Проверка расчетом прочности и работоспособности газопроводов при сейсмических воздействиях

13.10.1 Общие требования

13.10.1.1 Участки газопроводов, прокладываемые в сейсмических районах, указанных в 9.4.1, должны быть проверены расчетом на прочность и работоспособность в соответствии с требованиями настоящего раздела и с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП II-7-81* [23].

13.10.1.2 Сейсмическая опасность зоны прокладки газопровода предварительно оценивается по картам сейсмического районирования территории Российской Федерации ОСР-97 [24]. Интенсивность возможного землетрясения следует оценивать по международной сейсмической шкале MSK-64 [17]. Окончательная оценка сейсмической опасности зоны прокладки газопровода должна быть выполнена на основании сейсмического микрорайонирования зоны прокладки газопровода.

13.10.1.3 Участки подземных газопроводов, прокладываемые в сейсмических районах, делятся на две категории:

- участки повышенной сейсмической опасности - участки с сейсмичностью свыше 8 баллов до 9 баллов включительно;

- участки особой сейсмической опасности - участки с сейсмичностью свыше 9 баллов, а также участки пересечения активных тектонических разломов.

13.10.2 Участки повышенной сейсмической опасности

13.10.2.1 Для каждого элемента рассчитываемого подземного участка газопровода вычисляют продольные напряжения σ_N.sei, МПа, от действия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода по формуле

(13.91)

где m ₀ - коэффициент защемления трубопровода в грунте;

k ₀ - коэффициент, учитывающий ответственность трубопровода;

k _n - коэффициент повторяемости землетрясения;

а _с - сейсмическое ускорение, м/с²;

Е ₀ - модуль упругости материала труб, МПа;

Т ₀ - преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый при изысканиях, с;

с _р - скорость распространения в грунтовом массиве продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода, м/с.

13.10.2.2 Коэффициент защемления трубопровода в грунте т ₀ следует определять на основании материалов изысканий. Для предварительных расчетов допускается принимать по таблице 13.

При выборе значения коэффициента т ₀ необходимо учитывать изменения состояния окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

13.10.2.3 Скорость распространения в грунтовом массиве продольной сейсмической волны вдоль продольной оси трубопровода с _р следует определять при изысканиях. На стадии разработки проекта допускается принимать согласно таблице 13.

13.10.2.4 Коэффициент k ₀, учитывающий степень ответственности газопровода, зависит от характеристики газопровода и определяется по таблице 14.

13.10.2.5 Повторяемость сейсмических воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории согласно СНиП II-7-81* [23]. Значения коэффициентов повторяемости землетрясений k _n следует принимать по таблице 15.

Таблица 13 - Характеристики грунтов при расчете газопроводов на сейсмические воздействия

Грунты	Скорость распространения продольной сейсмической волны с p, м/с	Коэффициент защемления трубопровода в грунте т 0
Насыпные, рыхлые пески, супеси, суглинки и другие, кроме водонасыщенных	120	0,50
Песчаные маловлажные	150	0,50
Песчаные средней влажности	250	0,45
Песчаные водонасыщенные	350	0,45
Супеси и суглинки	300	0,60
Глинистые влажные, пластичные	500	0,35
Глинистые, полутвердые и твердые	2000	0,70
Лесс и лессовидные	400	0,50
Торф	100	0,20
Низкотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)	2200	1,00
Высокотемпературные мерзлые (песчаные, глинистые, насыпные)	1500	1,00
Гравий, щебень и галечник	1100	См. примечание 2
Известняки, сланцы, песчаники (слабовыветренные, выветренные и сильно выветренные)	1500
Скальные породы (монолитные)	2200
Примечания - 1 В таблице приведены наименьшие значения ср, которые следует уточнять при изысканиях. 2 Значения коэффициентов защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки.

Таблица 14 - Значения коэффициента k ₀, учитывающего степень ответственности газопровода

Характеристика газопровода	Значение коэффициента k 0
Газопроводы при рабочем давлении свыше 10,0 МПа	2,0
Газопроводы при рабочем давлении от 2,5 до 10,0 МПа включительно Газопроводы независимо от величины рабочего давления, обеспечивающие функционирование особо ответственных объектов Переходы газопроводов через водные преграды с шириной по зеркалу в межень 25 м и более	1,5
Газопроводы при рабочем давлении от 1,2 до 2,5 МПа	1,2
Примечание - При сейсмичности площадки 9 баллов и выше коэффициент k 0 для газопроводов, указанных в позициях 1 и 2, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

Таблица 15 - Значения коэффициента повторяемости землетрясений k _n

Повторяемость землетрясений, один раз в...	100 лет	1000 лет	10000 лет
Коэффициент повторяемости k n	1,15	1,0	0,9

13.10.2.6 Сейсмическое ускорение а _с следует определять по данным сейсмического районирования и микрорайонирования, получаемым на основании анализа записей сейсмометрических станций ранее имевших место землетрясений в районе строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Величины принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не менее указанных в таблице 16.

Таблица 16 - Значения сейсмического ускорения а _с

Сила землетрясения, баллы	7	8	9	10
Сейсмическое ускорение а с, м/с2	1	2	4	8

13.10.2.7 Полученные продольные напряжения от действия сейсмических сил (13.91) в сумме с продольными осевыми напряжениями для НУЭ должны удовлетворять условию:

(13.92)

где σ_N.sei - продольные осевые напряжения, вызванные сейсмическими воздействиями и определяемые по формуле (13.91), МПа;

v - коэффициент поперечной деформации материала труб (переменный);

Е - модуль деформации материала труб (переменный), МПа;

α - линейный коэффициент температурного расширения, °С^-1;

Δ T - температурный перепад, °С.

13.10.3 Участки особой сейсмической опасности

13.10.3.1 Расчет с учетом сейсмических воздействий состоит из двух последовательных этапов. На первом этапе выполняется расчет и все проверки для состояния НУЭ в соответствии с требованиями разделов 13.3 и 13.5. В случае если рассчитываемый участок не удовлетворяет каким-либо требованиям для НУЭ, вводятся поправки в конструктивную схему участка газопровода или изменяются условия его нагружения.

13.10.3.2 Если рассчитываемый участок газопровода удовлетворяет всем критериям прочности и устойчивости для НУЭ, выполняется второй этап расчета - на сейсмические воздействия. Данный расчет должен выполняться на основе двухуровневого подхода, который характеризуется следующими требованиями:

- газопровод должен выдерживать воздействие так называемого ПЗ при минимальных повреждениях или полном отсутствии таковых. В этом случае трубопровод должен продолжать работать при минимальных перерывах в нормальной эксплуатации без необходимости в ремонтных работах значительного объема;

- газопровод должен выдерживать воздействие МРЗ без разрывов; в этом случае трубопроводу могут быть нанесены значительные повреждения, в результате которых будет прервана эксплуатация и для устранения которых потребуется провести ремонтные работы в одном или нескольких местах.

13.10.3.3 Полученные по формуле (13.91) осевые напряжения суммируются (поочередно с разными знаками) с наибольшими и наименьшими (в алгебраическом смысле) продольными напряжениями (13.12), полученными для каждого расчетного элемента участка газопровода на стадии НУЭ. Затем определяются соответствующие эквивалентные напряжения и далее (с учетом диаграммы деформирования материала труб) находятся продольные деформации в тех же точках сечений, в которых были определены наибольшие и наименьшие продольные напряжения.

13.10.3.4 Полученные в 13.10.3.3 значения продольных деформаций следует проверить на соответствие допускаемому уровню. При отсутствии других нормативных требований эти значения деформаций должны соответствовать критериям сейсмостойкого проектирования, регламентированным в рекомендуемом приложении Г.

13.10.3.5 Кроме проверок продольных деформаций также должны быть выполнены проверки других критериев сейсмостойкого проектирования участка газопровода в соответствии с приложением Г:

- разрыв газопровода;

- местная потеря устойчивости стенки газопровода;

- гофрообразование по телу трубы;

- образование трещин в кольцевых и продольных сварных швах, зонах термического влияния, по телу трубы;

- общая потеря устойчивости газопровода.

13.10.3.6 При проверке условия общей устойчивости участка газопровода при продольном изгибе в вертикальной плоскости (для проектного землетрясения) в соответствии с требованиями приложения Г необходимо учитывать нелинейное поведение материала трубы, недостатки геометрии профиля трубопровода в фактическом состоянии укладки и сопротивление засыпки над трубой вертикальному перемещению трубопровода вверх.

13.10.3.7 Расчет подземных и наземных (в насыпи) газопроводов на действие сейсмических нагрузок, направленных по нормали к продольной оси трубопровода, не производится.

13.10.3.8 Расчет надземных газопроводов на сейсмические воздействия следует производить согласно СНиП II-7-81* [23].

13.10.3.9 Расчет надземных газопроводов на опорах следует производить на действие сейсмических сил, направленных:

- вдоль оси трубопровода, при этом определяются величины напряжений в трубопроводе, а также производится проверка конструкций опор на действие горизонтальных сейсмических нагрузок;

- по нормали к продольной оси трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следует определять величины смешений трубопровода и достаточность длины ригелей, при которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения в трубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных и вертикальных сейсмических нагрузок.

Дополнительно необходимо проводить поверочный расчет газопровода на нагрузки, возникающие при взаимном смещении опор.

Требования к испытаниям газопроводов внутренним давлением

14.1 Газопроводы должны испытываться на прочность в соответствии с проектом гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями, кроме солевых растворов) или пневматическим (воздухом) способом.

Гидравлические испытания газопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) следует производить по согласованию с ОАО «Газпром».

Применение природного газа для испытания магистральных газопроводов допускается только в исключительных случаях по согласованию генподрядчика с ОАО «Газпром».

14.2 В проектах следует предусматривать технические решения, обеспечивающие очистку в соответствии с ВСН-011-88 [25] и СП 111-34-96[26], калибровку, испытание, удаление воды, осушку и заполнение инертным газом (азотом) полости газопроводов после строительства, реконструкции, включая:

- полный цикл технологических процедур по испытаниям, очистке, удалению воды, осушке и заполнению газопроводов инертным газом (азотом);

- штатные узлы для подключения внешнего оборудования к газопроводам (опрессовочные агрегаты, установки осушки, временные камеры приема-пуска, временные технологические трубопроводы);

- водосборные продувочные линии на перемычках между действующими и строящимися газопроводами и в нижних точках профиля трубопроводов технологических обвязок производственных объектов (КС, ГРС, УКПГ, ГИС, СОГ, СПХГ);

- конструкции монтажных узлов и перемычек должны обеспечивать возможность удаления жидкости после гидравлических испытаний.

14.3 Испытание газопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации на испытываемый объект).

14.4 При проведении калибровки обнаруженные нарушения исходной геометрии газопровода должны быть устранены до проведения испытаний.

14.5 Типы, этапы и параметры испытаний газопроводов на прочность (кроме испытаний методом стресс-теста) должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 17 в зависимости от характеристик участков газопроводов.

14.6 Для отдельных участков газопроводов, в зависимости от их ответственности, предусматриваются испытания в три и два этапа.

14.7 Обязательное применение гидравлического способа предусматривается только для испытаний:

- трубопроводов внутри зданий и в пределах территорий КС, ГРС, ГИС, ПРГ, СОГ, СПХГ, трубопроводов узлов подключения к КС, совмещенных с камерами пуска-приема ВТУ и расположенных непосредственно возле границ КС, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, а также трубопроводов топливного и пускового газа;

- первого этапа отдельных участков газопровода, которые должны проходить в три этапа.

14.8 Второй этап при испытании в три этапа и первый этап при испытании в два этапа могут проводиться как гидравлическим, так и пневматическим способом. При этом оба способа считаются равноценными при условии выполнения требований таблицы 17.

14.9 Третий этап при испытании в три этапа и второй этап при испытании в два этапа проводится одновременно с испытанием газопровода.

14.10 Протяженность испытываемых участков не ограничивается, за исключением случаев гидравлического испытания, когда протяженность участков назначается с учетом гидростатического давления.

14.11 Проверку на герметичность участка или газопровода в целом следует выполнять после испытания на прочность и снижения испытательного давления до рабочего р. Продолжительность проверки на герметичность должна быть достаточной для осмотра трассы, но составлять не менее 12 ч.

14.12 Газопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания газопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным, и не были обнаружены утечки. В течение проверки на герметичность должны быть учтены колебания давления, вызванные изменением температуры.

Таблица 17 - Требования к испытаниям на прочность участков газопроводов

Тип испытания, характеристика этапов испытания	Давление испытательное в верхней точке		Продолжит., ч		Кат. учас­тка	Характеристика участка
	способ испытаний		способ испытаний
	гидравл.	пневмат.	гидравл.	пневмат.
1 Испытание в один этап гидравлическим способом После укладки и засыпки или крепления на опорах (при технической возможности с подключенными агрегатами и аппаратами)	1,25 р	Не приме­няется	24	-	В	Трубопроводы внутри зданий и в пределах территории КС, ПРГ, ГРС, ГИС, СОГ, СПХГ, трубопроводы узлов подключения к КС, располагаемые на территории КС, а также трубопроводы топливного и пускового газа
2 Испытание в три этапа					B, С
1-й этап: - для подводных переходов: после сварки на стапеле или на площадке, но до изоляции;	1,5 р	Не приме­няется	6	-		Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень более 10 и, укладываемые с помощью подводно-технических средств или ГНБ, и прилегающие прибрежные
- для переходов через железные и автомобильные дороги: после укладки на проектные отметки					В	Участки переходов через железные и автомобильные дороги
2-й этап: - для подводных переходов: после укладки, но до засыпки; - для переходов через железные и автомобильные дороги: одновременно с примыкающими участками категории С, указанными в позиции 3 таблицы 1	1,25 р	1,25 р	12	12
3-й этап: одновременно с газопроводом	1,1 p	1,1 p	24	12
3 Испытание в два этапа					В	Участки газопровода (в обе стороны) на пересечениях с воздушными линиями электропередач напряжением 500 кВ и более в пределах расстояний R, указанных в6.3
1-й этап: после укладки и засыпки или крепления на опорах	1,5 p	1,25 р	12	12
					В	Участки газопроводов в зонах активных тектонических разломов и прилегающие участки на расстоянии 100 м от грани разлома
2-й этап: одновременно с газопроводом	1,1 p	1,1 p	24	12	В, С	Участки сближения согласно 7.2.1.5
					С	Участки переходов через подъездные железные дороги промышленных предприятий
					С	Переходы через водные преграды шириной зеркала воды в межень более 10 м, укладываемые без помощи подводно-технических средств, и прилегающие прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый
					В, С	Надземные переходы через водные преграды согласно позиции I таблицы 2 (предварительный этап только гидравлическим способом)
					С	Газопроводы в горной местности при укладке в тоннелях
					С	Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, водоводами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями, кабелями связи и т.п.) на длине 100 м в каждую сторону от пересекаемой коммуникации (предварительный этап только гидравлическим способом)
					С	Участки газопровода между территорией КС, ГРС, УКПГ и охранными кранами, а также участки за охранными кранами на длине R, указанной в 6.3
					С	Участки газопровода на расстоянии R от территории ГИС, указанном в 6.3
					С	Участки газопровода на длине R, указанной в 6.3, от линейной запорной арматуры
					С	Узлы пуска-приема ВТУ и узлы подключения КС, располагаемые вне КС, а также примыкающие к ним участки газопровода длиной R, указанной в 6.3
4 Испытание в один этап одновременно с газопроводом	1,1 p	1,1 p	24	12	С, Н	Участки газопровода, кроме указанных выше

Примечания

1 р - рабочее давление, устанавливаемое проектом.

2 На всех этапах испытаний, в любой точке испытываемого участка газопровода испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из гарантированных заводами испытательных давлений на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытываемом участке.

3 Временные трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов и компрессоров должны быть предварительно подвергнуты гидравлическому испытанию на давление, составляющее 125 % от испытательного давления испытываемых газопроводов.

4 Напряжения в надземных участках газопровода при воздействии испытательного давления должны быть проверены расчетом и соответствовать требованиям 13.3.9.

5 Давление испытания должно быть указано в проекте испытаний.

6 Переходы через водные преграды глубиной менее 1,5 м допускается испытывать в один этап одновременно с газопроводом.

7 Участки категории С, приведенные в позиции 4, могут по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий) подвергаться испытаниям в два этапа, что должно быть отражено в проекте.

8 Второй этап испытаний в три этапа и первый этап испытаний в два этапа допускается проводить пневматическим способом для газопроводов с рабочим давлением до 11,8 МПа (120 кгс/см²) включительно.

9 Участок газопровода категории С, включающий отдельные участки, подлежащие испытаниям в два этапа, допускается испытывать в один этап на давление, соответствующее давлению испытаний первого этапа, с продолжительностью испытаний 12 часов. Такой способ испытания в один этап отражают в проекте.

14.13 После завершения проверки на герметичность при гидравлическом способе испытаний из газопровода должна быть удалена вода, после чего газопровод должен быть осушен до температуры точки росы (минус 20 °С) или глубже.

14.14 Газопровод, не введенный в эксплуатацию в течение шести месяцев после его испытания, подлежит повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

14.15 При разрыве, обнаружении утечек участок газопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.

Материалы и изделия