Оценка коррозионного состояния трубопровода, находящегося в электрическом поле ЛЭП ПТ, производится по разности потенциалов труба - земля и величине тока в трубопроводе.
Ьлок-схема комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ. Оценка коррозионного состояния ЛЧ МГ в перспективе должна стать составной частью комплексной оценки технического состояния ЛЧ МГ.
Схема возникновения и распространения блуждающих. При оценке коррозионного состояния газопровода важж знать как средние, так и максимальные значения разности по тенциалов.
Приборы для оценки коррозионного состояния должны включать в себя датчики, систему регистрации и соответствующие источники энергии. При использовании магнитных и электромагнитных методов возможно применение различных намагничивающих систем. Проблему сканирования решают либо небольшим числом датчиков, движущихся внутри трубы по винтовой линии, либо большим числом датчиков, движущихся поступательно вместе с намагничивающей системой и расположенных по периметру прибора. В этом случае наиболее целесообразно использование двухкольцевой шахматной системы расположения датчиков для устранения возможных пропусков дефектов на трубе. Выпускаемые в США приборы типа Лайналог состоят из трех секций, соединенных шарнирами. В первой секции находятся источники питания и уплотнительные манжеты, во второй - электромагнит с системой кассет для датчиков, в третьей - электронные узлы и записывающее устройство, Их используют для проведения обследований трубопроводов.
Шурфование для оценки коррозионного состояния трубопровода необходимо проводить с полным вскрытием трубы и возможностью осмотра ее нижней образующей. Длина вскрытой части трубы должно быть не менее трех ее диметров.
Эффективным способом оценки коррозионного состояния оборудования (на стадиях его проектирования, эксплуатации, реновации) является коррозионный мониторинг - система наблюдений и прогнозирования коррозионного состояния объекта с целью получения своевременной информации о его возможных коррозионных отказах.
В табл. 6 дается оценка фактического коррозионного состояния систем горячего водоснабжения из черных труб в ряде городов. Кроме того, для сравнения приведены расчетные индексы насыщения воды при 60 С, данные по содержанию в воде растворенного кислорода, свободной углекислоты и оценка коррозионной активности.
Распределение областей скорости движения водогазонефтяного потока для трубопро-водов различных диаметров. Коррозионные обследования обсадных колонн проводят для оценки коррозионного состояния их (как по глубине, так и по площади месторождения), определения параметров электрохимической защиты, выявления причин негерметичности обсадных колонн в процессе эксплуатации и контроля защищенности.
На основе анализа изложенных выше данных по оценке коррозионного состояния и надежности оборудования и ТП ОНГКМ, результатов внутритрубной и наружной дефектоскопии, натурных и лабораторных коррозионно-механических испытаний, металлографических исследований темплетов и образцов, результатов технического диагностирования конструкций, а также с учетом действующих нормативно-технических документов (НТД), разработана методика диагностирования оборудования и ТП сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений.
В нашей стране и за рубежом разрабатывают методы и приборы для оценки коррозионного состояния трубопровода без его вскрытия. Наиболее перспективны методы, основанные на пропускании по трубопроводу специально оборудованного прибора, фиксирующего очаги коррозионного поражения стенки трубы с внутренней и наружной сторон. В литературе приводят данные по методам контроля состояния трубопроводов. Основное внимание уделяют магнитным и электромагнитным методам, При этом предпочтение отдают последним. Здесь же кратко описываются ультразвуковые и радиографические методы.
Модели, не описываемые какими-либо математическими уравнениями и представимые в виде набора табличных коэффициентов или номограмм, рекомендованных для оценки коррозионного состояния металлов.

Для оценки состояния покрытия на трубопроводе при эксплуатации целесообразно использовать переходное сопротивление изолированного трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и число антиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в покрытии. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы следует использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположение коррозионных поражений на стенке трубы. Ко второй - местная коррозия (каверны, питтинги, пятна), одиночные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений более 15 см), групповые (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений от 15 до 0 5 см) и протяженные (при расстоянии между ближайшими краями соседних поражений менее 0 5 см) поражения. Одиночные коррозионные поражения не приводят к возникновению отказов на трубопроводах.
Для оценки состояния изоляционного покрытия на трубопроводе в процессе эксплуатации необходимо использовать значения переходного сопротивления трубопровода, параметры, характеризующие проницаемость материала покрытия, и количество актиоксиданта (для стабилизированных композиций), оставшегося в изоляции. Для оценки коррозионного состояния стенки трубы необходимо использовать данные замеров коррозионных потерь металла под покрытием или в местах его дефекта, а также размеры и взаиморасположения коррозионных поражений на стенке трубы.
При оценке коррозионного состояния трубопровода определяют виды коррозии, степень поврежденности коррозией наружной стенки труб с обобщенной характеристикой участков, оценивают максимальную и среднюю скорость коррозии, прогнозируют коррозионное состояние участка на 3 - 5 лет.
В табл. 9.12 приведена оценка коррозионного состояния трубопровода при полном наборе влияющих факторов и соответствующие рекомендации.
На практике для количественной оценки коррозионной стойкости металлов можно использовать любое свойство или характеристику металла, которые существенно и закономерно изменяются при коррозии. Так, в системах водоснабжения оценку коррозионного состояния труб можно дать по изменению во времени гидравлического сопротивления системы или ее участков.
Для изыскания возможности уменьшения потерь металла в результате коррозии и снижения значительных прямых и косвенных потерь от коррозии необходима оценка коррозионного состояния аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем. При этом следует провести как оценку коррозионного состояния химико-технологической системы, так и прогнозирование возможного развития коррозии и влияния этого процесса на работоспособность аппаратов и коммуникаций химико-технологических систем.
Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимых для оценки коррозионного состояния сооружения, предусмотрены ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Сложность и своеобразие протекания процесса коррозии подземных металлических и железобетонных конструкций обусловлены особыми условиями подземной среды, где взаимодействуют атмосфера, биосфера и гидросфера. В связи с этим особое внимание уделяется разработке и созданию аппаратуры и систем для оценки коррозионного состояния объектов, находящихся под землей. Такая оценка может проводиться на основе измерения усредненного по времени потенциала металлической конструкции относительно земли. Для определения среднего значения потенциала разработаны приборы - интеграторы блуждающих токов. Они просты в изготовлении, не требуют специальных источников электропитания и надежны в эксплуатации. Использование этих приборов дает информацию о характере пространственного распределения анодных, катодных и знакопеременных зон для выбора места подключения средств электрохимической защиты и интегрального учета эффективности ее работы. Эта информация может быть использована как в процессе проектирования, строительства и монтажа нового оборудования, так и в процессе эксплуатации. Появляется возможность осуществления плановых мероприятий по обеспечению высокой надежности металлических и железобетонных конструкций в условиях длительной эксплуатации.
Оценку опасности коррозии стальных подземных трубопроводов, вызываемой влиянием электрифицированного транспорта, работающего на переменном токе, следует производить на основании результатов замеров разности потенциалов между трубопроводом и окружающей средой. Методика измерений приведена в разделе II. Объем и комплекс измерений, необходимые для оценки коррозионного состояния трубопровода, определяются ведомственными инструкциями, утвержденными в установленном порядке.
Контроль режима ведут на основании результатов анализов проб вод и пара, показаний рН - метров питательной и котловой воды, периодических определений количественного и качественного состава отложений, а также оценки состояния металла котла в коррозионном отношении. Оперативный персонал особо контролирует два основных показателя режима: дозу комплесона (по убыли уровня в мернике рабочего раствора 7 с пересчетом на расход питательной воды) и рН котловой воды чистого отсека. Вырезка представительных образцов труб поверхности нагрева, качественный и количественный анализ отложений, оценка коррозионного состояния металла в сравнении с его исходным состоянием в первые 1 - 2 года отработки режима выполняются через каждые 5 - 7 тыс. ч работы.
Поэтому имеют место случаи, когда из-за неточного определения расположения коррозионных дефектов на поверхности и внутри трубопровода вследствие перестраховки допускается неоправданная замена трубопровода на значительных участках, что приводит к большому перерасходу государственных средств. Следовательно, требуется надежная оценка коррозионного состояния трубопроводов и своевременное и правильное проведение их ремонта на основании полученных данных. С этой целью в нашей стране разработаны, сконструированы и проходят испытания дефектоскопы для оценки коррозионного состояния трубопроводов без их вскрытия из траншеи.

Федотов С.Д., Улыбин А.В., Шабров Н.Н.

инженер С. Д. Федотов;
к. т. н., доцент А. В. Улыбин *;
д. ф.- м. н., профессор Н. Н. Шабров,
ФГБОУ ВПО Санкт - Петербургский государственный политехнический университет

Ключевые слова: коррозионный износ; стальные конструкции; ультразвуковая толщинометрия; обследование строительных конструкций

Хорошо известно, что коррозионные потери металлических конструкций приносят большой экономический ущерб. Коррозионное разрушение элементов стальных конструкций и арматуры в железобетоне является одним из основных факторов, приводящих к недопустимому и аварийному состоянию конструкций . Скорость коррозии изменяется в широких пределах от 0,05 до 1,6 мм в год и зависит от коррозионной стойкости металла, параметров агрессивной среды, наличия и состояния антикоррозионной обработки, конструктивного решения и прочих факторов.

Определение фактического коррозионного износа эксплуатируемых стальных конструкций необходимо как для контроля их технического состояния и своевременного восстановления, так и для предотвращения аварий (отказов и обрушений).

В современных нормативах по обследованию, технической литературе и научных трудах вопрос правильного определения коррозионного износа раскрыт не полностью. Из имеющихся указаний не всегда четко понятно, чем и как измерять потери, какие участки выбирать и как их подготавливать. Нет однозначного мнения о том, как отображать результат измерений. Таким образом, необходимо обобщить имеющиеся в литературе данные и разработать методику контроля с учетом современного приборного обеспечения.

Контроль коррозионных потерь на практике сводится к двум основным задачам:

1) определение фактического остаточного сечения металлического элемента;

2) сравнение фактической толщины с изначальной (либо измеренной на предыдущем этапе обследования).

Казалось бы, обе указанные задачи весьма легко решаются. Однако на практике возникают проблемы как при измерении толщины поврежденной конструкции, так и при сопоставлении ее с изначальной. Также не всегда очевидно, как наиболее удобно и информативно отобразить результат исследования. Решению данных проблем, схематично представленных на рис.1, посвящена данная статья.

Рисунок 1. Методы определения коррозионных потерь

В статье рассмотрены основные методы контроля, реализуемые при наличии сплошной коррозии металла. Вопросы измерения местной коррозии (язвенной, питтинговой, межкристаллитной и др.) в данном материале не рассматриваются.

Измерение остаточной толщины механическим методом

Прежде чем рассматривать вопрос толщинометрии, необходимо отметить, что обмеры металлических конструкций требуют максимальной точности измерений по сравнению с конструкциями из других материалов. Согласно нормативно - методическим документам и технической литературе точность измерения должна быть не менее 0,05-0,1 мм.

Наиболее простым и требующим минимальных затрат на оборудование способом является определение фактической толщины элементов стальных конструкций с помощью различных механических измерительных приборов. Для реализации указанных целей с обеспечением необходимой точности рекомендуется использовать штангенциркули, микрометры и механические толщиномеры, а также измерительные скобы .

На практике применение наиболее доступных из указанных средств, а именно штангенциркулей, не всегда удобно, а иногда невозможно. Объясняется это тем, что измерение штангенциркулем можно осуществить только на открытых участках профилей (перья уголков, полки двутавров и швеллеров и др.) (рис. 2). Особенно часто возникает необходимость измерения остаточной толщины более тонкого элемента сечения, которым является стенка в швеллерах и двутаврах. В большинстве случаев свободный конец профиля (на участках опирания) недоступен и, соответственно, измерение выполнить невозможно. Вторым существенным ограничением является длина губок штангенциркуля. При этом имеется возможность измерения толщины металла только на участках, расположенных вдоль края исследуемого профиля в пределах полосы, равной длине губок.

Рисунок 2. Измерение остаточной толщины штангенциркулем

Рисунок 3. Измерение остаточной толщины ИЧТ со скобой

Рисунок 4. Микрометр - толщиномер

Более удобными средствами измерения являются толщиномеры со скобой. Применяя их, возможно выполнить измерение толщины на локальных участках, расположенных на отдалении от краев исследуемого элемента. При неравномерном коррозионном повреждении данное преимущество будет решающим в сравнении со штангенциркулем. Помимо этого, при использовании толщиномера с мессурой (рис. 3) может быть увеличена точность измерения по сравнению с механическим штангенциркулем до 0,01 мм и более. С другой стороны, применение механических толщиномеров в виде скоб сопровождается теми же ограничениями, что и у штангенциркулей.

Очевидно, что применение вышеуказанных механических средств измерения невозможно на элементах замкнутого профиля - трубах, которые применяются с каждым годом все в больших объемах. Единственно возможный способ механического измерения толщины замкнутого профиля заключается в сверлении отверстия и измерении специализированным микрометром (рис. 4). При этом точность измерения и производительность контроля резко снижаются.

Измерение остаточной толщины физическим методом

Для определения толщины, сплошности и других параметров изделий и покрытий, выполненных из различных материалов, используется широкий спектр физических методов неразрушающего контроля (НК). Среди них можно отметить магнитные, вихретоковые, радиоволновые методы и др. .

Одним из наиболее успешно применяемых физических методов контроля толщины и других параметров стальных конструкций является ультразвуковой метод. Подтверждением тому стало повсеместное изучение и применение ультразвуковых приборов (толщиномеров и дефектоскопов) в отечественной и зарубежной практике . Данный метод основан на способности ультразвуковых волн отражаться на границе раздела сред . Необходимо отметить, что для целей, описываемых в настоящей работе, ультразвуковой эхо - метод является единственно применимым среди физических методов НК .

Основные преимущества использования современных приборов, реализующих ультразвуковой метод толщинометрии:

Возможность контроля при одностороннем доступе;

Работа на участках, удаленных от края конструкции (без наличия открытых краев);

Высокая производительность;

Достаточная точность измерений;

Относительно простые требования по предварительной подготовке участка измерения.

В России широко применяются ультразвуковые толщиномеры как отечественных, так и зарубежных производителей (ООО «АКС», ООО «Технотест», ЗАО «Константа», « Olympus » и др.). Наиболее удобными для работы в полевых условиях являются приборы - моноблоки (рис. 5).

Рисунок 5. Измерение толщины с помощью ультразвукового прибора

Безусловно, у них есть и недостатки, среди которых ограниченный диапазон измеряемых толщин, меньшая емкость аккумулятора и другие.

Для использования большинства ультразвуковых толщиномеров необходима подготовка поверхности стали путем зачистки или (предпочтительно) шлифовки участка измерения. С одной стороны, данное обстоятельство снижает производительность контроля, а в случае отсутствия источника электроснабжения - весьма существенно. С другой стороны, подготовка участка измерения также необходима для обеспечения нормальной точности контроля механическими толщиномерами. Кроме того, доступность портативных аккумуляторных инструментов для механической обработки поверхности металла в наши дни практически устраняет эту проблему.

Учитывая вышесказанное, можно сделать вывод о том, что преимущество ультразвуковых приборов перед механическими толщиномерами очевидно.

Определение начальной толщины сечения

Чтобы понять, каковы потери металла, необходимо знать его начальную толщину. Самым простым и достоверным способом является измерение толщины исследуемого элемента в неповрежденном сечении. В случае неограниченного (в пространстве) и продолжительного доступа агрессивной среды к открытым элементам зачастую вся площадь элемента имеет коррозионное повреждение. В данном случае определить изначальную толщину элемента прямым измерением невозможно.

В такой ситуации параметры сечения элементов определяют либо по проектной документации, либо по сортаменту металлопроката. Данный подход имеет невысокую достоверность и в ряде случаев невозможен (отсутствие документации, применение нестандартных сварных профилей и пр.). Если же проектная документация доступна для анализа, вероятность определения искомых параметров выше. Однако нет гарантии того, что возведенные конструкции полностью соответствуют проектному решению, а в реалиях отечественного строительства - исполнительной документации.

Выявление толщин элементов по сортаменту путем определения общих габаритов сечения (высоты и ширины) также не всегда возможно. Если конструкции выполнены из швеллеров и двутавров, для решения задачи необходимо наличие сортаментов, соответствующих периоду изготовления профилей. Однако при обследовании конструкций не всегда удается определить соответствие профилей конкретному сортаменту. При обследовании труб и уголков использование сортамента для определения начальной толщины невозможно, так как одним и тем же габаритам сечений соответствует большой диапазон толщин. Например, равнополочный уголок № 50 по ГОСТ 8509-93 может иметь начальную толщину от 3,0 до 8,0 мм с шагом 1,0 мм.

Косвенный метод контроля коррозионных потерь

В нормативах и технической литературе по обследованию зданий можно встретить рекомендации применять для приблизительной оценки величины коррозионных потерь косвенный метод. Суть его заключается в измерении толщины слоя продуктов коррозии и в оценке величины повреждения, равной 1/3 толщины коррозионных окислов.

Достоверность такого подхода с нашей точки зрения весьма сомнительна по следующим причинам. В основу идеи, вероятно, положен тот факт, что продукты коррозии имеют плотность существенно меньшую, чем разрушенный металл. Можно предположить, что для достоверной реализации метода плотность коррозионных окислов должна быть в 3 раза меньше плотности стали. Однако по результатам измерений, выполненных авторами на различных объектах, отношение плотностей продуктов коррозии (без учета объема открытых пор и воздушных прослоек) и стали изменяется в диапазоне 2,1...2,6 раза (табл. 1).

Таблица 1. Плотность коррозионных окислов

	Объект отбора	Элемент	Условия эксплуатации	Плотность окислов, т / м 3	Отношение к плотности стали
	Балки междуэтажного перекрытия жилого здания	Полка балки	Увлажнение во время протечек
		Стенка балки
	Канализационная решетка лаборатории	Уголок решетки	Периодическое увлажнение
	Отстойник	Подкос лотка	Под уровнем жидкости
	канализационных очистных сооружений	Уголок водослива	Постоянное увлажнение

Можно было бы опровергнуть данные утверждения тем, что именно за счет наличия пор и воздушных прослоек толщина продуктов коррозии как раз в три раза больше поврежденного слоя металла. Однако в этом и заключается вторая причина невозможности реализации косвенного подхода. Плотность «упаковки» продуктов коррозии (соотношение воздушных прослоек и пор с объемом окислов) зависит от разных факторов. К ним в разной степени относятся вид агрессивной среды, периодичность доступа среды к материалу, наличие микроорганизмов, являющихся катализатором процесса , и другие. В большей степени играет роль конструктивное решение, а именно наличие прилегающих к корродирующему элементу других конструкций, препятствующих свободному накоплению продуктов коррозии.

Авторам не раз приходилось наблюдать при обследовании однотипных конструктивных элементов различные по своей структуре продукты коррозии. Например, в одном из зданий постройки конца XIX века плотность коррозионных окислов, зафиксированных на стенках балок перекрытий, отличалась в разы. Причиной высокой плотности окислов являлось межбалочное заполнение в виде кирпичных сводиков, препятствующих свободному накоплению коррозионных слоев. На другом перекрытии того же здания коррозионные «пироги» вдоль стенок двутавровых балок имели суммарную толщину 5,0-7,0 см при толщине потерь стали 5,0-7,0 мм (рис. 6). В данном случае заполнение между балками было сделано в виде деревянного наката.

Рисунок 6. Слоистые коррозионные окислы, отобранные с балок перекрытия

Подводя итоги, необходимо отметить, что указанный косвенный метод мог бы быть реализован только в случае, когда продукты коррозии накапливаются за весь коррозионный период и не удаляются с места образования. В условиях открытых элементов (металлические фермы, колонны и пр.) невозможно однозначно определить суммарную толщину продуктов коррозии, которые могли либо быть счищены во время эксплуатации, либо просто упали с конструкции под собственным весом.

Представление результатов измерения

Еще одной проблемой, не освещенной в литературе, является вопрос о том, как представлять результат измерения износа. Имеются следующие варианты: в абсолютных единицах (мм, мкм); в процентах от толщины отдельного элемента сечения (полки, стенки); в процентах от площади всего сечения. Необходимо отметить, что аварийный критерий коррозионного износа, имеющийся в документах , выражается в процентах от площади сечения. Как правило, износ, нормируемый как аварийный, составляет 25% площади.

Для выполнения поверочных расчетов мало иметь информацию о потере площади сечения (либо о фактической площади остаточного сечения). Такая информация может быть достаточной только для расчета растянутых элементов. Для расчета сжатых и изогнутых элементов необходимо знать фактические габариты всех элементов сечения (полок, стенок, перьев уголков и др.). Поэтому представление результатов измерений в процентах от площади сечения недостаточно информативно. Установить процент потери площади сечения прямым измерением не представляется возможным, так как данный параметр можно определить только пересчетом. Это утверждение обосновывается следующим: в случае одинаковой скорости коррозии всех элементов сечения величина потерь будет одинакова по абсолютной величине (мм), при этом износ в процентах будет равен только для элементов с одинаковой начальной толщиной. Однако случаи равномерной коррозии всех элементов сечения с одинаковой скоростью встречаются редко.

Часто ошибка исследователей связана с тем, что потери измеряются только в одном из элементов сечения, по которому и делают вывод о коррозионном износе сечения в целом. Такой подход ошибочен, так как в зависимости от пространственного расположения, типа сечения, доступа агрессивной среды и других факторов износ разных частей сечения будет различным . Характерным примером является коррозия двутавровых балок в воздушной среде. При равномерном доступе агрессивной среды большему износу будут подвергаться верхняя поверхность горизонтально расположенных частей сечения (например, полок). Это происходит за счет скопления на них влаги, пыли, продуктов коррозии, ускоряющих процесс разрушения.

При определенных условиях, связанных, как правило, с доступом агрессивной среды, глубина коррозионных потерь сильно изменяется даже в пределах одного элемента сечения. В качестве примера на рис. 7. представлено сечение двутавровой балки надподвального перекрытия с коррозионными потерями. Как видно из рисунка, максимальные повреждения имеются на краях нижней полки и достигают 100% толщины. При этом по мере приближения к стенке процент износа уменьшается. Принять по измерению на краях, что полка, а тем более все сечение полностью утрачено, было бы в корне неправильным.

Рисунок 7. Неравномерное коррозионное повреждение нижней полки двутавровой балки надподвального перекрытия

Исходя из вышесказанного, для качественного выполнения обследования и представления его результатов необходимо:

Производить измерение остаточной толщины во всех элементах сечения, имеющих признаки повреждения;

При неравномерном коррозионном повреждении в пределах части сечения определять минимальные и максимальные толщины, а также выявлять зоны максимальных потерь (строить конкретный профиль остаточного сечения);

При определении потери площади сечения производить ее расчет по данным толщинометрии каждого из элементов сечения.

Практический пример

Для иллюстрации описанного выше приведем результаты обследования, задачей которого было определение процента коррозионного износа ферм покрытия.

Обследуемые металлические фермы (рис. 8) расположены в производственном корпусе кирпичного завода и перекрывают пролет 36 м. Элементы поясов и решеток ферм преимущественно выполнены из спаренных уголков, образующих тавровое сечение (рис. 9). Верхний пояс в крайних панелях выполнен из сварного двутавра с различной шириной полок. Соединения элементов выполнены на сварке с фасонками. Согласно проектной документации элементы ферм изготовлены из разных марок стали: элементы решетки из ВСтЗпс 6 по ГОСТ 380-71, элементы поясов из 14 Г 2 по ГОСТ 19281-73, фасонки из ВСтЗспб по ГОСТ 380-71.

Рисунок 8. Общий вид обследованных ферм

Рисунок 9. Сечение одного из элементов фермы

Зачистка поверхности в зазоре между уголками весьма трудоемка, а использование механических толщиномеров без удаления продуктов коррозии приводит к значительной погрешности измерения. Для решения поставленной задачи был использован ультразвуковой толщиномер А 1207 с рабочей частотой 2,5 МГц. Диапазон устанавливаемых скоростей варьируется от 1000 до 9000 м / с, что позволяет производить калибровку прибора для различных конструкционных сталей.

Рисунок 10. Коррозионное повреждение элемента фермы

В ходе обследования выполнен визуальный осмотр металлических элементов ферм, в результате которого установлены наличие повсеместного износа защитных окрасочных покрытий и сплошная коррозия металлических элементов (рис. 10). Измерения остаточной толщины выполнялись на наиболее поврежденных по визуальным признакам участках элементов ферм.

Ввиду длительной эксплуатации без своевременных периодических ремонтов и восстановления защитных покрытий элементы ферм на всей площади имели коррозионное повреждение.

Таким образом, определение начальной толщины сечения по измерению на неповрежденном участке не представлялось возможным. С учетом этого была предпринята попытка сопоставления фактических габаритов сечений с ближайшим большим (по толщине профиля) сечением по сортаменту. Определенные таким образом коррозионные потери составили 25-30%, что, согласно требованиям норматива , является аварийным признаком.

После первоначального анализа (сопоставления с сортаментом) заказчиком была найдена и предоставлена проектная документация. В результате анализа проекта установлено, что часть элементов фермы была выполнена из профилей большего сечения (по толщине и габаритам), чем указано в проекте. С учетом изначального применения профилей большего сечения и их коррозионного износа было выявлено, что фактические толщины данных элементов превосходят проектные. Таким образом, несущая способность, предусмотренная проектом для данных элементов, обеспечена. Коррозионные потери той части элементов, сечение которых соответствует проектным данным, оказались не столь существенными (не более 10%).

Итак, при определении коррозионного износа на основе сравнения с проектной документацией было выявлено, что его величина не превышает 10% площади сечения некоторых элементов. При отсутствии проектной документации и использовании в качестве изначальных сечений по сортаменту техническое состояние конструкций ошибочно могло быть признано аварийным.

Заключение

В качестве выводов по изложенному материалу можно выделить следующее.

1. Показано, что наиболее удобным и производительным, а иногда и единственно возможным методом для определения остаточной толщины стальных конструкций является ультразвуковой эхо - метод. Использование механических толщиномеров можно рекомендовать только в случае отсутствия или невозможности применения ультразвуковых толщиномеров (например, при низких температурах воздуха).

2. Обосновано, что косвенный метод по определению коррозионных потерь на основе измерения толщины продуктов коррозии неприменим ввиду недостоверности получаемых результатов.

3. Представление коррозионных потерь металла в процентном выражении дает качественную оценку состояния конструкции, а также позволяет оценить скорость коррозии.

4. Состояние конструкций в большинстве случаев необходимо определять поверочным расчетом. Для этого необходимо иметь информацию об остаточных геометрических характеристиках поврежденного сечения.

5. Разработан алгоритм определения коррозионного износа, который рекомендуется применять в практике обследования объектов (рис. 11).

6. Требуется обновление разделов нормативных документов, регламентирующих инструментальную оценку коррозионного износа и классифицирующих техническое состояние металлических конструкций с учетом предлагаемой методики.

Рисунок 11. Алгоритм оценки коррозионного износа (* при сплошной коррозии металла)

Литература

1. Пузанов А. В., Улыбин А. В. Методы обследования коррозионного состояния арматуры железобетонных конструкций // Инженерно - строительный журнал. 2011. № 7(25). С. 18-25.

2. Добромыслов А. Н. Диагностика повреждений зданий и инженерных сооружений. М.: АСВ, 2006. 256 с.

3. Пособие по обследованию строительных конструкций зданий. М.: АО «ЦНИИПРОМЗДАНИЙ», 1997. 179 с.

4. Ремнев В. В., Морозов А. С., Тонких Г. П. Обследование технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений: Учебное пособие для вузов ж.- д. транспорта. М.: Маршрут, 2005. 196 с.

5. Пособие по контролю состояния строительных металлических конструкций зданий и сооружений в агрессивных средах, проведению обследований и проектированию восстановления защиты конструкций от коррозии (к СНиП 2.03.11-85). М.: ГОССТРОЙ СССР, 1987. 23 с.

6. Гуревич А. К. [и др.] Таблица: Методы и задачи толщинометрии // В мире НК. 2008. № 2(40). С. 4.

7. Юнникова В. В. Исследование и разработка методов и средств повышения достоверности ультразвукового контроля толщины: дис.... канд. техн. наук. Хабаровск, 1999. 107 с.

8. Юнникова В. В. О достоверности ультразвукового контроля толщины // Контроль и диагностика. 1999. № 9. С. 31-34.

9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. Improved corner detection by ultrasonic testing using phase analysis// Ultrasonics. 2013. № 53(2). Pp. 630-634.

10.Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. Experimental research on small diameter concrete-filled steel tubular by ultrasonic detection // Applied Mechanics and Materials. 2012. Vol. 226-228. Pp. 1760-1765.

11. Tang R., Wang S., Zhang Q. Study in ultrasonic flaw detection for small-diameter steel pipe with thick wall // International Journal of Digital Content Technology and its Applications. 2012. № 6(16). Pp. 17-27.

12. Самокрутов А. А., Шевалдыкин ВТ. Ультразвуковая эхо - томография металлоконструкций. Состояние и тенденции // Заводская лаборатория. Диагностика материалов. 2007. № 1. С. 50-59.

13. Данилов В. Н., Самокрутов А. А. Моделирование работы пьезопреобразователей с сухим точечным контактом в режиме излучения // Дефектоскопия. 2003. № 8. С. 11-23.

14. Introduction to Phased Array Ultrasonic Technology Applications: R/D Tech Guideline. Quebec: R/D Tech inc., 2004. 368 p.

15. Samokrutov A. A., Kozlov V. N., Shevaldykin V. G. New approaches and hardware means of ultrasonic thickness measurement with the usage of one-element single probes // 8th European conference on Non-Destructive Testing, Barcelona, 17-21 June, 2002. Pp. 134-139.

16. Самокрутов А. А., Шевалдыкин В. Г., Козлов В. Н, Алёхин С. Т., Мелешко И. А., Пастушков П. С. А 1207 - Ультразвуковой толщиномер нового поколения // В мире НК. 2001. № 2(12). С. 23-24.

17. Fowler K.A., Elfbaum G. M., Smith К. A., Nelligan T. J. Theory and application of precision ultrasonic thickness gaging [Электронный ресурс]. URL: http://www.ndt.net/article/w... (дата обращения: 09.01.2013).

18. Сорокин Ю. Н. Ультразвуковые методы неразрушающего контроля // Сб. ВИНИТИ. Итоги науки и техники: Метрология и измерительная техника. 1979. Т.4. С.253-290.

19. Гмырин С. Я. Влияние шероховатости контактной поверхности на показания ультразвуковых толщиномеров // Дефектоскопия. 1993. № 10. С. 29-43.

20. Гмырин С. Я. К вопросу о толщине стенок изделия и погрешности ее измерения в ультразвуковой толщинометрии в случае значительной коррозии поверхности ввода // Дефектоскопия. 1996. № 11. С. 49-63.

21. Землянский А. А., Вертынский О. С. Опыт выявления дефектов и трещин в крупноразмерных резервуарах для хранения углеводородов // Инженерно - строительный журнал. 2011. № 7(25). С. 40-44.

22. ГОСТ Р 53778-2010. Здания и сооружения. Правила обследования и мониторинга технического состояния. Введ. 01.01.2011. М., 2010. 60 с.

23. Старцев С. А. Проблемы обследования строительных конструкций, имеющих признаки биоповреждения // Инженерно - строительный журнал. 2010. № 7(17). С. 41-46.

24. ТСН 50-302-2004. Проектирование фундаментов зданий и сооружений в Санкт - Петербурге. Введ. 05.08.04. СПб., 2004. 57 с.

25. Прищепова Н. А. Долговечность стальных ферм покрытий промзданий предприятий цветной металлургии на крайнем севере: автореф. дис.... канд. техн. наук. Норильск.: Норильский индустр. инст - т, 1997. 25 с.

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Москва 2003

Регламенты, разработанные и утвержденные ОАО «АК «Транснефть», устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепроводного транспорта, а также обязательные требования к оформлению результатов этих работ.

Регламенты (стандарты предприятия) разрабатываются в системе ОАО «АК «Транснефть» для обеспечения надежности, промышленной и экологическом безопасности магистральных нефтепроводов, регламентации и установления единообразия взаимодействия подразделений Компании и ОАО МН при ведении работ по основной производственной деятельности как между собой, так и с подрядчиками, органами государственного надзора, а также унификации применения и обязательного исполнения требований соответствующих федеральных и отраслевых стандартов, правил и иных нормативных документов.

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ

1.1. Правила обследования распространяются на магистральные нефтепроводы подземной прокладки, имеющие систему активной защиты от коррозии и тип изоляционного покрытия, соответствующий .

1.2. При разработке правил использованы нормативные документы:

Сооружения стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

РД 153-39.4-039-99 «Нормы проектирования ЭХЗ магистральных трубопроводов и площадок магистральных нефтепроводов».

2. ЗАДАЧИ ОБСЛЕДОВАНИЯ

Основными задачами обследования являются:

2.1. Оценка коррозионного состояния нефтепроводов.

2.2. Оценка состояния противокоррозионной защиты.

2.3. Своевременное обнаружение и устранение коррозионных повреждений.

2.4. Разработка и проведение мероприятий по повышению эффективности защиты, оптимизации работы средств ЭХЗ.

3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПРОТИВОКОРРОЗИОННОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ

3.1. Комплексное противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями ЭХЗ при ОАО МН или специализированными организациями, имеющими разрешение (лицензию) Госгортехнадзора на проведение данных работ.

3.2. Обследование должно проводиться:

Не позднее чем через 6 месяцев после ввода в эксплуатацию системы электрохимической защиты вновь построенных нефтепроводов с обязательной выдачей сертификата соответствия качества противокоррозионной защиты государственным стандартам;

Не реже 1 раза в 5 лет для нефтепроводов, проложенных на участках с высокой коррозионной опасностью по ;

Не реже 1 раза в 10 лет на остальных участках.

Внеочередное обследование при обнаружении в процессе эксплуатации вредного влияния от систем ЭХЗ вновь построенных близлежащих и пересекающих подземных коммуникаций и от электрифицированных железных дорог.

3.3. В соответствии с периодичностью обследования по п. в ОАО МН должна быть разработана программа противокоррозионного обследования на ближайшие 10 лет.

3.4. Ежегодно до 1 января следующего года Программа должна корректироваться с учетом выполненных в текущем году работ по обследованию.

3.5. Обследование должно проводиться с использованием полевых лабораторий ЭХЗ и современного измерительного оборудования, как отечественного, так и импортного.

3.6. Методика обследования должна соответствовать РД «Инструкция по комплексному обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов».

3.7. Договоры на обследование со сторонними организациями должны быть заключены до 1 апреля текущего года.

3.8. Обязательным приложением к договору является «Программа коррозионного обследования нефтепровода», составленная на основании «Инструкции по комплексному обследованию коррози онного состояния МН», с учетом особенностей коррозионного состояния и коррозионных факторов обследуемого участка.

3.9. Окончательный срок выдачи результатов по коррозионному обследованию сторонней организацией должен быть не позднее 1 апреля следующего года. Информационный отчет с предварительными, наиболее важными результатами должен быть выдан до 1 ноября текущего года для своевременного включения в план следующего года мероприятий, требующих капитальных затрат.

4. СОСТАВ КОМПЛЕКСНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

4.1. Анализ коррозионной опасности по трассе нефтепроводов проводится на основе данных коррозионной опасности грунтов, в том числе и микробиологической, наличию и характеру блуждающих токов, наличию участков, длительное время находившихся без защиты.

4.2. Сбор и анализ статистических данных об условиях эксплуатации противокоррозионной защиты обследуемого участка нефтепровода за весь предшествующий комплексному обследованию период: технологических характеристик средств ЭХЗ, сведений о работе средств электрохимической защиты за прошедший период эксплуатации, сведений по состоянию изоляции.

4.3. Проведение комплекса электрометрических работ:

По локализации дефектов и оценке переходного сопротивления изоляционного покрытия методом градиента потенциала, методом выносного электрода и другими методами;

По измерению защитного потенциала по протяженности, а в зонах блуждающих токов - по протяженности и по времени;

По измерению коррозионных характеристик почвы - удельного сопротивления грунта, поляризационных характеристик почвы.

4.4. Определение коррозионно-опасных мест на основе обработки и анализа данных обследования.

4.5. Вскрытие нефтепровода в коррозионно-опасных местах в процессе обследования с составлением актов шурфовки, устранение дефектов изоляции и коррозионных повреждений силами эксплуатационных служб.

4.6. Решение расчетно-аналитических задач по обеспечению коррозионной безопасности нефтепровода:

4.6.1. Оценка состояния изоляции, в том числе:

Прогнозирование изменения ее физико-химических свойств во времени;

Оценка остаточного ресурса изоляции;

Определение оптимального срока и очередности ремонта изоляции участков.

4.6.2. Определение технического состояния средств ЭХЗ:

Соответствие параметров установок нормативным документам;

Техническое состояние элементов установок ЭХЗ;

Прогнозирование изменения параметров установок ЭХЗ во времени;

Выработка мероприятий по оптимизации работы и срокам проведения ремонта средств ЭХЗ.

4.6.3. Оценка коррозионного состояния нефтепровода.

4.7. Составление отчета по проведенному обследованию с выдачей рекомендаций по совершенствованию комплексной защиты нефтепроводов.

4.8. При необходимости разработка проекта ремонта и реконструкции средств ЭХЗ на основе рекомендаций обследования.

4.9. Результаты обследования должны быть представлены на бумажных и магнитных носителях.

4.10. Служба ЭХЗ ОАО МН после получения отчета должна использовать результаты обследования для пополнения эксплуатационной и архивной базы данных о состоянии противокоррозионной защиты.

5. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ ОБСЛЕДОВАНИЯ

5.1. Анализ коррозионной опасности по трассе нефтепровода

5.1.2. Оценку коррозионной опасности по трассе нефтепровода производят с целью выделения участков, требующих первоочередного обследования с расширенным перечнем электрометрических работ.

5.1.3. Оценка коррозионной опасности не производится в том случае, когда коррозионно-опасные участки установлены ранее.

5.1.4. Измерение удельного электрического сопротивления грунта производится по четырехэлектродной схеме Веннера.

5.1.5. Коррозионную опасность от биологической коррозии определяют с помощью микробиологического анализа грунтов по существующим методикам.

5.1.6. Коррозионную опасность от блуждающих токов рассчитывают по формулам с учетом расстояния между электрифицированной ж/д и нефтепроводом, расстояния между тяговыми подстанциями и рода тока ж/д (постоянный, переменный).

5.1.7. Общая коррозионная опасность рассчитывается с учетом величин, указанных в пп. - . По результатам оценки коррозионной опасности определяют очередность и объем обследования участков нефтепроводов.

5.2. Анализ данных по условиям эксплуатации противокоррозионной защиты за предыдущий период.

5.2.1. Цель анализа:

Определение опасных в коррозионном отношении участков нефтепровода;

Интегральная оценка сопротивления изоляции по участкам за весь период эксплуатации.

5.2.2. Для анализа необходимо обобщить данные:

По результатам осмотра нефтепровода в шурфах по представленным актам шурфовки;

По внутритрубной дефектоскопии;

По коррозионным отказам нефтепроводов;

По проводившимся ранее замерам защитного потенциала и режимам работы установок ЭХЗ.

5.2.3. Участки, имевшие коррозионные поражения, подлежат детальному изучению. Все коррозионные поражения следует сопоставить с оценкой коррозионной опасности, определенной на первом этапе обследования.

5.2.4. Ретроспективная оценка состояния изоляции производится по сопротивлению изоляции, рассчитанному по эксплуатационным данным установок ЭХЗ и распределению разности потенциалов вдоль трубопровода.

5.3. Проведение электрометрических работ

5.3.1. Поиск дефектных мест в изоляции производят одним из следующих методов:

Выносного электрода;

Градиента напряжения постоянного тока;

Продольного градиента;

Поперечного градиента.

5.3.2. Измерение защитного потенциала по протяженности определяют по поляризационному потенциалу.

5.3.3. Поляризационный потенциал измеряют по методикам в соответствии с и НТД.

5.3.4. Сплошные измерения защитного потенциала могут быть выполнены следующим образом:

Методом выносного электрода;

Методом интенсивных измерений с использованием отключения средств ЭХЗ.

5.3.5. На основании замеров составляется график распределения защитного потенциала вдоль нефтепровода.

5.4. Решение расчетных задач по обеспечению коррозионной безопасности

5.4.1. При оценке текущего состояния изоляции и прогнозировании изменения ее параметров решают следующие задачи:

Дают интегральную оценку по сопротивлению ее постоянному току;

Определяют физико-химические свойства изоляции;

Рассчитывают остаточный ресурс изоляции;

Определяют оптимальный срок переизоляции нефтепровода.

5.4.2. Определение параметров средств ЭХЗ и прогнозирование изменения ее параметров во времени.

Расчеты производятся на основании исходных данных:

Электрических параметров катодных и протекторных установок;

Паспортных характеристик средств ЭХЗ;

Конструктивных и электрических параметров анодных заземлений;

Данных периодического контроля установок ЭХЗ.

5.4.3. Оценка остаточного ресурса элементов установок ЭХЗ производится:

Для установок катодной защиты:

Анодного заземления;

Катодного преобразователя;

Дренажной линии;

Защитного заземления.

Для установок дренажной защиты:

Дренажа;

Дренажной линии;

Для протекторных установок - протекторов.

5.4.4. Комплексная оценка состояния ЭХЗ нефтепровода осуществляется в соответствии с по следующим критериям:

Общая защищенность;

Защищенность трубопровода по протяженности;

Защищенность трубопровода по времени.

5.5. Оценка коррозионного состояния нефтепровода производится с целью выявления наиболее опасных в коррозионном отношении участков нефтепроводов

5.5.1. Оценка производится путем обобщения всех данных обследования и данных по наличию коррозионных повреждений. Сводные данные по коррозионному состоянию заносятся в форму, определяемую НТД по противокоррозионному обследованию.

5.5.2. Коррозионную опасность определяют по сумме баллов, которыми оцениваются влияние различных коррозионных факторов.

5.6.2. На основании анализа данных о состоянии изоляционного покрытия и расчетов остаточного ресурса изоляции должны быть выделены участки и сроки ремонта изоляции.

5.6.3. На основании данных о работе средств ЭХЗ и технико-экономических расчетов по остаточному ресурсу и оптимизации должны быть определены мероприятия по совершенствованию системы ЭХЗ для обеспечения требуемой защиты по протяженности и по времени.

Коррозионное состояние трубопроводов является одним из основных факторов, характеризующих работоспособность ЛЧ МГ, надежность и безопасность ее эксплуатации. Защита трубопроводов определяется состоянием изоляционного покрытия и систем ЭХЗ.

Для установок электрохимзащиты (ЭХЗ) контроль технического состояния отдельных осуществляют путем периодических осмотров. При этом производят проверку показаний электроизмерительных приборов контрольными приборами, измерение потенциалов в точках дренажа, измерение электрического сопротивления цепи постоянного тока, оценку непрерывности работы установки катодной защиты по специальному счетчику или счетчику электрической энергии, контроль контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков установок.

Осмотры производят не реже: 4-х раз в месяц для установок дренажной защиты, 2-х раз в месяц - для установок катодной защиты.

Постоянный контроль по работе установок катодной защиты обеспечивается телеметрическими устройствами. Это позволяет снизить затраты и время на объезды установок, сократить время перерывов в их работе от момента обнаружения отказа до замены или ремонта установки, повышает точность настройки и стабильность параметров средств ЭХЗ.

При проверке состояния электрохимзащиты участка МГ определяют:

Уровень катодной защиты трубопровода;

Величину поляризационных потенциалов методом отключения источника поляризации (СКЗ) или экстраполяционными методами с использованием этих же измерительных систем;

Токи поляризации, протекающие по трубопроводу, по методике, рекомендуемой ГОСТ;

Величину удельного электрического сопротивления грунта;

Состав проб межслойного электролита, содержащегося в местах вздутий, мешков и других дефектах изоляционного покрытия.

Контроль защищенности трубопроводов заключается в периодических измерениях потенциалов "сооружение-земля" на всем протяжении трубопровода и сравнении полученных значений с нормативным значением, а также в определении суммарного времени, в течение которого трубопровод на всем протяжении имеет защитное значение потенциалов.

Измерение потенциалов на всем протяжении трубопровода производят выносным электродом сравнения с шагом измерения 10-20 м не реже одного раза в пять лет. При этом первое измерение должно быть произведено по истечении не менее 10 месяцев после засыпки трубопровода.

Измерения потенциалов в контрольно-измерительных колонках (КИК) и выносным электродом в точках на трассе, имеющих минимальные значения потенциала, производят не менее двух раз в год. Дополнительно измерения выполняются при работах, связанных с развитием систем ЭХЗ, изменениями в режиме работы установок катодной защиты, при работах связанных с ликвидацией источников блуждающих токов.

По результатам измерений потенциалов должны быть построены графики и определена защищенность по протяженности, а на основании данных телеконтроля по работе установок катодной защиты или их технических осмотров - защищенность трубопроводов во времени.

Контроль технического состояния изоляционных покрытий в процессе строительства осуществляется на участках законченного строительства. Контроль сплошности выполняется способом катодной поляризации. Данные о результатах заносятся в исполнительную документацию.

Контроль изоляционных покрытий при эксплуатации проводят в процессе комплексного обследования МГ. Сопоставление данных полученных при обследовании МГ с данными исполнительной документации позволяет оценить изменение защитных свойств покрытий во времени и по протяженности.

Определение состояния покрытия на обследуемом участке оценивается в два этапа как прямым, так и косвенным методами.

Косвенно на основании анализа данных по изменению защитной плотности тока по протяженности и во времени, результатов измерений потенциала "трубопровод-земля" и коррозионного электрометрического обследования;

Прямым методом при выборочном шурфовании.

Косвенные методы определения состояния изоляции и системы ЭХЗ предполагают интегральные и локальные измерения.

Интегральными методами определяют характеристики обследуемого участка газопровода в целом. Эти методы позволяют оценивать состояние покрытия на всей длине участка и определять места отслоений и сквозных повреждений изоляции. При этом выявляются отдельные специфические зоны, в которых нужно применить локальные методы контроля покрытий и средств ЭХЗ.

Основными критериями определения периодичности контроля изоляции без вскрытия траншеи являются защитная плотность тока на трубопроводе и переходное сопротивление "трубопровод-земля", позволяющие интегрально оценить качество изоляционного покрытия. На основе этих данных с помощью искателей производят поиск мест повреждений изоляционного покрытия и осуществляют выборочное шурфование.

Прямой метод или выборочное шурфование предполагает вскрытие газопровода, очистку его поверхности от грунта, визуальное обследование изоляционного покрытия и измерение переходного сопротивления, например, методом "полотенца". При этом следует проводить измерения сплошности, адгезии, толщины и переходного электросопротивления покрытия. Отбор проб изоляции и лабораторные испытания покрытий выполняют через каждые 3 года эксплуатации. Одновременно производится отбор проб грунта и грунтового электролита для контроля системы ЭХЗ.

После обследования производится вскрытие изоляции, прежде всего на участках с механическими повреждениями и другими дефектами. При обнаружении на освобожденных местах коррозионных и других повреждений зона осмотра расширяется для определения границ поврежденного участка трубы. В обязательный осмотр входит участок кольцевого сварного стыка.

Контроль состояния изоляционных покрытий выборочным шурфованием производят через 3 года с начала эксплуатации покрытий, а при достижении критических значений ЭХЗ и снижения локального переходного сопротивления до 10 ом·м - один раз в год.

Как интегральные, так и локальные методы являются электрометрическими. Они используют приборы постоянного и переменного тока и подразделяются на контактные и бесконтактные.

Оценку коррозионного состояния осуществляют путем осмотра и инструментальных измерений в контрольных шурфах. Определения выполняют в первую очередь:

На участках с неудовлетворительным состоянием защитных покрытий;

На участках, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины;

На коррозионно-опасных участках трассы, к которым относятся горячие участки с температурой транспортируемой продукции выше 40° С, участки трубопроводов, эксплуатирующиеся южнее 50-й параллели северной широты, в засоленных почвах (солончаках, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.), на поливных почвах;

На участках блуждающих токов;

На участках выхода трубопроводов из грунта;

На пересечениях трубопроводов;

На склоновых участках оврагов, балок и рек;

На участках промышленных и бытовых стоков;

На участках с периодическим обводнением грунта.

При визуальном осмотре и индивидуальном измерении коррозионного состояния трубопровода в шурфе определяют:

Наличие и характер продуктов коррозии;

Максимальную глубину каверн;

Площадь поверхности, поврежденной коррозией.

Гончаров, Александр Алексеевич

Ученая cтепень:

Кандидат технических наук

Место защиты диссертации:

Оренбург

Код cпециальности ВАК:

Специальность:

Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии

Количество cтраниц:

Глава 1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОНГКМ.

1.1 Условия работы металлических конструкций.

1.2. Обеспечение эксплуатационных свойств объектов ОГКМ.

1.3. Коррозионное состояние ТП и оборудования ОГКМ.

1.3.1. Коррозия НКТ и ТП.

1.3.2 Коррозия коммуникаций и оборудования УКПГ.

1.3.3 Коррозионное состояние оборудования ОГПЗ.

1.4. Методы определения остаточного ресурса.

Глава 2. Анализ причин повреждений оборудования и трубопроводов ОНГКМ.

2.1. Промысловое оборудование и трубопроводы.

2.2. Соединительные трубопроводы.

2.3. Оборудование и трубопроводы ОГПЗ.

2.4. Трубопроводы очищенного газа.

Выводы к главе 2.

Глава 3. Определение характеристик надежности и прогнозирование дефектности оборудования и ТП ОНГКМ.

3.1 Анализ отказов оборудования и ТП.

3.2 Определение характеристик надежности металлоконструкций.

3.3 Моделирование коррозионных повреждений ТП по результатам внутритрубной УЗД.

3.4 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

Выводы к главе 3.

Глава 4. Методы оценки остаточного ресурса оборудования и ТП.

4.1. Оценка ресурса конструкций по изменению сопротивления сталей СР.

4.2. Особенности оценки работоспособности конструкций, имеющих водородные расслоения.

4.3 Определение остаточного ресурса оборудования и

ТП с поврежденной поверхностью.

4.3.1 Параметры распределения"глубин коррозионных повреждений.

4.3.2 Критерии предельных состояний конструкций с повреждениями поверхности.

4.3.3. Прогнозирование остаточного ресурса ТП.

4.4 Методика диагностирования оборудования и трубопроводов.

Выводы к главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) На тему "Коррозионное состояние и долговечность оборудования и трубопроводов сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений"

Наличие в нефти и газе сероводорода обусловливает необходимость применения определенных марок сталей и специальной технологии сварочно-монтажных работ (СМР ) при обустройстве данных месторождений, а при эксплуатации оборудования и трубопроводов (ТП) необходим комплекс диагностических и противокоррозионных мероприятий. Помимо общей и язвенной коррозии сварных конструкций сероводород вызывает сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) оборудования и трубопроводов.

Эксплуатация металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений связана с осуществлением многопланового контроля за коррозионным состоянием оборудования и трубопроводов, а также с проведением большого количества ремонтных работ: ликвидацией аварийных ситуаций; подключением новых скважин и трубопроводов к действующим; заменой аппаратов,запорной арматуры,дефектных участков трубопроводов и т.п.

Трубопроводы и оборудование Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ) в настоящее время выработали проектный нормативный ресурс. Следует ожидать снижения надежности этих металлических конструкций в процессе эксплуатации вследствие накопления внутренних и внешних повреждений. Вопросы диагностирования ТП и оборудования ОНГКМ и оценки потенциальной опасности повреждений на данный период времени изучены недостаточно.

В связи с вышеизложенным являются актуальными исследования, связанные с выявлением основных причин повреждений металлических конструкций сероводородсодержащих нефтегазоконденсатных месторождений, разработкой методик диагностирования трубопроводов и оборудования и оценки их остаточного ресурса.

Работа выполнена в соответствии с приоритетным направлением развития науки и техники (2728п-п8 от 21.07.96 г.) "Технология обеспечения безопасности продукции, производства и объектов" и постановлением Правительства России от 16.11.1996 г. N 1369 по проведению в 1997-2000 г.г. внутритрубной диагностики ТП в пределах территорий Уральского района и Тюменской области.

1. Анализ условий работы и технического состояния ТП и оборудования ОГКМ

Заключение диссертации по теме "Химическое сопротивление материалов и защита от коррозии", Гончаров, Александр Алексеевич

Основные выводы

1. Определены основные причины повреждений ТП и оборудования в процессе 20 лет эксплуатации ОНГКМ: НКТ и муфты НКТ подвержены язвенной коррозии и СР, фонтанная арматура - СР; в аппаратах УКПГ после 10-летней эксплуатации возникают ВР; детали аппаратов выходят из строя из-за язвенной коррозии; дефектные сварные соединения ТП подвергаются СР, в металле ТП после 15 лет эксплуатации возникают ВР; запорно-регулирующая арматура теряет герметичность вследствие охрупчивания уплотнительных элементов; аппараты ОГПЗ подвержены язвенной коррозии, имеются отказы аппаратов вследствие ВР и СР; теплообменное оборудование выходит из строя из-за забивки межтрубного пространства солевыми отложениями и сквозной язвенной коррозии металла; отказы насосов обусловлены разрушением подшипников, а поршневых компрессоров - разрушением штоков поршня и шпилек; большинство отказов ТП очищенного газа происходит из-за дефектов сварных соединений.

2. Создана автоматизированная база данных, содержащая более 1450 отказов ТП и оборудования и позволившая выявить закономерности распределения во времени отказов конструкций, обусловленных одинаковыми причинами: количество отказов вследствие язвенной коррозии, механических повреждений, потери герметичности и ВР возрастает с увеличением срока эксплуатации; а количество отказов из-за СР максимально в первые пять лет эксплуатации ОНГКМ, затем снижается и остается практически на одном уровне.

3.Установлено, что среднее время безотказной работы, вышедших из строя аппаратов УКПГ и ОГПЗ, превышает в 1,Зч-1,4 раза запланированное проектом, составляющее 10-И 2 лет. Средняя интенсивность отказов ТП ОНГКМ

3 1 составляющая 1,3-10" год" находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов и конденсатопроводов. Средняя интенсивность

3 1 отказов НКТ составляет 1,8-10" год" . Средняя интенсивность отказов аппаратов ОГПЗ составляет 5-10"4 год"1, что близко к этому показателю для энергетических установок АЭС (4 Т0"4год""). Средняя интенсивность отказов аппаратов УКПГ

168 равна 13-10"4 год"1 и в 2,6 раза превышает данную характеристику для аппаратов ОГПЗ, что, в основном, объясняется заменой аппаратов УКПГ, имеющих несквозные водородные расслоения.

4.Установлена зависимость количества дефектов от режима работы ТП и построена регрессионная модель прогноза образования коррозионных поражений на внутренней поверхности ТП. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной дефектоскопии, позволяет определять наиболее экономичные и безопасные режимы эксплуатации ТП.

5. Разработаны методики оценки:

Остаточного ресурса оборудования и ТП по изменению сопротивления металлов сероводородному растрескиванию;

Работоспособности конструкций, в которых зафиксированы водородные расслоения, при условии их периодического контроля;

Критериев предельных состояний оболочковых конструкций с поверхностными коррозионными повреждениями и внутренними металлургическими дефектами;

Остаточного ресурса оборудования и ТП с коррозионными повреждениями поверхности.

Методики позволили обосновать сокращение количества демонтируемых аппаратов и на порядок уменьшить планируемое количество вырезок дефектных участков ТП.

6. Разработана методика диагностирования оборудования и ТП, определяющая периодичность, способы и объем контроля технического состояния оборудования и ТП, признаки оценки вида дефектов и их потенциальной опасности, условие дальнейшей эксплуатации или ремонта конструкций. Основные положения методики вошли в «Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », подверженных воздействию сероводородсодержащих сред», утвержденные РАО «ГАЗПРОМ » и Госгортехнадзором России.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гончаров, Александр Алексеевич, 1999 год

1. Акимов Г.В. Теория и методы исследования коррозии металлов. М. Изд. АН СССР 1945 г. 414 с.

2. Андрейкив А.Е. Панасюк В.В. Механика водородного охрупчивания металлов и расчет элементов конструкций на прочность /АН УССР . Физ.-мех. Ин-т- Львов, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. JL: Химия, 1990. 400 с.

4. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.:Стройиздат, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. Миннефтегазстрой. М., 1989. - 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методы контроля коррозии трубопроводов и оборудования// Химическое и нефтяное машиностроение. 1997. -№ 2. - С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Экспресс-. оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводородсодержащих нефтегазовых месторождений. М.: Недра.- 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. 1997. -№ 12. - С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики/Международный конгресс «Защита-98». М. 1998. - С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинников П.А. Анализ диагностических работ за 19998 год на объектах предприятия «Оренбурггазпром » и перспективы их совершенствования в плане реализации в 1999 г «Положения о диагностировании.»

12. Гончаров А.А, Нургалиев Д.М.,Митрофанов A.B. И др. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия "Оренбурггазпром", подверженных воздействию сероводородсодержащих сред М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Организация диагностирования оборудования и трубопроводов П «Оренбурггазпром », выработавших ресурс. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Эксплуатационная надежность технологического оборудования и трубопроводов//Газовая промышленность.-1998.-№ 7. С. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов ОГКМ. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила определения оценок и доверительных границ для параметров распределения Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неразрушающий. Трубы металлические бесшовные цилиндрические. Методы ультразвуковой дефектоскопии.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования.

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неразрушающий вихретоковый. Термины и определения.

24. ГОСТ 25221-82. Сосуды и аппараты. Днища и крышки сферические неотбортованные. Нормы и методы расчета на прочность.

25. ГОСТ 25859-83. Сосуды и аппараты стальные. Нормы и методы расчета на прочность при малоцикловых нагрузках.

26. ГОСТ 27.302-86. Надежность в технике. Методы определения допускаемого отклонения параметра технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса составных частей агрегатов машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования

28. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

29. ГОСТ 6202-84. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок.

30. ГОСТ 9.908-85. Металлы и сплавы. Методы определения показателей коррозии и коррозионной стойкости.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991.

32. Дубовой В.Я., Романов В.А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер A.B. Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 с.

34. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологических трубопроводов. Теория, методы расчета, проектирования. М.: Недра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Влияние напряжений на пластичность стали в растворе сероводорода. // Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Иино И. Водородное вспучивание и растрескивание.-перевод ВЦП N В-27457, 1980, Босеку гидзюцу, t.27,N8, 1978, с.312-424.

37. Инструкция по вихретоковому контролю линейной части магистральных газопроводов.-М.: РАО «Газпром », ВНИИГАЗ. 1997 г.- 13 с.

38. Инструкция по входному контролю арматуры в сероводородостойком исполнении. М.: ВНИИГАЗ. 1995. - 56 с.

39. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. М. ВНИИгаз, 1991г. -12 с.

40. Исходные данные обосновывающие материалы и технологии ингибиторной защиты внутри промысловых трубопроводов. Отчет о НИР // Донецк. ЮЖНИИГИПРОГАЗ. 1991. - 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крипякевич Р.И. Влияние водорода на свойства стали.- М.: Металлургиздат, 1962. 198 с.

42. КостецкийБ.И., Носовский И.Г. и др., Надежность и долговечность машин. -"Техника". 1975. -408 с.

43. Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТИ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Гринцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаимодействия металла с рабочей средой ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 с.

45. Лившиц Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. и др. Сульфидное растрескивание низкоуглеродистых легированных сталей // Коррозия и защита трубопроводов, скважин, газопромыслового и газоперерабатывающего оборудования. 1977. - N 5. - С. 23 - 30.

46. Малов Е.А. О состоянии аварийности на магистральных и промысловых трубопроводах нефтяной и газовой промышленности // Тез.семинара.,23-24 мая 1996г. М. Центральный Российский дом знаний, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оценки и прогнозирование коррозии для изменившихся условий на ОГКМ. Отчет о НИР // ВНИИ природных газов.-М.: 1994.28 с.

49. Методика оценки остаточного ресурса работоспособности сосудов /пылеуловителей, фильтр-сепараторов и др./, работающих под давлением на КС и ДКС РАО «ГАЗПРОМ ».// АО ЦКБН РАО «ГАЗПРОМ » 1995 г. 48 с.

50. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод », 1995 г. (Согласовано Госгортехнадзором России 11.01.1996г.)

51. Методика диагностирования технического состояния оборудования и аппаратов, эксплуатирующихся в сероводородсодержащих средах. (Утверждена Минтопэнерго России 30.11.1993 г. Согласована Госгортехнадзором России 30.11.1993 г.)

52. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств г. Волгоград, ВНИКТИ нефтехимоборудование, 1992 г.

53. Мазур И.И., Иванцов О.М., Молдованов О.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. М.: недра, 1990. - 264 с.

54. Механика разрушений / Под ред. Д.Темплина М.: Мир, 1979.- 240с.173

55. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. -1993.- 88 с.

56. Методика оценки сроков службы газопроводов. М.ИРЦ Газпром, 1997 г.- 84с.

57. Методические указания по диагностическому обследованию состояния коррозии и комплексной защите подземных трубопроводов от коррозии. -М.: СОЮЗЭНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

59. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Митенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Городов Г.Ф. и др. Определение и обоснование остаточного ресурса машиностроительных конструкций при долговременной эксплуатации. //Проблемы машиностроения и надежности машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01 -85. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного коррозионного растрескивания.- М.: ВНИИНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стал Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

63. Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок. М.: Металлургия, 1973. - 408 с.

64. Нургалиев Д.М., Гафаров Н.А.,Ахметов В.Н.,Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н., Аптикеев Т.А. К оценке дефектности трубопроводов при внутритрубной дефектоскопии. Шестая международная деловая встреча "Диагностика-96".-Ялта 1996 г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалиев Д.М., Гончаров A.A., Аптикеев Т.А. Методика технического диагностирования трубопроводов. Материалы международного НТ семинара. М.: ИРЦ Газпром. - 1998. - С. 54-59.m

67. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. -1989. Вып. 3. -С. 30-31

68. Павловский Б.Р. и др. Экспертиза по проблеме ресурса соединительных трубопроводов, транспортирующих влажный сероводород содержащий газ: Отчет о НИР // АООТ . ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 с

69. ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. М.: НПО ОБТ, 1997 - 292 с. (Утверждены Госгортехнадзором России 02.03.1995 г.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. М. : Информнефтегазстрой. 1982. Вып. 11. - 45 с.

71. Петров H.A. Предупреждение образования трещин подземных трубопроводов при катодной поляризации. М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1986 г.

73. ПНАЭ Г-7-014-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Ультразвуковой контроль. Часть 1. М.: ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, 1990 г.

74. ПНАЭ Г-7-019-89. Унифицированные методики контроля основных материалов (полуфабрикатов), сварных соединений и наплавки оборудования и трубопроводов АЭУ. Контроль герметичности. Газовые и жидкостные методы. ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ, г. Москва, 1990 г

75. Пол Мосс. British Gas. Старые проблемы новые решения. "Нефтегаз" на выставке "НЕФТЕГАЗ-96".М.:- 1996.- С. 125-132.

76. Половко A.M. Основы теории надежности.-М.: «Наука », 1964.-446 с.

77. Положение о входном контроле арматуры, труб и соединительных деталей на предприятии «Оренбурггазпром ». Утверждено «Оренбурггазпром » 26.11.96г. Согласовано Оренбургским округом Госгортехнадзора России 20.11.1996 г.175

78. Положение о порядке диагностирования технологического оборудования взрывоопасных производств топливноэнергетического комплекса. (Утверждено Минтопэнерго России 24.01.1993 г. Согласовано Госгортехнадзором России 25.12.1992 г.)

79. Положение о системе технического диагностирования паровых и водогрейных котлов промышленной энергетики. -М.: НГП "ДИЭКС"1993. 36с.

80. Положение о системе технического обслуживания и плановопредупре-дительных ремонтов промыслового оборудования для газодобывающих предприятий.- Краснодар:ПО Союзоргэнергогаз.- 1989.- 165 с.

81. Положение об экспертном техническом диагностировании трубопроводов, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроду-ктопроводов. // М. Газовая промышленность №6, 1998 г.

83. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. (ПБ 10-115-96).- М.: ПИО ОБТ.- 1996.- 232с.

84. Р 50-54-45-88. Расчеты и испытания на прочность. Экспериментальные методы определения напряженно-деформированного состояния элементов машин и конструкций-М.: ВНИИНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения сопротивления материалов воздействию сероводородсодержащих сред М.: ГОССТАНДАРТ РОССИИ, ВНИИНМАШ, ОрПИ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. -М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Расчёт на прочность элементов сосудов и аппаратов, работающих в коррозионно-активных сероводородсодержащих средах. М.: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 г.

88. РД 26-15-88. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность и герметичность фланцевых соединений. М.: НИИХИММАШ, УкрНИИ-ХИММАШ, ВНИИНЕФТЕМАШ. - 1990 г. - 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. (Утверждена Минтопэнерго РФ 15.08.96 г.)

90. РД 39-132-94. Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов. М.: НПО ОБТ - 1994- 272 с.

92. РД-03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов, технологических трубопроводов. (Утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 11.11.96 г. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методические указания по проведению технического освидетельствования паровых и водогрейных котлов, сосудов, работающих под давлением, трубопроводов пара и горячей воды М.: НПО ОБТ, 1994 г.

94. РД26-10-87 Методические указания. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. М. ОКСТУ 1987 г. 30с.

95. РД-51-2-97. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. М.: ИРЦ Газпром, 1997 48 с.

100. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии.-М.: Химия, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.И. Водородная хрупкость и структурное состояние стали //МИТОМ. 1982. - N 5. - С. 11 - 17.

102. Северцев H.A. Надежность сложных систем в эксплуатации и отработке. -М.: Высшая школа. 1989.- 432 с.

103. СНиП Ш-42-80.Магистральные трубопроводы. М.:Стройиздат, 1981.- 68 с.

104. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы М.: Минстрой России. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы. Утверждены Миннефтехимпромом СССР 01.01.1984 г.

106. Сталь магистральных труб для транспортировки высокосернистого нефтяного газа. Проспект фирмы Ниппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЭК . Техника анализа надежности систем. Метод анализа вида и последствий отказов. Публикация 812 (1985). М.: 1987.

108. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах.- М.:-Металлургия.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теория коррозии и защиты металлов. М. Изд. АН СССР 1960 г. 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Э.С. Дефектоскопия действующих трубопроводов для выявления коррозионных и усталостных трещин. "Диагностика-94".-Ялта 1994г.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надежность сварных соединений труб котлов и паропроводов. М.: Энергоиздат, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер И.С., Арчаков Ю.И. Влияние водорода на нефтяное и химическое оборудование.- М.: Машиностроение, 1979.- 144 с.

113. Швед М.М. Изменение эксплуатационных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

114. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. ВНИИЭгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. The Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. - P. 19 - 34.

118. Marvin C.W. Determining the strength of Corroded Pipe. // Materials protection and Performance. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Metallic Materials for Oil field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H.,Matsuda H. Development of new dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Pressure calculation for corroded pipe developed//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities of Various Kinds of Commerc.Rolled Steels under Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O"Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Metod Evaluation of Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания.
В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.