Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Характеристика газотранспортной системы 8
1.1. Анализ состояния газотранспортной системы 8
1.2. Факторы, влияющие на разрушение линейной части магистральных газопроводов 15
1.3. Оценка последствий аварий линейной части 23
Глава 2. Оценка механических характеристик труб газопроводов 30
2.1. Характеристики трубных сталей 30
2.2. Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями 42
2.3. Определение скорости коррозионных повреждений металла газопроводов 49
Глава 3. Методика расчета технического состояния газопроводов 63
3.1. Общие положения 63
3.2 Комплексные показатели оценки технического состояния 64
3.3 Балльная методика оценки технического состояния и качества ремонта участка магистрального газопровода 67
3.4 Балльные показатели оценки последствий аварий 77
Глава 4. Прогнозирование состояния линейной части газопровода 88
4.1. Прогнозирование состояния линейной части 88
4.2. Вероятностная модель долговечности линейной части 93
Основные выводы 99
Литература 101
Приложение 1 в 19 таблицах 113
- Факторы, влияющие на разрушение линейной части магистральных газопроводов
- Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями
- Балльная методика оценки технического состояния и качества ремонта участка магистрального газопровода
- Вероятностная модель долговечности линейной части
Введение к работе
Актуальность проблемы
Состояние трубопроводов в России в настоящее время характеризуется двумя основными признаками: длительным сроком эксплуатации, достигающим практически для половины всех трасс 35 – 40 лет, что приводит к резкому увеличению числа коррозионных повреждений труб, и снижением объемов транспорта нефти и газа, что связано, с одной стороны, с уменьшением спроса в связи с кризисными процессами в мировой экономике, а, с другой, снижением объемов добычи нефти и газа. Главной причиной возникающих аварийных ситуаций линейной части является разрушение металла трубопровода, что приводит к необходимости достоверной оценки технического состояния различными диагностическими методами. Основным методом оценки технического состояния является применение внутритрубных диагностических снарядов, позволяющим проводить диагностические обследования без остановки транспорта нефти и газа. Важной задачей в этом случае является правильная интерпретация полученных результатов, что зависит от степени квалификации операторов и настройки диагностической аппаратуры.
Оценка состояния магистральных газопроводов (МГ) является сложной задачей, т.к. она зависит от большого количества факторов, включающих в себя: условия прохождения трассы, специфику эксплуатации линейной части, качества проектирования и строительства. Следует также учитывать, что параметры газопровода меняются с течением времени, а объективная оценка состояния линейной части при дальнейшей эксплуатации позволяет повысить надежность транспорта газа, снизить риски аварий и уменьшить объем ремонтно-восстановительных работ с одновременным снижением и времени восстановления работоспособности линейной части.
Разработке методов оценки и расчета технического состояния участков трубопроводов посвящено большое количество работ: И.Г. Абдуллина,
Х.А. Азметова, В.Н. Антипьева, В.Л. Березина, Г.Г. Васильева, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, Р.С. Зайнулина, В.А. Иванова, А.А. Коршака, Н.А. Малюшина,
О.А. Степанова, Н.Х. Халлыева и др. Однако ряд аспектов этой проблемы требует своего развития и совершенствования.
Цель работы – совершенствование метода прогнозирования технического состояния линейных участков на базе нелинейной модели коррозионных процессов.
Основные задачи исследования:
-
Сбор, обработка и анализ статистических данных по отказам магистральных газопроводов РФ, оценка техногенных, технических, экономических и экологических последствий аварий;
-
Прогнозирование глубины коррозионных повреждений и их количества для участков газопроводов на основании данных внутритрубных обследований в процессе эксплуатации;
-
Совершенствование комплексного метода оценки технического состояния МГ на базе нелинейной модели коррозионных процессов, включающего в себя условия прокладки, эксплуатации, результаты диагностического обследования и риска аварий на основе балльных показателей и ранжирования участков для определения очередности проведения ремонтов
-
Разработка метода расчета количества поврежденных секций трубопровода в процессе эксплуатации на базе вероятностной модели отказов линейной части газопровода.
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на анализе и статистической обработке материалов диагностического обследования газопровода Уренгой-Челябинск.
В работе использованы численные и вероятностные методы решения задач прогнозирования технического состояния трубопровода и риска аварий в результате коррозионных повреждений и положения теории прочности.
Научная новизна
1.Усовершенствован метод оценки технического состояния линейных участков магистрального газопровода на базе балльных показателей.
2. Получены полуэмпирические зависимости, позволяющие прогнозировать рост числа коррозийных повреждений и увеличение их глубины в процессе эксплуатации объекта на базе нелинейной модели.
3.Предложена вероятностная модель для определения числа поврежденных секций газопровода при его эксплуатации
На защиту выносятся:
Усовершенствованный метод оценки состояния линейных участков магистрального газопровода, включающий в себя показатели технического состояния и оценку возможного ущерба от аварий на базе балльной оценки всех показателей;
Полуэмпирические зависимости для прогнозирования роста числа коррозионных повреждений и вероятностная модель определения числа поврежденных секций.
Практическая ценность работы
Создан программный продукт для расчета и оценки технического состояния участков МГ с ранжированием их по очередности ремонта.
Предложена программа расчета прогноза роста количества повреждений и глубины коррозионных дефектов с учетом изменения скорости коррозии.
Материалы исследования используются в качестве методических пособий в учебном процессе для специальности 0907 «Проектирование, строительство и эксплуатации нефтегазопроводов и хранилищ».
Обоснованность и достоверность результатов.
В процессе выполнения работ автором использованы основные положения системного анализа, теории вероятностей и риска аварий.
Результаты теоретических исследований по математическим моделям сверялись с известными положениями других исследователей. Сходимость результатов достаточно высока.
Апробация работы
Основные результаты работы докладывались на научно-практических конференциях и семинарах по проблемам строительства и безопасной эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в том числе на: Второй Международной Конференции «Актуальные проблемы трубопроводного Западной Сибири (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008 г.) научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (ГУП «ИПТЭР», Уфа, 2007, 2008, 2009 гг.); научно-практических конференциях и семинарах кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» (ПЭНХ) ТюмГНГУ (2007,2008,2009,2010 гг.); научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (Тюмень, 2008); научно-практическом семинаре кафедры «Промышленная теплоэнергетика» ТюмГАСУ (Тюмень, 2008 г.).
Публикации
По материалам работы опубликовано 6 статей, в том числе 3 в журнале «Нефть и газ. Известия вузов», реферируемом ВАК РФ.
Структура и объем диссертационной работы
Факторы, влияющие на разрушение линейной части магистральных газопроводов
Главной задачей при эксплуатации магистральных газопроводов является достижение безотказной работы. Оценка безотказности линейной части конкретного магистрального газопровода при помощи статистических методов требует большого объема данных об авариях и разрушениях, накопление которых происходит в течение длительного периода времени. Полученная оценка характеризует безотказность только за прошедший период времени, что снижает информативность прогноза на будущее. Перспективным методом оценки безотказности газопровода является построение физической модели отказа и исследование ее математическими методами. Этот подход требует обширной и глубокой информации о физической природе отказа, получение которой является самостоятельной задачей. В такой ситуации остается лишь предложить более-менее разумную формальную модель его возникновения, получить на ее основе функцию распределения времени безотказной работы объекта и оценить из опытных данных ее параметры. [12,21,24,32]
Оценку безотказности линейной части магистрального газопровода возможно получить способами: расчленения исследуемого участка газопровода на условные элементы определенной длины; определения показателей безотказности выделенных элементов участка; определения показателей безотказности всего исследуемого участка линейной части как системы последовательно соединенных стохастически зависимых элементов.
Безотказность участка линейной части газопровода понимается как способность сохранять герметичность в процессе эксплуатации. Потеря герметичности происходит под действием двух групп факторов. К первой группе относятся факторы, связанные со снижением несущей способности трубопровода. Из них следует выделить: заводские дефекты труб, являющиеся металлургическими пороками в теле трубы в виде закатов, расслоений, трещин; сварочные дефекты, возникающие в продольных и поперечных стыках трубопровода; строительно-монтажные дефекты, представляющие собой повреждение стенки трубы и нарушение целостности изоляционного покрытия; коррозия металла трубы. Перечисленные дефекты стенки трубы носят локальный характер и являются концентраторами напряжения, в связи с чем становятся возможными очагами образования тренщн.[5,15,16,27,44,45,58,87,88,99,109,113,114].
Вторая группа факторов связана с увеличением внешних нагрузок. К ним относятся: повышенное давление, как следствие нестационарных режимов перекачки по газопроводу; продольные усилия, вызванные температурными колебаниями; случайные нагрузки, вызывающие местный изгиб трубопровода в грунте.
Влияние различных факторов на надежность линейной части магистрального газопровода не равноценно. Если представить распределение количества аварий по причинам их возникновения с учетом диаметра газопроводов в процентном соотношении, то получим таблицу 1.7. [42, 43, 54, 58,67,71, 105].
В общем случае к разрушению трубопровода приводит одновременное действие факторов обеих групп. Однако на основе опыта эксплуатации установлены наиболее часто встречающиеся комбинации. Это, в первую очередь, коррозийное повреждение металла стенки трубы с последующим появлением и ростом трещин. Другой причиной является зарождение и развитие трещин под действием квазистатической нагрузки в местах дефектов металла [31, 40, 80]. Причиной отказа могут быть начальные дефекты, которые почти неизбежны при самых высоких требованиях к технологическому процессу изготовления и монтажа и дефекты, возникающие в металле под действием нагрузки в процессе эксплуатации [86]. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов в наиболее коррозионно-опасных зонах показал, что развитие коррозии имеет специфический характер. Очаги коррозии (группы язв и отдельные каверны) развиваются локально. При этом подавляющая часть поверхности трубопровода коррозии практически не подвергается, то есть коррозия носит характер локальных поражений. По характеру коррозии стали в зоне дефекта изоляционного покрытия можно выделить следующие три участка: участок максимальной коррозии в зоне дефекта, участок резкого уменьшения коррозии и участок постепенного снижения интенсивности коррозионного процесса. Первый участок имеет площадь, определяемую 1-2 размерами дефекта изоляционного покрытия. Второй - распространяется не более чем на 2-3 диаметра дефекта. Третий участок занимает всю зону отслаивания покрытия. Интенсивность коррозии металла в зоне дефекта зависит от размера дефекта, вида покрытия и коррозионной среды, а под изоляционным покрытием практически не зависит от этих факторов и на два-три порядка меньше интенсивности коррозии металла в дефекте покрытия. Это указывает на тот факт, что коррозионный процесс разрушения металла под изоляционным покрытием протекает с большим затруднением и не представляет для подземных трубопроводов практической опасности. Таким образом, в зоне отслаивания изоляционного покрытия на подземном трубопроводе происходит слабое развитие коррозии металла под покрытием, сильная коррозия развивается в дефектах покрытия и зависит от их размеров. С уменьшением диаметра дефекта интенсивность коррозии металла снижается. Пассивация металла в дефектах покрытия зависит от его толщины и увеличивается с ростом последнего.
Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями
Внутритрубная диагностика, проводимая в настоящее время на магистральных трубопроводах, позволяет определить достаточно точно глубину, размеры коррозионных повреждений и их месторасположение. Одним из основных элементов в профилактике коррозионных повреждений после их определения является правильная оценка степени опасности выявленных коррозионных повреждений и принятие на этой базе решений о мерах по дальнейшей эксплуатации участка трубопровода (осуществление незамедлительного ремонта обнаруженного дефекта — «опасные дефекты», снижение рабочего давления до допустимых значений без остановки перекачки, или возможность дальнейшей безаварийной эксплуатации трубопровода.) [52, 66, 76] Важнейшим элементом в этом случае является, с одной стороны, правильная оценка размеров дефектов (длины, глубины, ширины), зависящих от разрешающих способностей внутритрубных диагностических снарядов, а с другой, достоверностью расчета остаточной прочности стенки трубопровода, пораженного коррозионными дефектами [3, 76]. Наиболее точным и надежным способом определения остаточной прочности стенки трубопровода, поврежденного коррозионными дефектами, являются испытания [3]. Однако во многих случаях проведение испытаний не осуществляется из-за экологической, экономической и технической точек зрения. Кроме того оказывается, что повторное испытание не рекомендуется в связи с тем, что не проявившие себя дефекты могут активизироваться при повторном испытательном давлении. Кроме того, испытание не дает количественной информации по поведению дефектов, выдержавших этот тест. Возможность повторных испытаний может быть рассмотрена при таком уровне давления, которое поддерживало бы начальный или рабочий коэффициент безопасности. Остается в этом случае лишь применение расчетных методов, основанных на экспериментальных исследованиях труб в лабораторных и промышленных условиях.
Расчетные методы разработаны и непрерывно совершенствуются [13, 85, 86, 97]. Существует несколько методов расчета максимально-допустимого рабочего давления (МДРД) труб с коррозионными повреждениями, созданным в основном в мемориальном институте им. Баттеле. В соответствии со СНИПом расчет давления осуществляется лишь по остаточной толщине стенки, без учета геометрических характеристик дефекта. В ряде работ приводится следующая, поэтапная схема расчета МДРД. По методике, изложенной в работе [70], известные размеры коррозионного повреждения (глубина, длина) сравниваются с предельными критериальными значениями и при превышении этих значений выбирается одно из решений: отремонтировать или заменить трубу, снизить давление до допустимого, или режим эксплуатации не меняется. Порядок проведения расчета изложен далее. 1. Определяется относительная глубина коррозионного повреждения {Sjsj, на основании которой может быть принято три решения: a) при Sj8c ОД - исходная величина МДРД не меняется, труба пригодна для дальнейшей эксплуатации; b) при 5К/5С 0,8 - труба подлежит ремонту или замене; c) при 0,8 6j5c ОД 8 - необходимо оценить данное повреждение и принять решение о дальнейшей эксплуатации. 5К - глубина коррозийного повреждения, мм; 5С - номинальная толщина стенки в месте повреждения, мм. 2. Определяется коэффициента Kf, который характеризует критическую . длину коррозионного повреждения. Причем для SjSc 0,8 Kf=4, а при J (2.1) 3. Рассчитывается критическая длина коррозионного повреждения:
Балльная методика оценки технического состояния и качества ремонта участка магистрального газопровода
Предлагаемая методика оценки технического состояния участка основана на расчете комплексного показателя, который определяется двумя величинами: I -показатель технического состояния; П - показатель, учитывающий потенциальные последствия аварий.
I показатель технического состояния состоит из четырех групп факторов: фактор результатов диагностического обследования; технологический, коррозии, -антропогенного и природных воздействий. Распределение весовых коэффициентов этих факторов приведено в табл.3.1.
Надежная и долговечная работа линейной части обеспечивает бесперебойную поставку газа внутри России, а так же в ближнее и дальнее зарубежье [67, 73]. Основные газотранспортные магистрали: Уренгой-Челябинск, Уренгой-Помары-Ужгород находятся в эксплуатации свыше 20 лет. Для достоверной оценки их технического состояния в последние 10 лет осуществляется плановое диагностическое обследование линейных участков. Следует упомянуть, что первые обследования, проведенные в конце прошлого века, по сути являлись пионерными и позволили, во-первых, отработать технику выполнения и порядок проведения обследований, во-вторых, выявить внутренние дефекты самой аппаратуры, в-третьих, накопить опыт по расшифровке полученной информации [80,81,83,84]. Как показывает сопоставление результатов первой и следующих инспекций количество выявленных дефектов значительно увеличивается, что объясняется не только временем эксплуатации, но и совершенствованием аппаратуры и повышением квалификации обслуживающего персонала [82,102,104]. На основании последних диагностических обследований 2000-2004 годов можно определить темпы прироста дефектов, их распределение по глубинам, объемы и количество требуемых ремонтно-восстановительных работ линейной части.
В основу расчетов положены данные инспекции первой и второй ниток газопровода Уренгой-Челябинск, протяженностью 104 км (1269-1373 км) с диаметрами 1420 мм и толщиной 18,7 мм, со сроками эксплуатации 23 и 25 лет. Результаты обследований представлены в таблице 4.1. Последующие расчеты проводились по средним значениям количества дефектов для первой и второй ниток газопровода. Наибольшее число дефектов обнаружено, как и следовало ожидать, в минимальном диапазоне 10-15% от относительной толщины трубы. Для проведения анализа все обнаруженные дефекты сгруппированы в интервалы с относительным шагом по толщине трубы 5% от 10 до 60% от общей толщины стенки трубы.
Анализ полученных результатов и имеющиеся в литературе данные показывают, что коррозионные повреждения начинаются лишь после повреждения изоляции, т.к. коррозия под изоляцией в 100 раз меньше коррозии металла. Срок службы изоляционных покрытий составляет 25-30 лет и именно в этот период резко возросло количество обнаруженных коррозионных повреждений на минимальной глубине до 2 мм. Причем скорость коррозионных повреждений металла как под покрытием, так и без изоляции подчиняется экспоненциальному закону, следовательно, и распределение дефектов по глубинам так же подчиняется этому закону [68]. На рис.4.1 представлены результаты обработки данных дефектоскопических обследований участков газопроводов Уренгой-Челябинск первой и второй ниток. По оси абсцисс отложен логарифм количества дефектов. Полученные данные были обобщены и позволили получить эмпирическую зависимость роста числа коррозионных повреждений в зависимости от глубины и времени эксплуатации, принимая, что рост наиболее глубоких повреждений, обнаруженных при обследовании, начался с первого года эксплуатации. Общее количество таких дефектов весьма незначительно и составляет 1-3 дефекта на участке. Следует учитывать, что темп роста глубины коррозии с ростом интервала глубин уменьшается. Полученные результаты обработки данных описываются уравнением: где 5,1 - эмпирический коэффициент, а - коэффициент, зависящий от интервала глубин, для первого интервала а=0, для второго 2, а для последующих интервалов соответственно 3,4 и т.д., г - время эксплуатации, лет. Далее были приведены расчеты количества дефектов при последующей эксплуатации 30-50 лет и получены значения количества дефектов по глубинам при дальнейшей эксплуатации рис. 4.2 и таблице 4.1.
Сопоставление фактических и расчетных данных показывает, что достоверность полученных значений составляет 0,96 , а общее количество дефектов, рассчитанных по приведенному уравнению и фактическое, имеет относительную погрешность 0,25% (осредненные значения количества дефектов по времени эксплуатации 24 года). Это уравнение положено в основу прогнозирования роста количества дефектов на глубинах в интервале 30-50 лет. И оказалось, что значительное число дефектов наблюдается в начальном интервале 10% относительной толщины, а на глубинах 50% они составляют на участке 6-8 штук за тридцать лет, за пятьдесят лет 38-40 штук.
Вероятностная модель долговечности линейной части
Результаты обследования трасс газопроводов позволяют на основе полученной информации оценить техническое состояние линейной части и либо определить безопасные режимы транспорта газа, либо установить очередность вывода участков в ремонт и одновременно прогнозировать остаточный ресурс трубопровода с планированием времени и объемами проведения капитальных ремонтов. Анализ обследования ниток трубопроводов показывает, что за последние 20 лет основными видами дефектов и аварий являются коррозионные повреждения металла труб. Встречаются так же механические повреждения, связанные с работой ремонтной техники на трассах. Брак строительно-монтажных работ в основном был выявлен в интервале первых 10 лет эксплуатации. Классификация аварий линейной части может осуществляться по различным признакам. Нами при построении модели выделяют две группы причин: внешние и внутренние. Внешние причины включают в себя условия прокладки, свойства транспортируемой среды, режимы перекачки и т.п., т.е. причины, принимаемые постоянными при эксплуатации, а внутренние - причины, зависящие от времени эксплуатации. При такой классификации дефектов можно использовать для анализа динамики отказов секций трубопроводов вероятностную модель отказов.
Принимаем, что все секции находятся в одинаковых условиях эксплуатации, что позволяет использовать аппарат формально-кинетического анализа и представить функцию отказов в виде следующего дифференциального уравнения: Где М -число работоспособных секций трубопровода; &i - коэффициент, учитывающий влияние на отказ секций трубопроводов причин первой группы (условия прокладки, режимы работы и т.п.); &гШ - коэффициент, учитывающий влияние второй группы (коррозионные повреждения металла труб), зависящие от времени эксплуатации. Следовательно, коэффициент &з будет отражать увеличение вероятности отказов, связанных с изменением свойств материала, а в качестве основного принимаются коррозионные повреждения. Коэффициент fes, исходя из предложенных моделей коррозионного повреждения, можно представить в виде: где &и а - эмпирические коэффициенты. Сопоставление уравнений (4.1) и (4.2) позволяют преобразовать уравнение (4.1) и представить его в виде: Для начала эксплуатации т = О, тогда N =N0 _ число секций рассматриваемого участка газопровода, шт. Тогда: т.е., оказывается, что закон изменения отказов секций газопровода так же как и коррозионные повреждения экспоненциальным. В этом случае основной задачей является определение эмпирических коэффициентов предложенной модели.
Они могут быть определены следующим образом с введением обозначений: Эту функцию можно разложить в ряд Тэйлора: Исходя из анализа рассмотренного ряда и учитывая, что ах « J , можно ограничиться тремя членами ряда, тогда: Коэффициенты в уравнении (4.7) можно определить, располагая данными о количестве отказов труб в фиксированные отрезки времени от начала эксплуатации. Это позволяет записать для их определения систему нелинейных уравнений: В этом случае У І И ТЇ ЭТО фактические данные по количеству отказов секций труб (их замене) в интервале времени і о,. Обозначим 2 . Запишем для расчета эмпирических коэффициентов условную функцию вида: Вычисление коэффициентов n u Р осуществляется по известным значениям числа отказов для некоторых (фиксированных) значений времени гп в качестве которых принимаем интервалы времени эксплуатации от начала ее до момента двух последовательных диагностических обследований. В качестве расчетных значений принимаем интервалы времени тх = 19лет и Т2 = 23года (время проведения диагностических обследований) (табл. 4.2). Получим уравнение по расчету числа поврежденных секций с течением времени, что позволяет рассчитать число поврежденных секций при последующей эксплуатации и заранее резервировать необходимое их число для капитального ремонта, а также позволяет поддерживать надежность линейной части на проектном уровне (рис.4.3). Решение полученного уравнения имеет вид: N Из результатов сопоставления расчетных и фактических значений числа поврежденных секций оказывается, что погрешность составляет для 19 и 23 лет эксплуатации всего одну секцию, а относительная погрешность составляет 0,2%. Следовательно, это уравнение можно использовать для прогнозирования поврежденных секций при последующей эксплуатации и объемы и сроки проведения ремонтов линейной части. 1. Получены полуэмпирические уравнения для расчета числа коррозионных повреждений по глубинам для их определения при последующей эксплуатации. Общая погрешность не превышает 0,25%. 2. В средних интервалах повреждений от 30 до 50% относительной толщины трубы к глубине погрешность составляет 50%, однако, в численном отношении количество повреждений изменяется на 5 — 10 штук на 100 км газопровода. 3. Получено на основе вероятностной теории уравнение для расчета количества аварийных секций на базе диагностических обследований линейной части. Погрешность не превышает 0,2% или 1 секция на 500 штук. 4. Приведенные уравнения по расчету числа коррозионных повреждений позволяет рассчитать их количество, причем оказывается, что наибольшее их число наблюдается в интервале до 2 мм, т.е. после 30 лет эксплуатации изоляция выходит из строя и необходимо планировать переизоляцию линейных участков, на которых количество неглубоких повреждений составляет свыше 250 штук на 1 км трассы. 1. Представлены характеристики современного состояния газотранспортных мистралей России, характеристики аварийности линейной части.
Как показывают проведенные расчеты относительная величина интенсивности аварий возрастает и за последние 8 лет, увеличение составляет 22- -70%, причем наибольший рост наблюдается у газопроводов диаметром 820 мм. У газопроводов с диаметром 1420 интенсивность аварий составила 23,3%, что связано с большим сроком эксплуатации газопроводов малого диаметра. Однако следует ожидать в ближайшие 5- -10 лет увеличение интенсивности аварий на газопроводах диаметром 1220, 1420 мм. 2. Результаты испытаний образцов труб на действующих газопроводах показали, что химический состав трубных сталей соответствует ГОСТам, механические характеристики снижаются с уменьшением температуры, однако их значения превышают ГОСТовские.
Наблюдается изменение прочностных характеристик сталей на 10- -25%. 3. Получены полуэмпирические уравнения для расчета количества коррозионных повреждений на газопроводах от времени их эксплуатации. Показано, что при нормальной изоляции коррозионные процессы осуществляются со скоростью в 100 раз меньшей, чем при поврежденной изоляции. Установлено, что темп роста глубины коррозионных повреждений снижается с их глубиной. За первый год от момента начала коррозии скорость ее составляет около 2,5 мм/год с последующим замедлением.
