автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Повышение безопасности эксплуатируемых участков газопроводов переводом их в защищенное исполнение

УДК 622.692.4

На правах рукописи

МУСТАЕВ АЙРАТ ГАЙСОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ ПЕРЕВОДОМ ИХ В ЗАЩИЩЕННОЕ ИСПОЛНЕНИЕ

Специальность 05.26.03 — Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005532204

II АВГ 2013

Уфа 2013

005532204

Работа выполнена в «Газпром трансгаз Уфа».

Обществе с ограниченной ответственностью

- Аскаров Роберт Марагимович,

доктор технических наук

- Гумеров Кабир Мухаметович,

доктор технических наук, профессор, ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов», заведующий отделом «Техническая диагностика промысловых трубопроводов»

- Рафиков Салават Кашфиевич,

кандидат технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Ведущая организация — Научно-образовательный центр

при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится 29 августа 2013 г. в 1430 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 29 июля 2013 г.

Научный руководитель Официальные оппоненты:

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

■Худякова Лариса Петровна

- ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования

Магистральные газопроводы (МГ) относятся к опасным производственным объектам: легковоспламеняемый природный газ, наличие высоких давлений, взрывная волна на протяженном пространстве, выгорание вокруг места аварии и т.п. В коридорах газопроводов к ним добавляется опасность повреждения параллельных надземных ниток из-за разлетающихся при аварии фрагментов труб.

Магистральные газопроводы проложены, в основном, в подземном исполнении, что обеспечивает в значительной степени их безопасность. Однако немалую часть составляют надземные участки (переходы). Например, в ООО «Газпром трансгаз Уфа» (ГТУ) имеются около 100 надземных переходов (НП), которые особенно характерны для газопроводов больших диаметров. Такое положение сложилось в 70 — 80 годы XX века, когда прокладка магистральных газопроводов через естественные и искусственные препятствия (овраги, балки, малые, в т.ч. пересыхающие, водотоки и т.п.) осуществлялась наиболее экономичным способом - прокладкой надземных переходов.

В настоящее время одной из актуальных задач эксплуатации является антитеррористическая защищенность газопроводов. Открытые участки, иногда целые коридоры газопроводов, являются привлекательным, провоцирующим фактором для террористической акции.

Один из путей решения этой проблемы — перевод существующих надземных участков в подземное исполнение с целью уравнять надземный участок по степени защищенности с прилегающими участками, т.е. произвести его переукладку по профилю местности. Однако у этого способа есть свои недостатки: требуются остановка газопровода, стравливание газа, замена участка с проведением сварочно-монтажных работ, а иногда это и технически нецелесообразно. Поэтому необходимо разрабатывать способы перево-

да, при которых надземный участок трубопровода по степени защищенности не уступает или превосходит участки в подземном исполнении.

Не менее важным аспектом является проведение ремонтных работ без остановки транспорта газа. Способы ремонта без изменения пространственного положения трубопровода создают предпосылки их проведения без остановки транспорта продукта. Это возведение конструкций вокруг трубы или засыпка трубопровода грунтом при строгом расчетном обосновании.

Для определенной категории открытых участков можно рассматривать их перевод в подземное исполнение «подсадкой» (заглублением). При точном расчетном обосновании «подсадка» также может осуществляться без остановки транспорта продукта.

Поэтому повышение безопасности магистральных газопроводов разработкой и внедрением способов перевода надземных участков в защищенное исполнение без остановки транспорта газа является актуальным для трубопроводной, в т.ч. газовой, отрасли.

Цель работы - повышение безопасности эксплуатируемых надземных участков магистральных газопроводов разработкой и внедрением способов их перевода в защищенное исполнение без остановки транспорта газа.

Основные задачи работы:

1. Разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) надземного участка газопровода при переводе его в защищенное (подземное) исполнение;

2. Исследование НДС надземного участка газопровода при переводе его в подземное исполнение засыпкой грунтом без уплотнения последнего;

3. Экспериментальные исследования НДС участка газопровода (надземного перехода), переведенного в подземное исполнение засыпкой грунтом;

4. Разработка способов перевода надземных участков в защищенное исполнение без остановки транспорта газа;

5. Разработка способов перевода надземного участка газопровода в подземное исполнение «подсадкой».

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа, строительной механики. Результаты теоретических исследований подтверждены экспериментальными в трассовых условиях на действующем газопроводе с проведением прочностных расчетов и измерения НДС.

Научная новизна результатов работы:

1. Исследования, проведенные применительно к надземному участку действующего газопровода при переводе в защищенное исполнение засыпкой грунтом без уплотнения, позволили установить аналитическую зависимость его НДС от протяженности засыпаемого участка;

2. Определены границы применимости такой технологии для газопроводов диаметрами 720-1420 мм с различной толщиной стенок, различными прочностными характеристиками трубной стали, находящихся в различном техническом состоянии;

3. Разработан способ перевода надземного участка в подземное исполнение без остановки транспорта газа, позволяющий в процессе «подсадки» обеспечить напряжения в стенке трубы на нормативном уровне за счет поддержания трубопровода на «плаву» и его укладку на расчетные отметки за счет понижения уровня и полного удаления воды из траншеи.

На защиту выносятся:

- способы перевода надземных участков в подземное исполнение;

- методика расчета и исследования НДС при их переводе в подземное исполнение;

- экспериментальная проверка теоретических рекомендаций по протяженности участка, засыпанного грунтом без его уплотнения.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Применение полученных аналитических зависимостей и разработанных способов перевода надземных участков в защищенное исполнение

позволяет, с соблюдением нормативных требований, повысить безопасность магистральных газопроводов.

За счет перевода 48 надземных переходов (42,5 %) в подземное исполнение достигнуто повышение безопасности газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа».

2. Результаты исследований используются в стандарте предприятия -СТО «Газпром трансгаз Уфа» 3.3-1-00536-2012 «Порядок организации обследования дефектных участков линейной части магистральных газопроводов в шурфах» - для ограничения протяженности шурфов при идентификации в них дефектов.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- V Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2010» (г. Туапсе, 2010);

- Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2011);

- V научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах» (г. Уфа, 2011);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2012);

- XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2012).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 научных трудах, в т.ч. 4 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получены 2 патента РФ.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 117 наименований, и 2 приложений. Работа изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 57 рисунков, 14 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, раскрыта актуальность темы исследования. Сформулированы цель и основные задачи работы, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приводятся характеристика надземных переходов, их конструкций, степень антитеррористической защищенности, способы ремонта.

Значительный вклад в развитие теории и практики капитального ремонта, его расчетной части внесли отечественные исследователи: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров P.M., Березин B.JL, Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M., Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Мустафин Ф.М., Ращепкин К.Е., Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шадрин О.Б., Шаммазов A.M. и др.

В конце 20 - начале 21 века в эксплуатации магистральных газопроводов возникла относительно новая проблема - антитеррористическая защищенность. По данным ООО «Газпром Газнадзор», с 1991 по 2005 годы установлено, что причинами более половины (54,9 %) всех аварий ОАО «Газпром» были случайные (человеческий фактор) и техногенные.

В ГТУ в январе 2006 года зафиксирована авария (разрушение по сварному стыку) на 267 км газопровода Челябинск - Петровск диаметром 1420 мм (рисунок 1). Согласно проектной документации, это надземный переход длиной 36 м, который при сооружении в 1980 году был выполнен в подземном исполнении - засыпан грунтом без его уплотнения.

Непосредственной причиной аварии явились изгибные напряжения по нижней образующей трубопровода. Об этом свидетельствуют трещины, расположенные на расстоянии до 25 мм от границы сварного стыка, ориентированные в кольцевом направлении. Таким образом, можно считать установленным, что перевод НП в подземное исполнение засыпкой грунтом способен вызвать напряжения, превышающие прочность трубопровода.

Рисунок 1 - Авария на газопроводе Ду 1400 мм

Проведен анализ технического состояния линейной части магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа», технического состояния НП газопроводов. Выявлены участки, которые, согласно исполнительной документации, являются НП, но фактически выполнены в подземном исполнении (засыпаны грунтом).

В процессе эксплуатации газопроводов перевод надземных участков в подземное исполнение засыпкой грунтом производится при:

- ликвидации последствий аварийного разрушения трубопроводов;

- ремонте размытых участков засыпкой;

- шурфовании, например для идентификации дефектов, выявленных внутритрубной дефектоскопией, или определения технического состояния стенки трубы, изоляционного покрытия и т.п.

В практике эксплуатации такие работы проводятся, как правило, без остановки транспорта газа и уплотнения грунта. Поэтому представляют интерес НДС таких участков газопровода, переведенных в подземное исполнение без остановки транспорта газа, степень его обоснованности.

Исследований, отражающих НДС участка, переведенного в подземное исполнение засыпкой грунтом, с учетом реакции грунта основания не выявлено. Таким образом, возникает необходимость разработки методики расчета НДС НП, защемленного с обеих сторон, засыпанного грунтом нарушенной структуры, который, с одной стороны, попадая под трубопровод, оказывает сопротивление его осадке (упругое основание), а значит снижает НДС трубопровода. С другой стороны, воздействуя сверху, увеличивает нагрузку, а значит влияет на НДС. Такая методика позволит оценить НДС участка трубопровода, переведенного в подземное исполнение без остановки транспорта газа, определить границы применимости такой технологии.

Кроме того, одним из способов защиты (ремонта) НП является перевод его в подземное исполнение «подсадкой». Наибольшее распространение «подсадка» получила при ремонте подводных переходов. На воздухе, как и под водой, «подсадка» проводится с остановкой газопровода. Поэтому представляет интерес разработка способов перевода надземного участка «подсадкой» без остановки транспорта газа.

Вторая глава посвящена разработке методики расчета и исследованиям НДС участка трубопровода, защемленного по концам, с учетом веса и реакции грунта нарушенной структуры на засыпанном (среднем) участке.

Ставится задача по расчету балки на упругооседающем основании по всей длине с различными степенями защемления по концам участка. В настоящее время для расчета балки на упругооседающем основании широкое

применение находит линейно деформируемое однородное изотропное полупространство, свойства которого характеризуются модулем деформации Егр и коэффициентом Пуассона /лгр грунта Модель упругого однородного полупространства обладает тем преимуществом, что характеризующие ее величины Егр и /4Р грунта имеют определенный физический смысл и могут быть установлены экспериментальным путем или взяты из справочной литературы.

При рассмотрении известного уравнения продольно-поперечного изгиба четвертого порядка применительно к поставленной задаче основным, постоянно действующим фактором, влияющим на НДС, являются изгибные напряжения. Согласно СНиП 2.05.06-85*, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопроводов, при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта, максимальные суммарные продольные напряжения ст"р, МПа, от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба — определяются по формуле:

<P=H<4~aEAt±<ju, (1)

где ц - коэффициент поперечной деформации Пуассона;

а - коэффициент линейного расширения трубопровода; сг„ - напряжение изгиба, МПа;

At - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании;

Е - модуль упругости трубной стали.

Проведем преобразование формулы (1) и представим ее в виде:

±ои=а"пр-^анщ+аЕМ. (2)

При проектном давлении 75 кг/см2 , температурном перепаде 32 °С максимальные изгибные напряжения би для трубной стали К60 не должны превышать 43,1 МПа. Максимальный температурный перепад 32 °С опреде-

лен по данным эксплуатации участка трубопровода Челябинск - Петровск (глава 3). В этом случае при решении поставленной задачи продольные силы можно не учитывать. Расчетная схема НП приведена на рисунке 2.

Коэффициент пропорциональности, который учитывает обобщенный коэффициент нормального сопротивления трубы Суо и наружный диаметр трубы £>я- имеет вид:

где /- момент инерции трубопровода.

В свою очередь, коэффициент нормального сопротивления трубы с^ можно записать в следующем виде:

0Д2-Егр

СУ0=--2 ч /7 л ■ (4)

.11!

7// —7!, ИГ / ш ш ш ш ш

1 «■ ■ >■ .........— I. 1 к- /

"ро

Рисунок 2 - Расчетная схема однопролетного перехода длиной Ь, засыпанного грунтом

Здесь 10 =УгЬ- длина пролета, м;

ду - вес трубы с продуктом, кН; цгр— вес грунта над трубопроводом, кН; ц0 - отпор грунта засыпки, кН; V— прогиб надземного перехода, см.

Опуская преобразования, получаем систему уравнений, решая которую получаем зависимости перемещения трубопровода в вертикальной плоскости. Зная эти зависимости, можно определить параметры НДС трубопровода (прогибы, угол поворота, изгибные напряжения, перерезывающие силы).

С помощью разработанной методики проведены исследования влияния параметров грунта защемления (Егр, /лгр) на НДС надземного перехода.

Наиболее характерными грунтами для средней полосы РФ являются суглинки и глины, поэтому в расчетах фигурирует модуль деформации: прочная глина - Е^ = 40 МПа; глина, суглинок - £[р = 24 МПа; суглинок -= 14 МПа; мягкий суглинок - Егр = 10 МПа, а также ЕЦ1 = 2 МПа, что соответствует параметрам грунта нарушенной структуры. Результаты расчетов для различных вариантов Е^ для трубопровода диаметром 1420 мм при длине НП Ь = 32 м приводятся в таблице 1.

-д-1*

М =

I Ч

12

-а д

0

8£тр-У I

0

2£тр-/

£тр-3 а 0

£тр-J 2 а3 0

-2а2 0 -2а3 0

384£тр-У

48£тр-7 -с,-/2

-д-1

2£тр • J

(5)

Здесь М- матрица коэффициентов уравнений, а 51 - вектор свободных членов уравнений.

Таблица 1 - Параметры НДС в зависимости от изменения модуля деформации грунта

Егр, МПа сгс, МПа <уа МПа /о СМ /а СМ м

2 37,91 12,85 4,140 1,560 24,28

10 35,34 15,42 3,495 1,184 23,08

14 34,54 16,23 3,320 1,070 20,32

24 33,23 17,52 3,040 0,900 17,96

40 32,16 18,63 2,810 0,770 17,14

оо 16,92 33,85 0,727 0 0

С целью определения аналитической зависимости данные таблицы 1 были обработаны по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа для стандартного ряда моделей. В результате зависимость изгибных напряжений <т„ от модуля деформации грунта на защемленном участке можно записать в виде логарифмической функции:

у = 11,32 + 1,92 1пх. (6)

То же в середине пролета можно записать в виде:

у = 39,43 - 1,92 1пх. (7)

Из данных таблицы 1 и приведенных зависимостей следует, что изменение параметров грунта защемления не способствует значительному изменению изгибных напряжений (в пределах 9 %), и в инженерных расчетах их можно не учитывать.

Определив степень влияния параметров грунта защемления, рассмотрим НДС НП при переводе в подземное исполнение засыпкой грунтом. С целью определения границ применимости такого способа ремонта исследуем НДС участков трубопроводов диаметрами 720, 820, 1020, 1220 и 1420 мм, класс прочности трубопровода К60.

Параметры грунта в защемлении: модуль деформации грунта Егр = 24 МПа (таблица 1, среднее значение), коэффициент Пуассона грунта 1_1,р = 0,3. Параметры грунта засыпки нарушенной структуры: модуль деформации грунта Егр = 2 МПа, коэффициент Пуассона грунта ¡лгр = 0,4. Вес грунта засыпки (нарушенной структуры) Рг = 180 кНУм3. Глубина залегания трубопроводов диаметрами 1020, 1220 и 1420 мм - 1,0 м; 720, 820 мм - 0,8 м, согласно СНиП 2.05.06-85*.

В таблице 2 приводятся данные применительно к газопроводам 3, 4 категорий, согласно СНиП 2.05.06*, с различной толщиной стенок (3 строчка); 1, 2 категорий (4 строчка).

Для получения аналитической зависимости данные таблицы 2 были обработаны по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа. Оказалось, что наиболее близкой является линейная функция.

Таблица 2 - Параметры НДС при расчете длины участка трубопровода

Параметры Значения при диаметре и толщине стенки, мм

1420 х 16,5 1220х12 1020х 10 820x9 720x8

Прогиб, см 2,89 2,25 2,18 2,05 1,95

Длина защемленного участка (категории 3, 4), м 24,02 18,96 16,41 12,73 11,61

Длина защемленного участка (категории 1,2), м 25,01 19,78 17,19 13,41 12,19

Аналитические зависимости длины защемленного участка от диаметра газопровода для категорий 3, 4 {Ьъа) и 1, 2 (£12) имеют соответственно вид:

у = -1,31+0,017 х, (8)

у = - 1,09 + 0,018 х (9)

Графики зависимостей приведены на рисунке 3.

■ - для трубопроводов 3,4 категорий а - для трубопронодон 1,2 категорий

Рисунок 3 - Графики зависимостей длины защемленного участка от диаметра трубопровода (для К60)

Из таблиць12 и графиков рисунка 3 видно, что длина защемленного участка в зависимости от диаметра газопровода изменяется в значительной степени, а категория газопровода (толщина стенки) влияет в меньшей степени.

14

Аналогичные исследования проведены для определения прогибов этих участков, а также применительно к трубопроводам из стали К52. Результаты отличаются в сторону уменьшения длины допустимого участка. Например, для трубопровода диаметром 1420 мм £34 = 24,02 м (К60) и 134 = 19,32 м(К52).

Результаты исследований по определению максимально возможной протяженности вскрытого шурфа для каждого диаметра использованы в стандарте организации - СТО «Газпром трансгаз Уфа» 3.3-1-00536-2012.

Представляет интерес оценка влияния воздействия грунта засыпки на НДС участка по сравнению с вариантом надземного перехода, т.е. до и после засыпки. Поэтому проведем сравнительный расчет для трубопровода диаметром 1420 мм с длиной участка 24,02 м с построением совмещенных эпюр прогибов и напряжений (рисунок 4).

2,5

—5,01------

-36 -ги -12 о 12 гк зб ° 60 —:--:-----

г:

5.40 ------

-36 -2 Ц -12 0 12 ги 36

■ Длина участка, м _ при ремонте защемленного участка засыпкой грунтом

нарушенной структуры; — без грунта засыпки

Рисунок 4 - Сравнительные эпюры прогибов и изгибных напряжений трубопровода 0 1420 мм (Ь = 24,02 м) Для двух вариантов

Анализ расчетов и эпюр НДС (рисунок 4) показывает, что изгибные напряжения и прогиб (в центре участка) по сравнению с НП повысились в два раза. Это доказывает, что нагрузка от грунта, находящегося на верхней образующей трубопровода, серьезно превышает реакцию отпора того же грунта, воздействующего на его нижнюю образующую.

Третья глава посвящена комплексным экспериментальным исследованиям НДС участка газопровода в трассовых условиях.

Экспериментальные исследования проведены на трех участках магистрального газопровода Челябинск - Петровск диаметром 1420 мм.

Программа экспериментальных исследований включала анализ режимов транспорта газа за последние 3 года, геодезическое позиционирование обследуемого участка с построением профиля, расчеты НДС на базе данных геодезии с построением эпюры продольных напряжений, измерения продольных и кольцевых напряжений в шурфах.

Эффективным методом контроля (измерения) напряжений потенциально опасных участков трубопроводов без остановки транспорта газа является косвенный метод расчета НДС по замерам прогибов оси трубопровода.

На рисунке 5 приводится профиль участка газопровода Челябинск -Петровск (267 км), построенный по результатам геодезического позиционирования. Отметки Ш1, Ш2 и ШЗ - места вскрытия шурфов.

О 10 20 чо -10 '¿О ф ур ВО '-10

Расстояние, м

Рисунок 5 - Высотные отметки верхней образующей трубопровода Челябинск — Петровск (267 км)

На рисунке 6 приведена эпюра продольных напряжений, построенная по данным геодезического позиционирования.

Горизонтальные прямые линии на эпюре ограничивают область допускаемых напряжений, расчет которых производился согласно СНиП 2.05.06-85*. Сплошными линиями на рисунке 6 показаны напряжения, возникающие в трубопроводе при максимальном температурном перепаде (32 °С), пунктирными - при минимальном перепаде (8 °С). В шурфах Ш1, Ш2 и ШЗ в контрольных сечениях (номера труб согласно данным внутритрубной дефектоскопии) были проведены замеры кольцевых и продольных напряжений. Измерения проводились в районе кольцевых стыков в упругой зоне металла трубы. Отсутствие на эпюре данных посредине участка объясняется наличием кривых холодного гнутья, где имеет место пластическая зона металла трубопровода.

ее® g т

з 400

ь

я мо

я

f 200

I 100 ^

I 0 U"-li»

-200 -да

а ю in зо 40

Расстояние., м

—йг-нижняя образующая -в-вадим»ойызуюцая

- Рз^че-шй'5 ограничение

Рисунок 6 - Эпюра распределения продольных напряжений по данным геодезического позиционирования

Измерения продольных и кольцевых напряжений проводились анализатором напряжений — магнитно-шумовым Rollscan 200-1. Основные результаты приведены в таблице 3, там же приводятся режимы транспорта ra-

А А

шш

i 1 X' X " - ■ —yv—' J \

........... / / 4 'J » ' / ж к \...... \ а.

1 ! > - ь-4 отводы 4!/ ТЫ \

М- " t [Д щ - V 'Ь А

Гч\ t t

у \ -- 1К

'V—- •щт— а

se во

X _ 0

7Ü т

счая иэюаренин НДС-

за (давление, температура) на момент измерения. Максимальные продольные напряжения выявлены в 3-ем шурфе. Они составили 413 МПа. Для сопоставления расчетных и измеренных напряжений на эпюру нанесены точки, соответствующие измеренным продольным напряжениям (точкам 0 и 6 в часовой координате из таблицы 3).

Проведенные исследования НДС показывают, что напряжения в средней части (от 22 до 62 м) трубопровода находятся на границе предельно допустимых. Согласно проектной документации, протяженность надземного перехода составляет 36 м, что превышает рекомендованную во 2-ой главе протяженность применительно к диаметру 1420 мм (24 м). Т.е. перевод надземного перехода такой протяженности в подземное исполнение засыпкой грунтом без его уплотнения или установки дополнительных опор может привести к повышенным напряжениям, а значит и возникновению аварийной ситуации. Рекомендовано этот участок заменить.

Таблица 3 - Результаты контроля НДС

№ точки в сечении Шурф № 1 Шурф № 2 Шурф № 3 Давление газа, МПа

труба № 4317а труба №43176 труба №4319а

Напряжения, МПа

5,8

продольные кольцевые продольные кольцевые продольные кольцевые Температура газа, °С

0 -200 216 - 195 220 -210 211

3 100 180 110 217 105 207

6 400 208 395 212 413 214 20

9 120 212 105 184 95 192

Аналогичные комплексные диагностические исследования были проведены на участке газопровода Челябинск - Петровск на 301,1 км, при строительстве которого по проекту предусмотрен надземный переход, но. фактически он выполнен в подземном исполнении. Проектная протяженность надземного перехода составила 15 м, что меньше рекомендованной (24 м). Исследования показали, что величина напряжений в трубопроводе находится в пределах требований НТД. Это означает, что реакция основа-

ния компенсирует воздействие веса трубы и грунта над ней. Измеренные продольные напряжения при рабочих режимах составили от минус 20 до 70 МПа.

Рассмотренные два участка были отнесены к потенциально опасным по критерию отклонения от проектного решения - засыпаны грунтом без его уплотнения. В одном случае это привело к возникновению аварии (267 км, протяженность надземного перехода 36 м), в другом случае НДС участка соответствовало требованиям НТД (301,1 км, протяженность -15 м).

В этой связи представляют интерес исследования НДС надземного перехода, выполненного в проектном варианте (надземный переход газопровода Челябинск -Петровск на 379,1 км протяженностью 35 м, построенный в 1980 году).

Аналогичные комплексные диагностические обследования действующего участка газопровода Челябинск - Петровск показали, что при рабочих режимах транспорта газа максимальная величина напряжений в трубопроводе соответствует расчетным значениям (порядка 220 МПа).

Четвертая глава посвящена способам перевода надземных участков в защищенное исполнение без остановки транспорта газа.

Общие критерии для выбора способа перевода надземного перехода в подземное (защищенное) исполнение могут быть сформулированы следующим образом:

- степень защиты не ниже подземного исполнения;

- ремонтные работы без остановки транспорта газа;

- минимальное вмешательство в сложившуюся экологическую ситуацию;

- экономичная прочная конструкция без применения дефицитных материалов;

- соответствие нормативным требованиям ОАО «Газпром».

Таким критериям в наибольшей степени соответствует сооружение защитной конструкции, например тоннеля вокруг трубопровода. На рисунке

7 представлена схема защищенного перехода газопровода с применением б/у пригрузов типа УБК. На способ защиты перехода получен патент РФ.

-1

Рисунок 7 - Схема перевода надземного участка в защищенное исполнение с применением пригрузов

Кроме того, предложен комбинированный способ перевода с использованием половинки трубы и засыпкой грунтом. На этот способ также получен патент РФ.

Преимуществами таких технических решений являются:

- степень антитеррористической защищенности вышеприлегающих подземных участков;

- ремонтные работы без остановки транспорта газа;

- возможность допуска к трубопроводу для его технического обслуживания;

- незначительная вероятность размыва по сравнению с вариантом насыпного грунта;

- сохранение существующего покрытия и т.п.

Предлагаемые способы эффективны на сравнительно непротяженных переходах (5...20 м). Конструктивно перекрывать более протяженные участки воздушных переходов нежелательно, так как это уже серьезное вмешательство в сложившуюся экологическую ситуацию.

Рассмотрим возможность перевода в подземное исполнение «подсадкой».

Известно, что «подсадка» применяется преимущественно на подводных переходах трубопроводов при обязательной остановке транспорта продукта.

Ставится задача перевода надземного участка в подземное исполнение «подсадкой», уложив его на расчетные отметки. При этом напряжения в трубопроводе а р должны составлять величину <тр < а „, что создает предпосылки проведения ремонта без остановки транспорта газа.

Надземный участок трубопровода (исходное состояние балочного перехода) с напряжениями в трубопроводе величиной аи обустраивается технологической плотиной ниже по течению с возможностью регулирования или поддержания уровня воды на расчетной высоте для поддержания трубопровода на «плаву», что обеспечивает напряжения в трубопроводе близкими к нулю. Затем производится удаление грунта из-под трубопровода до достижения им расчетного профиля. При этом в процессе удаления грунта из-под трубопровода напряжения в нем остаются близкими к нулю, так как вода заливает откопанные участки, поддерживая трубопровод на «плаву». Убедившись в точности исполнения профиля, запруду ниже по течению демонтируют, вода выливается, понижается ее уровень, соответственно трубопровод постепенно опускается на расчетные отметки. При этом напряжения в трубопроводе также постепенно растут и в окончательном виде достигают с р.

Таким образом, проведение ремонта НП «подсадкой» без остановки транспорта газа возможно. Проведение такого ремонта требует строгого расчетного обоснования, соблюдения принципа постепенности (недопуще-

ния динамического воздействия на трубопровод), регулируемого изменения напряжений в стенке трубы в пределах нормативных требований.

Результаты исследований используются в стандарте предприятия -СТО «Газпром трансгаз Уфа» 3.3-1-00536-2012 «Порядок организации обследования дефектных участков линейной части магистральных газопроводов в шурфах» - для ограничения протяженности шурфов при идентификации в них дефектов.

За счет перевода 48 надземных переходов (42,5 %) в подземное исполнение достигнуто повышение антитеррористической безопасности газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Разработана методика исследования НДС надземного участка газопровода, предназначенная для его расчета до и после перевода в подземное исполнение засыпкой грунтом без уплотнения.

2. Исследования НДС надземных участков газопроводов диаметрами 720 - 1420 мм с использованием разработанной методики при переводе их в подземное исполнение позволили установить следующие закономерности:

- параметры грунта в защемлении (Егр, /4Р) влияют на НДС незначительно (в пределах 9 %), при инженерных расчетах эту разницу можно не учитывать;

- перевод надземного участка в подземное исполнение возможен, но для ограниченного по длине участка Определены границы применимости для вышеуказанных диаметров газопроводов с различной толщиной стенок, различного класса прочности трубной стали, различного технического состояния газопровода;

- после засыпки грунтом прогибы и напряжения на максимально допустимом по протяженности участке повышаются в два раза.

3. Экспериментальные исследования НДС, проведенные на трех участках газопровода Челябинск - Петровск диаметром 1420 мм, подтвердили основные результаты теоретических исследований:

- наибольшие напряжения (от минус 210 до 413 МПа) выявлены на засыпанном грунтом надземном переходе при его длине 36 м;

- наименьшие напряжения (от минус 10 до 70 МПа) имеют место на засыпанном грунтом надземном переходе при его длине 15 м;

- на надземном переходе протяженностью 35 м они составили от минус 180 до 220 МПа (проектные показатели).

4. Разработаны способы перевода надземного перехода в защищенное исполнение без остановки транспорта газа, обеспечивающие степень защиты вышеприлегающих подземных участков:

- возведением тоннеля вокруг надземного участка, при этом затраты на ремонтные работы составляют около 10 % от затрат на ремонт переукладкой;

- применением б/у железобетонных пригрузов (получен патент РФ);

- использованием комбинированной конструкции из половинки трубы большего диаметра и засыпкой грунтом (получен патент РФ).

5. Разработан способ перевода надземного участка в подземное исполнение «подсадкой» без остановки транспорта газа. При этом напряжения в стенке трубы в процессе «подсадки» находятся в пределах нормативных требований и изменяются от исходных (надземное исполнение) до близких к нулевым за счет под держания трубопровода на «плаву» и до исходных при укладке на расчетные отметки понижением и полным удалением воды из траншеи.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Мустаев, А. Г. Перевод воздушных переходов в подземное исполнение без остановки транспорта газа [Текст] / А. Г. Мустаев, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. — 2011. - № 1. - С. 70-72.

2. Мустаев, А. Г. О переводе надземных переходов газопроводов в защищенное исполнение [Текст] / А. Г. Мустаев // Территория НЕФТЕГАЗ. -2011,-№2.-С. 78-79.

3. Мустаев, А. Г. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода при его ремонте засыпкой с учетом отпора грунта основания [Текст] / А. Г. Мустаев // НГЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2012. - Вып. 2 (88). - С. 20-25.

4. Аскаров, Р. М. Экспериментальные работы по определению НДС участка газопровода [Текст] / Р. М. Аскаров, А. Г. Мустаев, Р. Р. Шафиков // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2012. - № 10. - С. 78-80.

Патенты

5. Пат. 2456498 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/00. Переход газопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Мустаев А. Г., Чучкалов М. В., Файзуллин С. М., Аскаров Г. Р.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2010140881/06; заявл. 06.10.2010; опубл. 20.07.2012, Бюл. № 20.

6. Пат. 2459995 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/00. Переход газопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Мустаев А. Г., Чучкалов М. В., Файзуллин С. М., Аскаров Г. Р.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2010140883/06; заявл. 06.10.2010; опубл. 27.08.2012, Бюл. № 24.

Прочие печатные издания

1. Усманов, Р. Р. Перевод воздушных переходов газопроводов без остановки транспорта газа в исполнение «прокладка в тоннеле» [Текст] / Р. Р. Усманов, А. Г. Мустаев, Р. Ю. Дистанов, Р. М. Аскаров // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: матер. V Междунар. конф. 4-9 октября - 2010 года. -М.: ООО «Газпром экспо», 2011. - С. 360-365.

8. Мустаев, А. Г. Об измерении напряженно-деформированного состояния участка газопровода в трассовых условиях [Текст] / А. Г. Мустаев //

Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 209-217.

9. Мустаев, А. Г. О напряжениях, возникающих при засыпке трубы, исполненной в надземном варианте [Текст] / А. Г. Мустаев // Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах: матер. V научн.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011.-С. 74-80.

10. Мустаев, А. Г. Критерии выбора способа перевода надземного перехода в подземное (защищенное) исполнение [Текст] / А. Г. Мустаев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. 25 мая 2011 г.-Уфа, 2011. - С. 219-220.

I

11. Мустаев, А. Г. Исследование влияния параметров грунта защемления на напряженно-деформированное состояние надземного перехода [Текст] / А. Г. Мустаев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 91-92.

12. Мустаев, А. Г. Сравнительные исследования напряженно-деформированного состояния участков трубопроводов до и после засыпки грунтом [Текст] / А. Г. Мустаев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 93-94.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 03.07.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,87. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 163. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

2.6. Разработка методики расчета НДС надземного перехода

с различными параметрами грунтов (цгр, Егр) в защемлении................. 71

Выводы по главе 2........................................................................ 73

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НДС УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА ДИАМЕТРОМ 1420 мм БЕЗ ОСТАНОВКИ ТРАНСПОРТА ГАЗА............................................................. 76

3.1. Экспериментальное обследование засыпанного грунтом надземного перехода протяженностью 36 м газопровода Челябинск - Петровск

(267 км).................................................................................... 76

3.2. Экспериментальное обследование засыпанного грунтом надземного перехода протяженностью 15м газопровода Челябинск - Петровск

(301,1 км)................................................................................. 86

3.3. Экспериментальное обследование надземного перехода газопровода

Челябинск - Петровск (379,1 км)................................................... 93

Выводы по главе 3...................................................................... 102

4. СПОСОБЫ ПЕРЕВОДА НАДЗЕМНЫХ УЧАСТКОВ

В ПОДЗЕМНОЕ (ЗАЩИЩЕННОЕ) ИСПОЛНЕНИЕ.................... 104

4.1. Варианты конструкций для защиты надземных участков................. 104

4.2. Перевод надземного участка в подземное исполнение подсадкой

без остановки транспорта газа....................................................... 113

4.3. Внедрение способов перевода надземных переходов

ООО «Газпром трансгаз Уфа» в защищенное исполнение..................... 119

4.4. Техническая и экономическая эффективность предлагаемых

технических решений.................................................................. 120

Выводы по главе 4...................................................................... 122

Основные выводы....................................................................... 124

Библиографический список использованной литературы..................... 126

Приложение 1. Профиль перехода газопровода Челябинск - Петровск..... 141

Приложение 2. Локальные сметные расчеты...................................... 142

5. Разработка способов перевода надземного участка газопровода в подземное исполнение «подсадкой».

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа, строительной механики. Результаты теоретических исследований подтверждены экспериментальными в трассовых условиях на действующем газопроводе с проведением прочностных расчетов и измерения НДС.

Научная новизна результатов работы:

1. Исследования, проведенные применительно к надземному участку действующего газопровода при переводе в защищенное исполнение засыпкой грунтом без уплотнения, позволили установить аналитическую зависимость его НДС от протяженности засыпаемого участка;

2. Определены границы применимости такой технологии для газопроводов диаметрами 720-1420 мм с различной толщиной стенок, различными прочностными характеристиками трубной стали, находящихся в различном техническом состоянии;

3. Разработан способ перевода надземного участка в подземное исполнение без остановки транспорта газа, позволяющий в процессе «подсадки» обеспечить напряжения в стенке трубы на нормативном уровне за счет поддержания трубопровода на «плаву» и его укладку на расчетные отметки за счет понижения уровня и полного удаления воды из траншеи.

На защиту выносятся:

- способы перевода надземных участков в подземное исполнение;

- методика расчета и исследования НДС при их переводе в подземное исполнение;

- экспериментальная проверка теоретических рекомендаций по протяженности участка, засыпанного грунтом без его уплотнения.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Применение полученных аналитических зависимостей и разработанных способов перевода надземных участков в защищенное исполнение позволяет, с соблюдением нормативных требований, повысить безопасность магистральных газопроводов.

За счет перевода 48 надземных переходов (42,5 %) в подземное исполнение достигнуто повышение безопасности газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа».

2. Результаты исследований используются в стандарте предприятия -СТО «Газпром трансгаз Уфа» 3.3-1-00536-2012 «Порядок организации обследования дефектных участков линейной части магистральных газопроводов в шурфах» - для ограничения протяженности шурфов при идентификации в них дефектов.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- V Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2010» (г. Туапсе, 2010);

- Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2011);

- V научно-практической конференции «Промышленная безопасность на взрывопожароопасных и химически опасных производственных объектах» (г. Уфа, 2011);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2012);

XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2012).

1. АНАЛИЗ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ НАДЗЕМНЫХ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

В ОАО «Газпром» протяженность магистральных газопроводов и отводов от них составляет на сегодняшний день около 160 тыс. км, при этом линейную часть пересекает большое число разнообразных препятствий -естественных и искусственных. Важными составляющими элементами линейной части являются надземные переходы. Для поддержания эксплуатационной надежности линейной части магистральных газопроводов, в том числе надземных переходов, проводится капитальный ремонт, целью которого является восстановление объекта до состояния, определенного проектными характеристиками [68]. Значительный вклад в развитие теории и практики капитального ремонта линейной части, его расчетной части внесли отечественные исследователи: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров P.M., Березин В.Л., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M., Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Мустафин Ф.М., Ращепкин К.Е.,

Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шадрин О.Б., Шаммазов A.M. и др. [3, 4, 5, 7, 15, 17 - 19, 21-26, 28 - 30, 37, 40, 41, 45 - 48, 53, 66 - 68, 85, 102 - 104, 107-113, 115].

1.1. Характеристика надземных переходов

Протяженность газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» составляет около 5 тыс. км, в т.ч. имеется 113 надземных переходов (на 2010 год). Примерно такое соотношение характерно для газопроводов ОАО «Газпром» в целом. После проведенных мероприятий по повышению надежности магистральных газопроводов средний уровень приведенной аварийности (число аварий на 1 тыс. км в год) на объектах дальнего

транспорта природного газа снизился и в последние годы составил 0,18 [55]. Однако немалую долю среди них занимают аварии техногенного характера, в том числе из-за диверсионных актов.

Надземные переходы - это наиболее экономичный способ прокладки трубопроводов через естественные и искусственные препятствия и сложных гидрогеологических условиях [7, 8, 53, 91, 94]. К естественным препятствиям относят:

- балки;

- овраги;

- малые водотоки, нередко временные (речки, ручьи и т.п.).

Граница между понятиями «балка» и «овраг» достаточно условна.

Согласно энциклопедии, балка (суходол, байрак, лог) - небольшая сухая или с временным водотоком долина с задернованными склонами. Балки имеют полого-вогнутое дно, зачастую русло отсутствует, склоны выпуклые, могут плавно переходить в ложбину, вершина обычно отсутствует.

Длина балок может отличаться в сотни раз и составлять примерно от 10 метров до 20...30 километров, глубина от нескольких метров до десятков метров, ширина до сотен метров. Основное отличие от оврагов в том, что склоны и дно задернованы и часто покрыты кустарником или лесом. На практике образование балки начинается с оврагов. В отличие от балок у оврагов дно и склоны не задернованы, открытый минеральный грунт. Поэтому овраги подвержены в основном эрозии. Возможны варианты возникновения и без овражной стадии.

Нередко балку пересекают овраг или овраги. Как правило, овраг имеет крутые склоны (30...60°), подверженные эрозионным разрушениям.

Экономичность способа пересечения препятствий надземным переходом заключается в сохранении прямолинейности прокладки участка упругим изгибом, т.е. нет необходимости обустраивать участок кривыми холодного гнутья по профилю местности, серьезно вмешиваться в

сложившуюся экологическую ситуацию. Спецификой надземных переходов является также наружная антикоррозионная защита в виде лакокрасочного покрытия.

Сооружается надземный переход линейным строительным подразделением, без привлечения специализированных подразделений. На рисунке 1.1 приводится фото однопролетного бескомпенсаторного надземного перехода. В ООО «Газпром трансгаз Уфа» из 113 воздушных переходов однопролетные бескомпенсаторные составляют 105. Исследования, приведенные в настоящей работе, относятся именно к таким переходам или открытым участкам газопроводов.

Рисунок 1.1- Однопролетный надземный переход

На рисунке 1.2 приводится фото многопролетного г-образного воздушного перехода газопровода Челябинск - Петровск диаметром 1420 мм через р. Юрюзань. В процессе эксплуатации этого перехода были выявлены ошибочные проектные решения, из-за чего несколько раз возникали проблемные вопросы, связанные с его напряженно-деформированным состоянием. В 2009 году проведено исследование

- стресс-коррозия;

- брак заводского изготовления;

- наружная коррозия;

- внутренняя коррозия и эрозия;

- усталостные разрушения

По статистическим наблюдениям за 15 лет, по указанным причинам произошла почти половина (45,1 %) аварий магистральных газопроводов ОАО «Газпром». Из рассмотрения исключены аварии, вызванные случайными и умышленными повреждениями техногенного происхождения.

Таким образом, косвенным путем определено, что случайные причины (человеческий фактор) и умышленные (антропогенные, техногенные) составляют более половины (54,9 %) всех аварий ОАО «Газпром».

Особенно серьезно проблема антитеррористической защищенности проявилась на надземных переходах газопроводов Северного Кавказа [54, 80].

В 2004 г. ООО «Газпром трансгаз Махачкала» столкнулось с фактами внешнего воздействия на участки и технические устройства газопроводов, находящихся над поверхностью земли. В результате преднамеренных противоправных действий неизвестных лиц объекты транспорта газа были выведены из строя по причине аварийного разрушения.

Хронология событий:

- 2 апреля 2004 года на воздушном переходе МГ Моздок -Казимагомед Ду 1200 (587 км) в результате диверсии поврежден газопровод. Произошло возгорание природного газа с разрушением участка магистрального газопровода;

- 4 апреля в результате подрыва выведен из строя охранный кран Ду 150 газопровода-отвода «Новолак» в точке его врезки в МГ Моздок - Казимагомед (700 км);

сметной документации для засыпки и обваловки 64 воздушных переходов МГ Моздок - Казимагомед.

В том же году была произведена засыпка с устройством водопро-пуска на пересечениях газопровода с балками, которые неоднократно были повреждены злоумышленниками:

-на 615 км МГ Моздок - Казимагомед, Ь = 35 м; -на 587 км МГ Моздок - Казимагомед, Ь = 24 м.

Стоимость работ составила от 2 до 3 млн руб. за один переход, т.е. около 90 тыс. руб. за один погонный метр.

Для исключения уязвимых участков и недопущения аварий на протяженных воздушных переходах на территории Республики Дагестан ОАО «Газпром» было принято решение о реконструкции МГ Моздок -Казимагомед на пересечениях с реками Сулак, Гюльгеричай и Самур общей длиной 2168 м с целью его переукладки в подземном исполнении.

В 2006 г. в составе стройки «Реконструкция воздушных переходов газопровода Моздок - Казимагомед через реки Сулак, Самур, Гюльгеричай» завершены работы по сооружению и вводу в эксплуатацию трех подводных переходов.

В последующие годы в процессе проведения работ по капитальному ремонту изоляционного покрытия МГ Моздок - Казимагомед были засыпаны воздушные переходы на 505,9; 507,5; 546 км.

Намерения Общества выполнить засыпку воздушных переходов в составе Комплексной целевой программы оснащения инженерно-техническими средствами охраны (ИТСО) не принесли положительного результата. Таким образом, надземные участки газопроводов не были засыпаны, а работа по устройству защитных сооружений не велась. В период с 2006 по 2008 годы количество повреждений с закладкой взрывных устройств на магистральных газопроводах снизилось, но в 2009 г. диверсии возобновились.

В течение 2009 г. на воздушных переходах МГ Моздок - Казимагомед было зарегистрировано восемь терактов (по одному случаю в январе и феврале, дважды в апреле, один раз в мае, августе и дважды в ноябре), один из которых привел к разрыву газопровода, а при разминировании другого самодельного взрывного устройства погиб командир взвода саперов.

Каждый случай влечет за собой прекращение транспорта газа по магистральному газопроводу, выброс газа из локализованного участка в атмосферу, проведение аварийно-восстановительных работ. При этом наносится значительный материальный ущерб. Возможны жертвы среди эксплуатационного персонала, охранных служб, а также сторонних лиц.

В 2011 году зафиксирован отказ на газопроводах «Газпром трансгаз Москва». Согласно материалам региональных СМИ, диверсия. Следователи проводят проверку по факту взрыва на 40 км магистрального газопровода, принадлежащего «Газпром трансгаз Москва», произошедшего в 1,5 км от д. Ильичевка Калужской области. При взрыве пострадало два человека. Попытка террористического акта зафиксирована и в ООО «Газпром трансгаз Уфа» в 2009 году на надземном переходе газопровода Челябинск - Петровск диаметром 1420 мм.

В ООО «Газпром трансгаз Уфа» был проведен анализ соответствия технического состояния надземных переходов данным «Инфотех», исполнительной документации. Проведенный анализ позволил уточнить количество надземных переходов, наметить способ ремонта (защиты) каждого из них. Выявлены участки, которые согласно исполнительной документации являются надземными переходами, но по факту выполнены в подземном исполнении (засыпаны).

1.3. Характеристика «засыпанных грунтом» надземных переходов и их напряженно-деформированное состояние

В практике эксплуатации магистральных газопроводов «Газпром трансгаз Уфа» засыпанный грунтом при строительстве надземный переход

обе стороны. Подземный вариант сооружения перехода был задним числом согласован проектной организацией «ВНИПИТРАНСГАЗ» (г. Киев).

Подробностей его строительства не сохранилось, однако при исполнении могут быть 2 варианта заполнения пространства под трубой:

• подсыпка минерального грунта (суглинок с дресвой и щебнем);

• подсыпка этого же грунта с подбивкой под трубопровод.

Глубина заложения, судя по фото (рисунок 1.5) с места аварии, нормативная (~ 1,0 м); опорные плиты, предусмотренные проектом, отсутствовали.

Авария на этом участке произошла 20.01.2006 г., сопровождалась взрывом и возгоранием. Приведем выдержки из материалов расследования аварии [42].

Участок газопровода в районе разрушившегося сварного стыка подвергался многолетним изгибным напряжениям. Наличие изгибных напряжений подтверждают также результаты расчетов остаточных напряжений.

Согласно Акту расследования аварии, причинами высокого уровня изгибных напряжений на нижней образующей (в кольцевом шве) могут быть:

- неприлегание трубопровода ко дну траншеи, допущенное еще на стадии строительства;

- наличие вблизи места аварии зоны развития карста (от ПК 5713+50 до ПК 5714+50, черт. 322783).

Характер разрушения по сварному стыку показывает, что трубопровод подвергался продолжительным изгибным напряжениям, и разрушение развивалось по механизму КРН [43]. Так случилось, что сварной стык оказался менее прочным по сравнению' с основным металлом. В любом случае рано или поздно разрушение должно было произойти.

Отметим, что в 2004 году при внутритрубной дефектоскопии (ВТД) на этом участке трубопровода дефектов КРН (трещин) не обнаружено. Отсюда следуют варианты:

- разрешающая способность используемых средств диагностики (включая ВТД) не достаточна для выявления трещин КРН глубиной менее 20 % от толщины стенки;

- скорость роста этих трещин составляет не менее 2,2 мм в год.

К особенности этого разрушения можно отнести то, что оно произошло на фоне значительных растягивающих напряжений, о чем свидетельствуют следующие факторы:

• концы труб разошлись и в вертикальной плоскости заняли положение под углом, хотя по проекту (рисунок 1.4) - участок прямолинейный;

• зазор сверху ~ 50 мм, снизу ~ 140 мм (рисунок 1.5).

Не удалось установить состояние грунта под трубопроводом, так как образовался котлован размерами 12 х 15 х 6 м (рисунок 1.5) из-за «выдувания» грунта газом под давлением по трещине, расположенной на нижней образующей. Грунт разбросало в районе котлована.

Уточненный расчет показал, что угол наклона двух концов трубы к месту аварии состави