СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА
И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

МЕТОДИКА ПО РАСЧЕТУ И ОБОСНОВАНИЮ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА
ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА
СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт природных газов
и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью
«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2008

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» с участием специалистов организаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»

2 ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 30 октября 2007 г. № 380 с 14 мая 2008 г.

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан в рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 10 февраля 2006 г. № 01-20, и Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» (№ 01-106 от 11.10.2005 г.): п. 4.1 «Создание технологий и технических средств для строительства, реконструкции и эксплуатации трубопроводных систем с оптимальными параметрами транспорта газа и устойчивостью к воздействию естественных факторов и технологических нагрузок».

Настоящий стандарт представляет собой новый нормативный документ, входящий в систему стандартизации ОАО «Газпром» и разработанный с учетом опыта научно-практических исследований на действующих магистральных газопроводах, проведенных ООО «ВНИИТАЗ» и другими дочерними обществами и организациями, эксплуатирующими и обслуживающими магистральные газопроводы при диагностике и оценке работоспособности участков газопроводов с дефектами.

Целью настоящего стандарта является разработка комплексного подхода к оценке и обоснованию допустимых значений коэффициентов запаса прочности и устойчивости эксплуатируемых участков магистральных газопроводов, включающего использование известных детерминистических физико-математических моделей оценки их несущей способности при наличии дефектов и широко применяемой в зарубежных нормативных документах вероятностной модели «нагрузка-сопротивление» для оценки текущего уровня надежности (вероятности безотказной работы), на основе которого выбирается оптимальная стратегия последующей эксплуатации и технического обслуживания обследуемого участка.

Стандарт разработан Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (В.В. Харионовский, СВ. Нефёдов, И.Н. Курганова, В.М. Силкин, В.М. Ковех, М.Ю. Панов, В.П. Столов, В.М. Ботов, Е.Н. Овсянников) с участием Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» (И.И. Губанок, В.В. Салюков, Е.М. Вышемирский, А.В. Шипилов).

СТО Газпром 2-2.3-184-2007

МЕТОДИКА ПО РАСЧЕТУ И ОБОСНОВАНИЮ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА
ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ НА
СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает методику по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания.

1.2 Настоящий стандарт применяют для расчетов коэффициентов запаса прочности и устойчивости участков линейной части магистральных газопроводов I-IV категории, изготовленных из малоуглеродистых и низколегированных сталей, эксплуатируемых при температурах стенки от минус 40 °С до плюс 60 °С при избыточном давлении газа до 9,8 МПа включительно и сооруженных по проектам, не противоречащим требованиям СНиП 2.05.06-85* [1] в части расчетов на прочность и требованиям по материалу труб и сварных соединений, а также правилам производства и приемки работ по СНиП III-42-80* [2].

1.3 Положения настоящего стандарта являются рекомендуемыми для применения при проведении работ, связанных с обследованием и оценкой технического состояния линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия, термины и определения

ГОСТ 27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения

ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 27751-88 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения по расчету

ГОСТ Р 50779.10-2000 Статистические методы. Вероятность и основы статистики. Термины и определения

ГОСТ Р 50779.21-2004 Статистические методы. Правила определения и методы расчета статистических характеристик по выборочным данным. Часть 1. Нормальное распределение

ГОСТ Р 51901.5-2005 Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализа надежности

ГОСТ Р 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированного состояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

СТО Газпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующему указателю, составленному на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины в соответствии с ГОСТ 15467, ГОСТ 27.002, ГОСТ 27751, ГОСТ Р 50779.10, ГОСТ Р 50779.21, ГОСТ Р 51901.5, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 коэффициент запаса: Отношение несущей способности расчетного участка газопровода к действующей нагрузке.

3.2 линейная часть магистрального газопровода (газопровод): Составная часть магистрального газопровода - трубопровод (от места выхода с промысла, подготовленного к дальнему транспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, газораспределительными станциями, узлами подключения компрессорных станций, узлами замера расхода газа, пунктами редуцирования газа, узлами пуска и приема очистных устройств, конденсатосборниками и устройствами для ввода метанола.

3.3 нагруженностъ: Совокупность количественных характеристик разнородных процессов и явлений, определяющих напряженно-деформированное состояние в пределах рассматриваемого участка газопровода.

3.4 потенциально опасный участок: Элемент линейной части магистрального газопровода, который в силу своих конструктивных особенностей, природных условий эксплуатации или близости по отношению к внешним техногенным воздействиям подвержен проявлению критических отказов с ожидаемой частотой потока отказов существенно большей среднего значения по всему рассматриваемому газопроводу.

Примечание - Допускается более широкое толкование понятия потенциально опасного участка, при котором к потенциально опасным относят также участки, аварии на которых могут привести к тяжким последствиям. Такие участки характеризуются близостью к источникам техногенных воздействий или к локальным региональным объектам с повышенной транспортной, промышленной или строительной активностью и более высоким риском в отношении людей и окружающей среды.

3.5 предельное состояние газопровода: Состояние, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния недопустимо или нецелесообразно.

4 Обозначения

В настоящем стандарте приняты следующие обозначения:

D_н - номинальный внешний диаметр трубы, мм

Е - модуль Юнга для металла трубы, МПа

К_ПР - проектный коэффициент запаса

К_Р - коэффициент запаса, соответствующий уровню надежности Р

К₄ - коэффициент запаса, соответствующий классу безопасности «средний»

К₃ - коэффициент запаса, соответствующий классу безопасности «нормальный»

К₂ - коэффициент запаса, соответствующий классу безопасности «низкий»

k₀ - коэффициент однородности материала труб

k_n - коэффициент перегрузки

р - рабочее давление в газопроводе, МПа

р_р - разрушающее давление для дефектного участка газопровода, МПа

 - математическое ожидание обобщенной нагрузки

Q_p - расчетное значение обобщенной нагрузки

q - вероятность отказа

 - математическое ожидание обобщенного сопротивления

R_р - расчетное значение обобщенного сопротивления

r - кривизна оси рассматриваемого сечения трубопровода в плоскости результирующего изгиба, 1/мм

t - номинальная толщина стенки трубы, мм

e_b - изгибная деформация в сечении трубы

[e_b] - предельно допустимое значение изгибной деформации

m - коэффициент Пуассона для металла трубы

q - овальность сечения трубы

s_в - минимальное значение предела прочности, принимаемое по государственным стандартам и техническим условиям на трубы, МПа

s_np - суммарные продольные напряжения, МПа

s_экв - эквивалентные (по Мизесу) напряжения в сечении трубы, МПа

s_кц - кольцевые напряжения в сечении трубы, МПа

5 Общие положения

5.1 Методологические основы расчетной оценки конструктивной надежности и коэффициентов запаса прочности и устойчивости участков газопроводов

5.1.1 Конструктивная надежность участка газопровода по условиям прочности и местной устойчивости может быть определена в рамках физической модели «нагрузка- сопротивление» в соответствии с методикой, приведенной в публикации [3] или другой научно-технической литературе, по расчетам элементов конструкций на надежность исходя из выполнения следующего условия:

Q £ R,                                                                                                                                    (5.1)

где Q - значение обобщенного параметра нагрузки;

R - значение обобщенного параметра сопротивления.

5.1.2 В качестве основного показателя надежности участка газопровода, как правило, рассматривают вероятность его безотказной работы.

5.1.2.1 В общем случае аналитическая формула для вероятности безотказной работы Р при использовании модели «нагрузка-сопротивление» может быть представлена в следующем виде:

                                                                                             (5.2)

где f_R - плотность распределения параметра обобщенного сопротивления;

S= R - Q - резерв несущей способности;

f_Q - плотность распределения параметра обобщенной нагрузки.

5.1.2.2 Вероятность безотказной работы Р при нормальном законе распределения нагрузки и сопротивления вычисляют по формуле

                                                                                                 (5.3)

где  - функция стандартного нормального закона распределения по ГОСТ Р 50779.21;

 - математическое ожидание коэффициента запаса (далее - коэффициент запаса);

v_R - коэффициент вариации прочности;

v_Q - коэффициент вариации нагрузки.

Примечание - Нормативные определения функции нормального распределения, а также параметров вероятностных распределений случайных величин, таких как математическое ожидание и коэффициент вариации, использованы в настоящем стандарте в соответствии с ГОСТ Р 50779.10.

5.1.2.3 Значение коэффициента запаса , обеспечивающего заданный уровень надежности Р, вычисляют по формуле

                                                                                       (5.4)

где U_p - квантиль нормального распределения уровня Р.

Примечание - Численные значения функции стандартного нормального закона распределения Ф(U) и квантилей U_p определяют по таблицам согласно ГОСТ Р 50779.21 (приложение А) или по аналогичным таблицам, приведенным в справочной литературе по теории вероятностей и математической статистике.

5.1.3 При проектировании участков газопроводов для обеспечения их безотказной работы в расчетах на прочность и устойчивость в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [1] используют проектные значения коэффициента запаса К_np, вычисляемого по формуле

                                                                                                                        (5.5)

где п - коэффициент надежности по внутреннему давлению;

k₁ - коэффициент надежности по материалу труб;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода;

т - коэффициент условий работы трубопровода.

5.1.4 Для эксплуатируемых участков газопроводов с учетом фактических значений механических свойств основного металла и сварных соединений, нагруженности, отклонения от проектных положений, наличия дефектов и т.п. численное значение фактического коэффициента запаса К_ф несущей способности, как правило, меньше проектного и может быть вычислено по формуле

                                                                                                                             (5.6)

где R_ф - значение обобщенного фактического сопротивления;

Q_ф - значение обобщенной фактически действующей нагрузки.

5.1.5 Согласно формуле (5.1) увеличение нагруженности (уменьшение коэффициента запаса) эксплуатируемого участка газопровода по сравнению с проектным уровнем при выполнении условия К_ф > 1 не приводит к потере его работоспособности.

5.1.6 Решение о возможности и режиме дальнейшей эксплуатации участка газопровода принимают исходя из вероятности его безотказной работы, значение которой вычисляют по формуле (5.3) при

5.2 Анализ исходных данных, необходимых для оценки технического состояния и расчета фактических значений коэффициентов запаса участка газопровода

5.2.1 Фактический коэффициент запаса несущей способности является одним из основных параметром технического состояния эксплуатируемого участка газопровода, определяющим его конструктивную надежность (вероятность безотказной работы).

5.2.2 Общий алгоритм оценки технического состояния газопроводов, необходимый для расчета фактического коэффициента запаса, как правило, предусматривает последовательную реализацию следующих этапов:

- сбор и анализ исходной технической информации о том участке газопровода, на котором предстоит оценить фактические значения коэффициента запаса;

- установление закономерностей изменения определяющих параметров технического состояния, предельных состояний и их критериев;

- анализ повреждений, установление их механизма и определяющих параметров технического состояния объекта;

- анализ отказов и предельных состояний, оценку последствий и критичности отказов в соответствии с ГОСТ 27.310;

- обработку полученных данных и оценку параметров напряженно-деформированного состояния этого участка газопровода;

- обоснование вариантов решений о возможных режимах дальнейшей эксплуатации данного участка.

Примечание - Дополнительная информация о техническом состоянии может быть получена по результатам проведения диагностического обследования участка газопровода с привлечением специализированной организации в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-095.

5.2.3 Обязательным элементом исходной информации для оценки технического состояния участка газопровода, применительно к которому проводят расчет значений коэффициента запаса, является конструктивное исполнение газопровода, включающее:

- типоразмер труб (диаметр, толщина стенки, марка стали, технология изготовления труб, технические условия на трубы);

- технологическую схему газопровода;

- спецификации на трубы и используемое технологическое оборудование;

- раскладку труб вдоль трассы газопровода.

5.2.4 Необходимо учитывать следующие данные о регионе прокладки:

- географические данные о регионе (расположение, климат, рельеф местности);

- расположение газопровода относительно населенных пунктов и отдельных промышленных объектов;

- расположение газопровода относительно других коммуникаций (газонефтепроводы и продуктопроводы, электросети, железные и автомобильные дороги и т.п.).

5.2.5 При необходимости могут быть собраны и рассмотрены данные об авариях и отказах, имевших место на газопроводе в процессе строительства и эксплуатации.

Примечание - Необходимая информация может быть получена на основе сведений, представленных в актах расследований аварий. В актах приводятся данные о месте и времени возникновения аварии, причине возникновения, масштабах повреждений и принятых первоочередных мерах по локализации аварии.

5.2.6 При необходимости могут быть собраны и рассмотрены данные о ремонтных и ремонтно-восстановительных работах, выполненных на газопроводе.

Примечание - Данные о выполненных на газопроводе ремонтно-восстановительных работах представлены в актах, составляемых по итогам их выполнения.

5.2.7 Следует рассмотреть и проанализировать материалы, содержащие результаты обследований, выполненных ранее на газопроводе. Необходимо учитывать результаты текущего эксплуатационного мониторинга, выполняемого штатными службами эксплуатирующей организации, а также результаты специализированных обследований (если таковые имели место), выполненных на основе дополнительных соглашений и программ штатными службами и привлеченными сторонними организациями.

5.2.8 Полученные данные должны быть обработаны с целью выявления следующих параметров и групп данных о газопроводе, которые необходимо учитывать при расчете коэффициентов запаса:

- характерных типов повреждений и механизмов деградации свойств объекта;

- характерных и максимальных размеров повреждений;

- данных о кинетике развития дефектов и повреждений;

- фактических (располагаемых) физико-механических свойств металла труб в сравнении с исходными показателями, зафиксированными на момент поставки.

5.3 Анализ условий эксплуатации газопровода

5.3.1 Для оценки уровня напряженно-деформированного состояния эксплуатируемого участка газопровода и получения оценок фактических значений коэффициентов запаса прочности и устойчивости необходимы данные об уровне нагруженности участка газопровода за предшествующий период эксплуатации.

5.3.2 Перечень необходимых показателей нагруженности зависит от конструктивной схемы, реальных условий эксплуатации газопровода, а также применяемых при анализе расчетных схем и должен быть дополнительно уточнен для каждого конкретного участка.

5.3.2.1 При оценке напряженно-деформированного состояния участка подземного трубопровода помимо значений внутреннего давления необходимы данные о распределении температур по длине трубопровода, характеристиках грунта, позволяющие оценить сопротивление грунта продольным и поперечным перемещениям трубопровода, фактические данные о конструктивных особенностях и конфигурации трассы.

5.3.2.2 Для надземных трубопроводов, проложенных на опорах, необходимы данные о конфигурации продольной оси, определенные с учетом возможной просадки, выпучивания или разрушения одной или нескольких опор.

Примечание - Перечисленные группы данных частично отражены в проектной и конструкторской документации. Дополнительная информация может быть получена по результатам специализированных измерений, выполненных на трассе, и на основе данных текущего контроля параметров трубопроводной системы, поступающих на соответствующие диспетчерские пункты.

6 Общие требования к структуре, содержанию и объему расчетно-экспериментальных исследований, необходимых для расчета коэффициентов запаса прочности и устойчивости для различных участков магистральных газопроводов

6.1 Общая характеристика расчетной процедуры

6.1.1 Для расчета фактических значений коэффициентов запаса прочности и устойчивости участка газопровода необходимы следующие информационные и методические материалы и результаты предварительного анализа исходной информации:

- о сертификационных и текущих физико-механических характеристиках металла;

- о нагруженности участка газопровода;

- должно быть выбрано одно или несколько предельных состояний, лимитирующих прочность и устойчивость трубопроводной конструкции;

- тип расчетного участка.

6.1.2 Процедурой расчетно-экспериментальной оценки коэффициентов запаса прочности и устойчивости предусмотрено последовательное выполнение следующих обязательных действий:

- оценка параметров напряженно-деформированного состояния расчетного участка;

- оценка предельных (разрушающих) напряжений и/или деформаций, действующих в пределах расчетного участка, при заданном уровне дефектности.

6.1.3 Перечисленные в 6.1.1 и 6.1.2 действия выполняют для всех расчетных участков или однотипных групп расчетных участков по всем типам расчетных состояний.

6.2 Дефектоскопическое обследование потенциально опасных участков приборами неразрушающего контроля

6.2.1 С учетом специфики обследуемого участка газопровода, характера возможных дефектов и кинетики их развития для обнаружения и локализации дефектов могут быть использованы методы и средства неразрушающего контроля.

6.2.2 Способы, виды и методы технического диагностирования основного металла труб и сварных соединений газопроводов методами неразрушающего контроля со ссылками на соответствующие нормативные документы, регламентирующие эти методы, установлены СТО Газпром 2-2.4-083 и СТО Газпром 2-2.3-095.

6.2.3 Выполнение работ по дефектоскопическому обследованию потенциально опасных участков приборами неразрушающего контроля осуществляют в соответствии с регламентом и техническим руководством на используемые диагностические приборы и оборудование.

6.2.4 По инициативе проводящей инспекцию стороны и по согласованию с эксплуатирующей организацией номенклатура используемых диагностических средств может быть расширена или изменена.

6.2.5 Для определения показателей напряженно-деформированного состояния участка газопровода может быть проведено тензометрирование при различных режимах эксплуатации.

6.2.6 Для восполнения данных о физико-механических свойствах основного металла и металла сварных соединений должны быть проведены лабораторные испытания образцов из стали аналогичной марки на основе методик, установленных соответствующими нормативными документами, регламентирующими проведение таких испытаний.

6.3 Анализ напряженно-деформированного состояния

6.3.1 Оценка характеристик напряженно-деформированного состояния конструкции в пределах расчетного участка должна выполняться на основе совокупности имеющихся данных о физико-механических свойствах материалов, конструктивных особенностях, нагрузках и воздействиях на газопровод. По результатам этой оценки должны быть получены и заданы в численной или аналитической форме значения компонент напряжений и деформаций при всех выбранных для анализа сочетаниях нагрузок и воздействий.

6.3.2 Оценку напряженно-деформированного состояния выполняют на основе расчетных схем, сформированных в соответствии с общими правилами строительной механики.

6.3.3 Значения компонент напряжений и деформаций могут быть получены по результатам натурных наблюдений и измерений, выполненных непосредственно на обследуемом участке газопровода в соответствии с ГОСТ Р 52330.

7 Комплексная система критериев для выбора коэффициентов запаса прочности и устойчивости в зависимости от условий эксплуатации (различные нагрузки и воздействия)

7.1 Анализ проектных коэффициентов запаса прочности и устойчивости на основе физической модели «нагрузка-сопротивление»

7.1.1 При оценке надежности участка газопровода по критерию прочности формулу (5.1) записывают в виде неравенства

s_экв £ s_в,                                                                                                                               (7.1)

где  - максимальное значение эквивалентного напряжения, МПа;

s_кц - максимальное значение кольцевых напряжений, МПа;

s_np - максимальное значение продольных напряжений, МПа;

s_в - предел прочности материала, МПа.

7.1.2 В случае, когда основным силовым фактором, определяющим напряженно-деформированное состояние участка газопровода является внутреннее давление, формулу (7.1) записывают в виде неравенства

р £ р_р,                                                                                                                                   (7.2)

где р - рабочее давление в газопроводе;

р_р - разрушающее давление рассматриваемого участка газопровода.

7.1.3 При оценке надежности участка газопровода по условию местной потери устойчивости формулу (5.1) записывают в виде

e_b £ [e_b],                                                                                                                                (7.3)

где e_b и [e_b] - соответственно максимальное и предельно допустимое значения изгибной деформации, которые вычисляют в соответствии с методикой [4] по формулам

                                                                                                                             (7.4)

                                                                                                          (7.5)

где D_н - номинальный внешний диаметр трубы, мм;

r - кривизна оси сечения рассматриваемого участка газопровода в плоскости результирующего изгиба, 1/мм;

q - овальность сечения трубы;

t - номинальная толщина стенки трубы, мм.

7.1.4 Расчетные значения нагрузки Q_p и сопротивления R_р вычисляют по формулам

                                                                                                                            (7.6)

                                                                                                                             (7.7)

где k_n - коэффициент перегрузки;

 - среднее значение обобщенной нагрузки;

k₀ - коэффициент однородности;

 - среднее значение обобщенной прочности.

7.1.5 Коэффициенты однородности и перегрузки вычисляют через частные коэффициенты п, k₁, k_н, т (см. 5.1.3) по формулам

                                                                                                                                (7.8)

                                                                                                                             (7.9)

7.1.6 Следуя известному из теории вероятностей и математической статистики правилу «трех сигм», коэффициенты вариации нагрузки v_Q и сопротивления v_R вычисляют по формулам

                                                                                                                          (7.10)

                                                                                                                          (7.11)

Примечание - Согласно правилу «трех сигме практически достоверным является событие, состоящее в том, что отклонение нормально распределенной случайной величины от математического ожидания не превосходит утроенного среднеквадратического отклонения.

7.1.7 Для нормального закона распределения нагрузки и сопротивления проектную надежность (вероятность безотказной работы) Р участка газопровода с учетом 5.1.2.2 и формул (7.8)-(7.11) вычисляют по формуле

Р =  1- Ф(-U),                                                                                                                      (7.12)

где U - квантиль нормального распределения, соответствующий проектному уровню надежности, значения которого вычисляют по формуле

                                                                                          (7.13)

Примечание - Расчеты по формулам (7.12) и (7.13) с учетом формулы (5.5) показывают, что для всех категорий проектируемых газопроводов вероятность отказа очень мала и составляет 10^-5 (U » 4,27).

7.1.8 С учетом 7.1.7 проектный коэффициент запаса рассчитывают по формуле

                                                     (7.14)

Примечание - Сравнение результатов расчета коэффициентов запаса по формулам (5.5) и (7.14) представлено в приложении А.

7.2 Расчет минимально допустимых значений коэффициентов запаса прочности и устойчивости, обеспечивающих заданную надежность участка газопровода

7.2.1 Исходя из приведенных в 7.1 формул и используя известную из теории вероятностей и математической статистики гипотезу о постоянстве коэффициентов вариации нагрузки и прочности, значение коэффициента запаса К_p, обеспечивающего требуемый уровень надежности Р (или допустимую вероятность отказа q = 1 - Р), вычисляют по формуле

                                               (7.15)

При выполнении расчетов допускается использовать упрошенную формулу

                                                                                                          (7.16)

где

Примечание - Вспомогательный параметр А введен для более компактной записи формулы (7.16).

7.2.2 Требуемый уровень надежности (класс безопасности) эксплуатируемого участка газопровода, как правило, обусловлен степенью его ответственности, которая характеризуется экономическими, социальными и экологическими последствиями отказов.

7.2.3 Настоящим стандартом рекомендуется различать четыре класса безопасности для эксплуатируемых участков газопроводов:

- высокий (проектный);

- средний;

- нормальный;

- низкий.

7.2.4 Допустимые вероятности отказов в зависимости от классов безопасности следует принимать по таблице 1.

Таблица 1 - Допустимые вероятности отказов в зависимости от классов безопасности

7.2.5 Согласно положениям раздела 8 настоящего стандарта участок газопровода относят к конкретному классу безопасности в зависимости от его назначения, местоположения, срока эксплуатации, оценки технического состояния в соответствии с 5.2.2, видов и последствий отказов, зафиксированных за предшествующий период эксплуатации.

7.2.6 Расчет допускаемого значения коэффициента запаса для различных классов безопасности проводят по формулам, приведенным в таблице 2.

Примечание - Построенные по формулам таблицы 2 графики для определения минимально допустимых значений коэффициентов запаса для принятых классов безопасности эксплуатируемых участков газопроводов приведены в приложении Б.

Таблица 2 - Формулы расчета коэффициентов запаса в зависимости от классов безопасности

8 Указания по использованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости для эксплуатируемых участков газопроводов при расчетном обосновании сроков безопасной эксплуатации и сроков между плановыми обследованиями

8.1 Определение класса безопасности эксплуатируемого участка газопровода

8.1.1 Определение класса безопасности эксплуатируемого участка газопровода проводят в соответствии со структурной схемой, приведенной в приложении В.

8.1.2 По результатам выполнения работ, предусмотренных разделами 5 и 6, вычисляют значение фактического коэффициента запаса по формуле (5.6).

8.1.3 В соответствии с категорией участка газопровода вычисляют проектный коэффициент запаса К_пр по формуле из таблицы 2.

8.1.4 Если К_ф ³ К_пр, то рассматриваемый участок относится к классу безопасности «высокий» с принятием технических решений согласно 8.2.1.1.

Примечание - Данный случай возможен, если газопровод работает на пониженном давлении.

При К_ф < К_пр по формуле из таблицы 2 проводят расчет коэффициента запаса К₄, соответствующего классу безопасности «средний».

8.1.5 Если К_ф ³ К₄ то необходимо принятие технических решений согласно 8.2.1.1.

При К_ф < К₄ по формуле из таблицы 2 проводят расчет коэффициента запаса К₃, соответствующего классу безопасности «нормальный».

8.1.6 Если К_ф ³ К₃ необходимо принятие технических решений согласно 8.2.1.2.

При К_ф < К₃ по формуле из таблицы 2 проводят расчет коэффициента запаса К₂, соответствующего классу безопасности «низкий» с принятием соответствующих технических решений согласно 8.2.1.3.

Примечание - Примеры реализации указанного в 8.1.2-8.1.6 алгоритма приведены в приложениях Г и Д.

8.2 Рекомендации по принятию технических решений на основе полученных расчетных оценок коэффициентов запаса прочности и устойчивости

8.2.1 По результатам анализа технического состояния и оценки коэффициента запаса могут быть приняты следующие варианты технических решений по режиму эксплуатации рассматриваемого участка газопровода.

8.2.1.1 Продолжение эксплуатации участка без изменения режима и ограничения сроков эксплуатации, если рассматриваемый участок относится к классу безопасности «высокий (проектный)» или «средний».

8.2.1.2 Продолжение эксплуатации оцениваемого участка газопровода без снижения рабочего давления и устранения дефектов, при наличии положительных результатов прогнозной оценки работоспособности данного участка газопровода на срок не менее 5 лет с последующей оценкой его технического состояния по СТО Газпром 2-3.5-045 (подраздел 5.3), если рассматриваемый участок относится к классу безопасности «нормальный».

8.2.1.3 Продолжение эксплуатации участка с расчетным уровнем безопасности «низкий», при условии уменьшения его нагруженности до уровня, обеспечивающего достижение значения коэффициента запаса, соответствующего уровню безопасности «нормальный». Такое решение следует рассматривать в качестве временной меры, направленной на поддержание частичной работоспособности участка газопровода в течение ограниченного срока, при недопустимости его немедленного отключения по экономическим или организационным причинам.

8.2.1.4 Прекращение эксплуатации с целью проведения частичного ремонта или замены дефектных труб на обследуемом участке газопровода, если вероятность безотказной работы не соответствует уровню «низкий».

Приложение А
(рекомендуемое)

Сравнение результатов расчета проектных значений коэффициентов запаса по строительным нормам и правилам и по вероятностной модели «нагрузка-сопротивление»

А.1 На рисунках А.1-А.4 приведены зависимости проектного коэффициента запаса от коэффициента перегрузки при различных значениях коэффициента надежности по материалу k₁, вычисленные по СНиП 2.05.06-85* [1] (формула (5.5)) и по вероятностной модели «нагрузка-сопротивление» при вероятности отказа q = 10^-5 (формула (7.14)).

А.2 Из приведенных графиков следует, что значения проектного коэффициента запаса, рассчитанные по формулам (5.5) и (7.14), практически совпадают. Максимальное отличие, составляющее 9 %, получено при k₁ = 1,55.

Рисунок А.1 - Зависимость проектного коэффициента запаса от коэффициента перегрузки при значении коэффициента надежности по материалу 1,34. Сплошная линия – расчет по формуле (5.5), пунктирная линия - расчет по формуле (7.14)

Рисунок А.2 - Зависимость проектного коэффициента запаса от коэффициента перегрузки при значении коэффициента надежности по материалу 1,4. Сплошная линия – расчет по формуле (5.5), пунктирная линия - расчет по формуле (7.14)

Рисунок А.3 - Зависимость проектного коэффициента запаса от коэффициента перегрузки при значении коэффициента надежности по материалу 1,47. Сплошная линия – расчет по формуле (5.5), пунктирная линия - расчет по формуле (7.14)

Рисунок А.4 - Зависимость проектного коэффициента запаса от коэффициента перегрузки при значении коэффициента надежности по материалу 1,55. Сплошная линия – расчет по формуле (5.5), пунктирная линия - расчет по формуле (7.14)

Приложение Б
(рекомендуемое)

Графики дня определения коэффициентов запаса участков газопроводов различных категорий и классов безопасности

Рисунок Б.1 - Графики для определения коэффициентов запаса соответствующих классов безопасности в зависимости от проектных коэффициентов перегрузки при значении проектного коэффициента надежности по материалу, равному 1,34

Рисунок Б.2 - Графики для определения коэффициентов запаса соответствующих классов безопасности в зависимости от проектных коэффициентов перегрузки при значении проектного коэффициента надежности по материалу, равному 1,4

Рисунок Б.3 - Графики для определения коэффициентов запаса соответствующих классов безопасности в зависимости от проектных коэффициентов перегрузки при значении проектного коэффициента надежности по материалу, равному 1,47

Рисунок Б.4 - Графики для определения коэффициентов запаса соответствующих классов безопасности в зависимости от проектных коэффициентов перегрузки при значении проектного коэффициента надежности по материалу, равному 1,55

Приложение В
(рекомендуемое)

Схема алгоритма расчета допустимого значения коэффициента запаса участка газопровода на стадии эксплуатации и технического обслуживания

Приложение Г
(рекомендуемое)

Пример расчета и обоснования коэффициента запаса прочности участка газопровода с поверхностным коррозионным дефектом

Г. 1 Имеются исходные данные для оценки:

- материал.................................................................………….Х70;

- стандарты или технические условия....................………...ТУ 20/28/40/48/56-79;

- изготовитель................ ..... ............................…………….....Mannesmann;

- категория участка................................……………………....III;

- рабочее давление...................................……………………...р = 7,4 МПа;

- толщина стенки.....................................……………………....t = 18,7 мм;

- внешний диаметр трубы...........................…………………....D_н= 1420 мм;

- предел прочности металла трубы.....................……………...s_вр = 588,4 МПа;

- длина дефекта........................................……………………….l = 500 мм;

- максимальная глубина дефекта........................……………....d = 5,3 мм;

- коэффициент надежности по внутреннему давлению....…...п = 1,1;

- коэффициент условий работы.........................………………..т = 0,9;

- коэффициент надежности по материалу труб.....……….........k₁ = 1,34;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода......k_н = 1,1.

Г.2 Значение проектного коэффициента запаса К вычисляют по формуле (5.5)

                                                                                         (5.5)

Г.3 Для расчета фактического коэффициента запаса в соответствии с методикой, изложенной в СТО Газпром 2-2.3-112, вычисляют разрушающее давление р_p, МПа, на дефектном участке по формулам

где М - безразмерный коэффициент, учитывающий длину дефекта.

Г.4 Значение фактического коэффициента запаса вычисляют по формуле

Г.5 Поскольку фактический коэффициент запаса меньше проектного, то проводят расчет коэффициента запаса, соответствующего уровню безопасности «средний» по формуле для К₄ из таблицы 2 или определяют его по графику, приведенному на рисунке Б.1 приложения Б при значении коэффициента

Г.6 Фактический коэффициент запаса больше полученного значения.

Вывод: оцениваемый участок газопровода относится к уровню безопасности «средний» и может эксплуатироваться при рабочем давлении 7,4 МПа.

Приложение Д
(рекомендуемое)

Пример расчета и обоснования коэффициента запаса местной потери устойчивости участка газопровода при его смешении от проектного (начального) положения

Д. 1 Имеются исходные данные для оценки:

- материал........................................…………………………......Х70;

- стандарты или технические условия............…………...........ТУ 20/28/40/48/56-79;

- изготовитель.......................................………………………....Mannesmann;

- категория участка.....................................…………….……….II;

- рабочее давление...................................……………………....р = 7,4 МПа;

- толщина стенки..................................…………..………….....t = 18,7 мм;

- внешний диаметр трубы..........................………..………......D_н = 1420 мм;

- модуль упругости металла трубы..............………….....….....Е= 206000 МПа;

- коэффициент Пуассона...........................……………….….....m = 0,3

- общая длина обследуемого участка....................……………..l = 32 м;

- коэффициент надежности по внутреннему давлению..….....п = 1,1;

- коэффициент условий работы.......................………………...т = 0,75;

- коэффициент надежности по материалу труб...........……….к₁ = 1,34;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода.....к_н = 1,1;

- максимальный диаметр сечения трубы при

рабочем давлении..............................……………………...…...D_max = 1432 мм;

- минимальный диаметр сечения трубы при

рабочем давлении................................…………………….......D_min = 1409 мм.

Д.2 Аппроксимацию оси участка газопровода в вертикальной плоскости многочленом четвертой степени выполняют согласно положениям рекомендаций [4].

Д.3 На основании конкретных фактических данных геодезической съемки уравнение оси балочного перехода может быть выражено функцией у(х)

у(х) = -2,76×10^-7×х⁴ +1,91×10^-5×х³ + 6,507×10^-4×х² - 0,0147×х - 0,0000023.                            (Д.1)

Выражение для кривизны участка r получают двойным дифференцированием уравнения (Д.1)

r = у"(х) = -12×2,76×10^-7×х² + 6×1,91×10^-5×х + 2×6,507×10^-4,                                                    (Д.2)

где у"(х) - вторая производная от функции у(х).

Координата х в выражениях (Д.1), (Д.2) измеряется в метрах.

Максимальное значение кривизны достигается в сечении с продольной координатой х = 17,0 м и составляет 0,0022924 1/м.

Д.4 Значение проектного коэффициента запаса вычисляют по формуле (5.5)

                                                                                      (5.5)

Д.5 Для расчета фактического коэффициента запаса вычисляют максимальное значение изгибной деформации в соответствии с рекомендациями [4] по формуле (7.4)

Д.6 Предельно допустимое значение изгибной деформации, зависящее от параметра овальности q рассматриваемого сечения, вычисляют по формуле (7.5)

                                                                                                          (Д.3)

где фактическую овальность q в рассматриваемом сечении при отсутствии внутреннего давления вычисляют по формуле

q = (1 + 4p*)q_р,                                                                                                                     (Д.4)

а значение входящей в формулу (Д.4) нормативной овальности сечения трубы q_р вычисляют согласно строительным нормам и правилам [1]

с учетом параметра внутреннего давления р*, вычисляемого в соответствии с рекомендациями [4]

что после подстановки значений р* и q_р в формулу (Д.4) позволяет вычислить фактическую овальность рассматриваемого сечения

q = (1 + 4p*)q_р = (1 + 4×1,72)×0,0162 = 0,128

и, следовательно, предельно допустимое значение изгибной деформации по формуле (Д.3)

Д.7 С учетом полученных значений e_b и [e_b] можно вычислить значение фактического коэффициента запаса устойчивости

Д.8 Поскольку фактический коэффициент запаса устойчивости меньше проектного, то проводят расчет коэффициента запаса, соответствующего уровню безопасности «средний» по формуле для К₄ из таблицы 2 или определяют его по графику, приведенному на рисунке Б.1 приложения Б при значении коэффициента

Д.9 Значение фактического коэффициента запаса устойчивости меньше коэффициента запаса, соответствующего уровню безопасности «средний», поэтому рассчитывается коэффициент запаса, соответствующий уровню безопасности «нормальный»

Фактический коэффициент запаса больше полученного значения.

Вывод: оцениваемый участок газопровода относится к уровню безопасности «нормальный» и в соответствии с рекомендациями пункта 8.2.1.2 подлежит корректировке положения оси участка газопровода в соответствии с плановым ремонтом.

Библиография

[1]	Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП 2.05.06-85*	Магистральные трубопроводы
[2]	Строительные нормы и правила Российской Федерации СНиП III-42-80*	Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ
[3]	Ржаницын А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. - М.: Стройиздат, 1978
[4]	Рекомендации по оценке прочности и устойчивости эксплуатируемых МГ и трубопроводов КС (утверждены начальником Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» 24 ноября 2006 г.)

Ключевые слова: магистральный газопровод, коэффициент запаса прочности, коэффициент запаса устойчивости, эксплуатация, техническое обслуживание, нагрузка, прочность, коэффициент вариации нагрузки, коэффициент вариации прочности