Разработка методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.11, кандидат наук Жуков Андрей Дмитриевич

• Жуков Андрей Дмитриевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Жуков Андрей Дмитриевич

Введение

Глава 1. Анализ проблем выявления и идентификации дефектов при внутритрубной диагностике магистральных нефтепроводов

1.1 Анализ статистики аварий магистральных нефтепроводов и основные причины их возникновения

1.2 Требования нормативной документации по выявлению и идентификации дефектов внутритрубными инспекционными приборами

1.3 Анализ возможностей внутритрубных инспекционных приборов по выявлению и идентификации различных дефектов

1.4 Постановка задач исследования

1.5 Выводы и результаты главы

Глава 2. Теоретические исследования процессов взаимодействия акустических волн с поверхностью трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

2.1 Обоснование расчётной модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

2.2 Обоснование схем прозвучивания стенки магистрального нефтепровода акустическими инспекционными приборами применительно к задаче идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов

2.3 Обобщенный акустический тракт внутритрубного инспекционного прибора при диагностировании магистральных нефтепроводов

2.4 Аналитическое описание индикатрисы рассеивания модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

2.5 Общее уравнение акустического тракта измерительного канала внутритрубного инспекционного прибора и границы его применения для

исследуемой модели трещиноподобного коррозионно-механического

дефекта

2.6 Выводы и результаты главы

Глава 3. Теоретико-экспериментальные исследования взаимодействия акустических волн с поверхностью модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

3.1 Теоретическое моделирование процесса взаимодействия акустических волн с поверхностью модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

3.2 Экспериментальные исследования изменения амплитуд эхо-сигналов в зависимости от параметров модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

3.3 Выводы и результаты главы

Глава 4. Теоретическое и экспериментальное обоснование методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов

при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами

4.1 Выбор уровня чувствительности и способа её эталонирования

4.2 Исследование погрешности определения амплитуды эхо-сигнала от трещиноподобного коррозионно-механического дефекта

4.3 Разработка методики оценки информативного амплитудного признака для идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов

4.4 Исследование достоверности методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механическтх дефектов

4.5 Выводы и результаты главы

Глава 5. Практическое применение методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов при

внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами

5.1 Технология практического применения методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов по амплитудному признаку

5.2 Внедрение разработанной методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами

5.3 Выводы и результаты главы

Общие выводы и заключение

Список литературы

Список сокращений и условных обозначений

БЦО - боковое цилиндрическое отверстие

ВИП - внутритрубный инспекционный прибор

ВТД - внутритрубная диагностика

КИН - коэффициенты интенсивности напряжений

КРН - коррозионное растрескивание под напряжением

МН - магистральные нефтепроводы

НК - неразрушающий контроль

НТД - нормативно-техническая документация

ОК - объект контроля

ПЭП - пьезоэлектрический преобразователь СМР - строительно-монтажные работы УЗ - ультразвуковой (метод)

ЭМАП - электромагнитно-акустический преобразователь

AToFD - амплитудно-временной дифракционный (метод)

MFL - метод рассеивания магнитного потока в продольном направлении

POD - вероятность выявления (несплошности)

POI - вероятность идентификации (несплошности)

TFI - метод рассеивания магнитного потока в поперечном направлении

ToFD - дифракционно-временной (метод)

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами»

Введение

Магистральные нефтепроводы являются важнейшим звеном топливно-энергетической системы по транспортировке нефтепродуктов с избыточным давлением от 1,18 МПа до 15 МПа и представляют собой потенциально опасный объект, нарушение целостности материала которого приводит к серьёзным экономическим и экологическим последствиям. Основным направлением по обеспечению их надёжного функционирования является внутритрубная диагностика с применением внутритрубных инспекционных приборов, в частности, использующих акустические методы неразрушающего контроля. Такие приборы в процессе диагностирования должны обеспечивать возможность надежного обнаружения и достоверной оценки параметров (идентификации) выявленных нарушений целостности материала, таких, как коррозионные и механические повреждения, трещины и другие трещиноподобные дефекты. На практике, в связи с возможностью одновременного воздействия на магистральный нефтепровод коррозионно-эрозионных и циклических нагрузок, а также внешних индентеров (ковш экскаватора, камни и пр.), зачастую формируются комбинации обозначенных выше типов дефектов, среди которых наиболее опасным является трещина во вмятине и/или коррозионном повреждении. Последние представляют собой в совокупности трещиноподобный коррозионно-механический дефект.

К сожалению, в настоящее время, интерпретация такого потенциально опасного дефекта, с точки зрения его допустимости, является проблемой при оценке результатов внутритрубного диагностирования. Обусловлено это тем, что существующая нормативно-технологическая база применяемых акустических внутритрубных инспекционных приборов не позволяет надежно идентифицировать по амплитудному признаку этот тип дефекта, поскольку регламентируемые на основе этого признака критерии его допустимости не учитывают особенности влияния выпуклой поверхности вмятины и/или коррозионного повреждения в основании трещиноподобного коррозионно-механического дефекта на формирование эхо-сигнала.

В действующих методиках по внутритрубной диагностике, критерии допустимости выявленной несплошности определяются параметрами настройки чувствительности внутритрубного инспекционного прибора по модели дефекта типа «угловой отражатель» с плоскими поверхностями, адекватность применения которой для идентификации выявленного трещиноподобного коррозионно-механического дефекта не очевидна. Критерии допустимости выявленной несплошности по амплитудному признаку должны учитывать различия в механизмах формирования эхо-сигналов от трещиноподобного и трещиноподобного коррозионно-механического дефекта. В противном случае, как показывает практика, при интерпретации выявленных трещиноподобных и трещиноподобных коррозионно-механических дефектов могут возникать ошибки, которые существенно влияют на достоверность результатов внутритрубного диагностирования магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами.

Отсюда очевидно, что разработка высокоинформативной методики идентификации выявленных трещиноподобных и трещиноподобных коррозионно-механических дефектов для акустических внутритрубных инспекционных приборов, неразрывно связана с изучением механизма взаимодействия акустических волн с поверхностью трещиноподобного коррозионно-механического дефекта, одна часть которого является выпуклой поверхностью вмятины и/или коррозионного повреждения, а другая - плоской.

Как показал информационный аналитический обзор, механизм взаимодействия акустических волн с поверхностью трещиноподобного коррозионно-механического дефекта в настоящее время практически не изучен. Сегодня в работах таких учёных, как Н.П. Алёшин, B.C. Гребенник, В.Н. Данилов, И.Н. Ермолов, С.П. Перевалов, А.З. Райхман, В.М. Ушаков, В.Г. Щербинский, достаточно подробно изучен процесс взаимодействия упругих волн с трещиноподобным дефектом, описываемым моделью типа «угловой отражатель» с плоскими поверхностями.

В связи с вышеизложенным, актуальность разработки методики, обеспечивающей повышение достоверности идентификации выявленных при внутритрубном диагностировании акустическими внутритрубными инспекционными приборами трещиноподобных и трещиноподобных коррозионно-механических дефектов очевидна.

Цель работы: повышение достоверности результатов ВТД МН с применением акустических ВИП путем разработки высокоинформативной методики идентификации трещиноподобных и трещиноподобных коррозионно-механических дефектов по амплитудному признаку, на основе уточнения особенностей механизмов взаимодействия упругих волн с рассматриваемыми дефектами.

Задачи исследования:

1. Провести комплекс теоретико-экспериментальных исследований для уточнения механизма взаимодействия акустических волн с трещиноподобным коррозионно-механическим дефектом;

2. Исследовать закономерности изменения амплитуды эхо-сигнала от трещиноподобного коррозионно-механического дефекта в зависимости от его параметров;

3. Разработать основные методические положения процесса идентификации трещиноподобного коррозионно-механического дефекта по амплитудному признаку на основе результатов исследований процесса взаимодействия упругих волн с таким дефектом;

4. Оценить достоверность предложенной методики при ВТД акустическими ВИП.

В первой главе проведен аналитический обзор информационных материалов состояния нормативно-технологической базы процесса ВТД МН акустическими ВИП, а также вопросов, связанных с идентификацией дефектов.

Во второй главе проведены исследования по выбору и обоснованию теоретической модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта и

выполнено аналитическое описание процесса взаимодействия упругих волн с его поверхностью соответствующим уравнением акустического тракта.

В третьей главе приведены результаты теоретико-экспериментальных исследований полученного уравнения акустического тракта трещиноподобного коррозионно-механического дефекта и выполнена оценка влияния параметров предложенной модели на амплитуду эхосигнала.

В четвёртой главе разработана методика идентификации трещиноподобного коррозионно-механического дефекта и оценена её достоверность по результатам оценки реалистичных дефектов.

В пятой главе показана технология практического применения разработанной методики на акустических ВИП, используемых для контроля МН. Разработанная методика применена при ВТД МН акустическими ВИП.

Ценность выполненных исследований: разработана и обоснована методика, учитывающая особенности взаимодействия упругих волн с трещиноподобным коррозионно-механическим дефектом прежде всего для корректировки чувствительности измерительного канала акустических ВИП.

Научная новизна связана с установлением влияния параметров трещиноподобного коррозионно-механического дефекта на амплитуду эхо-сигнала и получением соответствующей теоретической модели, которая позволила повысить достоверность выявления и идентификации обозначенного дефекта при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами за счёт учета рассеивания акустических волн на его поверхности.

1. Предложена модель трещиноподобного коррозионно-механического дефекта в виде углового отражателя высотой ) с выпуклым цилиндрическим основанием радиусом (Ь) и высотой сектора (б), для которой получено уравнение акустического тракта, описывающее взаимодействие поперечных волн с поверхностью обозначенного дефекта и позволяющее учесть их рассеивание;

2. Получено, что модель применима если отношение (К) высоты сектора

2 9

цилиндрической поверхности основания (б) к её радиусу (Ь) не менее ЗХЪ / Ъ (Хъ - длина падающей поперечной волны) и не более 0,2;

3. Установлено, что при увеличении отношения К размеров выпуклого основания модели трещиноподобного коррозионно-механического дефекта, разница амплитуд эхо-сигналов относительно классической модели углового отражателя с плоским основанием увеличивается и при К равном 0,2 составляет (для Lb=2,0 мм) около 8 дБ. При переходе выпуклой поверхности основания в плоское, различия между амплитудами эхо-сигналов от обозначенных моделей отсутствуют;

4. Предложен критерий идентификации трещиноподобных коррозионно -механических дефектов, которым является превышение скорректированной в соответствие величине К амплитуды 5Рд эхо-сигнала от несплошности относительно амплитуды 6РН эхо-сигнала от настроечного углового отражателя. В ином случае, регистрируемая несплошность идентифицируется как повреждение стенки трубы (коррозионное повреждение или вмятина).

Практическая значимость работы: предложена для ВТД МН акустическими ВИП методика идентификации по амплитудному признаку трещиноподобных коррозионно-механических дефектов, учитывающая необходимость корректировки амплитуды эхо-сигнала в зависимости от размеров повреждения стенки трубы (вмятины и/или коррозионного) от которого трещина развивается. Определены границы применения методики и используемой в ней модели. Разработаны технологические рекомендации по практическому применению методики.

Методы исследований: результаты работы были получены после проведения экспериментальных и теоретических исследований. Применялись методы общей и прикладной акустики, моделирование полей проводилось в приближении геометрической акустики на базе вычислительных средств. Погрешность результатов эксперимента оценивалась с использованием статистических методов обработки. Для построения зависимостей изменения

амплитуды эхо-сигналов использовалось программное обеспечение Matlab. Экспериментальные исследования были выполнены с использованием дефектоскопов «USN - 60» и «USM - GO», а также экспериментального стенда для проведения контроля через иммерсионный слой жидкости.

На защиту выносятся:

1. Модель трещиноподобного коррозионно-механического дефекта в виде углового отражателя с выпуклым цилиндрическим основанием и уравнение акустического тракта, описывающее взаимодействие поперечных волн с поверхностью обозначенной модели;

2. Влияние параметров трещиноподобного коррозионно-механического дефекта: высоты торцевой поверхности , мм), радиуса (Ь, мм) и высоты сектора (б, мм) цилиндрического основания, - на изменение амплитуд регистрируемых эхо-сигналов;

3. Критерий идентификации трещиноподобного коррозионно-механического дефекта, которым является превышение скорректированной в соответствии величине отношения К=б/Ь амплитуды ДР эхо-сигнала от несплошности относительно амплитуды эхо-сигнала от настроечного углового отражателя 6РН с плоским основанием.

Апробация работы: основные результаты диссертационной работы изложены на конференциях: «Будущее машиностроения» (г. Москва, 2019), «УЗДМ - 2019» (г. Репино, Ленинградская область, 2019), VIII международная научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов атомной отрасли «К0МАНДА-2019» (г. Санкт-Петербург, 2019).

Автор выражает благодарность доктору технических наук В. Н. Данилову за ценные замечания и помощь при проведении теоретических исследований и обсуждение их результатов, а также доктору технических наук В. М. Ушакову за

критические замечания, помощь и поддержку при выполнении работы.

Глава 1. Анализ проблем выявления и идентификации дефектов при внутритрубной диагностике магистральных нефтепроводов

1.1 Анализ статистики аварий магистральных нефтепроводов и основные причины их возникновения

Магистральный нефтепровод, согласно [1; 2], представляет собой производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов большого диаметра от 530 мм до 1220 мм и толщинами стенки трубы от 6 мм до порядка 40 мм, транспортирующие нефть и нефтепродукты различного состава и фракций от места производства к месту потребления с давлением свыше 1,18 МПа до 15 МПа. Трубы МН [3] выполнены из сталей классом прочности от К34 до К60 (по отечественной маркировке) либо от X55 до X70 (по зарубежной маркировке).

Многие МН - как на территории РФ, так и за рубежом [4-16] - находятся в эксплуатации порядка 30 и более лет, что при достаточно интенсивном режиме работы может привести к нарушению герметичности и разрыву повреждённой секции трубы с последующим разливом нефтепродукта и загрязнением прилегающих территорий. Последствия таких аварий [4-21] носят зачастую глобальный характер для экосистемы в целом, что свидетельствует не только об экономическом, но социальном и экологическом аспекте обеспечения надежной эксплуатации МН с необходимостью снижения соответствующих рисков.

Анализ причин аварий МН на основании данных Ростехнадзора с 2004 по 2017 год и сообществ промышленной безопасности «UKOPA», «CONCAWE», «OPSPHMSA», «NEB» [6-17; 20; 21] за различный временной период (по 2020 год), показал, что основными являются: коррозионные повреждения, заводские дефекты (возникающие на этапе изготовления труб), дефекты при сварке и эксплуатационные дефекты, механические повреждения трубопровода (включая брак СМР) и повреждения, вызванные ошибками при эксплуатации трубопровода. Указанные повреждения и способствующие им факторы действуют совокупно и приводят к образованию недопустимых утонений и/или трещин.

Исходя из данных по причинам аварий отечественных, североамериканских (США и Канада), западноевропейских, африканских (Нигерия) и южноамериканских (Бразилия, Аргентина) трубопроводов [5-21], появление таких повреждений и их развитие обусловлено одновременным действием коррозионно-эрозионных процессов, старения пластичной трубной стали и циклических внутренних напряжений.

Коррозионно-эрозионные процессы обусловлены химическим взаимодействием компонентов среды нефтепродукта (попутно добываемая вода, сульфиды, хлорид-ионы, сероводород, коррозионно-активные бактерии [20; 21]) c внутренней стенкой трубопровода и электрохимическим взаимодействием внешней стенки трубы со средой, в которой она расположена [17; 21-23]. Данная группа процессов, как следует из [19; 21], способствует формированию в местах коррозионного поражения локальной концентрации напряжений с последующим трещинообразованием.

Старение пластичной трубной стали имеет неоднозначное влияние на несущую способность трубопровода. С одной стороны [20-24], оно приводит к снижению предела прочности (ав), условного предела текучести (00,2), ударной вязкости (КСи и КСУ), а также формированию микротрещин. С другой стороны, в [24] указано, что ввиду высокого «естественного» разброса обозначенных характеристик, оценить их изменение достаточно проблематично, однако очевидно снижение величины предела макроупругости (а0) при неизменной величине предела текучести (ат). Как следует из [19; 20; 23; 24], подобное влияние обусловлено также низким числом температурных циклов, ответственных за продольные напряжения, по сравнению с циклами механической нагрузки.

Большее влияние оказывает накопление повреждений под действием окружных циклических напряжений [16; 25], приводящих к образованию продольных и окружных трещин с широким фронтом распространения. Выполненный в [16] анализ их микрошлифов показал, что характер распространения наблюдаемых «берегов» трещин (границ фронта) обусловлен не

только изменениями внутренних напряжений, но и появлением областей коррозионного повреждения.

Таким образом, при эксплуатации МН формируются износоусталостные коррозионно-эрозионные напряжения. Такой комплексный характер нагружения стимулирует процесс трещинообразования и локальной концентрации напряжений в местах имеющихся повреждений, в частности, в зонах коррозионного и механического повреждения [16; 17; 19].

Влияние коррозионной среды в условиях комплексного нагружения, как указано в [16-20; 26-28], приводит к преодолению микротрещинами структурных барьеров и их дальнейшему раскрытию с последующим формированием макротрещин. В зависимости от степени кислотности среды (pH), это способствует образованию стресс-коррозионных межгранулярных (при рН от 8,5 до 11,0) и трансгранулярных (рН, близкий к нейтральному) трещин.

Механические повреждения индуцируют процесс трещинообразования следующим образом [16; 17; 20; 26; 27]. При направленном механическом воздействии внешнего индентера (ковша экскаватора, камней и пр.) на локальную зону внешней поверхности трубы, происходит выгибание во внутрь её нагруженной части с инвертированием кривизны и нарушением круговой симметрии сечения трубы. Это, под действием окружных напряжений [16 - 18], приводит к формированию вмятин как вдоль оси трубы (продольные), так и по её сечению (поперечные). Поскольку изнутри трубопровода действуют распределенные по сечению циклические окружные напряжения, то в месте образованной вмятины наблюдается появление дополнительных изгибных напряжений, стремящихся вернуть кривизну стенки в исходное состояние, что образует пики растягивающих напряжений в «плечах» (основании) вмятины и в точке её максимального углубления (апексе) [16; 20; 26; 27], где происходит концентрация напряжений и дальнейшее формирование микротрещин. А поскольку образованию вмятины часто сопутствует повреждение изоляционного покрытия с появлением коррозионного повреждения, то в области этих пиков, особенно в апексе - как точки приложения формирующего его изгибного усилия,

происходит увеличение величины действующих напряжений, что способствует развитию трещин.

В результате одновременного совокупного воздействия обозначенных механизмов, как следует из [16-20; 26; 28], формируются комбинированные дефекты [29], среди которых наиболее опасными являются:

• продольная или поперечная вмятина с расположенной в ней продольной или поперечной поверхностной трещиной (см. Рисунок 1.1);

• продольная или поперечная трещина, формируемая в общем или питтинговом коррозионном повреждении.

Исходя из [30], комбинированные дефекты на 2011 год, согласно данным ПАО «Транснефть», составили около 1% среди плоскостных и 0,2% среди общего числа дефектов по результатам 18 лет обслуживания МН. Наличие комбинированных дефектов также обозначено в [31], однако численные данные по ним не приводятся. Наиболее подробно о количестве комбинированных дефектов указано в работе [32], согласно которой за период с 2006 по 2017 гг. на участке магистрального нефтепровода «Ухта - Ярославль» произошло значительное увеличение числа подобных дефектов от менее 50 шт. до порядка 500 шт., процентное распределение которых среди общего числа дефектов также увеличилось, что наблюдается на Рисунке 1.2. Доля обозначенных выше трещин во вмятине и/или коррозионном повреждении составила от 42,5 % до 48,4 % среди всех комбинаций за указанный период.

Рассмотренные выше повреждения обладают различной потенциальной опасностью и будут оказывать соответствующее влияние на несущую способность МН. В зарубежной и отечественной практике, согласно [33-43], для её оценки анализируют величину давления разрушения (Рр, МПа) трубопровода в его текущем состоянии по отношению к нормативному. При этом выделяют несколько подходов расчёта величины Рр.. Так, в зарубежной практике [33-40], Рр рассматривается как зависимость от отношения площади дефекта к его проекции в продольном сечении и фактора (коэффициента) Фолиаса по [34; 35; 39; 40] в

Рисунок 1.1. Пример трещин во вмятине из [17]

Ч 70

« 65 ■■

ч о

^ 60 -1-1-1-1-1-1-1-1-1-1-1

:чО г- оо о, о — (N го W <r~i ю г^

000000000000

01 Ol О) <N (N CS CM (N CS (N <N (N

Год проведения диагностики

Рисунок 1.2.

Доля комбинированных дефектов среди общего числа дефектов на участке МН

«Ухта - Ярославль» из [32]

соответствие с типом дефекта. В отечественной практике, величина Рр (относительно нормативного), рассчитывается следующими способами. В [41-43] приведён расчёт по критерию зарождения трещин, согласно которому из уравнения Коффина-Мэнсона, связывающего число циклов с изменением истинных деформаций в вершине конкретного типа дефекта, в соответствие теоретическому коэффициенту (а0), определяют общее число циклов (N06), при которых происходит зарождение трещин. Другой подход заключается в использовании КИН

[25] в рамках линейной механики разрушения и/или энергетических (деформационных) критериев нелинейной механики разрушения, для которых определяют количество циклов до разрушения с учётом процессов деградации за счёт поправочного коэффициента зависящего от величины деформации в опасном сечении, и локальной меры поврежденности образца с трещиной В

[26] изложен подход, основанный на анализе коэффициента локальной концентрации напряжений (Кл) на вершинах «острых» дефектов и коэффициента общей концентрации напряжений (Ко), вызванной геометрическими отклонениями трубы. При комбинации таких концентраторов, как указано в [26], значение соответствующего теоретического коэффициента концентрации определяется как их произведение, что снижает величину разрушающего напряжения. В [44] и [45] также отмечено, что для комбинации трещин и вмятин, при расчёте Рр, необходимо учитывать дополнительный множитель, представляющий собой поправочный коэффициент (КИзг), характеризующий дополнительные изгибные напряжения.

Изложенные подходы оценки несущей способности МН наглядно показывают, что прочность участка трубопровода зависит от типа имеющихся в нём дефектов. При этом их комбинации оказывают большее негативное влияние, чем отдельные компоненты, вследствие чего задача достоверного выявления и идентификации комбинированных дефектов является актуальной.

Как показывает практика, для своевременного и достоверного обнаружения дефектов МН выполняют ВТД [10; 12-15; 46] различными ВИП. Согласно [2; 47], ВИЛ представляет собой устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации

данных о дефектах стенкн трубопровода и сварных соединений, а также их местоположении в трубопроводе. По своей конструкции ВИП разделяют на поршневые (самоходные) [46; 47] и кроулерные [48]. Последние имеют узкую область применения ввиду ограниченной длины силового кабеля управления (до 10-15 км), и используются для диагностики райзеров, промысловых труб, коротких участков МН сложной конфигурации (с большим числом отводов, врезок и пр.), городских магистральных теплосетей. Поэтому основными средствами диагностирования протяжённых участков МН длиной в сотни километров являются самоходные (перемещаемые потоком жидкости) ВИП, что отражено, к примеру, в [47].

Чтобы оценить возможности таких приборов, далее был выполнен анализ требований нормативной документации по классификации дефектов, которые должны быть выявлены и идентифицированы при ВТД МН.

1.2 Требования нормативной документации по выявлению и идентификации дефектов внутритрубными инспекционными приборами

1.2.1 Классификация дефектов согласно требованиям зарубежной нормативной документации

В зарубежной практике проведение ВТД регламентируется методическими указаниями [49; 50], согласно которым все обнаруженные несплошности могут быть разделены на: дефекты типа «потеря металла», геометрические отклонения, трещины и трещиноподобные дефекты. Внутри этих групп, в зависимости от длины и ширины (либо глубины) описанного вокруг несплошности прямоугольника, она может быть соотнесена к соответствующему классу. В первой группе, согласно приведенной на Рисунке 1.3 номограмме, выделяют следующие классы: общую, питтинговую, точечную (язвенную) коррозию, поперечную/продольную канавку, поперечную/продольную риску [51]. Вторую группу составляют геометрические отклонения линейных размеров трубопровода, а также изменение формы его

участков: вмятины, борозды, волнистости (гофры) и срезы, классификация которых осуществляется путём анализа соотношения их геометрических размеров. Последнюю группу составляют трещины (величина раскрытия не больше 0,1 мм) и трещиноподобные дефекты (раскрытие от 0,1 мм до 1,0 мм).

коррозияТГ

Рисунок 1.3.

Классификация потерь металла в зависимости от размеров повреждения [49-51]. Параметр «А», согласно [49-51], при толщине стенки менее 10 мм принимается равным 10, а если толщина стенки больше 10 мм, то равным (по величине)

толщине стенки

В рамках обозначенной классификации по [49; 50], комбинированные дефекты не выделяют в отдельную группу или класс. Они, судя по [49], могут быть рассмотрены как скопление дефектов различных групп внутри выделенной (ограниченной) области. В этом случае, достоверность обнаружения комбинаций дефектов будет характеризоваться, как указано в [49], возможностями методов НК, реализованных в используемом ВИП по выявлению и распознаванию каждой отдельной составляющей такого скопления.

1.2.2 Классификация дефектов согласно требованиям отечественной нормативной документации

В отечественной практике классификация дефектов по результатам ВТД приведена в документах [47; 52; 53], где [52; 53] являются переводом и адаптацией рассмотренных выше [49; 50]. Применительно к отечественным МН, классификация дефектов регламентируется требованиями ПАО «Транснефть» [47], преобладающей на территории РФ по транспортировке нефтепродуктов [54].

Согласно [47], при ВТД обнаруженные несплошности должны быть классифицированы на множество типов, которые по характеру происхождения можно объединить в следующие группы дефектов:

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Жуков Андрей Дмитриевич, 2020 год

Список литературы

1. РД 25.160.10-КТН-016-15. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Неразрушающий контроль сварных соединений // М.: АО «АК «Транснефть», 2014. 187 С.

2. ГОСТ Р 55435 - 2013. Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения // М.: Стандартинформ. 2014. 82 С.

3. Якушев Е.В. Исследование и разработка экономлегированной трубной стали класса прочности К60 для стана 2800 ОАО «Уральская сталь». Дис. .. .канд. техн. наук: 05.16.01. Москва. 2014. 156 С.

4. Нечваль А.Н., Коршак. A.A. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. М.: Изд-во Феникс. 2016. 541 С.

5. Поникаров С.И. Алексеев В.А., Вилохина П.В. Маннанова А.Ф. Анализ причин возникновения аварий на магистральных нефтепроводах // Вестник Казанского технологического университета. 2014. №23. С. 365 - 368.

6. Савицкий Р. В., Блохина О.Л., Чухарева Н.В. Рассмотрение алгоритмов распределения ожидаемой частоты возникновения аварийных ситуаций и сценариев их развития на магистральных нефтепроводах [Электронный ресурс] // Материалы III Общероссийской студенческой электронной научной конференции "Студенческий научный форум 2011". URL: http://www.rae.ru/forum2011/ 50/ 3 (дата обращения 06.05.17).

7. Калайдов А.Н., Хорчоева Н.Г. Анализ статистики и прогнозирование аварий на магистральных нефтепроводах // Аллея науки. 2017. №9. С.708 - 712.

8. Глухенький И.Ю. Совершенствование системы прогнозирования последствий аварийных разливов нефти в прибрежной зоне Керченского пролива. Дис. .канд. техн. наук: 03.02.08. Краснодар. 2012. 173 с.

9. Мокроусов, В.И. К вопросу об авариях магистральных нефтепроводов // Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук. 2015. №11-1. С.175 - 180.

10. Timashev S.A., Bushinskaya A.V., Methods of Assessing Integrity of Pipeline Systems with Different Types of Defects [Электронный ресурс] // Topics in Safety, Risk, Reliability and Quality. 2016. C.9 - 43. URL: https://www.researchgate.net/ publication/301575072_Methods_of_Assessing_Integrity_of_Pipeline_Systems_with_ Different_Types_of_Defects (дата обращения 10.09.18).

11. Achebe C.H., Nneeke U.C., Anisiji O.E. Analysis of oil pipeline failures in the oil and gas industries in the Niger delta area of Nigeria [Электронный ресурс] // Conference paper: world congress on engineering at imperial college of London. UK. 2012. N°2. 6 С. URL: https://www.researchgate.net/publication/28015 6861_Analysis_of _Oil_Pipeline_Failures_in_the_Oil_and_Gas_Industries_in_the_Niger_Delta_Area_of_ Nigeria/citation/download (дата обращения 03.10.16).

12. Савина A.B. Аварийность на отечественных и зарубежных магистральных трубопроводах [Электронный ресурс] // IV Всероссийская научно-техническая конференция с международным участием «Безопасность критичных инфраструктур и территорий. 2011. 20 С. URL: http://riskprom.ru/Seminars/2011/Sve rdlovsk2011/avarijnost25 -05-2011_.pdf (дата обращения 19.12.16)

13. Bersani C., Citro L. [и др.] Accident occurrence evaluation in the pipeline transport of dangerous goods // 4th International conference on safety & environment on process industry. 2010. №19. C. 249 - 254.

14. Жиганнуров P.M. Развитие методов и технических средств диагностирования магистральных нефтепроводов. Дис. ...канд. техн. наук: 07.00.10. Уфа. 2012. 140 С.

15. Бигус Г.А., Даниев Ю.Ф. Быстрова Н.А., Галкин Д.А. Основы диагностики технических устройств и сооружений. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2015. 617 С.

16. Brad. J, Hudgins A. Handbook of materials failure analysis with case studies from the oil and gas industry [Электронный ресурс]. Elsevier Ltd. 2016. 448 C. URL: https://www.sciencedirect.com/book/9780081001172/handbook-of-materials-failure-an alysis-with-case-studies-from-the-oil-and-gas-industry (дата обращения 11.12.18).

17. Mueller E., Liu X., Chaatre R., Lamn A. Investigation and recommendations on bottom-dented petroleum pipelines // Journal of failure analysis and prevention. -2018. № 18. C. 66 - 74.

18. Luo J., Zhang Y., Li L., Zhu L., Wu G. Fatigue failure analysis of dented pipeline and simulation calculation [Электронный ресурс] // Engineering Failure Analysis. 2020. № 111. URL: http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S135063 0720301898.

19. Ghaednia H. Burst Strength of NPS30 steel pipes with dent-crack defect. H. Ghaednia. Уинсор: Изд-во University of Windsor. 2015. 208 C.

20. Singh R., Raj. B., Kamachi Mudali U., Prabhakar S. Non-Destructive evaluation of corrosion and corrosion-assisted cracking. Изд-во: Wiley-American Ceramic Society. 2019. 448 C.

21. Groysman A. Corrosion problems and solutions in oil, gas and refining petrochemical industry // Koroze a ochrana material. 2015. №59. C. 30 - 36.

22. Hagarova M., Cervova J., Jas F. Selected types of corrosion degradation of pipelines // Koroze a ochrana material. 2017. №61. C. 100 - 117.

23. Кантемиров, И.Ф., Сильвестров C.A. Изменения в металле трубопроводов при длительной эксплуатации // Сварка. Реновация. Триботехника: материалы IX Уральской научно-практической конференции. УрФУ. 2019. С. 144 - 150.

24. Нохрин А.В., Чувильдеев В.Н. Старение сталей труб магистральных газопроводов // Вестник Нижегородского университета им. Н.И. Лобачевского. 2010. №5(2). С.171 - 180.

25. Веселуха В.М., Богданович А.В. Методика оценки остаточного ресурса труб линейной части нефтепровода с типичными дефектами по критерию трещиностойкости в условиях циклического нагружения // Механика машин, механизмов и материалов. 2017. №2 (39). С.5 - 11.

26. Мустафин Т.Р. Изучение прочностных характеристик стальных трубопроводов с дефектами типа «вмятина». Дис. .канд. техн. наук: 25.00.19. Уфа. 2013. 172 С.

27. Pournara A.E., Karamanos S.A. Structural integrity of steel oil & gas pipelines with local wall distortions [Электронный ресурс]. 2013. 2 С. URL: http://karamanos.mie.uth.gr/index.php/structura l-integrity-of-steel-hyd rocarbon-pipelin es-with-local-wall (дата обращения 08.09.17).

28. Cai J., Jiang X., Lodewijks G. Residual ultimate strength of offshore metallic pipelines with structural damage - a literature review // Ships and offshore structures. 2017. №12. C. 519 - 531.

29. Игнатик А. А., Сальников A.B. Комбинированные дефекты магистральных трубопроводов // Тезисы докладов XIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт». 2018. С. 64 - 65.

30. Васин Е.С., Дедешко В.Н., Аркелян С.К. [и др.]. Новые научные и технические достижения во внутритрубной диагностике трубопроводов. // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2011. №5(27). С.44 - 51.

31. Чудаков Г.М., Иванов М.Г., Барамбонье С., Дегтяренко Н.А. Повышение надёжности линейной части магистральных нефтепроводов // Научные труды КубГТУ. 2016. №10. С.70-84.

32. Игнатик, А.А., Сальников А.В. Апробация методики расчёта комбинированных дефектов по данным результатов внутритрубной диагностики магистрального нефтепровода // Нефтегазовый терминал. Материалы международной научно - технической конференции «Транспорт и хранение углеводородного сырья». 2019. №17. С.9 - 16.

33. ASME B31G - 2012. Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines. Изд-во ASME. 2012. 60 C.

34. API 579 - 1/ ASME FFS - 1 - 2016. Fitness-for-service engineering assessment procedure. Изд-во American Petroleum Institute. 2016. 1320 C.

35. BS 7910 - 2103+A1 - 2015. Guide to methods for assessing the acceptability of flaws in metallic structures. Изд-во British standard institute. 2015. 492 C.

36. Burkov P.V., Filimonenko M.A., Burkova S.P. Stress-stain state of pipeline depending on complicated environment // IOP Conf. Series: Earth and Environment Science. 2016. №43. 6 C.

37. DNV - RP - F101 - 2015. Recommended practice. Corroded pipelines. Изд-во Det norske veritas. 2015. 42 C.

38. Recommended practices for managing near-neutral pH stress corrosion cracking 3rd edition. Изд-во Canadian energy pipeline association. 2015. 162 C.

39. DNV - OS - F101 - 2013. Submarine pipeline systems. Изд-во Det norske veritas. 2013. 372 C.

40. CSA Z662 - 2011. Oil and gas pipeline systems code. Изд-во Canadian standards association. 2015. 865 C.

41. OCT 153 - 39.4.010 - 2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений. М.: Изд-во Минэнерго России. 2002. 57 С.

42. РД 23.040.00 - КТН -115 - 11. Нефтепроводы и нефтепродуктопроводы магистральные. Определение прочности и долговечности труб и сварных соединений с дефектами. М.: Изд-во «АК «Транснефть». 2013. 142 С.

43. СНиП 12 - 03 - 2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования. М.: Госстрой России, ГУЛ ЦПП. 2001. 48 С.

44. Садыков Р.В. Оценка коэффициентов несущей способности труб с комбинированными дефектами // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2018. №1(71). С.34 - 37.

45. Arumugam U., Elboujdaini M., Gao M., Vanoye R. Report on the fatigue testing of crack-in-dent framework for life prediction № PR-328-133702-R02 F-S. Изд - во Pipeline research council international. 2019. 85 C.

46. Ellinger M. A history of In-line inspection tools // Inspectioneering journal [Электронный ресурс] / 2017. 16 С. URL: https://inspectioneering.com/journ al/2017-04-27/6416/a-history-of-in-line-inspection-tools (дата обращения 09.10.18).

47. РД 23.040.00 - КТН - 011 - 11. Классификатор дефектов магистральных и технологических трубопроводов. М.: Изд-во АО «АК «Транснефть». 2011. 88 С.

48. Steinvoorte T. Practical solutions for challenging pipelines. [Электронный ресурс] / PPSA seminar. 2013. C. 4 - 11. URL: https://www.ppsa-online.com/papers/13-Aberdeen/2013-04-ROSEN-paper.pdf (дата обращения 09.11.17).

49. Specifications and requirements for in-line inspection of pipelines. Version 2016 [Электронный ресурс] / 2016. 57 С. URL: www.pipelineoperators.org (дата обращения 12.06.17).

50. Guideline on field verification procedures for in-line inspection. Version

2012 [Электронный ресурс] / 2012. 26 C. URL: www.pipelineoperators.org (дата обращения 13.07.17).

51. Vanaei H. R., Eslami A., Egbewanbe A. A review on pipeline corrosion, in - line inspection (ILI), and corrosion growth rate models // International Journal of Pressure Vessels and Piping. 2017. №149. C. 43 - 54.

52. ГОСТ P 54907 - 2012. Магистральный трубопровод транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения. М.: Стандартинформ. 2012. 20 С.

53. М - 01.06.06 - 04. Методические указания по организации и исполнению программ диагностики промысловых трубопроводов [Электронный ресурс] / 2017. 160 С. URL: http://www.dias-ltd.ru/upload/rd/rd_14r_metodika% 20diagnostirovaniya_gazprom-feft%20(m-01.06.06-04).pdf (дата обращения 11.07.17).

54. ФАС России: Анализ услуг по транспортировке нефтепродуктов за

2013 - 2017 гг [Электронный ресурс] / 2019. 459 С. URL: https://nangs. org/analytics/fas-rossii-analiz-uslug-po-transporti rovke nefteproduktov-za-2013-2017-gg-mart-2019-g-docx (дата обращения 10.12.19).

55. Integrity management of CRA pipelines. Operator experience and integrity challenges [Электронный ресурс] / 2015. 24 С. URL:www.pipelineoperators.org/downl oadfilespublic.php?getfile=public-documents/01_Integrity_Management_of_CRA_Pipe lines_-_20_December_2015.pdf (дата обращения 19.11.17).

56. Xie M., Tian Z. A review on pipeline integrity management utilizing in-line inspection data // Engineering failure analysis. 2018. №92. C.222 - 239.

57. Bosch J., Hugger A., Oberdorfer Y. Phased Array technology for automated pipeline inspection [Электронный ресурс] / 16th world conference on NDT (WCNDT 2004). 2004. 7 C. URL: https://pdfs .semanticscholar.org/3504/65466d7629f875192c1de 2ad28a779e6924a.pdf (дата обращения 05.06.17).

58. Feing Q. [и др.] Literature review: theory and application of in-line inspection technologies for oil and gas pipeline girth weld detection [ Электронный ресурс] / Sensors. 2017. 24 С. URL: https://www.researchgate.net/public ation/31 1955365_Literature_Review_Theory_and_Application_of_In-Line_Inspection_Technol ogies_for_Oil_an d_Gas_P ipeline_Girth_Weld_Defection (дата обращения 18.03.18).

59. Barbarian A., Beller M., Hantmann S., Schneider U. High resolution ultrasonic in-line inspection added value and special applications // 6th pipeline technology conference. 2011. 15 C.

60. Трутаев С.Ю., Иншаков Д.В. Внутритрубный контроль трубопроводов промышленных предприятий // Контроль. Диагностика. 2017. №12. С. 18 - 23.

61. Слесарев Д. А. Развитие магнитного метода неразрушающего контроля за счёт автоматизации обработки данных и оптимизации обнаружения дефектов. Дис. .д-р. техн. наук: 05.11.13. Москва. 2017. 352 С.

62. Reber K., Beller M. Ultrasonic in-line inspection tools to inspect older pipelines for cracks in girth and long-seam welds [Электронный ресурс] / Pigging products and services association. 2003. 6 C. URL: https://ppsa-online.co m/papers/2003-2-Reber.pdf (дата обращения 13.12.16).

63. Kristiansen T-S. Soldberg. Inspection of challenging pipelines. Latest developments + case studies // Pipeline technology journal. 2018. №1. C. 18 - 27.

64. Willems P., Jaskolla B., Sickinger T., Barbian O.A., Niese F. Advanced possibilities for corrosion inspection of gas pipelines using EMAT technology [Электронный ресурс] / European Conference on Non-Destructive. 2010. 16 C. URL: https://www.academia.edu/24310423/Advanced_Possibilities_for_Corrosion_Inspectio n_of_Gas_Pipelines_Using_Emat_Technology (дата обращения 04.07.17).

65. Thring C., Somerse W.E., Edwards R.S. Enhanced surface defect detection using focused electromagnetic acoustic transducers // Proceedings of meetings on acoustics. 2018. №32. C.1 - 5.

66. Kristansen T.S., Bjorgen H.P., Willems H., Wieme G. Combined ultrasonic tethered tool for inspection of weld cracks in offshore pipelines: tool qualification and first results from offshore inspection [Электронный ресурс] // Pipeline technology conference. 2015. 14 C. URL: https://www.pipeline-conference.com/abstracts/comb ined-ultrasonic-tethered-tool-inspection-weld-cracks-offshore-pipelines-tool (дата обращения 09.10.17).

67. Enbridge mackinac straits ILI review. Изд-во US department of transportation pipeline and hazardous materials safety administration. 2016. 26 c.

68. Yang L., Liu G., Li S. Comparative analysis of In-line inspection equipments and technologies [Электронный ресурс] / IOP Conference seriesA materials science and engineering. 2018. 8 C. URL: https://www.researchgate.net/publication/3263584 77_Comparative_Analysis_of_In-line_Inspection_Equipments_and_Technologies (дата обращения 09.10.19).

69. Willems H., Kopp G., Haro V. Sizing crack indications from ultrasonic ILI: challenges and options [Электронный ресурс] / 12th Pipeline technology conference. -2017. 15 C. URL: https://www.ndt-lobal.com/reso urces/sizing-crack-indications-from-ultrasonic-ili-challenges-and-options (дата обращения 10.06.18).

70. Щербинский В.Г., Алёшин Н.П. Ультразвуковой контроль сварных соединений. М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2000. 496 С.

71. Ермолов И.Н., Ланге Ю.В. Неразрушающий контроль. Том 3. Справочник. Под общ.ред. В.В. Клюева. М.: Машиностроение. 2008. 864 С.

72. Гурвич А.К., Кузьмина Л.И. Справочные диаграммы направленности искателей ультразвуковых дефектоскопов. Киев: Техника. 1980. 100 С.

73. Щербинский В.Г. Эхо-зеркальный ультразвуковой метод обнаружения и распознавания дефектов сварных швов. М.: Машиностроение. 1980. 40 С.

74. Щербинский В.Г. Обнаружение и распознавание трещин сварных соединений // Заводская лаборатория. 1982. №2(48). С.75 - 80.

75. Kaczmarek R., Kaczmarek K., Slania J., Krawczyk R. Performing of ultrasonic tests using the TOFD technique in view of the requirements of related standards // Biuletyn Instytutu Spawalnictwa. 2016. №4. C. 47 - 56.

76. Алёшин Н.П., Григорьев M.B., Козлов Д.М., Крысько Н.В., Попович А.Л. Неразрушающий контроль качества сварных соединений трубопроводов, выполненных контактной сваркой // Территория «Нефтегаз». 2015. №11. С.44 - 48.

77. Al-Ataby A., Nuaimy W.Al. Enhancing the accuracy of off-axis flaw sizing and positioning in TOFD // Nondestructive testing of materials and structures. 2011. №6. C.37 - 43.

78. Григорьев M. В., Гурвич A.K., Гребенников B.B. Определение размеров трещин ультразвуковым методом // Дефектоскопия. 1978. №2. С. 8 - 11.

79. Родионов В.В., Григорьев М.В. Выявление и идентификация дефектов при внутритрубной ультразвуковой дефектоскопии [Электронный ресурс] // Тр. Всерос. науч.-техн. конф. «Студенческая весна 2014: Машиностроительные технологии. 2014. 3 С. URL: http://studvesna.qform3d.ru/db_files/articl es/994/thesis. pdf (дата обращения 05.07.17).

80. Willems H., Henning T. Recent improvements regarding ultrasonic crack inspection of pipelines [Электронный ресурс] / PPSA Seminar. 2017. 12 С. URL: https://pdfs.semanticscholar.org/f5fd/1fb7890e7ec26c5f3fecee86 7fe4c742ed3d.pdf (дата обращения 08.09.18).

81. ГОСТР 55724 - 2013. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые. М.: Стандартинформ. 2013. 24 С.

82. Song S.-P., Ni Jie. Ultrasonic imaging of pipeline crack based on composite transducer array // Chinese journal of mechanical engineering 2018. №31. 10 C.

83. Патент РФ №RU 2 607 258 C1 10.01.2017 Способ внутритрубного ультразвукового контроля // Патент России № 2 607 258 Глинкин Д.Ю. Белкин В.А., Сотников A.M., Шерашов С. А.

84. Жуков А.Д. К вопросу выявления и идентификации комбинированных дефектов при диагностировании магистральных нефтепроводов с использованием акустических внутритрубных инспекционных приборов // Контроль. Диагностика. 2019. №4. С. 28 - 33.

85. Ермолов И.Н., Гребенник B.C., Райхман А.З. Отражение ультразвука от углового дефекта // Заводская лаборатория. 1964. №30. С. 1351 - 1355.

86. Перевалов С.П., Райхман А.З. Акустический тракт наклонного искателя для отражателя углового типа. I // Дефектоскопия. 1979. №11. С. 5 - 14.

87. Перевалов С.П., Райхман А.З. Акустический тракт наклонного искателя для отражателя углового типа. II // Дефектоскопия. 1979. №12. С. 28 - 36.

88. Данилов В.Н., Ушаков В.М., Михалёв В.В. К вопросу о моделировании акустического тракта наклонного преобразователя при ультразвуковом контроле сварных соединений малой толщины // Дефектоскопия. 2012. №10. С. 28 - 39.

89. Данилов В.Н. Формулы акустического тракта дальней зоны совмещенного наклонного преобразователя для угловых отражателей типа вертикального цилиндрического отверстия и засверловки // Контроль. Диагностика. 2015. №10. С. 9 - 16.

90. Данилов В.Н. Формулы акустического тракта ультразвукового контроля методом тандем // Контроль. Диагностика. 2015. №2. С. 44 - 53.

91. Данилов В.Н. Формулы акустического тракта совмещенного наклонного преобразователя для дальней зоны // Контроль. Диагностика. 2015. №2. C. 43 - 50.

92. Гребенник B.C., Олохтонов A.B. Исследование отражения ультразвука от протяженных двухгранных дефектов переменной глубины // Акустический журнал. 1985. №31. С. 62 - 68.

93. Ермолов И.Н. Достижения в теоретических вопросах ультразвуковой дефектоскопии, задачи и перспективы // Дефектоскопия. 2004. №10. С.13 - 48.

94. Краморов Г.А., Евсюков В.Н. О соотношении площадей плоскодонного и углового отражателя // Дефектоскопия. 1972. №4. С.137 - 138.

95. Сумбатян М.А., Дружинина М.А. К расчету диаграммы направленности призматического искателя // Дефектоскопия. 1989. №3. С. 3 - 7.

96. Гребенник B.C., Тайц М.З. Расчет диаграммы направленности призматического искателя // Дефектоскопия. 1981. №1. С.87 - 101.

97. Круглов Б.А. Акустическое поле наклонного преобразователя в дальней зоне // Вопросы материаловедения. 2002. №2. С. 93 - 106.

98. Дианов Д.Б. Исследование направленности призматических преобразователей // Дефектоскопия. 1965. №2. С. 8 - 22.

99. Данилов В.Н. О диаграмме направленности наклонного преобразователя в режиме приема // Дефектоскопия. 2011. №4. С. 35 - 49.

100. Данилов В.Н. К расчету акустического поля наклонного преобразователя в дальней зоне // Дефектоскопия. 2009. №12. С. 36 - 51.

101. Гребенник B.C. Уточнение характера зависимости амплитуды эхо -сигнала от величины отражателя углового типа // Дефектоскопия. 1976. №6. С. 122 - 124.

102. Щербинский В.Г. Исследование статистических параметров неровностей и отражательных характеристик трещин сварных швов // Дефектоскопия. 1971. №2. С. 88 - 93.

103. Ермолов И.Н. Теория и практика УЗК. М.: Машиностроение. 1981.

240 С.

104. Данилов В.Н. Формулы акустического тракта дефектоскопа с прямым преобразователем в приближении геометрической акустики // Дефектоскопия. 1986. №11. C.232 - 237.

105. Крауткраммер Й. Крауткраммер Г. Ультразвуковой контроль материалов: Справ. изд. пер. с нем. М.: Металлургия. 1991. 752 C.

106. Ушаков В.М. Развитие методов и разработка средств и способов ультразвукового контроля изделий с криволинейной поверхностью. Дис. ...др. техн. наук: 05.02.11. М. 2004. 201 С.

107. Ушаков В.М., Данилов В.Н. Оценка влияния цилиндрической поверхности изделия на акустическое поле наклонного ПЭП // Дефектоскопия. 1997. №12. С. 12 - 24.

108. Данилов В.Н. Расчет акустического тракта наклонного преобразователя для цилиндрического отражателя // Контроль. Диагностика. 2015. №1. С. 35 - 47.

109. Ландсберг Г.С. Элементарный учебник физики. В 3 томах. Том 3. Колебания и волны. Оптика. Атомная и ядерная физика М.: Физматлит. 2018. 664 С.

110. Хёнль X., Мауэ А., Вестпфаль К. Теория дифракции. М.: Мир. 1964.

424 С.

111. Ландсберг Г.С. Оптика. Учебное пособие для вузов М.: Физматлит. 2017. 852 С.

112. Ермолов И.Н., Разыграев Н.П., Щербинский В.Г. Использование акустических волн головного типа для ультразвукового контроля // Дефектоскопия. 1978. №1. С. 33 - 40.

113. Ермолов И.Н., Гребенник B.C. Зависимость амплитуды ультразвукового сигнала от размеров и глубины залегания дефекта при иммерсионном способе контроля // Заводская лаборатория. 1962. №1. С. 56 - 60.

114. Данилов, В.Н. К вопросу о расчете акустического поля прямого преобразователя с пьезопластинами различных форм. Дефектоскопия. 2004. №2. С. 3 - 13.

115. Бреховских Л.М. Волны в слоистых средах. М.: Наука. 1973. 343 С.

116. Ушаков В.М., Щербинский В.Г., Вопилкин А.Х. Отражение и трансформация линейно поляризованных сдвиговых волн на плоскости (свободной границе полупространства) и дефектах // Дефектоскопия. 1983. №7. С. 70 - 75.

117. Данилов В.Н. Об использовании скалярных моделей для расчетов акустических трактов дефектоскопов на продольных волнах // Дефектоскопия. 1985. №12. С. 79 - 80.

118. Шендеров Е.Л. Волновые задачи гидроакустики. СПб: Судостроение. 1972. 352 С.

119. Перевалов С.П., Райхман А.З. Отражение ультразвука от неровностей сварного соединения // Дефектоскопия. 1978. №4. С. 8 - 15.

120. Жуков А.Д., Григорьев М.В., Данилов В.Н. Расчет акустического тракта для трещиноподобного коррозионно-механического дефекта // Дефектоскопия. 2019. №7. С. 3 - 11.

121. Мотова Е.А., Никитина Н.Е., Тарасенко Ю.П. Контроль структурного состояния материала рабочих лопаток компрессора газотурбинного двигателя ультразвуковым эхо-методом // Вестник научно-технического развития. 2013. №10. С 28 - 36.

122. EN ISO 7963 - 2010. Non-destructive testing. Ultrasonic testing. Specification for calibration block No.2. - Изд-во: British standards institute. 2010. 20 C.

123. Данилов В.Н. К определению размера ближней зоны наклонного преобразователя с круглой пьезопластиной // Контроль. Диагностика. 2014. №8. С. 28 - 34.

124. Жуков А.Д., Григорьев М.В., Данилов В.Н. Исследование вопроса идентификации трещиноподобного коррозионно-механического дефекта акустическими внутритрубными инспекционными приборами // Контроль. Диагностика. 2020. №2. С.64 - 71.

125. МП.059.Д4 - 18. Методика поверки. Дефектоскопы внутритрубные ультразвуковые [Электронный ресурс] / 2018. 35 C. URL: https://all-pribors.ru/opisanie/74272-19 (дата обращения 10.10.19).

126. РД ЭО 0488 - 03. Методические рекомендации по оценке достоверности средств и методик неразрушающего контроля. М: Изд-во Министерства РФ по атомной энергии. 2003. 35 С.

127. Описание типа средства измерений. Дефектоскопы внутритрубные ультразвуковые. Приложение к свидетельству №73108 [Электронный ресурс]. 2019. 7 С. URL: https://all-pribors.ru/opisanie/74272-19 (дата обращения 10.11.19).

128. Тужилкин С.А. Автоматическое распознавание дефектов по данным секции CD диагностического комбинированного комплекса // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. №1(5). С. 62 -69.

Общество с ограниченной ответственностью «Газпроект-ДКР» (ООО «Газпроект-ДКР») "Gazproekt-DKR" LLC

ул. Учительская, д. 2, литера А, помещение 1-Н, помещение 170, г. Санкт-Петербург, Россия, 195274 Тел: [phone] Факс: [phone] E-mail: [e-mail] http ://gazproekt-dkr .ru/ ОКПО 46937663 ОГРН 1129847023459 ИНН /КПП 7804499872/780401001

12 0$. юю * sn Л <<

На № от

АКТ

использования научных результатов диссертационной работы Жукова Андрея Дмитриевича на тему «Разработка методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами»

Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о том, что материалы диссертационной работы Жукова А.Д. «Разработка методики идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов при внутритрубном диагностировании магистральных нефтепроводов акустическими инспекционными приборами» были использованы при внутритрубной диагностике магистральных трубопроводов акустическими инспекционными приборами компании ООО «Газпроект-ДКР». Предложенная в работе Жукова А.Д методика и технология её практического применения позволила повысить достоверность идентификации трещиноподобных коррозионно-механических дефектов.

Генеральный директор у Д.А. Турин