Сравнительный анализ расчетов толщины стенки подземного сухопутного трубопровода по российским и международным стандартам

В последние десятилетия, после развала Советского Союза, у большой части населения России возникло огромное и, зачастую, необоснованное желание слепо перенести опыт западных стран в различные сферы жизни нашей страны. Особенно обидно, когда слепо копируя достижения европейцев и американцев, мы уничтожаем свой, зачастую уникальный опыт в разных областях: образовании, науке, технике или культуре. Одной из таких областей, безусловно, является основная сфера деятельности нашей компании - нефтегазовая промышленность и, в частности, трубопроводный транспорт нефти и газа. Поэтому, зачастую сталкиваясь с призывами пересмотреть отсталые российские нормы на строительство и проектирование объектов транспорта углеводородов в пользу прекрасных международных, мы решили более подробно изучить этот вопрос сами. Результаты анализа российских и иностранных требований к расчету одного из главных параметров любого трубопровода, а именно его толщины стенки, мы и хотим предложить Вашему вниманию.

Сразу оговоримся, что в данном обзоре мы будем обсуждать только расчеты толщин стенок сухопутных магистральных трубопроводов нефти и газа. И начнем мы с расчетных формул.

СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»

Толщина стенки трубопровода нефти и газа определяется исходя из метода предельных состояний по формуле:

, но не менее 1/140 D_н

При этом должна быть гарантирована возможность доведения гидравлического испытания при строительстве до давления, вызывающего напряжение, равное 95% нормативного предела текучести трубной стали.

Полученное расчетное значение толщины стенки трубы округляется до ближайшего большего значения, предусмотренного государственными стандартами или техническими условиями. При этом минусовый допуск на толщину стенки труб не учитывается.

Североамериканские стандарты ASME B31.4 «Pipeline Transportation Systems for Liquid Hydrocarbons and Other Liquids» и CSA-Z183 «Oil Pipe Transportation Systems»

Толщина стенки сухопутного участка нефтепровода определяется как:

где p - проектное давление; δ - толщина стенки номинальная; D_н - наружный диаметр трубы; S - допустимое напряжение; σ_y - нормативный предел текучести; E - коэффициент прочности заводского сварного шва, который практически всегда принимается равным 1.00.

Североамериканские стандарты ASME B31.8 «Gas Transmission and Distribution Piping Systems» и CSA-Z184 «Gas Pipeline Systems»

Толщина стенки сухопутного участка газопровода определяется как:

где F - коэффициент запаса, принимающий значения (0,72; 0,60; 0,50; 0,40) в зависимости от класса местоположения участка газопровода (от 1 до 4); T - температурный коэффициент, который принимается равным 1.00 для объектов с температурой перекачиваемого продукта ниже 120 °С.

Стандарт Великобритании BS 8010 «Code of Practice for Pipelines - Part 2: Pipelines: Design and Construction of Steel Pipelines in Land»

Нормы Великобритании похожи на североамериканские. В случае расчета толщины стенки газопроводов жители туманного Альбиона внесли в требования ASME B31.8 несколько изменений:

• температурный коэффициент (T) не учитывается;
• коэффициент запаса (F) равен только двум значениям из американских четырех, а именно 0,72 и 0,60;
• при расчете учитывается минусовой допуск на толщину стенки.

Каждый читатель волен сам оценить ценность вклада британских инженеров в данную область знаний…

Стандарты ФРГ DIN 2470 «Teil 2. Gasleitungen aus Stahlrohren mit zulässigen Betriebsdrücken von mehr als 16 bar. Anforderungen an die Rohrleitungsteile» и DIN 2413 «Stahlrohre. Berechnung der Wanddicke gegen Innendruck»

Немецкие стандарты определяют минимальную толщину стенки трубопровода нефти и газа как:

где Δ - допуск на толщину стенки в %; E - коэффициент прочности продольного сварного шва, практически всегда равный, как мы уже привыкли, 1.00; [σ] - допускаемое напряжение, рассчитывающееся по формуле:

где σ_y - нормативный предел текучести; K_y - коэффициент запаса, зависящий от удлинения образца трубной стали при разрыве и принимающий значения 1,50; 1,60 и 1,70

Таким образом очевидно, что существует только две оригинальные методики расчета толщины стенки магистрального трубопровода - это российская (СНиП 2.05.06-85*) и североамериканская (ASME B31.4, ASME B31.8 и их аналоги). Основное фундаментальное отличие между этими методиками состоит в том, что в российском стандарте в качестве критерия достижения трубопроводом предельного состояния используется состояние достижения напряжениями временного сопротивления трубной стали, а в стандартах ASME используется метод расчета по допустимым напряжениям исходя из предела текучести материала труб.

Таблица 1. Условное сравнение значений применяемых коэффициентов запаса при расчете толщин стенок газопроводов в СНиП 2.05.06-85*, ASME В31.8 и DIN 2470

Условный относительный класс опасности участка	СНиП 2.05.06-85*: Категории участков; коэффициент условий работы, m	ASME В31.8: Классы местоположения; коэффициент запаса, F	DIN 2470; DIN 2413: Коэффициент запаса, Ky
низкий	III-IV m = 0.90	1 F = 0.72	Ky = 1.5
нормальный	I-II m = 0.75	2 F = 0.60	Ky = 1.6
высокий	В m = 0.60	3 F = 0.50	Ky = 1.7
очень высокий	-	4 F = 0.40	-

С другой стороны соотношения, применяемые для расчета толщины стенки трубопровода и СНиП 2.05.06-85*, и стандартами ASME, являются инженерными и содержат поправочные коэффициенты запаса, обеспечивающие консервативность расчета. Из-за различий в подходах к нормированию этих коэффициентов сравнивать их друг с другом можно только с определенной долей условности.

В то же время из приведенной таблицы следует, что тенденции в установлении этих коэффициентов у СНиП 2.05.06-85* и стандартов ASME с их прямыми аналогами типа CSA-Z184 и BS 8010 очень похожи, а в стандартах ФРГ коэффициенты нормируются по другой концепции. Дополнительный запас в СНиП 2.05.06-85*, не имеющий аналогов в зарубежных нормах, вводится на качество трубной стали (коэффициент k1 в интервале значений 1.34/1.55) и на назначение трубопровода (коэффициент kн в интервале значений 1.00/1.15).

В завершение выполним оценочный сравнительный расчет толщин стенок по разным стандартам для модельного магистрального газопровода, выполненного из стали класса X70 по API 5L, диаметром 1420 мм при проектном давлении P_d = 10 МПа (с учетом коэффициента надежности по нагрузке для СНиП 2.05.06-85*). Коэффициенты запаса для расчета по иностранным стандартам брались из таблицы 1.

Таблица 2. Сравнительный расчет толщин стенок газопровода по СНиП 2.05.06-85*, ASME В31.8 и DIN 2470

Условный относительный класс опасности участка	Толщина стенки, мм
	СНиП 2.05.06-85*	ASME В31.8	DIN 2470
нормальный	25.0	25.0	26.0
высокий	31.0	30.0	28.0

Таким образом видно, что значения толщин стенок, определенные по СНиП 2.05.06-85* и ASME В31.8, близки между собой, а стандарты ФРГ завышают немного значения толщин стенок при низких и занижают при высоких классах опасности участков трубопровода.

В заключение хочется сказать, что в данном обзоре мы рассмотрели небольшой, но очень важный вопрос, возникающий при проектировании магистральных нефтепроводов. Исходя из вышеизложенного, каждый может сам сделать выводы о преимуществах и недостатках описанных методик расчета. На наш взгляд, несмотря на разные фундаментальные основы расчета и СНиП 2.05.06-85*, и стандарты ASME за счет использования коэффициентов запаса приходят к очень близким результатам, что вполне вероятно подтверждает оптимальность обеих методик. И еще один вывод хотелось бы сделать. Раз уж оба стандарта дают близкие результаты по толщинам стенок, то это явный показатель того, что необдуманно уменьшать расчётные толщины стенок трубопроводов относительно требований описанных нормативов, безусловно, не следует.