Файл: Исследования конструкций и технического состояния магистральных газопроводов.pdf

162
Научно-технический сборник
· ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
№ 2 (44) / 2020
Ключевые слова: газотранспортная система, магистральный газопровод, конструкционная надежность, работоспособность, дефект, диагностика технического состояния, оценка срока службы и ресурса.
УДК 622.691.4.053
Газотранспортная система: исследования конструкций
и технического состояния магистральных газопроводов
В.В. Харионовский
ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1
E-mail: v_kharionovsky@mail.ru
Тезисы. Изложенырезультаты исследований технического состояния конструкций магистраль- ных газопроводов и соответствующие практические наблюдения. Показано, что для обеспечения надежности эксплуатации газотранспортной системы необходим комплекс аналитических, экспери- ментальных и полигонных исследований, включающих анализ технического состояния, разработку и применение диагностических методов и средств, оценку работоспособности и ресурса различных в конструктивном отношении потенциально опасных участков газопроводов с дефектами, созда- ние системы управления техническим состоянием объектов газотранспортной системы. Приведены примеры экспериментальных и натурных испытаний высокопрочных труб, в том числе в условиях
Крайнего Севера и морских акваторий, на основе которых реализованы проектные решения совре- менных газопроводов.
Общие положения
Газотранспортная система (ГТС) за последние 50 лет получила большое развитие в научно-техническом и производственном плане. Если в начальный период эксп- луатация газопроводов осуществлялась только в европейской части России, при этом диаметры газопроводов и рабочие давления были незначительными, то начи- ная с 1970-х гг. география ГТС значительно расширилась за счет Западной Сибири и Средней Азии и преобладающими стали протяженные газопроводы диаметром
1020…1420 мм с давлениями газа до 120 атм. В это время были разработаны основы проектирования магистральных газопроводов (МГ) [1–3].
С увеличением сроков эксплуатации в газопроводах появились дефекты корро- зионного характера, а также трещины, вмятины, утонения и их сочетания. В связи с этим обозначились новые исследовательские задачи в области анализа технического состояния МГ, в том числе защиты от коррозии, обеспечения прочности и устойчиво- сти в слабонесущих и мерзлых грунтах, защиты от вибраций надземных газопрово- дов и подводных переходов, поддержания несущей способности перемычек и крано- вых узлов при высоких перепадах температур и т.п.
В ходе анализа задач были выявлены следующие особенности отечественной ГТС:
• газопроводы проходят через различные геолого-климатические зоны, при этом к объектам предъявляется единое требование – надежная поставка газа потребителю;
• нагрузки и воздействия на газопроводы имеют широкий спектр. Одни хорошо поддаются аналитическому описанию. Среди них давление и температура газа, виб- рационные нагрузки на трубопроводы компрессорных станций, ветровые нагрузки на надземные трубопроводы, гидродинамические воздействия на подводные пере- ходы. Другие относятся к специальным: действие мерзлых и просадочных грунтов, оползней, карстов и других природных и техногенных явлений;
• система протяженных транзитных газопроводов содержит комплекс метал- лоемких сооружений, в состав которых входит широкая номенклатура контруктивно неоднородных труб, существенно отличающихся механическими свойствами, хими- ческим составом и свариваемостью. В зависимости от категорий участков трасс МГ оценка работоспособности труб оценивается статистическими методами [4];

163
Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов
№ 2 (44) / 2020
• при строительстве и в процессе эксп- луатации у газопроводов появляются и разви- ваются дефекты различного рода, возможно из- менение механических свойств, проводится ре- монт отдельных участков, что выдвигает зада- чу оценки срока службы и ресурса;
• при строительстве МГ использова- лись покрытия трассового нанесения типа
«Поликен», которые в перспективе показали себя недостаточно долговечными: в течение
7‒10 лет для изолированных с применением таких покрытий труб стали характерны обра- зования протяженных отслоений. Металл труб в местах отслоений практически не защищался средствами электрохимической защиты, что приводило к лавинному нарастанию корро- зионных и стресс-коррозионных повреждений.
При этом отличительной особенностью
ГТС является ее функционирование в едином технологическом режиме. Для обеспечения успешной эксплуатации масштабной, не имею- щей мировых аналогов системы МГ потре- бовалось создать новое научное направление
«конструкционная надежность», и такая ра- бота начиная с 1975 г. проводилась в отрасли с использованием потенциала специалистов
ВНИИГАЗа [5].
Техническое состояние и надежность
конструкций МГ
Конструкции газопроводов, несмотря на ка- жущуюся простоту, находятся под действием комплекса нагрузок вероятностного характе- ра, подвержены влиянию окружающей среды.
При эксплуатации возможны экстремальные ситуации в результате изменения гидрогеоло- гии, микроклимата и связанных с ними дефор- маций грунтов и силовых эффектов. Указанные ситуации порождают нерасчетные напряжения в трубах. Кроме того, неизбежны отклоне- ния от необходимых требований при выполне- нии строительных и ремонтных работ. Анализ эксплуатации показывает, что дефекты можно типизировать (рис. 1).
Дефекты общей коррозии – питинги, язвы, утонения стенки трубы (см. рис. 1, пп. 1‒5) – возникают прежде всего на газопроводах с пле- ночной изоляцией. Стресс-коррозионные де- фекты (см. рис. 1, п. 2) стали наиболее опас- ными на протяжении последних 20 лет, и для их изучения и принятия решений выполнен комплекс исследований [5–7], на основе кото- рых разработаны нормативные документы
1
В условиях болот Западной Сибири выявлено значительное количество всплывших участ- ков газопроводов (см. рис. 1, п. 6), приводя- щих к потере устойчивости положения МГ.
Применительно к надземным газопроводам основным дефектом считаются усталостные трещины (см. рис. 1, п. 4), развитие которых может привести к разрывам. Тем самым ак- туальной задачей стала оценка технического состояния газопроводов на основе проведения диагностических работ и определения уровня надежности в эксплуатации.
Принципиальная схема анализа техничес- кого состояния показана на рис. 2. На ней обо- значены три уровня, необходимые для анали- за состояния МГ: 1) системы базы знаний и об- следований; 2) технические методы и средства реализации диагностики; 3) система принятия решений по результатам инспекций и оценка надежности газопровода в целом.
Исследования конструкционной надеж- ности проводились в рамках следующих отрас- левых программ: «Комплексная система диаг- ностики и технической инспекции магистраль- ных газопроводов России (1994–1997 гг.)»;
«Диагностическое обслуживание и повыше- ние надежности магистральных газопроводов, объектов добычи и переработки газа (1998–
2002 гг.)»; «Обеспечение надежности газо- проводов в условиях слабонесущих грунтов
Севера и Западной Сибири (2003–2005 гг.)»;
«Повышение технологической безопасности и устойчивости функционирования объектов
РАО «Газпром» (1997–1999 гг.)», а также в ходе плановых работ ВНИИГАЗа [8‒14]. Основные направления исследований включали:
• разработку теоретических основ и ме- тодов обеспечения надежности газопрово- дов в эксплуатации, в том числе постановку проблемы ресурса и управления техническим состоянием;
• экспериментальные и натурные обсле- дования потенциально опасных участков газо- проводов;
1
См. СТО Газпром 2-2.3-760-2013. Инструкция по идентификации коррозионного растрескивания под напряжением металла труб как причины отказов магистральных газопроводов;
СТО Газпром 2-5.1-148-2007 (с Изменением № 1).
Методы испытаний сталей и сварных соединений на коррозионное растрескивание под напряжением.

164
Научно-технический сборник
· ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
№ 2 (44) / 2020
Рис. 1. Типичные дефекты МГ
Ɉɛɳɚɹɥɨɤɚɥɶɧɚɹ
ɢɩɨɞɩɥɟɧɨɱɧɚɹɤɨɪɪɨɡɢɹ
Ʉɨɪɪɨɡɢɨɧɧɨɟɪɚɫɬɪɟɫɤɢɜɚɧɢɟ
ɩɨɞɧɚɩɪɹɠɟɧɢɟɦ ɄɊɇ
ɇɚɤɨɩɥɟɧɢɟɭɫɬɚɥɨɫɬɧɵɯɩɨɜɪɟɠɞɟɧɢɣ
ɡɚɪɨɠɞɟɧɢɟɢɪɨɫɬɞɟɮɮɟɤɬɨɜ
Ɋɚɡɪɭɲɟɧɢɟɢɡɨɥɹɰɢɨɧɧɨɝɨɩɨɤɪɵɬɢɹ
ɂɡɦɟɧɟɧɢɟɜɧɟɲɧɢɯɭɫɥɨɜɢɣɜɞɨɥɶɬɪɚɫɫɵ
ɢɧɚɪɭɲɟɧɢɟɩɪɨɟɤɬɧɨɝɨɩɨɥɨɠɟɧɢɹ
ɋɧɢɠɟɧɢɟɩɪɟɞɟɥɶɧɨɣ
ɞɟɮɨɪɦɚɰɢɢɧɚ«
ɋɧɢɠɟɧɢɟɩɨɤɚɡɚɬɟɥɟɣ
ɬɪɟɳɢɧɨɫɬɨɣɤɨɫɬɢɞɨ
ɍɯɭɞɲɟɧɢɟɫɥɭɠɟɛɧɵɯɯɚɪɚɤɬɟɪɢɫɬɢɤ
ɦɟɬɚɥɥɚɬɪɭɛ
Рис. 2. Принципиальная схема анализа технического состояния газопроводов
ɋɬɚɞɢɢ
ɠɢɡɧɟɧɧɨɝɨ
ɰɢɤɥɚ
ɉɪɨɟɤɬɢɪɨɜɚɧɢɟ
ɋɬɪɨɢɬɟɥɶɫɬɜɨ
ɗɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɹ
ɉɟɪɟɢɫɩɵɬɚɧɢɹ
Ɉɰɟɧɤɚɪɚɛɨɬɨɫɩɨɫɨɛɧɨɫɬɢ
Ɉɰɟɧɤɚɨɫɬɚɬɨɱɧɨɝɨɪɟɫɭɪɫɚ
ȼɵɜɨɞɢɪɟɦɨɧɬ
Ɍɟɯɧɢɱɟɫɤɨɟɫɨɫɬɨɹɧɢɟ
ɦɚɝɢɫɬɪɚɥɶɧɵɯɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɨɜ
ɋɢɫɬɟɦɚɛɚɡɵɡɧɚɧɢɣɞɚɧɧɵɯ
ɢɨɪɝɚɧɢɡɚɰɢɨɧɧɨɬɟɯɧɢɱɟɫɤɢɯ
ɦɟɪɨɩɪɢɹɬɢɣ
ɋɢɫɬɟɦɚɨɛɫɥɟɞɨɜɚɧɢɣ
ɜɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ
Ɋɚɡɞɟɥɞɢɚɝɧɨɫɬɢɤɢɜɩɪɨɟɤɬɟ
Ʉɨɧɬɪɨɥɶɫɜɚɪɧɵɯɫɨɟɞɢɧɟɧɢɣ
ɩɨɥɨɠɟɧɢɹɬɪɭɛɨɩɪɨɜɨɞɚ
ɭɫɬɪɨɣɫɬɜɨɞɢɚɝɧɨɫɬɢɱɟɫɤɢɯ
ɩɨɫɬɨɜ
Ⱦɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ
ɫɩɟɰɢɚɥɢɡɢɪɨɜɚɧɧɵɦɢ
ɨɪɝɚɧɢɡɚɰɢɹɦɢ
Ⱦɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ
ɫɥɭɠɛɨɣ
ɷɤɫɩɥɭɚɬɚɰɢɢ
Ⱦɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ
ɢɧɞɢɜɢɞɭɚɥɶɧɨɝɨ
ɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɚ
ɋɢɫɬɟɦɚ
ɩɪɢɧɹɬɢɹɪɟɲɟɧɢɣ
Ɉɰɟɧɤɚ
ɧɚɞɟɠɧɨɫɬɢ
ɝɚɡɨɩɪɨɜɨɞɚɜɰɟɥɨɦ
ɇɚɡɧɚɱɟɧɢɟɫɪɨɤɚɫɥɟɞɭɸɳɟɣɢɧɫɩɟɤɰɢɢ
ɋɛɨɪɢɧɮɨɪɦɚɰɢɢ
ɩɨɨɬɞɟɥɶɧɵɦ
ɭɱɚɫɬɤɚɦ
ɉɪɨɮɢɥɚɤɬɢɱɟɫɤɢɟ
ɦɟɪɨɩɪɢɹɬɢɹ
Ʉɨɧɬɪɨɥɶ
ɪɚɛɨɬɨɫɩɨɫɨɛɧɨɫɬɢ
Ʉɨɧɬɪɨɥɶ
ɢɢɡɦɟɪɟɧɢɹ
ɧɚɩɨɬɟɧɰɢɚɥɶɧɨ
ɨɩɚɫɧɵɯɭɱɚɫɬɤɚɯ
Ʉɨɧɬɪɨɥɶ
ɧɚɩɪɹɠɟɧɧɨɝɨ
ɫɨɫɬɨɹɧɢɹ
Ʉɨɪɪɨɡɢɨɧɧɵɟ
ɢɡɦɟɪɟɧɢɹ
&6&$1ɢɞɪ
ȼɧɭɬɪɢɬɪɭɛɧɚɹ
ɞɢɚɝɧɨɫɬɢɤɚ
ȼɟɪɬɨɥɟɬɧɵɟ
ɢɧɫɩɟɤɰɢɢ

165
Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов
№ 2 (44) / 2020
• прикладные исследования работоспо- собности трубопроводов с дефектами, в том числе в условиях стресс-коррозии;
• разработку методов и средств диагнос- тики технического состояния;
• исследование надежности морских газо- проводов;
• масштабные испытания высокопрочных труб;
• разработку нормативной документации в области надежности эксплуатируемых газо- проводов.
В теории конструкционной надежности трубопроводов основным показателем, опреде- ляющим их работоспособность, считается нап- ряженно-деформированное состояние (НДС), которое определяют расчетными методами и посредством измерений [5]. Специалистами
ВНИИГАЗа разработаны методы расчета участ- ков газопроводов, имеющих различные дефек- ты [5, 8‒12], и впервые в отрасли применен ме- тод тензометрирования газопроводов в усло- виях эксплаутации, позволяющий дать реаль- ную оценку НДС [13]. С применением этого ме- тода выполнены работы по оценке НДС на раз- личных всплывших участках газопроводов в Западной Сибири, технологических трубо- проводах компрессорных станций «Грязовец»,
«Юбилейная», «Хива», дожимной компрес- сорной станции «Газли», подводных перехо- дах газопроводов через р. Каму. Пример таких работ – тензометрические измерения на кол- лекторе диаметром 1420 мм Уренгойского газо- конденсатного месторождения (рис. 3).
Наряду с аналитическими исследования- ми большую роль играют натурные испыта- ния, которые являются определяющими для анализа работоспособности трубопроводов в сложных природно-климатических условиях.
Так, в связи с перспективой строительства системы газопроводов Бованенково – Ухта на- чиная с 1987 г. проводилсь крупномасштабные исследования конструктивных решений газо- проводов в Норильском промышленном ре- гионе на опытно-промышленном полигоне, где представлены четыре участка газопровода диа- метром 1420 мм общей протяженностью 5 км.
Участки оснащены измерительными постами, в которых размещены термопоперечники, пу- чиномеры, тензометры, приборы для измере- ния колебаний надземного участка. В итоге накопленная за длительный период информа- ция позволила разработать рекомендации для проектировщиков [5, 10‒12, 14]. В условиях
Крайнего Севера получили распространение надземные газопроводы, что обусловлено ми- нимальным нарушением почвенного покрова, исключением пучения и осадки конструкции газопровода в мерзлых грунтах и т.п. При этом обсуждалась опасность протяженных разрывов газопроводов в эксплуатации. Специалистами
ВНИИГАЗа предложена конструкция опор, устойчивых к лавинному разрушению, и сов- местно со службами эксплуатации проведены натурные испытания на разрыв (внутреннее давление газа 41 кг/см
2
) участка газопровода диаметром 700 мм и длиной L = 500 м (рис. 4).
Испытания показали эффективность опор: раз- рыв газопровода прекращался после 2-й опоры.
По результатам исследований конструк- ций газопроводов в мерзлых и слабонесущих грунтах получены практические результа- ты [15‒18], в частности: балльная оценка фак- торов опасности при пучении грунтов для под- земных и надземных участков, а также оценка устойчивости участка газопровода при всплы- тии в болотах. Основными показателями на- дежности служат коэффициент надежности и коэффициент устойчивости [5].
Диагностические работы на МГ
Для анализа технического состояния газо- транспортной системы, насчитывающей око- ло 180 тыс. км газопроводов, разработана кон- цепция диагностики и сформированы отрас- левые программы (см. ранее), что позволило в настоящее время выполнять плановое диаг- ностическое обслуживание с применением современных методов и средств [5, 19].
Основным инструментом диагностики под- земных газопроводов является внутритрубная
Рис. 3. Измерение силовых параметров
взаимодействия газопровода
с многолетнемерзлыми грунтами

166
Научно-технический сборник
· ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
№ 2 (44) / 2020
дефектоскопия, и начиная с 1998 г. промыш- ленное внедрение получили отечественные внутритрубные дефектоскопы (рис. 5) компа- ний «Спецнефтегаз» и «Оргэнергогаз».
Применительно к отчечественной ГТС необходимо отметить следующие затрудняю- щие проведение диагностических работ фак- торы: эксплуатация МГ в регионах со слож- ными природно-климатическими условиями, единый технологический режим работы ГТС, большая протяженность транзитных газопро- водов, различные конструктивные решения – неравнопроходные участки, крутоизогнутые отводы, прямые врезки, большое количество газопроводов-отводов (общая протяженность около 36 тыс. км), в том числе и однониточ- ных. В связи с этим определены области при- менения внутритрубной диагностики (таб- лица).
Отдельной составляющей диагностики яв- ляется электрометрия, направленная на оценку состояния электрохимической защиты, корро- зионной активности грунтов и прогноз корро- зионной опасности отдельных участков [19].
Рис. 4. Испытания на разрыв газопровода на лавиноустойчивых опорах:
1…6 – номера измерительных постов
Ⱥ±Ⱥ
Ⱥ
Ⱥ
1 2
3
L
4 5
6
Рис. 5. Магнитный дефектоскоп диаметром
1420 мм с продольным намагничиванием
Типовые и проблемные участки МГ для внутритрубной дефектоскопии
Типовой участок
Проблемный участок
Признаки
Наличие камер запуска-приема очистных устройств; постоянный диаметр (D) по всему участку; равнопроходная трубная арматура; радиус поворотов больше 3D
Отсутствие камер запуска-приема очистных устройств; неравнопроходные диаметры; радус поворотов составляет
1,5D; наличие прямых врезок; подводные переходы; морские газопроводы
Обязательные обследования вид
Профилеметрия; дефектоскопия магнитными снарядами исполнение снаряда
Стандартное
Модифицированное стандартное или специальное
Дополнительные обследования
Обследование снарядами типа ЭМАТ для определения состояния изоляционного покрытия; обследование снарядами типа ЭМАТ для выявления стресс-коррозионных трещин; планово-высотное определение положения газопровода геометрическими снарядами повышенной точности (XGP) с последующими расчетами НДС

167
Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов
№ 2 (44) / 2020
Кроме того, на трассах газопроводов нашла применение геотехническая диагностика, под- разумевающая контроль положения трубопро- водов, состояния участков трассы, возмож- ных процессов эрозии, размывов траншеи, а также вертолетные обследования газопрово- дов с использованием лазерных и тепловизион- ных комплексов с целью поиска утечек, видео- съемки и анализа состояния охранных зон и ми- нимальных безопасных расстояний [18, 19].
Анализируя диагностическое обслуживание в целом, следует назвать задачи, перспективные в отношении существующей ГТС и газопрово- дов нового поколения. К таковым относятся:
• разработка методов и средств диагнос- тики и мониторинга газопроводов с большими сроками эксплуатации;
• диагностика газопроводов при капи- тальном ремонте с применением наружных сканеров-дефектоскопов, увеличивающих тем- пы ремонта;
• диагностика технологических трубопро- водов компрессорных станций на основе внут- ритрубных комплексов, позволяющих обнару- жить дефекты на вертикальных и крутоизогну- тых участках;
• диагностика и мониторинг запорно-регу- лирующей арматуры в трассовых условиях.
Для новых газопроводов, которые бу- дут эксплуатироваться в условиях Крайнего
Севера, арктического шельфа, Восточной
Сибири и Дальнего Востока, необходимо раз- работать многофункциональные комплексы, а именно:
• диагностические комплексы, рассчитан- ные на условия мерзлых грунтов и низкие тем- пературы;
• средства и методы обследования газо- проводов арктического шельфа;
• внутритрубные дефектоскопы для про- тяженных морских газопроводов с высоким ра- бочим давлением.
Комплексная оценка технического состояния
и ресурса газопроводов
Результаты диагностических работ создают базу для оценки технического состояния газо- проводов, при этом с точки зрения безопасной эксплуатации, планирования ремонтных работ и прогноза технического состояния МГ важ- но разрабатывать аналитические методы оцен- ки опасности дефектов. Для этого прочност- ные задачи системы следует формулировать применительно к системе «трубопровод с де- фектами – нагрузки – механические свойства материала трубы» (см. рис. 2). Примером мо- жет служить исследование работоспособности обвязки трубопроводов компрессорной стан- ции «Юбилейная», где на испытательном стен- де для циклических гидравлических испытаний на различных уровнях давления проводились натурные испытания и тензоизмерения секций труб цеха № 4 с поверхностными дефектами.
С целью анализа работоспособности из об- вязки вырезали участок трубы длиной 3,5 м и диаметром 1020 мм с наиболее неблаго- приятным сочетанием поверхностных дефек- тов (рис. 6). Дефекты D1…D4 представля- ли собой раковины, острые подрезы и кавер- ны. Образец испытали сначала на рабочее дав- ление 7,4 МПа в течение 51 цикла, затем про- вели гидростатическое испытание с подъемом давления до 12,8 МПа (около 0,9 предела теку- чести) и выдержкой в течение 7 ч. Ввиду от- сутствия роста дефектов давление подняли до 18 МПа (сертификатный предел прочности металла трубы) и выдержали в течение 3 ч, при этом в центральной части образца обнару- жена значительная пластическая деформация.
Комплекс испытаний завершился разрывом при увеличении давления до 20,5 МПа, что намно- го выше расчетного значения. Для уточненной оценки результатов были определены факти- ческие механические свойства металла трубы, значения которых оказались выше сертификат- ных: по пределу текучести – на 11 %, по преде- лу прочности – на 4 %, по относительному уд- линению при разрыве – на 25 %. Комплексный анализ позволил выявить реальную работоспо- собность технологических трубопроводов ком- прессорной станции при наличии групповых дефектов и разработать соответствующую ме- тодику [9]. В целом результаты исследований по этой теме подробно изложены в опублико- ванных ранее работах [12, 15‒17].
Для эксплуатируемой ГТС большое значе- ние имеет оценка сроков безопасной работы и остаточного ресурса. В процессе рассмотре- ния этой проблемы потребовалось учесть сле- дующие присущие МГ отличия:
• газопроводы ‒ это масштабные линей- ные системы, и для оценки их ресурса нужно уметь выявлять потенциально опасные участки;
• отдельные участки регулярно реконст- руируются, и после ремонтов необходимо при- менять специальные методы оценки ресурса;

168
Научно-технический сборник
· ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
№ 2 (44) / 2020
• в процессе эксплуатации газопрово- дов возникают нерасчетные (в проектах) наг- рузки и воздействия, а при больших сроках эксплуатации необходим анализ изменений механических свойств металла труб и сварных соединений, например ухудшения пластичнос- ти [5, 20].
При определении срока безопасной эксп- луатации обследуемых участков газопроводов требуется учитывать динамику роста дефек- тов во времени. В реальных условиях ремонту подлежат участки, имеющие закритические де- фекты, например уменьшение толщины стенки на 30 %, вмятины с трещинами, недопустимую овализацию и т.п. Как показывает статистика, после 30 лет эксплуатации число закритичес- ких дефектов достигает 40 % от общей числен- ности. В связи с этим в методических целях разработаны методы оценки сроков безопасной эксплуатации МГ (рис. 7) [19]. Сначала при- веден амортизационный срок службы, кото- рый характеризует осуществление техничес- кого обслуживания за счет финансовых от- числений, не облагаемых налогами на при- быль. С техническим состоянием или физи- ческим ресурсом труб и конструктивных эле- ментов амортизационный срок службы не свя- зан. Прогнозирование оптимального амортиза- ционного срока службы должно выполняться на основе моделей, включающих помимо тех- нических параметров и экономической струк- туры эксплуатационных затрат более общие экономические факторы, в частности фактор финансового риска эксплуатации по причине нестабильности поставки газа в трубопровод в указанных объемах.
Базовый период эксплуатации представ- ляет собой технически обоснованный срок службы, который определяется фактическим или прогнозируемым техническим состоянием газопровода, а также приборными параметрами системы технического обслуживания.
Период эксплуатации по техническому состоянию включает срок эксплуатации, кото- рый основан на проведении процедуры прод- ления срока безопасной эксплуатации. Этот период предусматривает комплексную оцен- ку технического состояния и характеризуется эксплуатацией газопроводов по фактическому техническому состоянию в течение 45…60 лет.
По достижении суммарной календарной наработки 55…60 лет газопроводы вступают в завершаюший период эксплуатации. Он ха- рактеризуется возможным старением основ- ного металла и сварных соединений, а также увеличением общего числа дефектов и ростом усталостных трещин. При этом вероятность наступления предельного состояния согласно механическим критериям разрушения или экономическим критериям увеличения эксп- луатационных затрат на поддержание работо- способности существенно повышается. Для принятия решения о возможности продления срока безопасной эксплуатации в завершаю- щий период требуются полное обследование состояния металла труб, сварных соединений,
Рис. 6. Участок трубы, мм, с поверхностными дефектами D1…D4:
№1…№ 5 – цепочки тензодатчиков
ʋ
ʋ ʋ
ʋ
ʋ
'
'
Ɉɫɶ
ɬɪɭɛ
ɵ
'
'





7