Трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов играет важнейшую роль в топливно-энергетическом обеспечении хозяйственного комплекса России, в ее устойчивом экономическом развитии. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 98% нефти и 50% производимой продукции нефтепереработки [4].
Основные фонды трубопроводного транспорта стареют. Время эксплуатации большей части трубопроводов газотранспортной системы России достигло или приблизилось к базовому сроку службы, оцениваемому в 40 — 45 лет [94]. Повреждения конструкций и деградационные процессы в металле и сварных соединениях приближают кризисные явления. Поддержание огромного парка трубопроводов в работоспособном состоянии требует огромных затрат и большого объема работ по контролю их технического состояния, ремонта аварийных, замены поврежденных и изношенных участков.
Главной ресурсной базой газовой промышленности и центром добычи газа на ближайшую перспективу остается Западная Сибирь. Там в основном расположены разведанные запасы газа (77.4%), [2]. Вместе с тем крупнейшие месторождения этого региона — Медвежье, Уренгойское и Ямбургское — перешли на заключительную стадию разработки и добычи газа. В ближайшие годы компенсация падения добычи газа в этом регионе будет происходить за счет Заполярного и других месторождений Надым-Пур-Тазовского региона, а далее за счет освоения основных прогнозных ресурсов, находящихся в Западной, Восточной Сибири, на шельфах Карского, Баренцева и Охотского морей, [2].
Таким образом, начало транспортировки газа все более и более смещается в зоны многолетнемерзлых и вечномерзлых грунтов, в регионы Крайнего Севера. Освоение новых месторождений требует громадных инвестиций, значительная часть которых должна быть направлена на создание технологически и конструктивно надежных магистральных газопроводных систем, обеспечивающих промышленную безопасность и сохранение окружающей среды в объективно сложных условиях Заполярья.
В связи с этим возрастает внимание к трубопроводам, прокладываемым в условиях вечной мерзлоты, результатам эксплуатации уже действующих трубопроводов. Чрезвычайно актуальна оценка адекватности сложившихся к настоящему времени расчетных методик, нормативных требований к проектированию, строительству и эксплуатации.
Основополагающие нормативные требования к прокладке трубопроводов в районах вечномерзлых грунтов изложены в СНиП [77, 80, 86]. При этом СНиП [80] предусматривает возможность реализации всех трех существующих способов прокладки трубопроводов: подземного, надземного и наземного.
Анализ природно-климатических условий показывает, что последний (наземный) способ прокладки трубопроводов в зоне вечной мерзлоты опасен и практически не реализуем из-за высокого риска частых отказов и аварий, прежде всего из-за оттаивания верхнего слоя в летнее время, которое приводит к постепенному погружению трубопровода с жидкой транспортируемой средой в грунт, из-за обледенения трубы при отрицательных температурах, которое создает значительные дополнительные нагрузки на трубопровод, а также из-за необходимости усиленной антикоррозионной защиты и принятия других мер по компенсации природных, в том числе геокриологических, воздействий на трубопровод.
Что касается подземного и надземного способов прокладки магистральных трубопроводов в зонах вечной мерзлоты, то в России к настоящему времени реализованы оба способа в двух регионах: в Республике Саха (Якутия) и в Таймырском (Долгано-Ненецком) муниципальном районе.
Магистральная газопроводная система Республики Саха (Якутия) обеспечивает основным топливом центральную часть этого региона и ее столицу город Якутск.
Первый газопровод (диаметр 530 мм, толщина стенки 7 мм), Промышленный — Берге, был построен здесь в 1964 г., [75]. Его строительство носило производственно-экспериментальный характер. Схема прокладки газопровода была выбрана надземной на деревянных опорах высотой 0.5 — 2.5 м, установленных с интервалом 25 м. Для компенсации продольных перемещений в плане трубопровод проложен «змейкой" — расстояние между поворотами на 30° (две кривые вставки по 15° размером 0530×9 мм) составляло около 150 м. Материал трубы — сталь 09Г2С, кривых вставок — сталь 09Г2.
Согласно опубликованным результатам экспертизы промышленной безопасности этого газопровода [75,] в процессе эксплуатации 82% от общего количества опор вышли из строя, и на момент экспертизы весь трубопровод находился в непроектном положении. Данные по отказам и авариям трубопровода отсутствуют, отмечены лишь механические повреждения.
Построенные позже в этом же регионе газопроводы (Таас — Тумус — Якутск — в конце 60-х прошлого века, Мастах — Берге — Якутск (1 нитка -1978 г., 2 нитка — 1988 г.), Кысыл-Сыр — Мастах — Берге — Якутск — 1989 г.) были проложены подземно.
Данные по отказам этих газопроводов [75], связанные с разрушением труб, свидетельствуют о высокой повреждаемости конструкций подземной прокладки. При этом основной причиной отказов (более 50%) стало образование трещин в кольцевых сварных соединениях, являющихся результатом строительных дефектов (пор, непроваров, шлаковых включений), повреждений от действия циклических температурных напряжений и колебания рабочего давления. В этой же публикации приведены результаты исследований механических характеристик металла (сталь 17Г1С, 09Г2С), вырезанного из участков труб второй нитки магистрального газопровода Берге — Якутск, разрушенных при аварии в апреле 2003 г. На основании этих результатов авторы делают выводы о наличии деформационного старения и снижении сопротивления основного металла и металла околошовных зон хрупкому разрушению. Этим объясняется осколочный характер разрушения, имеющий место при аварийных разрывах длительно работающих трубопроводов.
Подземная прокладка трубопроводов в условиях вечной мерзлоты предъявляет повышенные требования к температуре транспортируемого продукта, которая должна быть всегда отрицательной, чтобы исключить растопление окружающего трубопровод грунта. Особую опасность для этих трубопроводов представляют неравномерные по трассе деформации грунта геокриологической природы, создающие «жесткое» нагружение в поперечном направлении трубы.
Магистральная надземная трубопроводная система на Таймыре обеспечивает топливом другой важнейший промышленный регион России — Норильский, города Норильск и Дудинка. Климатические и геокриологические условия на территории прокладки трубопроводов более сложные, чем на территории прокладки Якутских трубопроводов.
Первый трубопровод для поставки газа с Мессояхского газового месторождения был построен в конце 60-х годов прошлого века, [30]. Позже, в 70 — 90 -х годах прошлого века, для поставки газа с Северо-Соленинского и Южно-Соленинского газоконденсатных месторождений были построены еще три нитки магистрального газопровода и для транспортировки газового конденсата — конденсатопровод. В 90-х годах построены межпромысловые газопровод и конденсатопровод Пелятка — Северо-Соленинское, осуществляющие подачу газа и конденсата в магистральные системы с Пеляткинского газоконденсатного месторождения. Все трубопроводы проложены надземно.
Не останавливаясь на описании конструктивного исполнения линейной части этой магистральной системы (оно приведено в главе 2), отметим, что эксплуатация 1-ой нитки газопровода сопровождалась достаточно большим числом отказов и аварий. Однако приобретенный опыт эксплуатации, выполненный в 1970 — 1980 г. г. комплекс экспериментальных натурных исследований [93] и проектирование на основе этого опыта, позволили в дальнейшем значительно снизить отказы и аварии на линейной части.
Эксплуатационная надежность трубопроводов закладывается при проектировании и обеспечивается качеством строительно-монтажных работ и обслуживания эксплуатирующей организацией в течение всего срока эксплуатации.
Особое значение, определяющее качество проекта, имеют расчеты на прочность трубопроводной системы, которые должны быть адекватны конструктивному исполнению и действующим нагрузкам. Соответствующие требования к проведению расчета на прочность и устойчивость надземных трубопроводов, а также к учитываемым нагрузкам и воздействиям достаточно подробно регламентированы в строительных нормах [80]. В соответствии с требованиями этих норм балочные системы надземных трубопроводов должны рассчитываться с учетом трения на опорах. При этом должно приниматься меньшее или большее из возможных значений коэффициента трения в зависимости от того, что опаснее для данного расчетного случая. Опоры и опорные части следует рассчитывать на передаваемые трубопроводом и вспомогательными конструкциями вертикальные и горизонтальные усилия и изгибающие моменты, определяемые от расчетных нагрузок и воздействий в наиболее невыгодных их сочетаниях с учетом возможных смещений опор и опорных частей в процессе эксплуатации. Этот же нормативный документ предписывает учитывать достаточно полный спектр постоянных и временных (длительных и кратковременных) нагрузок, в том числе и специфических, характерных для надземных трубопроводов.
Вместе с тем, в строительных нормах опущены требования к выполнению расчетов напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов, связанные с учетом истории их нагружения — важным фактором, присущим механическим системам с сильной физической нелинейностью, обусловленной трением в опорах или наличием сил, препятствующих перемещению трубопровода по опорам, другой природы, которые могут возникнуть в процессе эксплуатации.
В надземных трубопроводах наблюдаются явления, учет которых вообще не отражен в нормативных документах. К ним относятся динамические возмущения трубопровода, происхождение которых обусловлено конструкцией — свободным опиранием на опоры, и которые возникают не только при изменении давления рабочей среды, но и при медленном (квазистатическом) изменении температуры трубы. Эти явления влияют на напряженно-деформированное состояние и, следовательно, на эксплуатационную надежность трубопровода.
Внешними проявлениями динамических возмущений являются наблюдаемые при штатном режиме эксплуатации звуковые волны и вибрации трубопроводаследы этих колебаний проявляются в виде повышенного истирания ригелей опор. Характер и интенсивность возмущений определяются конструкцией и свойствами надземного трубопровода как механической системы, наличием и величиной сил, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам: сил трения, сил, вызванных «зацеплениями» находящихся в контакте элементов (например, образующихся при гололеде, при смещении опорного ложемента и т. п.).
Механизм появления динамических возмущений следующий. Нагрев или охлаждение стенки трубы, обусловленные изменением температуры рабочей или/и окружающей сред, приводят к росту сил в контактирующих парах, препятствующих свободному перемещению трубы по опорам в плане, вызывая тем самым квазистатический «натяг» трубы. Система находится в квазистатическом состоянии до тех пор, пока эти силы (в одной или в нескольких опорах) не достигнут предельных значений, зависящих от природы сил (трение, гололед и т. п.), материалов контактирующих пар, состояния поверхностей, находящихся в контакте и других факторов. После этого происходит переход системы в новое состояние квазистатического равновесия, сопровождающийся резким уменьшением контактных сил и вибрацией всего трубопровода. При дальнейшем изменении температуры стенки трубы процесс повторяется.
Динамические возмущения трубопроводной системы влияют на напряженно-деформированное состояние, на свойства материала конструкции и, в итоге, — на работоспособность трубопровода и его ресурс. Значительная величина сил, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам, может привести к мгновенному отказу — разрыву трубопровода.
Все вышесказанное, с учетом имеющихся в настоящее время публикаций, относящихся к надземным трубопроводам, предопределяет актуальность выполнения работ по адекватной оценке напряженно-деформированного состояния надземного трубопровода, как на стадии его проектирования, так и при эксплуатации, а также оценке, отражающей в полной мере реальную конструкцию, физико-механические характеристики материалов, эксплуатационные факторы и природно-климатические условия.
Целью настоящей работы является:
— разработка математических моделей, описывающих напряженно-деформированное состояние надземного магистрального газопровода, отражающих его конструктивное и материальное исполнение, фактическое техническое состояние, эксплуатационную нагруженность и природно-климатические воздействия Крайнего Севера;
— моделирование напряженно-деформированного состояния типового участка надземного магистрального газопровода, находящегося под действием эксплуатационных нагрузок и природно-климатических воздействий в условиях Крайнего Севераанализ влияния природно-климатических факторов на напряженно-деформированное состояние трубопровода;
— математическое моделирование динамических возмущений надземного магистрального трубопровода, возникающих при квазистатическом изменении его температуры.
Для достижения поставленной цели решаются задачи определения напряженно-деформированного состояния участка надземного магистрального трубопровода в статической (в соответствии с требованиями СНиП [80]) и динамической постановках.
Наличие сил трения или сцепления, препятствующих свободному движению трубопровода по опорам, в сложных системах с многоточечным свободным опиранием создает непреодолимые трудности для получения аналитического решения. Поэтому в качестве метода исследования выбран метод полномасштабного математического моделирования, в основе которого лежит метод конечных элементов, реализуемый с помощью программного комплекса ANSYS [96]. Эффективное решение рассматриваемых многопараметрических задач достигается с помощью специально разработанных макрокоманд на языке APDL, [96], позволяющих автоматизировать процесс построения геометрических и конечно-элементных моделей участков реальных надземных трубопроводов, опорно-ригельных устройств, задания физико-механических характеристик, граничных и начальных условий, схемы нагружения.
Диссертация состоит из 4-х глав и приложения.
В первой главе анализируются природно-климатические факторы (температура окружающей среды, ветер, снег и гололед, геокриология), их влияние на напряженно-деформированное состояние надземных магистральных газопроводов. Приводятся примеры, иллюстрирующие изменения технического состояния трубопроводной системы под воздействием этих факторов в процессе эксплуатации: нарушения проектного положения трубопровода, повреждения опорно-ригельных устройств (провисы трубопровода над опорами, наклоны ригелей опор, смещения ложементов, повреждения свай) и разрушения опор. Рассматриваются причины повреждений, разрушений, аварий.
Прочность магистральных трубопроводов определяется как их нагруженностью (напряженным состоянием), так и несущей способностью материала конструкции. Приводятся экспериментальные данные, свидетельствующие о том, что для надземных трубопроводов, эксплуатируемых в условиях Крайнего Севера, основным деградационным процессом является снижение сопротивления металла хрупкому разрушению. Так как изменения соответствующих механических характеристик обусловлены микроповреждениями структуры материала трубопровода, это свидетельствует о наличии существенных нестационарных и циклических нагрузок на трубопровод.
Обсуждаются проблемы учета трения в опорах, а также сил другой природы, препятствующих свободному перемещению трубопровода на опорах, при расчете напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводовпроблемы выбора расчетных моделей трения, расчетных значений коэффициентов трения, проблема адекватного математического описания поведения надземного трубопровода под воздействием природно-климатических и эксплуатационных факторов.
Приведенный обзор литературных данных свидетельствует о необходимости более глубокого теоретического изучения поведения объекта исследования — надземного трубопровода, разработки дополнительных требований по обеспечению безопасной эксплуатации как на стадии проектирования, так и в процессе длительной эксплуатации.
Во второй главе рассматривается объект исследования — типовой участок магистральной газотранспортной системы, реализованной на Таймыре, и его математические модели.
Типовой участок газопровода состоит из двух прямолинейных труб и слабоизогнутого в плане А-образного компенсатора температурных деформаций, расположенного между ними. Прямолинейные трубы уложены на продольно-подвижные опоры, а температурный компенсатор — на свободно-подвижные опорына границах участка установлены неподвижные («мертвые») опоры. Обсуждаются конструктивные особенности опорно-ригельных устройств, схемы монтажа трубопровода на типовом участке, определены нормативные (при проектировании) значения изменения температуры воздуха в течение года в условиях Таймыра.
Даётся подробное описание разработанных конечно-элементных моделей типового участка реального газопровода, позволяющих адекватно учитывать конструктивные особенности системы и взаимодействия трубопровода с опорами (геометрию трубопровода, наличие ограничений, односторонность связей, наличие трения, зависимость коэффициента трения от скорости относительного перемещения контактирующих пар и т. д.), полный спектр действующих нагрузок (гравитации, собственного веса, температуры трубопровода, перемещений опор и т. д.) и их изменений во времени. Дается описание используемых уравнений статического и динамического равновесия, обсуждаются особенности формулировок граничных и начальных условий, задания параметров решения.
Для облегчения работы по построению конечно-элементной модели, задания ее параметров и нагрузки разработаны макрокоманды на языке параметрического проектирования APDL, [96], приводится их краткое описание.
Третья глава посвящена рассмотрению работы надземного трубопровода в статической постановке, соответствующей требованиям СНиП [80], параметрическому анализу влияния трения в опорах и природно-климатических факторов на его напряженно-деформированное состояние. При этом учитывается история нагружения: укладка на опоры и порядок приложения нагрузки (нагружение внутренним давлением, изменение температуры трубопровода и т. д.).
Исследуется поведение типового участка надземного трубопровода, изменение его деформированного состояния и максимальных продольных напряжений на участке в течение годового температурного цикла при различных значениях коэффициента трения в контактных парах «трубопровод-опоры».
В заключительной части главы приведен пример расчета напряженно-деформированного состояния при нормативном температурном диапазоне для надземного трубопровода, работающего в климатических условиях Таймыра в предположении, что сварочные работы на рассматриваемом участке газопровода были выполнены в теплое время года.
В четвертой главе приводятся решения задач о реакции надземного трубопровода на изменение температуры окружающей среды в динамической постановке. Адекватная постановка позволяет показать, что в реальности из-за наличия сил трения в опорах (или сил другой природы, препятствующих свободному перемещению трубопровода по опорам) при медленном изменении температуры трубопровода состояние равновесия не всегда изменяется квазистатически, что квазистатические изменения состояния трубопровода сопровождаются динамическими возмущениями — внезапно возникающими и достаточно быстро затухающими колебаниями.
Вначале рассматриваются простейшие модели о реакции однопролетной балки (трубопровода) с одним заделанным концом, а с другой стороны опирающейся на опору с трениемс учетом как продольных, так и изгибных колебаний.
Затем приводятся результаты полномасштабного моделирования динамического поведения типового участка реального трубопровода. Рассматривается укладка трубопровода на опоры, нагружение рабочим давлением и далее — изменение температуры трубопровода до момента появления колебаний и перехода к новому состоянию квазистатического равновесия.
В целом выполненная работа наглядно показывает, что адекватная оценка прочности магистральных трубопроводов надземной прокладки может быть выполнена только на основе полномасштабного моделирования напряженнодеформированного состояния с учетом всех конструктивных и физических особенностей, отражающих реальное взаимодействие трубопровода и опорно-ригельных устройств, действующие нагрузки и воздействия, последовательность их приложения и изменение в процессе эксплуатации.
В работе впервые смоделированы явления, наблюдаемые на практикевозникновение динамических возмущений в реальных конструкциях надземного трубопровода в процессе квазистатического изменения его температуры.
Материалы настоящей работы представлены в виде докладов и публикаций:
— Динамические эффекты, обусловленные опорными устройствами, и их влияние на безопасную эксплуатацию надземных трубопроводных систем, Муравин E. JL, Стенина Т. Е. Школа-семинар «Оценка технического состояния и остаточного ресурса сосудов и аппаратов химических, газои нефтеперерабатывающих производств», 17−23 сентября 2001 г., г. Волгоград.
— Простейшие имитационные модели динамических процессов в трубопроводных системах, обусловленных силами «сухого» трения в опорах, Муравин Е. Л., Попов А. Л., Стенина Т. Е., 6-я конференция пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH, г. Москва, 2021 апреля 2006 г.
— Статические состояния и динамические возмущения надземных трубопроводов, Стенина Т. Е., Научный семинар «Нелинейное деформирование конструкций», г. Москва, НИКИЭТ им. Н. А. Доллежаля, 14 сентября 2007 г.
Квазистатическое состояние и динамические возмущения надземных магистральных трубопроводов. Научный семинар на кафедре Динамики, прочности машин, приборов и аппаратуры им. В. В. Болотина. МЭИ, октябрь, 2009 г.
— Декларация промышленной безопасности систем межпромысловых и магистральных газопроводов Северо-Соленинское — Южно.
Соленинское — Мессояха — Норильск с компрессорной и газораспределительными станциями открытого акционерного общества «Норильскгазпром». Норильск: ОАО «Норильскгазпром», ООО НТЦ «ДИАТЭКС», 2005. — 94 С. (Нечипоренко П.Р., Муравин Е. Л., Гальченко С. А., Стенина Т. Е. и др.).
Положение по организации и проведению технического диагностирования надземных магистральных трубопроводов ОАО «Норильскгазпром». Норильск: ОАО «Норильскгазпром», ООО НТЦ «ДИАТЭКС», 2002. — 56 С. (Леушин И.Г., Муравин Е. Л., Нечипоренко П. Р., Родионов, Н. В. Светашов Ю. С, Стенина Т. Е. и др.).
— Муравин Е. Л., Попов А. Л., Стенина Т. Е. Простейшие имитационные модели динамических процессов в трубопроводных системах, обусловленных силами «сухого» трения в опорах. Сборник трудов шестой конференции пользователей программного обеспечения CAD-FEM GMBH (20−21 апреля 2006 г.), 2006, с. 68−72.
— Стенина Т. Е. Динамические возмущения надземных трубопроводов. Труды ХХП Международной конференции. Математическое моделирование в механике деформируемых тел и конструкций. Методы граничных и конечных элементов, г. Санкт-Петербург, 24−27 сентября 2007, том 2, с.329−336.
— Муравин Е. Л., Стенина Т. Е., Чирков В. П. Динамические возмущения надземных трубопроводов/ Вестник МЭИ, № 6, 2008, с.139−145.
— РД 26.260.16 — 2002. Экспертное техническое диагностирование сосудов и аппаратов, работающих под давлением на объектах добычи и переработки газа, газового конденсата и нефти в северных районах Российской Федерации и подземных газохранилищ.
1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
.
Наличие сил трения и других сил, препятствующих свободному движению по опорам, предопределяет специфические особенности поведения магистральных трубопроводов надземной прокладки в условиях Крайнего Севера, оказывающие существенное влияние на их техническое состояние. Эти особенности недостаточно изучены и учтены в действующей нормативной документации, устанавливающей требования к проектированию и эксплуатации надземных трубопроводов. Необходимо систематическое углубленное исследование напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов на основе адекватных постановок задач и методов анализа.
С этой целью в настоящей диссертации.
1. Разработаны математические модели и программные модули для изучения напряженно-деформированного состояния реальных магистральных газопроводов надземной прокладки в статической и динамической постановке. Данные математические модели и программные модули позволяют адекватно учесть конструктивное и материальное исполнение трубопроводной системы, техническое состояние опорно-ригельных устройств, условия взаимодействия и работы контактных пар, действующие эксплуатационные нагрузки и природно-климатические воздействия, историю их изменения (нагружение внутренним давлением, изменение температуры трубопровода и т. д.).
2. Выполнены параметрические исследования влияния трения в опорах, эксплуатационных нагрузок и природно-климатических воздействий на напряженно-деформированное состояние типового участка надземного магистрального газопровода с температурным компенсатором, работающего в условиях Крайнего Севера.
3. Проведено полномасштабное моделирование поведения типового участка надземного трубопровода в статической постановке^ которое показало, что трение в опорах существенным образом влияет на напряженно-деформированное состояние трубопровода: учет реальных сил трения приводит к увеличению максимальных продольных напряжений в трубопроводе при годовых температурных циклах на 50% и более- ® увеличение трения изменяет качественно и количественно форму деформирования трубопровода при температурном воздействии- • напряженно-деформированное состояние трубопровода существенно зависит от истории нагруженияпри проектировании и экспертизе технического состояния трубопроводных систем, наряду с обязательным выполнением требований строительных норм и правил об учете трения в опорах, при выполнении расчетов на прочность необходимо также анализировать влияние истории нагружения- ® годовые циклы изменения температуры приводят к деформированию участков трубопровода с трендом вершины компенсатора в сторону сваи, наиболее удаленной от оси прямолинейных участков.
4. Показано, что перемещения опор, обусловленные геокриологическими факторами, существенно влияют на напряженно-деформированное состояние трубопровода в течение годапри этом наибольшие продольные напряжения реализуются в самое холодное время года.
5. Выполнен нормативный расчет напряженно-деформированного состояния типового участка надземного газопровода, работающего на Таймыре. Показано, что в природно-климатических условиях Таймыра снеговая нагрузка, как кратковременное воздействие, не оказывает влияния на прочность трубопровода.
6. На основе реализованных решений, в том числе для проектного положения надземного газопровода и при непроектном положении (при дополнительном кинематическом перемещении одной из опор) показано, что при постепенном изменении температуры трубопровода наличие трения и/или сил сцепления в опорах вызывает динамические возмущения его квазистатических состояний. Динамические возмущения, вызванные наличием трения в опорах, возникают при изменениях температуры трубопровода от нескольких до десятков градусов и сопровождаются кратковременными колебаниями всего трубопровода с размахом продольных напряжений от нескольких до 30 — 35 МПа.
7. Доказано, что динамические возмущения оказывают заметное влияние на напряженно-деформированное состояние трубопровода, и их надо учитывать для адекватной оценки прочности и работоспособности трубопроводных систем при проектировании и экспертизе промышленной безопасности, для объяснения наблюдаемых при эксплуатации явлений, в том числе и аварийных отказов.
