Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ и систематизация основных видов отказов подземных и подводных магистральных трубопроводов 7
1.1. Анализ динамики отказов трубопроводов 8
1.2. Оценка и систематизация факторов, влияющих на интенсивность отказов трубопроводов 13
1.2.1. Влияние на интенсивность отказов среднего возраста трубопровода 14
1.2.2. Влияние на интенсивность отказов среднего диаметра трубопроводов 16
1.3. Анализ данных по отказам морских магистральных трубопроводов 17
2. Моделирование потоков отказов трубопроводов из-заповреждений от внешних воздействий 25
2.1. Особенности механических разрушений трубопровода 25
2.2. Математические модели механических разрушений труб 25
2.2.1. Модели процесса вдавливания 26
2.2.2. Модели пробоя трубы 33
2.3. Статистическое моделирование потоков механических повреждений на основе ers-модели 35
3. Моделирование отказов конструктивных элементов и анализ последствий крупных аварий магистральных газопроводов 40
3.1. Вероятностное моделирование отказов конструктивных элементов трубопроводов 40
3.2. Характерные аварии магистральных газопроводов из-за отказов конструктивных элементов 49
3.3. Анализ последствий крупных аварий на магистральных газопроводах 53
4. Математические модели оценки риска подводной части магистрального газопровода "Россия - Турция" 61
4.1. Особенности проекта "голубой поток" 61
4.2. Оценка влияния геологических особенностей на газопровод 63
4.3. Математическая модель устойчивости пролетов глубоководных трубопроводов 67
4.4. Математические модели смятия глубоководного трубопровода 70
4.4.1. Модели локального смятия 70
4.4.2. Модели защиты подводных трубопроводов от лавинного смятия 72
5. Оценка рисков аварий при строительстве и эксплуатации магистрального газопровода "Россия - Турция" 77
5.1. Оценка последствий полного разрыва трубопровода на мелководье 77
5.1.1. Сценарии аварий 77
5.1.2. Используемые физико-математические модели и входные данные для них 78
5.1.3. Расчет максимальных величин и динамики выброса газа из трубопровода при полном его разрыве 78
5.1.4. Расчет максимальных величин параметров турбулентной газожидкостной струи в морской воде. 81
5.1.5. Расчет динамики турбулентной газожидкостной струи в морской воде 86
5.2. Оценка экологического риска планируемой деятельности и ущерба природной среде 91
5.3. Проектный анализ степени риска при сооружении и эксплуатации газопровода "россия-турция" 96
5.3.1. Плановые сценарии и оценкариска 100
5.3.2. Цена задержки выполнения проекта и анализ чувствительности графика.. 106
Выводы
Литература
- Оценка и систематизация факторов, влияющих на интенсивность отказов трубопроводов
- Статистическое моделирование потоков механических повреждений на основе ers-модели
- Характерные аварии магистральных газопроводов из-за отказов конструктивных элементов
- Модели защиты подводных трубопроводов от лавинного смятия
Введение к работе
Актуальность темы:
Наблюдающаяся в последние годы устойчивая динамика роста числа техногенных аварий со все более тяжелыми экологическими, экономическими и социальными последствиями в различных отраслях Российской промышленности (в том числе и в газовой) имеет свои причины, определяемые логикой развития крупного промышленного производства, увеличением масштабов добычи и переработки сырья, ростом мощностей установок и аппаратов, усложнением технологий и режимов эксплуатации оборудования и, как следствие, существенным возрастанием вероятности возникновения аварий. Методы анализа и оценки риска, используемые на этапе проектирования, должны помочь в правильном, с точки зрения безопасности, выборе вариантов научных и инженерных решений; применение же их при рассмотрении уже существующих объектов должно позволить грамотно подойти к осуществлению мер по управлению риском: разработать дополнительные системы и элементы защиты, планы эффективных аварийных мероприятий, модифицировать технологию, рационально распределить капиталовложения.
Основанием для проведения работ по исследованию рисков является Федеральный Закон РФ "О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера" от 21 декабря 1994 года и Федеральный Закон РФ "О промышленной безопасности" от 25 декабря 1996 года. Этими законодательными актами предписывается проведение анализа риска как основного инструмента, позволяющего на количественной основе судить о безопасности промышленного объекта. Заметное место в этой проблематике занимает оценка рисков и безопасность трубопроводов, широко используемых в химической, нефтехимической, газовой и других отраслях промышленности. Особенно важным является исследование рисков магистральных газопроводов и выработка практических рекомендаций по их оценке. Актуальность выбранного направления исследований обусловлена целым рядом специфических особенностей этих объектов (они являются объектами повышенной опасности, имеют значительную протяженность, восприимчивы к весьма широкому спектру внешних и внутренних факторов, имеют относительно низкий уровень защищенности и т.д.) и имеющихся тенденций (устойчивый рост общей протяженности газопроводов, как за счет длины, так и за счет количества ниток, более напряженные параметры эксплуатации и др.). Именно эти особенности и тенденции уже привели к возникновению и росту числа крупных аварий с тяжелыми экологическими и экономическими последствиями.
В этой связи особую роль играют исследования безопасности глубоководного магистрального трубопровода большого диаметра через Черное море, разрабатываемого ОАО "Газпром" в рамках проекта "Голубой поток". Уникальность и сложность осуществления проекта, сложные условия эксплуатации, геополитические и географические особенности зоны строительства предъявляют повышенные требования к надежности и промышленной безопасности на весь срок эксплуатации газопровода, что и обуславливает актуальность темы данного исследования.
Целью работы является: создание методов, моделей и алгоритмов оценки рисков технологической эксплуатации подземных и подводных магистральных трубопроводов.
Для достижения поставленной цели в диссертации решаются следующие основные задачи:
исследуются статистические закономерности потоков отказов трубопроводов, причин и последствий различных видов аварий магистральных трубопроводов (МТ);
анализируются существующие математические модели механических повреждений трубопроводов, обосновывается выбор математических моделей для инженерного анализа рисков повреждений трубопроводов;
обобщается и модифицируется алгоритм синтеза ERS-модели для статистического прогнозирования частот отказов МТ по причине механических повреждений на основе распределения Вейбулла;
разрабатывается методика анализа устойчивости свободных пролетов глубоководных МТ;
разрабатывается метод анализа и способ защиты от локального и лавинного смятия глубоководного газопровода Россия - Турция;
на основе методов компьютерного моделирования выполнена оценка последствий полного разрыва подводного трубопровода и поведения газоводяной струи в толще и на поверхности воды;
анализируется степень риска при сооружении трубопровода в рамках проекта "Голубой поток".
Научная значимость и новизна работы заключается в:
разработке структурно-функциональной модели системного анализа и оценки риска эксплуатации трубопроводов;
модификации и исследовании чувствительности ERS-модели статистического прогнозирования отказов трубопроводных систем в результате механических повреждений;
разработке методов анализа динамической устойчивости свободных пролетов подводных трубопроводов;
разработке методов анализа локального и лавинного смятия глубоководных
трубопроводов.
Практическая значимость работы заключается в результатах:
статистического анализа основных причин и динамики аварий подземных и подводных газопроводов различных диаметров;
разработки программного обеспечения для построения и анализа ERS-модели;
выработке практических рекомендаций по строительству глубоководной части газопровода "Россия - Турция" и оценке риска при его строительстве и эксплуатации.
Апробация работы:
Основные результаты работы представлены:
на 21-ом Мировом газовом конгрессе во Франции, г. Ницца, 6-9 июня 2000 года;
на Втором Европейском симпозиуме по морской механике, г. Москва, июнь 1999 года;
на Международной научно-практической конференции «Сотрудничество между странами Черноморского региона, как важный фактор экологически приемлемого энергоснабжения», г. Сочи, 21-24 апреля 1999 года;
на 3-ей Международной конференции «Безопасность трубопроводов», 6-Ю сентября, 1999 г., г. Пушкино;
в научно-техническом совете ОАО "Газпром";
на семинарах по экологическому мониторингу и оценке рисков в ДИЭМ, МИТХТ, МГГУ и др. в 1999-2000 г.г.
Публикации: по теме диссертации опубликовано 9 статей. Личный вклад автора:
разработана структурная модель системного анализа риска при эксплуатации линейной части магистральных трубопроводов;
модифицирована и проанализирована ERS-модель статистического прогнозирования отказов трубопроводных систем;
выбран и адаптирован метод расчета частот собственных колебаний как составной части анализа динамической устойчивости свободных пролетов подводных трубопроводов;
разработана математическая модель и выбран критерий оптимизации расстановки усиленных вставок для снижения риска лавинного смятия глубоководных трубопроводов;
предложены принципы модификации математической модели истечения газа из поврежденного трубопровода с учетом противодавления воды на морском участке.
1. Анализ и систематизация основных видов отказов
подземных и подводных магистральных
трубопроводов
Аварии и их последствия в техносфере стали соизмеримы с опасностями природных явлений (землетрясения, смерчи и т.д.). [1, 2, 10, 13]. Так, ущерб от кратковременного прекращения подачи газа (вследствие аварий-отказов или устранения причин их возможного возникновения) на технологические нужды предприятий, исчисляемый в тысячах рублей на 1000 м недоданного газа, в различных отраслях народного хозяйства на 1990 г. характеризовался следующими цифрами: пищевая - 3,3; химическая - 1,4; машиностроение - 14,4; радиотехническая - 3,3; производство строительных материалов -0,9; прочие отрасли - 1,5 [23, 32, 39]. Это значит, что потери народного хозяйства от аварийных недопоставок газа превышают его стоимость в десятки и сотни раз. К этому следует прибавить стоимость потери газа при авариях, достигающей сотен миллионов кубометров. Аналогичная ситуация наблюдается на нефте- и продуктопроводах. Аварии и их последствия особо пагубно могут отразиться на человеке и окружающей природной среде в таких чувствительных к нарушению экологической устойчивости районах как морской шельф, тундра, лесостепь, районах с высокой плотностью проживания людей и районах крупных водных артерий. [15, 17, 20, 25, 28, 29, 33].
Все это должно учитываться при проектировании и создании сложных производств и оборудования, чтобы обеспечить их максимально высокую надежность. Для обоснованного проектирования новых и реконструкции действующих трубопроводных систем необходимо располагать банком данных об авариях и их последствиях (экологических, материальных) [4, 8, 33].
В настоящей главе основное внимание уделено анализу причин и условий возникновения аварий на объектах трубопроводного подземного и морского транспорта газа как наиболее опасных по своим последствиям.
Оценка и систематизация факторов, влияющих на интенсивность отказов трубопроводов
Данные табл.1.1 показывают, что интенсивность отказов, рассматриваемая в динамике, является случайной величиной, подверженной воздействию некоторых постоянных факторов. Это воздействие приводит к наклону линии регрессии, отклонения от которой фактических данных может быть объяснено влиянием случайных составляющих [41].
Уравнения регрессии для интенсивности аварий хорошо аппроксимируются линейной зависимостью: Отрицательное значение коэффициента регрессии свидетельствует о том, что интенсивность отказов трубопроводной сети на территории СССР неуклонно снижалась и соответственно повышалась ее конструктивная надежность, которая может быть выражена через вероятность безотказной работы и рассчитана через интенсивность отказов. Для экспоненциального закона распределения отказов вероятность безотказной работы определяется по следующей формуле: где: L - протяженность трубопровода, тыс.км; X - интенсивность отказов на тыс. км в год; t - время, годы [9,40]. Целесообразно проанализировать факторы, обеспечивающие положительную динамику показателей надежности трубопроводной сети. Кроме системы мероприятий, направленных на повышение качества материалов, технологии и организации трубопроводного строительства, должны быть рассмотрены следующие факторы: динамика среднего возраста трубопроводной сети и возрастание ее протяженности; динамика среднего диаметра трубопроводов в связи с преимущественным сооружением трубопроводов больших диаметров; смещение географического центра тяжести трубопроводной сети к северу в связи с ускоренным освоением газовых месторождений в северных районах Западной Сибири. Поскольку общая протяженность газопроводов изменяется с нарастанием по годам, то естественный интерес представляют данные по относительной интенсивности отказов газопроводов, эксплуатирующихся различные сроки. Анализу были подвергнуты трубопроводы различных диаметров с продолжительностью эксплуатации более 15 лет, проложенные в различных географических зонах (см.табл. 1.3). Из этих усредненных данных следует, что период эксплуатации трубопровода делится на два характерных периода с примерно постоянными, но различными по величине интенсивностями отказов. Адаптивный период продолжается в среднем 4 года, относительная интенсивность отказов составляет при этом 12,75% в год (за 100% взято общее количество отказов за время эксплуатации трубопровода). Всего адаптивный период, несмотря на малую продолжительность, дает более половины всех отказов - 51%. Основной период составляет отрезок от 5-го до 15-го года. Здесь ежегодная относительная интенсивность отказов составляет 3,8%, а всего-42%. Остальные 7% отказов происходит за пределами 15 лет эксплуатации. Существование двух периодов с различными интенсивностями отказов объясняется тем, что трубопровод является, в принципе, восстанавливаемой системой. Оставшиеся после испытания давлением дефекты металла труб и сварных соединений постепенно развиваются под действием пульсаций давления, сезонных и других колебаний напряжений в стенках труб. Они в конечном итоге приводят к аварийным отказам, после чего устраняются, и их постепенно остается все меньше. Этот процесс продолжается в среднем 4 года, в течение которых трубопровод адаптируется к условиям эксплуатации, после чего интенсивность отказов резко падает [3, 12,24]. Для одиночного трубопровода коэффициент снижения интенсивности отказов в основном периоде по сравнению с адаптивным периодом составляет значительную величину к=0,2996. Для трубопроводной сети, состоящей из разновозрастных трубопроводов, средний коэффициент снижения отказов также связан с отношением протяженности трубопроводов, находящихся в адаптивном периоде к суммарной протяженности рассматриваемой газопроводной системы. В таблицах представлены данные по динамике общей протяженности трубопроводов. Эти данные позволяют определить возрастной спектр трубопроводной сети на территории бывшего союза , а также определить протяженность трубопроводов в адаптивном и основном периодах эксплуатации. Как следует из полученных данных, с увеличением среднего возраста трубопроводов наблюдается снижение интенсивности отказов. Однако это связано не только с влиянием указанного фактора, но и с увеличением среднего диаметра трубопроводов. Количество отказов трубопроводов подсчитывалось по выборке, составляющей около 70 % банка данных. Чтобы исключить влияние географической зоны, данные брались по трубопроводам, расположенным только в районе средней полосы. Влияние отказов от диаметра трубопроводов. возраста исключалось за счет введения поправки и приведения всех данных к единому году (в данном случае к 1975 году). Исключение случайного влияния этих факторов позволило получить данные, характеризующие средние значения интенсивности отказов на газопроводах различного диаметра. Как следует из полученных данных, рост диаметра газопроводов сопровождается ростом потока отказов. Эта закономерность прослеживается для газопроводов диаметром до 1020 мм включительно. При дальнейшем увеличении диаметра зависимость круто падает вниз и у трубопроводов диаметром 1420 мм интенсивность отказов меньше, чем у трубопроводов диаметром 530 мм (0,26 - 0,32). Понимание основных факторов риска при строительстве и эксплуатации морских трубопроводов является исключительно важным для реализации проекта газопровода Россия-Турция. Однако в отличие от сухопутных МГ статистики по эксплуатации морских трубопроводов существенно меньше. В настоящее время лишь в США собран достаточно представительный материал по отказам трубопроводов в Мексиканском заливе. В открытом пользовании в настоящее время имеются лишь данные по отказам трубопроводов за период с 1967 по 1987 год, собранные службой Администрации Минеральных ресурсов США (MMS) [46, 56]. Других доступных источников с аналогичным уровнем детализации в настоящее время нет. Данные по отказам, опубликованные MMS по 690 случаям, которые произошли в 1967-87гг., были собраны в базу данных. Хотя данные MMS по отказам трубопроводов являются наиболее всеобъемлющим источником, информация по некоторым отказам является либо недостаточной, либо неясной. К счастью, это не влияет на действительные результаты, поскольку акцент данного исследования сосредоточивался на определении общих тенденций в причинах отказов, а не на общем числе отказов. Рис. 1.3 показывает ретроспективу числа отказов трубопроводов в течение 20-летнего периода с 1967г. Отчетливо высокое число отказов в 1985 г. можно отнести за счет четырех ураганов - Елена, Дэнни, Хуан и Кейт в Мексиканском заливе в рассматриваемом году. Из 87 отказов, зарегистрированных за 1985г., около 56 прямо проистекают от штормов, связанных с ураганами, в результате которых спустились грязевые сели. Значительное увеличение отказов с 1975г. можно отнести к увеличению числа трубопроводов, старению трубопроводов, установленных ранее, и интенсификации морской строительной деятельности.
Статистическое моделирование потоков механических повреждений на основе ers-модели
Однако нужно заметить, что этот вывод был чисто эмпирическим, основанным на ограниченных данных. Последующая экспериментальная работа [82], проведенная теми же авторами, показала, что когда используется конический пробойник, это уравнение можно применять если длина трубы равна 1,7 D для отношения D/t равного 32. Это изменение в длине приблизительно соответствует изменению области пробоя, как результата изменения пирамидальной формы наконечника на конусную. Следующий вывод, вытекающий из этих испытаний, заключается в том, что до пробоя трубы происходит значительное увеличение диаметра вдоль горизонтальной оси трубы и что необходимая сила для полного пронизывания длинных труб будет значительно больше, чем та, которая необходима для начального пробоя. Также в статье [80] показано, что при изменении угла при вершине пробойника от 30 до 60 градусов происходит увеличение необходимой силы пробоя на 25%.
На основе проведенного анализа методов анализа процессов воздействия внешней силы на трубопровод можно сделать следующие выводы: Хотя существует небольшое количество данных, из лабораторных испытаний следует, что влияние инерционных сил может быть проигнорировано при расчете силы удара ковша экскаватора по трубе. В этом случае процесс повреждения трубопровода экскаватором может быть рассмотрен как квазистатический; Модель Спикхаута дает вполне приемлемые результаты, но еще не разработана модель всецело удовлетворяющая при расчете силы, вызывающей вмятины и пробой; Толщина стенки трубы является наиболее важным параметром, влияющим на сопротивление вмятине. Далее по значению влияния идут прочностные характеристики материала; Аналитические модели предполагают незначительное влияние внутреннего давления на сопротивления вмятине, хотя некоторые проведенные эксперименты демонстрируют значительное влияние; Состояние отечественных научно-методических разработок в области прогноза физических процессов при воздействии внешней силы, выраженной через воздействие землеройной техники на газопровод, и потенциального воздействия аварии на окружающую среду не отвечают современным требованиям и не позволяют обоснованно подойти к анализу риска и выработке нормативных показателей по безопасности газопроводов как объектов повышенной взрыво- и пожароопасности. В связи с этим представляется целесообразным использовать статистические модели прогнозирования вероятностей отказов трубопроводов по факту механических повреждений. Описанные выше математические модели процессов повреждения трубопроводов были использованы Невиллем и Кордером [52, 53] для статистического моделирования потоков отказов трубопроводов на основе ERS-модели. ERS-модель использует широко применяемые уравнения частичного повреждения стенок для приравнивания параметров повреждений трубопровода и основных параметров продавливания, а именно длины и глубины. Статистические модели Вейбулла согласовываются с данными, полученными из базы данных, относительно длины и глубины следов продавливания. Затем подсчитывается вероятность повреждений при каждой данной комбинации длины и глубины продавливания, полученные вероятности суммируются, и получается общий итог. Частота отказов (повреждений) трубопровода затем подсчитывается умножением этого общего итога на частоту случаев продавливания во всей системе трубопровода. Сходная методика используется для получения значения частоты повреждений для комбинации вмятин и продавливаний, она полностью описана в отчете Кордера [53]. Эта процедура использует полуэмпирическое уравнение отказов, основывающееся на механике разрушения с коэффициентами регрессии, полученными на основе обработки 132 результатов испытаний. Статистические модели Вейбулла адаптируются к трем основным параметрам повреждений, а именно глубине вмятин, глубине и длина продавливаний. В нашей программе для определения вероятности отказа (повреждения) используются следующие варианты распределения параметров повреждений: 1. распределение значений длины продавливания (в сельских и пригородных районах); 2. распределение значений глубины продавливания (сельская местность); 3. распределение значений глубины продавливания (пригород); 4. распределение глубины вмятины в сочетании вмятина/продавливание; 5. распределение глубины продавливания в сочетании вмятина/продавливание. Теоретические основы адаптации моделей Вейбулла к экспериментальным данным детально описаны в работах [53, 54]. Анализ проводился для 342 случаев продавливания и 83 случаев сочетания вмятин и продавливания. Вся информационная база, использованная в расчетах, была получена из имеющейся системы данных по отказам (повреждениям). В дальнейшем информация была дополнена новыми данными. Как уже отмечалось, в основе ERS-модели лежит распределение Вейбулла, которое описывается плотностью вероятности: где х - случайная величина, А и В - параметры распределения. Для В 1 плотность вероятности имеет монотонно убывающий характер. Обработка экспериментальных данных заключается в подборе параметров А и В, при которых отличие теоретического распределения от эмпирической гистограммы наблюдений за случайной величиной минимально, т.е. минимально значение интеграла: где f(x) - эмпирическая гистограмма [41]. Было собрано достаточно данных для того, чтобы разделить анализ распределения глубины продавливания для сельских и пригородных условий. Однако в случае длины повреждения никакой разницы между сельскими и пригородными условиями установить не удалось, поэтому распределение по длине продавливания производилось для этих двух районов вместе.
Частота отказов (повреждений) дается в виде частоты случаев в процентах вероятности отказа (повреждения) в результате случая любого внешнего воздействия. Значение частоты случаев получается простым делением количества случаев, рассмотренных в анализе, на число случаев подверженности трубопровода внешним воздействиям на единицу длины в год. Данные по подверженности трубопровода внешним воздействиям с классификацией по районам и толщине стенок для всех трубопроводов (национальных и региональных) приведены в [54]. Были приняты все меры к тому, чтобы в частоту случаев включались только те данные, которые имели отношение к распределению. Несколько сложных (множественных) случаев были включены в обрабатываемые данные. Каждое повреждение в множественном случае учитывалось только если оно могло рассматриваться как независимое от остальных повреждений данного случая. Случаи нанесения вмятин в сочетании с продавливанием были подразделены в зависимости от толщины стенок труб для того, чтобы отразить эффект упругой деформации трубопровода при сопротивлении образованию вмятины.
Хотя вероятность отказов (повреждений) в каждом конкретном случае находится под сильным влиянием распределений параметров повреждения, вид этих распределений определяется фактическими данными за прошлый период и может изменятся только по мере регистрации новых фактических данных. Поэтому более важно рассмотреть, каким образом вероятность зависит от параметров трубопровода.
Характерные аварии магистральных газопроводов из-за отказов конструктивных элементов
14 ноября 1989 года в 19 час 10 мин в узле обвязки расширительной камеры 3 (РК-3) на 38 км в 2-х километрах от ДКО Соленинского месторождения произошел разрыв газопровода подключения с возгоранием. Авария произошла при отключении МГ Мессояха-Норильск, т.к. он был остановлен 12 ноября 1989 г. для производства ремонтных работ.
В результате разрыва произошло полное разрушение газопровода подключения (коллектора ГАЗ-1), а также : участков от РК-3 до крана N 131 (выход из сборного пункта УППГ 1); участка коллектора ГАЗ-И от крана N133 до РК-4; входного газопровода ДКС от крана N7a до пересечения с коллектором ГАЗ-И; выходного газопровода ДКС от врезки в коллектор ГАЗ-П до антиреактивной опоры, установленной на нем; коллектора ГАЗ-Ш от врезки выходного газопровода ДКС до арочного перехода (непосредственно за краном N 135); всего узла подключения Северо-Соленинского месторождения с примыкающими трубопроводами (до обратных клапанов № 603 и 606 в межпромысловые коллекторы ГАЗ-1 и ГАЗ-2). Горение газа и конденсата во всех очагах загорания было практически приостановлено в 23 часа 30 мин. 14 ноября 1998 г. В результате отказа было полностью прекращено газоснабжение Норильского промышленного района. Промышленные объекты, котельные, ТЭЦ были переведены на резервное (дизельное) топливо. Технологический процесс транспорта газа был прерван, суммарное время простоя составило 66 часов. В результате аварии безвозвратно было потеряно: газа - 7,2 млн. м3; конденсата - 30 тонн; метанола - 4 тонны. Пример этой аварии показывает возможность ее каскадного развития. Данные об объемах выбросов продуктов транспорта дают возможность предполагать высокую степень экологического ущерба. Более подробно с последствиями аварии можно познакомиться в [15,16,17,23]. Таким образом, к основным опасностям, возникающим при авариях на МГ, можно отнести следующие: пожар истекающего газа в котловане (термическое воздействие); струевое горение газа в виде наклонной струи (термическое воздействие); разлет фрагментов трубы в момент возникновения аварийного разрыва и образования котлована; при отсутствии зажигания газа возможно формирование зоны загазованности, способной при зажигании сгорать в режиме медленной дефлаграции. Газопровод Новопсков-Аскай-Моздок 13 июля 1985 г. в пойме реки Лугань произошло разрушение участка магистрального газопровода Ду 1220 мм при давлении 5,5 МПа. Разрушилась крайняя из 14 ниток, составляющих коридор газопровода (одна нитка Ду 1220 мм, три - Ду 1020 мм, две - Ду 720мм, семь - Ду 500 мм и одна - Ду 400 мм). В результате возникшего отказа было разрушено 15 метров трубы Ду 1220 мм. От термического воздействия горящего газа (зона 750 530 м) повреждены; 2-х колейная железная дорога на участке длиной 300 м; прирельсовая линия электропередачи - 10 кВ (7 пролетов); прирельсовая воздушная линия связи (10 пролетов); спекание грунта на глубину 5 см в радиусе 80 м. В месте аварии образовался котлован размерами 17 10 м и глубиной 3,5 м. Полного прекращения подачи газа не было: газ подавался в рамках плановых поставок за счет параллельно действующих ниток, Наиболее вероятной причиной отказа явилось разрушение металла трубы и сварного стыка из-за: отклонений в качестве трубы; подвижки (незакончившийся процесс стабилизации газопровода в траншее). Данный пример дает весомые основания предполагать возможность каскадного развития аварии с поражением соседних параллельных ниток, так как в условиях их близкого взаиморасположения это представляется вполне вероятным. Газопровод Средняя Азия-Центр-3 7 августа 1988 г. в 10 час. 20 мин. за КС К-Камыс произошел разрыв по основному металлу тела трубы на расстоянии 8 м южнее линейного крана. При разрыве было возгорание и выброшено три куска трубы размерами 0,2; 0.3 и 0,5 м2 на расстояние 120-150 м слева по ходу газа. Развитие отказа прогрессировало на юг и на север до крана с остановкой на кольцевом шве крана, задев прямую врезку байпаса. От термического воздействия огня нагрелась и разорвалась перемычка Ду 1020 м лупинга САЦ-2 - САЦ-2-3, проложенная по верху и обвалованная грунтом. Под действием реактивной силы от разорванной перемычки оторвались две плети (43 м и 87 м). Плеть длиной 87 м снесла оголовки двух перемычек, ограждения кранов и одну опору ЛЭП-10 кВ. Телемеханикой был перекрыт линейный кран третьей нитки (1095 км). Так как участок севернее от линейного крана находился под давлением, от термического воздействия горящего газа произошел разрыв в двух метрах севернее линейного крана и байпасной перемычки. Для локализации места аварии было выполнено следующее: перекрыт линейный кран САЦ на 1028 км (10 час 45 мин); отключена перемычка АП-1 (12 час 40 мин); отключена перемычка ПЗ-ОН (12 час 40 мин); отключена перемычка АП-1 (12 час 40 мин); отключена перемычка С5-3 (12 час 50 мин). Развитие отказа было остановлено в 13 час 00 мин. В месте возникновения первого возмущения образовался котлован размерами 5 6 2,5 м. В результате аварии вышли из строя: линейный кран "КАМЕРОН" Ду 1220, Ру=75атм.; три крана «ГРОВЕ» Ду 300, Ру=75 атм.; кран Ду 720, Р=75 атм.; участки трубопровода Ду 1220 мм суммарной длиной 50 м; участок трубы Ду 1020 мм длиной 130 м; участок трубы Ду 720 мм длиной 15 м; участок трубы Ду 325 мм длиной 30м. Время, затраченное обслуживающим персоналом на обнаружение места аварии, составило 2 часа 40 мин. Технологический процесс был остановлен на 82 часа. В результате аварии безвозвратно потеряно 1,5 млн. м3 газа. Приведенный пример показывает возможность распространения аварии на близлежащие функциональные элементы системы.
Модели защиты подводных трубопроводов от лавинного смятия
Проект «Голубой поток» — это трубопроводная газотранспортная система, разрабатываемая ОАО «Газпром». Цель данного проекта заключается в поставках природного газа из сети газопроводов на юге России через Черное море в Турцию. Для этого запроектированы две нитки наружным диаметром 610 мм, идущие от населенного пункта Джубга (Россия) до г. Самсун (Турция).
Уникальность и сложность осуществления проекта «Голубой поток» определяется большой глубиной моря (2150 м), крутыми склонами, неровностями морского дна, кислой средой (рН 6,3), а также присутствием сероводорода (до 2200 миллионных долей). Длина каждой из двух ниток составляет соответственно около 382,5 и 390 км [5, 6].
В рамках проекта был выполнен большой объем исследований по вопросам, представляющим первостепенную важность для технической осуществимости строительства газопровода: изыскания трассы; долговременная целостность; смятие; свойства материалов; катодная защита. Программа морских изысканий включала геофизические, геотехнические, сейсмические и океанографические исследования с целью выбора коридора для прохождения двух ниток газопровода и оценки потенциальных геологических опасностей. В работе участвовали три российских научно-исследовательских судна. Общая батиметрия трассы. Для получения батиметрических данных использовался сонар бокового обзора и донный профилограф в сочетании с многолучевым акустическим эхолотом, установленным на надводном судне. Научно-исследовательское судно (НИС) «Геленджик» прошло в общей сложности 2600 км, сочетая замеры батиметрии с отбором проб донного грунта. Результаты этих изысканий позволили построить подробные карты российского и турецкого континентальных склонов и позволили выбрать трассу на сложных участках. Детальные изыскания морского дна. Из-за большой глубины воды и сложности рельефа дна на российском и турецком континентальных склонах были применены глубоководные акустические и видеоприборы. Для этого НИС «Маге Осеапо» было использовано для обеспечения работы подводного аппарата с дистанционным управлением, оборудованного следующими системами: многолучевым эхолотом; сонаром бокового обзора; донным профилографом; видеосистемой; допплеровским измерителем скорости; акустической системой позиционирования на ультракоротких волнах. Такой набор оборудования на подводном аппарате с дистанционным управлением, применяемом на такой глубине, был установлен впервые. В конечном итоге это позволило получить исключительные данные при минимальных затратах времени. Геотехнические изыскания. НИС «Бавенит» выполнило геотехнические исследования, включая отбор проб различными методами, испытания грунтов на пенетрацию с помощью конического наконечника, а также замер несущей способности грунтов с помощью крыльчатки. Сейсмические изыскания с высокой разрешающей способностью. Выполнялись с помощью НИС «Профессор Штокман». В общей сложности были собраны и обработаны данные на протяжении 900 км. Океанографические изыскания. В течение года на дно опускали блоки измерителей скорости течения, каждый из которых работал непрерывно в течение 3 месяцев. Работы по спуску и подъему измерительной аппаратуры производились с помощью НИС «Акванавт». Одновременно на дно погружали образцы труб, анодов и покрытий для изучения их поведения в условиях окружающей среды дна Черного моря. В конечном итоге данные морских изысканий в комплексе с выполненными программами геотехнических и геофизических исследований морского дна составлили основу для расчетов целостности трубопровода при действии геологических и гидродинамических дестабилизирующих факторов. Смятие. Программа испытаний осуществлялась на специально изготовленных образцах труб наружным диаметром 610 мм и толщиной стенки 31,8 мм. Экспериментальные исследования ставили своей целью подтверждение аналитических расчетов и получение данных для дальнейшего вероятностного анализа надежности.
Одним из принципиальных вопросов исследования было определение изменения предела текучести стали на сжатие в кольцевом направлении в процессе изготовления труб методом UOE, а также влияние этого явления на несущую способность труб на смятие. Программа экспериментальных работ включала испытания на чистый изгиб, чистое смятие (от внешнего давления) и локальное смятие от одновременного действия внешнего давления и изгиба.
Материалы для изготовления труб. Кислая среда и присутствие сероводорода в морской воде и донных отложениях определили ряд специальных требований к коррозионной стойкости труб и сварных соединений. Программа коррозионных испытаний включала как лабораторные исследования, так и натурные наблюдения за поведением образцов материалов, погруженных на дно Черного моря.
Катодная защита. Специфические условия морской воды и донного грунта (кислая среда, низкое содержание кислорода и высокая концентрация сероводорода в сочетании с низкой температурой) потребовали подтверждения работоспособности анодов и материалов покрытия в данных условиях. Помимо лабораторных исследований образцы анодов и покрытий погружали на дно на срок 3 месяца.
