CC BY
39ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 66.026.2
И.И. Велиюлин, д.т.н., директор центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия); В.И. Городниченко, к.т.н., главный технолог центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия), e-mail: v.gorodnichenko@oeg.gazprom.ru; М.А. Широков, начальник отдела центра «Оргремдигаз» ОАО «Оргэнергогаз» (Москва, Россия)
Методика определения срока службы газопровода
Разработана методика определения срока службы газопроводов на этапе эксплуатации, при этом были рассмотрены следующие механизмы деградации и повреждающие факторы: коррозия, коррозионное растрескивание под напряжением, усталость и нарушение проектного положения газопровода. В результате анализа механизмов деградации и повреждающих факторов было показано, что основным фактором, с учетом которого следует определять срок службы газопроводов, является усталость, т.к. поврежденность от усталости в отличие от поврежденности от дефектов коррозии и стресс-коррозии, а также от повышенного уровня напряжений невозможно устранить при эксплуатации. Для оценки усталостной долговечности предложена модель, в основе которой лежит расчетная кривая усталости, коэффициенты которой определены на основе циклических испытаний образцов до разрушения, а снижение усталостной долговечности при наличии множественности повреждений (дефектов) в эксплуатируемом газопроводе корректируется поправочным коэффициентом. Для повреждающих факторов, связанных с коррозией и коррозионным растрескиванием под напряжением, предложена модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям для назначения времени проведения технического диагностирования с целью определения его технического состояния и составления плана мероприятий по диагностическим и ремонтно-восстановительным работам. Модель оценки срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному состоянию учитывает коррозионное состояние газопровода-аналога и срок службы защитного покрытия. Коррозионное состояние газопровода-аналога оценивается показательным законом распределения рангов опасности коррозионных дефектов, для определения параметров которого производится статистическая обработка результатов внутритрубного технического диагностирования. В качестве примера был определен срок службы участка магистрального газопровода «Уренгой - Новопсков», наработка которого составляет 31 год. При наружном диаметре 1420 мм, толщине стенки трубы 17,5 мм и проектном давлении 7,4 МПа проектный срок службы газопровода равен 90 годам. Для этих исходных данных срок службы газопровода, вычисленный на этапе эксплуатации, равен 74 годам.
Ключевые слова: газопровод, срок службы, коррозионное состояние, внутритрубное техническое диагностирование.
I.I. Veliyulin, Orgremdigaz Center Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia), Doctor of Science (Engineering), Director; V.I. Gorodnichenko, Orgremdigaz Center Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia), Candidate of Science (Engineering), Chief Technologist, e-mail: v.gorodnichenko@oeg.gazprom.ru; M.A. Shirokov, Orgremdigaz Center Orgenergogaz JSC (Moscow, Russia), Department Head
Pipeline service life assessment procedure
The procedure of the gas pipelines service life assessment during the operational phase was developed, thus the following mechanisms of degradation and damaging factors were considered: corrosion, stress corrosion cracking, fatigue and violation of the design gas pipeline position. The analysis results of degradation mechanisms and damaging factors showed that the main factor which is determinative for the gas pipelines service life assessment is fatigue, as damage from fatigue in contrast to damage from corrosion defects and stress corrosion, as well as increased stress levels, is impossible to eliminate during operation. To assess the fatigue life, a model based on the design fatigue curve, coefficients of which are determined by cyclic testing of samples up to destruction, and decrease of fatigue life in the presence of multiple damages (defects) in the operated pipeline is corrected by the adjustment factor. For harmful factors associated with corrosion and corrosion stress cracking, a model of the gas pipeline safe operation assessment by corrosion and corrosion stress conditions for time of the technical diagnosis appointment to determine its technical condition and action plan for the diagnostic and repair works drawing up was proposed. Model of the gas pipeline safe operation assessment by corrosion conditions takes into account the corrosion state of the analogue gas pipeline and the protective coating service life. Analogue gas pipeline corrosion condition is assessed by exponential ranks distribution law of the corrosion defects
PIPELINES OPERATION AND REPAIR
danger, the parameters of which are determined by statistical treatment of in-line technical diagnostics results. As an example, the service life of the main gas pipeline «Urengoy - Novopskov» section was determined its operating time is 31 years. The design service life of the gas pipeline is 90 years at the outside diameter of 1,420 mm, wall thickness of 17.5 mm and design pressure of 7.4 MPa. For this initial data the gas pipeline service life calculated during the operational phase, is 74 years.
Keywords: gas pipeline, service life, corrosion state, in-line technical diagnostics.
В соответствии с требованиями положения [1] для газопроводов, являющихся опасными производственными объектами, устанавливается срок службы, в течение которого эксплуатация газопроводов осуществляется в соответствии с требованиями промышленной безопасности, приведенными в Федеральном законе [2]. По достижении газопроводом установленного срока службы дальнейшая его эксплуатация без продления срока безопасной эксплуатации экспертной организацией не допускается. То есть для каждого газопровода в обязательном порядке должна быть определена базовая временная точка, с которой, в соответствии с федеральными требованиями, должна проводиться экспертиза промышленной безопасности по продлению срока службы, если целесообразна дальнейшая эксплуатация этого газопровода. В настоящее время срок службы газопровода устанавливается на этапе проектирования и указывается в проектной документации. В ПАО «Газпром» срок службы газопровода на этапе проектирования может быть определен по стандартам [3-4]. За последнее время, в частности, по стандарту [4] были определены и внесены в проектную документацию сроки службы следующих газопроводов: «Бованенково -Ухта», «Ухта - Торжок», СЕГ, «Якутия - Владивосток» («Сила Сибири») и др. Если на этапе проектирования не был установлен срок службы газопровода, то он в соответствии с положением [1] может быть установлен экспертной организацией после соответствующих расчетных обоснований по согласованной с Ростехнадзором методике с учетом результатов анализа проектной
документации и условий эксплуатации газопровода.
В СООТВЕТСТВИИ СО СТАНДАРТОМ [3], ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ ХАРАКТЕРНЫМИ ПОВРЕЖДАЮЩИМИ ФАКТОРАМИ И МЕХАНИЗМАМИ ДЕГРАДАЦИИ ЯВЛЯЮТСЯ:
• коррозионные процессы,связанные с выраженной потерей материала, типа общей и локальной поверхностной коррозии труб, а также с явлениями меж-кристаллитной и транскристаллитной коррозии;
•коррозионно-механические процессы, прежде всего коррозионное растрескивание под напряжением;
• накопление усталостных повреждений, образование и развитие трещин в наиболее нагруженных элементах газопровода под действием повторно-переменных нагрузок;
• нарушение проектного положения газопровода, вызванное различными причинами.
Так как безотказность газопровода обеспечивается выполнением требований технической документации, регламентирующей вопросы эксплуатации, и проведением технического обслуживания, технического диагностирования и ремонта по техническому состоянию, то при определении срока службы его необходимо рассматривать как обслуживаемый и диагностируемый, восстанавливаемый и ремонтируемый объект. Следовательно, повреждающий фактор, связанный с нарушением проектного положения газопровода, при определении срока службы можно не рассматривать, так как эти нарушения обнаруживаются при техническом диа-
гностировании и осмотрах газопровода и устраняются при плановых, внеплановых и аварийно-восстановительных работах. В то же время для повреждающих факторов, связанных с коррозией и коррозионным растрескиванием под напряжением, уже на этапе проектирования необходимо выполнить оценку срока безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному и стресс-коррозионному состояниям для назначения времени проведения технического диагностирования с целью определения его технического состояния и составления плана мероприятий по ремонтно-восстановительным работам.
Для определения срока безопасной эксплуатации по коррозионному состоянию может быть использована модель, учитывающая коррозионное состояние газопровода-аналога и срок службы защитного покрытия. В аналитическом виде срок безопасной эксплуатации газопровода по коррозионному состоянию Т£°гэ может быть записан в следующем виде:
тсог . СБЭ "
; т + т
где тог - интервал времени (количество лет), в течение которого на газопроводе ранг опасности Rcor (отношение относительной глубины коррозионного дефекта к относительной глубине коррозионного дефекта, при которой, по расчетам, происходит разрыв трубы при проектном давлении) хотя бы одного коррозионного дефекта достигнет величины 0,5 лет;
тзп - срок службы защитного покрытия газопровода, определяемый по стандарту [5], лет.
Ссылка для цитирования (for references):
Велиюлин И.И., Городниченко В.И., Широков М.А. Методика определения срока службы газопровода // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 8. С. 106-111. Vel.iyul.in I.I., Gorodnichenko V.I., Shirokov M.A. Pipeline service life assessment procedure (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 8. P. 106-111.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
107
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Для определения тсог необходимо определить коррозионное состояние газопровода-аналога. Коррозионное состояние газопровода-аналога оценивается показательным законом распределения рангов опасности коррозионных дефектов, для описания которого производится статистическая обработка результатов внутритруб-ного технического диагностирования (ВТД). В качестве газопровода-аналога в соответствии со стандартом [4] для газопровода, проектируемого в зоне существующего газотранспортного коридора, следует рассматривать газопроводы, проложенные в этом коридоре, а для газопровода, проектируемого вне существующих газотранспортных коридоров, используются данные ВТД газопровода, расположенного в зоне с аналогичными природно-климатическими условиями. С учетом отличий в конструкционных параметрах и напряжениях проектируемого газопровода и газопровода-аналога интервал времени тсог может быть определен по формуле
In
•D4v.
. D"J cor 8„ Lna=
5.1пстпкц
п__"V»_
«» ехр(-0,25/усог)'
где т0 25 - число обнаруженных коррозионных дефектов с рангом опасности, большим или равным 0,25; усог - параметр показательного закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов. Параметр усог , характеризующий распределение рангов опасности коррозионных дефектов по показательному закону, в соответствии со стандартом [4] определяется по формуле
= 0,15 УС0' 1ПК,25/т0.4] ,
где т0 25, т04 - число обнаруженных при ВТД коррозионных дефектов с рангом опасности, большим или равным 0,25 и 0,40 соответственно. Скорость изменения параметра показательного закона распределения ранга опасности коррозионных дефектов Vcor для газопровода-аналога может быть определена по формуле
V *"
где Rcor - ранг опасности коррозионного дефекта, равный 0,5; псог - прогнозируемое количество коррозионных дефектов на газопроводе-аналоге;
- наружный диаметр трубы газопровода-аналога, мм;
йп„ - наружный диаметр трубы проектируемого газопровода, мм; Vcor - скорость изменения параметра закона распределения ранга опасности коррозионных дефектов на газопроводе-аналоге, 1/год;
8э - толщина стенки трубы линейного участка газопровода-аналога, мм; 8п - толщина стенки трубы проектируемого газопровода, мм; опкц - кольцевые напряжения в проектируемом газопроводе, МПа; аЦц - кольцевые напряжения в газопроводе-аналоге, МПа. Прогнозируемое количество коррозионных дефектов на газопроводе-аналоге псог в соответствии со стандартом [4] определяется по формуле
cor т _тср' 1ВТД зп
где ycor - параметр закона распределения ранга опасности коррозионных дефектов;
тВДТ - время эксплуатации газопровода до проведения ВТД, лет; т?п - срок службы защитного покрытия газопровода-аналога, лет. Для определения времени проведения технического диагностирования газопровода с момента пуска в эксплуатацию t необходимо также определить по аналогичной методике срок безопасной эксплуатации по стресс-коррозионному состоянию. Тогда время эксплуатации газопровода до проведения ВТД может быть определено из следующего выражения:
nrin(T%,T%)
t =
тд
где Тсбэ - срок безопасной эксплуатации по коррозионному состоянию, лет; 13а - срок безопасной эксплуатации по стресс-коррозионному состоянию, лет; к, - коэффициент безопасности (1,5 « кь « 2,0), который зависит прежде всего от суммарного годового времени,
в течение которого можно выполнять ремонтные работы на газопроводе. До истечения времени проведения технического диагностирования газопровода эксплуатирующей организации следует провести ВТД газопровода с целью оценки и прогнозирования технического состояния, определения видов и объемов необходимых ремонт-но-восстановительных мероприятий и времени проведения повторного технического диагностирования и затем выполнить комплекс работ по ремонту и повторному обследованию газопровода. Выполнение эксплуатирующей организацией этого комплекса работ позволяет поддерживать газопровод в работоспособном состоянии и предотвращать аварии. В течение срока службы газопровода комплекс работ по его обследованию и ремонту может быть выполнен неоднократно с периодичностью, зависящей от наработки до отказа, величина которой определяется по результатам ВТД с учетом объема выполненных ремонтных работ [6] или для газопроводов, не удовлетворяющих требованиям контролепригодности по ВТД, - по результатам экспертной оценки частоты отказов, составленной на основе анализа данных комплексного технического диагностирования [6]. Следовательно, при определении срока службы газопровода на этапе эксплуатации его деградацию, связанную с коррозией и стресс-коррозией, можно, как и повреждающий фактор, связанный с нарушением проектного положения, не рассматривать, поскольку ее последствия устраняются в процессе ремонтных работ [7-9]. Если же мы будем рассматривать деградацию газопровода по причине коррозии и стресс-коррозии, определяя срок службы как сумму двух величин - наработки и наработки до отказа, то тогда на газопроводе, на котором была авария, следует принимать срок службы равным наработке на момент аварии. В противном случае возникает логическое противоречие в модели определения срока службы по наработке до отказа. В результате мы получим газопроводы, срок службы которых будет значительно меньше наработки, несмотря на то что они работают
на проектных режимах и находятся в работоспособном состоянии. Таким образом, с учетом контролепригодности и ремонтопригодности газопровода в основу методики определения его срока службы на этапе проектирования Тспс может быть положена модель, описывающая повре-жденность газопровода от переменных нагрузок (накопление усталостных повреждений).
с1 1
Тп__п___
"к -сЛк -с1 ,
У У
где dп - усталостная поврежденность газопровода при предельном состоянии, равная единице; d - усталостная поврежденность газопровода за год эксплуатации; ку - коэффициент запаса, учитывающий рассеивание долговечности, влияние агрессивности среды, остаточных напряжений и других факторов, равный 15. Усталостная поврежденность газопровода за год эксплуатации d может быть определена по формуле
, ат»
10ь»'
где Ьу,ту - параметры, описывающие расчетную кривую усталости (полученную на образцах с коэффициентом концентрации напряжений, равным 3), значения которых равны соответственно 10,85 и 3;
а - эквивалентные напряжения отнуле-вого цикла, определяемые по формуле, приведенной в стандарте [5]. Правомочность применения этого подхода подтверждают сведения о ремонтах газопровода. Так, газопровод с проектным давлением 1,7 МПа, состоящий из труб диаметром 219 мм и толщиной стенки 7 мм, при строительстве которого использовалась сварка токами высокой частоты, был полностью переуложен после 30 лет эксплуатации из-за многочисленных усталостных трещин, причиной образования которых стали поры и неметаллические включения. Предложенный подход к определению срока службы газопровода на этапе проектирования может быть использован для определения срока службы эксплуатируемого газопровода. Для этого необходимо модель расчета срока службы газопровода на этапе проектирования скорректировать таким образом, чтобы она учитывала наработку газопровода и снижение усталостной долговечности при наличии множественности повреждений (дефектов) в эксплуатируемом газопроводе. Множественность повреждений снижает усталостную долговечность газопровода по следующим причинам: • из-за возможного взаимодействия дефектов, приводящего к повышению уровня локальных напряжений (при оценке статической прочности газо-
с
4 g 1
Н о ^ М У Я
8 В*-1
5 К ,» 5 ^ i44
н Р -
о Ь
й§ . Н « <а
и _
я ig
а" 2
Л S
•©< о
I
1,40
1,30
1,20
1,10
Q S I
Ж н
О Й и о О
1,00
0,2 0,4 0,6 0,8 1
Относительное количество дефектных труб Relative number of defective pipes
Рис. 1. Модель снижения усталостной долговечности газопровода при множественности повреждений
Fig. 1. Model of the fatigue service life reduction of the gas pipeline at multiple damages
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
РОССИИСКИИ РАЗРАБОТЧИК И ПРОИЗВОДИТЕЛЬ противокоррозионных и огнезащитных лакокрасочных материалов марки Акрус®, специального и промышленного назначения.
НАДЕЖНЫЕ СТРАТЕГИИ ЗАЩИТЫ
Мы производим
только защитные покрытия.
Это позволяет нам
концентрироваться
на особенностях
их изготовления
и потребления.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ: Нефтехимическая индустрия
Нефтегазодобывающая промышленность Судостроение Машиностроение Мостостроение Гражданское строительство Огнезащитные покрытия
«ллли.акрус.рф www.akrus-akz.ru infoaakrus-akz.ru 117420, г. Москва, ул. Наметкина, д. 10Б тел./факс: +7(495) 363 5669
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
0,000
0,000 0,100 0,200 0,300 0,400 0,500 0,600 Относительное количество труб с дефектами
Relative number of tubes with defects
Рис. 2. Линейная зависимость между относительным количеством дефектных труб и показателем технического состояния для газопроводов ПАО «Газпром»
Fig. 2. Linear dependence between the relative number of defective pipes and technical state index for Gazprom gas pipelines
провода с коррозионными дефектами стандарт [9] предусматривает процедуру определения взаимодействующих дефектов с целью корректировки размеров дефектов при оценке прочности дефектной трубы);
• в соответствии с теорией слабого звена при множественности однотипных повреждений необходимо учитывать влияние числа концентраторов на усталостную долговечность. Наработку газопровода следует учитывать из следующего соображения. Если два идентичных газопровода имеют одинаковые показатели технического состояния, но разную наработку, то очевидно, что газопровод с меньшей наработкой должен иметь меньший срок службы, так как он быстрее накапливает усталостную поврежденность. Графическая модель, отражающая снижение усталостной долговечности (смещение кривой усталости) для газопровода при множественности дефектов (повреждений), представлена на рисунке 1. Данная модель получена на основе обобщения результатов испытаний образцов на усталостную долговечность с различным количеством концентраторов напряжений (повреждений), представленных в работе [10]. Заметное снижение усталостной долго-
модели расчета срока службы газопровода на этапе проектирования можно использовать показатель технического состояния, методология определения которого приведена в работе [11]. С учетом влияния наработки и множественности повреждений (технического состояния) срок службы газопровода на этапе эксплуатации Тэс может быть определен по формуле
Т"
1 гг
Т"
1 сс
1,34-(1-рГ)-(2-(^)"°Д)'
вечности наблюдается при количестве дефектных труб меньше 20%, а дальнейшее увеличение концентраторов напряжений (дефектов) практически не снижает усталостную долговечность. Как показано на рисунке 2, показатель технического состояния линейно связан с количеством дефектных труб. Следовательно, для корректировки
где Т; - срок службы газопровода, определяемый на этапе проектирования, лет;
Р - показатель технического состо-
тс
яния;
Тн - наработка газопровода, лет; кд - коэффициент снижения срока службы газопровода. Изменение коэффициента кд в зависимости от наработки газопровода при сроке его службы Тспс , равном 90 лет, и показателя технического состояния представлено на рисунке 3. В соответствии с моделью снижения усталостной долговечности газопровода при множественности повреждений, представленной на рисунке 1, максимальное значение коэффициента кд составляет 1,34.
л ю
§ 1 CL U О1 О О
S1
о о
5 тЭ s s M К
н Э
«3 <U
и о
6 -g
W о m
1,40
1,30
1,20
1,10
1,00
наработка составляет 1 год Operating time is 1 year наработка составляет 5 лет Operating time is 5 years наработка составляет 10 лет Operating time is 10 years наработка составляет 50 лет Operating time is 50 years
0,2
0,4
0,6
0,8
1,2
Показатель технического состояния Technical state index
Рис. 3. Изменение коэффициента снижения срока службы в зависимости от наработки и показателя технического состояния газопровода
Fig. 3. Changing of the service life reduction coefficient depending on the pipeline operating time and the technical state index
110
№ 8 август 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES OPERATION AND REPAIR
Если в результате расчета срока службы газопровода его значение окажется меньше или равным наработке, то срок службы может быть увеличен на основании того, что газопровод в данный момент времени выполняет свои функции в установленном режиме транспортировки газа. Количество лет t, на которое можно увеличить срок службы газопровода с момента его определения, может быть вычислено в соответствии со стандартом [12] по формуле
к , п
где R(t) - вероятность безотказной работы. Значение R(t) в соответствии с СТО Газпром 2-3.5-252-2008 равно 0,9; A,n - ожидаемая частота аварий на газопроводе, максимальное значение которой равно 0,78.
В результате расчета получаем, что количество лет, на которое можно увеличить срок службы газопровода, будет равно 2.
В качестве примера для определения срока службы рассмотрим участок 3007-3305 км магистрального газопровода «Уренгой - Новопсков», эксплуатируемого ООО «Газпром трансгаз Волгоград». При наружном диаметре 1420 мм, толщине стенки трубы 17,5 мм и проектном давлении 7,4 МПа проектный срок службы газопровода Тпс , рассчитанный по стандарту [4], равен 90 годам. По данным ВТД, при наработке, равной 31 году, показатель технического состояния газопровода, рассчитанный в соответствии со стандартом [5], равен 0,076. Для этих исходных данных срок службы газопровода,
вычисленный на этапе эксплуатации Тэ,равен 74 годам. Таким образом, рассмотренная расчетная методика определения срока службы газопровода на этапе эксплуатации по усталостной долговечности учитывает техническое состояние газопровода, его наработку и не имеетлогических противоречий с системой обслуживания по техническому состоянию. По нашему мнению, она может быть взята за основу при разработке стандарта ПАО «Газпром» по определению срока службы газопроводов с целью решения проблемы определения базовой временной точки, с которой в соответствии с федеральными требованиями должна проводится экспертиза промышленной безопасности по продлению срока службы.
Литература:
1. Порядок продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах. Утв. Приказом Минприроды РФ № 195 от 30.06.2009.
2. Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».
3. Р Газпром 2-2.1-369-2009 «Методические рекомендации по оценке ресурса линейной части магистральных газопроводов на стадии проектирования».
4. Р Газпром 2-2.3-609-2011 «Определение критериев вывода в комплексный ремонт и сроков безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорной станции».
5. СТО Газпром 2-2.3-292-2009 «Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции».
6. СТО Газпром 2-2.3-095-2007 «Методические указания по диагностическому обследованию линейной части магистральных газопроводов».
7. СТО Газпром 2-3.5-454-2010 «Правила эксплуатации магистральных газопроводов».
8. СТО Газпром 2-2.3-173-2007 «Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением».
9. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. Утв. заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» 05.09.2013.
10. Воробьев А.З., Олькин Б.И., Стебенев В.Н., Родченко Т.С. Сопротивление усталости элементов конструкций. М.: Машиностроение, 1990.
11. Салюков В.В., Митрохин М.Ю., Молоканов А.В., Городниченко В.И. Методология оценки показателя технического состояния линейного участка МГ по результатам ВТД // Газовая промышленность. 2009. № 4. С. 47-50.
12. СТО Газпром 2-3.5-252-2008 «Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром».
References:
1. Procedure for safe operation extension of technical devices, equipment and structures at hazardous production facilities (In Russ.). Approved by Order of the Ministry of Natural Resources of the Russian Federation No. 195 dated 30.06.2009.
2. Federal Law No. 116-FZ «On industrial safety of hazardous production facilities» (In Russ.), dated 21.07.1997.
3. R Gazprom 2-2.1-369-2009 «Guidelines for the linear part of main gas pipelines service life assessment during the design phase» (In Russ.).
4. R Gazprom 2-2.3-609-2011 «Definition of decommissioning for complex repair criteria and terms of compressor station process pipelines safe operation» (In Russ.).
5. STO Gazprom 2-2.3-292-2009 «Rules for determination of technical condition of main gas pipelines subject to inline inspection results» (In Russ.).
6. STO Gazprom 2-2.3-095-2007 «Guidelines for the diagnostic examination of the main gas pipelines linear part» (In Russ.).
7. STO Gazprom 2-3.5-454-2010 «Rules of the main gas pipelines operation» (In Russ.).
8. STO Gazprom 2-2.3-173-2007 «Instruction for complex examination and diagnostics of main gas pipelines exposed to corrosion cracking under tension» (In Russ.).
9. Instructions for the pipes and fittings defects evaluation during the main gas pipelines repair and diagnostics (In Russ.). Approved by Deputy Chairman of the Board of Gazprom JSC 05.09.2013.
10. Vorobyev A.Z., Olkin B.I., Stebenev V.N., Rodchenko T.S. Soprotivlenie ustalosti jelementov konstrukcij [Fatigue resistance of constructional elements]. Moscow: Mechanical Engineering, 1990.
11. Salyukov V.V., Mitrokhin M.Yu., Molokanov A.V., Gorodnichenko V.I. Metodologija ocenki pokazatelja tehnicheskogo sostojanija linejnogo uchastka MG po rezul'tatam VTD [Methodology of the main gas pipeline linear part technical state assessment upon in-line inspection results]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2009, No. 4. P. 47-50.
12. STO Gazprom 2-3.5-252-2008 «Procedure of safe operation period extension of the Gazprom JSC main gas pipelines» (In Russ.).
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 8 august 2015
111
