Ключевое слово: «магистральный газопровод»

Значительная протяженность магистральных газопроводов (МГ), разнообразие природно-климатических, геокриологических условий и воздействий определяют необходимость выделения участков, на которых прогнозируется развитие опасных природных процессов и воздействий на МГ. Для таких участков должны быть сформулированы требования по защите МГ от опасных воздействий, а также установлены мероприятия по мониторингу развития опасных процессов, изменения пространственного положения трубопровода и оценке его напряженно-деформированного состояния (НДС). В статье разработаны методологические основы расчетного прогнозирования и классификации по степени опасности участков магистральных газопроводов в зонах развития инженерно-геокриологических процессов: – комплексная методика анализа и прогнозирования напряженно-деформированного состояния МГ на участках развития опасных геокриологических процессов; – принципы классификации участков по прогнозируемой опасности; – критерии оценки воздействия природных процессов на трубопровод и их ранжирование по уровням значимости; – классификация участков МГ по прогнозируемой опасности.

В статье представлена методика оценки остаточного ресурса магистральных газопроводов и резервуаров, эксплуатирующихся в условиях Республики Саха (Якутия) на основе разработанной методики оценки предельного состояния конструкционных материалов. Данная методика оценки остаточного ресурса не требует использования методов неразрушающего контроля и сложной аппаратуры. Показан расчет остаточного ресурса магистрального газопровода.

В статье рассматривается задача оперативного определения места утечки природного газа из магистрального газопровода в полевых условиях. Проблема состоит в том, что визуальные признаки часто отсутствуют, а потоки газа рассеиваются в грунте и атмосфере. Предложен практико-ориентированный подход, основанный на трассовом обследовании с переносным газоанализатором, локальной оценке интенсивности выхода газа через дефект. Исследование включает два этапа. Сначала выполняется линейная разметка оси газопровода, выявляются аномалии метана по порогам в ppm и %НКПР. Представлен алгоритм ранжирования утечек по плотности потока. Получены экспериментальные данные восьми дефектов на действующем участке газопровода. Показано, что метод обеспечивает локализацию с точностью до 0,5–1,5 м и даёт количественную оценку интенсивности выхода. Ранжирование по плотности выхода позволяет дифференцировать приоритет ремонтных работ и улучшает планирование мониторинга. Обсуждены ограничения подхода и требования к условиям измерений.