CC BY
43
УДК 622.691.4
https://doi.org/10.24412/0131-4270-2021-2-3-10-17
О КОРРОЗИОННОМ РАСТРЕСКИВАНИИ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ ПРОДОЛЬНОГО И ПОПЕРЕЧНОГО НАПРАВЛЕНИЙ
ABOUT STRESS CORROSION CRACKING OF LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DIRECTIONS
Ф.Г. Тухбатуллин1, Р.М. Аскаров2, А.А. Назарова2
1 Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина, 119991, Москва, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3435-2288, E-mail: [email protected]
2 Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2000-2188, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6965-880X, E-mail: [email protected]
Резюме: В статье предложена методика расчета коэффициентов интенсивности напряжений в вершине трещины (с использованием зарубежных исследований в области линейной механики разрушения), где доказано, что при возникновении каждой новой трещины снижаются напряжения, а значит, на данном этапе эксплуатации магистрального газопровода не происходит роста трещин в глубину и длину. С высокой долей вероятности можно утверждать, что следующий этап развития продольного направления стресс-коррозии из «количественного» перейдет в «качественный», то есть рост в глубину и длину. Приводятся методические основы оценки степени опасности коррозионного растрескивания под напряжением поперечного направления с использованием коэффициентов интенсивности напряжений для пороговых значений радиусов изгиба R (1000, 500 и 250D) в зависимости от глубины и длины трещин. Показано, что изначальная сетка трещин поперечной стресс-коррозии в процессе развития перерастает в магистральную, ресурс которой в зависимости от радиуса изгиба может быть на порядок меньше ресурса трещин продольного направления. Предложено на потенциально опасных участках проводить диагностику средствами внутритрубной диагностики, оснащенными устройствами измерения радиусов изгиба, не реже одного раза в два года.
Ключевые слова: коррозионное растрескивание под напряжением, радиус изгиба, сетка трещин, магистральный газопровод, коэффициент интенсивности напряжений.
Для цитирования: Тухбатуллин Ф.Г., Аскаров Р.М., Назарова А.А. О коррозионном растрескивании под напряжением продольного и поперечного направлений // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2021. № 2-3. С. 10-17.
D0I:10.24412/0131-4270-2021-2-3-10-17
Farit G.Tukhbatullin1, Robert M. Askarov2, Almira A. Nazarova2
1 Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University), 119991, Moscow, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-3435-2288, E-mail: [email protected]
2 Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0003-2000-2188, E-mail: [email protected] ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6965-880X,
E-mail: [email protected]
Abstract: The Paper proposes method of the crack tip stress coefficients calculating proves that due to occurrence of each new crack stress decreases, it means that at this stage of operation of the main gas pipeline cracks do not grow in depth and length. It can be argued with a high probability that the next stage in the development of the longitudinal direction of stress corrosion (after 2020) will change from "quantitative" to "qualitative", that is, growth in depth and length. Methodological bases of lateral stress corrosion cracking risk assessment are given using stress intensity factors for threshold values of bend radius (1000, 500 and 250D) depending on the depth and length of cracks. It is shown that the initial grid of lateral stress corrosion cracks whilst growing develops into a main one, the resource of which, depending on the bend radius, can be less by an order than the resource of longitudinal direction cracks. Therefore, it is recommended to run in-line diagnostics of potentially hazardous areas with bend radius measuring devices at least once every 2 years.
Keywords: stress-corrosion cracking, bend radius, grid of cracks, gas main pipeline, stress intensity factor.
For citation: Tukhbatullin F.G., Askarov R.M., Nazarova A.A. ABOUT STRESS CORROSION CRACKING OF LONGITUDINAL AND TRANSVERSE DIRECTIONS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2021, no. 2-3, pp. 10-17.
DOI:10.24412/0131-4270-2021-2-3-10-17
Введение
Газотранспортная система (ГТС) ПАО «Газпром» исчерпывает свой ресурс. Магистральные газопроводы (МГ) диаметром 1420 мм, построенные в 80-е годы прошлого века (пик строительства) отработали более 33 лет. На современном этапе эксплуатации главной проблемой в обеспечении надежности МГ больших диаметров является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). Оно имеет две основные разновидности [1]: прКРН, под которым подразумеваются трещины преимущественно продольного
направления, и пКРН с трещинами преимущественно поперечного направления.
КРН магистральных газопроводов - разрушение металла труб в результате длительного и одновременного воздействия на их наружную поверхность механических напряжений, достигших порогового значения, и грунтового электролита. Необходимым условием развития стресс-коррозионных трещин является доставка активной среды в вершину развивающейся трещины при сохранении высокого уровня напряжений (рис. 1) [2]. В
о
отсутствие этих условий КРН трубной поверхности не происходит.
Принципиальная разница между разновидностями КРН:
- напряжения при прКРН возникают кольцевые, от давления продукта (газа), поэтому трещины продольного направления могут иметь место по всему участку;
- напряжения при пКРН возникают продольные от изгиб-ных напряжений, поэтому трещины поперечного направления могут иметь место на участках с ненормативными радиусами изгиба.
Значит, и масштабы охвата МГ разновидностями КРН разные. На рис. 2 представлен фрагмент трубы МГ диаметром 1420 мм, где имеются трещины прКРН и пКРН, на рис. 2а тот же фрагмент под микроскопом (увеличение х20).
На рис. 2 присутствуют трещины одновременно продольного и поперечного направлений, при этом пКРН преимущественно, одиночные, прКРН - групповые, параллельные, в виде сетки. Это свидетельствует о том, что на фрагменте имеют место напряжения и кольцевые, и изгибные. В данном случае авария по причине пКРН объясняется присутствием концентратора напряжений в виде механических рисок кольцевого направления.
Такая конфигурация трещин КРН характерна для МГ больших диаметров ГТС ПАО «Газпром». По данным [1] основная причина аварий на МГ больших диаметров
приходится на долю КРН - до 70%, из них, из-за пКРН не более 6%.
О продольном КРН
В работе [3] приводятся результаты масштабного обследования МГ диаметром 1420 мм, ООО «Газпром трансгаз Уфа» в процессе переизоляции семи участков (более 13,5 тыс. труб), проведенных с 2010 по 2013 год, согласно которым 59,2% труб имеют дефекты прКРН; максимальное количество на одном из участков - 85,7%. При этом отмечено, что для переизоляции 2004-2009 годов характерно относительно небольшое количество дефектных, по причине прКРН - 8-12%.
Аналогичные результаты получены по данным переизоляции в Газпром трансгаз Нижний Новгород (число обследованных труб - 5560) из них с КРН - 56,1% [4].
Тенденция неприятная. С этого периода прошло около 10 лет, можно ожидать, что в настоящее время охват прКРН на трубах с изоляцией трассового нанесения в том числе переизолированных в трассовых условиях, может приближаться к 100%.
Согласно [3] одной из особенностей рассмотренного периода эксплуатации является то, что дефекты прКРН практически не развиваются в глубину (более 2/3 дефектов не более 5%, 1/3 не более 10%), а имеют тенденцию к количественному росту, что способствует охвату новых труб и расширению площадей уже имеющихся дефектов. Аналогичная картина и в Газпром трансгаз Нижний Новгород, глубиной до 5% - более 2/3 [4].
Можно ожидать аналогичных результатов на большинстве МГ больших диаметров ПАО «Газпром» с изоляционным покрытием трассового нанесения. Их надежность на современном этапе эксплуатации обеспечивается тем, что опасные дефекты КРН глубиной более 20% толщины стенки выявляются при плановом пропуске снарядов
I Рис. 1. Схема КРН, обусловленного нарушением защитного покрытия [2]
Коррозионная среда
Металл ЬС 1
у^^л^У Пассивная
\ ■ пленка
\ Ы-Активное
растворение
о
I Рис. 2. Схема раскрытия трещины поперечного КРН на МГ диаметром 1420 мм
Рис. 2а. Тот же фрагмент под микроскопом (х20)
2-3
• 202 1
11
внутритрубной технической диагностики (ВТД), а затем устраняются в рамках планово-предупредительных работ.
Относительно надежности труб с «неглубокими» трещинами прКРН в [3] приводится следующее пояснение: «Появление новых трещин способствует тому, что каждая новая трещина снижает кольцевые напряжения». Это фактор в пользу того, что на данном этапе эксплуатации (2010-2013) вероятность отказов по причине прКРН невелика.
В нормативе [5] приводится расчетное обоснование степени опасности одиночной трещины прКРН, что не соответствует фактическому техническому состоянию МГ, так как одиночные (магистральные) трещины более характерны для пКРН.
Методические основы оценки опасности сетки трещин прКРН
Возникающие трещины прКРН со временем растут в глубину и длину, объединяются, но для этапа, приведенного в [3] (глубина до 10% толщины стенки) вероятность их объединения невелика, поэтому можно рассчитать их как сетку параллельных трещин.
Отсутствие взаимодействия между односторонними вершинами трещин и «притяжение» противоположными вершинами позволяет выбрать модель трещины в виде диполя (рис. 3). В этом случае условному заряду в вершинах диполя, от чьей величины зависит расстояние, на котором трещины начинают движение к объединению, можно поставить в соответствие коэффициент интенсивности напряжения (КИН), используемый в линейной механике разрушения для описания полей напряжений у вершины трещины [6].
Оценить влияние трещин друг на друга в колонии возможно, делая некоторые допущения и принимая следующую модель [7] (рис. 4).
Принцип расчета основан на методе объемных сил [7]. КИН внешних и внутренних трещин находятся по эмпирическим формулам:
• а- 4кэ,
Рис. 3. Поле трещин с использованием дипольной модели [6]
Рис. 4. Модель равномерного растяжения с системой трещин одинаковой длины и глубины [7]: а — растягивающие напряжения; 6 - расстояние между соседними трещинами; а - глубина трещин; А, В - внешние (граничные) и внутренние (посредине) трещины соответственно
I
Механические характеристики трубной стали 10Г2ФБ с пределом прочности К60 (Х70) включают:
- ав, нормативный или фактический предел прочности, равный 590 МПа;
Рис. 5. Значения КИН в зависимости от расположения, количества и глубины трещин
49 46,5
К в = ^
1,В
• а- л/рз
К1 ,А = FI ,А ' (1)
где F|A, F|B- эмпирические функции, зависящие от числа трещин и соотношения параметров d/a, значения которых приводятся в таблицах [7]; а - значение кольцевого напряжения, МПа [8]; К, А, К!В-коэффициенты интенсивности внешних и внутренних трещин в колонии, МПа-
Для расчета прочности конструкции были приняты следующие исходные данные: МГ диаметром 1420 мм с толщиной стенки 16,8 мм, рабочее давление транспортируемого газа 7,5 МПа. Геометрические размеры рассматриваемых трещин: протяженность трещин L от 100 до 1000 мм, глубина - от 0,05 до 0,55 от толщины стенки.
от с
44
41,5
39
36,5
34
31,5
29
ф ^
т о
26,5
24
21,5
19
50%
40% 35%
30% 50%
25% 35% 40% 30% 20% 25%
20% 15%
15%
5
N число трещин
2
3
4
- К^, нормативное или фактическое значение ударной вязкости, равное 78,4 Дж/см2;
- сттек, нормативный предел текучести, равный 440 МПа. Фактическое значение вязкости разрушения определяется по эмпирической формуле, МПа- -Ум [5]:
К1С =у/219,78 - К^, (2)
К1С =л/219,78 - 78,4 = 113,873 МПа- л/м.
На рис. 5 приводятся графики зависимости КИН от расположения, количества и глубины трещин.
Из графика на рис. 5 следует, что независимо от глубины трещин при увеличении их числа КИН уменьшается, следовательно уменьшается и значение напряжений, воздействующих на трещины. Кроме того, этот фактор усиливается с увеличением количества трещин. Это обусловлено тем, что при возникновении новой трещины растягивающие усилия остаются неизменными, так как внутреннее давление потока газа не изменяется. Вследствие этого они действуют на дефекты с той же величиной, и возникает перераспределение сил, из-за чего в ранее образовавшейся трещине величина напряжений падает. Также это иллюстрируется падением КИН у внутренних трещин, которые являются первообразованными [9].
Однако данная модель ограничена числом трещин и позволяет проводить оценку трещин одинаковой глубины, хотя в реальности такие модели также могут встречаться [9]. Существуют различные методики оценки степени опасности сетки трещин прКРН, например учитывающие разную глубину и длину трещин [10], но они носят преимущественно исследовательский характер и, на наш взгляд, могут проводиться специализированной организацией, например моделированием с помощью программного комплекса ANSYS. В приведенном варианте формулы инженерные.
Сравнивая полученные значения коэффициента интенсивности напряжений с критическим значением КИН, которое составляет 113,8 МПа-л/м , можно сделать вывод, что рассмотренные модели являются условно допустимыми и соответствует нормативным [5].
Расчеты, проведенные для глубины трещин 5-10% толщины стенки [3], показали, что недопустимых значений КИН нет [7], поэтому были рассмотрены глубина и длина трещин на границе допустимых 15-50%. С высокой долей вероятности можно утверждать, что следующий этап (после 2020 года) развития прКРН из «количественного» [3] будет переходить в «качественное», то есть в глубину и длину, и тогда расчеты с глубиной трещин 15-50% толщины стенки будут актуальны.
О поперечном КРН
На рис. 6 приводится схема участка трубопровода выпуклого вниз с радиусом изгиба р, возникшего в процессе эксплуатации и р1 в зоне образования магистральной трещины.
Согласно [8], изгибные напряжения определяются по формуле
Е - D
2-р
(3)
где Е - модуль упругости (Юнга) трубной стали, МПа; D -диаметр трубопровода, см.
Из формулы (3) следует, что напряжения зависят от радиуса изгиба - остальные величины постоянные. Поэтому, при уменьшении величины р, изгибные напряжения линейно растут. Так как р1 меньше р то и изгибные напряжения соответственно (3) больше в районе магистральной трещины.
Методические основы оценки опасности сетки трещин пКРН
Если при продольных трещинах интенсивность напряжений может снижаться за счет соседних трещин, то в случае поперечной трещины КИН будет увеличиваться, так как основным фактором, направленным на увеличение напряжений, является радиус изгиба. Учитывая склонность перерастания трещин пКРН из первичного состояния (сетки) в одну - магистральную [11], считаем возможным применить методику [5] для расчета единичной трещины с учетом ее глубины и длины.
КИН К для первого типа трещины с нормальным отрывом (рис. 7), определяется по следующей асимптотической зависимости [7]:
К! = ст-л/Ра -F|(а), (4)
где Fl(а) = 1,12-0,231^|) +10,55^ -
-2172 'С3 +30,39 'I)4;
(5)
б - растягивающие напряжения, МПа; а - глубина трещины, м; 5 - толщина стенки трубы, м.
Руководствуясь действующим нормативным документом [5], критическое значение КИН К1 для поперечного стресс-коррозионного дефекта можно вычислить по следующей зависимости:
К = прТ ■ Мп + ° прМ • Мт) Ф- (6)
где Мп - корректирующий коэффициент при мембранной составляющей продольных напряжений, определяемый по следующей зависимости:
I Рис. 6. Схема трубопровода с радиусами изгиба р и р1
Рис. 7. Расчетная схема для определения НДС в вершине трещины нормального отрыва: ст - растягивающие напряжения, МПа; а - глубина трещины, м; 5 - толщина стенки трубы, м
сг
Т
«о
сг
2-3 • 2021
13
M = 1,2-
0,06647 + 0,757111-1-9,9141-
3,6204 -18,836 i-
-66,654 i-
-43,998
Г -
0,1031-0,732
I-22,205
- I + 23,6091 -
Т I . (7)
M,
т - корректирующий коэффициент при изгибной составляющей продольных напряжений, определяемый по следующей зависимости:
Mn = 1,2 +
0,18827 - 2,7038 Г-
-2,6732 Г—
3,1958 - 6,5249 Г-
-6,1189
Г -
- 4,2318
Г -
-0,56394
-2,4077 Г-
-8,2732Г-j -4,5605Г-
(8) 3
Ф - полный эллиптический интеграл второго рода, определяемый по зависимости
Ф-.
1,0
-1,464 Г -
1,65
0,5
(9)
где a, b - глубина и полудлина эквивалентной трещины соответственно.
Согласно API 579-1/ASME FFS-1 [12], значение КИН К,для поверхностной поперечной трещины в стенке трубы вычисляется по следующей зависимости:
K =
Gn
-Ра
~G1CT1
■ VP-,
(10)
где ст0
: СТ
прТ + СтпрМ
-2ст
прМ'
pc - внешнее давление
на фронт трещины, Па; G0, G1 - эмпирические коэффициенты, которые зависят от места дефекта на поверхности трубы (внешний/внутренний), толщины стенки и диаметра трубы.
Формула (10) справедлива для трещин поперечного направления глубиной до 80% от толщины стенки трубы [13].
Условие хрупкого разрушения записывается в следующем виде [14]:
- участки категории (а) - радиус кривизны 250D и менее (изгибные напряжения на уровне предела текучести трубной стали), подлежат незамедлительному ремонту;
- участки категории (Ь) - радиус кривизны от 250D до 500D (требуется дополнительный расчет для обоснования необходимости ремонта);
- участки категории (с) - радиус кривизны от 500D до 1000D (участки непроектного упругого изгиба), динамика отслеживается по данным последующих ВТД.
С 2015 года эти положения отражены в отчетах ВТД НПЦ «Внутритрубная диагностика» (основная подрядная организация ПАО «Газпром» по ВТД), где на обследованном участке указаны все выявленные участки с радиусом изгиба 500D и менее [16]. Информация содержит: линейную координату, порядковый номер трубы, минимальный радиус в диаметрах, его направление в часовых координатах.
Расчет КИН для поперечных трещин производился при вышеприведенных параметрах МГ диаметром 1420 мм. Геометрические размеры рассматриваемых трещин: протяженность L = 100, 200, 400, 800 мм, глубина - от 0,055 до 0,65 от толщины стенки.
На рис. 8 показана зависимость КИН от глубины трещины при одинаковой длине.
Анализируя графики, приведенные на рис. 8-11, можно сделать вывод, что степень опасности разрушения поперечных трещин в первую очередь зависит от радиуса изгиба трубы. Развитие трещины происходит дискретно по циклу: уменьшение радиуса - увеличение напряжений - увеличение глубины и длины трещины, что, в свою очередь, приводит к уменьшению радиуса и повторению цикла. Поэтому наличие соседних трещин не способствует значимому снижению КИН, за счет чего развивается магистральная трещина.
Имеется много материалов (отечественных и зарубежных) о прогнозе развития прКРН [17, 18], где главным фактором воздействия является давление газа. Согласно [19], рост трещин прКРН при проектном давлении может достигать 1 мм/год. В работе [19] приводится методика оценки ресурса трещины пКРН в зависимости от радиуса изгиба, определяемого по данным ВТД с порогом недопустимой глубины
Рис. 8. Зависимость КИН от глубины трещин
200
180
160
K > к
1С'
(11)
где К1С - вязкость разрушения (или критический КИН), МПа- \/м .
Так же, как и для продольных трещин, были рассчитаны КИН для одиночных поперечных трещин по методике [5]. Сравниваются значения КИН для следующих значений радиусов изгиба: нормативное - 1000D [8], а также 500D и 250D. Эти параметры, 500D, 250D, обоснованы в [15] и представлены в типовом техническом задании НПЦ «Внутритрубная диагностика» в следующей редакции:
I 140 о.
I 120
100
о 80
60
40
m о
20
250D
500D
K1C
1000D
10 15 20
25 30 35 40 45 Глубина трещины, %
50 55 60 65
СТ
0
5
I Рис. 9. Зависимость КИН от длины трещины при радиусе изгиба 1000D
I Рис. 10. Зависимость КИН от длины трещины при радиусе изгиба 500D
Глубина трещины, %
I Рис. 11. Зависимость КИН от длины трещины при радиусе изгиба 250D
I СО
о
250
200
150
100
50
800 мм 400 мм 200 мм 100 мм
К1С
10 15 20 25 30 35 40 45 Глубина трещины, %
50 55 60
65
0
5
трещин в 0,5 толщины стенки [5]. В приведенном примере при уменьшении радиуса изгиба за два года с 121 до 76,1 м (1,6 раза) проявилась сетка трещин пКРН с максимальной глубиной 0,22 толщины стенки. Исходя из того, что эта трещина перерастет в магистральную, расчетный ресурс составил 0,33 года, то есть рост глубины до 0,5 толщины стенки (8,4 мм) составит 4,7 мм, а в пересчете на 1 год - 14,1 мм. Скорость роста трещины пКРН напрямую зависит от изменения радиуса изгиба и может быть на порядок быстрее, чем у прКРН. Рекомендуется на потенциально опасных с точки зрения пКРН участках МГ проводить диагностику средствами ВТД с возможностью измерения радиуса изгиба, не реже одного раза в два года.
Выводы
1. Приводится характеристика двух основных разновидностей КРН (по направлению преобладающих напряжений): продольное прКРН и поперечное пКРН. При этом для прКРН более характерна групповая, параллельная сетка трещин, а пКРН перерастает в магистральную.
2. По результатам анализа данных переизоляции участков МГ диаметром 1420 мм с изоляцией трассового нанесения делается вывод, что количественный охват прКРН к 2020 году может приближаться к 100%. Однако глубина сетки трещин незначительна (до 10%, из них более 2/3 менее 5%). Предложена методика расчета коэффициентов интенсивности напряжений (КИН) в вершине трещины (с использованием зарубежных исследований в области линейной механики разрушения), в которой доказано, что при возникновении каждой новой трещины снижаются напряжения, а значит, на данном этапе эксплуатации МГ, не способствуют их росту в глубину и длину. С высокой долей вероятности можно утверждать, что следующий этап развития прКРН (после 2020 года) из «количественного» перейдет в «качественное», то есть в глубину и длину.
3. Приводятся методические основы оценки степени опасности пКРН, также с использованием КИН, для пороговых значений радиусов изгиба (1000, 500 и 250D) в зависимости от глубины и длины трещин. Показано, что изначальная сетка трещин пКРН в процессе развития перерастает в магистральную, ресурс которой в зависимости от радиуса изгиба может быть на порядок меньше ресурса трещин прКРН. Поэтому рекомендуется, на потенциально опасных с точки зрения пКРН участках МГ проводить диагностику средствами ВТД, оснащенными устройствами измерения радиусов изгиба [20], не реже одного раза в два года.
2-3
• 202 1
15
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
2
5.
7.
Чучкалов М.В. Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах: дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.19. Уфа, 2015. 364 с. Гареев А.Г., Худяков М.А., Абдуллин И.Г. Разрушение материалов в коррозионных средах. Уфа: изд-во УГНТУ, 2005. 124 с.
Аскаров Р.М., Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Г.Р. Особен-ности коррозионного растрескивания под напряжением на современном этапе эксплуатации магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2017. № 10. С. 40-45.
Гуськов С.С., Мусонов В.В., Агиней Р.В. и др. Особенности расположения стресс-коррозионных дефектов, выявленных в ходе диагностического обследования при капитальном ремонте участков магистральных газопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2016. № 4. С. 12-19.
СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. М.: ИРЦ Газпром, 2008. 56 с.
Болдин М.С., Нохрин А.В., Чувильдеев В.Н. и др. Исследование процесса зарождения трещин коррозионного растрескивания под напряжением в малоуглеродистых низколегированных сталях // Вестник НГУ им. Н.И. Лобачевского, 2010. № 5(2). С.186-189.
Ито Ю., Мураками Ю. Хасебэ Н. и др. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений. М: Мир, 1990. Т. 1. 119 с.
8. СП 36.13330.2012 Магистральные газопроводы.
9. Назарова А.А. Оценка степени опасности стресс-коррозионных дефектов на магистральных газопроводах больших диаметров: дис. магистра: 25.00.19. Уфа, 2020. 91 с.
10. Насибуллина О.А. Оценка остаточного ресурса газопроводов из стали Х70 с учетом коррозионного растрескивания под напряжением: автореф. дис. канд.тех. наук: 05.16.09. Уфа, 2012. 24 с.
11. Чучкалов, М.В., Аскаров Р.М. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Газовая промышленность. 2014. № 3 (703). С. 37-39.
12. API 579-1/ASME FFS-1. Fitness-For-Service. - Washington,D.C.: American Petroleum Institute. 2016. 1320 p.
13. Закирьянов М.В. Совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния потенциально опасных участков газопроводов с отводами холодного гнутья: дис. канд. техн. наук: 25.00.19. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2019. 140 с.
14. Броек Д. Основы механики разрушения. М.: Высшая школа, 1980. 368 с.
15. Аскаров Р.М., Гумеров К.М., Кукушкин А.Н., Исламов И.М. О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 6. С. 28-33. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск-Петровск. М.: Внутритрубная диагностика, 2017. 1086 с.
Гареев А.Г., Иванов И.Г., Забазнов А.И. и др. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997. 170 с.
Davis, M.J. Adhesive bonded repair technology: supporting aging aircraft /M.J. Davis, M. Janardhana and SQNLDR A. Wherrett// Presented at the Ageing Aircraft Users Forum, Brisbane. 2006. P. 1-14.
29. Исламов И.М., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Оценка ресурса маги-стрального газопровода в условиях поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2018. № 2. С. 35-38.
20. Пат. № 2602327 РФ МПК 7 F 16 L 1/00. Способ определения потенциально опасных участков трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров, Р.В. Закирьянов. Опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.
16
17
19
REFERENCES
1. Chuchkalov M.V. Razrabotka metodov vyyavleniya, tormozheniya ipredotvrashcheniya korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem na magistral'nykh gazoprovodakh. Diss. dokt. tekhn. nauk [Development of methods for detection, inhibition and prevention of stress corrosion cracking on main gas pipelines. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 2015. 364 p.
2. Gareyev A.G., Khudyakov M.A., Abdullin I.G. Razrusheniye materialov v korrozionnykh sredakh [Destruction of materials in corrosive environments]. Ufa, UGNTU Publ., 2005. 124 p.
3. Askarov R.M., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov G.R. Peculiarities of stress corrosion cracking at the present stage of operation of main gas pipelines. Gazovaya promyshlennost', 2017, no. 10, pp. 40-45 (In Russian).
4. Gus'kov S.S., Musonov V.V., Aginey R.V Peculiarities of the location of stress-corrosion defects revealed during the diagnostic examination during the overhaul of sections of the main gas pipelines. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2016, no. 4, pp. 12-19 (In Russian).
5. STO Gazprom 2-2.3-173-2007. Instruktsiya po kompleksnomu obsledovaniyu i diagnostike magistral'nykh gazoprovodov, podverzhennykh korrozionnomu rastreskivaniyu pod napryazheniyem [STO Gazprom 2-2.3-1732007. Instructions for the comprehensive examination and diagnostics of main gas pipelines subject to stress corrosion cracking]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 2008. 56 p.
6. Boldin M.S., Nokhrin A.V., Chuvil'deyev V.N. Investigation of the initiation process of stress corrosion cracks in low-carbon low-alloy steels. Vestnik Nizhegorodskogo universiteta im. N.I. Lobachevskogo, 2010, no. 5(2), pp.186-189 (In Russian).
7. Ito YU., Murakami YU. Khasebe N. Spravochnikpo koeffitsiyentam intensivnosti napryazheniy [Handbook of stress intensity factors]. Moscow, Mir Publ., 1990. 119 p.
8. SP 36.13330.2012 Svod pravil. Magistral'nyye gazoprovody [SP 36.13330.2012 Set of rules. Main gas pipelines]. Moscow, Gosstroy Publ., 2012. 97 p.
9. Nazarova A.A. Otsenka stepeni opasnosti stress-korrozionnykh defektov na magistral'nykh gazoprovodakh bol'shikh diametrov. Diss. Master [Assessment of the degree of danger of stress-corrosion defects on large-diameter main gas pipelines]. Ufa, 2020. 91 p.
10. Nasibullina O.A. Otsenka ostatochnogo resursa gazoprovodov iz stali KH70 s uchetom korrozionnogo rastreskivaniya pod napryazheniyem. Diss. kand. tekhn. nauk [Assessment of the residual resource of gas pipelines made of steel X70 taking into account stress corrosion cracking. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2012. 24 p.
11. Chuchkalov, M.V., Askarov R.M. Features of the manifestation of transverse stress corrosion cracking. Gazovaya promyshlennost, 2014, no. 3 (703), pp. 37 - 39 (In Russian).
12. API579-1/ASMEFFS-1. Fitness-For-Service. Washington, American Petroleum Institute Publ., 2016. 1320 p.
13. Zakir'yanov, M.V. Sovershenstvovaniye metodovotsenkinapryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya potentsial'no opasnykh uchastkovgazoprovodovs otvodamikholodnogognufya. Diss. dokt. tekhn. nauk [Improvement of methods for assessing the stress-strain state of potentially hazardous sections of gas pipelines with cold bends. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2019. 140 p.
14. Broyek D. Osnovymekhanikirazrusheniya [Fundamentals of fracture mechanics]. Moscow, Vysshaya shkola Publ., 1980. 368 p.
15. Askarov R.M., Gumerov K.M., Kukushkin A.N., Islamov I.M. On the actual bending radii of the linear part of the main gas pipelines. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2017, no. 6, pp. 28-33 (In Russian).
16. Otchet po vnutritrubnoy defektoskopii gazoprovoda Chelyabinsk-Petrovsk [Report on in-line flaw detection of the Chelyabinsk - Petrovsk gas pipeline]. Moscow, NPTS «Vnutritrubnaya diagnostika» Publ., 2017. 1086 p.
17. Gareyev A.G., Ivanov I.G., Zabaznov A.I. Prognozirovaniye korrozionno-mekhanicheskikh razrusheniymagistral'nykh gazoprovodov [Prediction of corrosion-mechanical destruction of main gas pipelines]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 1997. 170 p.
18. Davis, M.J., Janardhana M., SQNLDR A. Wherrett Adhesive bonded repair technology: supporting aging aircraft. Proc. of the Ageing Aircraft Users Forum. Brisbane, 2006, pp. 1-14.
19. Islamov I.M., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Estimation of the resource of the main gas pipeline in conditions of transverse stress corrosion cracking. Transport ikhraneniye nefteproduktoviuglevodorodnogo syr'ya, 2018, no. 2, pp. 35-38 (In Russian).
20. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Zakir'yanov R.V. Sposob opredeleniya potentsial'no opasnykh uchastkov truboprovoda s neproyektnym urovnem napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya [A method for identifying potentially dangerous sections of a pipeline with a non-design level of stress-strain state]. Patent RF, no. 2602327, 2016.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Тухбатуллин Фарит Гарифович, д.т.н., проф. кафедры нефтепродуктообеспечения и газоснабжения, Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) им. И.М. Губкина. Аскаров Роберт Марагимович, д.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Назарова Альмира Азаматовна, магистр кафедры транспорта и хранения нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Farit G. Tukhbatullin, Dr. Sci (Tech.), Prof. of the Department of Oil Products and Gas Supplies, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University).
Robert M. Askarov, Dr. Sci (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
Almira A. Nazarova, Master of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas, Ufa State Petroleum Technological University.
2-3 • 2021
17
