Магистральные нефтепроводы

С середины восьмидесятых годов эта проблема еще более обострилась в связи с появлением случаев КР на Урале, Западной Сибири,. Востоке и Юго-Востоке Европейской части России [2, 37, 42, 64, 70, 77, 154]. В настоящее время наибольшее число разрушений газопроводов России происходит на Урале и Западной Сибири, где ему подвержены магистральные газопроводы, эксплуатирующиеся ПО "Тюменьтрансгаз", "Томсктрансгаз", "Уралтрансгаз", "Пермь-трансгаз". Кроме того, имеются сообщения [И] о наличии признаков КР на магистральных газопроводах ПО "Сургутгазпром".

Следует отметить, что в рассмотренных выше работах отсутствовало достаточно полное обоснование моделирования КР с помощью электрохимической и механохимической методик испытаний. Также не была оценена степень приближения этих методик к реальным объектам, которую необходимо учитывать при интерпретации полученных результатов и их практическом использовании. Кроме того, охрупчивающее действие карбонат-бикарбонатных сред, выявляемое при проведении механохимических исследований, проявляется только при высоких температурах испытаний, повышающих чувствительность метода. Вопрос же правомерности их переноса на магистральные газопроводы с более низкими рабо-

Таким образом, обнаружено, что испытания образцов с постоянной скоростью деформации эффективны для изучения механо-химического поведения стали в нейтральных и кислых средах и менее эффективны в щелочных средах. Для щелочных сред результаты, пригодные для практического использования, могут быть получены только при повышенных температурах испытаний, что подтверждается данными зарубежных исследователей [214]. Последнее может служить серьезным недостатком метода в связи с невозможностью получения достоверных результатов для их реализации на магистральных газопроводах Западной Сибири и Урала. Кроме того, максимальная механохимическая активность наблюдается при растягивающих напряжениях, превышающих предел текучести. Поэтому результаты, получаемые с помощью данной методики, можно переносить на реальные объекты с определенной степенью осторожности вследствие эксплуатации инженерных сооружений, таких как магистральные газопроводы в области механических напряжений, не превышающих предел теку-

стического сигнала на подземных сооружениях, какими являются магистральные газопроводы, во-вторых, с тем, что акустический сигнал большой амплитуды при КР генерируется только при разрушении продуктов коррозии в полости трещины, механическом доломе в очаге разрушения и развитии магистральной трещины [198], а не на стадии стабильного роста трещин.

Практическая проверка методики была осуществлена на магистральном газопроводе "Средняя Азия - Центр". Потенциально опасные места определялись на основании анализа данных измерения поперечного градиента потенциала, измеренного как до отключения катодной поляризации, так и в различные моменты времени после ее отключения. Следует отметить, что для протяженных конструкций, таких, как магистральные газопроводы, в ряде случаев удобным инструментом электрометрических обследований является измерение не самого потенциала, а его поперечного градиента. При этом проводят измерение разности потенциалов между двумя точками на поверхности земли, одна из которых находится над сооружением, другая - на расстоянии 2-10 м от него.

Для определения параметров рассмотренных моделей, входящих в (5.3), были проведены коррозионно-усталостные испытания трубной стали 17Г1С в условиях, моделирующих натурные (катодная поляризация, коррозионная среда). При постановке эксперимента [6] принимался во внимание следующий факт: в напряженном состоянии тонкостенных конструкций, таких, как магистральные газопроводы, изготовленные из высоковязких сталей, отсутствует состояние плоской деформации в вершине трещины. Поэтому для количественного описания всех этапов развития трещи7 ны использование аппарата линейной механики разрушения представляется неправомерным. Однако на начальном этапе разрушения можно предположить, что в вершине трещины все же реализуется состояние квазиплоской деформации и справедливо уравнение Пэриса.

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления ККР // Газовая промышленность. 1992. № 10. С. 18-20.

При постановке эксперимента в УГНТУ, принимался во внимание "ледующий факт: для тонкостенных конструкций, таких как магистральные газопроводы, наготовленных из высоковязких стялей, отсутствует состояние плоской деформации в вершине трещины и использование аппарата линейной механики разрушения затруднительно для количественного описания всех этапов развития трещины (описание ее развития на последнем этапе с помощью полуампирических соотношений приведено в главе 4). Однако на начальном этапе можно предположить, что в вершине трещины присутствует состояние квазиплоской деформации и справедливо уравнение Пэрисг

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления КНР //Газовая промышленность. 1992.. N 10

В условиях большой напряженности энергетического баланса и резкого возрастания затрат на добычу и транспорт газа применение электропривода на газопроводах становится одним из эффективных мероприятий. Первоочередными объектами для этого должны служить новые магистральные газопроводы в районах действия мощных объединенных электроэнергетических систем.

Масштаб развития международного обмена сжиженным природным газом будет определяться прежде всего прогрессом в его морских перевозках на танкерах-метановозах и возможностями снижения стоимости этих перевозок. С этим тесно связана позиция развивающихся стран, обладающих громадными ресурсами природного газа, в отношении темпов развития газодобывающей промышленности и создания инфраструктуры, необходимой для налаживания крупномасштабных поставок сжиженного природного газа в развитые капиталистические страны (магистральные газопроводы, заводы по сжижению газа, пор-

Вместе с тем можно отметить, что эти методы могут быть использованы для предварительной сравнительной оценки различных сталей использующихся для изготовления конструкций, отдельные конструктивные элементы которых подвергаются жесткому, циклически изменяющемуся нагружению, вызывающему в концентраторах напряжений малоцикловую коррозионную усталость (например, магистральные нефтепроводы).

Стандарт предприятия передан для использования в ГП "Салаватнефтемаш", АООТ "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы", АООТ "УНПЗ" и другие предприятия для оценки возможности дальнейшей эксплуатации нефтехимического оборудования с обнаруженными при диагностировании дефектами типа "смещение кромок".

Однако в реальных условиях магистральные нефтепроводы и их сварные узлы испытывают действие как статических, так и малоцикловых (повторно-статических) нагрузок от колебаний давления нефти (за сутки может наблюдаться несколько циклов), температуры и других силовых воздействий при одновременном действии коррозионной среды (внутренней или внешней), приводящих в совокупности к коррозионной усталости металла. Раздель-

В настоящее время на территории Ирака имеются следующие магистральные нефтепроводы:

Наиболее крупные магистральные нефтепроводы страны: Дахран — Рас-Таннура (завод), Дахран — Рае-Таннура (порт), Дахран — Бахрейн, Аб-жаик — Дахран, Абкаик — Рас-Таннура, Айн-Даре — Абкаик, Катиф — I^~ T.A^~7r-i 1-т-----~~ А™—Т1,"!*" ™ "" 1RnTrt-TlTCTHf'-'rRn несЬтептюводов Саудовской Аравии небольшой протяженности (до 100 км). Они не решали проолему транспортировки нефти. С 50-х годов началось строительство нефтепроводов большой протяженности. К последним относится трансаравийский нефтепровод длиной 1712 км, диаметром 762мм. Этот нефтепровод идет по трассе Катиф — Иордания — Сирия — Сайда (Ливан). Месторождения Гхавар, Даммам и другие также соединены рядом нефтепроводов с трансаравийским или бахрейнским нефтепроводами. Находится в эксплуатации подводный 305-миллиметровый нефтепровод от месторождения Даммам до нефтеперерабатывающего завода на о-ве Бахрейн. Месторождение Сафания соединено нефтепроводом с нефтеперерабатывающим заводом в Рас-Таннуре. К этому же нефтепроводу подсоединено и нефтяное месторождение Харсания. Проектируется строительство нефтепроводов протяженностью 1300 км, диаметром 1200 мм через пустыню Руб-эль-Хали для перекачки нефти Саудовской Аравии, Кувейта, Абу-Даби и Катара к морской нефтебазе и нефтехимическим заводам, которые будут построены в Адене.

Магистральные нефтепроводы ЕНСС проходят по большей части территории государств бывшего СССР (рис. 1.5). Протяженность МН, имеющих диаметр до 1220 мм, составила в конце 1990 г. 66 тыс. км; максимальное рабочее давление равно 6,4 МПа. Суммарная установленная мощность перекачивающих станций (головных и промежуточных) достигла 7,8 ГВт; максимальная единичная мощность агрегата головной нефтеперекачивающей станции равна 8 МВт. Система МН обеспечивает перекачку 95% добываемой нефти и подразделяются на 21 административно-территориальное предприятие - Управление магистральными нефтепроводами (УМН). В состав каждого УМН входит несколько районных нефтепроводных управлений.

Однако практика эксплуатации подпорных насосов на нефтеперекачивающей станции "Августовка" государственного акционерного общества "Приднепровские магистральные нефтепроводы" показала наличие режимов "глубокого" дросселирования, замена которых путем внедрения ТПЧ требует значительного снижения частоты вращения ротора ВН (п/п"ом<0.7). В свою очередь, это повлечет за собой резкое падение КПД 7] ВН (см. п. 4.1.3.) и потребует соответствующей коррекции выражения (4.49). В этом случае с достаточной для практических целей точностью 7] ВН можно определить за формулой (см. рис.4.10)

Однако практика эксплуатации подпорных насосов на нефтеперекачивающей станции "Августовка" государственного акционерного общества "Приднепровские магистральные нефтепроводы" показала наличие режимов "глубокого" дросселирования, замена которых путем внедрения ТПЧ требует значительного снижения частоты вращения ротора ВН (п/пном<0.7). В свою очередь, это повлечет за собой резкое падение КПД г/ ВН (см. п. 4.1.3.) и потребует соответствующей коррекции выражения (4.49). В этом случае с достаточной для практических целей точностью г/ ВН можно определить за формулой (см. рис.4.10)

49. Магистральные нефтепроводы: СНиП 2.05.06-85*. - М.: Стройиздат, 1985. - 52 с.

продолжительности эксплуатации. а, б — магистральные газопроводы; в, г — магистральные нефтепроводы.

а — магистральные газопроводы [223]; б — магистральные нефтепроводы [4]; в — рас-' пределительные газопроводы [ГИПРОНИИГАЗ].