Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов повышения надежности эксплуатации северных газопроводов

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов повышения надежности эксплуатации северных газопроводов"

На правах рукописи

Губанок Иван Иванович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕВЕРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

к

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

^т6

На правах рукописи

Губанок Иван Иванович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СЕВЕРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Диссертация выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Севергазпром» и Обществе с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -

ВНИИГАЗ"

Научный руководитель -доктор технических наук,

профессор Харионовский В.В.

Официальные оппоненты: -доктор технических наук,

профессор Лозовский В.Н.

-доктор технических наук Чебуркин В.Ф,

Ведущее предприятие - ОАО «ВНИИСТ»

Защита состоится "26 " октября 2005 г. в 13.30 часов на

заседании диссертационного совета Д 511.001.02 при ООО "ВНИИГАЗ" по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос.Развилка.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗа. Автореферат разослан 24 сентября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета.

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА СП 08

И.Н.Курганова

ЭДМ j

I ИМ' J*

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Поставки российского газа по мощной газотранспортной системе протяженностью свыше 150 тыс. км осуществляются из северных месторождений, поэтому вопросам оценки надежности эксплуатации газопроводов Западной Сибири и Европейского Севера придается первостепенное значение.

Северные газопроводы, являющиеся головными участками газотранспортной системы, эксплуатируются при высоких рабочих давлениях в сложных природно-климатических условиях, т.е. подвержены более значительным нагрузкам, чем, например, газопроводы центральных районов.

Поскольку большинство газопроводов имеет большие сроки эксплуатации необходимо уделять все большее внимание своевременному решению вопросов их диагностики и ремонта требующему значительных затрат. Минимизация затрат может быть обеспечена благодаря разработке эффективных методов продления ресурса, оценки и прогноза технического состояния газопроводов.

Поэтому исследование задач повышения надежности эксплуатации северных газопроводов относится к актуальным приоритетным проблемам газовой промышленности.

Целью работы является разработка методов и новых технических решений, обеспечивающих конструктивную прочность и устойчивость газопроводов в сложных природно-климатических условиях для повышения надежности их эксплуатации.

Основные задачи исследований. В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решались следующие задачи:

• Исследование особенностей эксплуатации магистральных газопроводов (МГ) в сложных климатических условиях Севера, проведение статистического анализа отказов магистральных газопроводов по газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром» и анализ современных методов оценки надежности и работоспособности магистральных газопроводов.

• Создание автоматизированной расчетной системы анализа типовых дефектов магистральных газопроводов и методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участков газопроводов в непроектном положении (пространственное искривление оси).

• Разработка экспресс-метода прогноза ресурса МГ, базирующегося на комплексной оценке их технического состояния на основе интегральной оценки надежности и опасности газопроводов.

• Разработка новых технических решений по замене изоляционного покрытия на МГ, а также для ремонта газопровода с дефектами и опорных конструкций надземных газопроводов.

Научная новизна:

Разработана и реализована в рамках единого программного комплекса расчетная система анализа типовых дефектов газопроводов.

Путем решения тестовых задач составлена и апробирована расчетная программа по определению НДС участков газопроводов в непроектном положении, в основе которой лежит аппроксимация оси газопровода степенными полиномами и кубическими сплайнами.

Предложена и отработана методика комплексной оценки технического состояния и продления срока безопасной эксплуатации северных газопроводов.

Предложены новые технические решения по ремонту газопроводов с дефектами.

Разработана новая технология организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ, причем впервые было найдено конструктивное решение по нанесению горячим способом мастичных материалов с повышенной вязкостью на трубопроводы диаметром 820 мм и выше.

Защищаемые положения:

1. Методика расчета НДС участков газопроводов в непроектном положении и комплекс программ, разработанный на ее основе.

2. Автоматизированная расчетная система анализа типовых дефектов МГ, основанная на единой методологической основе - базе нормативных отраслевых документов.

3. Трехуровневая концепция управления надежностью МГ.

4. Новые технические решения, защищенные патентами.

5. Новая технология организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия МГ.

Практическая ценность и реализация работы:

Разработанная трехуровневая концепция управления надежностью МГ и принятие на ее основе управленческих и технических решений позволяет предупредить многие отказы, продлить срок службы газопроводов, оптимально распределить технические и материальные ресурсы, оптимизировать затраты на эксплуатацию, а также распределить финансовые ресурсы в соответствии с приоритетностью направлений транспорта газа и реального технического состояния его объектов.

Автоматизированная расчетная система комплексного анализа типовых дефектов позволяет оперативно провести расчеты выявленных методами технической диагностики дефектов и может эффективно использоваться в линейно-производственных управлениях (ЛПУ) для анализа технического состояния газопроводов и последующего принятия решения.

Концепция и схема продления сроков безопасной эксплуатации МГ, выработавших амортизационный срок эксплуатации, успешно используется в объединениях ОАО «Газпром» при проведении комплексной оценки технического состояния и продления сроков службы газопроводов.

Новые технические решения, большинство из которых защищено патентами, успешно используются в объединениях ОАО «Газпром».

В период с 2002 по 2004 г.г. с применением новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия отремонтировано 1344,2 км магистральных газопроводов. В период до 2010 года намечено отремонтировать дополнительно порядка 22000 км магистральных

газопроводов. В соответствии с утвержденными расценками суммарный годовой эффект от внедрения технологии только в 2005 г. составит 14,153 млрд. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на:

конференции «Проблемы развития газодобывающих и газотранспортных систем отрасли и их роль в энергетике Северо-западного региона России» (Ухта, 1995г.);

семинаре-совещании «Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей. Проблемы. Решения» (Ухта, 1996г.);

совещании «Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции» (Ухта, 1996);

НТС ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» (Ухта, 2003г.);

Четырнадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2004» (Арабская Республика Египет, 2004).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 18-ти печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, выводов, списка литературы из 122 наименований, содержит 218 страниц машинописного текста, 75 рисунков, 30 таблиц и 2 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, ее цель, задачи собственного исследования, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приведен статистический анализ отказов магистральных газопроводов по газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром» и выполнена классификация причин аварийности. Анализ аварийности наглядно показывает, что наибольшее число аварий имеется в объединениях, эксплуатирующих газопроводы в сложных климатических условиях Западной Сибири и Северной части России.

Основной принцип эксплуатации, который принят в отрасли - это эксплуатация по техническому состоянию. Данный принцип обеспечивает надежную эксплуатацию газотранспортной системы за счет своевременного обнаружения, анализа, ранжирования дефектов. Принятие соответствующих управленческих и технических решений позволяет предупредить многие отказы, продлить срок службы газопроводов, оптимально распределить ресурсы, а также оптимизировать затраты на эксплуатацию. Сегодня в ОАО «Газпром» действует стройная организационная структура капитального ремонта, диагностики линейной части газопроводов и компрессорных

станций. Распределение финансовых ресурсов производится в зависимости от приоритетности направлений транспорта газа, реального технического состояния объектов транспорта газа. Организованная таким образом система управления эксплуатацией газотранспортной системой (ГТС) обеспечивает уровень надежности и устойчивости объектов, что подтверждается конкретными показателями. Так, например, на линейной части магистральных газопроводов увеличение объемов диагностического обследования и капитального ремонта позволили на 35% снизить уровень аварийности газопроводов с 0,26 отказов на 1000 км/год в 1998 году до 0,17 в 2004 году. Результаты диагностики МГ за последние пять лет показывают рост количества дефектов общего характера, выявляемых на 1 км газопроводов.

Во второй главе рассматриваются вопросы расчетных исследований НДС участков газопроводов в непроектном положении. Выполнен анализ причин возникновения и типов участков газопроводов в непроектном положении. На основании критического обзора существующих методов расчета предложена методика определения напряженного состояния газопроводов по пространственному положению его оси. Для определении НДС трубопровода в непроектном положении используется обратный (косвенный) способ: об изменениях напряженного состояния в трубопроводе судят по результатам отклонений оси трубопровода от проектного положения. В основе методики расчета лежит подход, предложенный для оползневых участков газопровода, в котором ось газопровода аппроксимировалась полиномом 4-ой степени. Однако, как показали результаты тестирования на модельных задачах, этот способ аппроксимации дает удовлетворительные результаты только при действии распределенной нагрузки по длине газопровода и с количеством точек перегиба оси газопровода (точки, в которых кривизна меняет знак) не превышающем двух. В сложных условиях эксплуатации газопроводов, особенно в районах Западной Сибири и Крайнего Севера, газопроводы в непроектном положении не соответствуют этим требованиям, и, по этой причине, появилась необходимость дальнейшего развития методики с целью расширения выбора аппроксимирующих функций и граничных условий. В работе реализована аппроксимация искривленной оси газопровода полиномами высших порядков, а также 10 видами кубических сплайнов.

Так, напряжения определяются по кривизне оси газопровода, аппроксимация которой осуществляется степенными полиномами или кубическими сплайнами. В случае необходимости, при построении аппроксимирующих функций, производится сглаживание результатов измерений (рис. 1).

После построения аппроксимирующей функции в плоскостях ХОУ и Х()2 находятся выражения для кривизны его оси ку и к7 в этих же плоскостях. Результирующая (суммарная) кривизна в любом сечении рассматриваемого участка:

О)

Рис.1 Профиль и план участка газопровода

Кольцевые напряжения определяются в предположении, что их величина не зависит от кривизны оси участка и степени упруго-пластического деформирования материала труб:

_ _ Р^вН

(2)

где: р- рабочее давление в газопроводе;

Овн-внутренний диаметр сечения трубопровода;

N толщина стенки трубы.

Продольные фибровые напряжения (в крайних точках сечения трубопровода в плоскости результирующего изгиба) зависят от суммарной кривизны оси в данном сечении трубопровода, внутреннего давления, температурного перепада и определяются с учетом упруго-пластических свойств материала трубы:

(°> )|,2 =Е(±£Г~£ат) + (3)

еАТ =аАт АТ (4)

О

(5)

где:

((а/)(2 - соответственно максимальные и минимальные фибровые напряжения;

ег - деформация, обусловленная кривизной оси;

АТ - температурный перепад;

аАТ - коэффициент линейного расширения материала трубы;

Е - модуль упругости (Юнга) материала трубы;

Ц - коэффициент Пуассона;

Верхний знак в формуле (3) относится к максимальным фибровым напряжениям, а нижний - к минимальным.

Для учета упруго-пластических свойств материала трубы необходимо учитывать реальную диаграмму деформирования материала. В прикладных расчетах, для учета упруго-пластических свойств материала трубы наибольшее применение находит теория малых упругопластических деформаций. Строго говоря, зависимости теории малых упругопластических деформаций справедливы при так называемом простом нагружении, т.е. когда компоненты тензора напряжений изменяются пропорционально некоторому одному параметру. Однако и при сложных нагружениях во многих случаях указанная теория дает результаты, близкие к тем, которые наблюдаются в эксперименте.

Решение упруго-пластической задачи выполнено методом последовательных итераций с определением так называемых переменных параметров упругости: секущего модуля Е и коэффициента Пуассона ц, значения которых изменяются на каждой итерации в зависимости от уровня напряжений. Итерационный процесс повторяется до тех пор, пока разность в интенсивности напряжений для двух смежных итераций не будет превосходить назначенных абсолютной [Дст], и относительной [д<т]г оценок сходимости итерационного процесса.

Для проверки работоспособности методики расчета НДС участка газопровода по его фактическому положению рассмотрены следующие тестовые задачи:

1) двухопорная балка, нагруженная равномерно распределенной нагрузкой д (шарнирное опирание);

2) двухопорная балка, нагруженная равномерно распределенной нагрузкой ? (концевая заделка);

3) двухопорная балка под действием сосредоточенной силы Р (шарнирное опирание);

4) двухопорная балка под действием сосредоточенной силы Р (концевая заделка).

5) трехпролетная неразрезная балка, нагруженная сосредоточенными силами Р и Р, (шарнирное опирание).

Эти тестовые задачи представляют собой балки трубчатого сечения и моделируют участки газопроводов. Реальные граничные условия на концах участков в трассовых условиях находятся в диапазоне, моделируемым шарнирным опиранием и жесткой заделкой. Этим фактом и определен выбор кинематических граничных условий в тестовых задачах.

В модельных задачах: пролет балки I =30м, наружный диаметр сечения £)=530мм, толщина стенки /=8мм. Материал трубы - сталь 17Г1С с модулем упругости Е =206000МПа и коэффициентом Пуассона ^ =0.3.

Тестирование методики проводится следующим образом: для каждой задачи задается упругая линия оси балки (прогибы), определенная по известным теоретическим соотношениям. Предполагается, что рабочее давление и температурный перепад равны нулю. Значения прогибов балки вычисляются в зависимости от продольной координаты х с шагом 1м. По значениям прогибов

производится расчет НДС балки. Полученные в результате расчета напряжения сравниваются с аналитическими решениями, и на основании сравнения делается вывод об их точности и достоверности.

Для оценки влияния вида аппроксимирующей функции на результаты расчета во всех тестовых задачах использованы три способа аппроксимации:

• на основе степенной функции 4-порядка с частичным сглаживанием методом наименьших квадратов;

• с использованием кубических В-сплайнов;

• аппроксимация сплайном с автоматическим выбором параметра сглаживания на основе перекрестной проверки исходных данных (сглаживающий сплайн).

Решение тестовых задач показало:

-при высокой точности измерений оси газопровода из рассмотренных трех способов аппроксимации наиболее работоспособным является аппроксимация деформированной оси газопровода В-сплайнами;

-аппроксимация оси газопровода многочленами 4-ой степени дает удовлетворительные результаты при действии распределенной нагрузки по длине газопровода и при числе точек перегиба не более двух, в остальных случаях его применение может привести к значительным ошибкам при определении напряжений;

-при проведении расчетных исследований НДС газопровода необходимо проводить инженерную оценку полученных величин напряжений;

-по мере развития экспериментальных методов определения напряжений необходимо осуществить проверку достоверности расчетных напряжений путем их сравнения с экспериментальными данными на натурном участке газопровода.

Приведем результаты расчета для тестовой задачи № 5. Целью ее решения была проверка методики расчета и выяснение влияния типа аппроксимирующей функции на точность вычисляемых напряжений. На рис.2а показаны эпюры прогибов при трех вариантах аппроксимации изогнутой оси балки. Как следует из рис.2а, при аппроксимации В-сплайном и сглаживающим сплайном прогибы оси балки достаточно хорошо совпадают с аналитическим решением. При попытке аппроксимации оси многочленом 4-ой степени получен неудовлетворительный результат, т.к. в этом тестовом примере ось газопровода имеет несколько точек перегиба По результатам расчетов построены графики распределения фибровых напряжений по верхней образующей балки (рис.2б). Как видно из рис.2б, при аппроксимации оси балки В-сплайном и сглаживающим сплайном получены хорошие результаты при определении напряжений по всей длине балки. При аппроксимации оси балки полиномом 4-ой степени, изгибные напряжения дают значительную погрешность по сравнению с аналитическим решением, причем эпюра напряжений различается не только количественно, но и качественно.

Необходимо отметить тот факт, что решенные тестовые задачи являются предельными случаями по граничным условиям и внешним нагрузкам. Так, например, в реальных газопроводах условия жесткой заделки на концах участков практически не встречаются.

Данная методика реализована в виде пакета программ для персонального компьютера.

б)

Рис.2 Эпюры прогибов оси балки и изгибных напряжений в верхних частях сечений балки в задаче № 5

Третья глава посвящена вопросам обеспечения надежности МГ. В зависимости от цели существуют различные виды надежности. Например, анализ надежности выполняется на этапе проектирования, стадии строительства и в период эксплуатации. Если изучается газотранспортная система в целом, то описывают системную, технологическую надежность, а при рассмотрении отдельного газопровода основное внимание уделяется исследованию конструктивной надежности - надежности линейного сооружения.

В современных условиях задача обеспечения надежной работы газотранспортных объектов должна решаться на основе снижения затрат. Исходя

из этого, потребовалось сформировать новые подходы и создать систему управления надежностью магистральных газопроводов (рис.3).

2005 2010 2020 2030 гг

Рис.3 Связь между показателями надёжности и затратами на её поддержание

Здесь по оси ординат отложен уровень надежности газопровода, по оси абсцисс - время его эксплуатации. Очевидно, с увеличением возраста надежность снижается, что соответствует падающей кривой. В эксплуатации необходимо обеспечить приемлемый уровень надежности, поэтому нижняя его граница обозначена прямой линией с отметкой Рт1П. Статистика отказов за последние 5 лет показывает, что практический уровень надежности (Рраб) необходимо поддерживать, обеспечивая частоту отказов в год па тысячу километров не более X < 0,2. Для поддержания этого показателя необходимы постоянные затраты, за счет которых уровень надежности остается постоянным (горизонтальные полки на графике надежности). Если не осуществлять мероприятия по обеспечению приемлемого уровня эксплуатации, тогда кривая надежности снижается (пунктирная кривая), при их проведении надежность эксплуатации обеспечивается более длительное время (ломаная кривая).

В то же время, как показано на рис.3, кривая, характеризующая затраты на период эксплуатации, возрастает с увеличением возраста газопровода. Из сопоставления двух показателей - необходимого уровня надежности газопровода и затрат на его обслуживание, можно оценить оптимальную область эксплуатации газопровода.

Для повышения эффективности эксплуатации газотранспортной системы ОАО «Газпром» необходима концепция, в соответствии с которой четко обозначены вертикальные и горизонтальные связи по проведению диагностического обслуживания, комплексной оценке технического состояния, продлению ресурса и ремонтным работам на газопроводах с учетом природно-климатических условий и технологического функционирования.

На рис. 4 представлена схема отраслевой системы управления надежностью, в которой выделены три уровня.

Вщктйуроть

ПЛАНИРОВАНИЕ ' диагностика ремонт реконструкция инвестиции 6еэопастост_ьирис*_

АНАЛИЗ ~

Упртрансгаа - ВНИИГАЗ

Сргдтй уромнь

информационнаяГ диапюстчвмв'! [а«м1ц|мсйпг 'вцмябежпасносп! г реионтно-

т^й ьшч ш:^

восстановительные работы '

Нижний уровень

РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ТРАСС МГ

Рис.4 Концепция управления надёжностью и ресурсом магистральных газопроводов ОАО «Газпром»

На верхнем уровне - в Департаменте по транспортировке, подземному хранению и использованию газа рассматриваются стратегические задачи, а именно:

планирование работ, определяющих надежность эксплуатации: диагностическое обслуживание, оценка ресурса, ремонт, реконструкция и необходимые инвестиции для их проведения;

на уровне управления по транспортировке и поставкам газа с привлечением отраслевой науки выполняется анализ надежности на основе комплексной оценки технического состояния, а также прогноз эксплуатации газотранспортной системы.

На среднем уровне разрабатываются региональные системы управления надежностью и ресурсом, в которые включены тактические задачи анализа надежности, в том числе: информационные системы описания потенциально-опасных участков магистральных газопроводов; виды и объемы диагностических работ; оценка надежности и продление ресурса участков газопроводов, работы по промышленной безопасности; ремонтно-восстановительные работы; увязка приоритетности работ по оценке технического состояния с газотранспортными потоками.

На третьем ("нижнем) уровне выполняются детальные инженерные работы по оценке технического состояния, например: в рамках линейно-производственных управлений составляются технические паспорта с указанием потенциально-опасных участков; контроль потенциально-опасных участков; текущие работы по инспекции, электрометрии; составление перечня опасных дефектов; ремонтные работы и мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации.

Между нижним, средним и верхним уровнями прослеживается жесткая связь, за счет которой обеспечивается поддержание приемлемого уровня надежности, с одной стороны и минимизация затрат, с другой стороны.

Следует отметить, что данная система управления надежностью является широкомасштабной и емкой, в ней задействован комплекс инженерных, инструментальных и аналитических работ, охватывающих весь технологический цикл эксплуатационного обслуживания по схеме: информация - техническая инспекция - оценка состояния - продление ресурса - ремонтно-восстановительные работы - прогноз эксплуатации.

Для решения четырех последних задач этой технологической цепочки была разработана автоматизированная расчетная система комплексного анализа прочности газопроводов с дефектами, которая на единой методологической основе (базе нормативных отраслевых документов) позволяет выполнить расчет прочности типовых дефектов газопроводов.

В четвертой главе осуществлена комплексная оценка технического состояния газопровода на примере участков Горький-Череповец ООО «Севергазпром». В связи с увеличением срока эксплуатации газопроводов проблема научно обоснованного продления их ресурса исходила из практических потребностей отрасли. Ее решение позволит снизить затраты на ремонт и реконструкцию газопроводов при одновременном обеспечении безопасной эксплуатации на «новый предельный срок».

Для продления срока службы газопровода потребовалось провести анализ проектно-исполнительной документации и результатов предшествующих обследований, обосновать необходимость и объемы дополнительных обследований потенциально опасных участков, произвести оценку работоспособности обследуемого газопровода. Концепция и схема обеспечения работоспособности и продления срока эксплуатации МГ показана на рис.5.

В соответствии с этой концепцией и схемой была решена задача о продлении ресурса газопровода Горький-Череповец на участке 327-527 км, назначенный срок службы которого, отождествленный с амортизационным сроком службы, истек в 1994 году.

На основе имеющихся данных о трассе газопровода и результатах обследований был составлен перечень потенциально-опасных участков.

С использованием автоматизированной расчетной системы комплексного анализа дефектов проведены расчеты потенциально-опасных участков и выявленных дефектов.

"првдйи

матуя Мн

а)

Анализ исполнительной документации

Выяалм <ие ПОУ

Инструментальные обследования

Амалм«нагрузок ивеадевет*

Анализ НДС

Оценка остггочного ресурс« ПОУ I

Система принятия решения о продлении срок» безопасной ааспяуатации

б)

Рис.5 Концепция обеспечения работоспособности и продления срока эксплуатации МГ

Для анализа влияния переменных нагрузок на усталостную долговечность и остаточный ресурс газопровода были использованы записи максимального суточного внутреннего давления в пунктах ГРС-3 и "Починок" за период с января по июнь 2000 года, а также полностью за 2001 и 2002 годы. Для численного исследования усталостной долговечности газопровода была составлена программа нагружения, отражающая изменения эксплутационных нагрузок. Выделено пункта ГРС-3 80 полных циклов и 43 полных циклов для пункта «Починок». По этим режимам произволен расчет остаточного ресурса

газопровода Горький-Череповец. При расчете взято сечение трубы, имеющее концентратор в виде продольного углубления с закруглением у дна радиусом 2мм (коэффициент концентрации напряжений К, =1.65), что во-первых, моделирует встречающиеся в эксплуатации типичные виды повреждений, а , во-вторых, соответствует геометрии надреза образцов, использованных для получения расчетной кривой долговечности. При определении остаточного ресурса величина коэффициента надежности принята равной К =10.

Расчетная оценка остаточного ресурса была подтверждена результатами натурных испытаний катушки трубы, вырезанной из действующего газопровода, на циклическую и статическую прочность.

Циклические и статические испытания катушки трубы показали, что за время эксплуатации (42 года) существенной деградации механических свойств материала трубы не произошло. Выявленные в процессе испытаний свойства катушки, имевшей предварительную наработку в эксплуатации, с учетом коэффициента запаса, равного 10, не препятствует продлению срока эксплуатации газопровода Горький-Череповец без изменения режима работы не менее, чем на 7 лет.

В пятой главе освещены вопросы разработки новых технических решений и методов повышения надежности газопроводов.

1. В процессе эксплуатации на линейной части магистральных газопроводов и технологических трубопроводах компрессорных станций возникают различные дефекты коррозионного и механического происхождения. К ним можно отнести различные риски, вырывы металла, коррозионные утонения, которые по своей конфигурации могут быть выделены в отдельную группу дефектов. Целесообразно с позиций восстановления несущей способности дефектного участка трубопровода разработать методы ремонта применительно к указанным группам дефектов. В работе предложено техническое решение, которое основано на принципе создания в зоне дефекта предварительного напряжения, обратного по знаку к эксплуатационным напряжениям в трубопроводе, защищенное патентом.

2. В настоящее время практически весь сортамент газовых труб производится в России с заводской полиэтиленовой изоляцией, что, при их использовании, значительно повышает надежность вновь строящихся и реконструируемых газопроводов. В случае проведения масштабного капитального ремонта газопроводов большой объем работ по переизоляции экономически целесообразно выполнять в трассовых условиях.

В условиях трассы проведение работ по нанесению покрытий осложнено как ограничениями по возможностям применения технологий, обеспечивающих высокое качество изоляции, так и погодными условиями. На ряде участков газопроводов, особенно в болотистой местности Северных районов, работы по нанесению покрытий могут проводиться только в зимний период при отрицательных температурах.

В связи с тем, что около 70% газопроводов в России эксплуатируются с пленочными изоляционными покрытиями, фактический срок службы которых составил всего 10-12 лет, против заявленных поставщиками 30-35 лет, в последние годы остро стал вопрос о замене типа изоляционных покрытий, разработке и выпуске новых материалов, а также отработке новых организационно-технололгических схем производства ремонтных работ.

Важнейшим фактором новой технологии также является нанесение битумно-полимерной мастики с использованием принципа экструзии мастики на поверхность трубы, которая позволяет заполнить мастикой всю поверхность трубы, без пазух и воздушных карманов.

В целом применение новой технологии и комплекса специальных средств позволяет гарантировать эксплуатационную надежность отремонтированного газопровода более 25 лет.

В период с 2002 по 2004 г.г. с использованием этой технологии отремонтировано 1344,2 км магистральных газопроводов. В период до 2010 года намечено дополнительно отремонтировать порядка 22000 км магистральных газопроводов. В соответствии с утвержденными расценками суммарный годовой эффект от внедрения технологии только в 2005 г. составит 14,153 млрд. руб.

К технологии и организации капитального ремонта газопроводов для обеспечения эксплуатационной надежности с гарантийным сроком службы в современных условиях предъявляются следующие основные требования: комплексная механизация; индустриализация технических решений; применение поточного метода производства организации работ; синхронизация основных и специальных видов работ; производительность и высокое качество работ; минимизация дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ.

Опыт капитального ремонта газопроводов показал, что в современных условиях особое место при выборе технологии ремонта должна занимать минимизация дополнительных напряжений, возникающих в процессе производства работ. Поэтому в современных условиях наиболее передовой технологией является ремонт газопроводов в траншее с сохранением его пространственного положения.

Благодаря разработкам нового поколения техники совершен технологический прорыв в организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ. Впервые в мире было найдено конструктивное решение по нанесению горячим способом мастичных материалов с повышенной вязкостью на трубопроводы диаметром 820 мм и выше.

Все технические средства сведены в единый технологический комплекс для капитального ремонта ЛЧМГ диаметром от 377 до 1420 мм. Этот комплекс машин полностью соответствует техническим и технологическим требованиям к ремонту линейной части магистральных газопроводов.

3. В последнее время на надземных участках магистральных газопроводов и трубопроводных обвязках КС, эксплуатируемых в ОАО «Газпром», началось промышленное применение регулируемых опор с силоизмерительными датчиками.

Эти регулируемые опоры являются частью системы контроля и регулирования опорных конструкций и входят в систему инструментального мониторинга промышленной безопасности промышленных объектов.

Целью применения систем контроля и регулирования опорных конструкций трубопроводов является обеспечение надежной и безаварийной эксплуатации надземных трубопроводов на опорах, обеспечение промышленной безопасности опасных производственных объектов ОАО «Газпром».

Системы контроля и регулирования опорных конструкций трубопроводов предназначены для решения следующих задач:

• автоматизированного получения информации в реальном масштабе времени о силовом взаимодействии трубопроводов и опор для ее использования при комплексной оценке и прогнозировании технического состояния надземных трубопроводов, выработки обоснованных рекомендаций по их дальнейшей эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту;

• увеличения сроков безопасной эксплуатации надземных трубопроводов на опорах за счет компенсации негативного влияния природно-климатических воздействий (изменение температуры окружающей среды, многолетние и сезонные морозное пучение и термоосадка опор, примыкающих подземных коллекторов, ветровые воздействия) и эксплуатационных факторов (колебания температуры и давления газа, вибрация) путем проведения обоснованного регулирования высотного положения опорных конструкций;

• систематического накопления вышеуказанной информации для использования при проведении экспертизы промышленной безопасности надземных трубопроводов с целью продления срока их эксплуатации;

• снижения эксплуатационных затрат и затрат на капитальный ремонт.

В результате решения указанных задач обеспечивается:

• определение фактических параметров силового взаимодействия трубопроводов и опор;

• оптимизация уровня напряженно-деформированного состояния трубопроводов;

• предупреждение достижения предельных состояний трубопроводов вследствие изменения его планово-высотного положения, инициируемого комплексом внешних и внутренних нагрузок и воздействий;

• оптимизация равномерности и уровня нагруженности опорных конструкций трубопроводов;

• предупреждение достижения предельных состояний опорных конструкций трубопроводов;

• оптимизация управления техническим обслуживанием и ремонтом надземных трубопроводов на опорах за счет перехода на стратегию технического обслуживания и ремонта по "фактическому техническому состоянию".

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Рассмотрены особенности эксплуатации МГ в сложных условиях районов Западной Сибири и Крайнего Севера. Выполнены: статистический анализ отказов магистральных газопроводов по газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром», классификация причин аварийности, анализ современных методов оценки надежности и работоспособности магистральных газопроводов.

2. Разработана методика расчета НДС участков газопроводов в непроектном положении (пространственное искривление оси), которая реализована в виде комплекса программ. Путем решения модельных задач осуществлена оценка достоверности результатов расчета, а также даны рекомендации по использованию методики для практических расчетов реальных участков газопроводов.

3. На единой методологической основе - базе нормативных отраслевых документов- создана автоматизированная расчетная система анализа типовых дефектов МГ, которая прошла опытную эксплуатацию при обработке

результатов технической диагностики, проводимых в объединениях ОАО «Газпром». При ее помощи проведены расчеты НДС 192 участков в непроектном положении Надымского ЛПУ ООО «Тюментрансгаз». По результатам расчетов выявлено 8 участков, в которых напряжения достигают опасного уровня.

4. Предложена трехуровневая концепция управления надежностью МГ. На верхнем уровне - уровне департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа рассматриваются стратегические задачи, на среднем уровне разрабатываются региональные системы управления надежностью и ресурсом, в которые включены тактические задачи анализа надежности и на третьем (нижнем) уровне выполняются детальные инженерные работы по оценке технического состояния.

5. Разработан алгоритм и методология комплексной оценки технического состояния МГ по результатам технической диагностики, расчетно-экспериментальных исследований газопроводов. На примере газопровода Горький-Череповец пройдена вся технологическая цепочка продления срока безопасной эксплуатации МГ.

6. Разработан и апробирован на эксплуатируемом газопроводе экспресс-метод прогноза ресурса МГ, базирующийся на комплексной оценке их технического состояния на основе интегральной оценки условно введенных и имеющих разный весовой уровень семи коэффициентов надежности и десяти коэффициентов опасности газопроводов.

7. Предложены новые технические решения, большинство из которых защищено патентами, по обеспечению безопасной эксплуатации и повышению надежности газопроводных конструкций. Так например, при использовании новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ, впервые в мире было найдено конструктивное решение по нанесению горячим способом мастичных материалов с повышенной вязкостью на трубопроводы диаметром 820 мм и выше.

Основные опубликованные работы по теме диссертации:

1. Губанок И.И., Спиридович Е.А., Ляшенко Г.Ф., Лисин В.Н. Совершенствование методик выявления и прогнозирования развития интенсивной коррозии на магистральных газопроводах // Пробл. Развития газодобывающих и газотранспортных систем отрасли и их роль в энерг. сев.-зап. региона России: Тез. докл. конф. -Ухта, 1995. -С.151-153.

2. Лисин В.Н., Спиридович Е.А., Губанок И.И. О совершенствовании ремонтно-технического обслуживания магистральных газопроводов // Газовая промышленность. - 1994. № 11. - С. 14-15.

3. Губанок И.И., Шаньгин A.M. Анализ надежности линейной части газопроводов ГП «Севергазпром» : Сб.науч.тр. // Вопросы надежности газопроводных конструкций. -М., ВНИИГАЗ, 1993. -С. 21-27.

4. Будзуляк Б.В., Губанок И.И., Сапкжов В.В., Велиюлин И.И. Концепция ремонта линейной части МГ. //Газовая промышленность. -2003. №8. -С.62-65.

5. Губанок И.И. Повышение несущей способности трубопроводов посредством применения предварительно напряженной муфты: Сб.науч.тр. //Надежность и ресурс газопроводных конструкций. -М.: Тип. «Наука». - 2002. -С.255-259.

6. Губанок И.И., Катранов М.Б., Яковлев АЛ. К вопросу повышения надежности линейной части магистральных газопроводов: Сб.науч.тр. // Проблемы надежности газопроводных конструкций. - М., ВНИИГАЗ, 1991. -С. 108-113.

7. Губанок И.И., Харионовский В.В. Управление надежностью магистральных газопроводов // Паука и техника в газовой промышленности. -2005. №2, С.7-10

8. Власов C.B., Губанок И.И., Дудов А.Н., Егурцов С. А. и др. Опорная система трубопровода. Патент на изобретение № 2249747.

9. Власов C.B., Губанок И.И., Дудов А.Н., Егурцов С.А. и др. Патент на изобретение. Подвижная опора трубопровода. Заявка № 2004121850/06(023975) от 20.07.2004 г..

10. Власов C.B., Губанок И.И., Дудов А.Н., Егурцов С.А. и др. Патент на изобретение. Подвижная опора трубопровода. Заявка № 2004132569/06(035777) от 11.11.2004 г..

11. Дедешко В.Н., Губанок И.И., Салюков В.В. и др. Развитие системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов ОАО «Газпром». //Четырнадцатая международная деловая встреча «Диагностика-2004». -M.: ООО «ИРЦ Газпром», ТОМ.1.-С.15-25.

Заказ № С1988

Тираж 100 экз. Подписано к печати 23.09.2005 г.

1 уч. - изд. Лист. Ф-т 84x108/32 Отпечатано на ротапринте ООО ВНИИГАЗ

I

I 1

)

I,

I

1

I

i

»18217

РНБ Русский фонд

2006-4 14846

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Губанок, Иван Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. Проблемы надежности эксплуатации магистральных газопроводов

1.1 Особенности эксплуатации магистральных газопроводов России.

1.2 Статистический анализ отказов магистральных газопроводов.

1.3 Меры по повышению надежности магистральных газопроводов

1.3.1 Диагностика магистральных газопроводов.

1.3.2 Капитальный ремонт и переизоляция газопроводов.

1.3.3 Реконструкция объектов газотранспортной системы.

1.4 Методы оценки надежности магистральных газопроводов.

Глава 2. Определение напряженно-деформированного состояния участков газопроводов в непроектном положении.

2.1 Анализ причин потери проектного положения газопроводов и их классификация.

2.2 Обзор существующих методов расчетов напряженно-деформированного состояния.

2.3 Разработка методики расчета напряжений по результатам геодезических измерений положения оси газопровода.

2.4 Критерии наступления опасного состояния газопроводов.

2.5 Расчетные исследования НДС реальных участков газопроводов.

Глава 3. Исследования надежности магистральных газопроводов.

3.1 Концепция управления надежностью магистральных газопроводов

3.2 Комплексная оценка технического состояния и ресурса магистральных газопроводов.

3.3 Разработка расчетной системы комплексного анализа дефектов.

3.4 Практическое применение разработок.

Глава 4. Комплексная оценка технического состояния и продление срока службы газопровода Горький-Череповец.

4.1 Технические характеристики и условия эксплуатации.

4.2 Приборное обследование потенциально-опасных участков.

4.3 Натурные исследования трубопровода на статическую и циклическую прочность.

4.4 Расчеты напряженно-деформированного состояния участков газопровода, находящихся в непроектном положении.

4.5 Обследование подводного перехода через реку Шексна.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов повышения надежности эксплуатации северных газопроводов"

Актуальность проблемы. Поставки российского газа по мощной газотранспортной системе протяженностью свыше 150 тыс. км осуществляются из северных месторождений, поэтому надежности эксплуатации газопроводов Западной Сибири и Европейского Севера придается первостепенное значение.

Дополнительно следует отметить, что газопроводы имеют большие сроки эксплуатации и требуется уделять специальное внимание современной диагностике, ремонту в больших объемах, т.е. иметь значительные затраты. В масштабах отрасли это делает актуальной, наряду с надежностью, и задачу минимизации затрат, что может быть выполнено благодаря разработке эффективных методов продления ресурса, оценки и прогноза технического состояния газопроводов.

Наконец, очевидна сложность эксплуатации северных газопроводов, # которые являются головными участками газотранспортной системы и эксплуатируются при высоких рабочих давлениях в трудных природно-климатических условиях, т.е. подвержены более значительным нагрузкам, чем, например, газопроводы центральных районов.

Тем самым, исследования задач повышения надежности эксплуатации северных газопроводов относятся к актуальным приоритетным проблемам газовой промышленности.

Целью работы является разработка аналитических методов повышения надежности эксплуатации северных газопроводов и новых технических решений, направленных на обеспечение конструктивной прочности и устойчивости эксплуатации участков в сложных условиях, в том числе, в непроектном положении.

Основные задачи исследований. В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решены следующие задачи:

• Исследование особенностей эксплуатации МГ в сложных климатических условиях Севера, проведение статистического анализа отказов магистральных газопроводов по газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром» и анализ современных методов оценки надежности и работоспособности магистральных газопроводов.

• Создание автоматизированной расчетной системы анализа типовых дефектов магистральных газопроводов и методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участков газопроводов в непроектном положении (пространственное искривление оси), которая реализована в виде комплекса программ для персонального компьютера.

• Разработка экспресс-метода прогноза ресурса МГ, базирующегося на комплексной оценке их технического состояния на основе интегральной оценки условно введенных и имеющих разный весовой уровень коэффициентов надежности и опасности газопроводов.

• Разработка новых технических решений, в том числе новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ, а также муфтовой конструкции для ремонта газопровода с дефектами и опорных конструкций для надземных газопроводов.

Научная новизна:

Разработана и реализована в рамках единого программного комплекса автоматизированная расчетная система анализа типовых дефектов газопроводов.

Составлена и апробирована путем решения тестовых задач расчетная программа на ПЭВМ по определению НДС участков газопроводов в непроектном положении, в основе которой лежит аппроксимация оси газопровода степенными полиномами и кубическими сплайнами.

Предложена и отработана методика комплексной оценки технического состояния и продления срока безопасной эксплуатации северных газопроводов.

Разработана новая технология организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на МГ, причем впервые было разработано конструктивное решение по нанесению горячим способом мастичных материалов с повышенной вязкостью на трубопроводы диаметром 820 мм и выше.

Предложены новые технические решения по ремонту газопроводов с дефектами.

Практическая ценность и реализация работы:

Разработанная трехуровневая концепция управления надежностью МГ и принятие на ее базе соответствующих управленческих и технических решений позволяет предупредить многие отказы, продлить срок службы газопроводов, наиболее оптимально распределить технические и материальные ресурсы, оптимизировать затраты на эксплуатацию, а также распределить финансовые ресурсы в соответствии от приоритетности направлений транспорта газа и реального технического состояния его объектов.

Автоматизированная расчетная система комплексного анализа типовых дефектов позволяет оперативно провести расчеты дефектов, выявленных методами технической диагностики и может эффективно использоваться в линейно-производственных управлениях (ЛПУ) для анализа технического состояния газопроводов и последующего принятия решения.

Концепция и схема продления сроков безопасной эксплуатации МГ, выработавших амортизационный срок эксплуатации, успешно используется в объединениях ОАО «Газпром» при проведении комплексной оценки технического состояния и продления сроков службы газопроводов.

Новые технические решения, большинство из которых защищено патентами, успешно используются в объединениях ОАО «Газпром».

В период с 2002 по 2004 г.г. с применением новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия отремонтировано 1344,2 км магистральных газопроводов. В период до 2010 года намечено отремонтировать дополнительно порядка 22000 км магистральных газопроводов. Суммарный годовой эффект от внедрения технологии в 2005 г. составил 14,153 млрд. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты работы докладывались на: конференции «Проблемы развития газодобывающих и газотранспортных систем отрасли и их роль в энергетике Северо-западного региона России» (Ухта, 1995г.); семинаре-совещании «Коррозионное растрескивание под напряжением трубных сталей. Проблемы. Решения» (Ухта, 1996г.); совещании «Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тимано-Печорской провинции» (Ухта, 1996);

НТС ОАО «Газпром» «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО «Газпром» (Ухта, 2003г.);

Четырнадцатой международной деловой встрече «Диагностика-2004» (Арабская Республика Египет, 2004).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 20-и печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка литературы из 122 наименований, содержит 217 страниц машинописного текста, 75 рисунков, 29 таблиц и 2 приложений.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Губанок, Иван Иванович

Выводы

1. Рассмотрены особенности эксплуатации газопроводов в районах Западной Сибири и Крайнего Севера. Выполнен статистический анализ отказов магистральных газопроводов по газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром» и дана классификация причин аварийности. Представлен анализ современных методов оценки надежности и работоспособности магистральных газопроводов.

2. Разработана методика расчета напряженно-деформированного состояния участков газопроводов в непроектном положении (пространственное искривление оси), которая реализована в виде комплекса программ на персональном компьютере. Путем решения модельных задач показана работоспособность методики и осуществлена оценка достоверности результатов расчета, а также даны рекомендации по использованию при практических расчетах реальных участков газопроводов.

3. На единой методологической основе - базе нормативных отраслевых документов- создана автоматизированная расчетная система анализа типовых дефектов МГ, которая прошла опытную эксплуатацию при обработке результатов технической диагностики, проводимых в объединениях ОАО «Газпром». При ее помощи проведены расчеты НДС 192 участков в непроектном положении Надымского ЛПУ ООО «Тюментрансгаз». По результатам расчетов выявлено 8 участков, в которых напряжения достигают опасного уровня.

4. Предложена трехуровневая концепция управления надежностью МГ. На верхнем уровне - уровне департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа рассматриваются стратегические задачи, на среднем уровне разрабатываются региональные системы управления надежностью и ресурсом, в которые включены тактические задачи анализа надежности и на третьем (нижнем) уровне выполняются детальные инженерные работы по оценке технического состояния.

5. Разработан алгоритм и методология комплексной оценки технического состояния МГ по результатам технической диагностики, расчетно-экспериментальных исследований газопроводов. На примере газопровода Горький-Череповец показан алгоритм продления срока безопасной эксплуатации МГ в соответствии с ВРД 39-1.10-043-2001.

6.-Разработан и апробирован на реальном газопроводе экспресс-метод прогноза ресурса, базирующийся на комплексной оценке их технического состояния на основе интегральной оценки по критериям надежности и анализа факторов опасности эксплуатации.

7. Предложены новые технические решения, большинство из которых защищено патентами, по обеспечению безопасной эксплуатации и повышению надежности газопроводных конструкций. Так например, при использовании новой технологии организации ремонтных работ по замене изоляционного покрытия на газопроводах, впервые было разработано конструктивное решение по нанесению горячим способом мастичных материалов с повышенной вязкостью на трубопроводы диаметром 820 мм и выше.

195

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Губанок, Иван Иванович, Москва

1. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: Справочное пособие. -М.: Недра, 1991, -287с.

2. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. -М.: Недра, 1982, -340с.

3. Александров А.В. Надежность систем дальнего газоснабжения.-М.: Недра, 1976.

4. Антипов В.П., Шарыгин В.М., Ахтимиров Н.Д. Самозажимный утяжелитель для балластировки трубопровода. //Строительство трубопроводов, 1980.№ 12.-С. 14-15.

5. Архангельский А .Я. Программирование в Delphi 7. -М.: ЗАО «Издательство БИНОМ», 2003, -1120с.: ил.

6. Ахметов Ф.Ш., Григоренко П.Н., Самигуллин Г.Х. Устойчивость трубопровода в вертикальной плоскости с учетом продольных усилий. //Нефт. пром-сть. Сер. Транспорт и хр. нефти и нефтепр. Отечеств, опыт: Э;И. ВНИИОЭНГ. -М: 1990. Вып.8. -С. 1-4.

7. Бартеньев О.В. Фортран для профессионалов. Математическая библиотека IMSL: ч.З. -М.: Диалог-МИФИ, 2001, -368 с.

8. Бегеев Т.К., Губанок И.И. Автоматизированная расчетная система комплексного анализа прочности газопроводов с дефектами. //Наука и техника в газовой промышленности, 2005, №2.

9. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений.-М.: Стройиздат, 1971.

10. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. -М.: Машиностроение, 1990. -448с.

11. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы.-М.: Недра, 1973.-304с.

12. Бородавкин П.П., Березин B:JI. Сооружение магистральных трубопроводов. М: Недра, 1987. -472с.

13. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. М: Недра, 1984. -248с.

14. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях.-М.: Недра, 1968.-364с.

15. Будзуляк Б.В. Основные направления повышения надежности и безопасности газотранспортной системы (ГТС) ОАО «Газпром». //Четырнадцатая международная деловая встреча «Диагностика-2004». -М.: ООО «ИРЦ Газпром», том.1. -С.8-14.

16. Будзуляк Б.В., Губанок И.И., Салюков В.В., Велиюлин И.И. Концепцияремонта линейной части МГ. //Газовая промышленность. 2003. №8. -С.62-65.

17. Будзуляк Б.В., Салюков В.В., Харионовский В.В. Продление ресурса магистральных газопроводов. //Газовая промышленность, 2002, №6. С.59-60.

18. Будзуляк Б.В., Халлыев Н.Х., Салюков В.В. Восстановление эксплуатационных параметров магистральных трубопроводов. Обзорная информация. Сер.: "Транспорт и хранение газа".-М.: ИРЦ "Газпром", 1999, -81с.

19. В.Ф.Новиков, Т.А.Яценко, М.С.Бахарев Зависимость коэрцитивной силы малоуглеродистых сталей от одноосных напряжений (часть 1) /Дефектоскопия, 2001, №11, с. 51-57.

20. Васильков Д.В., Иванов С.Ю. и др. Измерительно-вычислительный комплекс скан-идентификации технологических остаточных напряжений. //В кн.: Техническое диагностирование-94. -Спб.: АДИОС, 1994.

21. Власов С.В., Губанок И.И., Дудов А.Н., Егурцов С.А. и др. Опорная система трубопровода. Патент на изобретение № 2249747.

22. Власов С.В., Губанок И.И., Дудов А.Н., Егурцов С.А. и др. Патент на изобретение. Подвижная опора трубопровода. Заявка № 2004121850/06(023975) от 20.07.2004 г.

23. Власов С.В., Губанок И.И., Дудов А.Н., Егурцов С.А. и др. Патент на изобретение. Подвижная опора трубопровода. Заявка № 2004132569/06(035777) от 11.11.2004 г.

24. ВРД 39-1.10-006-2000* Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002. -194с.

25. ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности.-М.: ВНИИГАЗ, 2001 , -27с.

26. ВРД 39-1.10-043-2001. Положения о порядке продления ресурса магистральных газопроводов ОАО "Газпром".-М.: ВНИИГАЗ, 2001. -15с.

27. ВРД 39-1.10-063-2002 Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами.-М.: ВНИИГАЗ, 2002 , -15с.

28. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловыхтрубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть I, II,.-М: 1990.

29. ВСН 39-1.10-009-2002. Инструкция по отбраковке и ремонту труб линейной части магистральных газопроводов. ОАО "Газпром".-М.: ВНИИГАЗ, 2002. -35с.

30. Гай Харт-Девис. Word2000. Руководство разработчика: Пер. с англ. — К.: Издательская группа BHV, 2000, -944с.: ил.

31. ГОСТ 25.101-83. Методы схематизации случайных процессов нагружения элементов машин и конструкций и статистического представления результатов.

32. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. -М.: Госстандарт, 1989.-52 с.

33. ГОСТ Н 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

34. Гришин В.И., Бегеев Т.К. Применение специализированного комплекса программ ФИТИНГ к расчету элементов конструкций при наличии контактного взаимодействия. //Труды ЦАГИ, вып.2435, 1988, с.3-16.

35. Губанок И.И. Повышение несущей способности трубопроводов посредством применения предварительно напряженной муфты: Сб.науч.тр. //Надежность и ресурс газопроводных конструкций. -М.: Тип. «Наука». 2002. -С.255-259.

36. Губанок И.И., Бегеев Т.К. Развитие методики оценки напряженного состояния газопроводов в непроектном положении для сложных условий эксплуатации. -Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности», 2005, №2.

37. Губанок И.И., Ефанов В.И. Вопросы реконструкции российской газотранспортной системы. //Наука и техника в газовой промышленности. —2005. №2.

38. Губанок И.И., Катранов М.Б., Яковлев А.Я. К вопросу повышения надежности линейной части магистральных газопроводов: Сб.науч.тр. //Проблемы надежности газопроводных конструкций. -М.:, ВНИИГАЗ,

39. Губанок И.И., Салюков В.В., Хороших А.А., Дудов А.Н., Власов С.В., Егурцов С.А. Система инструментального мониторинга промышленной безопасности технологических объектов //Газовая промышленность. — 2004. № 9.

40. Губанок И.И., Харионовский В.В. Управление надежностью магистральных газопроводов //Наука и техника в газовой промышленности, 2005. №2.

41. Губанок И.И., Шаньгин A.M. Анализ надежности линейной части газопроводов ГП «Севергазпром» : Сб.науч.тр. //Вопросы надежности газопроводных конструкций . -М.: ВНИИГАЗ, 1993. -С. 21-27.

42. Дедешко В.Н., Губанок И.И., Салюков В.В. и др. Развитие системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов ОАО «Газпром». //Четырнадцатая международная деловая встреча «Диагностика-2004». -М.: ООО «ИРЦ Газпром», том.1. -С.15-25.П

43. Дедешко В.Н., Салюков В.В. Совершенствование системы диагностического обслуживания магистральных газопроводов. //Тринадцатая международная деловая встреча «Диагностика-2003». — М.: ООО «ИРЦ Газпром», том.1. -С.5-17.

44. Жилкин В.А. Интерференционно-оптические методы исследования деформированного состояния //Заводская лаборатория, т.47, №10, с.57-63.

45. Завьялов Ю.С., Квасов О.И., Мирошниченко В.П. Методы сплайн-функций. -М.: Наука, 1980. -350с.

46. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Прочность сосудов и трубопроводов с дефектами стенок в нефтегазовых производствах. -М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2000. -216с.52.53,54,55,56,57,58