Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Разработка методов диагностики технического состояния трубопроводов по результатам внутритрубной инспекции: По опыту диагностики «Оренбурггазпром»

Диссертация: Разработка методов диагностики технического состояния трубопроводов по результатам внутритрубной инспекции: По опыту диагностики «Оренбурггазпром»
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Индикаторами магнитного поля дефекта служат датчики поля — феррозонды, магниторезисторы или полупроводниковые приборы Холла, измеряющие величину тангенциальной составляющей магнитного поля. Датчики поля помешены в специальные блоки, называемые «ластами», т.к. они по своему виду очень похожи на ласты. Ласты, изготовленные из полиуретана, обладают достаточными гибкостью и упругостью для поддержания… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ПРОБЛЕМЫ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ АКТУАЛЬНАЯ ЗАДАЧА ДЛЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
    • 1. 1. Постановка проблемы
    • 1. 2. Обзор методов и средств внутритрубной инспекции
    • 1. 3. Обзор методов внутритрубной диагностики для оценки опасности дефектов
    • 1. 4. Цель и содержание диссертации
  • 2. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОВЕДЕНИЯ ДИАГНОСТИЧЕСКИХ РАБОТ
    • 2. 1. Постановка задачи
    • 2. 2. Методическое обоснование подготовки трубопроводной системы к внутритрубной инспекции
    • 2. 3. Обоснование выбора типа внутритрубных дефектоскопов
    • 2. 4. Особенности внутритрубной инспекции на эксплуатируемых трубопроводах
    • 2. 5. Научно-методические требования к идентификации и интерпретации результатов внутритрубной инспекции
  • 3. НАТУРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ ПО
  • ИНСПЕКЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ «ОРЕНБУРГГАЗПРОМА»
    • 3. 1. Натурные исследования как основа диагностических работ
    • 3. 2. Анализ внутритрубной инспекции трубопроводов по результатам различных фирм
    • 3. 3. Особенности внутритрубной инспекции трубопроводов различных диаметров и назначения
  • — →
    • 3. 4. Сравнительный анализ результатов и рекомендации
  • 4. РАЗРАБОТКА РАСЧЕТНО-АНАЛИТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ОПАСНОСТИ ДЕФЕКТОВ И РИСКА ЭКСПЛУАТАЦИИ
    • 4. 1. Постановка задач ранжирования дефектов и трубопроводов
    • 4. 2. Качественный анализ эксплуатационных факторов
    • 4. 3. Метод ранжирования дефектов по техническому состоянию и результатам внутритрубной инспекции
    • 4. 4. Оценка дефектов по критерию прочности
    • 4. 5. Ранжирование факторов риска почвенной коррозии
  • 5. ИНЖЕНЕРНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ ПО ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ДЛЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
    • 5. 1. Структура нормативно-технического обеспечения внутритрубной инспекции газопроводов
    • 5. 2. Разработка рекомендаций и инструкций по внутритрубной инспекции трубопроводов
    • 5. 3. Разработка рекомендаций по оценке работоспособности трубопроводов с поверхностными повреждениями
    • 5. 4. Общая схема внутритрубной диагностики, ранжирования дефектных участков и анализа результатов
  • ВЫВОДЫ

Разработка методов диагностики технического состояния трубопроводов по результатам внутритрубной инспекции: По опыту диагностики «Оренбурггазпром» (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов на стадии эксплуатации включает в себя проведение периодического диагностического контроля технического состояния основного металла и сварных соединений труб. В настоящее время для выполнения этих функций применяются дорогостоящие, но весьма эффективные системы внутритрубной инспекции (ВТИ). Однако их применение (особенно на трубопроводных трассах, проложенных в коррозион-но активных грунтах) выявляет столь значительное количество труб с дефектами и повреждениями металла, которые согласно действующим нормам отбраковки подлежат обязательному ремонту или замене, что настоящее экономическое состояние газовых предприятий не способно единовременно осуществить. Возникает естественная проблема: необходимо обосновать порядок проведения ремонтно-восстановительных работ, а также установить периодичность и объем повторных инспекций средствами ВТИ или дополнительное применение иных средств неразрушающего контроля (HPK). В тоже время к данной проблеме тесно примыкает другая: вторичное обследование поврежденных трубопроводов методами HPK (в том числе, шурфование и последующее обследование труб) не всегда подтверждают предварительный прогноз, полученный с помощью снарядов-дефектоскопов. Причин таких ошибок несколько:

— необоснованный выбор метода ВТИ, в принципе не позволяющий фик-сировать дефекты данной природы, характерные для исследуемого участка трубопроводаа.

— применение средств ВТИ (снарядов-дефектоскопов), которые на данных дефектах и участках трубопроводов по каким-либо причинам регистрируют информационный сигнал со значительными искажениями, которые затем плохо поддаются расшифровке;

— ошибки расшифровки сигналови идентификации реальных повреждений;

— нарушения технологии пропуска снарядов-дефектоскопов.

С другой стороны, трубопроводы (особенно в регионах с высокой плотностью населения, густыми транспортными артериями и развитым промышленным сектором) являются источниками повышенной опасности. Это тем более характерно для трубопроводов, транспортирующих ШФЛУ, сернистые газы, этан и т. д. Поэтому при решении проблемы обеспечения безопасной эксплуатации необходимо учитывать также региональные факторы, определяющие степень возможных последствий от аварии на данном участке трассы.

Перечисленный комплекс проблем требует комплексного системного подхода к их решению, т. е. требует разработки и внедрения нормативно-методического обеспечения всех этапов процесса поддержания должного уровня безопасности трубопроводов от подготовки и проведения диагностического обследования с применением методов и средств ВТИ до анализа полученных результатов обследований и выработки технических решений по порядку ремонтно-профилактических работ и планированию последующего диагностического контроля.

В настоящей диссертационной работе рассмотрены подробно следующие актуальные моменты общей проблемы:

— разработка требований к выбору методов и средств ВТИ с методической проработкой подготовки и проведения инспекций и анализом результатов;

— разработка методов ранжирования дефектов и поврежденных участков с целью определения порядка последующего ремонта и профилактики;

— апробация разработанных методик на базе газопроводов и продуктои проводов П «Оренбурггазпром»;

— разработка комплексной схемы обеспечения технологической безопасности трубопроводов с учетом диагностического контроля методами ВТИ и HPK, применимой для всех трубопроводных магистралей страны.

выводы.

1. Настоящая работа подтверждает необходимость систематического комплексного подхода в формировании, подготовке и проведении диагностического контроля технического состояния магистральных трубопро-водов.

2. Проведенный анализ методов и средств применения внутритрубных снарядов-дефектоскопов позволил выявить специфику методов (ультразвуковой и магнитный), а также особенности выбора метода и типа снаряда-дефектоскопа различных фирм-производителей.

3. Впервые разработаны и внедрены на практике П «Оренбурггазпром» инструкции и руководящие документы по обеспечению подготовки, проведения и обработки результатов внутритрубной инспекции.

4. В результате анализа эксплуатационной практики применения ВТИ выявлена специфика технологии диагностирования и методического обоснования последующих технических решений, учитывающая особенности трассы, специфику перекачиваемого продукта, коррозионную активность среды, предрасположенность трубопроводов различного назначения к отдельным классам дефектов и повреждений.

5. Разработаны и внедрены в виде нормативно-методических документов ОАО «Газпром» расчетно-аналитические методы оценки опасности дефектов по критериям прочности, а также экспертно-аналитический метод ранжирования дефектов и трубопроводов по степени опасности.

6. Создана система проведения комплексных обследований трасс трубопроводов П «Оренбурггазпром», на основе обобщения опыта которой сформулированы общие положения для организации систем диагностирования методами ВТИ в газовой отрасли в целом.

7. По результатам обследований трубопроводов П «Оренбурггазпром» проведены своевременные, планируемые комплексы ремонтно-восстановитель-ных работ, позволившие обеспечить требуемый уровень безопасности на трубопроводах предприятия.

включения вмятины изменения толщины стенки маркерные сигналы (зависит от использованной маркерной системы).

24 м УльтраСкан СБ.

Общая длина (Ы=1,5В/К=ЗП/5В): Вес:

Число секций:

Число ультразвуковых датчиков:

Активный диапазон*: Рекомендуемая скорость снаряда **: примерно п/а/5500 мм / 5500 тт примерно 1000 кг 3 + носитель датчиков 512 равномерно распределены по окружности примерно > 100 км при 2 м/сек 1 м/с.

Максимальное давление: Темп, диапазон (ставд. снаряд) ***: Минимальный радиус поворота: Мин. внутр. диаметр в прямых трубах: мин. внутр. диаметр в коленах:

120 бар + 4 до +40 °С.

3 Б /90 ° 540 мм 560 мм в продольношовных трубах с маленькой неровностью поверхности, без времен остановки для специфицированных показателей нахождения дефектов *** повышенные температуры при запросе.

Применение метода рассеяния магнитного потока в дефектоскопии магистральных трубопроводов.

Метод рассеяния магнитного потока.

Предлагаемые дефектоскопы предназначены для обследования состояния стенок труб действующих трубопроводов. Их работа основана на регистрации рассеяния магнитного потока в стенке трубы, происходящего в зоне поверхностных и подповерхностных дефектов (Рис. 2.7). Принцип метода рассеяния магнитного потока заключа-ется в том, что когда в намагниченной части трубы имеется дефект сплошности, некоторая часть магнитного потока выходит наружу из стенки трубы, т. е. магнитный поток рассеивается на дефекте и мо-жет быть зафиксирован датчиком, расположенным около поверхности трубы. Этим методом наиболее хорошо обнаруживаются дефекты, имеющие попере-чный размер к направлению намагничивающего поля, достаточный для*того, чтобы появилось поле рассеяния. Поэтому, некоторые дефекты, имеющие невыгодную ориентацию к полю намагничивания или имеющие очень малый поперечный размер, либо вообще не выявляются, либо сигналы от них трудно интерпретировать. При намагничивании трубы в направлении ее образующей к таким дефектам, в первую очередь, относятся продольные трещины.

ЛЖ1М мтицге пяти.

Рис. 2.7.

Для обнаружения таких дефектов необходимо применять комбинированный способ намагничивания как в продольном, так и в окружном направлениях. Дефекты с малым поперечным и продольным размером (меньше полуторной толщины стенки трубы) обнаруживаются и неплохо оцениваются дефектоскопом с высокой разрешающей способностью, если их глубина превышает определенную величину, зависящую от линейных размеров дефекта.

Из-за наличия магнитного шума связанного с локальными изменениями магнитных свойств трубы, обусловленных изменением толщины стенки, структурными неоднородностями и др., существует некоторая пороговая величина обнаружения дефектов по глубине, которая в общем случае составляет примерно 10% толщины стенки трубы.

Для косвенного измерения размеров дефекта методом рассеяния магнитного поля используются разработанные физико-математические методы анализа. Непрерывно продолжает развиваться и совершенствоваться описанный метод дефектоскопии для получения более точных и оперативных бранных о состоянии обследуемого трубопровода.

Намагничивание части стенки трубопровода обеспечивается при помощи постоянных магнитов, размещенных на цилиндрическом ярме, и гибких магнито-проводящих щеток, передающих магнитный поток от магнитов в стенку трубы. Гибкость щеток, их достаточная длина (не менее 10% от диа-метра трубы) и небольшая опорная база дефектоскопа — 1,4 м позволяет ему преодолевать труднопроходимые участки трубопровода без потери качества получаемых данных.

Индикаторами магнитного поля дефекта служат датчики поля — феррозонды, магниторезисторы или полупроводниковые приборы Холла, измеряющие величину тангенциальной составляющей магнитного поля. Датчики поля помешены в специальные блоки, называемые «ластами», т.к. они по своему виду очень похожи на ласты. Ласты, изготовленные из полиуретана, обладают достаточными гибкостью и упругостью для поддержания постоянного зазора между датчиками поля и внутренней стенкой трубы при дви-жении дефектоскопа, что очень важно для обеспечения высокого качества проводимого обследования. Датчики размещены таким образом, что охваты-вают весь внутренний окружной периметр трубы. Расстояние между датчиками в окружном направлении зависит от их общего количества и от диаметра трубопровода. На сегодняшний день дефектоскопы продольного намагничивания оснащены от 256 датчиками поля, что обеспечивает расстояние между ними от 12 до 17 мм для трубопроводов диаметром от 1020 до 1420 мм. Учитывая, что информация от каждого датчика записывается через 5 мм в продольном направлении, современные дефектоскопы относятся к приборам сверхвысокого разрешения.

МагнеСкан НИ.

Способности по регистрации дефектов.

Минимальные размеры дефекта.

Для того, чтобы быть обнаруженным снарядом МагнеСкан НЯ (высокое разрешение), дефект должен иметь следующие минимальные размеры:

1. Точность определения размеров Продольношовная Бесшовная труба труба.

Отдельная потеря металла (Питгинг) регистрируется, но с меньшим < 1Ах 1А (8″ - 14″) уровнем достоверности 1А х 1А < 2А х 2А (8″ - 14″).

Порог отчетности (глубина дефекта) Точность измерения глубины: <2Ах2А (8″, 14″).

2Ах2А.

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

3 Ах ЗА.

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

Точность измерения длины в направлении оси трубы.

Точность измерения ширины (8″ - 14м): Точность измерения ширины (6″, > 14″): Комплексная потеря металла (> 3 А х 3 А).

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

40% т 40% т.

20% т ±20% т регистрируется, но с меньшим уровнем достоверности.

20% т ±20% т.

10% т ±10% т ±10 мм.

10 мм ±17 мм.

10% т ±10% т.

30% т ±20% т.

15% т ±15% т ±10 мм.

10 мм ±-17мм.

15% т ±15% т.

Потеря металла в направлении оси трубы ширина > 2А.

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины: ширина > ЗА.

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

20% т ± 20% т.

10% т ± 10% т.

30% т ± 20% т.

15% т 15% т.

Потеря металла в поперечном направлении.

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

10% т ±10% т.

15% т ±15% т.

Потеря металла на/сквозь св. шов (> ЗА х ЗА).

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

20% т ±20% т.

20% т ±20% т.

Точность измерения длины и ширины (>ЗА х ЗА) Точность измерения длины: Точность измерения ширины (8″ -14″) Точность измерения ширины (6″, 14″).

20 мм ±20 мм ±-34мм 20 мм ±20 мм ±34 мм.

Поперечные трещины (ширина 50 мм).

Порог отчетности (глубина дефекта): Точность измерения глубины:

40% т.

40% т регистрируется регистрируется.

Частота и расстояние измерения в осевом направлении: в поперечном направлении (8м -14″): в поперечном направлении (б", > 14″): Точность местоопределения в осевом направлении (внутри одной трубы): в осевом направлении (маркерная информация):

694 Гц, оптация 1000 Гц.

10 мм 17 мм.

0,2 м (1 м +1% измеренной дистанции) 30 минут/150 в поперечном направлении: Различие внутренного/внешнего дефекта.

Способности по регистрации дефектов, отличных от потери металла.

— Св. швы (поперечные, продольные и спиральные св. швы).

— Трубопроводная арматура (включая тройники- 0 > 25 мм).

— Вмятины.

— Вариации толщины стенки.

— Магниты указания местоположения.

— Маркерные сигналы.

— Св. швы Cad (там, где магнитный материал присуствует в св. шве cad).

— Кожуха (в контакте с несущей трубой).

— Кожуха (в зависимости от зазора).

— Муфты.

— Хомуты.

— Заплаты.

— Отслаивание/шелушение (если связано с потерей металла).

Показать весь текст

Список литературы

  1. Г., Кут Р. Оперативный контроль и анализ целостности трубопровода // Третья международная деловая встреча «Диагностика-93» (доклады и сообщения). (Ялта, апрель, 1993 г.). — Москва 1993. С.44−57.
  2. Ю.Н., Эристов В. И., Шапиро В. Д. и др. Методика экспертной оценки относительного риска эксплуатации линейной части магистральных газопроводов // М., ИРЦ Газпром. 1995.
  3. Г. Е., Дорогобид В. Г. Теория пластичности. М.: Металлургия. 1987. 272 с.
  4. A.C. и др. Коррозионное растрескивание на магистральных газопроводах// Газовая промышленность. 1994. № 6. С. 12−15.
  5. П.М. Система диагностики и технической инспекции магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 1997. № 5. С. 38−39.
  6. В.Н. и др. Неочевидный аспект проблемы коррозионного разрушения подземного магистрального трубопровода / Защита от коррозии и охрана окружающей среды / ВНИИОЭНГ. 1997. № 3. С. 10−11.
  7. Внутритрубная дефектоскопия магистральных трубопроводов. М.: ПО Спец-нефтегаз, НПО Спектр. 1998. 36 с.
  8. Выявление коррозионных повреждений в газопроводах // ЭИ «Транспортировка нефти и газа». М.: ВИНИТИ. 1990. № 15. — С. 6−8.
  9. X. Коррозионный сервис с помощью системы «Ultrascan» / Международная деловая встреча «Трубодиагноетика-9Г, (Современные достижения в области диагностика трубопроводов в СССР и за рубежом). Ялта, 21−27 апреля 1991 г. С. 210−223.
  10. Д. Диагностика трубопроводов, проводимая фирмой «British Gas» // Международная деловая встреча «Трубодиагностика-91». (Современные достижения в области диагностика трубопроводов в СССР и за рубежом). -Ялта, 21−27 апреля 1991 г.-С. 115−120.
  11. Д. Инспекция трубопроводов в центре программы обслуживания трубопроводов // Третья международная деловая встреча «Диагностика-93» (доклады и сообщения). (Ялта, апрель, 1993 г.). — Москва 1993. — С.17−38.
  12. В.Н. и др. Обслуживание и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 1998. № 9. С. 57−59.
  13. В.Н. Техническое состояние магистральных трубопроводов РАО «Газпром» и организация работ по внутритрубной диагностике / Восьмая Международная деловая встреча / Сочи. 1998. Том 1. С. 5 — 31.
  14. JI. Выявление и оценка степени разрушения стенок подводных трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1990. № 11. С. 78−82.
  15. В.А., Иванцов О. М. Время новому поколению газопроводов/ Газовая промышленность. 1998. № 8. С. 16−20.
  16. О.М. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра. 1991.
  17. Инспекция трубопроводов с помощью интеллектуальных дефектоскопов-снарядов / Павловский Б. Р., Гедике X., Кизингер Р., Холзаков Н. В. // Безопасность труда в промышленности. 1992. № 3. С. 15−18.
  18. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем. РД-51−2-97. М.: ИРЦ Газпром. 1997. 49 с.
  19. Использование внутритрубных снарядов-дефектоскопов для контроля технического состояния трубопроводов. / ЭИ «Транспорт и хранение нефтепродуктов» (по зарубежным изданиям). М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1992. № 1. С. 13−17.
  20. М.Г. и др. Влияние пластической деформации на структуру и механические свойства низкоуглеродистой стали и ее сварных соединений при малоцикловом нагружении / Автомагическая сварка. 1993. № 8. С. 1117.
  21. А.К. и др. Современные технологии для мониторинга и восстановления трубопроводов / Нефтяное хозяйство. 1994. № 4. С. 65−68.
  22. В.М., Нефедов C.B., Силкин В. М. Прочность участков магистральных газопроводов с локальными дефектами. Алгоритмы схематизации дефектов и критерии разрушения / Надежность и диагностика газопроводных конструкций. М.: ВНИИГАЗ. 1996. С. 67−83.
  23. Контроль состояния трубопроводов // ЭИ «Транспортировка нефти и газа». М.: ВИНИТИ. 1991. № 11. С. 11−15.
  24. Дж. Л. Внутритрубная дефектоскопия трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1991. № 9. С. 75−79.
  25. В.А., Матвиенко А. Ф. Разрушение труб магистральных газопроводов. Екатеринбург. 1997.
  26. К. О разработках фирмы «Tuboscope» для внутритрубной дефектоскопии // Международная деловая встреча «Трубодиагностика-91». (Современные достижения в области диагностика трубопроводов в СССР и за рубежом). Ялта, 1991. С.169−172.
  27. М.В., Печеркин A.C., Сидоров В. И. Анализ риска и декларирование безопасности объектов нефтяной и газовой промышленности // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. 1998. № 1. С. 37−41.
  28. Магнитный инспекционный скребок фирмы «Бритиш гэс» // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1979. № 11. -С. 53−54.
  29. А.Г. О стресс-коррозии газопроводов // Газовая промышленность. 1993. № 7. С. 36−39.- 19 733. Марибу Дж. Пропуск поршней по морским трубопроводам большой протяженности // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1990. № 10. С. 64−69.
  30. В.К. Новый метод оценки безопасности трубопровода / Нефть газ и нефтехимия за рубежом. 1990. № 9. С. 54 -58.
  31. Определение дефектности и прочностных характеристик труб, бывших в эксплуатации // Отчет о НИР (заключительный). Рук. Овчинников П. А. и др. Оренбург: П «Оренбурггазпром», ОГУ. 1996. — 110 с.
  32. Опыт французской компании «Эльф-Акитэн» использования для инспекции трубопроводов внутритрубных снарядов-дефектоскопов // ЭИ «Транспорт и хранение нефтепродуктов». М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1993. № 1. С. 2−9.
  33. .Р., Барбиан О., Гедике X., Житников Ю. В. Внутритрубная диагностика высокого разрешения // Третья международная деловая встреча «Диагностика-93» (доклады и сообщения). (Ялта, апрель, 1993 г.). — Москва 1993.-С. 99−108.
  34. Ю.И. и др. Прогнозирование остаточного ресурса прочностимагистральных газонефтепроводов с учетом продолжительности эксплуатации // Строительство трубопроводов. 1996. № 3. С. 2−5.
  35. JI.P. Дефектоскопия эксплуатирующихся трубопроводов // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1990. № 1. С. 57−59.
  36. Положение об экспертном техническом диагностировании трубопроводов / Гончаров A.A. и др. Оренбург: П Оренбурггазпром. 1997. 36 с.
  37. Приборы для обследования трубопроводов // ЭИ «Транспортировка нефти и газа». М.: ВНИИОЭНГ. 1992. № 29. С. 6−7.
  38. Применение ультразвукового и магнитного дефектоскопов для контроля коррозионного состояния трансаляскинского нефтепровода // ЭИ «Защита от коррозии и охрана окружающей среды». М.: ВНИИОЭНГ. 1991. № 12. С. 33−34.
  39. В.В. Энергетические критерии наводороживания трубной стали и кинетика процессов стресс-коррозии подземных газопроводов. // Строительство трубопроводов. 1994. № 2. С. 42−45.
  40. А.И. Опыт эксплуатации магнитного снаряда дефектоскопа на предприятиях «Оренбурггазпром» и «Мострансгаз» / Шестая международная деловая встреча «Диагностика-96». Доклады и сообщения. М.: ИРЦ Газпром. 1996,-С. 178−180
  41. А.И., Бычков В. Б., Иванов Б. В. и др. Прибор-сигнализатор прохода очистного поршня / Материалы II международной конференции «Безопасность трубопроводов» Москва, 28−31 августа 1997 г. М.: Изд. RCI GRAPHIC DESIGN. 1997.-С. 29−31.
  42. А.И., Бычков В. Б., Карасевич A.M. и др. Система контроля герметичности продуктопроводов / Материалы II международной конференции «Безопасность трубопроводов» Москва, 28−31 августа 1997 г. М.: Изд. RCI GRAPHIC DESIGN. 1997. С. 31−32.
  43. А.И., Овчинников В. П. Анализ коррозионного состояния магистральных трубопроводов по результатам внутритрубного обследования. Ремонт трубопроводов в процессе эксплуатации / Материалы НТС РАО Газпром. 1994. С. 58−62.
  44. А.И., Полозов В. А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов // Газовая промышленность. 3. 1997, — С. 12−13.
  45. А.И., Степанов В. И., Трофимов П. П., Харионовский В. В. и др. Инструкция по внутритрубной инспекции трубопроводных систем РД-51−2-97. М.: ИРЦ Газпром. 1997, — 49 с.
  46. А.И., Харионовский В. В., Ботов В. М. и др. Положение по организации и проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ. М.: ИРЦ Газпром. 1998, — 60 с
  47. А.И., Харионовский В. В., Курганова И. Н. и др. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. М.: РАО «Газпром», ВНИИГАЗ. 1996, — 19 с.
  48. А.И., Харионовский В. В., Курганова И. Н. и др. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов.
  49. М: ИРЦ Газпром. 1998, — 18 с.
  50. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями. М.: ВНИИГАЗ. 1996.-19 с.
  51. Руководство по анализу результатов внутритрубной инспекции и оценке опасности дефектов. ВРД 39−1.10−001−99. М.: ИРЦ Газпром. 1999, — 17 с.
  52. А.Д. и др. Методы оценки состояния трубопроводов по результатам диагносгики // Газовая промышленность. 1998. № 8. С. 58−60.
  53. А.Д. и др. Методы математического моделирования для анализа риска теплового поражения при авариях на трубопроводах // Газовая промышленность. 1998. № 10. С. 17−19.
  54. А.И., Алексеев В. В., Герасин П. В. Разработка дефектоскопа высокой разрешающей способности ДСУ-1400 / Седьмая международная деловая встреча «Диагностика-97». Доклады и сообщения. М.: ИРЦ Газпром. Т.1. 1997,-С. 185−189.
  55. Сравнение результатов магнитной и ультразвуковой дефектоскопии газопровода, подверженного коррозионному растрескиванию / Хороших A.B. и др. // Дефектоскопия. 1997. № 12. С. 49−57.
  56. Современные ультразвуковые приборы для обследования трубопроводов // ЭИ «Транспортировка нефти и газа». М.: ВИНИТИ. 1990. № 15. С. 8−16.
  57. С. Техника проведения неразрушающего контроля стенок трубопроводов в процессе их эксплуатации // Третья международная деловая встреча «Диагностика-93» (доклады и сообщения). (Ялта, апрель, 1993 г.). Москва 1993. — С. 39−44.
  58. Ю.А., Грушко Е. С. Перспективы развития средств внутритрубнойдиагностики / Четвертая международная деловая встреча «Диагностика-94». Доклады и сообщения. М.: ИРЦ Газпром. 1994, — С. 19−21.
  59. Ультразвуковой метод контроля коррозии трубопроводов // ЭИ «Газовая промышленность зарубежных стран». М.: ВНИИЭГазпром. 1983. № 10. С. 11−13.
  60. Ультразвуковые приборы для обследования трубопроводов // ЭИ «Транспорт, переработка и использование газа в зарубежных странах». М.: ВНИИЭГазпром. 1991. № 5−6. С. 14−16.
  61. В.А. Совершенствование диагностического обеспечения газотранспортных и газодобывающих предприятий РАО «Газпром» / Седьмая международная деловая встреча «Диагностика-97». Доклады и сообщения. M.: ИРЦ Газпром. Т. 1. 1997,-С. 24−32.
  62. Устройство для контроля технического состояния трубопроводов методом вихревых токов // ЭИ «Газовая промышленность зарубежных стран». М.: ВНИИЭГазпром. 1983. № ю. С. 13−16.
  63. В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. Л.: Недра. 1990.
  64. В.В. Надежность и диагностика газопроводов: технико-экономические аспекты // Газовая промышленность. 1997. № 3. С. 10−12.
  65. В.В. Проблемы надежности и технологической безопасности газотранспортных систем / Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. M.: ВНИИГАЗ. 1998. С. 6−25.
  66. В.В., Курганова И. Н., Силкин В. М., Нефедов C.B. Методология оценки надежности линейной части газопроводов / Надежность идиагностика газопроводных конструкций. М.: ВНИИГАЗ. 1996. С. 13−20.
  67. Дж.Л., Линг М. Т., Ундели Дж. Технология контроля трубопроводной системы «Фригг» // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1982. № 3. С. 5254.
  68. Э. Обоснование комплексной инспекции трубопроводов на протяжении всего срока эксплуатации // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993. № 1. С. 50−52.
  69. Г. И., Иванцов О. М. Надежность магистральных нефтепроводов и газопроводов в России // Строительство трубопроводов. 1994. № 1. С. 6−14.
  70. X. Последние разработки в инспекционных снарядах с использованием свойств магнитного потока / Третья международная деловая встреча «Диагностика-93» (доклады и сообщения). (Ялта, апрель, 1993 г.). — Москва 1993. — С. 10−16.
  71. ASME. Boiler and pressure vessel code: Section 11. New York. 1986. 558 p.
  72. Atherton D.L., Laursen P., Siebert M.A. Small-diameter MFLdetector overcoming technical hurdles // Pipe Lme Industry. 1993. Vol. 76. No. 3. P. 69−73.
  73. Braithwaite J.C., Morgan L.L. Extending the boundaries of intelligent pigging // Pipeline Pigging and Integrity Monitoing Conference. Aberdeen — February, 1988.
  74. Brooke C. Wall thickness measunnent by ultrasonics // AntiCorrosion Methods and Materials. 1978. Vol. 25. No. 6 P. 8−10.
  75. Bruce W. A, Evaluation of ultrasonic inspection techniques for welde made onto in service pipelines // International Conference Pipeline Reliability Proceed. 1992. June 2−5. Convention Centre, Calgary, Alberta- Canada-40.
  76. Burkle W. Ultrasonic testingenhances pipe corrosion monitoring // Oil and Gas Journal. 1983. Vol. 81. No. 36. P. 135−137.
  77. Cordell J. I- Types of intelligent pigs // Pipelme Pigging and Inspection Technology Conference. Houston. — February, 1990.
  78. Crump H.M., Papenfuse S. Use of magnetic flux leakage inspection pige for hard spot detection and repair // Materials Performance. 1991. Vol. 30. No. 6. P. 26
  79. Delanti В., O’Beimc J. Исследование условий коррозионного растрескивания трубопроводов // ЭИ Транспортировка нефти и газа. М.: ВИНИТИ. 1993. № 4. С. 8−16.
  80. De Raad J.A. Comparison between ultrasonic and magnetic flux pigs for pipeline inspection // International Subsea Pigging Conference. Haugesund. — September, 1986.
  81. DeRaad J. Cable and other special ultrasonic pigs // Pipes and Pipelines International. 1990. Vol. 35. No. 35. P. 15−22.
  82. Enhanced pipeline condnion-monitiring // Anti-Corrosion Methods and Materials. 1989. Vol. 36. No. 3. P. 10−17.
  83. Gems B.R.D. Detection and Mitigation of Weight Loss Corrosion in Sour Gas Gathering System // Shell Canada Limited, April, 1974.
  84. Gerus B.R.D., Gassin J.N. Corrosion in the Burnt Timber Wet Sour Gas Gathering System // Materials Performance. 1978. Vol. 17. No. 3. P. 25−28.
  85. Harle J.С. Corrosion inspection of the Trans-Alaska pipeline // Pipes and Pipeline International. 1991. Vol. 36. P. 14−18.
  86. In-line inspection: what technology is best? // Pipe Line Industry. 1991. Vol. 74. No. 7. P. 47−53.
  87. Inspection pig techniques with eddy-current method // The International Conference on pipeline inspection. Edmonton, 13−16 June 1983.
  88. Jackson 1., Wilkins R. The development and explotation of British Gas pipeline inspection technology // Institution of Gas Engineers 55th Autumn Meeting. -November, 1989.
  89. Jamieson R.M. Canadian Line-Inspection Procedures Detailed // Oil and Gas Journal. 1995. Vol. 83. No. 12. P. 107−111.
  90. Krieg G. Ultraschall-Molchsystem zur Korrosionspruemng von Pipelines // Technische Uberwachung. 1987. Vol. 28. № 1. P. 9−11.
  91. Leeds J.M. Corrosion protection of oil and gas pipelines // Hydrocarbon-204
  92. Processmg International. 1990/1991.-P. 148−156.
  93. Leroy R.P. Internal surveys aid pipe line operations // Pipe Line Industry. 1990. Vol. 72. No. 1. P. 27−28.
  94. Pipetronix istrengthened by new ownership //Pipeline and Gas Journal. 1991. Vol. 218. No. 10. P. 48−49.
  95. RiccaP.M. Ultrasonic inspection prompts chemical inhibitor program // Oil and Gas Journal. 1991. Vol. 89. No. 16. P. 73−77.
  96. Road J.A. Various methods of ultrasonic pipeline inspection: free-swimming and cable-operated tools // Pipes and Pipelines International. 1989. Vol. 34. No. 2. -P. 17−25
  97. Robinson C-C. Canadian Operator Details Internal Inspection Program // Oil and Gas Journal. 1985. Vol. 83. № 22. P. 55−59.
  98. Roche M., Samaran J.P. Elfs 20-year exrerience confirms effectiveness of smart pigs // Oil and Gas Journal. 1992. Vol. 90. No. 48. P. 51−54.
Заполнить форму текущей работой

На отлично!