Разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Сулейманов, Мухамед Камилович

• Сулейманов, Мухамед Камилович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сулейманов, Мухамед Камилович

Введение

1. Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов и оценки их напряженно-деформированного 12 состояния

1.1 Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов 12:

1.2 Анализ технического состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов

1.3 Анализ методов оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов ф 1.3.1 Спектрально-акустическая система контроля механических напряжений «Астрон»

1.3.2 Методы оценки механических напряжений с использованием их иагнитных характеристик. Электромагнитный метод контроля

1.3.3 Контроль напряженно-деформированного состояния трубопроводов, основанный на эффекте Баркгаузена

1.3.4 Контроль напряженно-деформировнного состояния трубопроводов, основанный на эффекте изменения тока размагничивания и коэрцитивной силы

1.3.5 Бесконтактная магнитометрическая диагностика трубопроводов

1.3.6 Метод магнитной памяти металла

2 Экспериментальные работы и разработка технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла

2.1 Особенности применения метода магнитной памяти металла для 36 оценки напряженно-деформированного состояния нефтепроводов

9 2.2 Эксперментальные и диагностические работы по контролю методом магнитной памяти металла!

2.3 Технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла.

3 Технология выполнения обследования: и оценки* технического состояния технологических нефтепроводов НПС

3.1 Основные принципы, подготовительных мероприятий по обследованию нефтепроводов

3.2 Методы контроля и диагностирования нефтепроводов

3.2.1 Визуальный и измерительный контроль

3.2.2 Магнитометрический контроль

3.2.3 Особенности выполнения акустико-эмиссионного контроля нефтепроводов НПС

3.2.4 Ультразвуковой контроль

3.2.5 Капиллярный контроль

3.2.6 Магнитопорошковый контроль

3.2.7 Вибродиагностический контроль

3.3 Техническое обследование и диагностирование технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС

3.4 Диагностирование надземных нефтепроводов

3.5 Диагностирование подземных нефтепроводов

3.6 Обследование опор, подвесок, фундаментов

3.7 Гидравлические испытания нефтепроводов

3.8 Оценка технического состояния и прогнозирование остаточного срока службы

3.9 Подготовка и анализ исходных данных для аттестации

• технологических и вспомогательных нефтепроводов 95 4 Экспериментальные (промышленные) исследования и опытнопромышленная апробация методов контроля

4.1 Особенности контроля защищенности нефтепроводов от коррозии

4.2 Результаты акустико-эмиссионного контроля нефтепроводов

4.3 Особенности магнитометрического контроля

4.4 Ультразвуковой контроль

4.5 Капиллярный контроль

4.6 Измерение толщины стенок

4.7 Определение допустимого рабочего давления

4.8 Расчет остаточного ресурса технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС 115 Выводы 119 Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов»

Нефтеперекачивающие станции содержат большое количество запорно-регулирующей арматуры, насосных агрегатов, технологических и вспомогательных нефтепроводов, которые входят в единую систему трубопроводного транспорта нефти.

Технологические трубопроводы нефтеперекачивающих станций - один из наиболее ответственных элементов нефтепроводного транспорта.

Вероятность отказов технологических трубопроводов мала при качественном изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ в соответствии с требованиями нормативных и проектных документов.

В условиях работающей НПС отказы нефтепроводов могут быть спровоцированы развитием дефектов, возникших при изготовлении труб, их транспортировке, монтаже, а также повреждений, образовавшихся в процессе эксплуатации.

Существенное влияние на несущую способность нефтепроводов оказывает коррозионное поражение, вызванное повреждениями изоляционного покрытия, нарушениями в работе средств электрохимической защиты, наличием застойных участков трубопроводов, где со временем из нефти может выделяться вода, способствующая более интенсивному коррозионному разрушению металла трубы.

Трубопроводы могут быть подвержены дополнительным нагрузкам от температурных деформаций отдельных его участков, при просадке грунта или его подвижке, смещении в пространстве относительно присоединенного к нему оборудования. Кроме того, трубопровод испытывает малоцикловые нагружения при включении насосных агрегатов и изменении режимов работы нефтепровода.

Эти факторы вызывают изменение напряженно-деформированного состояния металла трубы, которое совместно с величиной напряжения от внутреннего давления- может способствовать ускоренному развитию дефектов, особенно в местах с концентраторами напряжений.

Значительная часть оборудования, технологических трубопроводов и вспомогательных коммуникаций НПС характеризуется длительным сроком эксплуатации. В современных условиях существующая система технического обслуживания, ремонта и оценки технического состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, регламентируемая действующими нормативными документами, являлась недостаточной для достоверного определения технического состояния трубопроводов и условий для дальнейшей их эксплуатации

В отличие от магистральных нефтепроводов на технологических трубопроводах НПС в связи с большой их разветвленностью, различием диаметров; наличием оборудования не представляется возможным применение внутритрубных диагностических снарядов.

Утвержденные Госгортехнадзором России руководящие документы по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов не распространяются технологические нефтепроводы НПС, хотя и содержат требования к устройству, эксплуатации, проведению ревизии, в объеме которой осуществляется диагностирование и оценка технического состояния трубопроводов: Эти положения могут быть использованы при решении частных задач по обеспечению надежной работы технологических нефтепроводов НПС.

Действующее в отрасли с 1996 г. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации: эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» [ 1 ] не учитывает изменения, происшедшие в материалах нефтепроводов после длительной (30 и более лет) эксплуатации, а также их напряженно-деформированное состояние.

Актуальность проблемы предопределило разработку в 2002-2003 г.г. институтом; совместно с ОАО «АК «Транснефть» руководящего документа РД 153-39.4Р-145-2003 «Положение по оценке технического состояния; аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозированию остаточного срока службы» [2].

Материалы диссертации были использованы при разработке этого документа.

Одним из важнейших факторов, определяющих техническое состояние длительно эксплуатируемых нефтепроводов, является его напряженно-деформированное состояние. Диссертация отражает результаты экспериментальных работ и разработки технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов, а также теоретических исследований в этой области.

При разработке документа и определении методов обследования и контроля нефтепроводов были исследованы и учтены отечественный и зарубежный опыт по оценке технического состояния длительно эксплуатируемых трубопроводов. Вопросам обеспечения работоспособности, оценки технического состояния и остаточного ресурса конструкций, трубопроводов и оборудования опасных производств посвящены многие работы таких ученых, как Гумеров А.Г., Патон Б.Е., Клюев В.В., Гутман Э.М., Гумеров Р.С., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Гумеров К.М. и др.

Были проанализированы существующие методы контроля и выбраны наиболее рациональные, позволяющие выявлять дефекты на ранней стадии их возникновения и развития, а также производить их оценку по степени опасности. Рассмотрены исследования зависимости магнитных характеристик ферромагнитных изделий от внешних напряжений в работах Вонсовского С.В., Тикадзуми С., Дубова А.А. Татура Т.А. и др. Разработана струюура применения комплекса методов обследования, диагностирования, позволяющая с большой достоверностью выявлять различные дефекты.

В первой главе изложен анализ действующих методов и нормативно-технических документов, определяющих порядок выполнения обследования и оценки технического состояния трубопроводов.

Приводится анализ технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов НПС. Основными причинами, вызвавшими отказ нефтепроводов, являются: коррозионные повреждения, брак, допущенный при изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ, механические повреждения^ допущенные в результате выполнения ремонтных работ и в процессе эксплуатации, наличие дополнительных напряжений, вызванных пространственным смещением нефтепроводов.

Выполнен анализ существующих методов оценки. напряженно-деформированного состояния . трубопроводов, из ферромагнитных б материалов, применяемых на производстве, в том числе, акустического, магнитных методов контроля, с приложением и без приложения внешнего магнитного поля. Установлено, что эффективным методом выявления зон с концентраторами напряжений, характеризующими наличие дефектов в нефтепроводах, является метод магнитной памяти металла.

Во второй главе изложены основополагающие принципы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов методом магнитной памяти металла.

Приводятся результаты экспериментов, выполненных на образцах труб. Приводятся данные по результам контроля технологического оборудования и нефтепроводов НПС методом магнитной памяти металла.

На основе результатов экспериментов, контроля технологических нефтепроводов и оборудования НПС, выполнения опытно-промышленной апробации разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС с использованием метода магнитной памяти металла.

I.

В третьей главе приводится технология обследования, оценки технического состояния и остаточного срока службы технологических нефтепроводов НПС. Глава содержит основные положения по проведению диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов.

Предусматривается проведение оценки технического состояния и эффективности работы средств электрохимической защиты, контроля сплошности изоляционного покрытия нефтепроводов, застойных и тупиковых участков нефтепроводов для оценки коррозионного поражения их наружных и внутренних поверхностей.

Для выявления напряжений,, представляющих опасность, как для. оборудования; так и для нефтепроводов, предусматривается проведение контроля напряженно-деформированного состояния в зонах соединения нефтепроводов с патрубками оборудования, а также в зонах опирания на фундаменты или опоры.

Разработан порядок выполнения контроля нефтепроводов акустико-эмиссионным методом, при котором осуществляется циклическое нагружение нефтепровода с увеличением давления иагружения до проектного значения. В процессе проведения контроля выявляются дефекты, находящиеся на разной стадии развития, в том числе на стадии предразрушения. Применяемые методы неразрушающего контроля позволяют эффективно выявлять дефекты, представляющие опасность для целостности нефтепроводов.

Установлен порядок расчета остаточного срока службы, который базируется на данных о трещиностойкости длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также скорости потери толщины стенки от коррозии до достижения значения потери толщины стенки равной 20 % от проектного значения.

В четвертой главе приводятся результаты проведенных промышленных исследований и опытно-промышленной апробации методов контроля, которые подтвердили достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.

Представленные исследования были вызваны тем, что, несмотря на достигнутые успехи в области неразрушающего контроля и оценки работоспособного состояния магистральных трубопроводов, некоторые вопросы остались открытыми.

Среди них можно выделить' следующие:

-отсутствие технологии, регламентирующей порядок выполнения обследования, обеспечивающего достоверную оценку технического состояния и прогнозирование остаточного срока службы технологических нефтепроводов НПС МН;

-существующие документы, применяемые при диагностировании технологических трубопроводов, не позволяют эффективно осуществлять контроль напряженно-деформировнного состояния трубопроводов и определять места с дефектами, представляющими наибольшую опасность для целостности нефтепроводов;

-необходимость дальнейшего'исследования по оценке напряженно-деформированного состояния нефтепроводов и выявлению зон с дефектами, представляющими опасность для несущей способности нефтепроводов;

-необходимость дальнейшего развития комплексной системы технического диагностирования технологических нефтепроводов, позволяющей с применением ■■ методов неразрушающего контроля эффективно выявлять недопустимые дефекты.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ:- разработка технологии обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов, повышающей их надежность.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:

1 Анализ существующих методов контроля, факторов, влияющих на техническое состояние технологических трубопроводов.

2 Разработка технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов.

3 Разработка технологии .обследования, оценки технического состояния, определения остаточного, ресурса технологических нефтепроводов НПС.

4 Опытно-промышленная апробация методов контроля.

МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ - при решении поставленных задач были использованы теория магнитоупругости, результаты стандартных испытаний трубных сталей, методы неразрушающего контроля, экспериментальные исследования, прочностные расчеты.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА:

- обоснованы параметры ( крнтроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС;

- выявлены граничные значения напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующие наличию дефектов. разработана технология обследования технологических нефтепроводов, позволяющая определять их техническое состояние и прогнозировать срок безопасной эксплуатации.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ:

Результаты работы использованы при разработке РД 153-39.4Р-145-2003 [2] и РД 153-39.4Р-124-02 [3], внедренных на объектах магистральных нефтепроводов.

Разработанная технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и оборудования на основе магнитной памяти металла позволяет выявлять зоны с концентраторами напряжений, представляющими опасность для целостности нефтепроводов и корпусов оборудования.

Методами неразрушающего контроля осуществляется диагностирование технологических и вспомогательных нефтепроводов, при котором выявляются недопустимые дефекты.

Определены условия, когда по результатам диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов участки нефтепроводов с недопустимыми дефектами должны быть заменены или отремонтированы, а нефтепровод должен быть приведен в соответствие с требованиями проектной документации.

Установлено, что наиболее достоверным является прогнозирование срока службы нефтепроводов по данным нагружения и циклической трещиностойкости трубных сталей, полученным экспериментальным путем в результате испытаний образцов труб длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также скорости коррозии до достижения коррозионного поражения, равного 20% от толщины стенок, установленного проектом;

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения и результаты диссертационной работы были использованы при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Каркатеевы» в 1999 г, на ЛПДС «Субханкулово» в 2002 г, а также технологического оборудования на НПС «Азнакаево», НПС «Краснокамская», НПС «Никольское» и других станциях в 2001 г.

Руководящий документ РД 153-39.4Р-145-2003 [2] был использован при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Субханкулово», выполненным ООО «Диапак» в 2003 г., на БКНС «Поповка» и «Бугуруслан» выполненнымs ООО' «Конструкция» в 2003 г., а также на других объектах, выполненных этими и другими организациями.

Разработанные документы РД 153-39.4Р-145-2003 [2] и РД 153-39.4Р -124-02 [3] предусматривают выполнение обследования и диагностирования методами неразрушающего контроля в объеме, обеспечивающем получение достоверной информации о техническом состоянии объекта, позволяющем выявлять оборудование и участки трубопроводов с недопустимыми дефектами, что дает возможность планировать работы по ремонту и замене дефектных участков трубопроводов и неисправного оборудования для приведения технологических нефтепроводов в соответствие с требованиями проектной документации.

Проведенные экспериментальные работы и промышленное применение подтвердили полноту и достаточность установленных в руководящих документах методов, объема и последовательности использования в реальных условиях эксплуатации различных методов НК и их сочетаний. и

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Сулейманов, Мухамед Камилович

выводы

Г Проведенные исследования по оценке технического состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также экспериментальные работы по диагностированию технологических трубопроводов НПС, выполненные в объеме опытно-промышленной апробации методов и технических решений, представленных в разрабатываемом РД153-39.4Р-145-2003, позволили сделать следующие выводы.

Существующие нормативно-технические документы, регламентирующие обследование и оценку технического состояния трубопроводов что не учитывают воздействие на трубопровод локальных напряжений, вызываемых нагрузками от патрубков оборудования, температурными деформациями, смещением и просадками грунта, наличием различных дефектов, недостаточно отражены вопросы влияния коррозионного поражения как наружной, так и внутренней поверхности трубопроводов на их целостность.

Анализ технического состояния технологических нефтепроводов, эксплуатируемых длительное время, показывает, что основными факторами, приводящими к отказу нефтепроводов, являются дефекты, образовавшиеся при изготовлении, транспортировке труб, выполнении строительно-монтажных и ремонтных работ, ' эксплуатации нефтепроводов. На ресурс нефтепроводов оказывают влияние совокупность факторов малоцикловой усталости и изменения физико-механических свойств металла вследствие его старения.

В дефектных зонах напряжения в металле труб значительно выше, чем в бездефектных местах. Эти места являются концентраторами напряжений. В процессе эксплуатации под влиянием малоцикловых нагружений, эксплуатационных факторов, коррозионного воздействия происходит развитие дефектов, приводящее к разрушению дефектной зоны трубопровода.

Установлено, что применяемые методы контроля нефтепроводов должны обеспечивать выявление развивающихся дефектов, представляющих опасность для целостности нефтепровода.

Выбор метода оценки напряженно-деформированного состояния должен быть сделан с учетом необходимости выявления мест с концентраторами напряжений.

I.

Были рассмотрены акустический, магнитные с применением внешнего магнитного поля, магнитный с измерением собственного магнитного поля рассеяния методы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов.

Эффективным методом контроля, позволяющим выявлять дефекты (концентраторы напряжений) является метод магнитной памяти металла. Этот метод по результатам промышленной апробации был выбран в качестве метода контроля и оценки напряженно-деформированного состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.

2 Разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС методом магнитной памяти металла.

Экспериментально определены зависимости магнитных параметров1 нефтепроводов от механических напряжений. Установлены критерии граничных значений разности и градиентов напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующих возможному наличию дефектов, при которых указанные зоны должны быть подвергнуты дополнительному дефектоскопическому контролю.

Практические работы, проведенные по диагностированию технологических нефтепроводов, оборудования НПС методом магнитной памяти металла определили его эффективность при выявлении концентраторов напряжений и соответственно различных дефектов.

3 Разработана технология обследования технологических, нефтепроводов, установлена необходимость корректировки расчета остаточного срока службы с учетом переходного процесса при пуске и остановке насосных агрегатов, а также скорости потери толщины стенки от коррозии до достижения значения потери толщины стенки равной 20 % от проектного значения.

4 Результаты диссертации были использованы при разработке РД 153-39.4Р-145 2003 и РД 153-39.4Р-124-02, которые были согласованы Госгортехнадзором России, утверждены в ОАО «АК»Транснефть» и применяются в Компании.

Результаты проведенных промышленных исследований и опытно-промышленной апробации методов контроля подтвердили достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сулейманов, Мухамед Камилович, 2004 год

1. РД 153-39ТН-008-96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций. -Уфа: Бюро «ХРОМИС». 1997. 205 с.

2. РД 153-39.4Р-145-2003: Положение по оценке технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозирования остаточного срока службы. -Уфа: ГУП «ИПТЭР». 2003. -88 с.

3. РД 153-39.4Р-124-02 Положение о порядке проведения технического освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН. -Уфа: ГУП «ИПТЭР». 2002. 157 с.

4. РД 38.13.004-86 Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см2). М: «ХИМИЯ». 1988. -283 с.

5. ПБ 05-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических нефтепроводов. М: ООО «БЭСТ-принт». 2003. 148 с.

6. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: «Недра-Бизнесцентр». 2000. - 193 с.

7. РД 153-39.4Р-119-02. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации длительно, эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов.- М.: ОАО «АК «Транснефть»., 2002.

8. ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений.

9. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. Согласовано с Госгортехнадзором России 11.01.96.

10. РД 50-690-89. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным.

11. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Росляков А.В. Старение труб нефтепроводов.-М.:Недра,1995.'- 224 с.

12. Джарджиманов А.С.Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов. // Безопасность труда, 1994. №7.- с.8-12.

13. Гумеров К.М., Гумеров И.К., Худяков М.А., Ишмуратов Р.Г., Салихов М.С., Галяутдинов А.Б.,. Оценка технического состояния участка нефтепровода по результатам комплексной • диагностики и изучения состояния металла.

14. Ромашов В.П. Спектрально-акустический метод диагностики. Опыт внедрения и перспективы. Приложение к ТТН, №8 2002.

15. Дубов А.А. Диагностика трубопроводов и сосудов с использованием метода магнитной памяти металла.//Безопасность труда в промышленности, 1997. №6. С. 27-31.

16. Дубов А.А., Демин Е.А., Миляев А.И., Стеклов О.И. Контроль напряженно-деформированного состояния газопроводов.//Газовая промышленность, 2002. №2. - С.58-61.

17. РД 34.17.437-95. Неразрушающий магнитный метод диагностирования сварных соединений трубных систем котлов и трубопроводов энергетических установок.

18. РД ЭО 0185-00. Методика оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопроводов энергоблоков АЭС. М.: Концерн «Росэнергоатом», 1999. - 63 с. ь

19. Дубов А.А. Исследования свойств металла с использованием эффекта магнитной памяти металла. //Металловедение и термическая обработка металлов, 1997. №9.

20. Вонсовский С.В. Магнетизм. М. Наука, 1971. -1032 с.

21. Дубов А.А., Власов В.Т. Физические эффекты, лежащие в основе метода магнитной памяти металла. //Материалы научно-технической конференции «Неразрушающий контроль и диагностика», Санкт-Петербург, 2002.

22. Диагностика оборудования и конструкций с использованием магнитной памяти металла. //Третья международная научно-техническая конференция. М: ООО «Энергодиагностика». 2003.

23. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов. М: ОАО «АК»Транснефть». 2000

24. ПБ-03-593-03 . Правила организации; и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, . аппаратов, котлов, технологических трубопроводов . Утв. постановлением Госгортехнадзора России № 77 от 09.06.2003.-23 с.

25. Исследования взаимодействия трубных обвязок с магистральными насосами и задвижками НПС. Днепропетровский инженерно-строительный институт, 1988.- 53 с.

26. Петров В.А. О перегрузочных испытаниях.// Дефектоскопия, 1997. -№3. С. 92-97.

27. Новые подходы к диагностике дефектов в трубопроводах. За рубежом. «Транс-Пресс», 1998. С. 37-44

28. РД 153-39.4Р-118-02. Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов.-Уфа? ГУП «ИПТЭР». 2002

29. Правила безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1989.

30. Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утв. постановлением Госгортехнадзора России №43 от 09.07.2002 г.

31. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник./ Под ред. В.В.Клюева.-М.: Машиностроение, 1995.

32. Татур Т.А. Основы теории электромагнитного поля: Справочное пособие. М.: Высшая школа, 1989.»- '

33. Иванцов О.М. Надежность ' и безопасность магистральных трубопроводов России //Трубопроводный транспорт нефти, 1997. №10.1. С. 26-31.

34. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. и др. • Восстановление работоспособности труб нефтепроводов.-Уфа: Башкирское книжное изд-во, 1992.-235 С.

35. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М. Характер разрушения металла труб нефтепроводов при малоцикловом нагружении. //Нефтяное хозяйство, 1985. -№6.

36. Зайнуллин Р.С. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости.- М.: МИБ СТС, 1997.

37. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. Прогнозирование долговечности нефтепроводов на основе диагностической информации. //Нефтяное хозяйство, 1991. - №10.

38. Вольский М.И. Гуменный Л.К., Лаптев Т.И. К вопросу исследования причин разрушения магистральных нефтепроводов. //Нефтяная промышленность ,- 1978. №11.

39. Исхаков Р.Г., Володин В.Г. Отчет о научно исследовательской работе "Исследование и совершенствование системы автоматического ввода резервного насосного агрегата на полностью открытые задвижки (АВР НАПОЗ)".

40. Долгов И.А., Горчаков В.А. и др. Оценка поведения стресс-коррозионных трещин при нагружении трубы внутренним давлением. УДК 620.178.3, Предриятие "Тюментрансгаз" Югорск, Рургаз АГ Эссен, Институт физики металлов УрО РАН С. 83-89.

41. Dr. Schmerwitz Н. Опыт испытания трубопроводов с большим сроком службы методом стресс-теста. Транспорт и хранение нефти. Зарубежный опыт. Выпуск2-3. Москва, 1998.-С. 1-6.

42. Гумеров Р.С. Комплексная система обеспечения работоспособности нефтепроводов,Дисс. д-ратехн наук, 1997г., Уфа. -393 с.

43. Семенова И.И. Алгоритм оценки скорости внутренней и наружной коррозии магистральных трубопроводов по результатам аппаратной диагностики.//Нефтяное хозяйство, 2001. № 10. - С.79-81.

44. Лукъяненко В.И., Тихомирова-Андреева Н.М. и др. . Моделирование монотонных процессов старения технологического оборудования ипрогнозирование остаточного ресурса. //Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2003.-№ 7. С. 46-47 .

45. Мужицкий В.Ф., Безлюдько Г.Я. и др. Магнитный контроль напряженно-деформированного состояния труб магистральных газопроводов. Седьмая международная деловая встреча "Диагностика 97". (Ялта, апрель 1997) ИРЦ "Газпром"Москва. С.163-171.

46. Горкунов Э.С., Новиков В.Ф. и др. Устойчивость остаточной намагниченности термически обработанных стальных изделий к действию упругих деформаций. //Дефектоскопия, 1991. №2 . - С.68-75.

47. Петров В.А. Гидравлические испытания не гарантируют безопасной эксплуатации; объектов. //Безопасность труда в промышленности; 1998: № 4.- С. 28-29.

48. Сапун А. А., Киченко Б.В. Диагностирование и оценка работоспособности оборудования и трубопроводов топливно- энергетического комплекса. //Безопасность труда в промышленности, 1996.-№ 9.- С. 20-25.

49. Шевнин В.М., Гофман Ю.М. Диагностирование сварных соединений трубопроводов энергетических установок методом магнитной памяти. //Безопасность труда в промышленности, 2001. № 5> С. 55-57.

50. Макаров Р.А. Средства технической диагностики машин.- М.: Машиностроение, 1981. -223 с.

51. Михеев М.Н., Горкунов Э.С. Магнитные и термоэлектрические методы фазового анализа .//Дефектоскопия, 1985. -№12.- С.3-21.

52. Суворов В.И. Дефекты в металлах. М.: Наука, 1984. 176 С.

53. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения

54. ГОСТ 27.004-85. Надежность в технике. Системы технологические. Термины и определения

55. ГОСТ 27.301-95. Надежность в технике. Расчет надежности. Основные положения

56. ГОСТ 8.495-83. ГСИ. Толщиномеры ультразвуковые контактные. Методы и средства поверки

57. ГОСТ 9.602-89. ЕСЗКС. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии

58. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

59. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытаний на растяжение

60. ГОСТ 9454-78. Металлы.'* Методы испытания на ударный изгиб при пониженной, комнатной и повышенной температурах

61. ГОСТ 16076-70*. Заглушки сферические для соединений трубопроводов по внутреннему конусу

62. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ

63. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы

64. СНиП 3.05.05-84. Технологическое оборудование и технологические трубопроводы

65. СН 527-80. Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа <• '

66. ВСН 012-88. Строительство ' магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. М., Миннефтегазстрой, 1990.

67. ГОСТ 7268-82. Сталь. Метод определения склонности к механическому старению по испытанию на ударный изгиб.

68. ГОСТ 11358-89. Толщиномеры и стенкомеры индикаторные с ценой деления 0,01 и 0,1 мм. Технические условия

69. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Швы сварные. Методы ультразвуковые

70. ГОСТ 23667-85. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Метод измерения основных параметров

71. ГОСТ 18442-86. Контроль неразрушающий. Капиллярные методы контроля

72. ГОСТ 21105-90. Контроль неразрушающий. Магнитопорошковыйметод

73. ГОСТ 27.310-95. Надежность в технике. Анализ видов, последствий и критичности отказов. Основные положения

74. ГОСТ 2789-73. Шероховатость поверхности. Параметры и характеристики

75. ГОСТ 26656-85. Техническая диагностика. Контролепригодность. Общие требования

76. ГОСТ 27518-67. Диагностирование изделий. Общие требования