Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності
Запропоновано розрахунково-експериментальну методику оцінювання безпечної роботи та ризику руйнування нафтогазопроводів тривалого користування із урахуванням впливу потенційного розвитку експлуатаційних дефектів та деградації властивостей металу труб....
Збережено в:
| Дата: | 2013 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Ukrainian |
| Опубліковано: |
Фізико-механічний інститут ім. Г.В. Карпенка НАН України
2013
|
| Назва видання: | Фізико-хімічна механіка матеріалів |
| Онлайн доступ: | http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/135679 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Цитувати: | Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності / Є.І.Крижанівський, Р.С. Грабовський, О.М. Мандрик // Фізико-хімічна механіка матеріалів. — 2013. — Т. 49, № 1. — С. 105-110. — Бібліогр.: 26 назв. — укp. |
Репозитарії
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
irk-123456789-135679 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
irk-123456789-1356792018-06-16T03:08:27Z Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності Крижанівський, Є.І. Грабовський, Р.С. Мандрик, О.М. Запропоновано розрахунково-експериментальну методику оцінювання безпечної роботи та ризику руйнування нафтогазопроводів тривалого користування із урахуванням впливу потенційного розвитку експлуатаційних дефектів та деградації властивостей металу труб. Предложена расчетно-экспериментальная методика оценки безопасной работы и риска разрушения нефтегазопроводов длительной эксплуатации, учитывающая влияние потенциального развития эксплуатационных дефектов и деградацию свойств металла труб. The experimental-calculation method for evaluation of safe operation and fracture risk of the long-term exploited pipelines, taking into account the effect of service defects potential development and the pipes metal properties degradation has been proposed. 2013 Article Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності / Є.І.Крижанівський, Р.С. Грабовський, О.М. Мандрик // Фізико-хімічна механіка матеріалів. — 2013. — Т. 49, № 1. — С. 105-110. — Бібліогр.: 26 назв. — укp. 0430-6252 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/135679 620.191.33: 620.193 uk Фізико-хімічна механіка матеріалів Фізико-механічний інститут ім. Г.В. Карпенка НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Ukrainian |
| description |
Запропоновано розрахунково-експериментальну методику оцінювання безпечної роботи та ризику руйнування нафтогазопроводів тривалого користування із урахуванням впливу потенційного розвитку експлуатаційних дефектів та деградації властивостей металу труб. |
| format |
Article |
| author |
Крижанівський, Є.І. Грабовський, Р.С. Мандрик, О.М. |
| spellingShingle |
Крижанівський, Є.І. Грабовський, Р.С. Мандрик, О.М. Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності Фізико-хімічна механіка матеріалів |
| author_facet |
Крижанівський, Є.І. Грабовський, Р.С. Мандрик, О.М. |
| author_sort |
Крижанівський, Є.І. |
| title |
Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності |
| title_short |
Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності |
| title_full |
Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності |
| title_fullStr |
Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності |
| title_full_unstemmed |
Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності |
| title_sort |
оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності |
| publisher |
Фізико-механічний інститут ім. Г.В. Карпенка НАН України |
| publishDate |
2013 |
| url |
http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/135679 |
| citation_txt |
Оцінювання роботоздатності нафтогазопроводів тривалої експлуатації за параметрами їх дефектності / Є.І.Крижанівський, Р.С. Грабовський, О.М. Мандрик // Фізико-хімічна механіка матеріалів. — 2013. — Т. 49, № 1. — С. 105-110. — Бібліогр.: 26 назв. — укp. |
| series |
Фізико-хімічна механіка матеріалів |
| work_keys_str_mv |
AT križanívsʹkijêí ocínûvannârobotozdatnostínaftogazoprovodívtrivaloíekspluatacíízaparametramiíhdefektností AT grabovsʹkijrs ocínûvannârobotozdatnostínaftogazoprovodívtrivaloíekspluatacíízaparametramiíhdefektností AT mandrikom ocínûvannârobotozdatnostínaftogazoprovodívtrivaloíekspluatacíízaparametramiíhdefektností |
| first_indexed |
2025-07-09T23:54:04Z |
| last_indexed |
2025-07-09T23:54:04Z |
| _version_ |
1837215517288431616 |
| fulltext |
105
Ô³çèêî-õ³ì³÷íà ìåõàí³êà ìàòåð³àë³â. – 2013. – ¹ 1. – Physicochemical Mechanics of Materials
УДК 620.191.33: 620.193
ОЦІНЮВАННЯ РОБОТОЗДАТНОСТІ НАФТОГАЗОПРОВОДІВ
ТРИВАЛОЇ ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЗА ПАРАМЕТРАМИ ЇХ ДЕФЕКТНОСТІ
Є. І. КРИЖАНІВСЬКИЙ, Р. С. ГРАБОВСЬКИЙ, О. М. МАНДРИК
Національний технічний університет нафти і газу, Івано-Франківськ
Запропоновано розрахунково-експериментальну методику оцінювання безпечної ро-
боти та ризику руйнування нафтогазопроводів тривалого користування із урахуван-
ням впливу потенційного розвитку експлуатаційних дефектів та деградації власти-
востей металу труб.
Ключові слова: тріщиноподібні дефекти, корозійно-втомні тріщини.
Україна має розгалужену мережу магістральних трубопроводів для транс-
портування природного газу, нафти та продуктів їхньої переробки [1–3], яка є
важливою ланкою не тільки економіки, але і стратегічним чинником національ-
ної безпеки держави [3]. На сьогодні 50% нафто- і газопроводів працюють понад
30 років, тому в них відбуваються процеси мікропластичності (деформаційного ста-
ріння), тобто понижуються фізико-механічні характеристики, які визначають робо-
тоздатність матеріалу як елемента конструкції [2–7]. Зауважимо, що з використан-
ням сучасних трубопровідних високоміцних сталей зростає ризик їх передчасного
руйнування [8]. Метал таких труб зазнає постійного впливу циклічних наванта-
жень, підвищених температур та довкілля [9–11], що призводить до зміни його ме-
ханічних властивостей, а отже, деградації. Це стосується й ізоляційних покривів [3,
12–14], внаслідок чого на поверхні трубопроводів починають утворюватися коро-
зійно-втомні дефекти у вигляді пітингів, виразок, каверн або тріщин. З часом деякі
з них можуть досягти критичних розмірів, якщо напруження від внутрішнього тис-
ку на дефектну ділянку трубопроводу досягнуть граничного опору руйнуванню
експлуатованого металу труби [15], що, залежно від розмірів, форми та орієнтації
дефекту, може спричинити аварійну ситуацію і, як наслідок, суттєві економічні та
екологічні втрати, а також людські жертви [16–18]. Тому важливо оцінити техніч-
ний стан вітчизняних трубопровідних систем, щоб забезпечити їх надійну роботу.
Критерії та методика. В розрахунках використовували характеристики, які
описують в’язке руйнування матеріалів, зокрема, руйнівний тиск та міцність ме-
талу трубопроводу, а також його циклічну тріщиностійкість (ЦТ). Специфіка
розвитку виявлених у нафтогазопроводах дефектів свідчить, що труба може руй-
нуватися за двома сценаріями. За наявності корозійно-механічних тривимірних де-
фектів (рис. 1) можливе пластичне руйнування за в’язким механізмом за повної
відсутності крихкого складника [10, 16, 19]. Це гострі дефекти основного металу
(риски, подряпини тощо) та дефекти зварного шва (підрізи, непровари, пори,
шлакові включення) [20]. Ширина дефекту 2b тут мала і задовольняє нерівності
0,25 ;
,cr l
b t
b c −
≤⎧
⎨ ≤⎩
(1)
де t – товщина стінки труби; ccr–l – глибина тріщиноподібного дефекту; b – його
півширина [20].
Контактна особа: Р. С. ГРАБОВСЬКИЙ, e-mail: Hrabovskyy_r@ukr.net
106
За іншим сценарієм домінує крих-
кий механізм руйнування [10]. Корозій-
но-втомні тріщини (рис. 1) мають дов-
жину Lcr та глибину ccr [20]. Субкри-
тичний їх розвиток у глибину стінки
труби обумовлений асиметричною змі-
ною робочого тиску під час експлуата-
ції. Досягнувши критичних розмірів,
вони можуть неконтрольовано поширю-
ватися вздовж твірної труби за крихким
механізмом [10].
Для реалізації першого сценарію за
руйнівним тиском Pf оцінювали ста-
тичну міцність (пластичний колапс)
труби діаметром D з корозійно-меха-
нічними дефектами, використовуючи
методику SINTAP [21] та норми DNV RP-F101 [22]. Згідно з ними тиск у трубі з
зовнішніми корозійно-механічними дефектами довжиною L та максимальною
глибиною c (рис. 1) розраховують так:
2 1 ( / ) ,
( / )2 1
B
f
t c tP
c tD t
q
⎡ ⎤
⎢ ⎥σ ⋅ −⎢ ⎥=
− ⎢ ⎥−⎢ ⎥⎣ ⎦
(2)
де
2
1 0,31 Lq
D t
⎛ ⎞
= + ⋅ ⎜ ⎟
⋅⎝ ⎠
– коефіцієнт Фоліаса; σВ – границя міцності.
За методикою SINTAP [21] результати технічної діагностики трубопроводу
інтерпретували, враховуючи робочий тиск Pw:
/r w fS Р Р= . (3)
Визначали гранично допустимі розміри (довжину L та глибину c) групових
корозійно-механічних тріщиноподібних дефектів за умови, що Sr ≤ 0,5, та критич-
них (Sr ≥ 1,0 1,0rS ≥ ), розміри яких унеможливлюють експлуатацію трубопроводу.
Зауважимо, що глибина всіх дефектів функціонально залежить від їх довжини L.
Таким чином, критерієм безпечного дефекту буде умова
[ ] ( 0,5)P rс с S≤ ≤ , (4)
а критичного –
( 1,0)fP rс с S≤ ≥ . (5)
Роботоздатність трубопроводу, пошкодженого корозійно-втомними тріщи-
нами, оцінювали за експериментальними характеристиками ЦТ металу [22]. Трі-
щина глибиною cth просувається на деяку характерну величину ∆с* за умови, що
розмах коефіцієнта інтенсивності напружень (КІН) досягає певного порогового
значення ∆Kth, тобто
I I∆ ∆ thK K= . (6)
Використовуючи відому формулу [22] для обчислення КІН труби з півеліп-
тичною тріщиною, навантаженої внутрішнім тиском P, та враховуючи умову (6)
I∆ ( / ; / ; )th thK с f c a c t= ∆σ ⋅ π ⋅ θ , (7)
де ∆σ=(∆P⋅d)/2t – розмах розтягувальних напружень за цикл навантаження, ∆P –
зміна тиску робочого середовища в трубопроводі за цикл навантаження; Θ – кут
Рис. 1. Схема розташування дефектів
на зовнішній поверхні труби.
Fig. 1. The scheme of defects location
on external pipeline surface.
107
від малої осі півеліптичної тріщини;
2
2
21,12 0,48 0,13 (3 2 )
1( / ; / ; )
1 (1 0,75 )
21,13 ( 0,4 0,6 ) (1 1,4 ) 0,62 (1 ) ( ) ,f
f c a c t
k
θ⎛ ⎞− β + ⋅ ⋅β ⋅ β − − α⎜ ⎟π⎝ ⎠θ = ⋅ +
− α − βπ
⎡ ⎤θ⎛ ⎞⎢ ⎥+ ⋅ β ⋅ ⋅ α − + β + β ⋅ − α + λ ⋅ − β ⋅ψ α⎜ ⎟π⎝ ⎠⎢ ⎥⎣ ⎦
визначали порогову (безпечну) довжину тріщини cth та отримали вираз, який є
функцією, що характеризує здатність матеріалу чинити опір корозійно-втомному
руйнуванню (∆KІth), умови його експлуатації (∆σ) та геометричні характеристики
корозійно-втомних тріщин:
2
I
2
(∆ )
(∆ ) ( / ; / ; )
th
th
K
с
f c a c t
=
σ ⋅ π ⋅ θ
. (8)
Водночас за реалізації умови I max IсK K= [15, 25] критична довжина тріщини
2
I
2
(∆ )
(∆ ) ( / ; / ; )
fc
fcK
K
c
π f c a c t
=
σ ⋅ ⋅ θ
. (9)
Міцність та циклічна тріщиностійкість експлуатованого металу нафтога-
зопроводів. Досліджували тривало експлуатований метал (табл. 1) магістральних
нафтопроводу “Дружба” (сталь 10Г2БТЮ3) та газопроводу “Союз” (сталь 10Г2ФБ).
Таблиця 1. Геометричні та експлуатаційні параметри
магістральних трубопроводів
D t σB σ0,2 Трубо-
провід
Тривалість екс-
плуатації, year mm MPa
δ ,
%
Pmax,
МPа
“Дружба” 41 530,0 7,0 583,3 438,9 25,6 4,1
“Союз” 33 1420,0 18,7 623,5 545,4 20,3 7,5
Таблиця 2. Характеристики ЦТ тривало експлуатованих сталей
∆KIth ∆KIfc Система
матеріал–середовище n
mm/cycle,
(МPа m ) nC
МPа m
Сталь 10Г2БТЮ3 – повітря 4,53 2,90⋅10–14 10,09 43,11
Сталь 10Г2БТЮ3 – дистильована вода 7,96 1,01⋅10–17 8,28 32,71
Сталь 10Г2ФБ – повітря 4,80 1,28⋅10–14 13,31 63,37
Сталь 10Г2ФБ – 0,1%-ий розчин NaCl 11,43 1,16⋅10–22 8,46 37,81
Випробовували на ЦТ балкові зразки (10×t mm) з початковою крайовою
тріщиною глибиною c0 = 1,2...2,0 mm за консольного згину з частотою 1 Hz та
асиметрії циклів R ≈ 0,9 (нафтопровід) та R ≈ 0,8 (газопровід), використовуючи
відому методику [22] та спеціальне обладнання [26]. Експерименти виконували
на повітрі, у дистильованій воді (рН 6,7) та 0,1%-му розчині NaCl (рН 6,5), який
слугував моделлю ґрунтової води.
На основі експериментальних результатів будували діаграми ЦТ та визнача-
ли порогові (∆KІth) і критичні (∆KІfc) розмахи КІН, а також константи n та C у сте-
пеневій залежності Паріса [15, 24]. Встановили (рис. 2), що в корозивному сере-
довищі ЦТ експлуатованого металу суттєво знижується порівняно з повітрям.
108
Рис. 2. Діаграми ЦТ експлуатованих сталей 10Г2БТЮ3 (a) та 10Г2ФБ (b) на повітрі (1, 4),
у дистильованій воді (2) і 0,1%-му розчині NaCl (3): І – ∆KІth; ІІ – ∆KІfc.
Fig. 2. Fatigue crack growth diagrams of the exploited 10Г2БТЮ3 (a) and 10Г2ФБ (b) steels
in air (1, 4), distilled water (2) and 0.1% NaCl solution (3): І – ∆KІth; ІІ – ∆KІfc.
Діаграми для оцінювання безпечної роботи та ризику руйнування магі-
стральних трубопроводів. На основі критеріїв (4), (5) та (8), (9) побудували діа-
грами в координатах критеріальні значення глибини корозійно-механічного де-
фекту або корозійно-втомної тріщини–довжина дефекту, зокрема, для ділянки
між перекачувальними станціями “Жулин” і “Карпати” нафтопроводу “Дружба”
(рис. 3), яка містить три характерні зони. Тріщини в зоні І не ростуть, а в зоні ІІ
розташовані дві ділянки ІІ' та IІ'', які відповідають поширенню корозійно-втомних
тріщин та тріщиноподібних корозійно-механічних дефектів. Так прогнозують умо-
ви для розвитку втомної тріщини зі швидкістю dc/dN (див. рис. 2а), глибиною по-
над с ≥ 4,11 mm та довжиною до
'II 300 mmL ≤ та корозійно-механічних дефектів,
глибина яких знаходиться в діапазоні 3,5 mm 4,1 mmс≤ ≤ , а довжина
"II 300 mmL > .
Рис. 3. Діаграми оцінювання безпечної робо-
ти та ризику руйнування магістрального наф-
топроводу “Дружба” на ділянці між станція-
ми “Жулин” та “Карпати”: І – зона безпечної
експлуатації; ІІ (II′ + II″) – прогнозованого
розвитку дефекту; ІІІ – ризику в’язкого руй-
нування; 1 – [c] = 0,8t; 2 – cpf ≤ c (Sr ≤ 1,0);
3 – cth ≤ c (∆KIth); 4 – c[P] ≤ c (Sr ≤ 0,5).
Fig. 3. Diagrams for evaluation of the pipeline “Druzhba” safe operation and fracture risk
in the area between the stations “Zhulin” and “Karpaty”: I – area of safe operation;
II (II′ + II″) – predicted defect growth; III – ductile fracture risk; 1 – [c] = 0.8t;
2 – cpf ≤ c (Sr ≤ 1.0); 3 – cth ≤ c (∆KI th); 4 – c[P] ≤ c (Sr ≤ 0.5).
В зоні ІІІ розвиток тріщини можливий за в’язким механізмом, тобто реалізу-
ється критерій (5). Тому експлуатація нафтопроводу з дефектами глибиною
ci ≥ cPf недопустима.
Діаграма оцінювання безпечної роботи та ризику руйнування газопроводу
“Союз” на ділянці між компресорними станціями “Богородчани” та “Хуст” міс-
тить п’ять характерних зон (рис. 4). В першій існують безпечні умови його екс-
плуатації. Друга і третя – прогнозованого розвитку виявлених дефектів, згідно з
критерієм (8) та умовою (3) [25]. Очевидно, що розвиток дефекту в третій зоні
109
можливий як за переважального впливу крихкого або в’язкого складників, так і
за мішаним механізмом. У четвертій зоні згідно з критерієм (9) існують умови не-
контрольованого розвитку тріщини, тобто потенційно можливий ризик крихкого
руйнування газопроводу. П’ята відповідає умові виникнення пластичного (в’язкого)
його руйнування згідно з критерієм (5). Таким чином, потенційно існує ризик крих-
кого руйнування металу магістрального газопроводу “Союз” за меншої глибини
дефекту. Корозивне середовище (рис. 4b) суттєво (більш ніж на 30%) посилює
цю тенденцію, про що свідчить низка аварій [8, 26].
Рис. 4 Діаграми оцінювання безпечної роботи та ризику руйнування магістрального газо-
проводу “Союз” на повітрі (а) та в 0,1%-му розчині NaCl (b): І – зона безпечної експлуа-
тації; ІІ, ІІІ – прогнозованого розвитку корозійно-втомних тріщин та корозійно-механіч-
них тріщиноподібних дефектів; IV, V – ризику крихкого та в’язкого руйнування
(пояснення до кривих 1–4 див. рис. 3; 5 – cth ≤ c (∆KI th)).
Fig. 4. Diagrams for evaluation of the gas pipeline “Soyuz” safe operation and fracture risk in
air (a) and in 0.1% NaCl solution (b): I – area of safe operation; II, ІІІ – predicted corrosion-
fatigue crack growth and corrosion-mechanical crack-like defects; IV, V – brittle and ductile
fracture risks (curves 1–4 are explained in Fig. 3; 5 – cth ≤ c (∆KI th)).
ВИСНОВКИ
Розраховані порогові та критичні розміри корозійно-механічних тріщинопо-
дібних дефектів та корозійно-втомних тріщин у стінках труб тривало експлуато-
ваних магістральних нафтогазопроводів. На конкретних прикладах проілюстро-
вано, що в нафтопроводах відсутні умови для крихкого руйнування, а в газопро-
водах цей ризик потенційно існує, що підсилюється впливом корозивного сере-
довища. Побудовано діаграми оцінювання безпечної роботи та ризику руйнуван-
ня магістральних нафтогазопроводів.
РЕЗЮМЕ. Предложена расчетно-экспериментальная методика оценки безопасной рабо-
ты и риска разрушения нефтегазопроводов длительной эксплуатации, учитывающая влияние
потенциального развития эксплуатационных дефектов и деградацию свойств металла труб.
SUMMARY. The experimental-calculation method for evaluation of safe operation and
fracture risk of the long-term exploited pipelines, taking into account the effect of service de-
fects potential development and the pipes metal properties degradation has been proposed.
1. Бут В. С., Олійник О. І. Стратегія розвитку технологій ремонту діючих магістральних тру-
бопроводів // Проблеми ресурсу і безпеки експлуатації конструкцій, споруд та машин / Під
заг. ред. Б. Є. Патона. – К.: Ін-т електрозварювання ім. Є. О. Патона, 2006. – С. 491–496.
2. Крижанівський Є. І., Никифорчин Г. М. Корозійно-воднева деградація нафтових і газо-
вих трубопроводів та її запобігання: Довідн. пос. у 3-х т. / Під заг. ред. В. В. Панасюка.
Т. 1: Основи оцінювання деградації трубопроводів. – Івано-Франківськ; Львів: Вид-во
Івано-Франк. нац.-техн. ун-ту нафти і газу, 2011. – 457 с.
3. Механіка руйнування і міцність матеріалів: Довідн. пос: / Під заг. ред. В. В. Панасюка.
Т. 11: Міцність і довговічність нафтогазових трубопроводів і резервуарів / Г. М. Ники-
форчин, О. Т. Цирульник, Д. Ю. Петрина та ін. / Під ред. Г. М. Никифорчина. – Львів:
Сполом, 2009. – 504 с.
110
4. Деградація властивостей сталей магістральних газопроводів упродовж їх сорокарічної
експлуатації / Г. М. Никифорчин, О. Т. Цирульник, Д. Ю. Петрина, М. І. Греділь //
Проблеми міцності. – 2009. – № 5. – C. 66–72.
5. Никифорчин Г. М., Цирульник О. Т., Греділь М. І. Чутливість механічних, корозійно-
механічних та електрохімічних властивостей до експлуатаційної деградації сталей
магістральних трубопроводів // Проблеми ресурсу і безпеки експлуатації конструкцій,
споруд та машин: зб. наук. статей за результатами виконання цільової комплексної
програми наук. досліджень НАН України у 2007–2009 рр. / Під заг. ред. Б. Є. Пато-
на. – К.: Ін-т електрозварювання ім. Є. О. Патона, 2009. – С. 29–32.
6. Похмурський В. І., Крижанівський Є. І. Зміна механічних та електрохімічних характе-
ристик сталі газопроводiв після тривалої експлуатації // Наук. вісник Івано-Франк.
нац.-техн. ун-ту нафти і газу. – 2009. – № 3 (21). – С. 5–10.
7. Воднева деградація тривало експлуатованих сталей магістральних газопроводів / О. Т. Ци-
рульник , Г. М. Никифорчин , Д. Ю. Петрина та ін. // Фіз.-хім. механіка матеріалів. –
2007. – 43, № 5. – С. 97–104.
(Tsyrul’nyk О. Т., Nykyforchyn Н. М., Petryna D. Yu. et al. Hydrogen degradation of steels in gas
mains after long periods of operation // Materials Science. – 2007. – 43, № 5. – P. 708–717.)
8. Красовський А. Я., Ориняк І. В., Лохман І. В. Оцінка залишкового ресурсу трубопроводу,
ушкодженого стрес-корозією // Трубопровідний транспорт. – 2011. – № 2 (68). – С. 18–21.
9. Гумеров А. Г. Старение труб нефтепроводов. – М.: ВНИИСПТнефть, 1995. – 218 с.
10. Иванцов О. М., Харитонов В. И. Надежность магистральных трубопроводов. – М.:
Недра, 1978. – 167 с.
11. Крижанівський Є. І., Тараєвський О. С. Вплив нерівномірності газоспоживання на
напружений стан трубопроводу // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ.
– 2004. – № 3 (12). – С. 31–34.
12. Борисенко В. А., Нихаенко Ю. П., Крикун В. И. Коррозионное разрушение газопрово-
дов // Проблеми корозії та протикорозійного захисту матеріалів (Корозія-2006): у 2-х т. //
Фіз.-хім. механіка матеріалів. – 2006. – Спец. вип. № 5. – С. 296–299.
13. Галеев В. Б., Сощенко Е. М., Черняев Д. А. Ремонт магистральных трубопроводов и
оборудования нефтеперекачивающих станций. – М.: Недра, 1968. – 224 с.
14. Щербаков С. Г. Проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа. – М.: Наука,
1982. – 207 с.
15. Механіка руйнування і міцність матеріалів: Довідн. пос. / Під заг. ред. В. В. Панасюка.
Т. 7: Надійність та довговічність елементів конструкцій теплоенергетичного устатку-
вання / І. М. Дмитрах, А. Б. Вайнман, М. Г. Стащук та ін. / Під ред. І. М. Дмитраха.
– К.: Академперіодика, 2005. – 378 с.
16. Мазур И. И., Иванцов О. М. Безопасность трубопроводных систем. – М.: Елима,
2004. – 703 с.
17. Ориняк І. В., Бородій М. В., Батура А. С. Наукові і організаційні засади впровадження ри-
зик-аналізу в практику управління цілістю магістральних трубопроводів // Проблеми ресурсу
і безпеки експлуатації конструкцій, споруд та машин: зб. наук. статей за результатами вико-
нання цільової комплексної програми наук. досліджень НАН України у 2004–2006 рр. /
Під заг. ред. Б. Є. Патона. – К.: Ін-т електрозварювання ім. Є. О. Патона, 2006. – С. 11–15.
18. Яковлев А. Я. Стресс-коррозия на магистральных газонефтепроводах. – Киров: ОАО
“Кировская областная типография”, 2009. – 320 с.
19. Розрахунок міцності газопроводів з корозійними дефектами / Т. І. Смоляк, І. І. Капцов,
В. І. Холодов та ін. // Нафтова і газова промисловість. – 2005. – № 4. – С. 31–33.
20. ДСТУ–Н Б В.2.3.–21:2008. Настанова визначення залишкової міцності магістральних
трубопроводів з дефектами. – К.: Мінрегіонбуд України, 2008. – 68 с.
21. SINTAP: Structural Integrity Assessment Procedures for European Industry. Final Procedure,
1999. Brite-Euram Project No BE95–1426. – Rotherham: British Steel, 1999.
22. DNV-RP-F1001: corroded pipelines. – Det Norske Veritas, 1999.
23. Установка для испытаний конструкционных материалов на циклическую коррозион-
ную трещиностойкость / Р. С. Грабовский, И. Н. Дмытрах, Я. Н. Пукас и др. // Деп. в
ВИНИТИ от 10.11.1989, № 67–68.
24. Панасюк В. В. Механика квазихрупкого разрушения материалов. – К.: Наук. думка,
1991. – 416 с.
25. Дмитрах І. М., Панасюк В. В. Вплив корозійних середовищ на локальне руйнування мета-
лів біля концентраторів напружень – Львів: Фіз.-мех. ін-т ім. Г. В. Карпенка, 1999. – 341 с.
26. Ничипоренко М. В., Іваник Є. Б. Досвід діагностування магістральних газопроводів ДК
“Укртрансгаз” за допомогою внутрішньотрубних інспекцій поршнів // Трубопровід-
ний транспорт. – 2010. – № 6 (66). – С. 7–8.
Одержано 26.11.2012
|