Журнал "Системы Безопасности" № 4‘2026

О Т Р А С Л Е В О Й Ф О К У С 114 П ротяженные подземные магистральные газонефтепроводы, транспортирующие значительные количества пожаровзрывоопас- ных продуктов, идентифицируются как опасные производственные объекты I или II класса опас- ности в соответствии с Федеральным законом от 21.07.1997 № 116-ФЗ "О промышленной безопасности опасных производственных объ- ектов" [1]. Также в соответствии со ст. 48.1 Гра- достроительного кодекса РФ [2] рассматривае- мые объекты относятся к особо опасным и тех- нически сложным, что, в свою очередь, диктует необходимость отнесения их к сооружениям повышенного уровня ответственности на осно- вании п. 7 ст. 4 Федерального закона от 30.12.2009 № 384-ФЗ "Технический регламент о безопасности зданий и сооружений" [3]. Одним из наиболее важных, ключевых этапов проектирования подземных магистральных тру- бопроводов является корректная оценка напря- женно-деформированного состояния трубо- провода, что обеспечивает в дальнейшем без- опасность и надежность конструкции. Таким образом, задача обеспечения норматив- ных требований промышленной безопасности является крайне актуальной уже на этапе разра- ботки проектной документации на строитель- ство или реконструкцию магистрального трубо- провода. В соответствии с п. 18 Федеральных норм и правил в области промышленной без- опасности "Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных тру- бопроводов", утвержденных приказом Ростех- надзора № 517 от 11.12.2020 [4], в проектной документации при разработке технологических процессов и при выборе оборудования объ- ектов линейной части должны быть учтены все виды нагрузок и воздействий, возникающих на этапах строительства, эксплуатации, а также неблагоприятные варианты их сочетания. Задача определения напряженно-деформирован- ного состояния (НДС) трубопровода в процессе эксплуатации, как правило, успешно решается в проектной документации путем предоставления стандартных расчетов на прочность и устойчи- вость в соответствии с СП 36.13330.2012 [5]. При этом следует отметить, что данный документ рас- сматривает лишь частный случай прямолинейно- го или упруго-изогнутого участка трубопровода без учета его продольных и поперечных переме- щений, просадок и пучения. Для анализа послед- них осуществляется построение модели трубо- провода в том или ином программном комплексе (например, СТАРТ-Проф или CPIPE), внутренние алгоритмы которого учитывают математические модели взаимодействия трубопровода с грунтом. При этом специфические воздействия на трубо- провод, имеющие место только на этапе про- изводства строительно-монтажных работ и отсутствующие в процессе эксплуатации, зача- стую не рассматриваются в проектной докумен- тации, что приводит к общему снижению надежности функционирования линейной части магистрального трубопровода (ЛЧМТ) как сложной геотехнической системы. В рамках классического подхода к определению надеж- ности и безопасности утверждается, что любая трубопроводная система в реальных условиях функционирования неизбежно претерпевает изменения, связанные с механизмом нагруже- ния, и, как следствие, появлением и развитием дефектов, которые могут образовываться и раз- виваться на всех этапах жизненного цикла тру- бопровода: при производстве труб, на этапе август – сентябрь 2026 www.secuteck.ru СПЕЦПРОЕКТ ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ Артем Рахманин Эксперт по направлению "Промышленная безопасность опасных производственных объектов" Центра мероприятий по безопасности Службы локальных экспертиз Главгосэкспертизы России, к.т.н Об учете в проектной документации требований промышленной безопасности при строительстве подземных магистральных газонефтепроводов В статье рассмотрены вопросы обеспечения промышленной безопасности при строительстве магистральных газонефтепроводов. Отмечается, что в проектной доку- ментации не всегда осуществлена оценка нагрузок и напряженно-деформирован- ного состояния трубопровода в процессе прокладки трубопровода методом наклон- но-направленного бурения, что в ряде случае может привести к потере прочности конструкции. Показано, что определение ширины полосы отвода только исходя из диаметра трубопровода и категории земель, без учета технологии строительства и гидрогеологических условий, приводит к увеличению стесненности производства работ и, как следствие, росту рисков повреждения тела трубы и изоляции строитель- ной техникой. Параметр Значение Размерность Наружный диаметр трубопровода, D н 720 мм Рабочее давление, p 5,4 МПа Категория участка трубопровода В Нормативное значение временного сопротивления, R 1 Н 510 МПа Нормативное значение предела текучести, R 2 Н 355 МПа Коэффициент условий работы трубопровода, m 0,66 Коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления, n 1,15 Коэффициент надежности по ответственности трубопровода, k н 1,1 Коэффициент надежности по материалу, k 1 1,34 Коэффициент надежности по материалу, k 2 1,15 Плотность стали, ρ 7850 кг/м 3 Модуль упругости для упругой области, Е 0 206 000 МПа Коэффициент линейного расширения, α 0,000012 град. -1 Коэффициент Пуассона для упругой области, μ 0 0,3 Минимальный радиус упругого изгиба, ρ 1000 м Минимальная температура стенки трубы при эксплуатации, t maх 0 град. Максимальная температура стенки трубы при эксплуатации, t min 12 град. Принятая температура замыкания в холодное время года, t хол -10 град. Принятая температура замыкания в теплое время время года, t тепл 25 град. Расчетный температурный перепад при нагревании, Δt(+) 22 град. Расчетный температурный перепад при охлаждении, Δt(-) -25 град. Таблица 1. Исходные данные для расчета трубопровода на прочность