СТО Газпром 2-2.3-184-2007

 

  Главная       Учебники - Газпром     СТО Газпром 2-2.3-184-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.3-184-2007

 

 

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»

 

Настоящий стандарт устанавливает методику по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания. 
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* 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*. 
Положения настоящего стандарта являются рекомендуемыми для применения при проведении работ, связанных с обследованием и оценкой технического состояния линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром».

 
Обозначение: СТО Газпром 2-2.3-184-2007
Название рус.: Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания
Статус: действующий (Введен впервые)
Дата актуализации текста: 17.06.2011
Дата добавления в базу: 17.06.2011
Дата введения в действие: 14.05.2008
Разработан: ООО "ВНИИГАЗ" 142717, Московская обл. п. Развилка, ВНИИГАЗ
Утвержден: ОАО "Газпром" (30.10.2007)
Опубликован: ОАО "Газпром" № 2008

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО«ГАЗПРОМ»

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 ТЕХНИЧЕСКОГООБСЛУЖИВАНИЯ

СТО Газпром 2-2.3-184-2007

ОТКРЫТОЕАКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

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

Обществос ограниченной ответственностью
«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

Москва 2008

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченнойответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовыхтехнологий - ВНИИГАЗ» с участием специалистов организаций и дочерних обществОАО «Газпром»

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

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

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Обозначения

5 Общие положения

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

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

5.3 Анализ условий эксплуатации газопровода

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

6.2 Дефектоскопическое обследование потенциально опасных участков приборами неразрушающего контроля

6.3 Анализ напряженно-деформированного состояния

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»

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

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

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

Приложение А (рекомендуемое) Сравнение результатов расчета проектных значений коэффициентов запаса по строительным нормам и правилам и по вероятностной модели «нагрузка-сопротивление»

Приложение Б (рекомендуемое) Графики дня определения коэффициентов запаса участков газопроводов различных категорий и классов безопасности

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

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

Библиография

Введение

Настоящий стандарт разработан врамках 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-техническихпроблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы, утвержденного Председателем ПравленияОАО «Газпром» (№ 01-106 от 11.10.2005 г.): п. 4.1 «Создание технологий итехнических средств для строительства, реконструкции и эксплуатациитрубопроводных систем с оптимальными параметрами транспорта газа иустойчивостью к воздействию естественных факторов и технологических нагрузок».

Настоящий стандарт представляетсобой новый нормативный документ, входящий в систему стандартизации ОАО«Газпром» и разработанный с учетом опыта научно-практических исследований надействующих магистральных газопроводах, проведенных ООО «ВНИИТАЗ» и другимидочерними обществами и организациями, эксплуатирующими и обслуживающимимагистральные газопроводы при диагностике и оценке работоспособности участковгазопроводов с дефектами.

Целью настоящего стандартаявляется разработка комплексного подхода к оценке и обоснованию допустимыхзначений коэффициентов запаса прочности и устойчивости эксплуатируемых участковмагистральных газопроводов, включающего использование известныхдетерминистических физико-математических моделей оценки их несущей способностипри наличии дефектов и широко применяемой в зарубежных нормативных документахвероятностной модели «нагрузка-сопротивление» для оценки текущего уровнянадежности (вероятности безотказной работы), на основе которого выбирается оптимальнаястратегия последующей эксплуатации и технического обслуживания обследуемогоучастка.

Стандарт разработан Обществом сограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природныхгазов 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 конденсатаДепартамента 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

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГООБЩЕСТВА
«ГАЗПРОМ»

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

Дата введения - 2008-05-14

1Область применения

1.1 Настоящий стандартустанавливает методику по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочностии устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и техническогообслуживания.

1.2 Настоящий стандарт применяютдля расчетов коэффициентов запаса прочности и устойчивости участков линейнойчасти магистральных газопроводов I-IV категории, изготовленных из малоуглеродистых и низколегированныхсталей, эксплуатируемых при температурах стенки от минус 40 °С до плюс 60 °Спри 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 итребованиям по материалу труб и сварных соединений, а также правилампроизводства и приемки работ по СНиП III-42-80* [2].

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

2Нормативные ссылки

В настоящем стандартеиспользованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия, термины и определения

ГОСТ27.310-95 Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичностиотказов. Основные положения

ГОСТ15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины иопределения

ГОСТ27751-88 Надежность строительных конструкций и оснований. Основныеположения по расчету

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

ГОСТР 50779.21-2004 Статистические методы. Правила определения и методы расчетастатистических характеристик по выборочным данным. Часть 1. Нормальноераспределение

ГОСТР 51901.5-2005 Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализанадежности

ГОСТР 52330-2005 Контроль неразрушающий. Контроль напряженно-деформированногосостояния объектов промышленности и транспорта. Общие требования

СТОГазпром 2-3.5-045-2006 Порядок продления срока безопасной эксплуатациилинейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

СТОГазпром 2-2.3-095-2007 Методические указания по диагностическомуобследованию линейной части магистральных газопроводов

СТОГазпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контролякачества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых имагистральных газопроводов

СТОГазпром 2-2.3-112-2007 Методические указания по оценке работоспособностиучастков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

Примечание - Припользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочныхстандартов по соответствующему указателю, составленному на 1 января текущегогода, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Еслиссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартомследует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочныйдокумент отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него,применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3Термины и определения

В настоящем стандарте примененытермины в соответствии с ГОСТ15467ГОСТ27.002ГОСТ27751ГОСТР 50779.10, ГОСТР 50779.21, ГОСТР 51901.5, а также следующие термины с соответствующими определениями:

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

3.2 линейная частьмагистрального газопровода (газопровод): Составная часть магистральногогазопровода - трубопровод (от места выхода с промысла, подготовленного кдальнему транспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой,переходами через естественные и искусственные препятствия, газораспределительнымистанциями, узлами подключения компрессорных станций, узлами замера расходагаза, 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 рассматриваемогоучастка газопровода.

3.4 потенциально опасныйучасток: Элемент линейной части магистрального газопровода, который в силусвоих конструктивных особенностей, природных условий эксплуатации или близостипо отношению к внешним техногенным воздействиям подвержен проявлениюкритических отказов с ожидаемой частотой потока отказов существенно большейсреднего значения по всему рассматриваемому газопроводу.

Примечание - Допускаетсяболее широкое толкование понятия потенциально опасного участка, при котором кпотенциально опасным относят также участки, аварии на которых могут привести ктяжким последствиям. Такие участки характеризуются близостью к источникамтехногенных воздействий или к локальным региональным объектам с повышеннойтранспортной, промышленной или строительной активностью и более высоким рискомв отношении людей и окружающей среды.

3.5 предельное состояниегазопровода: Состояние, при котором дальнейшая эксплуатация газопроводанедопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособногосостояния недопустимо или нецелесообразно.

4Обозначения

В настоящем стандарте принятыследующие обозначения:

Dн - номинальный внешний диаметр трубы, мм

Е - модуль Юнга для металла трубы, МПа

КПР - проектный коэффициент запаса

КР - коэффициент запаса, соответствующий уровнюнадежности 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

kn -коэффициент перегрузки

р - рабочее давление в газопроводе, МПа

рр - разрушающее давление для дефектного участкагазопровода, МПа

 - математическое ожидание обобщенной нагрузки

Qp -расчетное значение обобщенной нагрузки

q -вероятность отказа

 математическое ожидание обобщенногосопротивления

Rр - расчетное значение обобщенного сопротивления

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

t - номинальнаятолщина стенки трубы, мм

eb -изгибная деформация в сечении трубы

[eb] - предельно допустимое значение изгибнойдеформации

m -коэффициент Пуассона для металла трубы

q -овальность сечения трубы

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

snp - суммарные продольные напряжения, МПа

sэкв - эквивалентные (по Мизесу) напряжения всечении трубы, МПа

sкц - кольцевые напряжения в сечении трубы, МПа

5 Общие положения

5.1МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТНОЙ ОЦЕНКИ КОНСТРУКТИВНОЙ НАДЕЖНОСТИ ИКОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ

5.1.1 Конструктивнаянадежность участка газопровода по условиям прочности и местной устойчивостиможет быть определена в рамках физической модели «нагрузка- сопротивление» всоответствии с методикой, приведенной в публикации [3]или другой научно-технической литературе, по расчетам элементов конструкций нанадежность 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 основногопоказателя надежности участка газопровода, как правило, рассматриваютвероятность его безотказной работы.

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

                                                                                             (5.2)

где fR - плотность распределения параметраобобщенного сопротивления;

S= R - Q - резерв несущей способности;

fQ- плотность распределенияпараметра обобщенной нагрузки.

5.1.2.2Вероятность безотказной работы Рпри нормальном законе распределения нагрузки и сопротивления вычисляютпо формуле

                                                                                                 (5.3)

где  функция стандартного нормальногозакона распределения по ГОСТР 50779.21;

 математическое ожидание коэффициента запаса (далее - коэффициентзапаса);

vR- коэффициент вариациипрочности;

vQ- коэффициент вариации нагрузки.

Примечание - Нормативныеопределения функции нормального распределения, а также параметров вероятностныхраспределений случайных величин, таких как математическое ожидание икоэффициент вариации, использованы в настоящем стандарте в соответствии с ГОСТР 50779.10.

5.1.2.3 Значение коэффициента запасаобеспечивающегозаданный уровень надежности Рвычисляютпо формуле

                                                                                       (5.4)

где Up - квантиль нормального распределения уровня Р.

Примечание - Численные значения функции стандартногонормального закона распределения Ф(Uи квантилей Up определяют по таблицам согласно ГОСТР 50779.21 (приложение А) или по аналогичным таблицам, приведенным всправочной литературе по теории вероятностей и математической статистике.

5.1.3 Припроектировании участков газопроводов для обеспечения их безотказной работы врасчетах на прочность и устойчивость в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [1] используют проектные значениякоэффициента запаса Кnpвычисляемого по формуле

                                                                                                                        (5.5)

где п - коэффициент надежности повнутреннему давлению;

k1 - коэффициент надежности по материалу труб;

kн - коэффициент надежности по назначениютрубопровода;

т - коэффициент условий работы трубопровода.

5.1.4 Для эксплуатируемыхучастков газопроводов с учетом фактических значений механических свойствосновного металла и сварных соединений, нагруженности, отклонения от проектныхположений, наличия дефектов и т.п. численное значение фактического коэффициентазапаса Кф несущей способности, как правило, меньше проектногои может быть вычислено по формуле

                                                                                                                             (5.6)

где Rф - значение обобщенного фактического сопротивления;

Qф - значение обобщенной фактически действующейнагрузки.

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

5.1.6 Решение о возможности ирежиме дальнейшей эксплуатации участка газопровода принимают исходя извероятности его безотказной работы, значение которой вычисляют по формуле (5.3) при 

5.2АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ, НЕОБХОДИМЫХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И РАСЧЕТАФАКТИЧЕСКИХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА

5.2.1 Фактический коэффициентзапаса несущей способности является одним из основных параметром техническогосостояния эксплуатируемого участка газопровода, определяющим его конструктивнуюнадежность (вероятность безотказной работы).

5.2.2Общий алгоритм оценки технического состояния газопроводов, необходимый длярасчета фактического коэффициента запаса, как правило, предусматриваетпоследовательную реализацию следующих этапов:

- сбор и анализ исходнойтехнической информации о том участке газопровода, на котором предстоит оценитьфактические значения коэффициента запаса;

- установление закономерностей измененияопределяющих параметров технического состояния, предельных состояний и ихкритериев;

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

- анализ отказов и предельныхсостояний, оценку последствий и критичности отказов в соответствии с ГОСТ27.310;

- обработку полученных данных иоценку параметров напряженно-деформированного состояния этого участкагазопровода;

- обоснование вариантов решенийо возможных режимах дальнейшей эксплуатации данного участка.

Примечание -Дополнительная информация о техническом состоянии может быть получена порезультатам проведения диагностического обследования участка газопровода спривлечением специализированной организации в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-095.

5.2.3 Обязательнымэлементом исходной информации для оценки технического состояния участкагазопровода, применительно к которому проводят расчет значений коэффициентазапаса, является конструктивное исполнение газопровода, включающее:

- типоразмер труб (диаметр, толщинастенки, марка стали, технология изготовления труб, технические условия натрубы);

- технологическую схемугазопровода;

- спецификации на трубы ииспользуемое технологическое оборудование;

- раскладку труб вдоль трассыгазопровода.

5.2.4 Необходимо учитыватьследующие данные о регионе прокладки:

- географические данные орегионе (расположение, климат, рельеф местности);

- расположение газопроводаотносительно населенных пунктов и отдельных промышленных объектов;

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

5.2.5 При необходимости могутбыть собраны и рассмотрены данные об авариях и отказах, имевших место нагазопроводе в процессе строительства и эксплуатации.

Примечание - Необходимая информация может быть полученана основе сведений, представленных в актах расследований аварий. В актахприводятся данные о месте и времени возникновения аварии, причиневозникновения, масштабах повреждений и принятых первоочередных мерах полокализации аварии.

5.2.6 При необходимости могутбыть собраны и рассмотрены данные о ремонтных и ремонтно-восстановительныхработах, выполненных на газопроводе.

Примечание - Данные о выполненных на газопроводеремонтно-восстановительных работах представлены в актах, составляемых по итогамих выполнения.

5.2.7 Следует рассмотреть ипроанализировать материалы, содержащие результаты обследований, выполненныхранее на газопроводе. Необходимо учитывать результаты текущегоэксплуатационного мониторинга, выполняемого штатными службами эксплуатирующейорганизации, а также результаты специализированных обследований (если таковыеимели место), выполненных на основе дополнительных соглашений и программштатными службами и привлеченными сторонними организациями.

5.2.8 Полученные данные должныбыть обработаны с целью выявления следующих параметров и групп данных огазопроводе, которые необходимо учитывать при расчете коэффициентов запаса:

- характерных типов поврежденийи механизмов деградации свойств объекта;

- характерных и максимальныхразмеров повреждений;

- данных о кинетике развитиядефектов и повреждений;

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

5.3АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОДА

5.3.1 Для оценки уровнянапряженно-деформированного состояния эксплуатируемого участка газопровода иполучения оценок фактических значений коэффициентов запаса прочности и устойчивостинеобходимы данные об уровне нагруженности участка газопровода за предшествующийпериод эксплуатации.

5.3.2 Перечень необходимыхпоказателей нагруженности зависит от конструктивной схемы, реальных условийэксплуатации газопровода, а также применяемых при анализе расчетных схем идолжен быть дополнительно уточнен для каждого конкретного участка.

5.3.2.1 При оценкенапряженно-деформированного состояния участка подземного трубопровода помимозначений внутреннего давления необходимы данные о распределении температур подлине трубопровода, характеристиках грунта, позволяющие оценить сопротивлениегрунта продольным и поперечным перемещениям трубопровода, фактические данные оконструктивных 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 илинескольких опор.

Примечание - Перечисленные группы данных частичноотражены в проектной и конструкторской документации. Дополнительная информацияможет быть получена по результатам специализированных измерений, выполненных натрассе, и на основе данных текущего контроля параметров трубопроводной системы,поступающих на соответствующие диспетчерские пункты.

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

6.1ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАСЧЕТНОЙ ПРОЦЕДУРЫ

6.1.1 Для расчета фактическихзначений коэффициентов запаса прочности и устойчивости участка газопроводанеобходимы следующие информационные и методические материалы и результатыпредварительного анализа исходной информации:

- о сертификационных и текущихфизико-механических характеристиках металла;

- о нагруженности участкагазопровода;

- должно быть выбрано одно илинесколько предельных состояний, лимитирующих прочность и устойчивостьтрубопроводной конструкции;

- тип расчетного участка.

6.1.2 Процедуройрасчетно-экспериментальной оценки коэффициентов запаса прочности и устойчивостипредусмотрено последовательное выполнение следующих обязательных действий:

- оценка параметровнапряженно-деформированного состояния расчетного участка;

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

6.1.3 Перечисленные в 6.1.1 и6.1.2 действия выполняют для всех расчетных участков или однотипных группрасчетных участков по всем типам расчетных состояний.

6.2ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОТЕНЦИАЛЬНО ОПАСНЫХ УЧАСТКОВ ПРИБОРАМИНЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ

6.2.1 С учетом спецификиобследуемого участка газопровода, характера возможных дефектов и кинетики ихразвития для обнаружения и локализации дефектов могут быть использованы методыи средства неразрушающего контроля.

6.2.2 Способы, виды и методытехнического диагностирования основного металла труб и сварных соединенийгазопроводов методами неразрушающего контроля со ссылками на соответствующиенормативные документы, регламентирующие эти методы, установлены СТОГазпром 2-2.4-083 и СТОГазпром 2-2.3-095.

6.2.3 Выполнение работ подефектоскопическому обследованию потенциально опасных участков прибораминеразрушающего контроля осуществляют в соответствии с регламентом и техническимруководством на используемые диагностические приборы и оборудование.

6.2.4 По инициативе проводящейинспекцию стороны и по согласованию с эксплуатирующей организацией номенклатураиспользуемых диагностических средств может быть расширена или изменена.

6.2.5 Для определенияпоказателей напряженно-деформированного состояния участка газопровода можетбыть проведено тензометрирование при различных режимах эксплуатации.

6.2.6 Для восполнения данных офизико-механических свойствах основного металла и металла сварных соединенийдолжны быть проведены лабораторные испытания образцов из стали аналогичноймарки на основе методик, установленных соответствующими нормативными документами,регламентирующими проведение таких испытаний.

6.3АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ

6.3.1 Оценка характеристикнапряженно-деформированного состояния конструкции в пределах расчетного участкадолжна выполняться на основе совокупности имеющихся данных офизико-механических свойствах материалов, конструктивных особенностях,нагрузках и воздействиях на газопровод. По результатам этой оценки должны бытьполучены и заданы в численной или аналитической форме значения компонентнапряжений и деформаций при всех выбранных для анализа сочетаниях нагрузок ивоздействий.

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

6.3.3 Значения компонент напряженийи деформаций могут быть получены по результатам натурных наблюдений иизмерений, выполненных непосредственно на обследуемом участке газопровода всоответствии с ГОСТР 52330.

7Комплексная система критериев для выбора коэффициентов запаса прочности иустойчивости в зависимости от условий эксплуатации (различные нагрузки ивоздействия)

7.1 АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХКОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НА ОСНОВЕ ФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ«НАГРУЗКА-СОПРОТИВЛЕНИЕ»

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

sэкв £ sв,                                                                                                                               (7.1)

где  - максимальноезначение эквивалентного напряжения, МПа;

sкц - максимальное значение кольцевых напряжений,МПа;

snp - максимальное значение продольных напряжений, МПа;

sв - предел прочности материала, МПа.

7.1.2 В случае, когда основнымсиловым фактором, определяющим напряженно-деформированное состояние участкагазопровода является внутреннее давление, формулу (7.1) записывают в виденеравенства

р £ рр                                                                                                                                  (7.2)

где р - рабочее давление в газопроводе;

рр - разрушающее давление рассматриваемого участкагазопровода.

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

eb £ [eb],                                                                                                                                (7.3)

где eb и [eb] - соответственно максимальное и предельнодопустимое значения изгибной деформации, которые вычисляют в соответствии сметодикой [4]по формулам

                                                                                                                             (7.4)

                                                                                                          (7.5)

где Dн - номинальный внешний диаметр трубы, мм;

r - кривизнаоси сечения рассматриваемого участка газопровода в плоскости результирующегоизгиба, 1/мм;

q -овальность сечения трубы;

t - номинальная толщина стенки трубы, мм.

7.1.4 Расчетные значениянагрузки Qp и сопротивления Rр вычисляют по формулам

                                                                                                                            (7.6)

                                                                                                                             (7.7)

где kn - коэффициент перегрузки;

 среднее значение обобщенной нагрузки;

k0 - коэффициент однородности;

* - среднее значение обобщенной прочности.

7.1.5 Коэффициенты однородностии перегрузки вычисляют через частные коэффициенты пk1kнт (см. 5.1.3)по формулам

                                                                                                                                (7.8)

                                                                                                                             (7.9)

7.1.6 Следуя известному изтеории вероятностей и математической статистики правилу «трех сигм»,коэффициенты вариации нагрузки vQисопротивления vR вычисляютпо формулам

                                                                                                                          (7.10)

                                                                                                                          (7.11)

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

7.1.7 Для нормального законараспределения нагрузки и сопротивления проектную надежность (вероятностьбезотказной работы) Ручасткагазопровода с учетом 5.1.2.2и формул (7.8)-(7.11) вычисляют по формуле

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

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

                                                                                          (7.13)

Примечание - Расчеты по формулам (7.12) и (7.13) сучетом формулы (5.5) показывают, чтодля всех категорий проектируемых газопроводов вероятность отказа очень мала исоставляет 10-5(U » 4,27).

7.1.8 С учетом 7.1.7 проектныйкоэффициент запаса рассчитывают по формуле

                                                     (7.14)

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

7.2РАСЧЕТ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ ИУСТОЙЧИВОСТИ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ ЗАДАННУЮ НАДЕЖНОСТЬ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА

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

                                               (7.15)

При выполнении расчетовдопускается использовать упрошенную формулу

                                                                                                          (7.16)

где 

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

7.2.2 Требуемый уровеньнадежности (класс безопасности) эксплуатируемого участка газопровода, какправило, обусловлен степенью его ответственности, которая характеризуетсяэкономическими, социальными и экологическими последствиями отказов.

7.2.3 Настоящим стандартомрекомендуется различать четыре класса безопасности для эксплуатируемых участковгазопроводов:

- высокий (проектный);

- средний;

- нормальный;

- низкий.

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

Таблица 1 - Допустимые вероятности отказов в зависимости от классовбезопасности

Классы безопасности

Вероятность отказов

Высокий (проектный)

q £ 10-5 (Up  ³ 4,27)

Средний

10-5 < q £ 10-4 (3,72 £ Up < 4,27)

Нормальный

10-4 q £ 10-3 (3,10 £ Up < 3,72)

Низкий

10-3 q £ 10-2 (2,33 £ Up < 3,10)

7.2.5 Согласноположениям раздела 8настоящего стандарта участок газопровода относят к конкретному классубезопасности в зависимости от его назначения, местоположения, срокаэксплуатации, оценки технического состояния в соответствии с 5.2.2,видов и последствий отказов, зафиксированных за предшествующий периодэксплуатации.

7.2.6 Расчет допускаемогозначения коэффициента запаса для различных классов безопасности проводят поформулам, приведенным в таблице 2.

Примечание - Построенные по формулам таблицы 2 графикидля определения минимально допустимых значений коэффициентов запаса дляпринятых классов безопасности эксплуатируемых участков газопроводов приведены вприложении Б.

Таблица 2 - Формулы расчета коэффициентовзапаса в зависимости от классов безопасности

Классы безопасности

Коэффициент запаса

Высокий (проектный)

Кпр k1kn

Средний

Нормальный

Низкий

Примечание - Коэффициент запаса К4 соответствует вероятности отказа q < 10-4К3 соответствует вероятности отказа q < 10-3К2 соответствует вероятности отказа q < 10-2.

8 Указания поиспользованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости для эксплуатируемыхучастков газопроводов при расчетном обосновании сроков безопасной эксплуатациии сроков между плановыми обследованиями

8.1ОПРЕДЕЛЕНИЕ КЛАССА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА

8.1.1 Определение классабезопасности эксплуатируемого участка газопровода проводят в соответствии соструктурной схемой, приведенной в приложении В.

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

8.1.3 В соответствии скатегорией участка газопровода вычисляют проектный коэффициент запаса Кпр по формуле из таблицы 2.

8.1.4 Если Кф ³ Кпрторассматриваемый участок относится к классу безопасности «высокий» с принятиемтехнических решений согласно 8.2.1.1.

Примечание - Данный случайвозможен, если газопровод работает на пониженном давлении.

При Кф < Кпр по формуле из таблицы 2 проводятрасчет коэффициента запаса К4соответствующего классу безопасности «средний».

8.1.5 Если Кф ³ К4 то необходимо принятие технических решений согласно8.2.1.1.

При Кф < К4 поформуле из таблицы 2проводят расчет коэффициента запаса К3соответствующего классу безопасности «нормальный».

8.1.6 Если Кф ³ К3 необходимо принятие технических решенийсогласно 8.2.1.2.

При Кф < К3 по формуле из таблицы 2проводят расчет коэффициента запаса К2соответствующего классу безопасности «низкий» с принятиемсоответствующих технических решений согласно 8.2.1.3.

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

8.2РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИНЯТИЮ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ НА ОСНОВЕ ПОЛУЧЕННЫХ РАСЧЕТНЫХОЦЕНОК КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ

8.2.1 По результатам анализатехнического состояния и оценки коэффициента запаса могут быть принятыследующие варианты технических решений по режиму эксплуатации рассматриваемогоучастка газопровода.

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

8.2.1.2Продолжение эксплуатации оцениваемого участка газопровода без снижения рабочегодавления и устранения дефектов, при наличии положительных результатовпрогнозной оценки работоспособности данного участка газопровода на срок неменее 5 лет с последующей оценкой его технического состояния по СТОГазпром 2-3.5-045 (подраздел 5.3), если рассматриваемый участок относится кклассу безопасности «нормальный».

8.2.1.3 Продолжение эксплуатацииучастка с расчетным уровнем безопасности «низкий», при условии уменьшения егонагруженности до уровня, обеспечивающего достижение значения коэффициентазапаса, соответствующего уровню безопасности «нормальный». Такое решениеследует рассматривать в качестве временной меры, направленной на поддержаниечастичной работоспособности участка газопровода в течение ограниченного срока,при недопустимости его немедленного отключения по экономическим илиорганизационным причинам.

8.2.1.4 Прекращение эксплуатациис целью проведения частичного ремонта или замены дефектных труб на обследуемомучастке газопровода, если вероятность безотказной работы не соответствуетуровню «низкий».

Приложение А
(рекомендуемое)

СРАВНЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА ПРОЕКТНЫХ ЗНАЧЕНИЙКОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСА ПО СТРОИТЕЛЬНЫМ НОРМАМ И ПРАВИЛАМ И ПО ВЕРОЯТНОСТНОЙМОДЕЛИ «НАГРУЗКА-СОПРОТИВЛЕНИЕ»

А.1 На рисунках А.1-А.4приведены зависимости проектного коэффициента запаса от коэффициента перегрузкипри различных значениях коэффициента надежности по материалу k1вычисленные по СНиП2.05.06-85* [1](формула (5.5)) и по вероятностноймодели «нагрузка-сопротивление» при вероятности отказа q = 10-5 (формула (7.14)).

А.2 Из приведенных графиковследует, 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 проектногокоэффициента запаса от коэффициента перегрузки при значении коэффициентанадежности по материалу 1,34. Сплошная линия – расчет по формуле (5.5), пунктирная линия - расчет поформуле (7.14)

Рисунок А.2 - Зависимость проектного коэффициента запаса откоэффициента 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 откоэффициента 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 проектногокоэффициента запаса от коэффициента перегрузки при значении коэффициентанадежности по материалу 1,55. Сплошная линия – расчет по формуле (5.5), пунктирная линия - расчет поформуле (7.14)

Приложение Б
(рекомендуемое)

ГРАФИКИ ДНЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТОВ ЗАПАСАУЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ РАЗЛИЧНЫХ КАТЕГОРИЙ И КЛАССОВ БЕЗОПАСНОСТИ

Рисунок Б.1 - Графики для определениякоэффициентов запаса соответствующих классов безопасности в зависимости отпроектных коэффициентов перегрузки при значении проектного коэффициентанадежности по материалу, равному 1,34

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

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

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

Приложение В
(рекомендуемое)

СХЕМА АЛГОРИТМА РАСЧЕТА ДОПУСТИМОГО ЗНАЧЕНИЯКОЭФФИЦИЕНТА ЗАПАСА УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА НА СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОГООБСЛУЖИВАНИЯ

Приложение Г
(рекомендуемое)

ПРИМЕР РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАПАСАПРОЧНОСТИ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА С ПОВЕРХНОСТНЫМ КОРРОЗИОННЫМ ДЕФЕКТОМ

Г. 1 Имеются исходные данные дляоценки:

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

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

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

- категорияучастка................................……………………....III;

- рабочеедавление...................................……………………...р = 7,4 МПа;

- толщинастенки.....................................……………………....t = 18,7 мм;

- внешний диаметртрубы...........................…………………....Dн= 1420 мм;

- предел прочности металлатрубы.....................……………...sвр = 588,4 МПа;

- длинадефекта........................................……………………….l = 500 мм;

- максимальная глубинадефекта........................……………....d = 5,3 мм;

- коэффициент надежности повнутреннему давлению....…...п =1,1;

- коэффициент условийработы.........................………………..т = 0,9;

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

- коэффициент надежности поназначению трубопровода......kн = 1,1.

Г.2 Значение проектногокоэффициента запаса К вычисляютпо формуле (5.5)

                                                                                         (5.5)

Г.3 Для расчета фактическогокоэффициента запаса в соответствии с методикой, изложенной в СТОГазпром 2-2.3-112, вычисляют разрушающее давление рpМПа, на дефектном участке по формулам

где М безразмерный коэффициент,учитывающий длину дефекта.

Г.4 Значение фактическогокоэффициента запаса вычисляют по формуле

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

Г.6 Фактический коэффициентзапаса больше полученного значения.

Вывод: оцениваемый участокгазопровода относится к уровню безопасности «средний» и может эксплуатироватьсяпри рабочем давлении 7,4 МПа.

Приложение Д
(рекомендуемое)

ПРИМЕР РАСЧЕТА И ОБОСНОВАНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЗАПАСА МЕСТНОЙПОТЕРИ УСТОЙЧИВОСТИ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА ПРИ ЕГО СМЕШЕНИИ ОТ ПРОЕКТНОГО(НАЧАЛЬНОГО) ПОЛОЖЕНИЯ

Д. 1 Имеются исходные данные дляоценки:

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

- стандарты или технические условия............…………...........ТУ20/28/40/48/56-79;

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

- категорияучастка.....................................…………….……….II;

- рабочеедавление...................................……………………....р = 7,4 МПа;

- толщинастенки..................................…………..………….....t 18,7 мм;

- внешний диаметртрубы..........................………..………......Dн = 1420 мм;

- модуль упругости металлатрубы..............………….....….....Е= 206000 МПа;

- коэффициентПуассона...........................……………….….....m = 0,3

- общая длина обследуемогоучастка....................……………..l = 32 м;

- коэффициент надежности повнутреннему давлению..….....п = 1,1;

- коэффициент условийработы.......................………………...т = 0,75;

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

- коэффициент надежности поназначению трубопровода.....кн = 1,1;

- максимальный диаметр сечениятрубы при

рабочемдавлении..............................……………………...…...Dmax = 1432 мм;

- минимальный диаметр сечениятрубы при

рабочемдавлении................................…………………….......Dmin = 1409 мм.

Д.2 Аппроксимацию оси участкагазопровода в вертикальной плоскости многочленом четвертой степени выполняютсогласно положениям рекомендаций [4].

Д.3 На основании конкретныхфактических данных геодезической съемки уравнение оси балочного перехода можетбыть 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×х+ 6×1,91×10-5×х +2×6,507×10-4                                                   (Д.2)

где у"(х) - вторая производная отфункции у(х).

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

Максимальное значение кривизныдостигается в сечении с продольной координатой х = 17,0 м и составляет0,0022924 1/м.

Д.4 Значение проектногокоэффициента запаса вычисляют по формуле (5.5)

                                                                                      (5.5)

Д.5 Для расчета фактическогокоэффициента запаса вычисляют максимальное значение изгибной деформации всоответствии с рекомендациями [4]по формуле (7.4)

Д.6 Предельно допустимоезначение изгибной деформации, зависящее от параметра овальности q рассматриваемого сечения, вычисляют поформуле (7.5)

                                                                                                          (Д.3)

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

q = (1 + 4p*)qр                                                                                                                    (Д.4)

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

с учетом параметра внутреннегодавления р*вычисляемогов соответствии с рекомендациями [4]

что после подстановки значений р* и qр в формулу (Д.4) позволяет вычислить фактическую овальностьрассматриваемого сечения

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

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

Д.7 С учетом полученных значенийeb и [eb] можно вычислить значение фактическогокоэффициента запаса устойчивости

Д.8 Поскольку фактическийкоэффициент запаса устойчивости меньше проектного, то проводят расчеткоэффициента запаса, соответствующего уровню безопасности «средний» по формуледля К4 изтаблицы 2или определяют его по графику, приведенному на рисунке Б.1приложения Бпри значении коэффициента 

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

Фактический коэффициент запасабольше полученного значения.

Вывод: оцениваемый участокгазопровода относится к уровню безопасности «нормальный» и в соответствии срекомендациями пункта 8.2.1.2подлежит корректировке положения оси участка газопровода в соответствии сплановым 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.)