CC BY
33ДИАГНОСТИКА
УДК 66.026.2
В.А. Середенок1, М.Е. Сидорочев1, О.В. Бурутин1, И.В. Ряховских2, А.В. Мельникова2
1 ПАО «Газпром» (Москва, Россия).
2 ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, Россия).
Стратегия планирования технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ПАО «Газпром»
В статье освещены вопросы оптимального планирования технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций (КС).
Опыт реализации системы управления техническим состоянием линейной части магистральных газопроводов ПАО «Газпром» в рамках действующей нормативной документации базируется на информации о фактическом техническом состоянии трубопроводов, наиболее информативным инструментом для получения которой являются периодические внутритрубные диагностические обследования.
Технологические трубопроводы компрессорных станций конструктивно не приспособлены к проведению классической внутритрубной диагностики (ВТД), что затрудняет реализацию на них традиционных для линейной части магистральных газопроводов (МГ) подходов к проведению технического диагностирования и формированию программ капитального ремонта.
Российские производители диагностического оборудования совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводят испытания специализированных диагностических устройств для внутритрубной инспекции трубопроводов нелинейной конфигурации. Однако до их промышленного применения наиболее доступным способом технического диагностирования технологических трубопроводов КС остается неразрушающий контроль труб в шурфах в процессе предре-монтных диагностических обследований, ежегодные объемы которого незначительно превосходят протяженность КР, а полученные данные зачастую носят разрозненный несистемный характер.
Авторами работы предложен комплексный методический подход к формированию долгосрочных программ технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ПАО «Газпром», основанный на прогнозировании и оценке фактического технического состояния. Разработаны алгоритмы принятия управленческих решений на различных этапах эксплуатации технологических трубопроводов и определения оптимальных объемов технического диагностирования газопроводов. Впервые предложен способ определения полноты исходных данных диагностических обследований, достаточных для оценки технического состояния технологических трубопроводов компрессорных станций. Предложены альтернативные сценарии выбора стратегии планирования мероприятий на технологических трубопроводах компрессорных станций с учетом оптимизации затрат на их техническое обслуживание.
Ключевые слова: компрессорная станция, техническая диагностика, капитальный ремонт, технологический трубопровод.
V.A. Seredyonok1, M.Ye. Sidorochev1, O.V. Burutin1, I.V. Ryakhovskikh2, A.V. Melnikova2
1 Gazprom Public Company (Moscow, Russia).
2 Gazprom VNIIGAZ LLC (Moscow, Russia).
Scheduling strategy of technical inspection and overhaul of Gazprom JSC compressor stations process pipelines
The article highlights the issues of optimal technical inspection and overhaul scheduling of compressor stations process pipelines.
Experience in the technical conditions control system implementation for the line part of Gazprom Public Company main gas pipelines within current regulatory documents is based on the information on actual technical condition of pipelines, the most informative tool for it being periodic in-line inspection tests.
DIAGNOSIS
Compressor stations process pipelines design is not arranged for a classic in-line inspection, and it complicates the implementation of standard approaches for main gas pipelines (MGP) line parts technical inspection and overhaul programs formulation.
Russian manufacturers of testing facilities together with Gazprom VNIIGAZ LLC perform tests of specialized diagnostic devices for in-line inspection of pipelines with nonlinear configuration. However, prior to their industrial application the most affordable way of compressor station process pipelines technical inspection is non-destructive testing of pipes in the well bores during pre-repair diagnostic inspection, whose annual scope slightly exceeds the duration of overhaul, and the data are often scattered and non-systematic.
The authors of work proposed comprehensive methodical approach to the long-term programs formation for technical inspection and overhaul of Gazprom Public Company compressor stations process pipelines, based on forecast and assessment of the actual technical condition. Algorithms of management decision-making at various stages of process pipelines operation and determination of the optimum scopes of gas pipelines technical inspection are developed. For the first time a determination method is proposed for the inspection tests initial data completeness, sufficient to evaluate the technical condition of compressor stations process pipelines. Alternative scenarios of measures scheduling strategy selection for compressor stations process pipelines with a view to costs optimization for their maintenance are proposed.
Keywords: compressor unit, technical inspection, overhaul, process pipeline.
Опыт реализации системы управления техническим состоянием объектов газотранспортной системы ПАО «Газпром» предполагает долгосрочное планирование мероприятий по техническому диагностированию (ТД) и капитальному ремонту (КР) магистральных газопроводов. При этом процессы планирования участков МГ в рамках действующей нормативной документации базируются на информации о фактическом техническом состоянии трубопроводов, наиболее информативным инструментом для получения которой является периодическое техническое диагностирование с использованием внутритрубных дефектоскопов [1, 2].
Технологические трубопроводы компрессорных станций конструктивно не приспособлены к проведению классической внутритрубной диагностики, что затрудняет реализацию на них традиционных для линейной части МГ подходов к проведению технического диагностирования и формированию программ капитального ремонта [2, 3]. В настоящее время российские производители диагностического оборудования совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» проводят испытания и опытно-промышленное применение в ПАО «Газпром» специализированных
диагностических устройств для внутритрубной инспекции трубопроводов нелинейной конфигурации. Однако до их промышленного применения наиболее доступным способом технического диагностирования технологических трубопроводов КС остается неразруша-ющий контроль труб в шурфах в процессе предремонтных диагностических обследований. В работах [4-6] показано, что в силу высокой трудоемкости указанных работ ежегодные объемы ТД незначительно превосходят протяженность КР, а полученные данные зачастую носят разрозненный несистемный характер.
Можно констатировать, что информация о фактическом техническом состоянии почти половины эксплуатируемых технологических трубопроводов КС не обладает необходимой полнотой и достоверностью. Для их надежной эксплуатации требуется планирование и выполнение ТД с последующей санацией потенциально опасных участков газопроводов.
Для достижения указанной цели разработана методика формирования долгосрочных программ ТД или комплексного КРтехнологических трубопроводов КС с учетом неполноты данных об их техническом состоянии.
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ
Оценку технического состояния технологических трубопроводов КС для задач долгосрочного планирования ТД и КР рекомендуется выполнять для двух групп объектов трубопроводов-шлейфов (объединяя узлы подключения, входные и выходные шлейфы) и технологических коммуникаций компрессорного цеха.
Для оценки технического состояния технологических трубопроводов КС предложены следующие критерии: предрасположенность труб к коррозии и КРН, качество защитного покрытия, дефектность труб, соединительных деталей трубопроводов, крановых узлов и сварных соединений. Значения показателя технического состояния технологических трубопроводов КС предлагается определять из условия:
Птс=(1-
И^У, < 1, < 1,0 « ш « 0,9, (1)
где У. - параметры, учитывающие предрасположенность трубопровода к коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН) в соответствии с
Ссылка для цитирования (for references):
Середенок В.А., Сидорочев М.Е., Бурутин О.В., Ряховских И.В., Мельникова А.В. Стратегия планирования технического диагностирования и капитального ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ПАО «Газпром» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 10. С. 22-27. Seredyonok V.A., Sidorochev M.Ye., Burutin O.V., Ryakhovskikh I.V., Melnikova A.V. Scheduling strategy of technical inspection and overhaul of Gazprom JSC compressor stations process pipelines (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 10. P. 22-27.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2015
23
Рис. Теоретическая функция изменения приоритета вывода в комплексный ремонт технологических трубопроводов КС
Fig. Theoretical variation function of priority for compressor stations process pipelines out of service for integrated repair
СТО Газпром 2-2.3-575 [7], скорость коррозии для заданного типа трубной стали в соответствии с СТО Газпром 9.0001 [8], качество защитного покрытия подземных трубопроводов в соответствии с Р Газпром 9.4-013 [9]; Y. - параметры, учитывающие по- =К,_.|-,
врежденность недопустимыми до эксплуатации дефектами обследованных труб, соединительных деталей трубопроводов (СДТ) в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-407 [10], а также наличие недопустимых до эксплуатации дефектов обследованных сварных соединений в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-715 [11];
^ - весовые коэффициенты параметров технологических трубопроводов КС,рассчитанные в зависимости от плотности дефектов на соседних газопроводах;
ш - параметр, учитывающий полноту исходных данных диагностических обследований, выполненных на оцениваемом трубопроводе. Значение параметра со, учитывающего полноту исходных данных диагностических обследований, выполненных на оцениваемом трубопроводе, определяют по данным ТД в протяженных шурфах или ВТД с подтверждением результатов в локальных шурфах из условия:
где 1_ф - фактическая протяженность обследованного участка трубопровода; Ц, - рекомендуемая протяженность обследований участка трубопровода, определяемая из выражения:
(3)
где К| - коэффициент, отвечающий за количество труб, которые необходимо обследовать с учетом территориальной предрасположенности КС; 1_ - общая протяженность трубопровода, планируемого в комплексный капитальный ремонт, м.
Например, в регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии по СТО Газпром 2-2.3-760 [12] коэффициент КЬ предлагается определять из уравнения:
0,9=1-1
N '
SCC
" N
к,
NScc/N
1-NSCC/N
+1
(4)
ш = р-,0 « ш « 0,9, 2
(2)
где ^сс - заданное усредненное количество труб с дефектами КРН, выявленными на идентичном по техническим характеристикам трубопроводе; N - количество обследованных труб. Изменение коэффициентов во времени возможно прогнозировать с учетом вероятных скоростей развития коррозионных дефектов по ГОСТ 9.602 [13], стресс-коррозионных дефектов [14, 15] и динамики разрушения защитно-
го покрытия газопровода по Р Газпром 9.4-013 [9].
Для планирования объемов работ и выбора наиболее эффективного метода комплексного ремонта делается прогноз ожидаемой протяженности труб ит, м, подлежащих замене, для трубопроводов, значение параметра со которых удовлетворяет условию:
со > 0,5. (8)
Прогноз рекомендуется делать по формуле:
ит (9)
где N - количество труб, требующих замены при КРТТ КС по данным ТД. Технико-экономическое обоснование выбора эффективного метода ремонта с учетом оценки ожидаемой протяженности труб, подлежащих замене при КР, и анализа затрат на технологические операции, а также рекомендации по выбору экономически обоснованного метода ремонта по результатам анализа затрат согласно расчетам полной сметной стоимости комплексного ремонта изложены в работе [5]. Кроме того, показано, что полная замена старых труб на новые с заводским антикоррозионным защитным покрытием в ряде случаев является предпочтительной в сравнении с их выборочным ремонтом по данным диагностических обследований.
Наиболее оптимальным представляется формирование долгосрочных программ ТД и КР головной научной организацией ПАО «Газпром» совместно с эксплуатирующими газотранспортными обществами, руководствуясь результатами оценки технического состояния и прогнозируемых объемов замены труб в составе технологических трубопроводов КС. Выбор сценариев ТД и КР трубопровода может проводиться по разным критериям при безусловном соблюдении требований к техническому состоянию трубопровода. Вне зависимости от планируемых долгосрочных мероприятий значение показателя технического состояния ПТС не должно превышать предельно допустимого значения показателя
DIAGNOSIS
П^кс. Прогнозная кинетика изменения параметров трубопровода и условий эксплуатации участка трубопровода отражается ходом кривой показателя технического состояния Птс (рис.). Альтернативы по сценариям технического обслуживания обусловлены возможностями выбора сроков, методов и объемов диагностических и ремонтных работ. Проведение ТД в процессе эксплуатации участка трубопровода позволяет получить знания об объекте и актуализировать ход кривой технического состояния (рис.), повысив или снизив междиагностический период, с учетом выборочных ремонтных мероприятий. В свою очередь, проведение КР позволяет значительно улучшить техническое состояние, резко снизив фактическое (текущее) значение показателя технического состояния ПТС ремонтируемого трубопровода. Наиболее общим критерием оптимизации сценариев является минимизация удельных затрат на техническое обслуживание за период времени Т. В затраты на техническое обслуживание входят затраты на проведение ТД, капитальных и выборочных ремонтов. В начальный период эксплуатации технологических трубопроводов КС изменение показателя их технического состояния Птс характеризуется первым слагаемым выражения (1), которое, в свою очередь, зависит от конструктивного исполнения трубопроводов и технического состояния окружающих его объектов. По мере увеличения прогнозируемой величины Птс и проведения плановых ТД при оценке технического состояния увеличивается вклад параметров, характеризующих фактическую дефектность обследованных элементов технологических трубопроводов КС. Целесообразность проведения дополнительной ТД трубопровода, или принятия решения о его выводе в ремонт, или проведения плановых диагностических обследований определяется значением теоретической функции Птс (рис.). Согласно теоретической функции, можно отметить ряд контрольных точек во времени,определяющих впоследствии стратегию принятия решения о приоритетности включения трубопровода в программу ТД или КР с учетом значе-
Таблица. Рекомендации о включении технологических трубопроводов КС в программы технического диагностирования и ремонта по показателям технического состояния Table. Recommendations for compressor stations process pipelines inclusion into the programs of technical inspection and repair in terms of technical condition
Значения показателя технического состояния Птс The values of technical condition V Значения параметра to Parameter values ш Ожидаемая протяженность труб ит Expected length of pipes Up Рекомендуемые мероприятия** Recommended measures**
П > П "акс тс тс V > V max tc tc со < 0,5 U » U * т кр Up» uoh* Внеочередное ТД Unscheduled TI (technical inspection)
U < U т кр Up < UOH Включение в программу ТД Inclusion in TI program
(0 > 0,5 U » U т кр Up » UOH Включение в программу КР Inclusion in the OH (overhaul) program
U < U т кр Up < UOH Включение в программу ТД Inclusion in TI program
П мин < П < П макс тс тс тс V min < V < V max tc tc tc (0 < 0,5 U » U т кр Up » UOH Включение в программу ТД Inclusion in TI program
U < U т кр Up < UOH
CO > 0,5 U » U т кр Up » UOH Включение в программу КР Inclusion in the OH (overhaul) program
U < U т кр Up < UOH Включение в программу ТД Inclusion in TI program
П < П мин тс тс V < V min tc tc 0 < (0 < 0,9 U » U т кр Up » UOH Включение в программу ТД Inclusion in TI program
U < U т кр Up < UOH
Примечание:
* Up - ожидаемое количество труб, подлежащих замене, при котором рекомендуется полная замена труб на новые в процессе КР [5].
** Рекомендуемые мероприятия планируют с учетом вероятных скоростей развития выявленных
на трубопроводе максимальных дефектов.
Note:
* UOH - the expected quantity of pipes to be replaced, when it is recommended that complete replacement of pipes with new ones during the overhaul be performed [5].
** Recommended measures are scheduled taking into account expectable rate of maximum flaws development detected in a pipeline.
ния параметра со (табл.) при условии выполнения выборочных внеочередных ремонтов, недопустимых до эксплуатации дефектов, и корректировки значения П .
тс
В период эксплуатации трубопровода от 0 до Т^2—" возможность развития дефектов коррозионного и стресс-коррозионного характера невелика (рис.), а вероятность отказа в большей степени определяется технологической наследственностью трубопровода,а именно - локальными дефектами труб, соединительных деталей и браком строительно-монтажных работ. В случае выявле-
ния указанных дефектов их устранение целесообразно выполнять посредством локальных ремонтов силами эксплуатирующей организации. Таким образом, объекты, значение приоритетов которых П;С(Ц < П™", не следует рассматривать при формировании программ ТД и КР. Точкой 1 на диаграмме теоретической функции обозначено время начала эксплуатации технологических трубопроводов КС Т^'Л после которого активизируются процессы, приводящие к появлению эксплуатационных дефектов, а также естественной деградации защитного покрытия трубопровода.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY o. 10 october 2015
25
ДИАГНОСТИКА
Значение величины Т установлено с
мин
учетом среднего срока службы защитных покрытий согласно техническим требованиям к материалам. Точкой 1' на диаграмме обозначен период времени, в который запланировано проведение ТД. Результаты этих обследований позволяют принять оперативные решения по проведению внепланового локального КР (в случае, если этого требует техническое состояния трубопровода), оценить объемы, сроки и методы проведения плановых мероприятий по КР, скорректировать значения приоритета вывода технологических трубопроводов КС в КР или актуализировать ход кривой технического состояния, запланировав проведение работ по ТД на более поздний период. Точкой 2 на диаграмме теоретической функции обозначено значение показателя состояния технологических трубопроводов КС П™" в момент времени для проведения планового КР, ожидаемая частота отказа которого соответствует требованиям СТО Газпром 2-2.3-351 [16]. Проведение работ по КР позволяет улучшить показатель технического состояния и перестроить ход кривой технического состояния трубопроводов.
В случае обнаружения недопустимых до эксплуатации дефектов труб в про-
цессе дополнительных диагностических обследований (точка 2') эксплуатацию трубопровода останавливают и принимают решение о проведении внеочередного ремонта.
Точкам 1 и 2 соответствуют критические размеры дефектов, они оцениваются исходя из вероятности отказа на интервале времени t = Т - Т .
г г лим мин
Точкой 3 на диаграмме теоретической функции обозначено значение приоритета вывода в комплексный ремонт технологических трубопроводов КС П|с(1) > П^кс, значение частоты отказа которых соответствует предельно допустимому значению. В случае достижения значения приоритета П^кс эксплуатирующей организации рекомендуется снизить рабочее давление в трубопроводе в соответствии с расчетным значением ожидаемых величин недопустимых дефектов трубопровода до проведения внеочередного комплексного ремонта. Например, для трубопроводов с оставленными в эксплуатации дефектами КРН металла труб величина допустимого давления определяется в соответствии с положениями Р Газпром 9.4-030 [17].
Планирование объемов КР для отдельного газотранспортного общества или для ГТС в целом предпочтитель-
но осуществлять с учетом расчетных значений допустимой частоты отказов для заданного типа трубопроводов. Пример такого расчета предложен в работе [5].
ВЫВОДЫ
В статье предложен комплексный методический подход к формированию долгосрочных программ ТД и КР технологических трубопроводов КС ПАО «Газпром» с учетом их прогнозируемого и фактического технического состояния.
Показано, что в начальный период после ввода в эксплуатацию технологических трубопроводов КС их планирование в программы ТД целесообразно осуществлять по показателям, косвенно характеризующим техническое состояние объекта. По мере накопления диагностических данных о дефектах основного металла и сварных соединений обследованных элементов газопровода планируют сроки проведения его КР с учетом прогнозируемой скорости развития коррозионных и стресс-коррозионных дефектов. Результаты выполненной работы легли в основу методико-регламентной документации для системы управления техническим состоянием и целостностью площадных объектов ПАО «Газпром».
I
Литература:
1. Аксютин О.Е., Алимов С.В., Пасечников А.Н. и др. ГИС МТ ООО «Газпром трансгаз Сургут» как полигон для апробации новой методологии управления техническим состоянием и целостностью объектов ГТС // Газовая промышленность. 2013. № 9. С. 19-21.
2. Пасечников А.Н., Нефедов С.В., Алексеев А.О. и др. Комплексный подход к формированию системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы ОАО «Газпром» // Доклады IV Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. С. 260-270.
3. Молоканов А.В., Городниченко В.И., Грязин В.Е. Коррозионное состояние магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2012. № 9. С. 29-30.
4. Программа по комплексному ремонту технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром» на 2013-2017 гг., утвержденная заместителем председателя Правления, членом Совета директоров ОАО «Газпром» В.А. Маркеловым от 13.11.2013 г.
5. Сидорочев М.Е., Бурутин О.В., Ряховских И.В., Мельникова А.В., Зорин Н.Е. Формирование долгосрочных планов комплексного ремонта технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО «Газпром» в условиях неполноты данных об их техническом состоянии // Вести газовой науки: Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. № 1 (17). С. 16-21.
6. Сидорочев М.Е., Есиев Т.С., Ряховских И.В. и др. Стресс-коррозионное состояние технологических трубопроводов компрессорных станций и методика их технического диагностирования // Газовая промышленность. 2010. № 9. С. 48-52.
7. Есиев Т.С., Ряховских И.В., Зорин Н.Е. и др. Оценка стресс-коррозионного состояния и ранжирование технологических трубопроводов высокой стороны компрессорных станций по приоритетности диагностического обследования с целью выявления дефектов коррозионного растрескивания под напряжением и проведения комплексного ремонта. Стандарт ОАО «Газпром» - СТО Газпром 2-2.3-575-2011. М.: Газпром экспо, 2011. 57 с.
8. Запевалов Д.Н., Маняхина Т.И., Набутовский З.А. и др. Защита от коррозии. Основные положения. Стандарт ОАО «Газпром» - СТО Газпром 9.0-0012009. М.: Газпром экспо, 2009. 19 с.
9. Запевалов Д.Н., Глазов Н.Н., Копьев И.Ю., Сирота Д.С., Пушкарев А.М. и др. Контроль состояния и оценка эффективности защитных покрытий подземных газопроводов. Рекомендации ОАО «Газпром» - Р Газпром 9.4-013-2011. М.: Газпром экспо, 2010. 21 с.
10. Аладинский В.В., Городниченко В.И., Чубунов М.В., Широков М.А., Беспалов В.И., Будревич Д.Г. и др. Инструкция по отбраковке и ремонту технологических трубопроводов газа компрессорных станций. Стандарт ОАО «Газпром» - СТО Газпром 2-2.3-407-2009. - М.: Газпром экспо, 2010. 37 с.
11. Беспалов В.И., Нефедов С.В., Силкин В.М., Будревич Д.Г., Ковех В.М. и др. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. Стандарт ОАО «Газпром» - СТО Газпром 2-2.4-715-2012. М.: Газпром экспо, 2012. 234 с.
12. Есиев Т.С., Ряховских И.В., Зорин Н.Е., Мельникова А.В. и др. Инструкция по идентификации коррозионного растрескивания под напряжением металла труб как причины отказов магистральных газопроводов. Стандарт ОАО «Газпром» - СТО Газпром 2-2.3-760-2013. М.: Газпром экспо, 2013. 47 с.
26
№ 10 октябрь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
DIAGNOSIS
13. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. Межгосударственный стандарт - ГОСТ 9.602-2005. М.: Стандартинформ, 2006. 59 с.
14. Алимов С.В., Арабей А.Б., Ряховских И.В., Есиев Т.С., Нефедов С.В., Губанок И.И., Абросимов П.В. Концепция диагностирования и ремонта магистральных газопроводов в регионах с высокой предрасположенностью к стресс-коррозии // Газовая промышленность. 2015. № 824.
15. Chen W., Kania R., Worthingham R., Van Boven G. Transgranular crack growth in the pipeline steels exposed to near-neutral pH soil aqueous solutions: the role of hydrogen. Acta Materialia, 2009. - V. 57. - № 20. - P. 6200-6214
16. Сафонов В.С., Овчаров С.В., Ковалев С.А. и др. Методические указания по проведению анализа риска для ОПО ГТП ОАО «Газпром». Стандарт ОАО «Газпром» - СТО Газпром 2-2.3-351-2009. М.: ООО «Газпром экспо», 2009. 387 с.
17. Ряховских И.В., Есиев Т.С., Маханев В.О., Мельникова А.В., Зорин Н.Е., Богданов Р.И. и др. Методика оценки прочности технологических трубопроводов компрессорных станций со стресс-коррозионными дефектами. Рекомендации ОАО «Газпром» - Р Газпром 9.4-030-2014. М.: ООО «Газпром экспо», 2014. 58 с.
References:
1. Aksyutin O.Ye., ALimov S.V., Pasechnikov A.N., et al. GIS MT OOO «Gazprom transgaz Surgut» kak poLigon dLja aprobacii novoj metodoLogii upravLenija tehnicheskim sostojaniem i ceLostnost'ju ob'ektov GTS [Gazprom Transgaz Surgut LLC Main Pipelines Geological Information System as a test site for testing the new management methodology of technical condition and integrity of GTS (gas transportation system) facilities]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2013, No. 9. P. 19-21.
2. Pasechnikov A.N. Nefyodov S.V., ALeksyev A.O., et al. KompLeksnyj podhod k formirovaniju sistemy upravLenija tehnicheskim sostojaniem i ceLostnost'ju gazotransportnoj sistemy OAO «Gazprom» [An integrated approach to development of technical condition and integrity management system for the gas transportation system of Gazprom JSC]. Doklady IV Mezhdunarodnoj nauchno-tehnicheskoj konferencii «Gazotransportnye sistemy: nastojashhee i budushhee» [Proceedings of IV International Scientific Conference «Gas Transportation Systems: Present and Future»]. Moscow, Gazprom VNIIGaz, 2012. P. 260-270.
3. MoLokanov A.V., Gorodnichenko V.I., Gryazin V.Ye. Korrozionnoe sostojanie magistraL'nyh gazoprovodov [Corrosion condition of main gas pipelines]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2012, No. 9. P. 29-30.
4. Programma po kompleksnomu remontu tehnologicheskih truboprovodov kompressornyh stancij OAO «Gazprom» na 2013-2017 gg., utverzhdennaja zamestitelem Predsedatelja pravlenija, chlenom Soveta direktorov OAO «Gazprom» V.A. Markelovym ot 13.11.2013 g. [The program of integrated repair of Gazprom JSC compressor stations process pipelines for 2013-2017, approved by the Vice-Chairman of Board, member of the Board of Directors of Gazprom JSC V.A. MarkeLov dated 13.11.2013].
5. Sidorochev M.Ye., Burutin O.V., Ryakhovskikh I.V., MeLnikova A.V., Zorin N.Ye. Formirovanie doLgosrochnyh pLanov kompLeksnogo remonta tehnologicheskih truboprovodov kompressornyh stancij OAO «Gazprom» v usLovijah nepoLnoty dannyh ob ih tehnicheskom sostojanii [Development of long-term plans for the integrated repair of Gazprom JSC compressor stations process pipelines in the conditions of incomplete date on their technical condition]. Vesti gazovoi nauki: Upravlenie tehnicheskim sostojaniem i celostnostju gazoprovodov = Gas Science News: Pipelines technical condition and integrity management, 2014, No. 1 (17). P. 16-21.
6. Sidorochev M.Ye., Yesiev T.S., Ryakhovskikh I.V., et al. Stress-korrozionnoe sostojanie tehnologicheskih truboprovodov kompressornyh stancij i metodika ih tehnicheskogo diagnostirovanija [Stress-corrosion condition of compressor stations process pipelines and methods of their technical inspection]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2010. No. 9. P. 48-52.
7. Yesiev T.S., Ryakhovskikh I.V., Zorin N.Ye., et al. Ocenka stress-korrozionnogo sostojanija i ranzhirovanie tehnologicheskih truboprovodov vysokoj storony kompressornyh stancij po prioritetnosti diagnosticheskogo obsledovanija s celju vyjavlenija defektov korrozionnogo rastreskivanija pod naprjazheniem iprovedenija kompleksnogo remonta [Evaluation of pipelines stress-corrosion condition and ranking of compressor stations high-pressure side process pipelines as regards inspection test priority for stress-corrosion cracking flaws detection and integrated repair]. Gazprom JSC Standard - STO Gazprom 2-2.3-575-2011. Moscow, Gazprom Expo, 2011. 57 pp.
8. ZapevaLov D.N., Manyakhina T.I., Nabutivskiy Z.A., et al. Zashhita ot korrozii. Osnovnye polozhenija [Corrosion protection. General provisions]. Gazprom JSC Standard - STO Gazprom 9.0-001-2009. Moscow, Gazprom Expo, 2009. 19 pp.
9. ZapevaLov D.N., GLazov N.N., Kopiev I.Yu., Sirota D.S., Pushkaryov A.M., et al. Kontrol' sostojanija i ocenka jeffektivnosti zashhitnyh pokrytij podzemnyh gazoprovodov [Condition monitoring and effectiveness evaluation of underground pipelines protective coatings]. Recommendations of Gazprom JSC - R Gazprom 9.4-013-2011. Moscow, Gazprom Expo, 2010. 21 pp.
10. ALadinskiy V.V., Gorodnichenko V.I., Chubunov M.V., Shirokov M.A., BespaLov V.I., Budrevich D.G.,. et al. Instrukcija po otbrakovke i remontu tehnologicheskih truboprovodov gaza kompressornyh stancij [Instructions for compressor stations process gas pipelines rejection and repair]. Gazprom JSC Standard - STO Gazprom 2-2.3-407-2009. Moscow, Gazprom Expo, 2010. 37 pp.
11. BespaLov V.I., Nefyodov S.V., SiLkin V.M., Budrevich D.G., Kovekh V.M., et al. Metodika ocenki rabotosposobnosti kol'cevyh svarnyh soedinenij magistral'nyhgazoprovodov [Estimation procedure of ring welded joints performance in main gas pipelines]. Gazprom JSC Standard - STO Gazprom 2-2.4-715-2012. Moscow, Gazprom Expo, 2012. 234 pp.
12. Yesiev T.S., Ryakhovskikh I.V., Zorin N.Ye., MeLnikova A.V.,. et aL. Instrukcija po identifikacii korrozionnogo rastreskivanija pod naprjazheniem metalla trub kak prichiny otkazov magistral'nyh gazoprovodov [Instructions for stress-corrosion cracking detection under the pipe metaL Load as the cause of main gas pipeLines faiLure]. Gazprom JSC Standard - STO Gazprom 2-2.3-760-2013. Moscow, Gazprom Expo, 2013. 47 pp.
13. Edinaja sistema zashhity ot korrozii i starenija. Sooruzhenija podzemnye. Obshhie trebovanija k zashhite ot korrozii [Unified system of corrosion and aging protection. Underground constructions. GeneraL requirements for corrosion protection]. Interstate Standard - GOST 9.602-2005. Moscow, Standartinform, 2006. 59 pp.
14. ALimov S.V., Arabey A.B., Ryakhovskikh I.V., Yesiev T.S., Nefyodov S.V., Gubanok I.I., Abrosimov P.V. Koncepcija diagnostirovanija i remonta magistraL'nyh gazoprovodov v regionah s vysokoj predraspoLozhennost'ju k stress-korrozii [The concept of main gas pipeLines inspection and repair in regions with high susceptibiLity to stress-corrosion]. Gazovaja promyshlennost' = Gas industry, 2015, No. 824.
15. Safonov V.S., Ovcharov S.V., KovaLyov S.A., et aL. Metodicheskie ukazanija po provedeniju analiza riska dlja OPO GTP OAO «Gazprom» [GuideLines for risk anaLysis for GTS MHF (gas transportation system main hazardous faciLities) of Gazprom JSC]. Gazprom JSC Standard - STO Gazprom 2-2.3351-2009. Moscow, Gazprom Expo LLC, 2009. 387 pp.
16. Ryakhovskikh I.V., Yesiev T.S., Makhanev V.O., MeLnikova A.V., Zorin N.Ye., Bogdanov R.I., et aL. Metodika ocenki prochnosti tehnologicheskih truboprovodov kompressornyh stancij so stress-korrozionnymi defektami [Strength assessment procedure for compressor stations process pipeLines with stress-corrosion defects]. Recommendations of Gazprom JSC - R Gazprom 9.4-030-2014. Moscow, Gazprom Expo LLC, 2014. 58 pp.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2015
27
