диплом2. Диплом (2). Строящийся газопровод СахалинХабаровскВладивосток предназначен для транспортировки газа с
 Скачать 6.62 Mb.
|
|
5 СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС. МОНИТОРИНГ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА В системе обеспечения надѐжности и безопасности трубопроводного транспорта наибольшую сложность представляют пересечения газопроводами и нефтепроводами рек, каналов, озѐр и водохранилищ – подводные переходы или дюкеры. Подавляющее большинство подводных переходов построено траншейным способом непосредственно в руслах рек и в водоѐмах. Несмотря на достигнутые успехи в прокладке дюкеров таким способом, самому методу присущи недостатки, которые снижают уровень долговременной надѐжности подводных переходов. Участки подводных переходов, по указанным причинам являются постоянными зонами риска. Аварии на подводных переходах наносят огромный экономический ущерб, а ликвидация аварий неизмеримо более трудоѐмкий и долговременный процесс, чем на сухопутной линейной части. Для безопасной работы подводных переходов трубопроводов необходимо применение самых современных технических средств на этапах изысканий для проектирования, строительства и последующей диагностики. Трубопроводный транспорт является одним из самых экономичных и надежных способов для доставки жидких и газообразных энергоносителей на значительные расстояния. Технические и эксплуатационные характеристики этих трубопроводов обеспечиваются за счет выбора труб с необходимыми физико-механическими свойствами металла, изоляционного покрытия и конструктивных решений. В процессе длительной эксплуатации внешние условия среды и технические характеристики трубопровода изменяются, в результате чего, заложенные при проектировании запасы прочности, надежности и безопасности могут быть исчерпаны, а трубопровод перейти в состояние, при котором возможно его разрушение. В настоящее время значительная часть потенциально опасных промышленных объектов России, в том числе и трубопроводов (сухопутных и подводных), выработала гарантийные сроки эксплуатации, предусмотренные проектными решениями. Это относится не только к сухопутным трубопроводам, но и к подводным (морским, речным). Причем именно подводные трубопроводы работают в наиболее сложных и труднодоступных условиях. По некоторым экспертным оценкам, идет рост аварийных отказов на магистральных трубопроводах, и в отдельные годы достигает 80-100 случаев. В настоящее время вопросам обеспечения надежности и безопасности работы трубопроводных систем в нашей стране уделяется особое внимание. Опыт, накопленный за годы эксплуатации трубопроводного транспорта в нашей стране и за рубежом, позволяет определить участки трубопроводов, где наиболее высока вероятность возникновения аварийной ситуации. Обеспечение мониторинга технических параметров таких участков и оценка риска эксплуатации позволит существенно повысить надежность и безопасность всей трубопроводной системы. Основной причиной, сдерживающей создание и внедрение систем мониторинга на действующих трубопроводах, является сложная зависимость условий эксплуатации, физико-механических свойств материала трубопровода, действующих напряжений и ряда других факторов. В условиях работающего объекта выделить влияние одного фактора, например, действующих напряжений является очень сложной задачей. В связи с этим, работы направленные на создание систем мониторинга и предотвращения разрушения на подводных переходах трубопроводов, являются актуальными. Мониторинг - это информационно-аналитический процесс поиска и выработки решений в задаче управления безопасностью газопровода. Он включает в себя совокупность действий информационного и аналитического характера: - оценка текущего состояния объекта и прогноз его изменения; - подготовка управленческих решений с оценкой рисков их принятия. необходимо формирование системы эксплуатационного мониторинга морских трубопроводных систем как фактора снижения рисков аварий с тяжелыми (вплоть до катастрофических) последствиями технического, экономического и экологического характера, принятие унифицированных системных решений и выбор соответствующих технических средств. Руководящим документом при мониторинге подводных переходов на данный момент является [8] . Основные термины и определения. Подводный переход магистрального газопровода (МГ) - в дальнейшем именуемый "подводный переход" или "переход", представляет собой участок линейной части МГ, пересекающий водную преграду и уложенный, как правило, с заглублением в дно водоема (реки, озера, канала, водохранилища и т.д.). Переход включает в себя одну или несколько ниток трубопровода с соответствующими системами его технического обеспечения. Классификация и категория магистрального газопровода и его участков принимаются в соответствии с [3]. Технический коридор подводных переходов магистральных газопроводов - система переходов, проложенных через один и тот же участок водной преграды и объединенных, как правило, единой системой их технического обеспечения. Охранная зона подводного перехода (коридора) - участок акватории и поверхности земли, длина которого соответствует длине подводного перехода, а ширина ограничена двумя параллельными плоскостями, проведенными на расстоянии 100 м с каждой стороны от осей крайних ниток газопроводов на переходе (коридоре). Длина подводного перехода - определяется границами, которыми являются: - для однониточных переходов - участок, ограниченный урезами уровня высоких вод 10% обеспеченности, - для переходов через горные реки - участок, ограниченный урезами уровня высоких вод 2% обеспеченности, - для многониточных переходов - участки в пределах запорной арматуры, установленной на берегах. Подводный (русловой) участок перехода - участок, ограниченный урезами воды при среднемноголетнем меженном уровне. Береговые участки перехода - участки, ограниченные с одной стороны урезом воды при среднемноголетнем меженном уровне, с другой стороны - границами перехода в пределах его длины. Среднемноголетний меженный уровень - среднее арифметическое значение отметок меженных уровней водоема, полученных в результате многолетних наблюдений. Уровень высоких вод по процентной обеспеченности - максимальный уровень вод в паводок (половодье) в месте перехода, вероятность превышения которого возможна раз в 100 лет. Прогнозируемый предельный профиль размыва русла - линия, проведенная по наинизшим отметкам дна и берегов водоема, полученным в результате прогнозируемых переформирований русла за период эксплуатации подводного перехода. Величина заглубления подводного трубопровода - толщина слоя грунта от верха балластных грузов или балластного покрытия трубопровода до поверхности дна водоема, устанавливаемая в соответствии с действующими нормами с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ. Надежность подводного перехода - свойство сохранять способность непрерывно транспортировать газ в заданном технологическом режиме. Исправное состояние подводного перехода - состояние, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и проектной документации. Неисправное состояние подводного перехода - состояние, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и проектной документации. Предельное состояние подводного перехода - состояние, определяемое нормативно-технической документацией, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна. Работоспособное состояние подводного перехода - состояние, при котором значение всех параметров, характеризующих способность непрерывного транспортирования газа (или иного продукта), соответствует требованиям нормативно-технической и проектной документации. Безопасность подводного перехода - состояние, при котором он не вызывает ситуаций, опасных для людей и окружающей среды. Повреждение подводного перехода - нарушение исправного состояния перехода при сохранении его работоспособного состояния. Отказ - нарушение работоспособного состояния подводного перехода (повреждение трубы, уменьшение толщины стенки из-за развития коррозии, резкое изменение пространственного положения трубопровода из-за деформации дна и др.), при котором его дальнейшая эксплуатация приостанавливается. Провисающий участок подводного трубопровода - оголенный участок трубопровода, имеющий просвет между нижней образующей и дном водоема. Величина провисания - расстояние от поверхности дна водоема до нижней образующей трубопровода. Критическая длина провисающего участка подводного трубопровода – предельно допустимая длина провисающего участка, при которой еще не могут возникнуть резонансные колебания трубопровода или при которой действующие напряжения еще не превышают расчетное сопротивление материала трубы. Осмотр перехода - визуальный контроль и оценка состояния береговых участков перехода. Приборное обследование подводного перехода - контроль технического состояния перехода и его составляющих с применением технических средств измерения и наблюдения. Водолазное обследование подводного перехода - проводимый водолазами визуальный и приборный контроль состояния подводных трубопроводов. Техническое обслуживание подводного перехода - комплекс работ по поддержанию исправного и работоспособного состояния при эксплуатации перехода. Классификация технического состояния переходов. Техническое состояние подводного перехода определяется по данным осмотров и обследований путем сопоставления этих данных с проектными и нормативными требованиями. Основными факторами, определяющими техническое состояние перехода, являются: - соответствие положения трубопровода проектному; - величина заглубления подводного газопровода в русле реки; - достаточность и сохранность балластировки газопровода; - целостность антикоррозионной изоляции трубопровода; - фактическая толщина стенки в сопоставлении с минимальной расчетной (проектной); - отсутствие или наличие мест утечки газа; - деформация (размыв) дна и береговых склонов водной преграды, в том числе состояние крепления берегов на участке перехода; - состояние информационных знаков и опорной топографической основы. В зависимости от изменения факторов, техническое состояние подводного перехода классифицируется следующим образом 1 Исправное состояние, когда параметры, характеризующие факторы, соответствуют требованиям нормативно-технической документации: - заглубление трубопровода в дно на всем протяжении руслового участка соответствует проектному и нормативным требованиям; - дно устойчиво и берега практически недеформируемы; -балластировка, антикоррозионная изоляция, толщина стенки соответствуют требованиям норм и правил; - состояние информационных знаков и реперов соответствует требованиям действующих норм и правил. 2 Неисправное состояние, основными признаками которого являются: Подводный переход газопровода, техническое состояние которого по результатам обследования признано исправным, требует выполнения плановых обследований с определенной периодичностью. Практика эксплуатации подводных переходов магистральных трубопроводов показала, что для предотвращения серьезных аварий и своевременного проведения планово-предупредительного ремонта необходимо периодическое обследование технического состояния подводного перехода. Контроль за техническим состоянием (мониторинг) подводного перехода через реку Вал, остров Сахалин осуществляется специальными целевыми проверками, обследованиями и измерениями с применением средств технической диагностики в период эксплуатации и ремонта, а также после нормативного срока эксплуатации подводного перехода. Специальные целевые проверки подводного перехода должны осуществляться путем наружного обследования (обхода, облета, водолазного и приборного), а также с применением внутритрубных средств технической диагностики. Наружное обследование подводного перехода осуществляет специализированное управление по предупреждению и ликвидации аварий (СУПЛАВ), в задачи которого входит полное обследование, наблюдение за техническим состоянием (мониторинг), составление паспортов и отчетов по обследованию подводного перехода. Контролируемыми параметрами при наружном обследовании подводных переходов являются: -герметичность и целостность; -фактическое плановое и высотное положения; -состояние изоляционного покрытия и работоспособность станций катодной защиты газопровода; -состояние тела трубы (коррозионные повреждения, трещины, расслоения, царапины и др.); -плановые береговые и глубинные деформации реки; -состояние сооружений защиты берегов от размыва и волновых воздействий; -сохранность опорной плановой и высотной топографической основы, наличие и состояние знаков закрепления промерных створов; -изменение гидравлики потока и руслового процесса по сравнению с периодом первоначальных изысканий; -состояние информационных знаков; Использование различных методов неразрушающего контроля, мониторинга и средств технической диагностики на подводном переходе через реку Вал, остров Сахалин — один из эффективных и перспективных путей повышения надежности подводного перехода. Широкое внедрение диагностики и мониторинга способствует раннему обнаружению дефектов, своевременному их устранению, сокращению трудовых затрат и времени, необходимых для выполнения ремонтных работ. 5.1 Методы оценки технического состояния магистрального газопровода Задачи и периодичность обследования магистральных газопроводов Основными задачами осмотра и обследования подводного перехода является оценка его технического состояния и соответствия требованиям правил технической эксплуатации магистрального газопровода и других действующих нормативных документов. На основании осмотров и обследований подводного перехода в соответствии с основными задачами должны быть получены следующие данные: - фактическое плановое и высотное положение трубопровода относительно линии дна и склонов берега, существующие на дату обследования водоема в створе перехода в координатах и отметках проекта; - наличие обнаженных и провисающих участков газопровода и их характер (протяженность, величина провиса); - состояние балластировки трубопровода на обнаженных и провисающих участках; - значение толщины стенки трубопровода на обнаженных и провисающих участках и на береговых участках в зоне переменного уровня воды; - состояние защитного и изоляционного покрытия на обнаженных и провисающих участках трубопровода; - значение высотных отметок дна реки и береговых склонов в координатах и отметках проекта; - наличие и характер посторонних объектов (предметов) на дне водной преграды; - состояние сооружений защиты берегов; - состояние береговых информационных знаков; - сохранность реперов топографической основы для закрепления промерных створов и створов наблюдений за переформированием береговых склонов. В зависимости от поставленной цели и состава (вида) работ обследование подводных переходов газопроводов подразделяется на три класса. Классификация обследований по этим признакам приведена в таблице 2 Таблица 2 - Виды работ, выполняемых при обследовании подводных переходов газопроводов:
Примечание: Размеры зоны топографической съемки для II класса обследования могут быть уменьшены до границ охранной зоны перехода, представленной в таблице 3. Таблица 3 - Периодичность осмотров и обследований подводных переходов газопроводов
Обследование руслового участка перехода назначают с периодичностью, зависящей от интенсивности деформаций берегов и дна на участке перехода (с учетом технического состояния трубопровода, установленного на основании предыдущих обследований) в соответствии с таблицей 4. Таблица 4 - Периодичность обследований русловой части подводных переходов газопроводов
Примечания: - При временной эксплуатации перехода, находящегося в предельном состоянии, за ним необходимо осуществлять постоянное наблюдение с контролем параметров, создающих риск аварии и принятием незамедлительных мер по проведению обследования и ремонта; - периодичность обследования перехода, выведенного из эксплуатации по предельному состоянию, определяется предприятием по транспортировке газа; - в отдельных случаях при отсутствии заметных деформаций дна и берегов в зоне расположения перехода могут увеличивать по пунктам 1 и 2 таблице 4 интервал между обследованиями. первое обследование руслового участка перехода выполняется по окончании строительства и включает: - топографическую съемку и определение гидрологических характеристик водоема на участке перехода в границах и объеме, соответствующих изысканиям при разработке проекта перехода; - определение фактического планового и высотного положения всех ниток подводного газопровода; - определение состояния засыпки, крепления дна и склонов берегов. Результаты этого обследования фиксируются и прилагаются к акту приемки перехода в эксплуатацию. Второе обследование руслового участка выполняется в объеме 2 класса по таблице 2 через год после первого обследования. Если результаты первого и второго обследований практически не отличаются друг от друга, последующее обследование руслового участка перехода следует выполнить с периодичностью, определенной в соответствии с таблицей 3. Дополнительные обследования подводных переходов сверх предусмотренных в таблице 4 в объеме обследований 2 класса выполняются при изменениях гидрологических режимов реки и русловых переформирований, вызванных разработкой карьеров, проведением выправительных работ или строительством гидротехнических сооружений и мостовых переходов. Результаты дополнительных обследований сопоставляются с данными предыдущих обследований, а также с исполнительной документацией перехода и, при отсутствии расхождений, последующие обследования выполняются с периодичностью, определяемой таблицей 4. Внеочередные обследования руслового участка перехода выполняются также после оползней, землетрясений и других стихийных бедствий, когда возникает повышенная опасность повреждения газопровода. 5.2 Конструктивные особенности подводного перехода магистрального газопровода выполненного методом ННБ К конструктивным особенностям такого перехода относятся : - экологическая безопасность, сохранность дна, берегов реки, водного режима реки за счет исключения подводных и береговых земляных, буровзрывных, берегоукрепительных и других работ; - отсутствие помех судоходству; - минимальный объем вынутого грунта; - надежная защита от внешних механических повреждений, в том числе от воздействия льдов и якорей судов в результате глубокого заложения трубопровода; - отсутствие опасности обнажения трубопровода при размывах русел рек; - возможность строительства : а) при отрицательных температурах; б) в стесненных условиях; в) в вечной мерзлоте. 5.3 Особенности сооружения подводного перехода магистрального газопровода методом ННБ Строительство перехода газопровода осуществляется в 3-этапа: - бурение пилотной скважины (диаметр пилотной скважины 244.5мм); - последовательное расширение скважины: - 1-ое расширение скважины до диаметра 500мм. – 473,5 м. - 2-ое расширение скважины до диаметра 900мм. – 473,5 м. - 3-е расширение скважины до диаметра 1100мм. – 473,5 м. - 4-ое расширение скважины до диаметра 1300мм. – 473,5 м. - калибровка скважины расширителем 1300мм. – 473,5 м. - протаскивание дюкера (труба диаметром 1020х23мм) Бестраншейная прокладка участка газопровода осуществляется методом наклонно-направленного бурения. Угол входа буровой колонны относительно горизонта при проходке пилотной скважины принят равным 7º. Угол выхода буровой колонны равен 7º, диаметр пилотной скважины 244.5мм Длина пилотной скважины на русловом участке перехода через реку Вал, согласно продольного профиля составляет 473,5 м, но учитывая технологический запас, включающий допуски на точность выхода буровой колонны длина дюкера может быть скорректирована. Соблюдение данных этапов обеспечивает надежность и своевременное строительство перехода. 5.4 Системы мониторинга технического состояния подводного перехода магистрального газопровода Методы и средства контроля технического состояния подводных переходов. Методика приборного обследования подводного перехода выбирается, исходя из его особенностей и сезона проведения работ. При обследовании могут быть использованы плавающие средства, вертолеты и другие транспортные и технические средства. Также может быть использована система спутниковой навигации. Для планово-высотной привязки промерных точек верха трубопроводов, грунта дна и береговых участков перехода (коридора) могут применяться оптические, оптико-электронные, радиотехнические, лазерные и т.п. геодезические приборы и инструменты с абсолютной погрешностью определения планового положения промерных точек не более 1,5 мм в масштабе плана топографической съемки перехода (коридора). Для определения высотных отметок верха трубопровода могут применяться электромагнитные и магнитные системы, акустические и другие профилографы и т.п. трубопоисковые приборы, обеспечивающие абсолютную погрешность при глубине залегания трубопровода относительно горизонта воды: - до 10 м - не более 0,1 м; - более 10 м - не более 0,2 м. Для определения высотных отметок обнаженных или оголенных подводных трубопроводов и дна водной преграды могут применяться эхолоты, обеспечивающие абсолютную погрешность измерений не более 0,1 м. При глубине водной преграды менее 5 м и скорости течения менее 0,5 м/с допускается определение высотных отметок дна с помощью футштоков, наметок или речного лота с лот-линейкой. Для обнаружения и предварительной оценки протяженности обнаженных и провисающих участков подводных трубопроводов и наличия посторонних объектов на дне могут применяться гидролокаторы бокового (ГБО), секторного (ГСО) или кругового (ГКО) обзора с разрешающей способностью не хуже 0,5 м с абсолютной погрешностью определения относительно судна и места измерения со льда координат выявленных объектов не более 1 м. При обследовании обнаженных или провисающих участков для обеспечения подводной видеосъемки могут применяться водолазные телевизионные системы или телекамеры, установленные на борту телеуправляемых подводных аппаратов. Для определения мест повреждения антикоррозионной изоляции трубопроводов могут применяться электромагнитные и магнитные системы, обеспечивающие абсолютную погрешность измерения планового положения мест повреждения не более 0,5 м (относительно судна или места измерения со льда). Для измерения толщины стенок размытых трубопроводов могут применяться ультразвуковые, рентгенографические и т.п. толщиномеры с абсолютной погрешностью измерения не более 0,5 мм. На современных газопроводах и их переходах через водные преграды измерение толщины стенок трубопроводов может осуществляться методом внутритрубной дефектоскопии. Для измерения скоростей течения водной преграды могут применяться гидрометрические вертушки и другие приборы с относительной погрешностью измерения не более 10%. Поиск утечек газа через трещины или небольшие свищи на газопроводе выполняют путем транспортирования катером, вертолетом или другим средством вдоль трассы газопровода специальных приборов – газоанализаторов. Все нестандартизированные средства измерений, предназначенные для контроля за техническим состоянием подводных трубопроводов, могут быть допущены к применению только после их метрологической аттестации. Средства контроля технического состояния переходов должны: -ежегодно калиброваться отраслевой метрологической службой по подводным переходам в соответствии с нормативными требованиями к метрологическому обеспечению измерений в Российской Федерации; -обеспечивать, как правило, непосредственно при проведении обследований документирование измеряемых параметров на бумажных или магнитных (машинных) носителях информации; -обеспечивать соблюдение мер безопасности и сохранности перехода и его сооружений при проведении обследований. Допускается применение приборов, основанных на других физических принципах, если их применение технически целесообразно и точность, обеспечиваемая прибором, удовлетворяет вышеуказанным требованиям. 5.4.1 Осмотр береговых участков подводных переходов Осмотр (патрулирование) береговых участков подводного перехода в пределах его охранной зоны выполняется линейно-эксплуатационной службой ПТГ в соответствии с графиком обхода, объезда и облета магистрального газопровода. Осмотр выполняется бригадой (группой) ЛЭС с целью выявления: - утечек газа с помощью приборов; - развития оврагов, оползней, размыва берегов, явлений пучения грунтов и возникающей в связи с этим угрозой повреждения газопровода; - состояния береговых информационных знаков и реперов. Результаты осмотра указываются в журнале осмотра и обследования перехода. Незначительные неисправности (потеря видимости знаков из-за снежных заносов, кустарниковой и травянистой растительности, обветшалости надписей на указателях) устраняются в процессе осмотра. 5.4.2 Обследование руслового участка перехода Обследование руслового участка перехода выполняется в соответствии с планом периодичности обследования в зависимости от состояния перехода. Для выполнения обследований могут привлекаться специализированные организации подводно-технических работ или другие предприятия, имеющие лицензии на обследование подводных переходов. Задача обследования перехода - определение его технического состояния, согласно классификации, приведенной в таблице 1, с целью принятия, при необходимости, мер для приведения трубопровода в исправное эксплуатационное состояние. Для выполнения поставленной задачи специализированная организация должна быть обеспечена: - необходимыми транспортными и плавсредствами; - приборами по определению положения трубопровода, исправности средств электрохимзащиты и антикоррозионного покрытия, измерения толщины стенки трубопровода, геодезическими инструментами и т.п., а также проектными материалами (профиль, план) и материалами полевых исследований; - водолазным оборудованием и снаряжением в составе и количестве, необходимом для выполнения всего комплекса работ по обследованию перехода; - материалами проектной, исполнительной документации и предыдущих обследований. В организации, занимающейся обследованием перехода, должны быть специалисты для выполнения топографических, гидрографических работ, по обслуживанию приборов, контролю и обработке материалов обследования. Состав и объемы работ по обследованию устанавливаются в зависимости от технического состояния перехода в соответствии с табл.2 настоящего Регламента. Обследование руслового участка перехода производится с помощью приборов, обеспечивающих необходимую точность и подробность обследования. Конкретный состав необходимого оборудования и приборов, а также методика проведения обследований выбирается, исходя из характера пересекаемой водной преграды (глубина, скорость течения, характер грунта, судоходство) и сезона проведения работ. Приборное обследование производится по методикам и инструкциям, учитывающим конкретные характеристики приборов. Обследование руслового участка перехода включает в себя подготовительные работы, полевые работы и обработку результатов обследования. Подготовительные работы включают в себя: - анализ проектной и исполнительной документации; - анализ материалов предыдущих обследований; - определение конкретной методики проведения обследования и приборного обеспечения; - инструктаж бригады по технике безопасности в соответствии с действующими правилами. Полевые работы включают в себя: - топографическую съемку русла и берегов с установкой (в случае отсутствия постоянных) грунтовых реперов, выполняемую в соответствии со [9]; - инженерно-гидрологические измерения с устройством водомерного поста и привязкой его нивелировкой к постоянным или временным реперам. Количество и размещение промерных створов и скоростных вертикалей выбирается в соответствии с нормативными документами по гидрогеологическим измерениям; - приборное обследование газопровода, в процессе которого определяется истинное пространственное положение газопровода относительно поверхности дна и берегов, выявляются обнаженные и провисающие участки, оценивается их протяженность и величина провисов; - водолазное обследование обнаженных или провисающих участков газопровода, производимое в случае их выявления. При водолазном обследовании производится уточнение длины обнаженного или провисающего участка, величины провиса, оценивается состояние антикоррозионной изоляции, расположение и устойчивость грузов на трубопроводе, состояние подводной части берегоукрепления. В случае необходимости рекомендуется применение подводной видеосъемки. Организация и выполнение работ по водолазному обследованию должна осуществляться в соответствии с [10]. Обработка результатов обследования предусматривает выпуск чертежей плана перехода, продольных и поперечных (для оголенных и провисающих участков) профилей ниток перехода. На плане перехода должны быть указаны все створы, по которым производились измерения, реперы, границы береговых укреплений, места и границы обнаруженных провисов и обнажений, места и границы повреждения берегоукреплений. На продольных профилях должны быть указаны отметки грунта над трубой и верха забалластированного трубопровода, отметки уровня воды на день обследования, обнаженные и провисающие участки, участки с недостаточной глубиной залегания. Система отметок на плане и профилях должна соответствовать принятой на проектной и исполнительной документации. Изменение рельефа дна и положения газопровода определяется сравнением отметок, полученных в процессе обследования, с отметками исполнительной документации и предыдущих обследований. Расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода для провисающих участков трубопровода может быть поручен специализированной организации. Если в результате обследования подводного перехода установлена деформация русла реки, значительно превышающая прогнозируемую при проектировании перехода и угрожающая его нормальной эксплуатации, следует с участием соответствующей специализированной проектно-изыскательской организации рассмотреть возможные мероприятия по стабилизации русловых процессов или реконструкции перехода. Наблюдения за берегоукрепительными сооружениями и состоянием берега должны включать: - проверку состояния и одежды крепления в надводной и подводной зонах; - установление фактического профиля сооружения и сопоставление его с проектным (или исполнительным); - проверку вымывания грунта из-под одежды крепления; - промеры глубин перед подошвой откосов крепления; - проверку состояния обратных фильтров, швов омоноличивания, пригрузки, одерновки и других элементов крепления; - измерение плановых и высотных смещений конструкций; - наблюдения за прорастанием растительности на одежде крепления, оказывающей разрушительное действие. За откосными сооружениями, берега которых сложены глинистыми грунтами пластичной или полутвердой консистенции, необходимо вести специальные виды наблюдений, призванные прогнозировать и предотвратить образование оползней. В число этих наблюдений должны входить: - измерения плановых и высотных смещений откоса (в надводной и подводной зонах) и прилегающего к бровке откоса участка территории шириной не менее двух высот откоса; - контроль за образованием и динамикой развития трещин и заколов в грунтовом массиве; - наблюдения за состоянием растительности кустарников, деревьев, которое может свидетельствовать о подвижках грунта. Увеличение скорости деформации откосного берегоукрепления в сочетании с прогрессирующим развитием трещин и заколов служит предвестником возникновения оползня. В таких случаях надлежит принять неотложные меры по усилению или реконструкции берегоукрепления. При обнаружении активных оползневых процессов на береговых зонах подводных переходов рекомендуется силами специализированной научно-исследовательской или проектной организации составить расчетный прогноз длительной устойчивости оползневых масс. В необходимых случаях должны быть осуществлены надлежащие противооползневые мероприятия Обнаружение утечек и повреждений на подводном переходе. При обнаружении утечки газа или повреждения газопровода во время осмотров, обследований или ремонта производитель этих работ обязан срочно поставить в известность об утечке газа: - лицо, ответственное за эксплуатацию перехода; - диспетчерскую службу и руководство предприятия по транспортировке газа. Диспетчерская служба после получения сообщения об утечке газа должны незамедлительно обеспечить определение места и характера утечки и обеспечить необходимые меры безопасности до производства аварийно-восстановительных работ. Ответственное лицо за эксплуатацию перехода при обнаружении утечки газа должно направить письменное донесение руководителю предприятия по транспортировке газа и в местные организации: исполнительной власти, газового надзора, госгортехнадзора, пожарного надзора, речного флота, охраны природы. 5.5 Комплексы методов при мониторинге подводных переходов На практике различают следующие комплексы методов при мониторинге подводных переходов: 1) Непрерывное сейсмоакустическое профилирование (НСП) : - определение планово-высотного положения трубопровода; - непосредственное наблюдение оголений и провисов; - определение высоты оголений и провисов; - выявление опасных или неблагоприятных придонных объектов 2) Электрометрия приповерхностного водного слоя (ЭПС) : - определение состояния антикоррозийной изоляции дюкера, участков; - утечек тока катодной защиты, эффективности катодной защиты 3) Гидролокационная сьемка (ГC) : - непосредственное наблюдение оголенных и провисающих участков дюкера; - наглядное подтверждение их наличия; - уточнение их координат; - определение высоты оголений и провисов; - контроль состояния балластировки оголённого дюкера; - съёмка дноукреплений; - выявление опасных или неблагоприятных придонных объектов; 5.5.1 Непрерывное сейсмоакустичекое профилирование (НСП) 5.5.1.1 Предпосылки постановки метода В рассматриваемом комплексе методов ключевое значение имеет непрерывное сейсмоакустическое профилирование (НСП) в высокочастотной модификации (3–9 кГц) с электродинамическим источником. Физическая предпосылка применения НСП для данных задач состоит в контрастности акустических свойств исследуемых объектов. Дюкер, изображенный на рисунке 4, представляющий собой многослойную цилиндрическую конструкцию, состоящую из металлической трубы, гидроизоляционного покрытия, деревянной футеровки и железобетонных (либо чугунных) пригрузов, обладает высокой акустической жёсткостью.  Рисунок 4 – Схема дюкера Среди всех объектов изучаемого разреза именно поверхность дюкера обладает наибольшим коэффициентом отражения. Однако, геометрия отражения от цилиндрического объекта обуславливает рассеяние сигнала по ветвям наблюдаемого отражения, имеющим на сейсмоакустических разрезах форму дифракционной гиперболы, показанную на рисунке 5.  Рисунок 5 – График сейсмоакустического разреза Рыхлые речные наносы, как правило, обладают акустической жёсткостью существенно меньшей, чем более плотные подстилающие породы. Поэтому подошва движущихся насосов становится хорошей отражающей границей; кроме того, выделяются и другие отражающие горизонты. Наиболее глубокая из освещаемых границ на исследуемом интервале разреза, как правило, соответствует линии предельного размыва русла реки. 5.5.1.2 Особенности применения НСП для задач на переходах. В благоприятных сейсмогеологических условиях целевое отражение (аномалия типа «дюкер») достаточно уверенно выделяется на записях (сейсмограммах) на фоне всех прочих объектов. В более сложных условиях выявление дюкеров обеспечивается обработкой данных, включающей процедуру миграции, которая фокусирует рассеянную по гиперболе энергию целевого отражения в локальную область и, совместно с регулировкой амплитуд за геометрическое расхождение и неупругое поглощение, частично восстанавливает амплитуды волн, приближая их к ожидаемым коэффициентам отражения на границах сред. С  интетическая сейсмограмма с целевым отражением, рассчитанным на основе интеграла Кирхгофа показана на рисунке 6.Рисунок 6 – График синтетической сейсмограммы Существенной особенностью исследуемых объектов является и то, что скорости акустических волн в водонасыщенных донных грунтах изменяются в сравнительно узком диапазоне (1450 – 1480 м/с), а контраст акустических жёсткостей слоёв в разрезе обуславливается, главным образом, различием плотности грунтов. Это существенно упрощает задачу пересчёта временных разрезов в глубинные, для которого можно использовать среднюю скорость звука, измеренную в толще воды; НСП выполняется в диапазоне частот от 3 до 9 кГц, что позволяет достигать разрешающей способности 10–20 см, соответствующей требованиям к точности определения высотного положения дюкера. Для излучения сигнала используется электродинамический источник с энергией возбуждения 150–300 Дж. 5.5.1.3 Применяемая аппаратура В полевых наблюдениях преимущественно используется комплект оборудования, показанный в таблице 3, на основе комплекса САК-6, оптимизированный для решения задач на реках и мелководных акваториях. Таблица 3 – Комплекс оборудования для мониторинга
Системы регистрации данных показаны на рисунках 8,9. Рисунок 8 - САК-5 (Моринжгеология) Рисунок 9 - САК-6 (Моринжгеология)  Генераторы импульсов тока показаны на рисунках 10,11. Рисунок 10 - ГИТ-5 (Моринжгеология) Рисунок 11 - ГИТ-6 (Моринжгеология)   Излучающие устройства показаны на рисунках 12,13. Рисунок 12 - Boomer (Design Project, Рисунок 13 - Boomer (Харьков) В  еликобритания)  Приёмные устройства показаны на рисунках 14,15. Рисунок 14 - Приёмная сейсмо- Рисунок 15 – Специализированная акустическая коса (Моринжгеология) сейсмоприёмная коса (Моринжгеология )   5.5.1.4 Применение сейсмической миграции при обработке данных НСП по переходам Благодаря тому, что коэффициент отражения от дюкера существенно выше, чем от других объектов рассматриваемой модели, миграция способна обеспечить стягивание рассеянной по гиперболе энергии целевого отражения в локальную область, горизонтальный размер которой будет равен диаметру дюкера, а амплитуда сигнала в которой будет существенно выше, чем в любых других отражённых волнах присутствующих на записи. Фрагмент необработанного профиля НСП показан на рисунке 16  Рисунок 16 – Фрагмент необработанного профиля НСП  Энергия сигнала от дюкера рассеяна по гиперболическим осям синфазности отражённой (дифрагированной) волны. На «сырых» сейсмограммах отношение сигнал/шум не всегда позволяет однозначно определить положение дюкера. На рисунке 17 представлен фрагмент распознавания локального объекта на сейсмоакустической записи.  Р Рисунок 17 - фрагмент распознавания локального объекта на сейсмоакустической записи Распознавание локальных объектов на «сырой» сейсмоакустической записи не всегда можно определить принадлежность той или иной аномалии к целевому отражению. Мигрированные сейсмоакустические данные позволяют различать отражение от дюкера и отражения от других локальных объектов по форме и протяжённости линий синфазности на обработанных разрезах и по динамическим характеристикам импульсов отражений. Результат обработки (миграция + регулировка амплитуд) представлены на рисунке 18.  Рисунок 18 – результат обработки фрагмента. Некоторые особенности обработки сейсмоакустических данных на переходах. 5.5.1.5 Скорости миграции Существенной особенностью применения миграции при картировании линейных протяжённых объектов, к которым относятся и дюкеры, является необходимость учёта угла β между съёмочным галсом и створом целевого объекта при определении скорости миграции. В некоторых случаях (например, в зоне размыва более плотных коренных грунтов) может быть полезен учёт изменения скорости звука в придонной толще по сравнению с принятой по умолчанию 1470 м/с. Среднюю скорость звука до дюкера можно косвенно определить по крутизне углов наклона асимптот ветвей гиперболы хорошо прослеженного целевого отражения на участке акватории с данным типом донных грунтов. При таком расчёте также должен быть учтён угол между пройденным галсом и створом наблюдённого линейного объекта. Для миграции используются увеличенные сейсмические скорости, т.е. делённые на cos β. Общий порядок обработки Предварительная обработка записей выполняется с использованием программных средств, аналогичных применяемым в газопоисковой сейсморазведке. На интерпретационном этапе выполняется корреляция осей синфазности и увязка горизонтов, интерактивное снятие времен отражений от дна и поддонных слоев, занесение их в базу данных совместно с координатами, пересчет времен в глубины с привлечением априорной информации о геометрии расположения приемо-излучающих устройств на судне относительно антенны GPS и уровня поверхности воды, скоростях распространения упругих волн и абсолютной отметке горизонта воды по данным водомерного поста. Далее выполняется построение сейсмогеологических разрезов и карт поверхностей отражающих горизонтов. Выполняется расчет координат точек пересечения профилей и дюкеров и построение сечений рельефа дна вдоль створов дюкеров. Результаты этих расчетов заносятся в базу данных и используются затем при подготовке основных документов обследования – продольных профилей вдоль дюкеров и ведомостей отметок дна и верха трубы. 5.5.1.6 Возможности метода НСП Помимо наблюдения дюкеров, по сейсмоакустическим записям возможно изучение структуры грунтового массива, особенностей русловых литодинамических процессов. Сейсмоакустика выполняется для идентификации и картирования типов грунтов, изучения конфигурации границ раздела грунтов в придонном слое по физическим свойствам , а также для выявления возможных мест истечения газа из трубопроводов и газовых скоплений в грунтах, локализации других существенных донных объектов и оценки их размеров. При обследовании подводных переходов используется одночастотное сейсмоакустическое профилирование, позволяющее одновременно за время прохождения профиля получить информацию о строении грунтового массива на глубину до 20 м ниже уровня дна водоема. 5.5.2 Электрометрия токов катодной защиты в приповерхностном водном слое (ЭПС). 5.5.2.1 Предпосылки постановки метода Сущность метода состоит в измерении разности потенциалов между парами точек в приповерхностном водном слое, одинаково удалёнными друг от друга в режиме непрерывного профилирования по галсу. Физическая предпосылка заключается в том, что ток катодной защиты создает электрическое поле в перекрывающем водном слое, а в местах повреждения изоляционного покрытия вследствие увеличения плотности этого тока отмечается повышение разности потенциала электрического поля. Применяемая модификация метода основана на разностной трёхэлектродной измерительной установке с неполяризующимися электродами, удалёнными друг от друга на 10 м. Установка выполнена в виде забортной косы с регулируемым выносом за кормой судна. Как правило, устанавливается оптимальный вынос 50–60 м, позволяющий избежать искажающих помех, производимых корпусом судна и различной аппаратурой. По причине большой величины выноса точность координирования точек измерения электрического поля в водном слое несколько ниже, чем при сейсмоакустическом профилировании и гидролокации. Однако, на малых реках при работе с резиновой лодки электрических помех гораздо меньше и вынос может быть значительно уменьшен для достижения довольно высокой точности привязки. Задачи, решаемые с помощью электрометрии: -диагностика состояния антикоррозийной изоляции дюкера; -определение участков утечек тока катодной защиты; -оценка эффективности катодной защиты. Информативность электрометрии Электрометрические записи представляют собой значения измеренной разности потенциалов между электродами A и Б и между Б и В. Дополнительно вычисляется профиль разности между двумя измерительными каналами. На участках профилей проходящих над трубопроводами с нарушенной гидроизоляцией, где происходит утечка токов катодной защиты, наблюдаются аномалии разности потенциалов (по обоим каналам), меняющие знак при прохождении над осью нитки трубопровода. Соответственно, на разностном канале в таких точках наблюдается максимум аномалии. П  ример выделения аномалии электрического поля утечки тока катодной защиты на нитке трубопровода представлен на рисунке 19. Рисунок 19 – График выделения аномалии электрического поля утечки тока катодной защиты на трубопроводе Следует отметить, что данные аномалии служат косвенными признаками утечек тока из дюкера: они характеризуют лишь распределение электрического потенциала в водном слое и зависят от многих факторов, в сильной степени от толщины водного слоя и заглубления дюкера в грунт. С величинами катодного потенциала, измеряемыми контактными методами, распределение электрического поля в водном слое имеет опосредованную связь. 5.5.2.2 Применяемая аппаратура Для регистрации электрического поля, 2 электрометрических канала включено в состав сейсмоакустических комплексов САК-5, САК-6, описанных выше, в разделе о НСП. Измерение сигналов от забортной электрометрической косы проводится синхронно с НСП через 0,2 с, что соответствует 0,2–0,3 м длины профиля. 5.5.2.3 Обработка и анализ электрометрических данных Результаты электрометрии представляются на продольных профилях по ниткам газопроводов в виде графиков разности потенциалов электрического поля над дюкером и в виде планов разностных значений. По первичным разностным данным определяются аномальные значения потенциала тока в водной среде над дюкером. Над местами повреждения изоляции, находящимися под катодной защитой, подобные аномалии характеризуются отрицательными значениями потенциала. Отрицательный знак аномалий указывает на то, что в местах их проявления происходит «втекание» тока в трубу, предотвращающее вынос металла. Как правило, большинство выявленных аномалий в пределах технических коридоров имеет отрицательный знак, что свидетельствует об эффективной работе катодной защиты, несмотря на возможные повреждения гидроизоляции дюкеров. Отсутствие аномалий вдоль некоторых дюкеров может свидетельствовать либо о неэффективной работе катодной станции, либо о хорошем качестве гидроизоляции. Схема распределения потенциала электрического поля показывает распределение потенциалов по всему переходу и подчеркивает неоднородности электрического поля, указывая на места утечки тока катодной защиты. Она может быть составлена как по одному из каналов, так и по разностным значениям. Cхема, составленная по разности каналов более наглядна, т.к. пиковые значения находятся непосредственно на осях ниток перехода. Схема, показанная на рисунке 20, построена по одному из каналов позволяет более точно локализовать координаты границ аномалии по нитке.    Рисунок 20 – Схема координат границ аномалии по нитке На рисунке 21 представлены результаты электрометрической съемки   Рисунок 21 – результаты электрометрической съемки Максимальные аномалии электрического поля на приведенной схеме приурочены к местам оголения дюкеров, которые существовали 10 лет назад и в настоящее время перекрыты искусственным насыпным грунтом. Они расположены на юго-западном склоне за пределами современной зоны размыва донных осадков. Границы зон размыва показаны штриховой коричневой линией. Значительные аномалии отмечаются также и на участках современных оголений и провисов дюкеров в зоне размыва. Наиболее вероятная причина аномалий – нарушение гидроизоляции труб при проведении отсыпок грунта и балласта. 5.5.2.4 Сравнение с другими косвенными методами Преимущества внедрения электрометрии в сравнении с определением утечек расчетным путём по данным электромагнитных трассопоисковых методов состоит в том, что анализу подвергается непосредственно наблюдённые величины разностей потенциалов, тогда как при расчетах данных по трассоискателям используется упрощённая модель проводника с током, в которой трудно учесть большое число неочевидных факторов, влияющих на конфигурацию электромагнитного поля на поверхности воды или грунта. 5.5.3 Гидролокационная съёмка (ГС) 5.5.3.1 Предпосылки постановки метода Суть гидролокационных (гидроакустических) методов состоит в излучении акустического сигнала и записи возвращающихся к антенне эхосигналов, рассеянных от поверхности дна и придонных объектов. Гидролокационные методы используют большие частоты, чем НСП, и специфические характеристики направленности (узкая направленная полоса обзора), что позволяет получать сигналы не от заглублённых объектов разреза, а от полосы дна определённой ширины. Физическая предпосылка применения ГС состоит в: - различии акустических (отражающих и рассеивающих) свойств различных грунтов и материалов (например, металлических и бетонных поверхностей – трубы с пригрузами и др. техногенные объекты); - различии силы акустического сигнала, рассеянного в различных направлениях (наличие «бликов» и «теней», подчёркивающих форму и размеры придонных объектов). Принцип обследования речного дна методом локации бокового обзора представлен на рисунке 22 Р  исунок 22 – Обследование речного дна методом локации бокового обзораМетоды локации бокового обзора представлены в таблице 4 Таблица 4 – Модификация методов гидролокационной съемки
Рассмотрим наиболее подробно метод ГЛБО : Задачи, решаемые с помощью ГЛБО: непосредственное наблюдение оголённых и провисающих участков дюкера, наглядное подтверждение их наличия, определение их координат; определение высоты оголений и провисов; контроль состояния балластировки оголённого дюкера; выявление опасных или неблагоприятных придонных объектов. обследование дноукреплений, подводной части берегоукрепительных и гидротехнических сооружений (причальных стенок, плотин, мостовых опор); поиск и оценка состояния затонувших техногенных объектов; идентификация и картирование типов грунтов, слагающих донную поверхность. 5.5.3.2 Результаты съёмки ГЛБО Гидролокационные записи (сонограммы) можно расценивать как, своего рода, фотографии дна акватории, только не в световом, а в акустическом спектре. Отражённые и рассеянные дном акустические волны служат источником информации о физических свойствах грунта и форме его поверхности. На рисунке 23 представлен фрагмент записи ГЛБО, полученный на многониточном переходе.  Рисунок 23 - Фрагмент записи ГЛБО Интерпретация полученных изображений позволяет получать следующую информацию: координаты и параметры оголений и провисов трубопроводов; геоморфологические особенности рельефа дна; характер литодинамических процессов и типы придонных грунтов. Детальность изображения позволяет различать отдельные пригрузы, балластные отсыпки и их расположение относительно дюкера. На рисунке 24 представлен фрагмент оценки состояния балластировки оголенного трубопровода. Рисунок 24 - Фрагмент сонограммы оценки состояния балластировки оголённого трубопровода  5.5.3.3 Интерпретация ГЛБО Поперечные сонограммы Анализ основной сети галсов, выполненных перпендикулярно осям трубопроводов, позволяет: - наиболее достоверно установить факт наличия оголения трубопровода, в т.ч. отличить оголённый трубопровод от покрытого тонким слоем отсыпки грунта; - определить величину оголения или высоту провиса – по характеру линии первых вступлений (границы «мёртвой зоны»). - определить форму дна под провисающим трубопроводом – по форме линии первых вступлений (например, углубление может свидетельствовать о вымывании грунта из ранее засыпанной траншеи). На рисунке 25 представлен фрагмент поперечного профиля ГЛБО Р  исунок 25 – Фрагмент поперечного профиля ГЛБОПродольные сонограммы галсов, пройденных параллельно оси трубопровода на расстоянии 10–30 м, позволяет: - надёжно определить длину оголённого/провисающего участка, его координаты; - замерить высоту провиса по расстоянию от оси дюкера до отбрасываемой им акустической тени; - оценить условия залегания дюкера относительно движущихся песчаных гряд или размываемых отсыпок и дноукреплений. При необходимости, прокладываются дополнительные гидролокационные профили, ориентированные под различными углами к направлению дюкера, что позволяет получить наиболее выгодный ракурс изображения оголенного или провисающего участка. Во многих случаях для выявления особенностей залегания дюкера относительно рельефа дна необходимо выполнять несколько проходов судна через неисправный участок под различными углами. На рисунке 26 представлен продольный профиль ГЛБО  Рисунок 26 – Пример продольного профиля ГЛБО 5.5.3.4 Гидролокационные планы акваторий Построение гидролокационного плана (сшивка мозаики ГЛБО), как правило, производится на камеральном этапе обработки данных, для получения общей картины условий залегания дюкеров в пределах перехода (технического коридора). Отдельные сонограммы трансформируются на горизонтальную плоскость, координируются и выполняется их сшивка для получения масштабированного акустического изображения дна. При построении гидролокационного плана акватории, производится следующие преобразования данных: - корелляция линии первых вступлений на сонограммах (трассирование «мёртвой зоны»); - введение геометрических поправок за глубину дна (редукция «мёртвой зоны», наклонная дальность преобразуется в горизонтальные расстояния); - применение фильтров и регулировок усиления (повышение чёткости изображения); - координирование профиля (прямолинейной сонограмме придаётся реальная форма пройденного галса, согласно сохранённым в файле сонограммы навигационным координатам); - совмещение координированных профилей (собственно, получение гидролокационного изображения дна обследуемого участка акватории в заданной системе координат); - оформление чертежа, наложение урезной линии, осей ниток трубопроводов, прочих условных знаков; - интерпретация, снятие координат оголённых участков трубопроводов, оконтуривание отсыпок, берего-, дноукреплений и прочих объектов. На рисунке 27 представлен фрагмент готового гидролокационного плана.  Рисунок 27 – Фрагмент гидролокационного плана Некоторые искажения изображения дна и трубопроводов объясняются трудностью удержания судна на прямолинейном курсе в условиях высокой скорости течения и сложностью рельефа речного дна. 5.5.3.5 Преимущества внедрения ГЛБО в комплекс методов мониторинга. Включение гидролокационной съёмки в состав регламентных работ на подводных переходах позволяет повысить информативность, надёжность результатов обследований, а зачастую и повысить производительность работ. Для построения карты рельефа речного дна почти всегда следует использовать совместно ГЛБО по следующим причинам: -по профилям эхолотирования не всегда можно отличить оголённый трубопровод от гребня отсыпки на заглублённом в грунт трубопроводе, в то время как на сонограммах ГЛБО трубопроводы выделяются весьма контрастно; -ГЛБО можно использовать для оконтуривания отсыпок, что весьма существенно при контроле за дноукрепительными работами; На рисунке 28 представлен фрагмент записи ГЛБО, демонстрирующий оголение трубопровода, оставшееся после того, как отсыпка песчано-гравийной смеси ошибочно проведена на 10 м выше по течению реки.  Рисунок 28 – фрагмент записи ГЛБО. 5.6 Вывод Используя современные методы мониторинга технического состояния , (непрерывное сейсмоакустическое профилирование, электрометрия приповерхностного водного слоя, гидролокационная сьемка) можно существенно повысить надежность и долговечность сложных участков магистральных газопроводов, что приведет к снижению риска возникновения аварий и повышению эффективности газотранспортных систем |