sbornik_FTT_2015_1__1

330

Действующий нормативно-технический документ ОАО «Газпром» [4] предлагает использование только одной конструкции средства закрепления трубопровода - ВАУ. Руководящий документ ОАО «АК «Транснефть» [5] применение ВАУ для закрепления нефтепроводов не предусматривает.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. ВСН 007-88 Строительство магистральных и промысловых трубопро-

водов. Конструкции и балластировка. - М.: Миннефтегазстрой, 1989;

2.ВСН 39-1.9-003-98 Конструкция и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов. - М.: ОАО «Газпром», 1998;

3.СП 107-34-96. Балластировка, обеспечение устойчивости положения газопроводов на проектных отметках. - М.: РАО «Газпром», 1996;

4.СТО Газпром 2-2.2-577-2011. Средства балластировки и закрепления газопроводов в проектном положении. Технические требования. - М.: ООО

«ВНИИГАЗ», 2012 - 32 с.;

5.РД 91.200.00-КТН-044-11. Регламент применения балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных трубопроводов.

-М.: ОАО «АК «Транснефть», 2011. - 36 с.

УДК 622.692.4.07 (252.6)

ПРИЧИНЫ ПОТЕРИ УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В СЛАБОНЕСУЩИХ ГРУНТАХ

Р.Р. Хасанов, Д.А. Гулин, С.М. Султанмагомедов, УГНТУ, г. Уфа

В настоящее время известны несколько форм выхода трубопроводов из проектного положения: выпучивание, перемещение протяженных участков на поверхность, арочные выбросы, всплытия, провисы. Таких участков газопроводов Западной Сибири насчитывается от 6 до 20% по длине [1]. По данным [2], свыше 22% ниток подводных переходов магистральных трубопроводов эксплуатируются в неисправном состоянии - изменение пространственного положения и оголение трубопровода.

Капитальный ремонт, заключающийся в вырезке труб, находящихся в непроектном положении, с последующей заменой и балластировкой железобе-

331

тонными утяжелителями позволяет бороться с проблемой. Тем не менее, темп производства работ не такой высокий по сравнению со скоростью роста дефектных участков (доходит до 100 км в год). Из строя выходят как уже эксплуатирующийся газонефтепроводы, так и вновь строящиеся.

С появлением проблемы обеспечения проектного положения появилось много вопросов, один из которых - причина потери устойчивости в продольном направлении. Все причины можно разделить на 2 группы:

1)ошибки, возникающие на этапах проектирования и строительства;

2)воздействие окружающей среды на объект в процессе эксплуатации.

Кпервой группе могут быть отнесены ошибки проектировщиков, которые возникают на фоне плохой работы инженеров-геологов (недостоверные данные инженерно-геологических изысканий грунтов основания) или недочеты

врасчетах. Кроме того, в эту группу относятся ошибки в период строительства

-нарушение таких расчетных параметров, как количество балластирующих устройств и средств закрепления трубопровода и шаг их расстановки.

Примерами второй группы будут являться агрессивное воздействие грунта основания на анкера и балластирующие устройства, их последующее разрушение и изменение механических свойств грунта в период эксплуатации.

В результате, при обследовании трассы трубопровода выявляется просадка или выпучивание отдельных элементов, образование арок в вертикальной и горизонтальной плоскости, изменение конструктивной схемы прокладки трубопровода и другие различные признаки нарушения проектного положения.

Для обеспечения устойчивого положения трубопровода применяются различные балластирующие устройства и средства закрепления трубопровода, соответствующие требованиям нормативно техническим документам [3,5]. Конструкция и способы балластировки и закрепления магистральных трубопроводов определяется проектной документацией, исходя из конкретных условий строительства, материалов инженерно-геологических изысканий и расчетных нагрузок [4].

332

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Димов Л.А., Богушевская Е.М. Магистральные трубопроводы в усло-

виях болот и обводненной местности. -М.: Издательство «Горная книга», Издательство Московского государственного горного университета, 2010. - 392 с.;

2.Крылов П.В., Шарохин В.Ю., Решетников А.Д. Эффективность применения обетонированных труб при строительстве и капитальном ремонте газопроводов // Газовая промышленность. №8. 2014. С. 70-71;

3.РД 91.200.00-КТН-044-11. Регламент применения балластирующих устройств при проектировании и строительстве магистральных трубопроводов.

-М.: ОАО «АК «Транснефть», 2011. - 36 с.;

4.СП 86.13330.2014. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП Ш-42-80*)/Госстрой. - М.: ФАУ «ФЦС», 2014 - 227 с.;

5.СТО Газпром 2-2.2-577-2011. Средства балластировки и закрепления газопроводов в проектном положении. Технические требования. - М.: ООО

«ВНИИГАЗ», 2012 - 32 с.

УДК 622.692.4

РАЗРАБОТКА НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ЗАЩИТНОГО ПОКРЫТИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ С ПЕРЕМЕННОЙ ТОЛЩИНОЙ

Чэнь Цюнь, Ф.М. Мустафин, УГНТУ, г. Уфа

Подземные трубопроводы работают в специфических коррозионных условиях, что обусловливает необходимость противокоррозионной защиты.Одним из основных направлений повышения надежности противокоррозионной защиты трубопроводов является внедрение новых технологий, оборудования и современных изоляционных материалов для изоляции труб. Практический опыт использования антикоррозионных покрытий насчитывает уже более 100 лет. Основным недостатком существующих защитных покрытий является недостаточная прочность и надежность защитного покрытия по нижней образующей трубопровода. Анализ литературных публикаций показал, что до 95% повреждений защитных покрытий происходит по нижней образующей трубы.

333

Для правильного выбора изоляционного покрытия, при заданных условиях эксплуатации, необходимо знать основные закономерности, связывающие долговечность покрытия с условиями эксплуатации.

Поэтому встает задача увеличения долговечности и надёжности по нижней части трубопроводов с помощью применения защитных покрытий, имеющих переменную толщину.

Вработе представлены эксперименты в катодной поляризации полностью построенного и засыпанного участка трубопровода и оценке переходного сопротивления по смещению разности потенциалов труба-земля и силе поляризующего тока, путем расчета по результатам измерения смещения потенциала при заданной силе тока на участке трубопровода разных группы при определенных условиях. Для оценки переходного сопротивления используют передвижную исследовательскую лабораторию электрохимической защиты (ПЭЛ ЭХЗ), и сравнение скорости изменения переходного сопротивления изоляционных покрытий в течение 2 года.

Врезультате использование предложенного способа происходит следующей вывод: при наличии вертикальной нагрузки средняя скорость снижения переходного сопротивления защитных покрытий на 3.53 раза увеличивается,

при использовании ЭХЗ - на 17% увеличивается, а при совместном действии

имитации вертикальной нагрузки и работы ЭХЗ - на 4.36 раз увеличивается.

Применения защитные покрытия подземных трубопроводов с переменной толщиной, причём, толщина покрытия по нижней образующей трубопровода выполнена большей, чем толщина по верхней образующей, а увеличение толщины покрытия производится дискретно или постепенно по дуге окружности а<180° может выполнять задачи увеличения долговечности и надёжности.

На рис. 1 представлены конструкции защитного покрытия трубопровода с переменной толщиной, где 51—толщина защитного покрытия по верхней образующей, 52—толщина защитного покрытия по нижней образующей трубопровода по дуге с углома<180°. На рис. 1а показано дискретное увеличение толщи-

336

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Романовский Н.Н. Талики в области многолетнемерзлых пород и схема

их подразделения // Вестник Московского университета. Серия геол. 1972. - №1. - С. 23-34

УДК 622.692.4.07(211)

ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСТОЙЧИВОСТИ ПОДЗЕМНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ

Х.Ш. Шамилов, Р.Р. Хасанов, С.М. Султанмагомедов, УГНТУ, г. Уфа

В районах распространения многолетнемерзлых грунтов сохранение первоначального состояния грунта в основаниях под зданиями и сооружениями является важнейшей задачей. Это не является исключением и для подземных магистральных трубопроводов. Для решения поставленной задачи на практике широко применяются усиленные пенополиуретановые теплоизоляционные материалы. Однако полностью исключить присутствие ореола оттаивания не удается, следовательно, вероятность потери устойчивости трубопровода сохраняется [1].

Авторами предлагается способ, позволяющий обеспечить устойчивость подземных магистральных трубопроводов в зоне многолетнемерзлых грунтов (рисунок 1).

На основании параметров заглубления магистрального трубопровода (1) и ореола его оттаивания определяется требуемая длина свайных опор (3). Опоры выполняются с системой активной термостабилизации (4) и устанавливаются таким образом, чтобы трубопровод после монтажа оказался на проектной глубине. Крепление трубопровода к сваям производится с помощью хомута специальной конструкции (2), который для компенсации продольных перемещений трубопровода в процессе эксплуатации выполняется в трех вариантах - неподвижная, продольно-подвижная, свободно-подвижная. В ходе эксплуатации вокруг трубопровода будет иметь место значительный ореол оттаивания. Но, благодаря тому, что свайные опоры уходят глубже границы оттаивания (7), трубопровод будет оставаться в проектном положении. Наличие системы ак-

338

n f — Щ	(1)
Рр

- нормативный коэффициент запаса прочности по наибольшему давлению, допустимому при испытании линейных участков трубопроводов по СП 36.133302012 [2]:

пн — ^	(2)
Рр

где Р02 - давление, соответствующее возникновению в стенках трубы кольцевых напряжений, равных нормативному (условному) пределу текучести стали о0,2, МПа; рр - рабочее давление в газопроводе, МПа; ркр - критическое давление в газопроводе, вычисляемое по критическому напряжению окр, МПа.

Критическое давление вычисляется по формуле:

		ЪОкр-8
Ркр		— Б"-^,	( 3 )
а давление Р02 - вычисляется по формуле:
V		— ^ ^	(4)
Р к	Р	n	W
		D —25'

где S - толщина стенки трубы, мм; Dn - наружный диаметр трубопровода, мм; окр - критическое напряжение в стенке трубопровода, имеющего стресскоррозионную трещину, установленную и описанную в результате диагности-

ки, МПа, определяется по формуле:			k* t	(я•b•Ю"3)^F4
акр —	К ^ ф 2 2				fcj?	(5)
			+		^ •2
	ж-Ь-10-i-F	N		Чс	в

где К1с - критическое значение вязкости разрушения, МПа-м1/2.; Ф, F, kp - параметры, вычисляемые по размерам эквивалентной трещины; ов - нормативный или фактический предел прочности стали, МПа.

Критическое значение вязкости разрушения К1с по ГОСТ 25.506 обычно приводится в сертификатах на трубы. В случае отсутствия сертификатов или отсутствия значения К1с в сертификатах и невозможности проведения испытаний по ГОСТ допускается определение критического значения вязкости разрушения по эмпирической зависимости К1с — V219,78 • KCV, где KCV - нормативное значение ударной вязкости, определенное из сертификатов и техниче-

339

ских условий для данной марки стали или фактическое значение, полученное испытаниями образцов данной стали по ГОСТ 9454, Дж/см .

Коэффициент кр, учитывающий соотношение площадей поперечных сечений и линейных размеров эквивалентной трещины, вычисляют по формуле:

кр — , 1 ,

(6)

где А - площадь эквивалентной трещины в плоскости осевого сечения стенки трубы, мм ; А0 - первоначальная площадь осевого сечения стенки трубы в плоскости эквивалентной трещины, мм2, вычисляемая по формуле:

А0 — 2 • а • Ь,

(7)

где а - половина длины эквивалентной трещины, мм; b - максимальная глубина эквивалентной трещины, мм; fs h - коэффициент, учитывающий геометрические размеры поперечного сечения трубы и полудлину трещины:

fsh — 4,75 - , 3 , 7 5	а2	,	(8)
1+1,3
	Оср• S

где D^ - диаметр срединной поверхности трубы, мм: D^ = Dn - S. Классификацию стресс-коррозионных дефектов по степени опасности

выполняют путем сравнения фактического коэффициента запаса прочности по

f

критическому напряжению n (см. формулу 1) с нормативным коэффициентом запаса прочности по наибольшему давлению пн (см. формулу 2).

Стресс-коррозионный дефект классифицируют как условно допустимый, если выполняется условие:

nf >пн.	(9)
Стресс-коррозионный дефект классифицируют как недопустимый, если
выполняется условие:
n f < пн.	(10)

Достоверность оценки критического значения вязкости разрушения К1с

для современных сталей с высоким пределом текучести о02 (при — > 0,9) по величине ударной вязкости KCV требует отдельной оценки. Проблемой оценки