СТО Газпром 2-2.3-361-2009

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.3-361-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.3-361-2009

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

 

 

РУКОВОДСТВО ПО ОЦЕНКЕ И ПРОГНОЗУ

КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ

ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ГАЗОПРОВОДОВ

 

 

СТО Газпром 2-2.3-361-2009

 

 

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов

и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»

 

Москва 2010

 

 

1 РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

2 ВНЕСЕН

Управлением по транспортировке газа и газового конден­сата ОАО «Газпром»

 

3 УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

распоряжением ОАО «Газпром» от 20 июля 2009 г. №213

С 30.03.2010

 

 

 

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

 

 

 

 

 

 

 

Распространение настоящего стандарта осуществляется в соответствии с действующим законодательством и с соблюдением правил, установленных ОАО «Газпром»

 

Содержание

 

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Общие положения

5 Расчетный метод оценки точности внутритрубной диагностики

6 Аналитический метод оценки текущего коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов

7 Аналитический метод прогноза коррозионного состояния участка магистрального газопровода

8 Аналитический метод прогноза коррозионного состояния магистрального газопровода и газотранспортного коридора

Приложение А (рекомендуемое) Примеры оценки точности определения размеров коррозионных дефектов при внутритрубной диагностике

Приложение Б (рекомендуемое) Примеры определения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов

Приложение В (рекомендуемое) Пример прогноза коррозионного состояния линейных участков магистральных газопроводов

 

Введение

 

Настоящий стандарт разработан в рамках Программы научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ ОАО «Газпром» на 2006 г., утвержденной Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 10 февраля 2005 г. № 01-20, и Перечня приори­тетных научно-технических проблем ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы, утвержденного Председателем Правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллером 11.10.2005 г. № 01-106, п. 4.1 «Создание технологий и технических средств для строительства, реконструкции и эксплуата­ции трубопроводных систем с оптимальными параметрами транспорта газа и устойчивостью к воздействию естественных факторов и технологических нагрузок».

Разработка настоящего стандарта проводилась лабораторией диагностики и прогноза технического состояния трубопроводов и оборудования ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по дого­вору с ОАО «Газпром» от 13.12.2007 г. № 0610-07-1 «Разработка технологий ремонта, методов прогнозирования и оптимизации объемов и видов работ по диагностике и ремонту маги­стральных газопроводов ОАО «Газпром».

Настоящий стандарт разработан коллективом авторов:

от ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: В.И. Городниченко, В.Е. Грязин, Д.А. Колпаков, В.В. Харионовский, Д.Н. Запевалов;

от ОАО «Газпром»: В.В. Салюков, М.Ю. Митрохин, Н.Г. Петров, А.В. Молоканов, Н.И. Булычев, Д.В. Петров;

от ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург»: Р.Ф. Зиновьев;

от ООО «Газпром трансгаз Самара»: А.В. Рудой, Ю.Н. Мальцев.

1 Область применения

 

1.1 Настоящий стандарт распространяется на магистральные газопроводы диаметром до 1420 мм включительно (далее - газопровод).

1.2 Настоящий стандарт устанавливает:

порядок оценки текущего и прогнозного коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов по результатам внутритрубной диагностики с учетом точности определения размеров коррозионных дефектов;

- порядок оценки коррозионного состояния линейного участка магистрального газо­провода, на котором из-за его конструктивных особенностей не проводят внутритрубную диагностику.

1.3 Настоящий стандарт должен применяться структурными подразделениями, дочер­ними обществами и организациями ОАО «Газпром», а также сторонними организациями, осуществляющими по соответствующим договорам техническое диагностирование и ремонт линейной части магистральных газопроводов, при планировании диагностических и ремонт­ных работ.

 

2 Нормативные ссылки

 

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

СТО Газпром 2-2.3-095-2007 Документы нормативные для проектирования, строи­тельства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по диагностиче­скому обследованию линейной части магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-2.3-112-2007 Документы нормативные для проектирования, строи­тельства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Методические указания по оценке рабо­тоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами

СТО Газпром 2-2.3-292-2009 Документы нормативные для проектирования, строи­тельства и эксплуатации объектов ОАО «Газпром». Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции

 

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить дей­ствие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

 

3 Термины и определения

 

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими опреде­лениями:

3.1 коррозионное состояние: Характеристика объекта (газопровода), определяемая наличи­ем, количеством, распределением и геометрическими размерами коррозионных дефектов.

3.2 ранг опасности коррозионного дефекта: Величина, характеризующая степень опас­ности обнаруженных дефектов в зависимости от их геометрических размеров.

3.3 Эксплуатирующая организация: Юридическое лицо, осуществляющее эксплуата­цию объектов ОАО «Газпром».

 

4 Общие положения

 

4.1 Выявленные при диагностическом обследовании коррозионные дефекты в соот­ветствии с СТО Газпром 2-2.3-112 классифицируются на допустимые, потенциально опас­ные, критические и закритические. Классификация коррозионных дефектов выполняется в эксплуатирующей организации подразделением по эксплуатации газопроводов, а оценка текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка магистральных газо­проводов (МГ) - подразделением защиты от коррозии.

4.2 Оценка текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ проводятся с целью:

оценки по количеству труб с коррозионными дефектами, классифицируемых как критические и закритические, объемов оперативного ремонта линейных участков МГ;

- планирования, в зависимости от оценки количества труб с потенциально опасными коррозионными дефектами, диагностических и ремонтных работ на линейном участке МГ.

Выявление факторов, способствующих образованию и развитию коррозионных дефек­тов, и прогноз роста коррозионных дефектов осуществляет подразделение защиты от корро­зии по комплексу данных: результатов внутритрубной диагностики (ВТД), электрометриче­ских обследований и обследований газопроводов в шурфах.

4.3 По результатам анализа электрометрических обследований и ВТД подразделение по защите от коррозии эксплуатирующей организации осуществляет выявление факторов, способствующих образованию и развитию коррозионных дефектов, и разработку мероприя­тий по устранению их негативного влияния.

На линейных участках МГ, на которых по результатам ВТД обнаружена высокая ско­рость коррозии (свыше 0,3 мм/год), необходимо обеспечить проведение дополнительных коррозионных (электрометрических) обследований и использовать полученные результаты для формирования прогноза коррозионного состояния линейных участков МГ, характеризуе­мых высокой скоростью коррозии.

4.4 Оценку текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ, обследованного внутритрубным дефектоскопом, необходимо осуществлять по данным ВТД с использованием параметра показательного закона распределения. Параметр показа­тельного закона распределения вычисляется по формуле, полученной на основе статистиче­ской обработки и анализа рангов опасности коррозионных дефектов.

 

Примечания

1 Текущее коррозионное состояние (коррозионное состояние на момент проведения внутри­трубной диагностики) характеризуется количеством труб с коррозионными дефектами, обнаруженны­ми при проведении внутритрубной диагностики, и количеством труб с коррозионными дефектами размеры которых не превышают порога чувствительности внутритрубного дефектоскопа. Количе­ственную оценку труб с коррозионными дефектами, размеры которых не превышают порога чувстви­тельности внутритрубного дефектоскопа, проводят на основе статистической обработки результатов внутритрубной диагностики. Для оценки текущего коррозионного состояния и его прогноза использу­ют данные ВТД начиная с 2002 года.

2 Прогнозное коррозионное состояние - коррозионное состояние в зависимости от времени эксплуатации линейного участка магистрального газопровода после проведения внутритрубной диаг­ностики.

3 В качестве линейного участка магистрального газопровода, как правило, рассматривают часть магистрального газопровода, расположенную в зоне ответственности одного линейного произ­водственного управления между линейными кранами, перемычками, камерами запуска-приема очист­ных поршней и др.

 

4.5 Оценку текущего коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ, на котором ВТД не проводилась, следует осуществлять по результатам коррозионных (электрометрических) обследований с учетом результатов ВТД линейного участка газопровода- аналога.

 

 

4.6 Текущую оценку коррозионного состояния и его прогноз для линейного участка МГ по результатам ВТД выполняют в соответствии со структурной схемой, показанной на рисунке 4.1.

 

 

Рисунок 4.1, лист 2

 

4.7 Оценку текущего коррозионного состояния линейного участка МГ по результатам  ВТД необходимо осуществлять в следующем порядке.

4.7.1 Для каждой поврежденной коррозией трубы вычисляют ранги опасности корро­зионных дефектов с учетом точности ВТД, определяют дефект с максимальным рангом опас­ности и формируют последовательность из максимальных рангов опасности.

4.7.2 По сформированной последовательности максимальных рангов опасности кор­розионных дефектов определяют значения коэффициентов т0,25 и т0,4, численно равных количеству труб, имеющих дефекты с рангом опасности Rk ≥ 0,25 и R≥ 0,4.

4.7.3 Используя значения коэффициентов т0,25 и т0,4 определяют параметр показа­тельного закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов.

4.7.4 По параметру закона распределения и коэффициенту, численно равному количе­ству труб, имеющих дефекты с рангом опасности Rk ≥ 0,25, определяют общее количество поврежденных коррозией труб с учетом необнаруженных дефектов (дефекты с размерами, меньшими порога чувствительности дефектоскопа).

4.7.5 Если оценку текущего коррозионного состояния линейного участка МГ проводят на основе результатов ВТД газопровода-аналога, то его конструкционные особенности, время эксплуатации, нагруженность и длину учитывают корректировкой значений параметра зако­на распределения и общего количества поврежденных труб, полученных для газопровода-аналога.

4.8 Прогноз коррозионного состояния линейного участка МГ по результатам ВТД необходимо осуществлять в следующем порядке.

4.8.1 Для параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества поврежденных коррозией труб, полученных в результате оценки текуще­го коррозионного состояния, определяют скорости их изменения.

4.8.2 Если прогноз коррозионного состояния линейного участка МГ производят на основе результатов ВТД газопровода-аналога, то его особенности учитывают корректировкой скоростей изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества поврежденных труб, полученных для газопровода-аналога.

4.8.3 По формулам, учитывающим скорости изменения параметра закона распределе­ния рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества поврежденных коррози­ей труб, оценивают для линейного участка МГ, в зависимости от времени эксплуатации, коли­чество труб с потенциально опасными, критическими и закритическими дефектами.

4.8.4 По данным о количестве труб с потенциально опасными, критическими и закри­тическими дефектами проводят оценку количества труб с коррозионными дефектами, подле­жащих оперативному и плановому ремонту.

 

5 Расчетный метод оценки точности внутритрубной диагностики

 

5.1 Для оценки точности определения ВТД размеров коррозионных дефектов необхо­димо определить фактические размеры обнаруженных дефектов приборным обследованием газопровода в шурфах. Погрешности определения при ВТД размеров дефектов следует учиты­вать при оценке по результатам ВТД текущего и прогнозного коррозионного состояния линейного участка МГ.

 

Примечание - Результаты оценки точности результатов ВТД представляют в соответствии с формой, приведенной в приложении А.

 

5.2 Оценку точности определения размеров коррозионных дефектов при ВТД необхо­димо проводить по систематической и среднеквадратической погрешностям определения геометрических размеров коррозионных дефектов. Для этого рассматривают точность опре­деления геометрических размеров коррозионных дефектов, которые характеризуют степень их опасности, - относительную глубину (глубина дефекта, отнесенная к толщине стенки трубы) и длину дефектов в осевом направлении.

5.3 При расчете систематической и среднеквадратической погрешностей определения геометрических размеров коррозионных дефектов следует рассматривать размеры допусти­мых (ранг опасности дефектов Rk ≤ 0,3) и потенциально опасных (0,3 ≤ Rk < 0,6) коррозион­ных дефектов. Характер границ, определяющих в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 области допустимых, потенциально опасных, критических и закритических коррозионных дефектов, показан на рисунке 5.1.

 

 

Рисунок 5.1 - Характер границ допустимых, потенциально опасных,

критических и закритических коррозионных дефектов

 

5.4 Для того чтобы с вероятностью 90 %-ной оценки среднеквадратических погреш­ностей определения размеров дефектов (SξSl) не превышали 20 % в соответствии с графи­ком, представленным на рисунке 5.2, должно быть рассмотрено не менее 35 дефектов. Если в шурфах обследовано меньшее количество коррозионных дефектов, оценку точности опреде­ления размеров дефектов при ВТД не проводят.

 

 

Sξ - оценка среднеквадратического отклонения относительной глубины дефекта;

Sl - оценка среднеквадратического отклонения длины дефекта;

Sξф фактическое значение среднеквадратического отклонения относительной глу­бины дефекта;

Slф фактическое значение среднеквадратического отклонения длины дефекта.

 

Рисунок 5.2 Зависимость оценки погрешности среднеквадратического отклонения

от количества обследованных дефектов

 

5.5 Относительную систематическую погрешность определения относительной глуби­ны коррозионных дефектов δξ вычисляют по формуле

,      (5.1)

 

 

где  Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;

ξi - относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД;

 - относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шурфах.

 

5.6 Относительную среднеквадратическую погрешность определения относительной глубины коррозионных дефектов Sξ вычисляют по формуле

,    (5.2)

 

 

где  Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;

ξi - относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД;

- относительная глубина i -го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шурфах.

5.7 Относительную систематическую погрешность определения длины коррозионных дефектов δi вычисляют по формуле

   (5.3)

 

 

где  Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;

li - длина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД, мм;

 - длина i-го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шурфах, мм.

5.8 Относительную среднеквадратическую погрешность определения длины коррози­онных дефектов Sl вычисляют по формуле

,    (5.4)

 

 

где  Nd - количество обследованных в шурфах дефектов;

li - длина i -го дефекта, определенная по результатам ВТД, мм;

 - длина i-го дефекта, определенная по результатам приборного обследования в шур­фах, мм.

5.9 Для оценки и прогноза коррозионного состояния линейного участка МГ использу­ют размеры дефектов, скорректированные на величины относительных систематических и среднеквадратических погрешностей определения относительной глубины и длины коррози­онных дефектов. Скорректированное значение относительной глубины i-го дефекта вычи­сляют по формуле

  (5.5)

 

 

где   ξ- относительная глубина i-го дефекта, определенная по результатам ВТД;

δξ - относительная систематическая погрешность определения относительной глубины коррозионных дефектов;

Sξ - относительная среднеквадратичная погрешность определения относительной глуби­ны дефектов.

Скорректированное значение длины i-го дефекта мм, вычисляют по формуле

 ,   (5.6)

 

 

где   li - длина i-го дефекта, мм, определенная по результатам ВТД;

δl - относительная систематическая погрешность определения длины коррозионных дефектов;

Sl относительная среднеквадратичная погрешность определения длины дефектов.

 

Примечание - Примеры расчетов относительных систематических и среднеквадратических погрешностей определения длины и относительной глубины дефектов и корректировки данных ВТД приведены в приложении А.

 

5.10 Скорректированные значения относительной глубины и длины коррозионных дефектов используют для вычисления рангов опасности коррозионных дефектов. Ранг опас­ности коррозионного дефекта Rk вычисляют в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-292 по формуле

 

Rk ξ/ξp ,    (5.7)

 

где    ξ - относительная глубина коррозионного дефекта;

ξp  - относительная глубина коррозионного дефекта, при которой, по расчетам, происхо­дит разрыв трубы при проектном рабочем давлении.

5.11 Относительную глубину коррозионного дефекта ξp вычисляют в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112 по формуле

,  (5.8)

 

 

где    а - коэффициент, учитывающий уровень кольцевых напряжений;

Q - коэффициент, учитывающий длину коррозионного дефекта.

Коэффициент аучитывающий уровень кольцевых напряжений, вычисляют по формуле

,   (5.9)

 

 

где   р - рабочее (нормативное) давление на линейном участке МГ, МПа;

D - внешний диаметр трубы, мм;

δ - номинальная толщина стенки трубы, мм;

ав - временное сопротивление материала, МПа.

Коэффициент Qучитывающий длину коррозионного дефекта, вычисляют по формуле

,   (5.10)

 

 

где l - длина дефекта, мм.

 

6 Аналитический метод оценки текущего коррозионного состояния линейной части магистральных газопроводов

 

6.1 Оценку текущего коррозионного состояния линейного участка МГ по результатам ВТД необходимо выполнять по зависимостям, полученным на основе статистической обра­ботки, в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-095 рангов опасности коррозионных дефектов.

 

Примечание К коррозионным дефектам в соответствии с обозначениями, принятыми в ведомостях ВТД, относят следующие группы дефектов: «коррозия», «коррозия по всей длине», «кавер­на» (дефекты потери металла с внешней стороны стенки трубы). Если на одной трубе имеется несколь­ко коррозионных дефектов, то для оценки текущего коррозионного состояния линейного участка МГ используют дефект с наибольшим рангом опасности.

 

6.2 При статистическом анализе рангов опасности коррозионных дефектов, размеры которых скорректированы в соответствии с разделом 5, используется показательный закон распределения. Для показательного закона плотность распределения рангов опасности кор­розионных дефектов (Rkзаписывается в виде

   ,  (6.1)

 

 

где  γ - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов;

Rk - ранг опасности коррозионного дефекта.

6.3 Оценку общего числа труб с коррозионными дефектами, включая трубы с размера­ми коррозионных дефектов, меньшими порога чувствительности дефектоскопа, на линейном участке МГ необходимо осуществлять по формулам, в которых для определения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов используются коэффициенты, численно равные количеству труб с коррозионными дефектами, имеющими ранг опасности Rk ≥ 0,25 и Rk ≥ 0,4. Ранг опасности коррозионных дефектов вычисляют по формулам (5.7) - (5.10).

6.4 Параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов γ вычи­сляют по формуле

 

γ = 0,15/ln[m0,25/m0,4] ,    (6.2)

 

где m0,25m0,4 - коэффициенты, численно равные количеству обнаруженных при ВТД труб с коррозионными дефектами, максимальный ранг опасности которых больше или равен, соот­ветственно, 0,25 и 0,4.

6.5 Общее количество труб с коррозионными дефектами на линейном участке газопро­вода nвключая трубы с рангом опасности коррозионных дефектов менее 0,25, вычисляют по формуле

 

 (6.3)

 

где - коэффициент, численно равный количеству обнаруженных при ВТД труб с корро­зионными дефектами, максимальный ранг опасности которых больше или равен 0,25;

γ - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов.

 

Примечание - Примеры статистической обработки результатов ВТД, на основании кото­рых получены формулы для определения параметра закона распределения рангов опасности коррози­онных дефектов и общего количества поврежденных коррозией труб, приведены в приложении Б.

 

6.6 Оценку текущего коррозионного состояния линейного участка МГ, на котором ВТД не проводилась, следует осуществлять по результатам ВТД, полученным на линейном участке газопровода-аналога, при этом сроки эксплуатации рассматриваемого линейного участка МГ и газопровода-аналога не должны различаться более чем на пять лет. В качестве газопровода-аналога рекомендуется принимать:

- линейный участок рассматриваемого МГ;

- линейный участок МГ, расположенный в одном технологическом коридоре с рассма­триваемым МГ;

- линейный участок МГ, эксплуатирующийся в одинаковых природно-климатических условиях.

Приоритеты выбора линейного участка газопровода-аналога показаны на рисунке 6.1. В первую очередь используют данные ВТД с прилегающего линейного участка МГ, при их отсутствии - с линейного участка МГ, расположенного параллельно, затем - данные ВТД с линейного участка МГ данного газопровода, расположенного на удалении от рассматривае­мого линейного участка МГ, и в последнюю очередь - с линейного участка МГ, расположен­ного на удалении на параллельном газопроводе. Если линейный участок газопровода распо­ложен в однониточном коридоре, то в качестве газопровода-аналога используют линейный участок МГ, расположенный в зоне с аналогичными природно-климатическими условиями. Линейный участок газопровода-аналога должен иметь такое же защитное покрытие, как на рассматриваемом линейном участке МГ.

 

 

Рисунок 6.1 - Приоритеты выбора линейного участка газопровода-аналога

в зависимости от наличия результатов ВТД

 

6.7 Для линейного участка МГ, на котором ВТД не проводилась, параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов γ вычисляют по формуле

,   (6.4)

 

 

где   γа - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов, получен­ный по результатам анализа данных ВТД линейного участка газопровода-аналога;

δа и δ - толщина стенки трубы линейного участка газопровода-аналога и рассматривае­мого линейного участка МГ соответственно, мм;

σкц и - кольцевые напряжения для рассматриваемого линейного участка МГ и линейного участка газопровода-аналога соответственно, МПа;

tэ - время эксплуатации рассматриваемого линейного участка МГ на момент оценки теку­щего коррозионного состояния, лет;

tВТД время эксплуатации линейного участка газопровода-аналога до проведения ВТД, лет.

Кольцевые напряжения σкцМПа, вычисляют по формуле

 ,   (6.5)

 

 

где   р - рабочее (нормативное) давление, МПа;

D наружный диаметр трубы, мм;

δ - толщина стенки трубы, мм.

6.8 Общее количество труб с коррозионными дефектами n для линейного участка МГ, на котором ВТД не проводилась, вычисляют по формуле

,   (6.6)

 

 

где   nа - общее количество труб с коррозионными дефектами, определенное по результатам анализа данных ВТД линейного участка газопровода-аналога;

D и Da наружный диаметр трубы рассматриваемого линейного участка МГ и линейно­го участка газопровода-аналога соответственно, мм;

L и La - протяженность рассматриваемого линейного участка МГ и линейного участка газопровода-аналога соответственно, км;

kn и  - плотности повреждения защитного покрытия на рассматриваемом линейном участке и линейном участке газопровода-аналога соответственно, м/км. Плотности повреж­дения защитного покрытия определяют по результатам электрометрических обследований.

 

7 Аналитический метод прогноза коррозионного состояния участка магистрального газопровода

 

7.1 Прогноз коррозионного состояния линейного участка МГ по результатам ВТД заключается в оценке изменения по временилет, количества труб  коррози­онными дефектами, ранг опасности Rk которых превышает заданное значение ранга опасно­сти Rkg.

 

Примечание - Время эксплуатации линейного участка МГ (МГ или газотранспортной системы эксплуатирующей организации (ГТС ЭО)) отсчитывают с момента времени, на который выполнялась оценка текущего коррозионного состояния.

 

7.2 Количество труб с коррозионными дефектами  в зависимости от вре­мени эксплуатации лет, на линейном участке МГ вычисляют по формуле

   (7.1)

 

где Rkg - заданное значение ранга опасности коррозионных дефектов (при Rkg = 0,3  - количество труб с потенциально опасными, критическими и закритическими коррозионны­ми дефектами; при Rkg = 0,6  - количество труб с критическими и закритически­ми коррозионными дефектами; при Rkg =  - количество труб с закритическими коррозионными дефектами;

 - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на момент времени ;

n - общее количество труб с коррозионными дефектами на момент времени ;

7.3 Параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов  в зависимости от времени эксплуатации , лет, вычисляют по формуле

,     (7.2)

 

где γ - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на линей­ном участке МГ, значение которого определяют в соответствии с положениями раздела 6;

Vγ - скорость изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов, 1/лет.

7.4 Общее количество труб с коррозионными дефектами в зависимости от време­ни эксплуатации линейного участка МГ , лет, вычисляют по формуле

 ,     (7.3)

 

где - общее количество труб с коррозионными дефектами на линейном участке МГ, значе­ние которого определяют в соответствии с положениями раздела 6;

Vn - скорость изменения общего количества труб с коррозионными дефектами, 1 /лет.

7.5 Скорость изменения параметра закона распределения рангов опасности коррози­онных дефектов Vγ , 1/лет, вычисляют по формулам:

   (7.4)

 

 

где γ - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на линей­ном участке МГ, значение которого определяют в соответствии с положениями раздела 6;

tВТД - время эксплуатации линейного участка МГ до проведения информативной ВТД, лет;

γ - разница значений параметров законов распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов, определенных по результатам двух последних информативных ВТД;

tВТД интервал времени между двумя последними информативными ВТД, лет.

7.6 Скорость изменения общего количества труб с коррозионными дефектами Vn1/лет, вычисляют по формулам:

     (7.5)

 

 

где n - общее количество труб с коррозионными дефектами на линейном участке МГ, значе­ние которого определяют в соответствии с положениями раздела 6;

tВТД - время эксплуатации линейного участка МГ до проведения информативной ВТД, лет;

n разница значений общего количества труб с коррозионными дефектами на линейном участке МГ, определенных по результатам двух последних информативных ВТД;

tВТД - интервал времени между двумя последними информативными ВТД, лет.

 

Примечание - При прогнозе коррозионного состояния линейного участка МГ по резуль­татам двух последних информативных ВТД из результатов предпоследней ВТД исключаются дефекты, устраненные в период между ВТД.

 

7.7 Если при наличии двух информативных ВТД параметр закона распределения ран­гов опасности коррозионных дефектов γn, определенный по результатам последней информа­тивной ВТД, меньше, чем параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов γn-1 , определенный по результатам предыдущей информативной ВТД, то скорость изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов Vγ1/лет, вычисляют по формуле

,   (7.6)

 

 

где tВТД время эксплуатации линейного участка МГ до проведения последней информатив­ной ВТД, лет.

7.8 Если общее количество труб с коррозионными дефектами пnоцененное по результатам  последней информативной ВТД, меньше, чем общее количество труб с коррозионными дефектами nn-1 оцененное по результатам предыдущей информативной ВТД, то скорость изменения  общего количества труб с коррозионными дефектами Vn1/лет, вычисляют по формуле

 ,    (7.7)

 

 

где tВТД - время эксплуатации линейного участка МГ до проведения последней информа­тивной ВТД, лет.

7.9 Количество труб с допустимыми коррозионными дефектами () в зависимости от времени эксплуатации линейного участка МГ лет, вычисляют по формуле

,    (7.8)

 

где    - общее количество труб с коррозионными дефектами на момент времени ;

 - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на момент времени .

7.10 Количество труб с потенциально опасными коррозионными дефектами  () (количество труб, подлежащих ремонту в плановом порядке) в зависимости от времени эксплуатации линейного участка МГ лет, вычисляют по формуле

 ,  (7.9)

 

 

где   - общее количество труб с коррозионными дефектами на момент времени ;

 - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на момент времени .

7.11 Количество труб с критическими и закритическими коррозионными дефектами  (количество труб, подлежащих оперативному ремонту) в зависимости от времени эксплуатации линейного участка МГ лет, вычисляют по формуле

,   (7.10)

 

где   - общее количество труб с коррозионными дефектами на момент времени ;

γ() - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на момент времени .

7.12 Количество труб с закритическими коррозионными дефектами МЗК() (количе­ство труб с дефектами, которые могут привести к нарушению целостности линейного участка МГ в прогнозируемый период времени) в зависимости от времени эксплуатации линейного участка МГ , лет, вычисляют по формуле

,   (7.11)

 

 

где  количество труб с коррозионными дефектами на момент времени ;

 - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на момент времени .

 

Примечание - Пример прогноза для линейных участков МГ количества труб с потенциаль­но опасными, критическими и закритическими дефектами приведен в приложении В.

 

7.13 Прогноз коррозионного состояния линейного участка МГ, на котором ВТД не проводилась, осуществляют по результатам анализа данных ВТД на линейном участке газо­провода-аналога. В качестве газопровода-аналога принимают линейный участок МГ в соот­ветствии с положениями раздела 6.

7.14 После обработки данных ВТД линейного участка газопровода-аналога получен­ные значения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов γа и скорости его изменения 1/лет, а также общего количества труб с коррозионными дефектами na и скорости его изменения 1/лет, используют для определения изменения по времени параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества труб с коррозионными дефектами на рассматриваемом линейном участке МГ.

7.14.1 Параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на рассматриваемом линейном участке МГ γ (в зависимости от времени его эксплуатации лет, вычисляют по формуле

,   (7.12)

 

 

где γа - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов, полу­ченный по результатам анализа данных ВТД линейного участка газопровода-аналога;

скорость изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов на линейном участке газопровода-аналога, 1 /лет;

tэ - время эксплуатации рассматриваемого линейного участка МГ до момента времени оценки текущего коррозионного состояния, лет;

- время эксплуатации линейного участка газопровода-аналога до проведения послед­ней ВТД, лет;

δа и δ - толщина стенки трубы линейного участка газопровода-аналога и рассматривае­мого линейного участка МГ соответственно, мм;

σкц и  - кольцевые напряжения для рассматриваемого линейного участка МГ и линей­ного участка газопровода-аналога соответственно, МПа.

7.14.2 Общее количество труб с коррозионными дефектами на рассматриваемом линейном участке МГ в зависимости от времени его эксплуатации , лет, вычисляют по формуле

,  (7.13)

 

 

где  nа - общее количество труб с коррозионными дефектами, определенное по результатам анализа данных ВТД линейного участка газопровода-аналога;

 - скорость изменения общего числа труб с коррозионными дефектами на линейном участке газопровода-аналога;

tэ - время эксплуатации рассматриваемого линейного участка МГ до момента времени оценки текущего коррозионного состояния, лет;

- время эксплуатации линейного участка газопровода-аналога до проведения послед­ней информативной ВТД, лет;

D и Da - наружный диаметр трубы рассматриваемого линейного участка МГ и линейно­го участка газопровода-аналога соответственно, мм;

L и La протяженность рассматриваемого линейного участка МГ и линейного участка газопровода-аналога соответственно, км;

kn и - плотности повреждения защитного покрытия на рассматриваемом линейном участке МГ и линейном участке газопровода-аналога, определяемые по результатам электро­метрических обследований, м/км.

7.15 Для линейного участка МГ, на котором ВТД не проводилась, расчет объемов ремонта в прогнозируемый период времени выполняют по формулам (7.9) - (7.11) с исполь­зованием откорректированных в соответствии с формулами (7.12) и (7.13) значений параме­тра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества труб с коррозионными дефектами.

7.16 Количество труб с коррозионными дефектами, подлежащих ремонту в плановом порядке,  в зависимости от времени эксплуатации лет, и планируемого объема ремонтных работ следует вычислять по формуле

. (7.14)

 

 

Количество труб с коррозионными дефектами, подлежащих оперативному ремонту в зависимости от времени эксплуатации лет, и планируемого объема ремонтных работ следует вычислять по формуле

 ,   (7.15)

 

 

где γ() - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на момент времени ;

 - общее количество труб с коррозионными дефектами на момент времени ;

Rкp - ранг опасности коррозионного дефекта, по величине которого планируют объемы ремонта (все трубы с дефектами, ранг опасности которых превышает Rкpдолжны быть отре­монтированы);

n - общее количество труб с коррозионными дефектами на линейном участке МГ на момент оценки коррозионного состояния.

 

Примечание - Предполагается, что в первую очередь проводится ремонт труб, на которых коррозионные дефекты имеют наибольший ранг опасности. Если Rкр ≥ 0,6, то в формуле (7.14) Rкрсле­дует приравнивать 0,6 (трубы, требующие планового ремонта, не ремонтируют), если при расчете по формуле (7.15)  оказывается меньше нуля, оно приравнивается к нулю (нет труб, требующих оперативного ремонта).

 

8 Аналитический метод прогноза коррозионного состояния магистрального газопровода и газотранспортного коридора

 

8.1 Прогноз коррозионного состояния ГТС ЭО по данным ВТД выполняют по схеме, показанной на рисунке 8.1, для чего рекомендуется провести обработку результатов ВТД линейных участков МГ за пять последних лет эксплуатации МГ. Если за этот период на отдельных линейных участках МГ ВТД была проведена несколько раз, то для прогноза используют результаты последней ВТД.

8.2 В результате обработки данных ВТД определяют в соответствии с разделом 6 пара­метр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов γ и общее количество труб с коррозионными дефектами n для каждого линейного участка МГ на момент времени проведения ВТД.

Текущее коррозионное состояние линейных участков МГ может быть определено для различных моментов времени (разные сроки проведения ВТД), поэтому параметры γ и n необходимо пересчитать на конец последнего полного года эксплуатации газопроводов в соответствии с разделом 7. Для этого в формулах (7.2) и (7.3) вместо времени  используют величину, равную количеству лет, прошедших от момента проведения ВТД до момента време­ни, на который оценивается текущее коррозионное состояние ГТС ЭО.

 

 

 

Рисунок 8.1- Схема прогноза коррозионного состояния ГТС ЭО

 

Примечание - Для экспертной оценки коррозионного состояния ГТС ЭО можно исполь­зовать результаты ВТД последнего полного года эксплуатации газопроводов.

 

8.3 В результате обработки данных ВТД линейных участков МГ и пересчета параме­тров для каждого линейного участка МГ получают:

ni- общее количество труб с коррозионными дефектами на i-м линейном участке МГ;

γi - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов для i-ro линейного участка МГ;

Vn(i) - скорость изменения общего количества труб с коррозионными дефектами на i-м линейном участке МГ, определенная в соответствии с разделом 7;

Vγ(i) скорость изменения параметра закона распределения рангов опасности кор­розионных дефектов на i-м линейном участке МГ, определенная в соответствии с разделом 7.

8.4 Прогноз коррозионного состояния ГТС ЭО заключается в оценке количества труб с коррозионными дефектами, ранг опасности Rk которых превышает заданное значение Rkgв зависимости от времени ее эксплуатации Количество труб с коррозионными дефектами на ГТС ЭО  в зависимости от времени эксплуатации , лет, вычисляют по формуле

,   (8.1)

 

 

 

 

где - количество труб с коррозионными дефектами на 100 км ГТС ЭО с рангом опасности Rk > Rkg на момент времени ;

NMГ - количество МГ в эксплуатирующей организации;

(LMГ)j - протяженность j-го МГ в пределах эксплуатирующей организации.

 

Примечание - В протяженность (LМГ)j j-го МГ не включают протяженность линейных участков МГ, на которых выполнен ремонт методом переизоляции или проведена переукладка (протя­женность линейных участков МГ, на которых выполнен ремонт методом переизоляции или проведена переукладка, не учитывают в течение времени, равного сроку службы защитного покрытия).

8.5 Количество труб с коррозионными дефектами на 100 км ГТС ЭО , ранг опасности Rk которых превышает заданное значение Rkgв зависимости от времени лет, вычисляют по формуле

 ,   (8.1)

 

 

где Rkg заданное значение ранга опасности коррозионных дефектов (при Rkg = 0,3  -количество труб с потенциально опасными, критическими и закритическими коррозионными дефектами; при Rkg = 0,6 - количество труб с критическими и закритическими коррозионными дефектами; при - количество труб с зак­ритическими коррозионными дефектами);

- среднее значение параметра закона распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов на ГТС ЭО на момент времени ;

- среднее значение общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км газопроводов на ГТС ЭО на момент времени .

8.6 Среднее значение параметра закона распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов γc(на момент времени  лет, вычисляют по формуле

,   (8.3)

 

где  γс - среднее значение параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов;

среднее значение скорости изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов на анализируемых линейных участках МГ.

8.7 Среднее значение общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км ГТС ЭО  на момент времени лет, вычисляют по формуле

,  (8.4)

 

 

где    - среднее значение общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км ГТС ЭО;

- среднее значение скорости изменения общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км ГТС ЭО.

8.8 Средние значения параметра закона распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов γс и общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км газопрово­дов  вычисляют по формулам

,    (8.5)

 

 

,   (8.6)

 

 

где   k - количество анализируемых линейных участков ГТС ЭО;

γi - параметр закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов для i-го линей­ного участка МГ, значение которого определяют в соответствии с положениями раздела 6;

(т0,25)i количество труб с коррозионными дефектами на i линейном участке МГ, имеющих коррозионные дефекты с рангом опасности больше или равным 0,25;

т0,25Σ - суммарное количество труб, имеющих коррозионные дефекты с рангом опасно­сти больше или равным 0,25, на всех анализируемых линейных участках МГ;

ni - общее количество труб с коррозионными дефектами на i-м линейном участке МГ, которое определяют в соответствии с положениями раздела 6;

Li - протяженность i-го линейного участка МГ.

8.9 Среднее значение скорости изменения общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км  и среднее значение скорости изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов  для ГТС ЭО вычисляют по формулам

    (8.7)

 

 

,    (8.8)

 

 

где Vn(i)- скорость изменения числа труб с коррозионными дефектами на i линейном участ­ке МГ;

Li - протяженность i-го линейного участка МГ;

(т0,25)i - количество труб с коррозионными дефектами на i-м линейном участке МГ, имеющих коррозионные дефекты с рангом опасности больше или равным 0,25;

(т0,25)Σ - суммарное количество труб, имеющих коррозионные дефекты с рангом опасно­сти больше или равным 0,25 на всех анализируемых линейных участках МГ;

Vγ(i) - скорость изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозион­ных дефектов на i-м линейном участке МГ.

8.10 Для прогноза коррозионного состояния газотранспортного коридора необходимо использовать прогнозные оценки коррозионного состояния ГТС ЭО, входящих в состав газо­транспортного коридора. Прогнозируемое количество труб с коррозионными дефектами газотранспортного коридора определяют как сумму прогнозных оценок количества труб с коррозионными дефектами ГТС ЭО, входящих в состав газотранспортного коридора.

8.11 Прогнозирование коррозионного состояния МГ, расположенного в пределах эксплуатирующей организации, рекомендуется выполнять по схеме, аналогичной для ГТС ЭО, только для анализа используют результаты ВТД для линейных участков рассматриваемого МГ.

Количество труб с коррозионными дефектами на 100 км МГ (),ранг опасности Rk которых превышает заданное значение Rkgв зависимости от времени , лет, вычисля­ют по формуле

 (8.9)

 

где LМГ - протяженность МГ в пределах эксплуатирующей организации.

 

Примечание - Для экспертной оценки коррозионного состояния МГ можно использовать среднее значение скорости изменения общего количества труб с коррозионными дефектами на 100 км  и среднее значение скорости изменения параметра закона распределения рангов опасности коррозионных дефектов  ГТС ЭО.

 

Приложение А

(рекомендуемое)

 

Примеры оценки точности определения размеров коррозионных дефектов

при внутритрубной диагностике

 

А. 1 Сравнение относительной глубины и длины коррозионных дефектов, определен­ных при проведении ВТД и измеренных в шурфах при проведении ремонтных работ на двух участках МГ, приведено на рисунках А.1 - А.5. На участке № 1 ВТД была проведена в 2004 г., всего сравнивались размеры 915 коррозионных дефектов. На участке № 2 ВТД была проведе­на в 2006 г., всего сравнивались размеры 690 коррозионных дефектов.

 

 

 

Рисунок А. 1 - Сравнение относительной глубины коррозионных дефектов, определенной при ВТД в 2004 г. и приборным обследованием в шурфах, участок № 1

 

 

Рисунок А.2 - Сравнение длины коррозионных дефектов, определенной при ВТД в 2004 г. и приборным обследованием в шурфах, участок № 1 (логарифмический масштаб)

 

 

Рисунок А.3 - Сравнение относительной глубины коррозионных дефектов, определенной при ВТД в 2006 г. и обследовании в шурфах, участок № 2

 

 

Рисунок А.4 - Сравнение длины коррозионных дефектов, определенной при ВТД в 2006 г. и обследовании в шурфах, участок № 2 (логарифмический масштаб)

 

А. 2 Результаты расчета точности определения глубины и длины коррозионных дефек­тов, выполненные в соответствии с разделом 5, приведены в таблице А.1.

 

Таблица А.1 Результаты оценки точности определения глубины и длины коррозион­ных дефектов по данным ВТД и коррекция размеров дефектов

 

 

δξ

Sξ

 

δl

Sl

Участок № 1

0,257

0,355

0,98

0,064

0,473

1,25

Участок № 2

0,4

0,3

0,8

0

0,5

1,33

 

Приведенные результаты показывают, что с учетом погрешностей ВТД на участках МГ № 1 и № 2 глубины дефектов необходимо уменьшить (скорректировать) в 0,98 и 0,8 раза, а длины дефектов увеличить в 1,25 и 1,33 раза, соответственно.

 

А.3 Для оценки точности результатов ВТД используют приведенную на рисунке А.5 форму сбора информации о шурфовках и ремонтах, проведенных по результатам внутритруб­ной дефектоскопии ЛЧ МГ.

 

 

 


 

Код отчит.

организ. по

ОКПО

Наименование отчитывающейся организации

 

 

Почтовый адрес __________________

 

Форма сбора информации

 

Представляют

Сроки представления

 

Отчет

о шурфовах и ремонтах, проведенных по результатам внутритрубной дефектоскопии линейной части магистральных газопроводов

по состоянию ______20 года

Кому: ДОАО «Оргэнергогаз»

ИТЦ «Орггазинжиниринг» e-mail:

lclimq@jeq.gazprom.ni

30 числа после отчетного периода

Кто представляет ООО

 

 

 

Наиме­нова-

ние газо-

про-

вода

Учас-

ток

Км

на-

чала учас-

тка

Км

кон-

ца учас-

тка

Про-

тя­

жен­

но-

сть

учас-

тка

Вид

обсле-

дова-

ния

Год

про-

ве­

дения

ВТД

Ис-

пол-

ни-

тель

Кол-во

обнаруженных

дефектов

 

дефе-

кта

или № дефек-

тной

трубы

по отчету

Данные по отчетам

исполнителя

Данные по результатам шурфовки

Данные о ремонте

Коли-

чес-

тво

страв-

лен-

ного

газа,

тыс. м3

При-

ме-

ча-

ния

всего

опас-

ных

стресс-

кор-

рози-

онных

 

ди-

стан-

ция

по

одо-

метру от

КЗ, м

тип

 де-

фек-

та

глу-

бина

де-

фек-

та, %

дли-

на, мм

ши-

ри-

на, мм

ори-

ен-

ти-

ро­

ва-

ние, ч.

тип

де-

фек-

та

глу-

би-

на

де-

фе-

кта, %

дли-

на, мм

ши-

ри-

на, мм

ори-

ен-

тиро-

ва-

ние, ч

тип стали/ конст. Трубы ТУ/ завод изго-

тови-

тель

тип

изо-

ля-

ции

дата про-

веде-

ния

шур-

фовки

тип

ре-

мон-

та

длина

отре-

мон-

тиро-

ван-

ного

участ­ка, м

шири­на

отре-

мон-

тиро-

ван-

ного

участ­ка, м

Дата

про-

веде-

ния

ре-

мон-

та

 

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

25

26

27

28

29

30

31

32

 

«___»_______20_г.

Исполнитель__________

№ тел._______________

 

Руководитель__________

 

Приложение Б

(рекомендуемое)

 

Примеры определения параметра закона распределения рангов опасности

коррозионных дефектов

 

Б.1 Результаты статистической обработки рангов опасности коррозионных дефектов, обнаруженных при проведении первой ВТД на двух участках МГ в 2007 г., приведены на рисунках Б.1 - Б.2.

 

 

Рисунок Б.1 - Распределение рангов опасности коррозионных дефектов, определенных для дефектных труб участка МГ № 1 протяженностью 79 км

 

 

Рисунок Б.2 - Распределение рангов опасности коррозионных дефектов, определенных для дефектных труб участка МГ№ 2 протяженностью 188 км

 

Б.2 Результаты статистической обработки рангов опасности коррозионных дефектов, обнаруженных при проведении двух ВТД на одном участке МГ в 2002 и 2007 гг., приведены на рисунках Б.3.

 

 

 

Рисунок Б.3 Распределение рангов опасности коррозионных дефектов, определенных для дефектных труб участка МГ № 3 протяженностью 145 км в 2002 и 2007 гг.

 

Приложение В

(рекомендуемое)

 

Пример прогноза коррозионного состояния линейных участков магистральных

газопроводов

 

В.1 Результаты расчета скорости изменения параметра распределения рангов опасно­сти коррозионных дефектов и общего количества труб с коррозионными дефектами приведе­ны в таблице В.1.

 

Таблица В.1 - Расчет скорости изменения параметра распределения рангов опасности коррозионных дефектов и общего количества труб с коррозионными дефектами

 

Год ввода в эксплуатацию

Год проведения

ВТД

γ

n

Vγ

Vn

1983

2007

0,087

5745

0,0054

359

1976

2007

0,106

4318

0,0046

188

1978

2002

0,092

2305

0,0056

713

2007

0,121

5872

 

В.2 Результаты прогноза количества труб с потенциально опасными, критическими и закритическими коррозионными дефектами на этих участках МГ приведены на рисунках В.1- В.3. Расчеты сделаны в соответствии с методикой раздела 7 и данными таблицы В.1.

 

 

Рисунок В.1 - Прогноз количества труб с потенциально опасными, критическими и закритическими коррозионными дефектами на участке МГ № 1

 

 

Рисунок В.2 - Прогноз количества труб с потенциально опасными, критическими и закритическими коррозионными дефектами на участке МГ № 2

 

 

Рисунок В.3 Прогноз количества труб с потенциально опасными, критическими и закритическими коррозионными дефектами на участке МГ № 3

 

 

Текст сверен по:

Официальное издание

М., ООО «Газпром экспо», 2010

ООО «Газпром газнадзор» 2010 г.