СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКАОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ И ЦЕЛОСТНОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ

СТОГазпром 2-2.3-253-2009

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

Общество с ограниченнойответственностью «Газпром экспо»

Москва 2009

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом сограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природныхгазов и газовых технологий - Газпром ВНИИ ГАЗ» с участием специалистоворганизаций и дочерних обществ ОАО «Газпром»

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

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН ВДЕЙСТВИЕ распоряжением ОАО «Газпром» от 15 декабря 2008 г. № 496

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

Введение

Настоящий стандарт разработан в рамкахПрограммы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром»на 2006 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» 10.02.2006 № 01-20,и Перечня приоритетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010гг., утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» 11.10.2005 № 01-106:п. 4.2 «Развитие технологий и совершенствование оборудования для обеспечениянадежного функционирования ЕСГ, включая методы и средства диагностики иремонта».

Настоящий стандарт разработан ООО«Газпром ВНИИГАЗ» в соответствии с договором № 0208-06-16 от 27.11.2006 навыполнение научно-исследовательских работ по теме «Объединенная методика оценкитехнического состояния и целостности газопроводов».

Настоящий стандарт разработан с цельюсовершенствования методов оценки текущего и прогнозируемого техническогосостояния магистральных газопроводов, повышения объективности и достоверностирезультатов, используемых при планировании технического обслуживания линейнойчасти магистральных газопроводов на основе совместного использованиявероятностно-статистических и детерминистических методов анализа.

Настоящий стандарт разработан Обществом сограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природныхгазов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» (д-р техн. наук В.В.Харионовский, канд. техн. наук СВ. Нефедов, канд. техн. наук И.Н. Курганова,канд. техн. наук В.М. Силкин, канд. техн. наук В.М. Ковех, канд. техн. наукМ.Ю. Панов, канд. техн. наук В.М. Ботов, Е.Н. Овсянников) с участием Управленияпо транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке,подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» (д-р техн. наук В.В. Салюков,канд. техн. наук М.Ю. Митрохин, А.В. Молоканов), ООО «Газпром газнадзор» (В.Н.Медведев, д-р техн. наук Ф.Г. Тухбатуллин, канд. техн. наук М.И. Королев).

СТО Газпром 2-2.3-253-2009

МЕТОДИКА ОЦЕНКИТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
И ЦЕЛОСТНОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливаетпорядок проведения комплексной оценки технического состояния магистральныхгазопроводов ОАО «Газпром» на этапе эксплуатации на основе примененияобъединенного подхода, предусматривающего совместное применениедетерминистических и вероятностных методов анализа.

1.2 Действие настоящего стандарта распространяетсяна объекты линейной части магистральных газопроводов.

1.3 Применительно к настоящему стандартупод линейной частью магистрального газопровода следует понимать частьмагистрального газопровода (от места выхода с промысла подготовленного к дальнемутранспорту газа) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходамичерез естественные и искусственные препятствия, узлами подключениякомпрессорных станций, узлами замера расхода газа, узлами пуска и приемаочистных устройств.

1.4 Положения настоящего стандартапредназначены для использования структурными подразделениями, дочернимиобществами и организациями ОАО «Газпром», эксплуатирующими и обслуживающимимагистральные газопроводы, а также организациями, занимающимисяпроектированием, обследованием и контролем технического состояния линейнойчасти магистральных газопроводов ОАО «Газпром» в соответствии с заключеннымидоговорами.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованынормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ8.283-78 Государственная система обеспечения единства измерений.Дефектоскопы электромагнитные. Методы и средства поверки

ГОСТ9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооруженияподземные. Общие требования к защите от коррозии

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

ГОСТ27.003-90 Надежность в технике. Состав и общие правила задания требованийпо надежности

ГОСТ27.301-95 Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения

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

ГОСТ3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 5272-68 Коррозияметаллов. Термины

ГОСТ7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод

ГОСТ12248-96 Грунты. Методы лабораторного определения характеристик прочности идеформируемости

ГОСТ12503-75 Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования

ГОСТ14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

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

ГОСТ18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ20276-99 Грунты. Методы полевого определения характеристик прочности идеформируемости

ГОСТ21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ21878-76 Случайные процессы и динамические системы. Термины и определения

ГОСТ 23049-84Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Общие техническиетребования

ГОСТ23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методыизмерения основных параметров

ГОСТ24289-80 Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения

ГОСТ 26697-85Контроль неразрушающий. Дефектоскопы магнитные и вихретоковые. Общиетехнические требования

ГОСТ28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общиетехнические требования

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

ГОСТР 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защитеот коррозии

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

ГОСТ Р51901.14-2005 Менеджмент риска. Метод структурной схемы надежности

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

СТОРД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностикилинейной части магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-3.5-034-2005 Документынормативные для проектирования, строительства и эксплуатации объектов ОАО«Газпром». Типовая инструкция выполнения работ по пропуску очистных устройств исредств внутритрубной дефектоскопии с использованием временных узлов пуска иприема

СТОГазпром 2-2.4-083-2006 Документы нормативные для проектирования,строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Инструкция понеразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве иремонте промысловых и магистральных газопроводов

СТОГазпром 2-2.3-095-2007 Документы нормативные для проектирования,строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания подиагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов

СТОГазпром 2-2.3-112-2007 Документы нормативные для проектирования,строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания пооценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионнымидефектами

СТОГазпром 2-2.3-184-2007 Документы нормативные для проектирования,строительства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методика по расчету иобоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости на стадииэксплуатации и технического обслуживания

Примечание - При пользовании настоящим стандартомцелесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующемууказателю, составленному на 1 января текущего года, и информационнымуказателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен(изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоватьсязамененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены,то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, незатрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены терминыпо ГОСТ 5272, ГОСТ15467, ГОСТ27.002, ГОСТ21878, ГОСТР 50779.10, а также следующие терминыс соответствующими определениями:

3.1 жизненный цикл объекта:Последовательность создания, функционирования и ликвидации объекта, включающаястадии проектирования, строительства, эксплуатации (с учетом техническогообслуживания), продления ресурса, консервации (хранения) и ликвидации посленаступления предельного состояния.

3.2 нагруженность: Совокупностьколичественных характеристик разнородных процессов и явлений, определяющихнапряженно-деформированное состояние в пределах рассматриваемого участкагазопровода.

3.3 надежность газопровода:Свойство газопровода сохранять во времени в установленных пределах значениявсех параметров, характеризующих способность поставки товарного газа требуемогокачества при заданных режимах эксплуатации, требованиях к безопасности иусловиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортированияэлементов газопроводной конструкции.

3.4 остаточный ресурс газопровода (срокслужбы): Наработка газопровода (календарная продолжительность эксплуатации)от момента инициации процедуры оценки и продления ресурса до перехода впредельное состояние.

3.6 потенциально опасный участок: ЭлементЛЧМГ, который в силу своих конструктивных особенностей, природных условийэксплуатации или близости по отношению к внешним техногенным воздействиямподвержен проявлению критических отказов с ожидаемой частотой потока отказовсущественно большей среднего значения по всему рассматриваемому газопроводу

Примечание- Допускается расширительное толкование понятия потенциально опасного участка,при котором к таковым относят еще и участки с вероятными тяжкими последствиямиаварий, возникающими вследствие близости участка к источникам техногенныхвоздействий или к объектам с повышенной транспортной, промышленной илистроительной активностью, а также участки, на которых в соответствии сдействующей нормативной документацией были выявлены опасные дефекты или отклоненияот проектного состояния.

3.7 предельное состояние газопровода:Состояние, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода недопустима илинецелесообразна либо восстановление его работоспособного состояния недопустимоили нецелесообразно.

3.8 разрушение: Событие,заключающееся в деформировании, изменении геометрических размеров конструкцийили отдельных элементов технологической системы (с возможным разделением их начасти) в результате силовых, термических или иных воздействий, сопровождающеесянарушением работоспособности объекта.

3.9 риск: Мера опасности,характеризующаяся как возможностью (ожидаемой частотой) возникновения аварий,так и тяжестью их последствий. В зависимости от целей анализа риск можетоцениваться как в качественных, так и в количественных показателях. Рискизмеряется в тех же единицах, что и последствия (ущерб) от аварии зарассматриваемый интервал времени. Показателями техногенного риска для людейявляются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск,социальный риск.

3.11 срок службы газопровода (ресурс):Календарный срок эксплуатации газопровода (наработка) до перехода в предельноесостояние.

Примечание- Следует различать предельные состояния конструктивных элементов, локальныхучастков газопровода и протяженной трубопроводной трассы (между компрессорнымистанциями, между крановыми узлами и т.п.).

3.12 техническое обслуживание:Совокупность мероприятий (управляющих воздействий на объект), целью которыхявляется поддержание на заданном уровне параметров технического состояния,функциональной (системной, технологической) надежности и/или конструктивнойнадежности (надежности элементов), безопасности объекта.

3.14 целостность (конструкционная целостность):Обобщенное понятие, используемое для идентификации состояния объекта транспортагаза, при котором обеспечена его герметичность, рассматриваемая как необходимоеусловие обеспечения промышленной безопасности. Оценка целостности -совокупность расчетных, экспериментальных и организационных мероприятий,направленных на оценку соответствия фактического или прогнозируемого состоянияобъекта требованиям прочности, устойчивости и трещиностойкости, приведенным внормативной документации.

Примечание- В ряде случаев в международной практике словосочетание «обеспечение(поддержание) целостности» используется в качестве смыслового аналога болееширокого понятия «поддержание технического состояния», используемого внормативной документации ОАО «Газпром».

4 Методы и алгоритмы комплексной оценкитехнического состояния и целостности линейных частей магистральных газопроводов

4.1 Общий алгоритм оценки технического состояния ицелостности

4.1.1 Оценку технического состояния ицелостности линейных частей магистральных газопроводов проводят в рамкахспециализированного комплекса инженерно-технических работ, включающегополучение, обработку и анализ совокупности разнородных данных. Указанные работывыполняют для оценки соответствия технических характеристик рассматриваемогообъекта требованиям нормативных документов, регламентирующих порядок примененияобъекта по назначению.

4.1.2 Соответствие объекта установленнымтребованиям оценивают на основе системы показателей технического состояния,характеризующих способность объекта выполнять заданные функции, путемсопоставления фактических и нормативно закрепленных значений показателейтехнического состояния.

4.1.3 В качестве критерия соответствия объекта установленнымтребованиям принимают выполнение совокупности ограничений, установленных внормативной документации, удовлетворение которых обеспечивает поддержаниеобъекта в исправном и/или работоспособном состоянии.

4.1.4 Различают оценки текущего и прогнозируемоготехнического состояний, определяемых, соответственно, на момент проведенияанализа и на любой предстоящий момент времени.

4.1.5 Общий алгоритм оценки техническогосостояния газопроводов предусматривает последовательную реализацию следующихэтапов:

- сбор и анализ исходной техническойинформации об объекте;

- проведение оперативной (функциональной)диагностики;

- экспертное обследование техническогосостояния объекта;

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

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

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

- обработку полученных данных ипрогнозирования ресурса;

- обоснование вариантов решений овозможности дальнейшей эксплуатации объекта.

4.1.6 Оценку технического состоянияобъекта осуществляют по параметрам технического состояния, обеспечивающим егонадежную и безопасную эксплуатацию согласно нормативной и (или) конструкторской(проектной) документации, а остаточный ресурс - по определяющим параметрамтехнического состояния.

В качестве параметров технического состоянияпринимают параметры, изменение которых (в отдельности или в некоторойсовокупности) может привести объект в неработоспособное или предельноесостояние.

4.1.7 С учетом принятых критериевпредельного состояния и условий эксплуатации объекта в качестве параметровтехнического состояния могут быть использованы:

- физико-механические характеристикиконструкционных материалов (предел текучести, предел прочности, твердость, характеристикитрещиностойкости, пределы выносливости, длительной прочности, характеристикимикроструктуры материала и другие;

- фактические располагаемые коэффициенты запасовпрочности (по пределам текучести, прочности, длительной прочности, ползучести,трещиностойкости, устойчивости, по числу циклов или напряжениям при расчетах нациклическую прочность) в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-184;

- технологические показатели(температура, давление, параметры вибрации, режимы работы и т.д.).

4.1.8 Оценку параметров техническогосостояния и выбор определяющих параметров проводят по результатам анализапроектно-конструкторской документации (чертежи, схемы, планы и т.п.),технической документации (технический паспорт, инструкции по использованию ит.п.), данных оперативной (функциональной) диагностики, экспертногообследования объекта.

4.1.9 При оценке ресурса по результатампредварительного анализа допускается использование дополнительных критериевпредельных состояний, определяющих ресурсные характеристики объекта, непредусмотренных исходной нормативной, проектной и эксплуатационнойдокументацией.

4.1.10 Оценку остаточного ресурсапроводят на основе установленных закономерностей изменения определяющихпараметров, полученных при анализе механизмов накопления повреждений,зарождения и развития дефектов и (или) по результатам измерения функциональныхпоказателей.

4.1.11 Структурная схема комплекснойоценки технического состояния газопроводов приведена на рисунке 1.

Рисунок 1 - Общий алгоритм комплексной оценкитехнического состояния

4.2 Детерминистический, вероятностный и объединенныйподходы к оценке надежности

4.2.1 Общие требования к выборупоказателей надежности, выбору системы критериев отказов и предельныхсостояний, процедуре расчета надежности приведены в ГОСТ27.003, ГОСТ 27.301, ГОСТР 51901.5.

4.2.2 Анализ надежности системыбазируется на выборе определенных расчетных моделей или расчетных схем. Выбормоделей и расчетных схем предполагает проведение предварительного анализа с цельювыделения существенных факторов влияния в соответствии с РД51-4.2-003-97 [1]и [2],[3].

Различают два подхода к анализунадежности: детерминистический и стохастический (вероятностный,статистический).

4.2.3 При детерминистическом подходе всефакторы, влияющие на поведение модели, т.е. параметры модели и параметрыокружающей среды, начальные условия и т.п. считают вполне определенными,детерминированными. Решение корректно поставленной детерминистической задачиединственно и предсказывает поведение реальной системы однозначным образом.

4.2.4 В отличие от детерминистического подходастохастический подход к анализу явлений учитывает случайные факторы и позволяетполучить прогноз, содержащий вероятностные оценки.

Неоднозначность оценок поведения системобусловлена тем, что есть факторы, которые сознательно игнорируют при анализелибо о которых не имеется достаточной информации.

Примечание - В рамках оценки технического состоянияможет быть применен подход, предусматривающий совместное использованиедетерминистических и вероятностных методов анализа. Реализация объединенногоподхода включает оценку несущей способности и ресурса участка газопровода врамках традиционных детерминистических методов и получение оценок вероятностейвозникновения аварийных ситуаций на участках газопроводов, вызванных различнымифакторами. Совместное использование детерминистических и вероятностныхрасчетных моделей повышает достоверность оценок, способствует обоснованностипринимаемых по результатам анализа решений. Варианты использованияобъединенного подхода рассмотрены в настоящем стандарте.

4.2.5 Теория вероятностей базируется настатистическом истолковании понятия вероятности, применимом в классическомварианте к массовым событиям и массовым объектам, для которых могут бытьполучены представительные, статистически значимые выборки. В связи с этимприменение вероятностно-статистических методов для анализа единичных иуникальных объектов сопряжено с объективными трудностями, вызванными тем, чтоприемлемые значения риска для этих объектов весьма малы, и, как следствие, припроведении анализа требуется экстраполяция результатов в область редкихзначений.

Примечание - В теории надежностиразличают два направления - системную и физическую надежность. Объектомсистемной (статистической, математической) теории надежности служат системы изэлементов, взаимодействующих между собой в смысле сохранения работоспособностипо логическим схемам: графам, деревьям отказов и т.п. Исходную информацию всистемной теории надежности, как правило, образуют показатели надежностиэлементов, определяемые путем статистической обработки результатов испытаний и(или) эксплуатационных данных. Задачи системной теории надежности решают врамках теории вероятностей и математической статистики, т.е. без привлеченияфизических моделей отказов и тех физических явлений, которые вызывают исопровождают возникновение отказов. Порядок работы со структурными моделямирегламентирует ГОСТ Р 51901.14.

Отличие физической теориинадежности состоит в том, что возможность возникновения в системе отказоврассматривают как результат взаимодействия между системой и внешнимивоздействиями (эксплуатационными нагрузками, условиями среды и т.п.), а такжемеханическими, физическими и иными процессами, которые происходят в компонентахсистемы в процессе ее эксплуатации.

4.2.6 В рамках параметрическогоопределения надежности способность технического объекта выполнять требуемые функцииописывают при помощи некоторой совокупности контролируемых параметров, а надежность определяют каксвойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения этихпараметров.

Примечание- К контролируемым параметрам могут быть отнесены значения напряжений идеформаций, размеры дефектов, показатели конструкционной прочности,динамические характеристики и другие параметры. С течением времени значенияэтих параметров изменяются, достигая некоторых предельно допустимых значений.

4.2.7 Надежность является комплекснымсвойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его примененияможет включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность исохраняемость, определяемые по ГОСТ27.002.

Структура показателей надежностирассмотрена в приложении А.Математические модели, используемые для опенки показателей надежности,рассмотрены в приложении Б.

4.2.8 В случаях, когда объекты являютсяпотенциальным источником опасности, важными понятиями в терминологии понадежности согласно ГОСТ27.002 являются «безопасность» и«живучесть».

Примечания

1 Безопасность, как свойствообъекта не создавать угрозу для населения и (или) для окружающей среды приизготовлении и эксплуатации и в случае нарушения работоспособного состояния,обычно не включают в понятие надежности. Однако при определенных условияхбезопасность тесно связана с этим понятием, например если отказы могут привестик условиям, вредным для людей и (или) окружающей среды сверх установленныхнорм.

2 Понятие «живучесть» занимаетпограничное место между понятиями «надежность» и «безопасность». Под живучестьюпонимают свойство объекта, состоящее в его способности противостоять развитиюкритических и существенных отказов из дефектов, повреждений и несущественныхотказов при установленной системе технического обслуживания и ремонта. Понятием«живучесть» определяют свойство объекта сохранять ограниченную работоспособностьпри воздействиях, не предусмотренных условиями эксплуатации, или как свойствообъекта сохранять ограниченную работоспособность при наличии дефектов илиповреждений определенного вида, а также при отказе некоторых компонентов.

4.3 Структурирование линейной части газопровода

4.3.1 Для выполнения комплексной опенки ипрогноза технического состояния линейной части газопроводов выделяют следующиеэлементы:

- трубы;

- соединительные детали трубопроводов(СДТ);

- технические устройства (запорнаяарматура, камеры запуска-приема внутритрубных устройств и т.п.).

В качестве элементарных участковпринимают трубы и СДТ.

При отсутствии данных, достаточных длявыделения в качестве элементарных участков отдельных труб и СДТ, элементарные участкивыделяют по имеющимся данным. При этом

основные исходные параметры в пределахкаждого элементарного участка должны иметь одинаковые или близкие значения.

Технические устройства рассматриваютотдельно в соответствии с требованиями нормативов, регламентирующих оценкусостояния технических устройств.

4.3.2 Элементарные участки (трубы и СДТ)характеризуются набором параметров, определяемых по проектной, исполнительной иэксплуатационной документации (исходные параметры), а также вычисляемых привыполнении комплексной оценки технического состояния газопровода (расчетныепараметры).

4.3.3 К исходным параметрам элементарныхучастков относят:

- конструкцию трубы или СДТ;

- диаметр;

- толщину стенки;

- марку стали;

- характеристики металла трубы или СДТ(временное сопротивление; предел текучести; относительное удлинение; ударнаявязкость; эквивалент углерода);

- конструкцию и тип изоляционногопокрытия;

- характеристики изоляционного покрытия;

- защитный потенциал;

- наименование обнаруженных дефектов(коррозионный дефект, стресс-коррозионный дефект, вмятина, гофр, задир и т.п.);

- характеристики обнаруженных дефектов(длина, глубина и т.п.);

- характеристики окружающей среды (тип ихарактеристики грунтов, воздействие водотоков, уровень грунтовых вод и т.п.);

- другие параметры, используемые дляанализа и расчетов.

4.3.4 К расчетным параметрам элементарныхучастков относят:

- текущее (на момент обследования)значение предельного разрушающего давления (ПРД);

- текущее значение максимальнодопустимого рабочего давления (МРД);

- прогнозируемое (на заданный предстоящиймомент) значение ПРД;

- прогнозируемое значение МРД;

- срок безопасной эксплуатации;

- вероятность перехода в предельноесостояние;

- другие параметры, используемые дляразработки рекомендаций.

4.3.5 При выполнении анализа, расчетных процедур иразработке рекомендаций элементарные участки могут быть объединены в болеепротяженные участки.

Правила объединения элементарных участковопределяют в соответствии с требованиями используемой расчетно-аналитическойпроцедуры.

4.4 Показатели технического состояния ицелостности линейной части магистральных газопроводов в рамках объединенногоподхода к оценке технического состояния

В рамках объединенного подхода к оценке техническогосостояния и целостности линейной части магистральных газопроводов рекомендованык применению следующие показатели:

- текущее (на момент обследования) ипрогнозируемое (на заданный предстоящий момент времени распределениемаксимального допустимого рабочего давления (МРД) и предельного разрушающегодавления (ПРД) по длине рассматриваемого участка линейной части магистральногогазопровода, определяемое значениями МРД и ПРД элементарных участков;

- срок безопасной эксплуатации каждогоэлементарного участка, рассчитанный в рамках детерминистического подхода;

- вероятность перехода в предельноесостояние (нарушения расчетного условия прочности) по каждому элементарномуучастку, определенная по состоянию на момент обследования и на заданныйпредстоящий момент;

- количество труб, подлежащих ремонту илизамене для обеспечения установленного значения МРД участка газопровода, а такжепредельные сроки проведения их замены или ремонта;

- протяженность и расположение локальныхдефектных участков газопровода и отдельных дефектных труб, подлежащих ремонту,а также предельные сроки их ремонта.

5 Комплексный анализ данных при оценке техническогосостояния линейной части магистральных газопроводов

5.1 Предварительная характеристика объекта

5.1.1 На этапе предварительного анализадолжны быть собраны и проанализированы следующие группы данных о газопроводе:

- общая характеристика газопровода;

- данные о конструктивном итехнологическом исполнении;

- данные о регионе прокладки;

- данные о произошедших ранее авариях иотказах;

- данные о выполненных ремонтных работах;

- результаты выполненных ранеедиагностических обследований и испытаний.

Примечание - По результатам предварительного анализадолжны быть подготовлены данные об особенностях конструктивного исполнениягазопровода, природно-климатических условиях вдоль трассы, результатахвыполненных обследований, выявленных дефектах и повреждениях.

5.1.2 К группе общих характеристик газопровода,которые должны быть приведены в отчетной документации, отнесены:

- наименование газопровода;

- сведения об организации, выполнившейпроект;

- сведения об организациях, осуществившихстроительство;

- год завершения строительствагазопровода и ввода его в эксплуатацию;

- рабочее давление, максимальное давлениепри испытаниях (согласно проектным условиям).

5.1.3 К группе данных, характеризующихконструктивное и технологическое исполнение газопровода отнесены:

- технологическая схема газопровода;

- характеристики труб и СДТ (конструкция,диаметр, толщина стенки, марка стали, завод-изготовитель, ТУ);

- характеристики технологическогооборудования;

- раскладка труб в газопроводе.

5.1.4 К группе данных о регионе прокладкигазопровода отнесены:

- географические данные о регионе(расположение региона, характеристики климата, рельеф местности вдольгазопровода);

- координаты газопровода на местности;

- расположение газопровода относительнонаселенных пунктов, жилых, административных и промышленных зданий и сооружений;

- расположение газопровода относительнодругих коммуникаций (газонефтепроводы и продуктопроводы, электрические сети,железные и автомобильные дороги и т.п.).

5.1.5 К группе данных, характеризующихтехническое состояние газопровода, относят:

- данные об авариях и отказах,произошедших в предшествующий период эксплуатации;

- данные о выполненных ремонтных работах;

- результаты диагностическихобследований, выполненных ранее на газопроводе;

- результаты специализированныхдиагностических обследований и текущего эксплуатационного мониторинга.

Примечание -Необходимая информация может быть получена на основе сведений, представленных вактах расследований аварий. В актах приводят данные о месте и временивозникновения аварии, причине возникновения, масштабах повреждений, принятыхпервоочередных мерах по локализации аварии и выполненныхремонтно-восстановительных работах.

Данные о выполненных нагазопроводе ремонтно-восстановительных работах представлены в актах,составляемых по итогам выполнения работ.

5.1.6 В зависимости от программы и степениполноты выполненных ранее исследований в качестве исходных данных используютрезультаты:

- внутритрубных инспекций, выполненных всоответствии с СТО Газпром 2-3.5-034, СТО Газпром 2-3.5-095 и РД 51-2-97 [4];

- электрометрических измерений (защитныйпотенциал «труба-земля», значения поперечного градиента потенциала, удельноеэлектрическое сопротивление грунта вдоль трассы) в соответствии с СТОРД Газпром 39-1.10-088;

- визуально-измерительного контролякачества изоляционного покрытия, определения глубины заложения ипространственного положения газопровода, а также степени защищенности металлакатодной защитой в соответствии с ВРД39-1.10-026-2001 [5];

- визуально-измерительного контроляосновного металла труб и сварных соединений в соответствии с РД 03-606-03 [6];

- приборно-инструментального контролясостояния металла в шурфах (толщинометрия, твердометрия поверхностных слоевметалла, ультразвуковой и рентгеновский контроль состояния сварных швов иосновного металла) по СТОГазпром 2-2.3-095 и СТОГазпром 2-2.4-083;

- оценки дефектности труб исоединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральныхтрубопроводов в соответствии с Инструкцией [7];

- тензометрирования при различных режимахнагружения согласно Методическим рекомендациям [8];

- акустоэмиссионного контроля состоянияметалла на участках, прилегающих к шурфу;

- непосредственного измерения параметров нагрузоки воздействий на газопровод;

- грунтово-геологических изысканий вдольтрассы (распределение типов грунтов, водонасыщенность, уровень грунтовых вод);

- физико-химических измерений параметровгрунта и почвенных электролитов вдоль трассы газопровода;

- топографической съемки фактическогоположения оси газопровода;

- испытаний отдельных участковгазопровода и/или вырезанных ранее отрезков трубы (катушек) с дефектами иповреждениями;

- физико-механических испытаний образцов,вырезанных из металла катушек и труб аварийного запаса.

5.1.7 Полученные данные должны бытьобработаны с целью выявления следующих параметров и групп данных о газопроводе:

- характерные типы повреждений имеханизмы деградации свойств объекта;

- характерные и максимальные размеры повреждений;

- данные о кинетике развития дефектов иповреждений;

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

- перечень потенциально опасных участков.

5.1.8 Исходные данные и результатыанализа должны быть приведены в табличной и/или графической форме с привязкой кгеографическим координатам.

Примечание- С целью хранения и обеспечения компьютерного анализа текущего ипрогнозируемого технического состояния объекта все исходные данныерекомендовано заносить в базу данных, сформированную с учетом Р Газпром2-2.1-160-2007 [9].

5.2 Анализ проектной и исполнительной документации

5.2.1 В перечень подлежащих рассмотрениюпроектных и исполнительных документов включают:

- технический паспорт газопровода;

- технологическую схему газопровода;

- географический план местности,выполненный в различных масштабах;

- схемы газопровода, выполненные спривязкой к местности;

- планы отдельных участков газопровода;

- чертежи с профилем оси газопровода спривязкой к местности;

- планы и профили переходов газопроводачерез отдельные естественные и искусственные препятствия (планы перехода черезреку, ручей, овраг, железную дорогу, автомобильную дорогу и т.п.);

- ведомости согласованных отклонений отпроекта;

- документы качества (сертификаты,паспорта) труб и СДТ;

- другие документы и материалы по усмотрениюспециалистов, выполняющих анализ материалов.

5.2.2 На основе имеющихся данных должна быть выполненапривязка газопровода на

местности, предусматривающая определениегеографических координат газопровода по всей протяженности рассматриваемого участка.

Примечание- При использовании исключительно архивных данных, относящихся к этапустроительства газопровода, привязка газопровода на местности может бытьвыполнена на основе данных геодезической съемки и строительных плановпосредством совмещения имеющихся данных о расположении объектов газопровода сфизическими планами региона прокладки. Уточненные данные о физическихкоординатах в настоящее время могут быть получены по результатам повторнойгеодезической съемки с использованием систем спутниковой навигации иопределения координат.

5.2.3 По результатам привязки газопроводана местности наносят зоны минимально допустимых состояний газопровода,нахождение в которых жилых или промышленных зданий и сооружений недопустимо.

5.2.4 На основе имеющихся данныхрассматривают раскладку труб по трассе.

5.2.5 На основе проектно-конструкторскойдокументации формируют таблицу с координатами сечений газопровода,соответствующих изменению хотя бы одного из перечисленных ниже параметров:

- диаметр трубы;

- толщина стенки;

- марка стали;

- тип изоляции.

Примечание- Для большей наглядности полученные данные могут быть представлены графическив виде функции, зависящей от продольной координаты.

5.2.6 При необходимости на основепроектной и строительной документации, специализированных измерений,проведенных с использованием технических средств, формируют данные опространственном положении оси газопровода.

Примечание- Для получения уточненных данных о пространственном положении оси газопроводамогут быть использованы крупномасштабные планы исполнения газопровода накрутоизогнутых участках и переходах через естественные и искусственныепрепятствия.

5.2.7 Для восстановления данных огрунтово-геологических условиях вдоль трассы в объеме, достаточном дляпредварительного анализа, следует использовать данные, приведенные настроительных чертежах и полученные в процессе эксплуатации по результатамдополнительных исследований.

5.2.8 Дополнительные характеристикигрунта могут быть получены по результатам специализированных лабораторныхисследований физико-химических свойств грунта.

Пример анализа потенциально опасныхучастков с повышенной коррозионной агрессивностью приведен в приложении В.

5.2.9 Для оценки несущей способностигрунта и сопротивления грунта приложенным нагрузкам могут быть проведеныисследования с целью определения параметров, характеризующих механическуюпрочность и деформативность грунта при различных условиях в соответствии с ГОСТ12248, ГОСТ20276.

5.3 Анализ условий эксплуатации газопровода

5.3.1 Для оценки уровня повреждений, уженакопленных конструкцией газопровода, и получения прогнозных оценок должны бытьиспользованы данные о нагруженное™ участка газопровода, учитываемые в течениепредшествующего и прогнозируемого периода эксплуатации.

5.3.2 Перечень необходимых показателейнагруженности зависит от конструктивной схемы, реальных условий эксплуатациигазопровода, а также применяемых при анализе расчетных схем и должен бытьдополнительно уточнен для каждого объекта.

5.3.3 Данные о нагруженности представляютв форме функциональных зависимостей или в виде соответствующих числовыхпоследовательностей.

Примечание- При отсутствии данных о нагруженности конкретного объекта или участкагазопровода за предшествующий период могут быть использованы данные,относящиеся к аналогичным объектам.

5.3.4 Данные о нагруженности объектадолжны быть проанализированы с целью выявления частотных и временныхзакономерностей. Анализ проводят с целью выделения постоянных и переменныхсоставляющих нагрузок и воздействий, оценки их максимальных и минимальныхзначений.

5.3.5 Степень защищенности газопроводасредствами электрохимической защиты оценивают в соответствии с положениями ГОСТР 51164.

Нарушение требований ГОСТР 51164 по значениям защитного потенциала и/или продолжительности временнойнеработоспособности систем электрохимической защиты на отдельных участках можетслужить основанием для проведения дополнительных исследований техническогосостояния газопровода на этих участках.

5.3.6 Уточненную оценку коррозионнойагрессивности грунтов вдоль трассы газопровода выполняют в следующейпоследовательности.

5.3.6.1 На основе данных, приведенных впроектной документации и полученных по результатам дополнительных исследований,составляют таблицы распределения типов грунтов вдоль трассы газопровода.

5.3.6.2 По результатам комплексногоанализа рельефа местности, расположения водных потоков и иных факторов наэкспертном уровне оценивают гидрогеологические условия на отдельных участках.

5.3.6.3 Рассматривают следующие группы данных,характеризующих влияние окружающих условий на коррозионную агрессивность:

- тип грунта;

- пересечение газопровода с водотоками;

- наличие грунтовой воды на уровнесооружения;

- влажность грунта;

- удельное электрическое сопротивлениегрунта.

5.3.6.4 По результатам анализа полученныхданных получают интегральную оценку коррозионной агрессивности.

5.3.7 С целью непосредственной оценкитехнического состояния и работоспособности

и выявления основных повреждающихфакторов и механизмов деградации свойств объекта в процессе эксплуатациивыполняют анализ текущей дефектности участка газопровода.

Примечание- Фактические данные о действующих механизмах накопления повреждений,зарождении и развитии дефектов необходимы для правильного выбора типакинетических уравнений на этапе опенки ресурса объекта.

5.3.8 Фактические данные о текущейдефектности на отдельных участках могут быть получены по результатамвнутритрубных инспекций, визуального и инструментального обследования участкагазопровода.

5.3.9 Косвенные данные о вероятнойдефектности участка газопровода могут быть получены на основе данных об имевшихместо ранее отказах и повреждениях на других участках газопровода саналогичными или близкими условиями эксплуатации.

Примечание- Критерии идентичности, на основе которых допускается использование данных,полученных на другом объекте, должны быть сформулированы экспертами,выполняющими оценку технического состояния конкретного участка газопровода.

5.3.10 Распространение косвенных данныхоб ожидаемой дефектности на необследованные участки газопровода допустимо, еслидо этого было проведено комплексное обследование инструментальными методамиучастков с более жесткими условиями эксплуатации по рассматриваемой группепоказателей.

Примечание- Положение, изложенное в 5.3.10, применяют только по отношению к повреждениям,вызванным локальной или общей внешней коррозией, и только в том случае, еслипри максимальной ожидаемой скорости коррозии на обследованном участке,рассматриваемом в качестве участка-аналога, обеспечен остаточный ресурс участкагазопровода не менее трех лет.

5.3.11 Если в процессе эксплуатации или врезультате инструментального обследования одного или нескольких участковгазопровода были выявлены дефекты и повреждения, вызванные коррозионнымрастрескиванием под напряжением или коррозионной усталостью, то необходимопровести расширенный анализ технического состояния газопровода с привлечениеминструментальных средств, обеспечивающих выявление дефектов.

5.3.12 При проведении предварительногоанализа повреждающих факторов следует исходить из того, что в общем случае длягазопроводов характерны следующие четыре группы повреждающих факторов:

- коррозионные процессы, связанныевыраженной потерей материала, типа общей и локальной коррозии труб;

- комбинированныекоррозионно-механические явления, прежде всего коррозионное растрескивание поднапряжением;

- накопление усталостных повреждений иразвитие дефектов в наиболее нагруженных элементах конструкции газопровода поддействием комплекса повторно-переменных нагрузок и воздействий механическойприроды;

- изменение свойств металла труб исварных соединений в процессе эксплуатации под действием факторов внешней средыи эксплуатационных нагрузок.

5.3.13 На основе результатовпредварительного анализа определяют один или нескольких механизмов накопленияповреждений, лимитирующих прочностные и ресурсные показатели газопровода.

5.3.14 Значимость уже накопленных ипрогнозируемых в будущем усталостных повреждений должна быть оценена порезультатам расчета на основе соответствующих расчетно-экспериментальныхмоделей.

5.3.15 При оценке технического состоянияи ресурса рассматривают следующие виды коррозионных повреждений:

- общая и локальная коррозия;

- коррозионное растрескивание поднапряжением;

- коррозионная усталость;

- коррозия, вызванная действиемблуждающих токов.

5.3.16 Должны быть проанализированы условияи причины возникновения коррозионных повреждений в процессе жизненного циклагазопровода как при обеспечении проектных условий эксплуатации, так и с учетомизменения эксплуатационных режимов, в том числе вызванных возможным снижениемэффективности противокоррозионной защиты газопровода.

5.3.17 Необходимость учета коррозионныхповреждений при анализе технического состояния и ресурса участка газопроводаоценивают по результатам внутритрубных инспекций, детального комплексногообследования, коррозионного мониторинга, инструментальных исследований, внешних осмотров, по эффективностипротивокоррозионной зашиты с учетом коррозионной агрессивности внешней среды итранспортируемого продукта, а также с учетом опыта эксплуатации аналогичныхобъектов.

5.3.18 Значимость выявленных ипрогнозируемых коррозионных дефектов и повреждений необходимо оценивать наоснове расчетно-экспериментальных моделей в соответствии с действующиминормативными документами.

5.3.19 При оценке технического состояниягазопроводов в процессе эксплуатации должен быть рассмотрен комплекс вопросов,связанных с анализом состояний, характеризуемых нарушением проектного положениягазопровода, происходящих под действием комплекса эксплуатационных иприродно-климатических нагрузок вследствие их неполного или недостаточноточного учета.

Примечание- Нарушение проектного положения является частным случаем реализациинепроектных состояний газопровода.

5.3.20 Признаками нарушения проектногоположения являются:

- просадки или выпучивание отдельныхконструктивных элементов;

- образование свободно провисших участков(арок) в вертикальной или горизонтальной плоскости;

- избыточные продольные перемещения, втом числе на крутоизогнутых участках;

- изменение конструктивной схемыгазопровода, вызванное повреждением или разрушением отдельных конструктивныхэлементов (опоры, анкерные закрепления, сброс пригрузов и др.).

Примечание -Перечень признаков непроектных положений является открытым и может бытьдополнен решением эксперта, выполняющего оценку технического состояния.

5.3.21 В рамках анализа непроектныхположений газопровода выявляют причины, условия реализации, механизмы развитияи вероятные последствия, вызванные нарушением проектного положения.

5.3.22 В зависимости от конкретныхусловий событие, состоящее в нарушении проектного положения участкагазопровода, может быть классифицировано как повреждение или отказ, а состояниеобъекта, соответственно, как неисправное или неработоспособное в соответствии сГОСТ27.002.

5.3.23 Классификацию событий и состояний,ассоциируемых с нарушением проектного положения, выполняют на основе заданнойсистемы критериев.

5.3.24 Анализ непроектных состояний можетбыть выполнен на основе экспертного подхода, базирующегося на комплекснойоценке технических решений, условий эксплуатации, опыте проектирования,строительства и эксплуатации аналогичных объектов.

5.3.25 По результатам экспертного анализав соответствии с РД51-4.2-003-97 [1],[2],[3],[10] проводят расчетный анализ с целью получения прогнозной оценки показателейтехнического состояния объекта и их эволюции во времени.

5.4 Выбор потенциально опасных участков

5.4.1 На основе результатов предварительногоанализа может быть сформирован перечень потенциально опасных участков, накоторых должны быть проведены дополнительные диагностические ирасчетно-аналитические работы.

5.4.2 В соответствии с ВРД39-1.10-006-2000 [11] кгруппе потенциально опасных отнесены следующие участки газопровода с наиболеесложными мерзлотными, инженерно-геологическими и технологическими условиями:

- участки, сложенные сильнольдистыми(суммарной льдистостью более 0,4), пучинистыми грунтами и подземными льдами;

- участки, расположенные на границе междуталыми и вечномерзлыми грунтами;

- косогоры с льдонасыщенными грунтами;

- оползневые участки;

- пересечения селевых потоков;

- участки с наиболее высокимиэксплуатационными нагрузками и воздействиями на газопровод;

- участки на подрабатываемых территориях;

- всплывшие участки и арки;

- воздушные и подводные переходы;

- пересечение газопроводов между собой ис другими трубопроводами;

- переходы под железными и автомобильнымидорогами;

- конструктивные узлы-перемычки, крановыеузлы, компенсаторы, отводы;

- участки газопровода, эксплуатируемые вусловиях фактического нарушения размеров охранных зон.

5.4.3 К потенциально опасным могут бытьотнесены участки, на которых по результатам инспекций или диагностических работинструментальными методами или визуально в соответствии с действующейнормативной документацией были выявлены опасные дефекты или отклонения отпроектного состояния.

5.4.4 К потенциально опасным участкам,требующим дополнительного обследования, могут быть отнесены участки, на которыхсогласно мнению экспертов, основанному на косвенных данных и опытеэксплуатации, возможно наличие дефектов и повреждений или условий для их ускоренногоразвития, в том числе:

- участки, на которых в предшествующий периодэксплуатации газопровода не был обеспечен непрерывный по ГОСТР 51164 проектный режим работы систем электрохимической защиты;

- участки газопровода, отнесенные порезультатам коррозионного анализа к участкам высокой и повышенной коррозионнойопасности согласно ГОСТР 51164, ВРД 39-1.10-006-2000 [11];

- участки газопровода, проложенные потерриториям с интенсивной хозяйственной деятельностью, создающей потенциальнуюопасность несанкционированного воздействия на газопровод представителей«третьей стороны», не причастной к сооружению и эксплуатации газопровода.

5.5 Составные части программы дополнительногообследования

5.5.1 В перечень работ по дополнительномуобследованию на потенциально опасных участках газопровода могут быть включеныработы по следующим направлениям:

- рекогносцировочное обследование трассыгазопровода;

- определение действительного положениягазопровода и величин перемещения труб в плане и по глубине согласно положениямВРД39-1.10-026-2001 [5];

- определение состояния изоляционногопокрытия и основных характеристик защищенности газопровода по ВРД39-1.10-026-2001 [5];

- определение фактического напряженного состояниягазопровода в различных сечениях в соответствии с Рекомендациями [12];

- определение соответствующих ГОСТ12248 и ГОСТ20276 физико-механическиххарактеристик грунтов, окружающих газопровод;

- определение внешних силовых воздействийна трубопровод на участках различных категорий в соответствии с Методикой [13];

- определение внутреннего давления итемпературы стенок труб в контролируемых сечениях;

- оценка технического состояния порезультатам обследования в шурфах. Контроль значений параметров следуетпроводить, как правило, в одних и тех же сечениях.

5.5.2 Техническое диагностирование потенциальноопасных участков газопроводов, основного металла труб и сварных соединенийвыполняют в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-095, СТОГазпром 2-2.4-083, Инструкцией [7],а также:

- при проведении визуального иизмерительного контроля - РД 03-606-03 [6];

- проведении ультразвукового контроля - ГОСТ 12503, ГОСТ14782, ГОСТ 23049, ГОСТ23667, ГОСТ28702;

- проведении радиографического контроля -ГОСТ 3242, ГОСТ7512;

- проведении вихретокового контроля - ГОСТ 24289, ГОСТ8.283, ГОСТ 26697;

- проведении магнитного контроля - ГОСТ 21105;

- проведении капиллярного контроля - ГОСТ 18442.

5.5.3 Для определения показателей напряженно-деформированногосостояния участка газопровода может быть проведено тензометрирование приразличных режимах эксплуатации. Допускается применение магнитометрическогометода, а также других методов исследования, предусмотренных нормативной документацией.

5.5.4 Приближенная оценка скоростикоррозии на коррозионно-опасных участках может быть получена по результатамсравнения размеров коррозионных повреждений, зафиксированных в одной и той жеобласти наблюдения в различные последовательные моменты времени.

5.5.5 Оценка скорости коррозии может бытьполучена с помощью датчиков и индикаторов скорости коррозии, размещенных вдольтрассы. В качестве расчетной следует принять наиболее неблагоприятную оценкускорости коррозии, полученную в процессе наблюдений.

5.5.6. При отсутствии прямых данных,полученных в соответствии с 5.5.4 и 5.5.5, в качестве расчетной оценки скоростилокальной или общей коррозии могут быть приняты значения скорости коррозии,определенные для грунтов с идентичным показателем коррозионной агрессивности.

6 Оценка работоспособности и ресурса расчетногоучастка газопровода в рамках детерминистического подхода

6.1 Общая характеристика расчетной процедуры

6.1.1 Оценке работоспособности и ресурса расчетногоучастка должно предшествовать выполнение вспомогательных этапов, по результатамвыполнения которых должна быть сформирована информационная и методическаяоснова для получения расчетных и экспертных оценок, включающая следующиеинформационные и методические материалы, результаты предварительного анализаисходной информации:

- данные о сертификационных и текущихфизико-механических характеристиках основного металла и сварных соединений труби соединительных деталей;

-фактические данные о действующих механизмах накопления повреждений, зарождениии развитии дефектов, необходимые для правильного выбора кинетических уравненийна этапе оценки ресурса объекта;

- фактические данные о нагруженностиучастка газопровода за предшествующий и прогнозируемый периоды;

- характеристики кинетических уравненийнакопления повреждений, зарождения и развития дефектов;

- характеристики расчетного участка.

6.1.2 Расчетно-экспериментальная оценкаработоспособности и ресурса должна включать последовательное выполнениеследующих действий, регламентированных Методикой [13]:

- оценку параметровнапряженно-деформированного состояния расчетного участка;

- оценку предельных (разрушающих)напряжений и/или деформаций, действующих в пределах расчетного участка, при фиксированномуровне дефектности;

- оценку критических параметровдефектности, оцениваемых при заданном уровне нагрузок или соответствующих имхарактеристик напряженно-деформируемого состояния;

- оценку текущего уровня накопленныхповреждений, показателей дефектности, выполняемую на основе выбранной системыкинетических уравнений;

- расчетно-экспериментальную оценкусуммарной наработки или календарного времени с момента ввода участка вэксплуатацию или момента проведения текущих оценок до момента его перехода впредельное состояние.

Примечание - Действия, перечисленные в 6.1.2, выполняютдля всех расчетных участков или однотипных групп расчетных участков по всемтипам расчетных состояний.

6.2 Анализ напряженно-деформированного состояния

6.2.1 Оценку напряженно-деформированногосостояния элементов газопроводной конструкции в пределах расчетного участкавыполняют на основе совокупности имеющихся данных о физико-механическихсвойствах материалов, конструктивных особенностях, нагрузках и воздействиях нагазопровод.

По результатам выполненных исследованийдолжны быть получены и заданы в численной или аналитической форме значениякомпонент напряжений и деформаций при всех выбранных для анализа сочетанияхнагрузок и воздействий в объеме, достаточном для определения этих показателейна всем рассматриваемом временном интервале.

6.2.2 Оценку напряженно-деформированногосостояния выполняют на основе расчетных схем, сформированных в соответствии собщими правилами строительной механики и с учетом результатов частотного и временногоанализа нагрузок и воздействий.

6.2.3 Значения компонент напряжений идеформаций могут быть получены по результатам неразрушающего контроля всоответствии с ГОСТР 52330 или по результатам натурных наблюдений и измерений, проведенных непосредственнона конструктивном элементе газопровода.

6.2.4 Для получения расчетной оценкиработоспособности и ресурса рекомендована система расчетных критериев,отражающая множественность механизмов деградации свойств газопроводнойконструкции в процессе строительства и эксплуатации, в которую в соответствии сМетодикой [13]включены критерии прочности, устойчивости и долговечности.

6.2.5 Форму записи расчетного критерия вкаждом конкретном случае определяют с учетом типа связанной с критериемпрочностной, динамической или статической задачи, выбранной расчетной схемы испособа представления нагрузок и воздействий.

6.2.6 Рекомендации по применениюрасчетных критериев оценки работоспособности и ресурса газопроводов приведены всправочнике [14].

6.3 Оценка предельных (разрушающих) значенийнапряжений и предельных (разрушающих) уровней дефектности

6.3.1 В соответствии с принятойпроцедурой оценки работоспособности и ресурса должна быть получена расчетнаяоценка предельных (разрушающих) значений напряжений и/или деформаций,соответствующих заданному уровню текущей дефектности расчетного участка.

6.3.2 Значения предельных напряженийдолжны быть определены на основе принятой системы расчетных критериев.

6.3.3 Значения предельных напряженийи/или деформаций должны быть определены для фиксированного состоянияконструкции, идентифицируемого набором характеристических параметров,номенклатура которых является достаточной для получения расчетных оценокпредельных напряжений и/или деформаций на основе выбранных расчетных схем икритериев.

В перечень параметров, идентифицирующихданное фиксированное состояние конструкции, должны быть включеныфизико-механические характеристики конструкционных материалов и характеристикидефектности.

6.3.4 Значения физико-механическиххарактеристик конструкционных материалов, входящих в перечень параметров,идентифицирующих конкретное состояние конструкции, должны быть определены сучетом их возможного изменения в процессе эксплуатации, вызванного влияниемвнешней среды и/или эксплуатационных факторов.

6.3.5 В соответствии с принятойструктурой расчетных критериев и с учетом результатов предварительного анализаповреждающих факторов и механизмов деградации свойств объекта должна бытьполучена расчетная оценка предельных (разрушающих) уровней дефектности,соответствующих заданной совокупности параметров, расчетного участка.

6.3.6 Получение расчетных оценокпредельных (разрушающих) характеристик дефектности эквивалентно определению вчисленной или аналитической форме зависимости между характеристикамиреализуемого в пределах расчетного участка напряженно-деформированногосостояния и значениями показателей дефектности, при которых впервые происходитнарушение соответствующих критериев прочности и трещиностойкости.

6.3.7 Перечень параметров,характеризующих дефектность расчетного участка, должен быть согласован с типомиспользуемого расчетного критерия.

6.4 Оценка показателей ресурса расчетного участкапо отношению к заданной системе нагрузок и воздействий

6.4.1 Оценка показателей ресурсарасчетного участка состоит в расчетно-экспериментальном определении наработкиобъекта от момента ввода в эксплуатацию или момента проведения соответствующихоценок до момента перехода в предельное состояние.

6.4.1.1 Если отсчет наработки ведется отмомента ввода участка в эксплуатацию, то подлежит определению полный ресурсрасчетного участка.

6.4.1.2 Если отсчет наработки объектаведется от момента проведения соответствующих оценок, то подлежит определениюостаточный ресурс расчетного участка.

6.4.2 Если расчеты выполняются вкалендарном времени, то подлежит определению срок службы расчетного участка. Вчастном случае срок службы может совпадать с ресурсом расчетного участка.

6.4.3 Переход расчетного участка впредельное состояние оценивают на основе соответствующего критерия предельногосостояния.

6.4.4 Несущая способность расчетногоучастка зависит от уровня накопленных повреждений и текущей дефектностиконструкции.

6.4.5 Расчетная оценка уровня накопленныхповреждений и текущей дефектности выполняется на основе кинетических уравнений,устанавливающих связь между фактическими значениями накопленных мер поврежденийили скоростью их накопления, с показателями нагруженности и наработки (илисрока службы) расчетного участка.

6.4.6 Практические рекомендации по оценкеуровня накопленных повреждений, расчета роста дефектов приведены в Методике [13].

6.4.7 Расчетную оценку прочности иостаточного ресурса участка газопровода с коррозионными дефектами следуетвыполнять в соответствии с СТОГазпром 2-2.3-112 или другими нормативными документами ОАО «Газпром» илисогласованными ОАО «Газпром».

6.4.8 Оценку работоспособности отводов,имеющих утонение стенки из-за эрозионного износа, проводят согласно Р51-31323949-42-99 [15]во взаимосвязи с оценкой прочности, определяемой величиной кольцевых напряженийот действия внутреннего давления.

6.4.9 Оценку работоспособности труб сдефектами формы поперечного сечения выполняют в соответствии с Инструкцией [7]и Рекомендациями [16].

6.4.10 Расчетно-экспериментальную оценкуработоспособности и ресурса участков газопроводов с трещинами итрещиноподобными дефектами выполняют в соответствии с Инструкцией [7]и Методикой [13].

6.4.11 Если физическому участку газопроводана этапе формирования был поставлен в соответствие один расчетный участок, то вкачестве остаточного (полного) ресурса участка газопровода принимают остаточный(полный) ресурс расчетного участка.

6.4.12 Если одному и тому же физическому элементув исходной анализируемой конструкции на этапе формирования расчетных участковбыло поставлено в соответствие более одного расчетного участка, каждый изкоторых соответствует определенному типу дефектности или механизму накопленияповреждений, то в качестве окончательной расчетной оценки ресурса принимаютминимальное из полученных значений.

6.5 Интерпретация результатов расчета и обоснованиеостаточного срока службы (остаточного ресурса) объекта

6.5.1 Для каждого расчетного участкадолжна быть получена оценка остаточного срока службы (остаточного ресурса) всоответствии с выбранным вариантом сочетания повреждающих факторов.

6.5.2 Продолжительность остаточного срокаслужбы рассматриваемого участка газопровода должна быть принята равнойминимальному значению из совокупности значений остаточного срока службы,определенных для элементарных участков.

6.5.3 По совокупности данных, полученныхдля всех участков, может быть построена фактическая функция распределенияостаточного срока службы для трассы газопровода в целом с учетом протяженностикаждого расчетного участка. Для этого по оси абсцисс должно быть отложенозначение остаточного срока службы, а по оси ординат - отношение суммарнойпротяженности участков, остаточный срок службы которых превышает заданноезначение, к общей протяженности трассы.

6.5.4 Полученная в соответствии 6.5.3функция распределения может быть использована для оценки суммарнойпротяженности ремонтируемых или заменяемых участков (количества ремонтируемыхи/или заменяемых труб) в пределах газопровода, необходимых для обеспечениязаданной продолжительности остаточного срока службы.

7 Оценка показателей надежности и ресурса линейныхчастей магистральных газопроводов как протяженных систем в рамкахвероятностного подхода

7.1 Структурирование объекта с целью выделениярасчетных участков

7.1.1 Выделение совокупности расчетныхучастков в пределах принятого к рассмотрению участка магистрального газопроводадолжно выполняться в соответствии с выбранными расчетными методами оценкитехнического состояния и ресурса и согласованными с ними расчетными схемами имоделями.

Примечание - Выборрасчетного метода анализа должен быть основан на анализе исходной информации оконструктивных особенностях объекта, действующих нагрузках и воздействиях,данных о вероятных механизмах накопления повреждений, зарождения и развитиядефектов в соответствии с действующей нормативной документацией.

Положение 7.1.1 онеобходимости выделения расчетных участков с учетом выбранных для анализарасчетных методов и согласованных с ними расчетных схем и моделей означает, чтоформирование перечня расчетных участков должно выполняться с учетом обеспечениякорректного применения выбранных расчетных методов.

7.1.2 Разбиение на расчетные участкиследует проводить после уточненного анализа нагрузок и воздействий, текущей ипрогнозируемой дефектности, особенностей физико-механических характеристикматериала в пределах рассматриваемого участка.

7.1.3 Различают два уровня формированиярасчетных участков.

7.1.4 Первый уровень предполагает выделениерасчетных участков таким образом, чтобы их характеристики были максимальносогласованы с расчетными схемами, используемыми при анализенапряженно-деформированного состояния.

7.1.5 В качестве типичных целесообразнорассматривать следующие варианты расчетных участков, выделяемых в газопроводена первом уровне разбиения:

- участок трубопровода длиной L -выделяют при использовании балочных моделей при анализенапряженно-деформированного состояния;

- оболочечный элемент (цилиндрическая оболочкадлиной L или цилиндрический сегмент с характерными размерами L_xи L_у, соответственно в продольном и окружном направлениях);

- цилиндрический сегмент с характернымиразмерами L_x и L_у ≥ L_xt + L_xw,содержащий продольный сварной шов с характерным поперечным размером L_xwи характерным размером зоны термического влияния продольного сварного шва L_xt;

- оболочечный элемент длиной L_x≥ 2L_уt + L_yw, содержащий кольцевойсварной шов с характерным размером зоны термического влияния L_уt и характерным поперечнымразмером сварного шва L_yw.

7.1.6 Вариант разбиения на расчетные участки долженбыть согласован с используемыми при анализе расчетно-экспериментальнымимоделями и методами расчета в соответствии с требованиями 7.1.1.

Примечание - Такогорода дробление объекта необходимо и целесообразно при выделении наиболеенагруженных участков с целью получения оценок прочности, трещиностойкости,устойчивости, долговечности, других характеристик объекта на основе, какправило, детерминистических моделей и методов.

Требование корректного применениярасчетно-экспериментальных методов означает выполнение ограничений, исходныхгипотез, условий применения, ассоциированных с данным методом анализа. Примеромявляются ограничения, накладываемые на условия применения методов линейной инелинейной механики разрушения, связанные с характеристиками пластичностиконструкционных материалов. Другой пример связан с условиями применениястержневых, оболочечных и трехмерных моделей при расчете оболочектрубопроводов. Кроме того, корректное применение расчетного метода означаетоценку ожидаемых погрешностей, вызванных различными вычислительными факторами,относительной достоверностью исходных данных и других факторов.

7.1.7 Второй уровень разбиения состоит ввыделении участков, обладающих однородными характеристиками по заданной группепараметров. Перечень параметров, учитываемых при разбиении, зависит отхарактеристик конструкции, типа возможных отказов и предельных состояний,реализуемых на выделенном расчетном участке.

Примечание- Требование однородности условий означает, что значения всех включенных вперечень контролируемых параметров постоянны в пределах данного участка и независят от координаты.

7.1.8 Выявление участков с однородными условиямипо заданной группе параметров может быть проведено на основе следующегоалгоритма.

7.1.8.1 Следует сформировать переченьпараметров, по которым должна быть обеспечена однородность. В перечень должныбыть включены параметры и группы данных, используемые при расчетной оценкепоказателей надежности.

7.1.8.2 Должны быть сформированыэлектронные таблицы или построены графики, характеризующие изменение каждого изпараметров, включенных в перечень, в зависимости от координаты вдоль трассы.

7.1.8.3 Значения каждого из параметровдолжны быть аппроксимированы ступенчатой функцией. Координаты точек изменениязначений каждого из параметров, аппроксимированных ступенчатыми функциями,определяют координаты начала и конца участков, в пределах которых значения указанныхпараметров постоянны.

Примечание- В качестве способа обеспечения однородности условий по выбранному параметруследует принять уменьшение протяженности расчетного участка в такой степени,чтобы минимизировать погрешность, вызванную аппроксимацией значений параметрапостоянным значением.

7.1.8.4 Поскольку координаты участков сфиксированными значениями учитываемых параметров, выделенные в процессеразбиения, могут не совпадать между собой, для обеспечения однородности по всемучитываемым параметрам координаты всех участков, соответствующих границамучастков однородности по каждому из параметров, должны быть снесены на общуюось координат. После этого точки, определяющие границы исходных интервалов,обезличиваются.

7.1.8.5 В качестве расчетных участков следуетпринять участки, расположенные между любыми двумя обезличенными граничнымиточками.

7.1.8.6 Если среди множества всехрасчетных участков есть несмежные участки с одинаковыми совокупностямихарактеристических параметров, то они могут быть объединены в группы. Оценкиресурса, полученные для произвольного участка из группы, распространяются наостальные участки, включенные в группу.

7.1.8.7 Суммарная протяженность всехрасчетных участков равна протяженности трассы газопровода.

7.1.8.8 Иллюстрация алгоритма выделениярасчетных участков приведена в приложенииГ.

7.2 Формирование классов состояний объекта

7.2.1 При формировании пространствасостояний рассматривается система, объединяющая непосредственно магистральныйгазопровод и совокупность нагрузок и воздействий.

7.2.2 Формируется набор r параметров s_i (i = 1,..., r), которые с достаточной полнотой характеризуютсвойства системы в пределах выделенного участка. Среди параметров s_i могут быть как детерминистические и случайныевеличины, так и детерминистические и случайные функции, зависящие от времени.Для случайных величин, входящих в число параметров s_i, должны быть заданы соответствующие плотностираспределения вероятности. Для стационарных случайных функций, входящих в числопараметров s_i должны быть заданыкорреляционные функции.

Примечание - Форма представления исходной информации онестационарных функциях, входящих в число параметров s_i, зависит от вида функции и должна быть вкаждом конкретном случае определена дополнительно.

7.2.3 Идентифицирующим признакомотдельного состояния или класса состояния следует считать совокупностьконкретных значений параметров s_i. При этом ограничиваются случаем конечного числавозможных состояний. Переход к конечному числу возможных состояний осуществляютпутем замены параметров s_iимеющих непрерывное распределение дискретной аппроксимацией. Пространствосостояний, искусственно ограниченное конечным числом элементов, должно обладатьсвойством полноты.

7.2.4 Среди параметров s_i могут быть зависимые параметры. В этом случае всепараметры разбиваются на группы по признаку взаимного влияния. К первой группеотносятся независимые параметры, ко второй - параметры, зависящие от одного илинескольких параметров из первой группы, к третьей - параметры, зависящие отэлементов первой и второй или только второй группы. Перегруппировка параметровзаканчивается после исчерпания списка параметров. Внутри каждой группыпараметры считаются независимыми. Учет обратной связи между параметрами непроизводится.

7.2.5 В пределах группы множествовозможных значений произвольного зависимого параметра s_i представляется в виде объединения М_i независимых подгрупп, каждая из которых содержит K_i элементов. Параметр М_i равен числу возможных комбинаций параметров, влияющихна величину параметра s_i.В результате любое из возможных состояний трубопровода представимо в видепоследовательного соединения элементов, принадлежащих различным группам, поодному из каждого вертикального слоя, соответствующего множеству возможныхзначений параметра s_i.В дальнейшем общее число классов Ф_j возможных состояний обозначается N_f.

7.3 Оценка вероятностей реализации классовсостояний

7.3.1 Оценку вероятностей выбросов запределы расчетной области с переменными границами производят на основе метода,нормативно регламентируемого в РД51-4.2-003-97 [1]и теоретически обоснованного в [17].

7.3.2 Изначально предполагают, чтосостояние рассматриваемого газопровода может быть с достаточной полнотойописано при помощи г параметров s_i (i = 1,».., r), среди которых могут быть как детерминистические,так и случайные величины. Указанный в 7.3.1 метод предполагает:

- проведение расчетов при различныхфиксированных сочетаниях значений параметров s_i;

- определение условной безопасности поотношению к каждому фиксированному состоянию трубопровода;

- последовательный перебор возможныхсостояний и определение суммарного риска (надежности).

7.3.3 Признаком, идентифицирующим каждоеконкретное состояние системы, считают детерминистическую совокупностьконкретных значений параметров s_i, характеризующих свойства, тип и способ взаимодействияконструкции газопровода с окружающей средой, а также режимы его эксплуатации.

7.3.4 Каждому рассматриваемому состояниюприсваивают номер а, называемый классом состояния. Номер α принимаетзначения от единицы до m, равного общемучислу возможных состояний.

Примечание- В общем случае при наличии среди набора параметров, имеющих непрерывноевероятностное распределение в пределах некоторого конечного и неограниченногоинтервала, число возможных состояний трубопровода бесконечно велико. Какправило, рассматривают только случай конечного числа возможных состояний, чтовозможно, если непрерывно распределенные параметры заменить их дискретнойаппроксимацией. Механизм перехода будет рассмотрен ниже.

7.3.5 Принимают, что поток элементарныхсобытий (например, возникновение дефекта в стенке газопровода, переход внепроектное состояние и т.п.), реализуемый на фоне состояний класса α,образует множество элементарных событий Ф_α, апарциальная вероятность Н_α (α = 1,..., m) представляет собой вероятность того, что средимножества возможных состояний трубопровода на практике будет реализованосостояние, принадлежащее классу α.

7.3.6 Требование полноты сформированногопространства состояний системы обеспечивается выполнением условия, выражаемогоформулой

                                                                                                               (7.1)

Примечание- Условие (7.1) означает, что с вероятностью, равной единице, трубопровод будетнаходиться в одном из m рассмотренных состояний, входящих в общее пространствосостояний системы.

7.3.7 Если значения параметров заданыфункцией совместной плотности вероятности р (s₁,..., s_r), то парциальные вероятности Н_αопределяют по формуле (7.2), интегрируя эту функцию по r-мерной области W_α(s₁,..., s_r):

                                                                     (7.2)

Примечание - Область W_α (s₁,...,s_r)выделяет в области W (s₁,..., s_r) возможных значений параметров s_i подобласть, соответствующую возможнымзначениям параметров при реализации состояния класса Ф_α.

7.3.8 Подобласть может быть заданаразличными способами, например, при помощи неравенств, выражаемых формулой

                                                               (7.3)

где  - нижняя и верхняяграница интервала возможных значений параметра соответственно.

Примечание - В качестве расчетных значений s_iпри построении области допустимых значений, как правило, принимают либо среднееиз представленного интервала, либо одно из граничных значений, соответствующеенаиболее неблагоприятным условиям работы газопровода.

7.3.9 Для упрощения построения совместнойплотности распределения р (s₁,..., s_r) при большом числе определяющих параметров, как правило,используют предположение о независимости этих параметров. Если среди параметровесть заведомо зависящие от некоторых других параметров, то область возможныхзначений разбивают на подобласти, в каждой из которых параметры можноприближенно считать независимыми, с соответствующей коррекцией плотностираспределения вероятности для зависимых параметров.

7.3.10 Для определения парциальныхвероятностей Н_α необходимо определить вероятности Р_ik осуществления каждого из K_n возможных значений параметров s_i.

Примечание - Индекс k (k = 1,..., K_n) соответствует числу интервалов разбиенияобласти возможных значений параметра s_i

7.3.11 Для независимого параметра s_iвероятность P_ik, может быть определена по известной плотностираспределения вероятности p_i(s_i)параметра s_i. В этом случае вероятность появления приэксплуатации газопровода значения параметра s_i принадлежащегоинтервалу [s_ik-1, s_ik], определяют по формуле

                                                                                                 (7.4)

Примечание - Например, значение s₁₀соответствует левой, а s_1k1 - правойгранице области возможных значений параметра s₁.

7.3.12 Вероятности Р_ik удовлетворяют условию полноты, записываемому в видеформулы

                                                                                                                 (7.5)

7.3.13 Если среди параметров естьзависимые, то плотность распределения вероятности зависимого параметра должна бытьзаписана как условная плотность вероятности при некоторых фиксированныхзначениях независимых параметров, являющихся аргументами зависимого параметра.Вычисление вероятностей P_ik проводят требуемое число раз дополного перебора всех возможных комбинаций значений независимых параметров,влияющих на величину зависимого параметра.

7.3.14 Если в последовательности(цепочке) исходных событий нет механических состояний, требующих применения физическихмоделей отказов либо вероятностных моделей типа теории выбросов случайныхпроцессов за пределы допускаемой области, то расчет вероятностей реализацииклассов состояний проводят методами статистической теории надежности на основестатистических оценок исходных эксплуатационных данных.

Примечание - Примеры формирования пространствасостояний, выбора перечня и числа характеристических параметров, вычисленияпарциальных вероятностей и вероятностей реализации классов состоянийприменительно к надземным и подземным газопроводам, проложенным в статистическинеоднородных фунтах, приведены в РД51-4.2-003-97 [1].

7.3.15 Если условия, приведенные в 7.3.12, невыполнены, используют методы, приведенные в 7.4, или другие методы теориинадежности машин и конструкций.

Примечание- Теоретическое обоснование и примеры применения методов теории надежностимашин и конструкций приведены в [17].

7.4 Оценка показателей ресурса по вероятностноймодели

7.4.1 В случае постепенных отказов,обусловленных нарушениями конструкционной целостности и герметичностигазопровода из-за подрастания дефектов под действием коррозионных имеханических нагрузок и воздействий, для вычисления показателей надежностиможет быть применен подход, который основан на теории выбросов случайныхпроцессов за пределы допустимой области в предположении, что поток событий,приводящих к появлению отказа, подчиняется вероятностному распределениюПуассона.

Примечание- Без ограничения общности при дальнейшем изложении настоящего стандарта вкачестве единичного события рассматривается появление дефекта с определеннымиразмерами в оболочке газопровода.

7.4.2 Вероятность безотказной работы Р_i для i-го участкагазопровода с учетом совокупности критериев, установленных для каждого из N_f расчетных состояний, определяют по формуле

                                                                  (7.6)

где t - временной параметр, равный продолжительностиэксплуатации;

m_iy - интенсивность реализации рассматриваемых событий (вданном случае - интенсивность возникновения дефектов) на фоне реализациисостояния класса Ф_j на i-м участке газопровода;

Н_iy - вероятность реализации из совокупности возможныхсостояний именно Ф_j-госостояния объекта;

S_iy - условная (парциальная) вероятность невозникновения отказасистемы при условии реализации события (возникновения дефекта) на фонесостояния системы, принадлежащего классу Ф_j;

N_f -количество классов состояний Ф_j.

7.4.3 В качестве показателя в формуле(7.6) допускается рассматривать дополнение до единицы Q_ij = 1-S_ijвероятности S_ij, имеющее смысл вероятности возникновения отказа (приреализации события на фоне состояния класса Ф_j)

Примечание - В технической литературе по теориинадежности машин и конструкций величину Q_ij, как правило, называют условным, или парциальным, риском.

7.4.4 Для трубопровода общейпротяженностью , состоящегоиз N_L участков, имеющих длину ΔL_i (i = 1, ..., N_L), вероятностьвозникновения отказов может быть вычислена по формуле

                                                            (7.7)

7.4.5 Оценку гамма-процентного ресурса t_γ и средней наработки до первого отказа T_c проводят по формулам (7.8) и (7.9) соответственно:

                                                           (7.8)

                                                       (7.9)

7.4.6 Для определения вероятностейвозникновения отказов Q_ij(t),вычисляемых индивидуально для каждого отдельного класса Ф_j, необходимо знать соответствующие функциираспределения или плотности распределения вероятностей. Если необходимыхформализованных соотношений для таких функций нет, то применяют приближенныеметоды статистического моделирования (Монте-Карло), которые могут бытьреализованы на основе информации о потоке исходных событий.

7.4.7 При известной функции для плотностираспределения исходных событий и сравнительно сложных (например,полуэмпирических или эмпирических) зависимостях предельных поверхностей,ограничивающих область допустимых состояний, могут быть использованыприменяемые в теории вероятностей и математической статистике приближенныевычислительные процедуры методов FORM-SORM, статистической линеаризации,статистического моделирования.

Примечание - Пример расчетной оценки показателейнадежности надземных (на опорах) и подземных газопроводов, проложенных встатистически неоднородных мерзлых грунтах, подробно рассмотрен в РД51-4.2-003-97 [1].

7.4.8 Пример оценки вероятности отказаучастка газопровода по комплексным критериям в рамках расчетной моделифизической теории надежности рассмотрен в приложенииД.

Приложение А
(справочное)

Структура иперечень показателей надежности

А.1 Определенные в соответствии с 3.5показатели надежности могут количественно характеризовать одно или несколькосвойств, составляющих надежность объекта. В первом случае показатели называютединичными, во втором - комплексными.

А.2 Номенклатуру показателей надежностирегламентирует ГОСТ27.002. В целях единообразия всепоказатели надежности, перечисленные в ГОСТ27.002, определены как вероятностныехарактеристики. Их точечные или интервальные оценки получают, обрабатываяэкспериментальные данные при помощи методов математической статистики всоответствии с [18] - [21].

А.3 В соответствии с ГОСТ27.002 (пункт 6.8) основнымпоказателем безотказности является вероятность безотказной работы. Этотпоказатель, выражаемый вероятностью того, что в пределах заданной наработки невозникнет ни одного отказа, определяют в предположении, что в начальный моментвремени (момент начала исчисления наработки) объект находится в работоспособномсостоянии.

Примечание- В этом и последующих разделах настоящего стандарта использованы нормативныеопределения основных понятий теории вероятностей и математической статистики всоответствии с ГОСТР 50779.10.

А.4 Вероятность безотказной работы P(t)на отрезке времени определяют по формуле

                                                                                                      (А.1)

где t - время или суммарная наработка объекта (далее -наработка);

τ - случайная величина, являющаяся наработкойот начального момента до возникновения первого отказа, представляющего собойслучайное событие;

Р{·} - вероятность события, заключенного в скобках.

Примечание - Вероятность безотказной работы являетсяфункцией наработки t.

А.5 Если способность объекта выполнятьзаданные функции характеризуется одним параметром v, то вместо (А.1) применяютформулу

                                                                    (А.2)

где v_* и v_**- предельные по условиям работоспособности значения параметров (эти значениямогут изменяться во времени).

Примечание- В соответствии с [17] аналогичным образом может быть представлена вероятностьбезотказной работы в случае, когда состояние объекта характеризуется наборомпараметров с допустимой по условиям работоспособности областью значений этихпараметров.

А.6 Вероятность безотказной работы P(t)выражают через функцию распределения F(t) и плотностьраспределения f(t) наработки до отказа по формулам:

                                                                                                        (А.3)

                                                                                        (А.4)

Примечание- Наряду с понятием «вероятность безотказной работы» часто используют понятие«вероятность отказа», которое определяют как вероятность того, что объект откажетхотя бы один раз в течение заданной наработки, будучи при этом работоспособнымв начальный момент времени.

А.7 Вероятность Q(t)наступления хотя бы одного отказа на отрезке времени [0, t] определяют по формуле

                                                                                                        (А.5)

Примечание- Для высоконадежных объектов вероятность безотказной работы по отношению ккритическим (тем более - катастрофическим) отказам должна быть весьма близка кединице. Вероятность наступления хотя бы одного критического отказа на заданномотрезке времени обычно называют показателем риска или просто риском.

А.8 К показателям безотказной работы относятквантили безотказной наработки, т.е. значения наработки, отвечающие заданнойвероятности безотказной работы.

А.9 Гамма-процентную наработку до отказа t_γопределяют из решения уравнения, выражаемого формулой следующего вида:

                                                                                                            (А.6)

где P(t) - вероятностьбезотказной работы, выраженная формулой (А.1) или (А.2).

А.10 С учетом формул (А.3) и (А.4)среднюю наработку до отказа T_l,равную (по определению) математическому ожиданию соответствующей случайнойвеличины наработки объекта до отказа, определяют по формуле

                                                                                    (А.7)

Величина T_l может быть выражена через вероятность безотказнойработы Р(t) по формуле

                                                                                                            (А.8)

А.11 Интенсивность отказов λ(t),определяемую по ГОСТ27.002, выражают через функции P(t),F(t) и f(t) следующим образом:

                                                                               (А.9)

А.12 Для высоконадежных систем P(t)≈ 1. В этом случае интенсивность отказов λ(t) приближенно равнаплотности распределения f(t) наработки до отказа.

Примечания

1 Перечисленные показателивведены применительно к невосстанавливаемым объектам, а также к таким отказамвосстанавливаемых объектов, возникновение которых по возможности должно бытьисключено. Применительно к восстанавливаемым объектам, при эксплуатации которыхдопускаются многократно повторяющиеся отказы, вместо средней наработки доотказа используют другой показатель - среднюю наработку на отказ.

2 Эксплуатациявосстанавливаемых объектов осуществляется по следующей схеме: в начальныймомент времени объект начинает работать и продолжает работать до первогоотказа; после отказа происходит восстановление работоспособности, и объектвновь работает до отказа и т.д. На оси времени t моменты отказов образуют потокотказов, а моменты восстановлений - поток восстановлений. Математически строгоеописание эксплуатации объекта по этой схеме может быть дано на основе теориивосстановления, изложенной, например, в работах [22]-[25].

А.13 Среднюю наработку на отказ определяютпо формуле

                                                                                                 (А.10)

где t - суммарная наработка;

r (t) - числоотказов, наступивших в течение этой наработки;

М{·} - математическое ожидание случайной величины, стоящей в скобках.

В общем случае средняя наработка на отказявляется функцией времени t.

Примечания- Для стационарных потоков отказов средняя наработка на отказ от времени независит.

А.14 Для восстанавливаемых объектов по ГОСТ27.002 используют показатель μ(t)- параметр потоков отказов, равный отношению математического ожидания числаотказов M{r(t + Δt) - r(t)} за достаточно малую наработку объекта Δtк значению этой наработки и определяемый по формуле

                                                               (А.11)

где Δt - малый отрезоквремени;

r(t) - число отказов,наступивших от начального момента до достижения наработки t;

r(t + Δt) - r(t) - число отказов на отрезке времени [t,t+ Δt].

А.15 При выполнении расчетов и обработке экспериментальныхданных может быть использован усредненный параметр потока отказов , определяемый по формуле

                                                                                   (А.12)

А.16 Кроме перечисленных в текущем разделенастоящего стандарта показателей надежности по ГОСТ27.002 могут быть определены следующие показатели долговечности:

- гамма-процентный ресурс;

- гамма-процентный срок службы;

- средний ресурс;

- средний срок службы;

- показатели долговечности, отсчитываемыеот ввода объекта в эксплуатацию до окончательного снятия с эксплуатации(гамма-процентный полный ресурс, средний полный ресурс и т.п.).

Примечание- Понятия среднего ресурса и среднего срока службы используют применительно ккрупносерийным объектам и массовым комплектующим изделиям. В терминахвероятностных моделей эти показатели равны математическим ожиданиям суммарнойнаработки и календарной продолжительности до достижения предельного состояния.

Приложение Б
(справочное)

Математическиемодели теории надежности

Б.1 Оценка показателей надежности наоснове вероятностно-статистических моделей

Б.1.1 Дляматематического представления вероятности безотказной работы в теориинадежности широко применяют экспоненциальную модель, согласно которой функцию P(t)вычисляют по формуле

                                                                                                      (Б.1)

где λ - интенсивность отказов,имеющая постоянное численное значение.

В этом случае с учетом формулы (А.8) средняя наработка до отказа Т равна1/λ (величине, обратной интенсивности отказов).

Б.1.2 В основе другойчасто используемой модели лежит распределение Вейбулла, для котороговероятность безотказной работы определяют по формуле

                                                                                              (Б.2)

где t_c и α -положительные параметры.

Примечания- На основе функции (Б.2) может быть описан широкий класс распределений,например при α = 1 - экспоненциальный закон надежности (Б.1). При α> 1 формула (Б.2) описывает поведение «стареющих» объектов, у которыхинтенсивность отказов со временем возрастает.

Б.1.3 Среднюю наработку до отказавычисляют по формуле

                                                                                                     (Б.3)

где Г(·) - гамма-функция.

Б.1.4 Коэффициент вариации наработки доотказа w_τ вычисляют по формуле

                                                                      (Б.4)

Б.1.5 С целью упрощения расчетов длякоэффициента вариации часто применяют его асимптотическое представление,определяемое по формуле

                                                                                         (Б.5)

Примечание - Из формулы (Б.5) следует, что с ростомпоказателя распределение наработки становится более компактным. Показательα характеризует уровень стабильности свойств элементов, который, в свою очередь,может зависеть от стабильности целого ряда факторов.

Б.1.6 Для случая зависящей от временипеременной интенсивности отказов и с учетом вероятности наступления отказа вмомент времени t = 0 обобщением формул (Б.1) и (Б.2) вероятностьбезотказной работы может быть выражена формулой

                                                                               (Б.6)

где Р(0) - вероятность наступленияотказа в момент времени t= 0;

t₁ - переменная интегрирования.

Примечание - В большинстве практических случаев интенсивность отказовизменяется во времени немонотонно. После периода приработки 0 < t< Т_пр наступает относительно длительный этап, когдаинтенсивность отказов сохраняет приблизительно постоянное значение. Начиная снекоторого момента времени t = T_ст, вследствие износа,старения, накопления повреждений и т.п. интенсивность отказов возрастает.

Б.1.7 Кроме моделей, приведенных в Б.1.1и Б.1.2,в расчетах на надежность может быть использовано гамма-распределение сплотностью распределения наработки до отказа f(t), определяемойпо формуле

                                                                                           (Б.7)

В этой формуле обозначения аналогичныобозначениям формулы (Б.2) и для «стареющих»элементов α > 1. В данном случае вероятность безотказной работы Р(t) с учетом формулы (Б.3)вычисляют путем интегрирования функции f(t) на отрезке [t, ∞].

Б.1.8 Для оценки надежностивосстанавливаемых элементов (в общем случае - восстанавливаемых объектов)применяют модели случайных процессов.

Б.1.9 В случаях, когда параметр потокаотказов равен среднему числу отказов в единицу времени на рассматриваемоминтервале, используют модель однородного пуассоновского потока. В этом случаевероятность Q(t) наступления на отрезке [0, t] ровно k отказов следует закону Пуассона, выражаемого формулой

                                                             (Б.8)

Примечания - Вероятность отказа Q(t) ивероятность безотказной работы Р(t) связаны между собой соотношением Q(t)= 1 - P(t).

Б.1.10 Если продолжительность времени назамену отказавшего элемента другим пренебрежимо мала по сравнению спродолжительностью работы между соседними отказами, то процесс может бытьописан при помощи последовательности t₁, t₂,...моментов наступления отказов. Наработка между отказами - случайная величина,последовательность отказов представляет собой поток случайных событий. В этомслучае вероятность наступления на отрезке времени равно k отказов может быть рассчитана на основе зависимости(Б.6).

Примечание- Поскольку в рамках структурных моделей теории надежности число возможныхсостояний конечно, модели случайных процессов с конечным множеством значенийслужат удобным аппаратом для описания объектов в условиях техническогообслуживания и восстановления. Дополнительная информация поданному вопросуприведена в [14],[22],[23],[25]- [27].

Б.2 Модели оценки надежности систем сучетом резервирования и восстановления

Б.2.1 Для наглядного представлениявзаимодействия между элементами, образующими систему, используют блок-схемы.Примеры простейших блок-схем приведены на рисунке Б.2. В этих и всехпоследующих примерах принято, что отказы элементов происходят независимо.

Блок схемы: а - последовательной, б -параллельной, в - последовательно-параллельной, г -параллельно-последовательной системы

Рисунок Б.2

Б.2.2 Если элементы системывзаимодействуют так, что отказ любого из них приводит к отказу системы, тосистему схематизируют в виде последовательного соединения элементов (см.рисунок Б.2а). Безотказная работа такой системы есть случайное событие, равноепересечению независимых событий - безотказной работы каждого из элементов.Вероятность безотказной работы Р(t) системы с последовательным соединением т элементоввычисляют по формуле

                                                                                                         (Б.9)

где P₁(t),..., P_m(t) -вероятности безотказной работы элементов;

т -количество элементов в системе.

Если P_l(t) = ... = P_m(t) = P₀(t), то вероятностьбезотказной работы данной системы вычисляют по формуле

                                                                                                           (Б.10)

Б.2.3 В случаеэкспоненциального распределения вероятности безотказной работы каждого элемента(см. формулу Б.1) вероятность безотказнойработы системы с последовательным соединением т элементов вычисляют поформуле

                                                                                                 (Б.11)

а среднюю наработку доотказа Т (см. формулу Б.3) - по формуле

                                                                                                          (Б.12)

Примечание -Приведенные формулы иллюстрируют известный факт, что если элементывзаимодействуют по схеме последовательного соединения, то показателибезотказности системы ниже соответствующих показателей любого из ее элементов.

С увеличениемчисла элементов показатели быстро падают. Если число m велико, то практически невозможно образоватьсистему с высокой безотказностью. Например, при т = 10³, Р₀= 0,99 будем иметь Р< 10^-4. Средняя наработка до отказа такойсистемы будет в 10³ раз меньше средней наработки до отказа элементаи т.п.

Пример -Если вероятность безотказной работы каждого из элементов системы споследовательным соединением элементов задана в виде формулы (Б.2) с элементными параметрами t_ck и а_k, то для всей системы вероятность безотказной работы вычисляют по формуле

Для системы изодинаковых элементов (т.е. в случае, когда все элементные параметры t_ck и а_k равны t_c и а соответственно) вероятность безотказной работы вычисляют поформуле

а среднюю наработку доотказа (с учетом формулы Б.3) - по формуле

Б.2.4 Дляповышения надежности системы применяют резервирование, т.е. введение в системудополнительных элементов или подсистем сверх количества, минимальнонеобходимого для выполнения заданных функций.

Б.2.5 Вместо одногоэлемента, достаточного для выполнения функций, в систему вводят дополнительныеэлементы, отказы которых (как и отказы основных элементов) являются независимыми событиями, а отказ системы происходитлишь в том случае, если откажут все элементы. Блок-схема простейшего способарезервирования, схематизируемого в виде параллельного соединения элементов,показана на рисунке Б.2б.

Б.2.6 Вероятность отказа системы спараллельным соединением элементов Q(t) равна произведению вероятностей Q_l,...,Q_n(t) отказов ее элементов. С учетом соотношениявероятность безотказной работы системы с резервом вычисляют:

- при различных для всехэлементов показателях надежности - по формуле

                                                                                             (Б.13)

- при одинаковых для всех элементов показателяхнадежности - по формуле

                                                                                               (Б.14)

Б.2.7 При экспоненциальном законенадежности (см. формулу Б.1) среднюю наработкудо отказа системы параллельным соединением элементов определяют по формуле

                                                                                                               (Б.15)

Примечание - Безотказность системы с параллельнымсоединением элементов возрастает с увеличением кратности резервирования. Так,уже при однократном резервировании (дублировании) в случае, когда показательнадежности элемента Р₀ = 0,99, для системы получаем Р₀= 0,9999. Средняя наработка до отказа, рассчитанная по формуле (Б.15),возрастает в полтора раза.

Б.2.8 На рисунке Б.2в приведена блок-схема, в которой каждая подсистемарезервирована п-1 раз. Вероятность безотказной работы такой системы вычисляютпо формуле

                                                                                         (Б.16)

Б.2.9 Блок-схема, изображенная на рисункеБ.2г, иллюстрирует способ раздельногорезервирования. На этой схеме каждый элемент резервируется n-1 раз, после чего подсистемы соединяютпоследовательно. В этом случае вероятность безотказной работы системырассчитывают по формуле

                                                                                     (Б.17)

Приложение В
(рекомендуемое)

Анализтехнического состояния потенциально опасных участков с повышенной коррозионной агрессивностью

В.1 На рисунках В.1аи В.1б показаны графики, характеризующие раскладку труб и тип внешнегоизоляционного покрытия рассматриваемого газопровода. На рисунках В.1ви В.1г приведены значения комплексного показателя коррозионной агрессивности,оцененного на основе балльной системы. На рисунке В.1дприведены значения защитного потенциала, определенные по результатам измерений.

В.2 По результатам анализа исходнойинформации о свойствах грунтов были оценены значения показателей коррозионнойагрессивности на различных участках газопровода и на этой основе составленперечень потенциально опасных участков.

Примечание - При оценке технического состояния былоучтено, что в процессе обследования не были выявлены признаки,свидетельствующие о фактическом или вероятном наличии в газопроводе дефектов,вызванных коррозионным растрескиванием, и предрасположенности к процессамкоррозионного растрескивания металла труб.

В.3 На рисунке В.2вертикальными столбцами показано расположение выявленных потенциально опасныхучастков, предрасположенных к ускоренному развитию коррозионных повреждений.Высота столбцов на рисунке В.2соответствует значению показателя коррозионной агрессивности на данном участке.Круговыми маркерами показаны координаты выполненных ранее шурфов, агоризонтальной линией - расположение участков, подвергнутых гидравлическим испытаниямпосле ремонта.

Примечание- На рассматриваемом участке газопровода в предшествующий период в рамкахплановых технических обследований было выполнено около 20 шурфов собследованием состояния металла труб в зонах шурфов, а также более 100 шурфов врамках обследования состояния систем ЭХЗ (рисунок В.3).

В.4 Сопоставление результатов,приведенных на рисунках В.2и В.3, показывает, что в пределах потенциально опасныхучастков и в непосредственной близости к ним было выполнено в общей сложностиболее 120 шурфов. На отдельных потенциально опасных участках с интервалом в 1-3года было проведено несколько обследований, что дает основания для осторожныхоценок скорости коррозии на данных участках.

Фактическая глубина обнаруженныхмаксимальных коррозионных повреждений составила менее 1 мм. В рамкахпредположения о том, что максимальные коррозионные повреждения были накопленыза последние пять-десять лет эксплуатации, это дает оценку расчетной скоростикоррозии на уровне 0,1-0,2 мм/год.

Рисунок В.1 - Сопоставление разнородныхфакторов при анализе потенциально опасных участков по признаку повышеннойкоррозионной агрессивности грунта

Рисунок В.2 - Расположениепотенциально опасных участков по трассе газопровода

Рисунок В.3 - Состояниеметалла в шурфах по результатам выполненных обследований

В.5 В соответствии с рекомендованнымалгоритмом при оценке технического состояния должны быть использованы методы анализа,обеспечивающие консервативность прогнозируемых значений остаточного ресурса.

Для обеспечения консервативности былииспользованы следующие гипотезы:

- при оценке остаточного ресурсамаксимальная расчетная скорость коррозии была принята равной 0,3 мм/год, что вполтора-два раза выше наиболее неблагоприятных оценок;

- расчетная оценка предельных размеровповерхностных дефектов была выполнена на основе критериев механики разрушения,в предположении, что в пределах гладкого коррозионного дефекта находитсятрещиноподобный концентратор;

- при задании характеристик текущейдефектности были приняты оценки, как минимум в два раза превышающиемаксимальные размеры дефектов, выявленных в рамках выполненных обследований.

В.6 В таблицах В.1 и В.2 приведены данныео физико-механических свойствах стали марки 17Г1С, характеризующих прочность,пластичность и предельную деформацию. Данные представлены в формате,обеспечивающем проведение расчетов несущей способности газопровода с трещинамина основе методики, приведенной в Методике [13],

Таблица В.1- Физико-механические характеристики стали 17Г1С

Таблица В.2 - Характеристикитрещиностойкости стали 17Г1С

В.7 На рисунке В.4 показаныобласти допустимых размеров дефектов, рассчитанные по критерию трещиностойкостина основе методики, приведенной в [13],для участка газопровода диаметром D = 820 мм,толщиной стенки t = 9 мм, изготовленного из стали 17Г1С с проектнымдавлением Р = 5,5 МПа.

Кривая 1 построена при кольцевыхнапряжениях σ₁ = 250 МПа, соответствующих проектному рабочемудавлению Р = 5,5 МПа, а кривая 2-при напряжениях σ_1k =1,6 σ₁ = 400МПа.

В.8 Согласно расчету дефекты,расположенные выше кривой 1, приведут к разрушению газопровода при напряжениях,не превышающих рабочее значение. При этом для всех дефектов, образы которыхрасположены ниже кривой 2, разрушающие напряжения не менее чем в 1,6 раза будутбольше рабочих.

Рисунок В.4 - Оценка остаточного ресурсаучастка газопровода

Таким образом, кривая 2 является условнойграницей области допустимых расчетных дефектов, обеспечивающей требуемыйкоэффициент запаса по разрушающим нагрузкам.

Кривая 3 ограничивает область размеровначальных дефектов.

Прерывистой линией (маркер 4) показанатолщина стенки трубы.

В.9 Круговыми маркерами с индексами 1 и 2показаны начальные и конечные размеры характерных дефектов.

Примечание - Подрастание дефекта А в процессеэксплуатации, характеризуемое переходом дефекта из состояния А1 в состояние А2,соответствует нарушению расчетного условия прочности. Подрастание дефекта В ипереход из состояния В1 в состояние В2 эквивалентно фактическому разрушениюгазопровода.

В.10 В рамках принятых исходных предположений наоснове результатов выполненного анализа сделан вывод о том, что расчетнаяоценка остаточного ресурса участка газопровода, определяемая продолжительностьюподрастания дефекта А из состояния А1 в состояние А2, составит семь лет.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Выделениерасчетных участков по признаку однородности условий эксплуатации

Г.1 На рисунке Г.1проиллюстрирована последовательность формирования совокупности расчетныхучастков (РУ) при учете двух характеристических параметров R₁ и R₂. Нарисунках Г.1а и Г.1бпоказаны графики исходных функций R₁(х) и R₂(x) и ступенчатыхфункций, использованных для аппроксимации исходных функций. Значенияхарактеристического параметра R₁ аппроксимированыступенчатой функцией с тремя интервалами значений, а характеристического параметраR₂ - ступенчатой функцией с двумя интервалами.

Г.2 После переноса на ось координатточек, соответствующих скачкообразному изменению значений характеристическихпараметров R₁, и R₂, могут бытьвыделены четыре расчетных участка с однородными условиями по параметрам R₁ и R₂ ссоответствующими значениями параметров (рисунок Г.1в).Значения характеристических параметров и в пределах выделенных расчетныхучастков приведены в таблице Г.1.

Таблица Г.1 - Значенияхарактеристических параметров в пределах расчетных участков

В общем случае не толькозначения, но и перечень учитываемых характеристических параметров могут несовпадать для различных расчетных участков.

Г.3 Общий перечень характеристических параметров долженбыть сформирован таким образом, чтобы совокупность приведенных в нем группданных обеспечивала возможность оценки ресурса в рамках предусмотренныхнастоящим документом моделей.

Рисунок Г.1 - Формированиерасчетных участков с однородными условиями

Приложение Д
(рекомендуемое)

Оценка вероятностиотказа участка газопровода по комплексным критериям в рамках расчетной моделифизической теории надежности

Д.1 В приложении приведен пример, иллюстрирующий реализациюпроцедуры расчетной оценки вероятности отказа на участке газопровода,представленной в разделе 7 настоящего стандарта.

В соответствии с базовым алгоритмом этойпроцедуры предусматривается последовательная реализация следующих действий:

- определение перечня характеристическихпараметров, определяющих техническое состояние рассматриваемого объекта;

- формирование участков, в пределахкоторых обеспечена однородность по базовым характеристическим параметрам;

- определение параметров статистических распределений,описывающих случайный разброс значений характеристических параметров;

- формирование пространства состояний длякаждого характеристического параметра;

- расчет парциальных (условных)вероятностей реализации расчетных состояний;

- расчет конфигурации и размеровдопускаемых областей по выбранным критериям для каждой расчетной совокупностизначений характеристических параметров, соответствующих рассчитанным значениямпарциальных вероятностей;

- последовательный перебор расчетныхситуаций с целью выделения расчетных ситуаций, ассоциируемых с наступлениемотказа;

- суммирование парциальных вероятностейрасчетных ситуаций, соответствующих нарушению выбранного критериальногоусловия.

Д.2 Имеются следующие исходные данные погазопроводу для оценки:

- материал . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . стальХ70;

- рабочее давление  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .ρ = 6,3 МПа;

- толщина стенки  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . t = 12 мм;

- внешний диаметр трубы  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . D = 1420 мм.

Д.3 В качестве расчетного участка принимаетсяотдельная труба с допущением, что в ее пределах обеспечена однородность повыбранным характеристическим параметрам.

Д.4 Оценка прочности расчетного участкапроводится по формуле (Д.1), полученной на основе критерия трешиностойкостиинтерполяционного типа, приведенного в Методике [13]:

                                                                                                (Д.1)

где К₁ - максимальноезначение коэффициента интенсивности напряжений на фронте трещины;

ε_n - номинальная деформация в трубе, определенная безучета концентрации напряжений и деформаций, вызываемых наличием дефекта;

ε_f - предельное значениеноминальной растягивающей деформации в трубе;

s - параметр интерполяции, значение которого в качестве первогоприближения может быть принято равным 2;

K_с -критическое значение коэффициента интенсивности напряжений (трещиностойкость),в качестве которого может быть принято значение K_jС, определяемое через известное в механике разрушениякритическое значение j-интеграла J_1C по формуле

                                                                                                          (Д.2)

где Е - модуль Юнга;

v - коэффициент Пуассона.

В соответствии с выбранным в Д.4расчетным критерием в качестве характеристических параметров принимаются:

- условный предел текучести σ₀₂;

- предел прочности σ_в;

- критический коэффициент интенсивности напряженийK_JC, рассчитанный по формуле (Д.2).

Примечание - Выбранные характеристические параметрыобладают статистическим разбросом, который может быть оценен по результатамобработки экспериментальных данных. По результатам обработки экспериментальных данныхмогут быть определены параметры статистических распределений.

Д.5 В рассматриваемом примере для оценки параметровстатистических распределений используются результаты стандартных лабораторныхиспытаний 36 образцов на растяжение. На рисунках Д.1 и Д.2 приведеныфактические распределения значений предела текучести по результатам испытаний,аппроксимированные нормальным распределением с математическим ожиданием<σ₀₂> = 519,6 МПа и средним квадратическим отклонением{D(σ₀₂)}^1/2 = 18,3 МПа. На рисунках Д.3и Д.4показаны аналогичные распределения для предела прочности (математическоеожидание <σ_в> = 602,3 МПа, среднее квадратическоеотклонение {D(σ_в)}^1/2 = 12,65 МПа).

Рисунок Д.1 - Распределениезначений предела текучести по результатам стандартных испытаний на растяжение(аналог плотности распределения)

Рисунок Д.2 - Распределениезначений предела текучести по результатам стандартных испытаний на растяжение(интегральная форма - аналог функции распределения)

Рисунок Д.3 - Распределение значенийпредела прочности по результатам стандартных испытаний на растяжение (аналогплотности распределения)

РисунокД.4 - Распределение значений предела прочности по результатам стандартных испытанийна растяжение (интегральная форма - аналог функции распределения)

Д.6 Отсутствие прямых экспериментальныхданных, касающихся статистического разброса значений трещиностойкости, K_JС приводитк невозможности определения параметров вероятностных распределений порезультатам статистической обработки экспериментальных данных. Врассматриваемом примере для выбора типа и параметров вероятностногораспределения используются косвенные данные, полученные в рамках другихэкспериментов, и с учетом совокупности данных в качестве аппроксимирующегопринимается трехпараметрическое распределение Вейбулла, которое определяется поформуле

                                                  (Д.3)

где а, b, K⁰_jC - параметры распределения.

Д.7 Параметр K⁰_jC определяет сдвиграспределения, соответствуя крайнему левому (наименьшему) значению из областивсех возможных значений. Из формулы (Д.3) следует, что вероятность появлениязначения меньшего, чем K⁰_jC равна нулю.

Д.8 В рассматриваемом примере в качестве расчетныхпринимаются следующие значения параметров заданного в Д.6 распределенияВейбулла: а = 1,2·10^-7 (МПа)⁴·м², b = 4, K⁰_jC = МПа·м¹/².

Д.9 На следующем этапе область возможных значенийхарактеристических параметров разбивается на интервалы и определяютсявероятности попадания значений характеристических параметров в данный интервал.Расчеты выполняются на основе формул (7.2) - (7.5). На рисунке Д.5показана функция распределения предела текучести и границы интерваловразбиения. В таблице Д.1 приведены границы интервалов разбиения, расчетныезначения предела текучести, ассоциированные с каждым интервалом, а такжезначения вероятностей попадания предела текучести в соответствующие интервалы.

Таблица Д.1 - Границы интерваловразбиения

Д.10 Сформированное пространствосостояний по каждому параметру должно обладать свойством полноты.Математическая формализация этого требования представлена формулой (7.1). Для контроля за выполнением этоготребования в нижней строке столбца вероятностей приведена сумма парциальныхвероятностей, удовлетворяющая требованию полноты с точностью до Р = 10^-10.

Д.11 Аналогичные вычисления быливыполнены для предела прочности. Функция распределения и границы интерваловпоказаны на рисунке Д.6, границы интервалов, расчетные значения пределапрочности и вероятности попадания в каждый из интервалов приведены в таблицеД.2. Для контроля полноты пространства состояний в нижней строке этой таблицыприведена сумма парциальных вероятностей.

Таблица Д.2 - Границы интерваловразбиения

Рисунок Д.5 - Формирование дискретногонабора значений предела текучести и определение соответствующих вероятностейпопадания в каждый из интервалов

Рисунок Д.6 - Формирование дискретного набора значенийпредела прочности и определение соответствующих вероятностей попадания в каждыйиз интервалов

Д.12 В таблице Д.3 и на рисунке Д.7 приведенырезультаты построения дискретного набора значений для критического коэффициентаинтенсивности напряжений. Базовая функция распределения вероятностей имеетиндекс 1. Индексами 2 и 3 на рисунке Д.7 отмечены варианты функцийраспределения, которые рассматривались в процессе анализа.

Таблица Д.3 - Границы интервалов разбиения

Рисунок Д.7 - Формирование дискретного набора значений критическогокоэффициента интенсивности напряжений (предела трещиностойкости) и определениесоответствующих вероятностей попадания в каждый из интервалов

Д.13 В таблице Д.4 приведены сводные значенияхарактеристических параметров для всех выделенных расчетных состояний. Каждоерасчетное состояние идентифицируется трехзначным номером «ijk». В данной кодировке числа, стоящие в каждом из трехразрядов, обозначают номер варианта расчета, определенный для каждого из трехучитываемых характеристических параметров. Двузначные числа в первом столбцетаблицы Д.4 обозначают варианты комбинаций значений предела текучести и пределапрочности. В следующих четырех столбцах приведены варианты сочетаний по тремпараметрам с учетом четырех интервалов значений предела трещиностойкости.

Таблица Д.4 - Сводныехарактеристики расчетных состояний

В таблице Д.5 приведены значения парциальных вероятностей,соответствующих каждому из рассмотренных вариантов сочетаний характеристическихпараметров.

Таблица Д.5 - Вероятностиреализации расчетных состояний

Д.14 С целью снижения объемавычислений из рассмотрения исключаются варианты, вероятность реализации которыхменее значения Р_ij ≤ 10^-9.Тогда полнота пространства событий, оцениваемая по общей (суммарной)вероятности реализации событий, принятых к рассмотрению, обеспечивается сабсолютной погрешностью ΔР_Σ = 5,94839Е-08,что на порядок меньше любой из оставленных в перечне парциальных вероятностей.

Д.15 Выделяются и исключаются из рассмотренияварианты, которые не могут быть реализованы исходя из физических ограничений,поскольку предел текучести не должен превышать предел прочности материала.Такая коррекция эквивалентна объединению граничного и соседнего с ним интервалас коррекцией парциальных вероятностей. В таблице Д.6 принятые к дальнейшемуанализу варианты обозначены символом «х», исключенные из физических соображений- символом «-», исключенные в силу малости парциальных вероятностей - символом Ä.

Таблица Д.6 - Перечень расчетных вариантов

Д.16 На следующем этапе анализапо результатам расчета должны быть построены области допустимых состояний, вданном случае на плоскости размеров дефектов, на основе выбранного расчетногокритерия при всех заданных вариантах сочетания значений характеристическихпараметров.

На рисунках Д.8-Д.17показаны граничные кривые, построенные при значениях σ_w1 = 320 МПа (верхняя кривая) и σ_w2 МПа (нижняя кривая). Чтобы не загромождать текст,приведены результаты расчета только при минимальных значениях критическогокоэффициента интенсивности напряжений (K_JC = 100 МПа·м^1/2).

Д.17 Оценка суммарной вероятности отказа можетбыть получена по результатам анализа приведенных выше результатов расчетадопустимых размеров дефектов при различных сочетаниях значенийфизико-механических характеристик материала. Наступление отказа,рассматриваемое как событие, приводящее к нарушению работоспособного состоянияобъекта, может быть ассоциировано с двумя типами расчетных состояний. Первоесостояние определяется расчетным условием прочности (нижняя граница награфиках). Нарушение этого условия приводит к снижению располагаемого коэффициентазапаса по разрушаемому давлению. При увеличении размеров дефектов в стенкетрубы происходит снижение располагаемого коэффициента запаса вплоть до полногоего исчерпания, наступающего при значениях этого коэффициента меньших либоравных единице. Верхняя граница области допустимых размеров дефектов рассчитанапри коэффициенте запаса, равном единице, т.е. из условия фактического нарушенияпрочности. В этом случае попадание дефекта непосредственно на граничную линиюили в область, расположенную выше граничной линии, приведет к возникновениюразрушения объекта.

Рисунок Д.8 - Областьдопустимых размеров поверхностных полуэллиптических трещин, соответствующихрасчетному варианту «131»

Рисунок Д.9 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «141»

Рисунок Д.10 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «231»

Рисунок Д.11 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «241»

Рисунок Д.12 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «321»

Рисунок Д.13 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «331»

Рисунок Д.14 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «341»

Рисунок Д.15 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «431»

Рисунок Д.16 - Область допустимых размеров поверхностныхполуэллиптических трещин, соответствующих расчетному варианту «441»

Рисунок Д.17 - Область допустимыхразмеров поверхностных полуэллиптических трещин, соответствующих расчетномуварианту «541»

Д.18 На всех графиках, приведенных на рисунках Д.8-Д.17,показано расположение двух дефектов с номерами 1 и 2. Для дефекта с номером 2пунктиром показана предполагаемая траектория развития от момента обследованияна период десять и более лет. Круговыми маркерами показаны размеры дефекта намомент диагностики, через пять и десять лет (индексы 2.1, 2.2 и 2.3соответственно).

Д.19 Реализация алгоритма оценкивероятности нарушения расчетного условия прочности (нижняя граничная кривая)применительно к дефекту с номером 1 проиллюстрирована в таблице Д.7.

Таблица Д.7 - Вероятностиреализации расчетных состояний

В нижней строке первогостолбца таблицы Д.7 приведено значение вероятности P_lΣ, полученной путем суммирования значенийпарциальных вероятностей P_23l, P₃₂₁, P₃₃₁ и P₄₃₁, соответствующихрасчетным состояниям, при которых нарушено условие прочности.

Аналогичные расчеты должны быть выполненыдля оставшихся комбинаций значений характеристических параметров, вероятностикоторых приведены в столбцах 2-4 таблицы Д.7.

Д.20 Изменение значения вероятностиотказа на рассматриваемом участке может быть оценено на основе данных опрогнозируемом изменении размеров дефектов. На графиках, приведенных нарисунках Д.8- Д.17,показана эволюция дефекта с номером 2. На момент обнаружения дефекта егоразмеры таковы, что расчетное условие прочности не нарушено ни при одном израссмотренных сочетаний параметров. Следовательно, оцененная вероятность отказаоказывается равной нулю. Однако с учетом состояний, исключенных из рассмотренияв силу малости вероятностей реализации, следует присвоить рассмотренномусостоянию значение вероятности, равной погрешности, вызванной исключением этихсостояний.

В соответствии с прогнозными оценкамиразвития данного дефекта через пять лет расчетное условие прочности будетнарушено по всем рассмотренным расчетным состояниям.

Таблица Д.8 - Вероятностиреализации расчетных состояний

Д.21 Расчеты показывают,что в пределах прогнозируемого пятилетнего срока эксплуатации существуетвероятность нарушения фактического условия прочности. В таблице Д.8 знаком «*» выделенырасчетные состояния, при которых имеет место нарушение фактического условияпрочности, поскольку дефект располагается выше или непосредственно на верхнейкривой. Общая вероятность нарушения фактического условия прочности порассмотренным расчетным состояниям приведена в нижней строке первого столбцатаблицы Д.8.

Д.22 Приведенный в данном приложенииалгоритм оценки вероятностей отказа носит универсальный характер. Расчеты попредложенной схеме могут быть выполнены на основе большинства расчетных критериев,используемых для оценки несущей способности газопроводов с дефектами различныхтипов.

Несмотря на внешнюю громоздкость,структура выполняемых расчетов достаточно проста, используемые алгоритмыпозволяют легко автоматизировать расчеты.

На основе предложенного подхода в рамкахфизической теории надежности может быть определен целый спектр показателейнадежности, в том числе полная номенклатура показателей, рассмотренных в 4.4.

Библиография

Ключевые слова:газопровод, техническое состояние, целостность, нагрузка, надежность,вероятность, показатель надежности, ресурс, детерминистический метод,вероятностный метод