Хладостойкость и надежность трубопроводов Крайнего Севера

2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ.....................................................6
Глава 1. МЕХАНИКА РАЗРУШЕНИЯ И РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА....................................................13
1.1. Применение механики разрушения к анализу прочности и надежности элементов трубопроводных систем.............13
1.2. Конструктивно - технологические особенности проектирования трубопроводов в условиях Крайнего Севера...............18
1.2.1. Природно-климатические условия трассы магистральных
г азопроводов Республики Саха (Якутия).............19
1.2.2. Обзор нормативно - регламентирующей документации проектирования трубопровода.............................23
1.2.3. Этапы строительства и ввода в эксплуатацию трубопроводной сети ЯКУТГАЗПРОМ.................................30
1.3. Особенности эксплуатации трубопроводов в условиях Крайнего Севера.................................................36
1.4. Анализ отказов и показателей эксплуатационной надежности магистральных газопроводов.............................43
ГЛАВА 2. НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ.............................54
2.1. Исследование несущей способности линейной части магистральных газопроводов, эксплуатируемых в условиях Севера....54
2.2. Методика и результаты определения напряжснно-деформиро-• «
ванного состояния непроектных участков магистрального газопровода.............................................58
2.3. Натурные исследования перемещений трассы магистрального газопровода при пучении грунтов........................76
2.4. Моделирование условий работы подземного трубопровода в болотистой местности..................................87
2.5. Натурные испытания на разрушение отрезка трубы с дефектом типа полугофр.........................................92
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРИСТИК ТРЕЩИНОСТОЙ-
КОСТИ ТРУБНЫХ СТАЛЕЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ В СТРОИТЕЛЬСТВЕ ТРУБОПРОВОДОВ СЕВЕРНОГО ИСПОЛНЕНИЯ...................109
3.1. Оценка трещиностойкости трубных сталей северного исполнения ...............................................110
3.2. Статистический анализ характеристик трещиностойкости трубных сталей............................................132
3.3. Оценка параметров распределения характеристик трещиностойкости низколегированных сталей...................146
Глава 4. РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНОГО МЕТОДА ОЦЕНКИ ТРЕЩИНОСТОЙКОСТИ ............................................158
4.1. Расчетно-экспериментальное обоснование двухпараметрического критерия на основе J-интеграла..................158
4.2. Статистический анализ относительных характеристик трещиностойкости в рамках двухпараметрического подхода 175
4.3. Расчет на трещиностойкость трубопроводов по двухпараметрическому критерию...................................183
Глава 5. ОЦЕНКА ПАРАМЕТРОВ ВЯЗКО-ХРУПКОГО ПЕРЕХОДА
И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ ХРУПКОСТИ.......................191
5.1. Параметры оценки вязко-хрупкого перехода.............191
5.2. Статистический анализ параметров, характеризующих хрупкое разрушение...........................................200
5.3. Температура хрупкости трубных сталей и трубопроводов, северного исполнения.................................211
4
Глава 6. НАТУРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТРУБ И ОЦЕНКА НЕСУЩЕЙ
СПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ...............................226
6.1. Стенд для низкотемпературных испытаний труб и сосудов давления...........................................227
6.2. Компьютерно - измерительный комплекс и программное обеспечение стенда низкотемпературных испытаний....236
6.3. Результаты натурных испытаний и оценка несущей способности труб и сосудов давления......................248
Глава 7. РАСЧЕТНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТОНКОСТЕННЫХ МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЙ...................271
7.1. Оценка вероятности разрушения по результатам испытаний стандартных образцов...............................271
7.2. Оценка вероятности хрупкого разрушения тонкостенных металлоконструкций (трубопроводы и сосуды высокого давления)...............................................279
7.3. Определение функции безотказной работы тонкостенных металлоконструкций при низких температурах эксплуатации 299
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ.........................................312
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ........................315
ПРИЛОЖЕНИЯ:
П1 . Методические указания. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность. Сбор, хранение и подготовка первичной информации для оценки технического состояния и проведения исследования причин отказов и разрушения магистрального газопровода........................................351
112. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность. Оценка технического состояния непроектных участков магистразьного газопровода..............................375
5
ПЗ. Руководящий документ. Требования к материалам и сварным
конструкциям, эксплуатирующимся в условиях Севера 399
П4. Акты внедрения результатов диссертационной работы.........426
ВВЕДЕНИЕ
Трубопроводные системы для транспортирования газа и нефтепродуктов - один из важнейших элементов топливно-энергетического комплекса страны. Многочисленные отказы на технологических трубопроводах, транспортирующих пожаро-взрыво-опасные продукты, приносят огромные убытки, приводят к локальным и общим загрязнениям окружающей среды, создают повышенный риск для персонала и населения. Особую остроту приобретает проблема надежности трубопроводов на Крайнем Севере, где из-за природно-климатических условий повышается вероятность внезапных разрушений трубопроводов, что может привести к катастрофическим последствиям в экономическом, техногенном, энергетическом и экологическом положении региона.
Непрерывный рост рабочих параметров, размеров трубопроводов, наличие технологических и эксплуатационных дефектов, экстремальные условия эксплуатации и отклонения от проектных требований указывают на необходимость постановки и проведения целенаправленных научных исследований по развитию расчетно-экспериментальных методов нелинейной механики разрушения и совершенствования алгоритма расчетов показателей надежности крупногабаритных тонкостенных металлоконструкций.
Обладая усовершенствованными расчетно-экспериментальными методами и алгоритмами расчетов показателей надежности с применением современных критериев механики разрушения и вероятностных моделей хрупкого разрушения, которые учитывают наиболее важные факторы эксплуатации и поврежденности трубопроводов на Крайнем Севере, можно решить проблему обеспечения их хладостойкости и надежности.
7
Системы магистральных газопроводов Республики Саха (Якутия) относятся к техническим системам жизнеобеспечения. В настоящее время газопроводная система республики составляет в общей сложности около 1400 км магистральных газопроводов, являющихся автономными системами, не входящими в Единую систему газоснабжения России. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов при высоких уровнях накопленных повреждений и дефектности относится к сложной и наукоемкой задаче, которая должна решаться на базе расчетных методов механики деформирования и разрушения, теории надежности и безопасности технических систем с использованием методов и средств натурных исследований и испытаний, неразрушающего контроля и диагностики технического состояния. Комплексные исследования по обеспечению надежности трубопроводов эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера ранее не проводились.
Цель диссертационной работы состоит в комплексной разработке методов оценки хладостойкости и надежности крупногабаритных тонкостенных металлоконструкций с исходной технологической и эксплуатационной дефектностью по критериям механики разрушения с учетом эксплуатационных условий в регионах Крайнего Севера.
Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:
- путем системного исследования природно-климатических условий, режима эксплуатации, отклонений от проектных требований и причин разрушения трубопроводов выявить и обобщить основные факторы, влияющие на прочность элементов тонкостенных металлоконструкций, эксплуатируемых в условиях низких климатических температур,
- исследовать характеристики сопротивления разрушению трубных сталей северного исполнения, создать базу данных механических свойств и характеристик статической трещиностойкости и определить
5>
функции распределения этих характеристик при статическом нагружении с оценкой влияния эксплуатационных факторов (температура, срок эксплуатации),
- сформулировать и обосновать уравнения предельного состояния элементов тонкостенных металлоконструкций с дефектами типа трещин на основе энергетического критерия разрушения,
- разработать методику оценки хладостойкости и надежности (вероятность безотказной работы) трубопроводов и сосудов высокого давления по критериям механики разрушения,
- разработать методологию и технологию низкотемпературных испытаний на разрушение элементов конструкций с дефектом, для определения показателей прочности, хладостойкости и надежности трубопровода из сталей северного исполнения.
Научная новизна работы заключается в развитии расчетноэкспериментальных методов нелинейной механики разрушения и совершенствовании расчетов показателей надежности крупногабаритных тонкостенных металлоконструкций на примере трубопроводов, эксплуатируемых в условиях низких климатических температур:
- сформулированы научные основы количественной оценки хладостойкости (вероятность хрупкого разрушения) крупногабаритных тонкостенных металлоконструкций,
- получены температурные зависимости характеристик трещиностойкости низколегированных трубных сталей и определены параметры функции их распределения; установлены доверительные вероятности характеристик трещи ностойкости рассматриваемых сталей,
- разработан ' и* экспериментально обоснован двухпараметрический критерий механики разрушения, включающий параметры диаграммы деформирования и характеристики трещиностойкости материала,
9
- разработаны принципы и методология проведения низкотемпературных испытаний труб и сосудов высокого давления,
- сформулированы закономерности предельных состояний и разработаны расчетно-экспериментальные методы оценки хладостойкости и надежности трубопроводов, которые учитывают масштабные и эксплуатационные факторы.
Практическая ценность результатов работы состоит в том, что полученные результаты исследований представляют собой единый комплекс для решения задачи обеспечения заданного уровня эксплуатационной надежности крупногабаритных тонкостенных металлоконструкций - трубопроводов, эксплуатируемых в условиях низких климатических температур.
С учетом результатов диссертационной работы составлены следующие отраслевые нормативно-технические документы:
1. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность. Сбор, хранение и подготовка первичной информации для оценки технического состояния и проведения исследования причин отказов и разрушения магистрального газопровода.
2. Методические указания. Расчеты и испытания на прочность. Оценка технического состояния непроектных участков магистрального газопровода.
3. Руководящий документ. Требования к материалам и сварным конструкциям, эксплуатирующимся в условиях Севера.
Перечисленные нормативно-технические документы внедрены в ОАО «Якутгазпром», что подтверждается соответствующими актами
• т
внедрения.
В основу диссертации положены результаты плановых научно-исследовательских работ Института физико-технических проблем Севера СО РАН по темам:
1.11.1.9. Исследование и разработка методов прогнозирования работоспособности машин и металлоконструкций в условиях районов с холодным климатом. Раздел 2. Исследование и разработка методов сопротивления динамическому нагружению напряженных элементов конструкций в условиях низких температур (1986-1990). Постановление ГКНТ СССР №422 от 17.09.86.;
1.11.5.2. Разработка методов и способов определения свойств конструкционных и высокопрочных материалов и новых технологий для повышения прочности, надежности и долговечности машин и конструкций при одновременном снижении материалоемкости. Раздел 4. Разработка методики испытания крупногабаритных конструкций с трещиной при однократном статическом нагружении и разработка методов прогнозирования долговечности элементов конструкций, работающих в условиях низких температур (1991-1995). № гос. регистрации 01900035500;
1.11.1.10 Разработка методов моделирования неравновесных процессов в гетерогенных материалах и создание новых материалов, технологий и основ оптимального проектирования для повышения надежности и работоспособности конструкций и машин, работающих под действием статических и динамических нагрузок в условиях Крайнего Севера. Раздел 3. Теоретическое и экспериментальное моделирование процессов распространения стабильной (хрупкой) трещины как последействия автоволновых деформаций в твердом теле с системой рассеянных повреждений и дефектов (1996-2000). № гос. регистрации 01960007603.
Достоверность и обоснованность научных положений и выводов
определяются применением современных подходов нелинейной механики разрушения и теории надежности, методов натурных испытаний и компьютерно-измерительного комплекса, а также соответствием
li
полученных результатов известным теоретическим и экспериментальным данным.
Личный вклад автора заключается в постановке данного исследования, формулировке и разработке всех основных положений, определяющих научную новизну работы, ее практическую значимость. Автор непосредственно руководил организацией и проведением всех этапов исследований, натурных испытаний, экспедиционных работ и внедрением полученных результатов. Отдельные эксперименты выполнены при участии сотрудников лабораторий механики разрушения, теплофизики и группы натурных испытаний ИФТПС СО РАН, которым автор выражает глубокую благодарность за помощь в работе. Особую признательность автор выражает академику В.П.Ларионову и члену -корреспонденту РАН Н.А.Махутову за ценные советы и внимание к работе.
Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались: на VI Всесоюзном съезде по теоретической и прикладной механике (Ташкент, 1986); на I Всесоюзной научно-технической конференции НХП-1-87 (Уфа, 1987); на I Всесоюзной конференции «Механика разрушения материалов». (Львов, 1987); на Международном советско-скандинавском семинаре «Машины, материалы и конструкции в арктических условиях» (Якутск, 1991); на 1-th International Symposium on Plasticity and Its Current Applications “Plasticity’95”. (Sakai, Japan, 1995); на Международной конференции «Сварные конструкции» (Москва, 1995), на Международном семинаре «Механические свойства и разрушение сталей при низких температурах» (Санкт-Петербург, 1996); на научно-
практической конференции «Якутск-столица северной республики:
глобальные проблемы градосферы и пути их решения» (Якутск, 1996); на симпозиуме «Синергетика. Структура и свойства материалов.
Самоорганизующиеся технологии» (Москва, 1996); на IX Конференции по
12
прочности и пластичности. (Москва, 1996); на региональном семинаре «Технология и качество сварки в условиях низких температур» (Якутск, 1997); на III, IV и V научно-технических семинарах «Прочность материалов и конструкций при низких температурах» (Санкт-Петербург, 1998, 1999, 2000); на The 5th International Conference on Northeast Asian Natural Gas Pipeline. (Yakutsk, 1999); на V научной конференции “Современные методы математического моделирования природных и антропогенных катастроф» (Красноярск, 1999); на 2nd International Conference: «Fracture mechanics of materials and structural integrity» (Lviv, 1999); на Международной конференции «Физико-технические проблемы Севера» (Якутск, 2000); на Международной конференции «Оценка и обоснование продления ресурса элементов конструкций» (Киев, 2000); на научных мероприятиях «Природно-техногенная безопасность Сибири» (Красноярск, 2001); на научных семинарах в Институте машиноведения РАН имени А.А.Благонравова, в Институте вычислительного моделирования СО РАН, в Институте физико-технических проблем Севера СО РАН.
Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 43 научных трудах и нашло отражение в 3 отраслевых нормативнотехнических документах, а также в отчетах о научно-исследовательских работах, выполненных в рамках научно-технических программ и по заказам организаций. Получено авторское свидетельство на изобретение.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения , 7
глав, выводов и приложений. Основное содержание и выводы отражены на
314 страницах машинописного текста. Диссертация содержит 132 рисунка «
и 38 таблиц. Список использованной литературы включает 337 наименований.
13
Глава!. МЕХАНИКА РАЗРУШЕНИЯ И РАБОТОСПОСОБНОСТЬ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ В УСЛОВИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
1.1. Применение механики разрушения к анализу прочности и надежности элементов трубопроводных систем
Современные подходы оценка надежности и прочности элементов конструкций, содержащих дефекты типа трещин, основываются на классические теории прочности и критериальные соотношения механики разрушения. При этом предельное состояние материала в наиболее опасной зоне элемента конструкции более общем виде описывается условием [176]:
1<[(7, ;П(а;Д);Л'М;Я; Т]=С (1.1)
где, С - критерий наступления критического состояния; Хг характеристика материала; П(а;Р) - функция, описывающая вид напряженного состояния (сг1>сг2>(7з; а=ст2/(71; р^сг/а;); /- размер дефекта; М - геометрический фактор, б1- фактор условий эксплуатации; Т- технологический фактор.
Данное уравнение (1.1) позволяет описать начало пластического течения (критерий текучести) или момент разрушения (критерий разрушения). В рамках классической теории прочности в качестве расчетных параметров могут быть использованы характеристики механических свойств материала ( от- предел текучести; ств- временное сопротивление; 5* - сопротивление разрыву), а в рамках механики разрушения - характеристики трещиностойкости (критические значения коэффициентов интенсивности напряжений - Ко, критическое раскрытие трещины- 8с, критическое значе- • ние Линтеграла - и т.д.)
По классической теории прочности, согласно ГОСТ-ов[44, 49] и СПи11-ов[227-229] проводятся основные нормативные расчеты грубопро-
водов, без учета наличия микро- и макродефектов (толщина и диаметр трубы, марка стали и другие параметры). Экспериментально-расчетные методы механики разрушения позволяют оценить хладостойкость, трещи-ностойкость и надежность трубопровода при наличии технологических и эксплуатационных дефектов. Оценка технического состояния, остаточной прочности и ресурса трубопроводов, также проводятся методами механики разрушения.
Фундаментальные исследования в области разработки критериальных соотношений механики разрушения были проведены в работах А.Е. Андрейкива, Г.И.Баренблата, В.В.Болотина, В.С.Ивановой, Н.А.Махутова, Е.М.Морозова, В.В.Панасюка, В.З.Партона, Ю.Н.Работнова, Г.П. Черепанова, D.Dagdale, A.Griffith, G.Irwin, J.Rice, G.Sih. и др. [5, 9-11, 63, 156-168, 172-175, 197, 199, 246-248, 280, 287, 293, 321, 322, 326 и др.]. В разработку и развитие экспериментальных методов оценки характеристик трещино-стойкости материалов и конструкций существенный вклад внесли Г.С.Васильченко, М.Н.Георгиев, Б.А.Дроздовский, Ю.И.Егоров,
П.Ф.Кошелев, А.Я.Красовский, В.М.Маркочев, Н.А.Махутов,
Ю.Г.Матвиенко, Е.М.Морозов, А.П.Моношков, В.В.Москвичев, Ю.И.Пашков, О.Н.Романив, D.Broek, G.P.Knott, J.D.Landes, J.Merkle, P.C.Paris, W.K.Wilson и др. [24, 25, 39, 54, 55, 87-91, 92-96, 151-153, Мб-150, 156-168, 172-175, 171, 176, 200, 201, 221, 260, 303, 304, 308, 316, 336, 337 и др.]
Прикладные задачи расчетов на хладостойкость, трещиностойкость и надежность крупногабаритных машин и конструкций рассматривались в работах А.П.Аммосова, В.В.Болотина, Р.С.Григорьева, Л.А.Копельмана,
H.A. Костенко, В.Р.Кузьмина, В.П.Ларионова, А.В.Лыглаева,
Н.А.Махутова, В.В.Москвичева, A.A.Попова, С.В.Серенссна, Ю.П.Солнцева, В.Г.Трощснко, Ю.С.Уржумцева, P.Burdekin, K.Kalna, T.Kanazawa, L.Larsson, L.C.Newman и др. [3, 4, 9-11, 51, 84, 85, 99, 100,
1.5
103-111, 125-141, 156-168, 176, 205, 235, 236, 263-265, 294, 296, 297, 306, 312,313 и др.].
Вопросы проектирования, строительства, испытания и обеспечения надежности и экологической безопасности магистральных трубопроводов отражены в работах: А.Б.Айбиндера, М.П.Анучкина, А.В.Бакиева,
П.П.Бородавкина, С.В.Виноградова, Е.И.Гайденко, К.М.Гумерова, Р.С.Зайнуллина, Е.Е.Зорина, О.М.Иванцова, Е.Е.Кабанца,
А.Г.Камерштейна, В.Г.Кондратьева, И.П.Константинова, И.Н.Кургановой, С.А.Куркина, И.И.Мазура, Г.И.Макарова, О.И.Молдаванова, А.Н.Моношкова, Ю.И.Пашкова, В.Н.Пермякова, В.В.Харионовского, М.Ш.Хигера, В.П.Чабуркина, и др. [2, 6, 17, 18, 37, 38, 60, 64, 65, 81-83, 101, 102, 142, 171, 200-201, 241, 244 и др.]
Задачи количественной оценки трсщиностойкости, хладостойкости и надежности трубопроводов решаются в рамках расчетноэкспериментального комплекса механики разрушения (рис.1.1) [176].
Расчетно-экспериментальный алгоритм оценки трещиностойкости, хладостойкости и надежности тонкостенных металлоконструкций, на примере трубопроводов, состоит из следующих этапов:
проведение статистического анализа влияния эксплуатационных факторов (температуры, давления, непроектных участков) на несущую способность трубопровода.
- проведение статистического анализа и схематизация фактической дефектности материалов и элементов конструкций;
- формирование базы данных расчетных характеристик механических свойств и трещиностойкости;
- оценка локального напряженно-деформированного состояния в области действительного или расчетного дефекта (трещины);
- выбор критериев и уравнений предельного состояния трубопровода конструкций с трещинами для различных условий эксплуатации и нагру-
жения;
- проведение расчетной оценки предельных состояний по критериям трещиностойкости, хладостойкости и надежности с определением коэффициентов запаса по нагрузкам, напряжениям, деформациям, характеристикам трещиностойкости, размерам дефектов и критическим температурам хрупкого разрушения.
Научно-обоснованный расчет газопроводов на прочность и устойчивость является определяющим в формировании показателей надежности трубопроводных систем при эксплуатации.
Практика эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ставит ряд сложных задач, решение которых требует, помимо определения критических параметров работоспособности трубопровода при различном сочетании нагрузок и воздействий. Знать объективную картину распределения реально действующих в конструкции напряжений на участках трубопроводов, потерявших в силу различных причин проектное положение оси и представляющих наибольшую опасность на несущую способность газопровода.
В настоящее время прослеживается несколько подходов к решению этой задачи. Первый основан на том, что трубопровод рассматривают как цилиндрическую оболочку, находящуюся в поле внешних воздействий. Расчет при этом проводится методами теории оболочек [2, 227, 241]. Второй подход к решению задач основан на том, что трубопровод представляют балкой кольцевого поперечного сечения, взаимодействующей с грунтовой средой [17, 64].
^ Таким образом, проблема безотказной эксплуатации тесно связано с анализом, оценкой прочности и несущей способности каждого участка газопровода, исходя из расчета и натурных обследований непроектных положений образовавшихся в процессе эксплуатации.
Расчетно-экспериментальный комплекс механики разрушения
трубопроводов.
Формирование банка исходных данных для расчета
Внешние нагрузки и силовые воздействия, режимы нагружения
Условие эксплуатации и воздействия внешней среды
Нормы дефектности и средства дефектоскопического контроля.
Базы данных расчетных характеристик механических свойств и трсщнностойкости
Анализ предельных состояний
Составление Определение Анализ условий Выбор
расчетной схе- номинального, наступления критериев и
мы местного и ло- предельного уравнений
кального НДС состояния предельного
состояния
Расчетная опенка показателей прочности, хладостойкости и надежности
Оценка коэф- Оценка допус- Заключение и Натурные и
фициентов за- каемых разме- рекомендации молельные ис-
пасов ров дефектов по выбору материалов пытания
;
По нагрузкам, на- По характеристи- По критическим По критическим
пряжениям и де- кам трешиностой- размерам дефектов температурам
формациям кости хрупкости
•_
РИС. 1.1
%
1.2. Конструктивно - технологические особенности проектирования трубопроводов в условиях Крайнего Севера
Проектирование и строительство объектов большой мощности в частности, магистральных газопроводов связано с решением многих вопросов, включающих комплекс мер по проектному обеспечению прочности, надежности и потенциальной способности выполнять заданные функции в течение требуемого промежутка времени. В первую очередь это определяется специфическими условиями предполагаемой местности сооружения трубопровода, экономическими, экологическими и рядом других важных аспектов. Обеспечение указанных мер, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев качества трубопровода, обуславливающих сто нормативную работоспособность в процессе активного воздействия эксплуатационных, природно-климатических и других факторов. С этой точки зрения, безусловно, важным моментом является наиболее реально учитывающий весь спектр факторов и особенностей, просктно - регламентирующее решение, поскольку необходимые уровни надежной и безопасной эксплуатации конструкций формируются на этапе проектирования.
Таким образом, при решении вопроса обеспечения необходимого уровня несущей способности и надежности функционирования северных газопроводов, возникает необходимость постановки и проведения научно-исследовательских работ. Среди них особое место занимает исследование природно-климатических и инженерно-геокриологических условий на трассах магистральных газопроводов эксплуатируемых в Республике Саха (Якутия).
1.2.1. Природно-климатические условия трассы магистральных
газопроводов Республики Саха (Якутия)
Климат территории прохождения исследуемого газопровода представляет собой одну из сложнейших, естественных преград, создающих экстремальные условия для работоспособности газопровода. Известно, что несущая способность конструкции в период эксплуатации во многом определяется, характером взаимодействия с окружающей средой, и в частности поведением многолетнемерзлых грунтов в условиях сезонного градиента температурного режима, который в верхних слоях мерзлых толщ формируется в результате взаимодействия климата и геолого-географической среды. Не маловажную роль в этом играют ландшафтные комплексы, которые дают различные сочетания компонентов природной среды, и по разному влияют на изменения температуры верхних горизонтов многолетнемерзлой толщи. Для наиболее детального представления условий эксплуатации исследуемого газопровода, приведем характеристики рельефно-климатических особенностей трассы Мастах - Берге - Якутск.
Общая длина трассы газопровода, при расположении ТЭЦ в г. Якутске, составляет 415,52 км, а при расположении ТЭЦ в пос. Вестях 431,7 км (с учетом рельефа и “змейки”).
Трасса проходит по необжитой тайге верхней террасы левого берега р. Лены. Начальный пункт трассы - головные сооружения газопровода. Конец трассы - газораспределительная станция (ГРС) пос. Вестях, а при расположении ТЭЦ в г. Якутске - газораспределительная станция в пос. Покровск. Общая схема трассы газопровода Кысыл-Сыр-Мастах-Бэргэ и Таас-Тумус-Бэргэ-Якутск представлено на рис. 1.2.
В начале трасса (до 79 км.) проходит по заболоченным и озерным местам, далее на расстоянии 207 км трасса проходит по повышенным сравнительно равнинным залесенным участкам со значительным количе-
Схема трассы магистрального газопровода республики Саха (Якутия)
21
ством мелких рек. Остальная часть трассы проходит но залесенным и всхолмленным участкам с наличием балок.
На всем протяжении трассы устроены 110 переходов и переездов через грунтовые автодороги, и 17 канатных (подвесных) переходов через водные преграды.
Район прохождения трасс магистральных газопроводов Якутского газового комплекса охватывает северную и восточную часть Лено - Ви-люйского междуречья [68]. Рельеф имеет равнинный или слабо волнистый характер. Исключения составляет участок трассы, проходящий по междуречью Лунха - Берге -Тюгене, которому присущ ложбинночрядовый рельеф с относительным превышением 20-40 м и более.
В районе прохождения трасс различается несколько геоморфологических уровней [68, 69]; надпойменные террасы рек Лены и Вилюя, аккумулятивно-денудационная и денудационные равнины. Поверхность данных равнин расчленена многочисленными плоскодонными ложбинами, логами, термокарстовыми западинами, атасными долинами, а также долинами небольших рек. Широкое распространение, здесь получили так называемые межаласья - это небольшие по площади невысокие плоские водораздельные элементы рельефа [185-187].
На протяжении примерно 40 км трасса газопровода Мастах-Берге следует по обширным массивам развеваемых песков - тукуланам. Для них характерен типичный пустынный рельеф с котловинами выдувания, эоловыми грядами, буграми и дюнами .
Район прохождения трассы характеризуется преимущественно лесной растительностью. Главной лесообразующей породой является лиственница. Лесная растительность занимает обширные водораздельные участки и их пологие склоны.
Значительная часть района прохождения трассы заозерена и заболочена. В различной степени заболоченные участки местности и болота
22
встречаются довольно часто. Практически все лога, аласы, аласные долины и другие формы понижения в рельефе в той или иной мере заболочены. Особенно обширные заболоченные площади территории наблюдаются в долинах рек Хатын - Юрях, Берге - Тюгенэ, Ситтс. Протяженность трассы, следующей по заболоченной местности, составляет более 20% от общей длины газопровода.
Одной из природных особенностей непосредственно влияющих на работоспособность трубопроводной системы в районах Якутии является распространенная на обширные территории мерзлотные условия. Многолетнемерзлые породы на рассматриваемых участках имеют сплошное распространение. Установлено, что мощность мерзлой толщины измеряется сотнями метров, в частности в районе прохождения трассы газопроводов, измеряется от 100 до 500 м. Здесь среднегодовая температура (на глубине 10-15 м) составляет порядка от 0 до -6°С [193].
На большей части, территории мерзлота сливающаяся, т. е. верхняя граница многолетнемерзлых пород совпадает с нижней поверхностью деятельного слоя, мощность которого в зависимости от условий теплообмена на поверхности варьирует в пределах от 0,3 до 4 и более метров. Такой довольно широкий диапазон изменений среднегодовых температур грунтов и глубины сезонного оттаивания объясняется многообразным проявлением геолого-географических факторов на температурный режим пород.
Более подробно рассмотрим геокриологические характеристики трассы газопровода Мастах - р. Лунха по характерным участкам [193]:
- 0-33 км. Мастахское месторождение - р. Дьороон - Юрях. Этот участок трассы проходит по II надпойменной террасе Вилюя. Природные условия этой тсритории весьма разнообразны. Для местности, прилегающей к Мастахскому газовому промыслу, характерны обводненные и заболоченные ландшафты. Здесь, большое место в рельефе занимают межаласья с полигональными микрорельефами и аласоподобными западинами. В при-
23
долинной части (р. Дьороон-Юрях), трасса газопровода проходит по равнинному участку местности с хорошо дренированной поверхностью.
В геологическом строении данной территории преобладают песчаные и суглинистые грунты. Межаласья и прилегающие к ним низины, в основном, сложены суглинками, а в начале трассы преимущественно песками, песчаными отложениями сложена и придолинная часть отрезка трассы.
Растительность на II надпойменной террасе Вилюя, в основном, лесная. При этом, на песчаных грунтах более развиты основные леса, а на суглинистых - густые лиственничные. Болотно-луговые растительные сообщества встречаются в плоскодонных западинах.
В связи с неоднородностью компонентов природной среды (рельефа, местности, растительного покрова, степени увлажнения поверхности, состава отложений) мерзлотные условия данного района разнообразны. На межаласьях, сложенных песчаными отложениями, формируется слой сезонного оттаивания мощностью около 2,0 м.; а в суглинках, глубина оттаивания составляет 1,5 м.
Одной из главных особенностей этого района является широкое распространение повторно-жильных льдов (ПЖЛ). Они приурочены к положительным формам рельефа. Мощность ледяных жил достигает до 3-4 м. Верхняя граница ПЖЛ находится на глубине 2-3 м, т.е. непосредственно под слоем сезонного опаивания [68, 69, 215].
1.2.2. Обзор нормативно - регламентирующей документации проектирования трубопровода
При строительстве магистральных газопроводов Севера первым этапом является разработка проектного решения, в состав которого входят следующие разделы: общая пояснительная записка, организация строи-
24
тельства, охрана окружающей среды, сметная документация, заказные спецификации и ведомости, паспорт проекта.
Проект действующей I нитки разработан на основании: задания на разработку технического проекта газопровода Таас-Тумус -Якутск, утвержденное Мин Газпромом СССР. В 1967г. введен в эксплуатацию газопровод Таас-Тумус - Якутск, протяженностью 292 км из труб Ду-500, построенный по проекту института “ЮжНИИгипрогаз”. А в 1969г. введен в эксплуатацию отвод на п. Покровск из труб Ду-250, протяженностью 81 км [36].
Основным моментом проектного решения I нитки газопровода Таас-Тумус - Якутск можно выделить экспериментальную постановку задачи сооружения уникальной конструкции в условиях вечной мерзлоты. Сложность проекта состоял прежде всего в отсутствии опыта строительства, недостаточно полноценной информации геокриологической характеристики трассы газопровода, довольно сжатые сроки производства изысканий. В силу сложившихся обстоятельств, рабочий проект был выполнен на основании предварительных материалов и рекомендаций института Мерзлотоведения. Характерно также, что отсутствие необходимой инфраструктуры для строительства первого газопровода внесло существенные трудности в проектировании и сооружении трубопровода.
В связи со сложившейся обстановкой возникла задача выбора оптимального направления трассы, по которому в кратчайший срок можно было бы построить в тяжелых условиях газопровод от месторождений для подачи газа Якутскому промышленному узлу. Основными критериями оптимального проектного решения послужили [36]:
-возможность сокращения протяженности строительства газопроводов;
-наиболее благоприятные г еокриологические условия;
25
-наименьшее количество переходов через естественные препятствия (реки, болота и т.п.);
-возможность прохождения механизмов при строительстве и эксплуатации;
-устойчивость и надежность сооружения;
Выше указанные требования легли в основу производства проектноизыскательских работ по данному газопроводу.
Строительство газопровода Таас-Тумус - Якутск - Покровск обосновывалось на базе утвержденных Государственных заказов в 1966г запасов
3
газа Усть - Вилюйского месторождения в объеме 44 млрд. м , которым можно было обеспечить газоснабжение Якутского промышленного узла в течении 25-30 лет. Однако, практика эксплуатации показала, что фактиче-
3
ские запасы газа составляют около 1,1 -1,5 млрд. м , и практически к началу 1972 года запасы газа Усть - Вилюйского месторождения иссякают. Из-
3
влекаемые запасы г аза на начало 1972 года составляло 170 млн. м и к на-
3
чалу 1973 года - 20...30 млн. м . Указанные запасы газа ниже достигнутых объемов газового потребления и не могут удовлетворять растущие потребности Якутского промышленного узла. Это обуславливает необходимость ввода новых месторождений уже с начала 1973 года.
Бригадой специалистов были рассмотрены возможные источники газоснабжения и в качестве наиболее надежного рекомендовано Средне- Ви-
3
люйское месторождение, с примерным запасом 169 млрд.м .
В соответствии с заданием на проектирование институт “Южгипрот-рубопровод” в марте 1971 года приступил к сбору исходных данных и в мае 1971 г к производству изыскательских работ.
Техно - рабочий проект газопровода Средне - Вилюйское месторождение выполнен институтом “Южгипротрубопровод”. Основанием для проектирования послужили:
-задание на разработку технического проекта газопровода - подключения Мастахского месторождения к газопроводу Таас-Тумус- Якутск, утвержденное Мингазпромом 11 февраля 1971 г;
-письмо Мингазпрома от 30 сенгебря 1971г. № ВД-1234 о выполнении техно- рабочего проекта газопровода Средне- Вилюйское месторождение - Таас-Тумус - Якутск;
-нормативные документы и руководящие указания по проектированию газопроводов и сооружений в зоне распространения вечномерзлых грунтов;
-эталоны и проектные проработки институтов ‘Типроспецгаз”, “ВНИПИтрансгаз”, “ВНИПИгаздобыча”, “ЮжНИИгипрогаз”, а также типовые проекты.
По данному газопроводу изыскания проводились с мая по ноябрь 1971 года, а техно - рабочий проект выполнен в период с декабря 1971г. по январь 1972г., т.е. за два месяца.
Фактическим содержанием техно - рабочего проекта газопровода подключения Средне - Вилюйское месторождение - Таас-Тумус - Якутск явились: общая пояснительная записка; технико-экономическая часть; магистральный газопровод и отвод; технологическая связь; наземные сооружения; организация строительства; сводная смога и сметные расчеты; заказные спецификации.
В проекте II нитки рассматриваются решения по проектируемому газопроводу и набор комплексов сооружений, в соответствии с заданием на проектирование, обеспечивающих расширение системы газоснабжения. Проектом предусматривается широкий комплекс мероприятий при соблюдении соответствующих действующих норм, правил, стандартов и других
27
нормативных документов по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода, зданий, сооружений включающий: введение; основные проектные решения; выбор направления трассы; условия строительства; состав сооружений проектируемого комплекса; технико-экономические показатели; приложений и чертежей.
Проект сооружения II нитки газопровода предназначен для расширения системы магистратьных газопроводов, исходя из планируемого потребления газа в Центральной части Якутии и столицы г. Якутска, с учетом освоения нового Средне - Билюйского месторождения, а также для перспективного газоснабжения примыкающих к коридору газопроводов населенных пунктов [35].
При строительстве, магистральных трубопроводов проектом определяются:
- ширина полосы отвода земель, в соответствии с нормами земель для магистральных газопроводов;
- категории магистральных трубопроводов и их участков в соответствии с главой СНиП: по проектированию магистральных трубопроводов;
- подготовительные работы и сооружение переходов через естественные и искусственные препятствия;
- земляные работы с учетом специфики грунтовых условий, предусматривающие специальные мероприятия указанные в проектной документации;
- сборку, сварку и контроль качества сварных соединений трубопроводов;
- укладку трубопровода в траншею; электрохимическую защиту трубопровода от подземной коррозии;
- очистку полости и испытание трубопроводов; линии технологической связи;
- охрану окружающей среды.
28
Необходимо отметить, что проект, строительства газопровода должен отвечать всем правилам и требованиям действующих СНиП и ведомственных строительных норм (ВСН).
Проектом также предусматривается технико-экономическое обоснование состава сооружений магистрального газопровода включающий следующие группы: головные, линейные, компрессорные станции (КС), газораспределительные станции (ГРС) в конце газопровода, объекты связи (высокочастотной и селекторной), вспомогательные сооружения обеспечивающие бесперебойную работу газопровода, объекты ремонтноэксплуатационной службы (ГЭС), жилищно-бытовые сооружения.
Основной функцией комплекса головных сооружений (ГС) является обеспечение подготовки поступающего на газосборных пунктах, добываемого на промысле продукта к дальнейшему транспорту. В комплекс ГС входят: установки по очистке газа от механических примесей и влаги, установки отделения от серы и высокоценных компонентов. К головным сооружениям относят также КС в начальной точке газопровода, на территории которой размещается комплекс перечисленных установок.
Линейная часть газопровода, представляет собой: непрерывную нитку трубопровода, собранную из отдельных труб и пересекающую на всем протяжении естественные и искусственные препятствия, обходящую населенные пункты и особо сложные для строительства участки.
Компрессорные станции представляют площадочный комплекс сооружений, состоящий из определенного числа и типа функциональных блоков, предназначенных для выполнения основных и вспомогательных процессов. Основное назначение КС - сжатие газа. Весь комплекс устройств КС управляется с помощью средств автоматики.
Газораспределительные станции предназначены для снижения давления газа до уровня, необходимого потребителям газа (от 0,3 до 1,2 МПа).
29
Кроме того, на ГРС осуществляется дополнительная очистка и осушка газа и по необходимости дополнительное введение одоранта.
В зависимости от производительности газораспределительные станции подразделяются, на две группы: первая группа предназначена для малых и
средних газопотребитслей с расходом газа менее 250 тыс.м^/ч, вторая
группа - для крупных газопотребителей с расходом более 250 тыс.м /ч.
На ГРС по проекту имеются следующие комплексы оборудования:
- узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами;
- узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления (РД) различной мощности;
- узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами - дифманомстрами;
- узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях, либо при ремонте установок;
- установки подогрева газа для предотвращения образования гидрат-ных пробок;
- установки для одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта;
- внешние входные и выходные трубопроводы - гребенка с большим числом запорной арматуры;
- устройства КИ11 и автоматики;
- электрооборудования и регулирующие устройства.
30
Во всех ГРС предусмотрены автоматически действующие регулирующие клапаны в комплексе с регуляторами давления или пневмореле, расходомерами и другими устройствами.
1.2.3. Этапы строительства и ввода в эксплуатацию трубопроводной сети ЯКУТГАЗПРОМ
Опыт строительства и эксплуатации объектов газового комплекса Севера свидетельствует об имеющейся диспропорции между инженерным расчетно-теоретическим параметрами формируемых объектов строительства и фактическим изменением показателей в периоды их эксплуатации. В этом отношении магистральные газопроводы наглядно иллюстрируют неадекватность расчетной модели от реальной обстановки в зоне контакта конструкции с окружающей средой. Однако здесь необходимо выделить ряд моментов являющихся, основополагающими факторами объясняющие столь существенные отличия. Во-первых, магистральные газопроводы Севера являются уникальными, металлоемкими конструкциями не имеющих аналогов в практике строительства и эксплуатации в суровых геокриологических условиях Якутии.
Большая линейная протяженность магистральных систем располагаются в сложных инженерно-геологических условиях, это болота различной мощности, заболоченные и обводненные территории, оползневые участки и площадки. Работа металла труб обусловлена экстремальными температурно-климатическими факторами, что создает особые условия эксплуатации газопровода. Все эти достаточно объективные трудности не позволяют получить оптимальный выбор проектных решений для впервые сооружаемой конструкции. Во-вторых, поведение трубопроводов не поддается описанию известными теоретическими решениями, для системы основание-фундамент.
31
Реальные перемещения газопроводов свидетельствуют о том, что наиболее опасные участки системы газопровод -грунтовая среда работает в гак называемой упруго - пластической стадии, когда перемещения трубопровода иногда превышают значения ее радиуса. Для прогнозирования таких перемещений в настоящее время отсутствуют расчетные методы, отражающие природу взаимодействия среды с трубопроводом. В-третьих, любая трубопроводная конструкция, формируемая в реальных условиях строительства и эксплуатации, неизбежно претерпевает изменения связанные с накоплением группы дефектов, снижающих в той или иной степени надежность газопровода. Главной причиной появления дефекта является отклонения от его нормативного значения. Поскольку дефект, не выявленный при строительстве, является потенциальным очагом отказа, а вероятность отказа зависит от размеров дефекта, условий подроста при эксплуатации и степени опасности (по эффекту инициирования отказа), то с достаточной уверенностью можно считать, что любой дефект определяет меру надежности трубопровода.
Ныне действующие магистральные газопроводы Республики Саха (Якутия) вводились в эксплуатацию в течение 1967 - 1988 годов (рис. 1.3). Газопровод Таас-Тумус- Якутск, построенный в 1965-1967 г.г. является первым газопроводом в районах распространения многолетнемерзлых грунтов. Строительство его носило производственно - экспериментальный характер. После окончания строительства в декабре 1967 года газопровод был испытан на прочность и плотность газов при давлении 44 атм. Рабочее давление в газопроводе было установлено равным 40 атм. За период эксплуатации газопровод дважды испытывался на прочность и плотность газом:
- в мае 1984 года - давлением 44 атм. Рабочее давление было сохранено равным 40 атм.
График ввода магистрального газопровода в эксплуатацию
Ц км.
годы
Рис.1.3.
33
- в апреле 1986 года участок 0-159 км. - давлением 56 атм., а участок 159км. - Якутск - давлением 50 атм. Рабочие давления на указанных участках были установлены, соответственно, 50 и 45 атм.
Газопровод северного исполнения состоит из труб диаметром 529 мм и толщиной стенки 9 мм поставок из сталей 09Г2С Ждановского металлургического завода по ВТУ ЧМТУ УкрНИТИ 537-64 отечественного и импортного производства данного класса сталей. Корневой шов выполнен ручной электродуговой сваркой электродами типа Э-50А марки У ОНИ 13/ 55. Заполнение и облицовка - полуавтоматической сваркой с применением сварочной проволоки Св-081 А под слоем флюса марки АН- 348А7.
В соответствии с проектом конструкция газопровода представляет собой прямолинейные участки со слабоизогнутыми температурными компенсаторами ( полузмейка) с шагом их расстановки 580 м. Слабоизогнутый компенсатор представляет собой в плане две стороны равнобедренного треугольника с длинами сторон 75 м, с углами поворота 12 град, у основания и 24 град, в его вершине, выполненные из отводов холодного гнутья из тех же труб.
В целом, мерзлотно - грунтовые условия по трассам газопровода, теплофизические свойства грунтов, глубина заложения труб, способы прокладки обуславливают сложный характер эксплуатации действующего газопровода. Например, при наземной прокладке напряжения в стенке трубы, возникающие при механическом взаимодействии ее с сезонно -оттаивающими грунтами, могут легко достигать критических значений, особенно на участках переходов на подземную прокладку.
В настоящее время газопроводная система Республики составляет в общей сложности около 1400 км. магистральных газопроводов, являющихся автономными системами, не входящими в Единую систему газоснабжения. Добычей и транспортировкой газа до г. Якутска и ряда других населенных пунктов занимается ГГ1 “Якутгазпром”. Принцип работы га-
34
зопровода состоит в следующем: из месторождений газ через насосно-компрессорные трубы под собственным пластовым давлением поступает в коллектор, где далее проходит очистку в сепараторах и поступает в магистральный трубопровод, по которым транспортируется до населенных пунктов.
Линейная часть магистрального трубопровода сооружается по трем конструктивным схемам: подземной, наземной и надземной.
В протяжении всего периода эксплуатации накоплена информация по работоспособности и состоянию газопроводов в районах с экстремальными климатическими условиями Севера, которые обобщены в работах [66-69, 185-187, 213, 215]. Исследуемый газопровод почти полностью переведен в подземный вариант укладки, первая нитка имеет участки наземного варианта с обваловкой. Подземная схема составляет около 98% от обшей длины построенных газопроводов. По этой схеме трубы уложены ниже естественной поверхности грунта. Это объясняется рядом положительных факторов, таких как защищенность труб от внешних воздействий, достаточно хорошая стабилизация положения трубопровода, обеспечение оптимальной устойчивости, не создаст препятствий для движения транспорта, а также, что имеет немаловажное значение это обеспечение технологической надежности газопроводов. Наземная схема предусматривает укладку труб на поверхность спланированного грунта или на грунтовое, сплошное основание, устраиваемое из привозного грунта. При надземной схеме трубопровод укладывают на опоры, размещаемые на определенном расстоянии друг от друга.
При подземной прокладке газопровод и транспортируемый по нему продукт не подвергаются резким перепадам температур, что имеет не маловажное значение для обеспечения технологической надежности газопровода.
35
Первоначально построенный наземный вариант возник при строительстве газопровода на вечномерзлых грунтах. Считалось, что отгаивание грунтов иод воздействием теплового потока от газопровода приведет к потере несущей способности. Недостаточная информация по признакам взаимодействия газопровода с грунтом сыграли решающую роль при сооружении наземным вариантом на опорах и на грунтовую теплоизолирующую подсыпку. Однако, как показала практика эксплуатации, возникают такие осложнения как: подверженность резким суточным и сезонным колебаниям температуры, воздействие осадков, превращение трубопровода в труднопреодолимую преграду (например: для животных, транспорта и т.д.), общая незащищенность газопровода от внешнего механического воздействия. Кроме того, как доказала практика, надежность надземной схемы в условиях Севера оказывается ничуть не выше, а в некоторых случаях и ниже надежности подземной схемы прокладки.
Одной из сложнейших задач надежной эксплуатации магистральных газопроводов проблема обеспечения прочности, включающая в себя комплекс задач, связанных с определением усилий в элементах конструкции, определением физико-механических характеристик несущей способности материала конструкции и их изменением при длительном действии нагрузок. В настоящее время существует несколько методов расчета предельного состояния, при котором полностью исчерпывается прочность конструкции и происходит ее разрушение, а также методы оценки необходимого и достаточного запаса несущей способности, обеспечивающей не разрушас-мость трубопровода весь расчетный период эксплуатации, основные результаты которых обобщены в работах [2,18,38,66,67,71,80,82,101, 213,214] .
36
1.3. Особенности эксплуатации трубопроводов в условиях Крайнего Севера
Как было отмечено выше, часть системы газопроводов имеет эксплуатационный возраст 20 и более лет, общее техническое состояние линейной части этих газопроводов с каждым годом ухудшается, так как эксплуатационный ресурс практически исчерпан. Моральный и физический износ газопроводов привела: на сегодняшний день, к непрерывному увеличению затрат на восстановление и объема работ по ликвидации и частичному предупреждению аварий, в том числе на ремонт свищей и трещин в сварных швах, вырезку гофров, замену антикоррозионной смазки в местах ее нарушения, подсыпку и обваловку отдельных участков газопровода. Постоянное накопление дефектов за многолетний период эксплуатации резко увеличило интенсивность отказов газопровода. Из-за старения металла труб газопровода, существенно снизилась сопротивляемость сварных соединений и основного металла хрупкому разрушению, происходит изменение механических свойств и характеристик трещино-стойкости.
В этих, условиях, возрастает риск катастрофических разрушений, прежде всего участков газопроводов, смонтированных более 30 лет назад, общая длина которых составляет примерно около 200 км. Так как скорость протекания разрушения в этих конструкциях значительно больше, чем в конструкциях с наибольшим запасом прочности. Кроме того, необходимо учитывать тот факт, что исследуемый газопровод был спроектирован и смонтирован в то время, когда не было достаточного опыта по эксплуатации газопроводов в условиях Крайнего Севера.
Обобщая, следует отмстить, что условия работы металла и сварного соединения газопровода специфичны и определяются следующими факторами, влияющими на их сопротивление разрушению [64-69]:
37
- металл труб практически работает в условиях двухосного напряженного состояния, когда действуют растягивающие компоненты напряжений;
- в конструкции и в его сварных соединениях неизбежно наличие начальных технологических дефектов, развивающихся в процессе эксплуатации по тому, или иному механизму роста, в конечном счете определяющие меру безотказной работы конструкции с разрушением металла труб;
- газопроводы, аккумулируют большое количество энергии перекачиваемого продукта, что может вызвать протяженные квазихрупкие или хрупкие разрушения, которые происходят в условиях высоких динамических нагрузок, кроме того, в трубопроводах аккумулируется энергия упругой деформации металла, что также усложняет условия работы металла в трубопроводе;
- газопроводы Севера эксплуатируются в суровых природно-климатических условиях, что обуславливает работу металла труб в широком интервале температур от -К30°С в летний период и до -50°С в зимний.
Район, прохождения трассы газопровода Мастах - Берге - Якутск характеризуется экстремальными природными условиями. Это, прежде всего низкие температуры, а также многочисленные болоты и заболоченные местности, речные переходы, которые создают нестабильное напряженно-деформированное состояние. В основное время года линейная часть газопровода взаимодействует с мерзлыми грунтами, а в другие времена года с оттаивающими, замерзающими и обводненными грунтами, т.е. со слабонесущими грунтами.
В слабонесущих фунтах, из-за наличия значительных эксплуатационных сжимающих продольных нагрузок, действующих на трубопровод в теплое время года, наблюдаются большие поперечные перемещения упругой оси трубопровода, особенно в местах искривления, и как следствие, к выходу из траншеи и к образованию выпученных участков-арок. В об-
38
водненных участках имеются случаи всплытия трубопровода, которые в зимнее время подвергаются большим продольным усилиям растяжения.
Г1о характеру и длительности воздействия нагрузки, испытываемые газопроводом, подразделяются постоянные, временные (длительные, кратковременные) и особые. Постоянными нагрузками являются собственная масса трубопровода, давление грунта засыпки, выталкивающая сила воды и силы, вызванные монтажом и технологией укладки. Временные нагрузки это: внутреннее давление, масса продукта, силы деформации грунта и другие климатические воздействия.
Основным силовым воздействием, определяющим напряженно-деформированное состояние газопровода, является внутреннее давление. Под действием внутреннего давления в трубах возникают преимущественно кольцевые растягивающие напряжения, вычисляемые: как правило, по безмоментной теории тонкостенных цилиндрических оболочек. В практике расчетов пренебрегают изменением радиальных напряжений по толщине стенки трубы и дополнительными напряжениями, вызванными несовершенством формы поперечного сечения трубы. Следующий по значимости вклад в НДС вносят продольные напряжения, которые возникают не только под действием внутреннего давления продукта, но также от таких силовых факторов, как температурный перепад и других взаимодействий трубы с окружающей средой.
11ри расчете газопроводов Севера на прочность и устойчивость температурный перепад учитывается в первую очередь, так как температура трубопровода изменяется во времени в достаточно широком диапазоне. При сооружении температура трубы определяется температурой наружного воздуха, а в процессе эксплуатации - температурой транспортируемого продукта. Величина температурного перепада принимается равной разности между расчетной и эксплуатационной температур стенки трубы. Нор-
39
мами предельного состояния газопровода регламентируется допускаемый температурный перепад для различных конструктивных решений.
Для газопроводов, проложенных в условиях Якутии, необходимо принимать во внимание факторы взаимодействия трубы со средой, где она
t
находится. Так например, на подземный трубопровод на обводненных участках действует не только масса засыпки, но и выталкивающая сила, которая тем больше, чем больше диаметр трубы.
Деформации, вызванные температурными изменениями, достигают значительных величин особенно при подземном варианте укладки. Эти деформации могут быть следствием роста продольной силы в газопроводе, при сезонных изменениях характеристик грунта не только для подземной прокладки, но и для обвалованного участка газопровода.
В этой связи условия устойчивости газопроводов, возводимых в зоне распространения многолетнемерзлых пород, характер преобразования мерзлотной обстановки в результате строительства и эксплуатации конструкции в значительной мере определяются мерзлотно-грунтовыми условиями трассы. В результате геокриологических исследований, выполненных сотрудниками Института мерзлотоведения СО РАН [185-187], произведено районирование описываемой территории с целью изучения закономерностей формирования мерзлотных условий в различной природной обстановке. В результате этого районирования местности разделены на шесть категорий.
Наиболее опасными с точки зрения появления непроектных участков газопровода, т. е. потери устойчивости газопровода, являются местности V и VI категории, где можно ожидать образование линз инъекционного льда и пучения.
К V категории отнесены пониженные участки рельефа в виде плоскодонных ложбин и замкнутых котловин [185]: низины, лога, апасы, алас-ные долины. Их поверхность часто, в различной степени заболочена. Здесь
40
широко развита луговая растительность, ерники, иногда встречаются редкие березняки с примесью отдельных лиственниц и елей. К этой категории местности отнесены также и плоские, слабодренированные участки высоких пойм мелких рек. Деятельный слой чаще всего представлен заторфо-ванными суглинками и супесью, реже песками, иногда с поверхности развит маломощный (10-20 см) торфяной слой. Влажность сезонно-талых грунтов составляет 30-50 %. В зависимости от литологического состава и влажности грунтов глубина сезонного оттаивания изменяется в довольно широких пределах от 1,0 до 2,0 м.
Температура пород на глубине 10 м варьирует в диапазоне от -2,0 до -6,0°С Общая протяженность трассы на участках местности, относимых к категории V - около 80 км.
К VI категории местности относятся ложбины и низины с осоковомоховыми кочкарными и мохово-торфяными крупнополигональными болотами, включающими подземные льды (инъекционный или повторножильный лед) [185-187].
Деятельный слой представлен сильно заторфоваиными суглинками и супесями, либо торфом, мощность которого на крупно полигональных болотах достигает до 0,5-0,6 м. Их влажность очень высокая - до 100%, а в торфе 300%. Г лубина протаивавия грунта приблизительно 0,3 - 0,7 м.
В разрезах осоково-моховых болот многолетнемерзлые породы представлены льдистыми суглинками и супесями, подстилаемые песками. Криогенная текстура пород слоисто-сетчатая, в песках массивная. В криогенном строении принимают участие линзы инъекционных льдов мощностью 0,5-1,0 м. Относительные осадки при оттаивании более 0,1 м.
В пределах крупно полигиональных болот мерзлые породы сложены песками, вмещающими повторно-жильные льды мощностью по вертикали до 0,5 м. Глубина залегания верхней поверхности льдяных жил примерно 0,5 - 1,0 м. Средне годовая температура пород на глубине до 10 м, -3,0;
-4,0° С. Эти участки наиболее неблагоприятны для сооружения и строительства, поэтому трасса газопровода в основном обходит их. Суммарная протяженность на таких участках составляет около 1 км.
Основная опасность для газопровода представляет не столько само пучение, что характерно для данных категорий местности, сколько его неравномерность по длине. Обследование мерзлотных условий трассы Мас-тах-Ьерге-Якутск показывает, что она изобилует местами новообразований мерзлых пород (бывших таликов), а также прибрежными частями русел рек, где создаются благоприятные условия для многолетнего пучения[185-187]. Опасность таких участков заключается в том, что деформация грунта многолетнем промерзании значительно превышает деформацию при сезонном пучении дна траншеи трубопровода из-за возможности миграции влаги к фронт}' промерзания.
Как видим ряд серьезных факторов связанных с влиянием на несущую способность газопровода в целом, возникают из-за изменения инженерно-геокриологических условий и их направленности за период строительства и длительной эксплуатации. При существующей технологии линейного строительства непосредственному воздействию подвергаются такие компоненты естественных ландшафтов; как растительный покров, микрорельеф, почвенно-дерновый горизонт и грунты подстилающие его. В результате нарушаются условия теплообмена в системе литосфера-атмосфера, что приводит к изменению температурного режима грунтов, мощности сезонноталого слоя, активации или затуханию ряда экзогенных геологических процессов и явлений.
К основным типам нарушений естественных условий в пределах трассы газопровода относятся вырубка леса, создание временных притрассовых дорог, уничтожение напочвенного покрова, прокладка траншеи, устройство неглубоких выемок и среза грунта для создания обваловки и насыпей. Эти нарушения приводят конечном итоге к изменению естест-