Аналіз причин аварійних ситуацій та руйнувань магістральних газопроводів

Ключові слова: екологічна безпека, аварійні ситуації, руйнування, газопроводи.

Актуальність. Газотранспортна система (ГТС) України складається з 38,55 тис. км газопроводів з компресорними станціями, 13 підземних сховищ газу, мережі газорозподільних і газовимірювальних станцій. Магістральні трубопроводи є найбільш капіталомісткими елементами газового комплексу держави. Оскільки вартість нового газопроводу на порядок вища від раніше побудованого, то економічно доцільно, спираючись на дані технічного та екологічного моніторингу, максимально продовжити технологічну та екологічно-безпечну експлуатацію газопровідних систем.

У зв'язку зі старінням газотранспортної мережі та недосконалістю державного контролю за її безпекою, останніми роками спостерігається збільшення кількості аварій на газопроводах України (розрив труб через просідання ґрунту; утворення корозійних тріщин; деформація трубопроводів, спричинена зсувами і повенями; електрохімкорозія на ділянках підтоплення та ін.). Також зростає вплив на ГТС факторів глобальної зміни клімату: потепління, збільшення кількості та нерівномірності опадів, частота повеней та ін.

Внаслідок експлуатації більше 25 років значної частини газопроводів України зростає ризик виникнення аварійно-небезпечних дефектів та можливість їх руйнування. Це спричиняє надходження до атмосферного повітря, ґрунту та водойм складових природного газу. Нагромадження цих речовин в атмосфері є причиною порушення газового балансу, що може активізувати глобальну зміну клімату. Особливо небезпечними є сірчисті сполуки й окиси азоту, які спричиняють кислотні дощі, які здатні випадати на відстані багатьох сотень і тисяч кілометрів від джерела первісного викиду речовин. Під впливом кислотних дощів відбувається закислення вод озер і ґрунтів, змінюється їх хімічний склад, погіршується екологічний стан тощо [1].

Об'єкти та методи досліджень. Внаслідок тривалої експлуатації магістральних газопроводів, по-перше, знижуються захисні властивості ізоляційних полімерно-стрічкових та бітумних покрить, які становлять 70-80 % від загальної протяжності газових магістралей, фактичний ресурс яких внаслідок деґрадаційних процесів визначається 8-12 роками [2, 3].

По-друге, під впливом тривалих функціональних, як зовнішніх та і внутрішніх навантажень, які формують високий рівень напружень, метал в стінках трубопроводів також зазнає процесів старіння, які є причиною їх техногенних відмов. Внаслідок деґрадаційних процесів у газопровідних сталях збільшується ризик в'язкого або крихкого руйнування газопровідних труб, оскільки зростає як кількість дефектів, так і рівень внутрішніх напружень, знижується опірність розвитку як тріщиноподібних дефектів, так і корозійно-втомних тріщин. Крім цього, причиною руйнування магістральних газопроводів є також природно-кліматичні фактори. Так, температурні впливи переважно уздовж осі труби зумовлюють значні поздовжні напруження, спричинені осьовим стиском або розтягом, а сейсмічні коливання, навантаження, спричинені дією води або вітру, зсуви та просідання ґрунтів, навантаження від обмерзання та налипання снігу, викликають осьові напруження від згинальних і крутних моментів, а також поздовжньої осьової сили [4].

Узагальнений аналіз причин руйнування засвідчив різну їх специфіку та структуру залежно від географічного положення, кліматичних умов їх експлуатації та підходів до оцінювання аварійних ситуацій. Так, структура магістральних газопроводів у Росії за терміном експлуатації розподіляється таким чином:

• до 20 років - 28,0 % (41582 км);

• від 21 до 30 років - 37,0 % (54949 км);

• більше 30 років - 35,0 % (51979 км) [3].

Таким чином, 72 % магістральних газопроводів Росії експлуатуються понад 20 років, а середній вік експлуатованих магістральних газопроводів досяг 34 роки [3]. На загал, у Росії в 1990-2000 рр. близько 30 % випадків виникнення аварійних ситуацій зовнішня корозія, включаючи корозійне розтріскування під напругою або стрес-корозійне руйнування, є основною причиною руйнувань, тоді як механічні пошкодження (зовнішні впливи) є причиною руйнувань у 19 % випадків, а дефекти труб і брак у будівельно-монтажних роботах відповідно становлять 11,4 % та 22 % [3]. Причому, впродовж останніх років через зовнішню корозію було зареєстровано 63,4 % руйнувань, зокрема 58,5 % руйнувань були ідентифіковані як стрес-корозійні. Тоді як брак металу і дефекти зварки (дефекти труб) та брак у будівельно-монтажних роботах відповідно становлять 6,1 %, 18,3 % (24,4 %) та 12,2 %. Найбільша кількість руйнувань у 2000 р. спостерігалась через корозію під напруженням на магістральних газопроводах діаметром 1420 мм (59,4 %). Обстеженням понад 2500 км магістральних газопроводів за допомогою магнітного дефектоскопа (ДМТП-1400) "Спецнефтегаза" виявлено 70 одиночних тріщин і 984 колоній тріщин стрес-корозійного походження в одношовних закордонних і двошовних трубах Харцизького трубного заводу.

До 1990 р. частка аварій газопроводів Росії через корозійне розтріскування під напругою і пов'язаних з цим втрат газу не перевищувала 10 % від усіх аварій. З 1996 по 2000 рр. кількість таких аварій подвоїлась, а втрати від них досягли 50 % від загального збитку. Причому стрес-корозійне руйнування металу труб відбувалося тільки на газопроводах великого діаметра (табл.) з терміном експлуатації від 7 до 24 років.

Табл. Розподіл стрес-корозійних аварій по магістральних газопроводах різних діаметрів протягом 1989-2000 рр. [3]

Дані [7] щодо Європейських газопроводів (БОЮ) за період з 1970 по 2010 рр. свідчать, що механічні пошкодження (зовнішні впливи) є причиною руйнувань у 48,4 % випадків, а дефекти труб і брак у будівельно-монтажних роботах становлять 18 %, зовнішня корозія є основною причиною руйнувань у 16 % випадків. Таким чином, головною причиною аварій на європейських газопроводах є зовнішні впливи, тоді як у Росії - корозія. Газотранспортна система України аналогічна російській. На сьогодні понад 75 % газопровідної системи України експлуатується понад 20 років [1,2]. Протягом 2002-2009 років на магістральних газопроводах України відбулося 414 випадків аварійних ситуацій, зокрема 5 аварій і 409 відмов.

Найбільша кількість аварій за останні роки відбулась на магістральному газопроводі "Уренгой - Помари - Ужгород": 11.04.2003 р. на 3736 км дільниці КЗ Дніпро - КС Ставище - КС Іллінці, 07.05.2007 р. на 3737 км дільниці КЗ Дніпро - КС Ставище - КС Іллінці і 06.12.2007 р. на 3854,3 км дільниці КС Іллінці - КС Бар. Результати аналізу цих масштабних аварій гільйотинного типу руйнування засвідчили, що їх основною причиною було утворення виявлених у зламі руйнування в осьовому напрямку труби на відстані до 25 мм від лінії сплавлення повздовжнього зовнішнього шва труби, корозійно-втомних тріщин довжиною 0,6-3,0 м та глибиною 6-12 мм за механізмом корозійного розтріскування під напруженням (стрес-корозії) внаслідок пошкодження захисного покриття труб, високої корозійної активності ґрунтів та порушення режимів електрохімічного захисту на аварійних ділянках траси [8, 9].

Такі стрес-корозійні тріщини здебільшого з'являються на зовнішній поверхні труби у вигляді колоній паралельних дрібних порушень суцільності орієнтованих, в основному, вздовж осі труби, які з часом, зливаючись, утворюють магістральну корозійно-втомну тріщину, переважно на відстані до 250 мм від зварного шва. Найчастіше вони виникають у нижній частині газопровідної труби. Залежно від корозійної активності ґрунтового середовища, навколо газопровідної труби спостерігається два типи корозійного розтріскування під напругою (стрес-корозії).

Міжкристалічному розвитку тріщин по товщині стінки труби, тобто її розгалуженню сприяють ґрунти, що містять середовище з високим показником кислотності (рН > 8). Розвиток тріщин за механізмом транскристалічного руйнування через водневе окрихлення відбувається у ґрунтах з нейтральним або кислотним середовищем (рН < 8) [9].

Вперше у практиці експлуатації магістральних газопроводів в Україні у квітні 2003 р. на ділянці КС "Ставище" - КС "Іллінці" магістрального газопроводу діаметром 1420 мм "Уренгой - Помари - Ужгород" сталося гільйотинне руйнування, яке, згідно з висновком Інституту електрозварювання ім. Є.О. Патона, відбулося за механізмом корозійного розтріскування під напруженням (стрес-корозії) металу труби внаслідок неконтрольованого розвитку магістральної корозійно-втомної тріщини глибиною 8 мм та довжиною 650 мм. Під час ремонтних робіт було замінено понад 80 м газопровідної труби [6,9].

Незважаючи на значні комплексні обстеження магістрального трубопроводу "Уренгой - Помари - Ужгород", проведені після першого руйнування, у травні 2007 р. на 3737 км магістрального газопроводу "Уренгой - Помари - Ужгород" відбулося гільйотинне руйнування близько 40 погонних метрів лінійної частини трубопроводу зі спалахом газу. Близько 12 м лінійної частини магістрального газопроводу з боку КС "Ставище" було відірвано внаслідок руйнування труби в пришовній зоні кільцевого зварного стику, звернуто в спіраль та відкинуто вибухом на 130 м. Близько 28 погонних метрів лінійної частини магістрального газопроводу з боку КС "Іллінці" було зруйновано по пришовній зоні повздовжнього зварного шва та плоско деформовано. На обох кінцях зруйнованого газопроводу в нижній напівсфері утворилися деформаційні гофри.

У цьому ж році 6 грудня на 3854,3 км магістрального газопроводу " Уренгой - Помари - Ужгород" відбулось гільйотинне руйнування близько 40 погонних метрів лінійної частини трубопроводу зі спалахом газу. Внаслідок аварії утворилася яма з глибиною до 10 м та розмірами 40x25 м. Три фрагменти лінійної частини магістрального газопроводу було відкинуто вибухом на відстані відповідно 62 м, 190 м та 383 м. У радіусі до 200 м були розкидані вибухом фрагменти 68 пригрузів УБО-1. У місці руйнування металу трубопроводу в пришовній зоні повздовжнього зварного з'єднання виявлено повздовжні корозійно-втомні тріщини, орієнтовані паралельно зварному шву.

Згідно з висновками фахівців інституту проблем міцності, параметри напружено-деформованого стану не були критичними, але вони сприяли руйнуванню газопроводу за умови наявності дефектів у газопровідній трубі. Зміна просторового положення дільниці газопроводу у вертикальній площині була зумовлена надмірним баластуванням газопроводу, а в горизонтальній - вірогідною дією зсувних процесів на схилі прилеглого пагорба.

Описані вище аварії вказують на те, що найбільшу небезпеку для лінійної частини магістральних газопроводів становить стрес-корозійне руйнування металу труби, що знаходився в напруженому стані. Встановлено основні фактори, що сприяють підвищеній схильності металу трубопроводу до стрес-корозійного розтріскування [3]:

а) близькість до компресорної станції (до 25 км), що сприяє підвищенню температури металу труби на виході з компресорної станції до 40 ° С. З підвищенням температури зростають швидкості хімічних і електрохімічних реакцій у 2-3 рази на кожні 10 ° С, зокрема зростає швидкість деструкції стрічкової ізоляції та швидкість корозії металу труби;

б) використання труб, які за досвідом експлуатації мають підвищену схильність до стрес-корозійного розтріскування (діаметр 1420 мм, товщина стінки 15,7 мм, сталь 470 контрольованої прокатки);

в) використання стрічкового захисного покриття (94,4 %), при використанні якого, за досвідом експлуатації, виявлена найбільша кількість аварій;

г) висока корозійна активність ґрунту - швидкість ґрунтової корозії металу газопроводу досягає 0,38 мм/рік згідно з ДСТУ 4219-2003. Швидкість корозії металу в дефекті захисного покриття при працюючій системі електрохімічного захисту (швидкість залишкової корозії) досягає 0,01 мм/рік;

д) тривалий час експлуатації - більше 23 років;

е) наявність ділянок газопроводу в напружено-деформованому стані, а саме на згинах, опорних частинах і переходах з одного діаметра на інший.

Крім руйнувань газопровідних труб, внаслідок стрес-корозійного розтріскування, були руйнування, зумовлені істотним впливом добових коливань робочого тиску в газопроводах, що у поєднанні з дією експлуатаційного середовища спричинило появу та розвиток тріщиноподібних дефектів у стінках труб за механізмом корозійної втоми. Також варто зауважити, що низьколеговані сталі, що використовуються для будівництва газопроводів, уразливі до корозії. Аналіз розподілу відмов з причин виникнення засвідчує, що 35-40 % руйнувань магістральних газопроводів - за даними українських та російських дослідників - зумовлені зовнішньою (рис.) та внутрішньою корозією.

Рис. Система корозійних каверн на трубі діаметром 1420 мм магістрального газопроводу "Союз"