В работе использованы также результаты некоторых испытаний современных средств и методов диагностики, аналитические, эмпирические и численные методы моделирования процессов, положения теорий вероятности и математической статистики, теории прочности и механики разрушения, теории тепловых процессов и сварки.
В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:
1. Установлено, что трубопроводы, находящиеся в эксплуатации
45...50 лет, содержат конструктивные элементы, затрудняющие проведение
внутритрубной диагностики в полном объёме: подкладные кольца на свар
ных стыках и детали с неравнопроходными сечениями. На таких трубопро
водах более интенсивно происходят явления, не учтённые при проектирова
нии: локальное старение металла труб и трещинообразование.
2. Показано, что внутритрубная диагностика, несмотря на большую
эффективность по сравнению с другими методами контроля, позволяет по
лучать информацию о дефектах в объёме не более 60 % в зависимости от
подготовленности трубопровода. При наличии конструктивных элементов,
затрудняющих внутритрубную диагностику, увеличивается роль внетрубных методов обследования, расчётных методов и экспертных оценок.
Установлено, что за 45...50 лет эксплуатации трубопровода сварные соединения претерпевают охрупчивание, что выражается в снижении относительного сужения на 10... 15 % и повышении отношения сто.г/ств на 2.. .5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Это явление наряду с механической и электрохимической неоднородностью сварных соединений требует корректировки допустимых рабочих давлений при дальнейшей эксплуатации трубопровода.
Впервые исследованы особенности напряжённо-деформированного состояния стыковых сварных соединений трубопроводов на подкладных кольцах. Показано, что подкладное кольцо является дополнительным концентратором напряжений с коэффициентом концентрации напряжений не менее 3-х. От действия внутреннего давления подкладное кольцо деформируется так, что увеличивается зазор между стенкой трубы и пластиной. При ударе внутритрубного снаряда о пластину деформации и напряжения могут превысить критические значения. При этом сварное соединение получает повреждение в виде трещины в корневой зоне.
Практическая ценность работы заключается в следующем:
1. На основе анализа результатов испытаний образцов установлено, что
для компенсации отрицательного влияния эффектов старения металла и
сварных швов на надёжность и безопасность магистрального нефтепродук-
топровода требуется снижать рабочее давление на 0,3...0,35 % в год. За 50
лет общее снижение давления составит 14... 16 % по отношению к проектно
му давлению.
2. Результаты обследований реальных трубопроводов показали, что
эффективным методом диагностики изоляционного покрытия является метод
электрометрических измерений, который позволяет обнаружить и прибли
жённо оценить дефекты покрытия. Ещё более эффективный метод основан
на технологии магнитной локации (МЛ), который позволяет получить рас-
пределение свойств изоляционного покрытия по дистанции, значения защитных и блуждающих токов, обладает высокой точностью измерений, возможностью автоматизации записи и обработки результатов.
3. Установлено, что в условиях, когда затруднена полная внутритрубная диагностика, возможно применение следующих методов диагностики и оценки напряжённого состояния трубопровода: частичная внутритрубная диагностика дефектоскопами до 2-ого уровня, акустико-эмиссионный (АЭ) контроль, магнитная локация, гидроиспытания, расчёты с использованием результатов локации (в том числе на подводных переходах). Эффективность обследования значительно возрастает при совместном применении нескольких методов, например:
гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позволяют провести их без разрушения трубопровода;
сопоставление результатов водолазных обследований с результатами магнитной локации позволяет выявить и оценить перенапряжённые участки.
4. Путём анализа напряжённого состояния установлено, что метод ремонта поврежденных криминальной врезкой участков трубопровода с использованием приварного колпака неэффективен. Предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.
На защиту выносятся:
Общая методология обследования и оценки технического состояния трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутри-трубную диагностику.
Полученные результаты, в том числе:
по динамике изменения свойств металла труб и сварных соединений при длительной эксплуатации;
по напряжённому состоянию сварных стыков с подкладными кольцами;
- по технологиям внетрубного обследования трубопроводов.
Результаты исследований использованы при:
обследовании и экспертизе промышленной безопасности магистральных нефтепродуктопроводов "Альметьевск - Нижний Новгород" и "Куйбышев-Брянск";
обследовании и оценке технического состояния переходов магистрального нефтепродуктопровода "Альметьевск - Нижний Новгород" через реки Волга и Кама;
разработке "Методики оценки остаточного ресурса изоляционного покрытия магистральных нефтепродуктопроводов".
Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам ГУЛ «РШТЭР» и научному руководителю К.М. Гумерову за помощь и советы при выполнении и оформлении диссертационной работы.
Факторы, определяющие техническое состояние и безопасность трубопроводов
Итак, выбранные для рассмотрения трубопроводы эксплуатировались длительное время и, судя по перспективным планам, их собираются эксплуатировать и дальше. Но для этого необходимо определить их техническое состояние и принять меры по обеспечению безопасности.
Техническое состояние трубопроводов при длительной эксплуатации определяется следующими особенностями.
1. Длительная эксплуатация трубопровода сопровождается износом, который имеет много составляющих: старение металла труб, снижение защитных свойств изоляционного покрытия, появление и развитие дефектов, снижение прочности и надёжности. Всё это вместе можно выразить как повышение вероятности образования аварийных ситуаций [36, 37, 43].
2. Как отмечено, одной из составляющих износа является старение металла труб и сварных соединений. Из литературы известно [36, 37, 65, 91], что металлы, как энергетически неустойчивые образования, со временем стремятся перейти в другое, более устойчивое состояние. При этом происходят структурные преобразования металлов, что сопровождается изменением механических свойств. Скорость изменений зависит от внешних воздействий, в том числе от действующих напряжений, деформаций, циклических нагрузок, температуры, радиации, химического воздействия внешней среды и продукта и др. Оценка влияния этих изменений на эксплуатационные характеристики трубопровода до сих пор остаётся актуальной проблемой, особенно для таких трубопроводов, которые находятся в эксплуатации более 40 лет.
3. Другой и не менее важной составляющей процесса старения трубопровода является изменение свойств изоляционного покрытия [6, 8, 40, 88, 98]. Оно происходит достаточно быстро (быстрее, чем металл). При этом изоляционное покрытие охрупчивается, теряет прочность и адгезию к поверхности трубопровода. В результате снижается переходное сопротивление покрытия, увеличиваются потери защитного тока. Интенсивность старения изоляционных материалов зависит от их природы, технологии и качества нанесения покрытия на трубопровод. Магистральные трубопроводы, построенные до 60-х годов, в том числе МНПП "Альметьевск - Н.Новгород" и МНПП "Куйбышев-Брянск", имеют битумные изоляционные покрытия, которые были рассчитаны на 15 лет эксплуатации. Предполагалось после этого срока поменять изоляцию труб. Однако этого не произошло и через 50 лет эксплуатации трубопровода, за исключением небольших участков. В настоящее время изоляционное покрытие не удовлетворяет никаким, ни старым, ни новым нормативным требованиям. Тем не менее, покрытие совместно с электрохимической защитой продолжает защищать трубопровод от коррозии. Но такое состояние нельзя считать нормальным. Поэтому запланированы работы по замене изоляционного покрытия по участкам.
4. Прочность, надёжность и безопасность трубопроводов во многом определяется технологией выполнения монтажных стыков. Шестидесятые годы прошлого века характеризуются переходом от газопрессовой сварки стыков к дуговой сварке на подкладных кольцах, которая в то время считалась передовой технологией. Однако, как выяснилось в последствии, как те, так и другие стыки имеют свои недостатки. При газопресссовой сварке стыки получаются хрупкими, что затрудняет ремонтные работы по замене изоляционного покрытия [11]. При сварке на подкладных кольцах возникает дополнительная концентрация напряжений, что необходимо учитывать при оценке долговечности и безопасности трубопроводов. Кроме того, что более важно, затрудняется внутритрубная диагностика. В настоящее время стыки, выполненные как газопрессовой сваркой, так и дуговой сваркой на подкладных кольцах, не удовлетворяют современным требованиям и подлежат подробного рассмотрения.
5. Возможность или затруднённость обследования трубопроводов методами внутритрубной диагностики в настоящее время является одним из главных показателей качества трубопроводов. Затруднённость внутритрубной диагностики сразу создаёт множество проблем при рассмотрении безопасности и надёжности [10, 104]. Все остальные методы обследования в со вокупности не могут дать столько информации, сколько получается, например, при одном прогоне ультразвукового дефектоскопа типа "Ультраскан" [43, 51]. Поэтому трубопроводы, построенные 45 и более лет назад, нуждаются в специальных подходах при диагностике и оценке безопасности.
6. Долговечность трубопроводов зависит от режима их эксплуатации, который характеризуется рабочим давлением и цикличностью изменения давления. Давление может изменяться по разным причинам, например, из-за возникновения аварийных ситуаций или необходимости выполнения ре монтных работ. Технология перекачки продукта может предусматривать пе реключения насосных агрегатов. Могут происходить сбои в энергоснабже нии. На МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" цикличность давления получает ся из-за чередования этапов накопления продукта в резервуарах и прокачки накопленных объемов по трубопроводу. Поэтому она имеет плановый харак тер. На МНПП "Куйбышев-Брянск" цикличность связана с переключениями режимов перекачки и с ликвидациями аварийных ситуаций. Она имеет слу чайный характер.
Исследование свойств сварных соединений
В трубопроводе имеются два типа сварных соединений: продольные заводского исполнения, кольцевые полевого исполнения (монтажные). В данном разделе рассмотрим монтажные сварные соединения, которые имеют особенности в виде подкладных колец.
Визуальный осмотр поверхности сварного соединения проводился на темплетах, вырезанных из трубопровода (рисунке 2.7).
С наружной стороны монтажный кольцевой шов имеет правильную геометрическую форму без существенных дефектов.
На внутренней поверхности монтажного шва можно увидеть следующее: - сварной шов выполнен на стальном подкладном кольце; - смещение кромок на отдельных участках составляет 3 мм (при толщине стенки основного металла трубы 10 мм); - имеются непровары корня сварного шва глубиной до 1 мм.
Макроструюпурный анализ проводился на различных участках кольцевого монтажного сварного шва. На макрошлифах видно (рис. 2.8) что в корневой зоне сварных швов имеются непровары и поры, размеры которых достигают 2 мм.
Микроструктурный анализ сварного соединения проводился на образцах, вырезанных поперек кольцевого шва. Поверхность шлифов полировалась и травилась насыщенным раствором пикриновой кислоты в этиловом спирте. Исследование и фотографирование микроструктуры выполнялось на металлографическом микроскопе МИМ-8М с увеличением в 200 раз. Анализ микроструктуры показал (рис. 2.9), что она состоит из зерен феррита и перлита, характерных для нормализованного проката из данной марки стали (20Г).
Испытание на растяжение проводились на плоских образцах со снятым усилением наружных и внутренних швов (рис. 2.10). Для сравнения испытания провели сварного соединения, сварного шва, основного металла в окрестности сварного соединения. Испытания основного металла провели на плоских образцах типа I с галтелью; размеры соответствуют номеру 23 по ГОСТ 1497-84 [18]. Образцы для испытаний сварного соединения (тип XIII) и сварного шва выполнялись в соответствии с ГОСТ 6996-66 [26]. Испытания проводились на разрывной машине Р-5. Скорость перемещения подвижного захвата составляла 0,1 мм/мин. Результаты исследований приведены в таблице 2.7
Результаты испытаний показали следующее:
Прочностные свойства основного металла соответствуют требованиям ГОСТ 19282-73 для данной марки стали, но не соблюдается принятое для трубных сталей отношение а0.2/ав 0,8 (в данном случае это отношение равно 0,817).
Значения относительного удлинения ниже, чем предусмотрено по ГОСТ 19282-73. Это косвенно указывает на вероятность того, что произошло некоторое охрупчивание и старение стали. Прочностные свойства сварного шва выше соответствующих значений основного металла, что и требуется по нормативам.
Таким образом, в металле в районе сварного шва, вероятно, произошли процессы старения, которые привели к понижению запаса пластичности.
Испытания на ударный изгиб позволяют точнее установить факт ох-рупчивания в районе сварных соединений. Испытания проводились на сериях по 5 образцов типа 13 по ГОСТ 9454 [27] с V-образным надрезом (Шарпи) при температуре 20С на маятниковом копре МК-30. Образцы вырезались из сварного соединения так, чтобы надрез оказался в основном металле, металле сварного шва и в зоне термического влияния (ЗТВ). Результаты испытаний приведены в таблице 2.8.
Как следует из результатов испытаний, наименьшее значение ударной вязкости имеет основной металл. При этом все значения ударной вязкости удовлетворяют нормативному значению, приведенному в СНиП 2.05.06-85 (таблица 21), которое должно быть не менее 29,3 Дж/м .
Испытания на твердость производились по методу Роквелла по шкале В вдавливанием в испытываемый образец стального шарика (диаметр
1,588 мм) под действием нагрузки 100 кгс. Результаты испытаний приведены в таблице 2.9 в шкалах по Роквеллу (HRB) и Бринеллю (НВ).
Как показывают результаты испытаний, твердость металла трубы соответствует твердости для указанной марки стали.
Испытания на микротвердость позволяют оценить механическую неоднородность сварного соединения, а по ней — возможные нарушения технологии сварки. Микротвердость измерялась на приборе ПМТ-3 при нагрузке на индентор 100 г. Результаты измерений приведены на рисунке 2.11. Как и следовало ожидать, микротвердость сварного шва выше микротвердости основного металла. Коэффициент механической неоднородности сварного соединения не превышает 1,1. Это вполне приемлемо для магистральных трубопроводов.
Электрохимические исследования металла сварного соединения.
Как известно, сварные соединения имеют высокую электрохимическую неоднородность, связанную с их макро- и микроструктурной неоднородностью, неравномерным распределением остаточных напряжений, концентрацией напряжений в окрестности сварочных дефектов. В связи с этим для оценки интенсивности макрогальванопар были проведены измерения стационарных электродных потенциалов в зоне сварного соединения. В качестве модельной среды использовался 3-х процентный водный раствор NaCl. По тенциал измерялся относительно каломельного электрода сравнения марки КЕ 10/16. Результаты исследований показали, что потенциал сварного шва более отрицательный по отношению к основному металлу. Разность стационарных электродных потенциалов достигает порядка 20 мВ. Это приводит к тому, что в контакте с грунтовой водой более уязвимым является зона сплавления и околошовная зона.
Результаты обследования МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" методом электрометрических измерений
На МНПП "Альметьевск-Н.Новгород" метод электрометрических измерений применяется ежегодно, начиная с 2004 года. К настоящему моменту обследовано около 360 км, что составляет 62 % всей протяжённости трубопровода. Обследования проведены с помощью комплекта приборов: трассо-искателей УКИ-1М и "Тропа", прибора контроля потенциалов "Поиск-1", прерывателя катодного тока "ПТ50-1", четырёхэлектродного измерителя сопротивления М-416, медно-сульфатных электродов сравнения. В результате электрометрических измерений по трассе получены следующие сведения: - глубина залегания трубопровода по верхней образующей; - распределение удельного сопротивления (коррозионной агрессивности) грунта вдоль трассы; - распределение защитного потенциала "труба-земля" вдоль трассы; - градиенты потенциала на поверхности земли слева и справа от оси трубопровода; - оценка состояния изоляционного покрытия (хорошее, удовлетворительное, неудовлетворительное, отсутствует).
Кроме того, по трассе проведены обследования работоспособности станций катодной защиты, всех контрольно измерительных колонок и пунктов (КИК, КИП), состояния футляров на переходах через дороги, километровых отметок и указателей, состояния охранной зоны и вдольтрассовых до рог, а также полосы над трубопроводом (наличие древесной растительности).
В местах пересечения с линиями электропередач определялась коррозионная опасность от действия переменного тока.
Выборочно проведены шурфовые обследования, при которых визуально осматривалось состояние изоляционного покрытия, измерялась адгезия покрытия и твердость металла трубы.
На рисунке 3.2 в качестве примера показано условное изображение результатов электрометрических измерений на одном из километров трубопровода.
В результате электрометрических измерений получены следующие основные результаты, которые затем легли в основу планов по обеспечению безопасности трубопровода при дальнейшей эксплуатации.
1. Защищенность участков трубопровода катодным потенциалом по протяженности, определённая по результатам электрометрических измерений, показана в таблице 3.1. Средняя защищенность по всем участкам 85,7 %.
2. Качественная характеристика изоляционного покрытия, определённая по результатам измерений защитного потенциала и градиентов потенциала, показана в таблице 3.2.
3. Установлено, что трубопровод находится в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью на следующих километрах: 90, 91, 101, 103, 104, 176, 187, 188, 198, 214-218, 274-280, 283-285, 295-300, 302-316, 380-384, 386, 388-393, 400-411, 428, 429, 439, 448, 503, 526, 531, 544, 551-554, 558.
4. Выявлены участки трубопровода, опасные в коррозионном отношении (где протяженность повреждений изоляции более 10 %, защитный потенциал ниже нормативно-допустимого) на следующих километрах: 81, 104, 179-189, 196-201, 203, 205, 207, 219, 220, 222, 227, 388-403, 406-410, 414-418, 420, 431, 439, 440, 447, 448, 457, 514-516, 531, 532, 551, 558, 562, 569, 572, 574.
5. Выявлены участки, срочно нуждающиеся в восстановлении изоляции, где обнаружены сквозные дефекты покрытия (градиент потенциала превышает 30 мВ). Это на следующих километрах: 81, 104, 176-178, 182, 186, 190, 194, 196 - 201, 203, 205, 207, 219, 220, 222, 227, 273, 277, 364, 366, 369, 371, 373, 374, 385, 386, 400, 401, 414-418, 420, 431, 439, 440, 447, 448, 457, 498, 502, 514-516, 519-521, 531, 532, 535, 541, 551, 558, 562, 569, 572, 574.
6. Обнаружены неисправные КИК. На некоторых километрах и переходах через реки и дороги отсутствуют КИК. По результатам обследования определены места, где необходимо восстановить неисправные КИК, установить новые контрольно-измерительные пункты (КИП), в том числе на переходах через дороги и реки.
7. Определены участки с зарослями тальника и деревьев, которые занимают в среднем 2,5 % общей протяжённости трассы. На следующих километрах трассы заросли составляют более 20%: 165, 209, 214, 275, 451, 494, 497, 510, 511, 524, 525, 528, 529, 532, 533, 536, 536, 550 км.
8. Выявлены два нарушения на участках с кожухами: - появился контакт кожуха с трубой на пересечении с автомобильной дорогой "Столбище-Атабаево" на 227 км, ПК 2265+60; - на ПК 5338+75 обнаружен участок, где труба в кожухе лежит на поверхности открыто.
9. Выявлены 25 пересечений с ЛЭП с напряжением 35 кВ и выше (из 43-х существующих), на которых существует опасность коррозии трубопро вода из-за смещения потенциала трубопровода. На этих переходах смещение потенциала превышает 12 мВ в положительную сторону.
Расчётный метод по результатам водолазных обследований
Наиболее ответственными участками трубопровода являются переходы через водные преграды, в особенности через широкие и судоходные реки. Поскольку русловая часть переходов (берега и дно реки) могут быстро меняться, особое значение имеют водолазные обследования. По результатам водолазных обследований, осмотров и измерений на береговых участках получают информацию о произошедших изменениях. По полученным результатам расчётным путём удаётся выполнить оценку появившихся дополнительных напряжений на трубопроводе.
Одним из наиболее опасных видов аномалий являются оголения трубопровода и провисы. При этом на трубу оказывает воздействие поток воды, который может вызвать автоколебания трубы. Автоколебания имеют резонансную природу, поэтому их истинная опасность может быть намного выше, чем всех других компонент напряженного состояния.
Оценку напряжений при русловых изменениях выполняют расчётным путём, предполагая, что трубопровод продолжает находиться в упругом состоянии. Если по результатам расчетов выясняется, что в каком-то сечении трубопровода напряжения превышают предел текучести, то это является признаком опасности, требующим немедленной остановки перекачки и ликвидации опасности восстановлением проектного положения.
Наиболее приемлемым методом расчётной оценки является метод конечных элементов, позволяющий учитывать все основные виды воздействий (грунта, воды, температуры, грузов). При этом удаётся также учитывать погрешности измерений координат в процессе водолазных и береговых измерений [39].
В качестве примеров рассмотрели подводные переходы магистрального нефтепродуктопровода "Альметьевск-Н.Новгород" через реки Кама и Волга. Приборное обследования переходов через реки включали следующие работы: - топографо-маркшейдерская съемка (определение планово-высотного положения трубопровода); - гидроакустическое и трассопоисковое обследования.
В результате приборных обследований получены координаты трубопровода и поверхности грунта с шагом 5-10 метров. Погрешность измерений по вертикали (глубине) не более 10 см, по горизонтали (вдоль трубы) не более 1 м. По этим данным определяются глубина заложения трубопровода в грунте, глубина реки, участки недостаточного заглубления и оголения трубопровода. Результаты обследований на Каме отражены на рисунке 4.5.
Как показали водолазные обследования, имеются оголённые и недо-заглубленные участки. Провисов нет. Общая протяжённость оголенных участков составляет 125 м. Переход недозаглублен (заглубление менее 1 м) всего на 2412 метрах, что составляет 57,6 % от протяженности нитки.
По результатам измерений высотных отметок трубопровода, проведённых при водолазных обследованиях, выполнена расчётная оценка напряженного состояния перехода. Результаты расчётов для реки Кама приведены на рисунке 4.6. По этим результатам можно выделить несколько перенапряжённых участков: вблизи берегов и в глубокой части. Большие напряжения на береговых и прибрежных участках связаны с изгибом труб при строительстве трубопровода, в подводной части - вследствие русловых изменений.
Аналогичные результаты получены и для перехода МНПП через реку Волга (рисунок 4.7). Таким образом, расчётный метод позволяет оценить напряженное состояние подводных переходов по результатам водолазных обследований и предпринять превентивные меры безопасности.
Водолазные обследования проводятся на тех реках, где есть вероятность размыва грунта в русловой части.
Водолазные обследования показывают, что практически ежегодно некоторые участки размываются и трубопровод оголяется, местами провисает. Протяжённость недозаглубленных участков иногда достигает 60 %. Местами футеровка и изоляционное покрытие отсутствуют.
По результатам обследований регулярно проводятся ремонтные работы: - на оголённых и недозаглубленных участках выполняют засыпку и подбивку гравия; - на участке с протяженным провисом сооружается тумба из мешков с песчано-гравийной смесью, как показано на рисунке 4.8; - восстанавливается изоляция и футеровка, проводятся берегоукрепительные работы, ликвидируются последствия оползня в береговой части (планирование оползневого участка и замена повреждённых труб).
Напряжённое состояние трубопровода целесообразно рассматривать покомпонентно, пользуясь принципом суперпозиции [37].
Во-первых, можно разделить на компоненты окружные и осевые. Окружные напряжения зависят только от внутреннего давления и рассчитываются по известной формуле стокр = Р (D - 2 8) /(2 8).
Во-вторых, осевые напряжения можно разложить на четыре составляющие: от действия внутреннего давления, от упругого изгиба, от температурного влияния, от действия потока воды.
Гидродинамическое воздействие потока воды на трубопровод (давление течения) определяется по формуле Чх =\ С1.ХМш.и .01 (4.1) где qj. - сила напора потока воды на 1 м трубопровода (Н/м); Сі - коэффициент лобового сопротивления; воды = 1000 кг/м3 - плотность воды; Uj. - перпендикулярная составляющая скорости потока воды (м/с); Di - поперечное сечение подводной части трубопровода с учетом футеровки (м) (рисунок 4.9).
