Трубопроводы для сероводородных газов

На многих предприятиях в качестве топлива используют заводские газы — побочные продукты технологических установок. Ресурсы заводских газов зависят от глубины переработки углеводородного сырья. В производствах, процессы которых протекают под давлением водорода (риформинг, гидроочистка, изомеризация), образуются газы, не содержащие непредельных углеводородов, п их применение для сжигания в печах не вызывает затруднений. В то же время, состав побочных газов термических и некоторых каталитических процессов характеризуется заметным содержанием непредельных углеводородов. Их концентрация зависит, главным образом, от жесткости режима и в определенной степени от состава сырья и применяемых катализаторов. Входящая в состав заводских газов жирная часть (изобутан, этилены) является ценным исходным сырьем для получения высокооктанового бензина, а сухая часть (водород, метан п этан- -этилен) применяется в качестве технологического топлива. Заводские топливные газы, особенно с установок пиролиза бензина, необходимо подвергать очистке от непредельных углеводородов (фракций С4, С5 и диеновых соединений). Указанные непредельные углеводороды легко полимери-зуются и сополимеризуются с продуктами сероводородной коррозии и образуют плотные отложения в арматуре трубопроводов, в узлах газовых горелок и в капиллярах КИП. Это нарушает работу горелок или совсем выводит их из строя. [c.48]

Сероводородсодержащий газ транспортировать по некоррозионно-стойким трубам даже в осушенном виде не рекомендуется. Связано это с тем, что даже небольшие отклонения в технологическом режиме, приводят к попаданию в трубопровод незначительного количества влаги, и вызывают в короткий срок сероводородное растрескивание материала труб. Наиболее подвержены этому явлению сварные швы, а точнее зоны сплавления сварных швов, где располагаются максимальные остаточные растягивающие сварочные напряжения и наиболее неблагоприятная структура металла. Соответственно, из двух типов труб бесшовных горячекатаных и сварных большей коррозионной стойкостью обладает первый тип. Бесшовные горячекатаные трубы по своей специфике изготовления обладают меньшей дефектностью по неметаллическим включениям, что оказывает очень благоприятное влияние на их стойкость к водородному растрескиванию. Требования к качеству материала труб в этом случае аналогичны требованиям к качеству материала шлейфовых труб. Наиболее распространен- [c.181]

Перед приемом сероводородного газа на установку необходимо продуть всю систему (трубопроводы, аппараты) инертным газом. Продувка прекращается, когда содержание кислорода в отходящем из системы газе не превышает 0,5 % (об.). [c.43]

К ингибиторам сероводородной коррозии для защиты трубопроводов, подводящих газ к перерабатывающему заводу, кроме защитных свойств предъявляется еще ряд специфических технологических требований, важнейшим из которых является способность как минимум не вызывать вспенивание растворов абсорбентов (ди-этаноламина или метилдиэтаноламина), применяющихся при очистке газа от сероводорода, а по возможности подавлять пенообра-зование их растворов. Указанное требование имеет исключительно важное значение для нормальной эксплуатации аппаратов сероочистки. Высота слоя пены в 20%-ном водном растворе диэтаноламина (ДЭА) при концентрации ингибитора до 5,0 г/л должна быть не бо- [c.51]

В целях предотвращения разложения раствора МЭА температура греющего пара не должна превышать 180 °С. Для нормальной экс- плуатации блока очистки предельное насыщение раствора МЭА сероводородом не должно превышать 0,4 моль на 1 моль или 22 м сероводорода (при нормальных условиях) на 1 м раствора МЭА. Нарушение данного требования приведет к усилению сероводородной коррозии аппаратуры и трубопроводов узла очистки газов, а в ряде случаев будет способствовать растрескиванию металла десорбера, теплообменника и рибойлера. [c.126]

Отдельные или специальные факельные системы. В состав отдельной факельной системы, кроме сероводородной, должны входить газопроводы, оборудованные огнепреградителями, гидрозатворами и т. п. отбойники конденсата, насосы для откачки газового конденсата, установка сбора и утилизации факельных газов, факельная труба и вспомогательные трубопроводы. В случае нецелесообразности в состав отдельной факельной системы можно не включать установку сбора и утилизации факельных газов. Необходимость подогрева или охлаждения факельных газов определяют в каждом конкретном случае. В составе отдельной факельной системы должна быть только одна факельная труба. Факельные трубы отдельных факельных систем оборудуют так же, как и общезаводские трубы. [c.188]

Отмечаются [16] положительные результаты при использовании в сероводородных нефтяных средах труб, оцинкованных термодиффузионным способом. Эффективным методом защиты резервуаров для сырых нефтей, разрушающихся под воздействием влажного сероводорода, оказалось нанесение лакокрасочных покрытий на основе эпоксидных смол [17, 18]. Для перекачки агрессивных сероводородных газов широко применяются асбоцементные трубопроводы. [c.44]

Некоторые попытки в части создания и использования трехфазных ингибиторов сероводородной коррозии предпринимались и в нашей стране. Так, на объектах ПО "Оренбургнефть" отечественный образец трехфазного ингибитора в течение некоторого времени успешно применялся при защите трубопроводов нефтяного кислого газа [40, 41]. Необходимо, однако, отметить, что в обрабатывавшихся ингибитором трубопроводах нефтяного газа проблема коррозии в паровой фазе не являлась существенной и определяющей, в связи с чем о наличии защитного действия ингибитора в них судили лишь по данным применявшихся средств коррозионного контроля. Реальные возможности ингибитора Д—4 в части защиты от поражений металла в паровой фазе, вызываемых водородом (расслоений, ступенчатого растрескивания и т. д.), из-за отсутствия необходимых средств и методов контроля определены не были. [c.42]

Анализируя приведенные выше параметры разработки месторождения, выделим для среды влажного газа (первой зоны) главные, которые могут влиять на сероводородную коррозию и способы защиты от общей коррозии технологического оборудования и коммуникаций. К таким параметрам можно отнести изменение давления в процессе разработки месторождения, изменение скорости и состава газоконденсатного потока, а также изменение температуры газа в период разработки месторождения. Уменьшение во времени рабочего давления приводит к снижению внутреннего напряжения в промысловых коммуникациях и технологических аппаратах. Снижение внутреннего напряжения является одним из основных факторов, влияющих на предотвращение процесса сероводородной коррозии. В период разработки месторождения происходит также увеличение внутреннего напряжения в трубопроводе за счет уменьшения толщины стенки труб в связи с общей коррозией. [c.12]

Основное количество повреждений (247) наблюдалось в течение первых шести лет эксплуатации. В 1971-1973 гг. оно непрерывно возрастало. В следующие три года несколько снизилось, но все же находилось на недопустимо высоком уровне. Затем количество повреждений снизилось до минимума и держалось на таком уровне до 1995 г. В последние годы начали поступать сведения об одиночных коррозионных повреждениях трубопровода, причина возникновения которых требует выяснения. Большинство повреждений имело вид нераскрывшихся коррозионных трещин различной длины (20-150 мм) на продольных заводских сварных швах поблизости от кольцевых монтажных швов или непосредственно на них. Известно, что с момента ввода в эксплуатацию по апрель 1972 г. по трубопроводу Оренбург-Заинск транспортировался неингибированный газ с содержанием НгЗ до 2,5% об., который мог вызвать сероводородную коррозию металла, проявляющуюся в разных формах — от общей равномерной коррозии до водородного расслоения и сероводородного растрескивания. [c.62]

Добываемые на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ) природный газ, конденсат и нефть содержат в своем составе примеси сероводорода и диоксида углерода, способные вызывать помимо общей и язвенной коррозии сероводородное растрескивание (СР) и водородное расслоение (ВР) металла оборудования и трубопроводов (ТП). Надежная и безопасная разработка таких месторождений обеспечивается применением специальных сталей, сварочно-монтажных технологий изготовления оборудования и ТП и ингибиторной защитой в процессе эксплуатации. [c.5]

Наличие сероводорода вызывает коррозию оборудования нефтяных и газовых скважин, газосборных коллекторов, очистных сооружений, магистральных трубопроводов и технологического оборудования перерабатывающих предприятий. В некоторых случаях из-за коррозии возникают аварийные ситуации на буровых скважинах (разрыв трубопровода, разлив нефти и попадание газа в окружающую среду). Сероводород, помимо общей и язвенной коррозии, вызывает сероводородное растрескивание и водородное расслоение металла оборудования и трубопроводов. [c.5]

На практике сероводородному растрескиванию в основном подвергаются бурильные и обсадные трубы, штанги насосов, магистральные трубопроводы и резервуары для хранения сернистых нефтей и газов [132, 147, 138]. Наличие сварных соединений повышает склонность к этому виду разрушения. Сварные резервуары из высокопрочных сталей разрушались зимой и летом, вскоре после заполнения их углеводородными газами с сероводородом. В горизонтальных сварных швах образовывались поперечные и продольные трещины, зарождающиеся на внутренней поверхности [132]. [c.60]

При эксплуатации газовых скважин с небольшим содержанием НгЗ и СОг в газе отмечалось сероводородное растрескивание (под действием газового конденсата) трубопровода из стали с 9% хрома при твердости НРС 29—34. [c.60]

В целях повышения надежности работы трубопровода газа регенерации предусмотрено проводить его ингибирование путем впрыска ингибитора сероводородной корро- [c.172]

Ингибитор предназначен для защиты от сероводородной и кислотной коррозии оборудования и трубопроводов при нефтедобыче, транспортировке сырой нефти и газа, а также установок по сжатию и переработке нефтяного газа. [c.283]

Один из способов защиты промысловых газопроводов от углекислотной коррозии — это применение хромсодержащих сталей. Для транспортировки сероводородсодержащих продуктов применения стойких к сероводородному растрескиванию материалов, т. е. сталей марок 20, 20ЮЧ, 09ХГ2НАБЧ, недостаточно. В этом случае дополнительно применяют метод ограничения рабочих напряжений в зависимости от категории трубопровода или участка его по СНиП 11-45—75. Требования к свариваемым материалам, подготовке и сварке, ведению процесса сварки, контролю сварного шва, допустимым дефектам, возможному ремонту, снятию остаточных сварочных напряжений приводятся в Инструкции по технологии сварки, по термической обработке и контролю стыков трубопроводов из малоуглеродистых сталей для транспортировки природного газа и конденсата, содержащих сероводород ВСН 2-61—75. [c.186]

Представлен краткий обзор проблем коррозии и ингибиторной защиты при трубопроводном транспорте кислого (Н25— и СО2—содержащего) газа на различных месторождениях мира. Описаны случаи специфического проявления сероводородной коррозии в отдельных трубопроводах и трубопроводных системах, а также различные нюансы из практики применения ингибиторной защиты. [c.2]

Как известно, низкая относительная влажность (ф=60...80%) кислого газа считалась и до сих пор считается одной из наиболее важных характеристик, способствующих снижению до минимума интенсивности общей сероводородной коррозии и предотвращению СКР в стальных трубопроводах и оборудовании. В настоящее время осушка газа до указанных значений влажности по первоначально принятой схеме низкотемпературная сепарация (НТС) невозможна ввиду значительного падения пластового давления. Ввод в действие дожимных компрессорных станций (ДКС) позволит поддерживать в газопроводах необходимую влажность транспортируемого газа в течение какого-то определенного промежутка времени. Причем, даже в этот период в некоторых трубопроводах газотранспортной системы критерий влажности не будет выдерживаться. Строительство в целях более эффективной осушки газа установок гликолевой осушки или пропано-вых холодильных установок на стадии падающей добычи нецелесообразно, а с учетом нынешней экономической ситуации в стране практически невозможно. [c.6]

Определенный интерес вызывает вопрос о возможности и перспективности использования для защиты от коррозии газотранспортных систем кислого газа (особенно разветвленных и состоящих из трубопроводов большого диаметра) так называемых трехфазных ингибиторов сероводородной коррозии, т. е. ингибиторов, обладающих защитным действием в паровой фазе, а также в воде и жидких углеводородах. В случае реального наличия и успешного применения ингибиторов такого типа, в принципе, можно было бы повысить уровень защиты системы при сравнительно простой технологии ингибирования. Однако ввиду отсутствия достаточных знаний и практического опыта достоверная оценка реальных возможностей данного способа при защите трубопроводов большого диаметра в настоящее время невозможна. Необходимые выводы могут быть сделаны только после соответствующих исследований и получения надежных результатов. На текущий момент достоверной информации о реальных положительных результатах использования трехфазных ингибиторов [c.48]

В России более 20 % разведанных нефтегазовых месторождений содержат сероводород и углекислый газ. Наличие в нефти и газе сероводорода обусловливает необходимость применения определенных марок сталей и специальной технологии сварочно-монтажных работ при обустройстве этих месторождений, а при эксплуатации оборудования необходим комплекс диагностических и противокоррозионных мероприятий. Помимо общей и язвенной коррозии сварных конструкций сероводород вызывает сероводородное растрескивание и водородное расслоение оборудования и трубопроводов. [c.3]

В апреле 1987 г. на ОГПЗ разрушился трубопровод, сооруженный в 1985 г. из труб фирмы Sumitomo (Япония) 0530 X 12 мм по ТУ 20-28-40-48-79-УР и предназначенный для транспортировки регенерированного очищенного газа. С начала ввода в эксплуатацию и в момент, предшествовавший разрушению, трубопровод находился в резерве (с обоих концов был перекрыт задвижками от действующего оборудования). Тем не менее, из-за негерметичности задвижки со стороны трубопровода неочищенного газа в него проник сероводородсодержащий газ и находился под рабочим давлением до 5,7 МПа. Разрушение трубопровода произошло в результате образования расслоений площадью до 0,8 м (рис. 15) и последующего сероводородного растрескивания внутреннего, а затем и наружного слоев стенки трубы. При разрушении трубопровода в двух местах были повреждены пять колонн эстакады межцеховых коммуникаций и произошло возгорание газа. Газо- и конден-сатопроводы эстакады межцеховых коммуникаций разрушились из-за просадки после сноса колонн с одновременным нагревом в очаге горения газа. [c.48]

По механическим свойствам металл трубопровода соответствовал требованиям нормативных документов. При испытаниях образцов металла новых труб на водородное расслоение по методике NA E ТМ 0284-96 (база испытаний — 96 ч) в образцах образовывались трещины, характерные для водородного расслоения. С учетом опыта эксплуатации ОНГКМ было сделано заключение, что дефекты, приведшие к разрушению трубопровода регенерированного газа, могут возникнуть в течение 6-8 месяцев даже в трубах, стойких к сероводородному растрескиванию, в отсутствие ингибирования и при наличии [c.48]

Использование кислых технологических сред, а также применение кислот для различного рода технологических операций приводят к интенсивной коррозии металлического оборудования, трубопроводов, емкостей, машин, агрегатов, арматуры и т. п. Так, например, интенсивной коррозии подвергается оборудование нефтеперерабатывающих заводов, где в ходе технологического процесса переработки нефти образуются соляная, сероводородная, уксусная, нафтерювая кислоты. В нефтегазодобывающей промышленности коррозии подвержены оборудование скважин, насосно-компрессорные трубы, установки сбора и перегонки нефти и газа из-за наличия сопутствующих кислых газов сероводорода, углекислоты. В химической промышленности коррозионному разрушению подвергаются емкости для хранения кислот, реакторы, перекачивающие насосы (например, крыльчатки насосов, перекачивающих катализат в производстве уксусного альдегида, выходят из строя через 2—3 сут). Химическая обработка металлоизделий, проката, труб, проволоки в кислотах и кислых средах вызывает интенсивное растворение металла и значительные безвозвратные потери его. Считают, что при травлении окалины с поверхности стальных горячекатанных полос в кислотах теряется от 2 до 4 % протравливаемой стали, что при годовом производстве в 150 млн. т составляет 3—6 млн. т металла. Еще более опасны сопутствующие равномерной коррозии процессы локальной коррозии, наводороживания, коррозионного растрескивания, усталостного разрушения сталей. Так, по данным обследования химических заводов Японии, в 1979 г. более 50 % оборудования, разрушенного под воздействием кислых агрессивными сред, приходилось на локальную коррозию, коррозионное растрескивание, коррозионную усталость и лишь 33 % — на общую коррозию. [c.6]

Оптимальный режим регенерации поглотительного раствора регулируется поддержанием в нижней части регенератора постояного вакуума 550 мм вод. ст. Для регулирования вакуума служит автоматический регулятор 26, который управляет дроссельной заслонкой на всасывающем трубопроводе из регенератора к вакуум-насосам для сероводородных газов. [c.80]

Установка подовых горелок показана на рис. 32. В шамотной футеровке 4 пода печи расположены три горелки. Сероводородный газ поступает в трубопровод 8 круглого сечения, в верхней части которого имеется щель для истечения газа в канал 6. Воздух нагнетается в за- юр между прямоугольным каналом 7 и трубопроводом [c.88]

Разрушение участка трубопровода (0168x12 мм) газа раз-газирования на Карачаганакском нефтегазоконденсатиом месторождении произошло в зоне приварки штуцера (060x14 мм). В момент, предшествовавший разрушению, трубопровод находился под давлением 3,5 МПа в отсутствие движения среды. Температура стенки трубы составляла минус 25-минус 27°С. Зарождение и докритический рост трещин происходили из-за наличия непровара на границе сплавления кольцевого шва штуцера и основного металла трубы. После достижения трещиной критической длины (40-42 мм) началось лавинообразное разрушение в обе стороны от штуцера, о чем свидетельствует наличие шевронного излома. Остановка трещин произошла на основном металле трубы в результате их многократного разветвления. Трещины в шве образовались из-за нарушения технологии подготовки изделий под сварку и возникновения остаточных сварочных напряжений. В соответствии с требованиями нормативной документации штуцер должен изготавливаться без отверстия и привариваться к трубе угловым швом с разделкой кромки. Сверление штуцера и трубы должно выполняться после его приварки с одновременным сверлением отверстия в трубе и удалением возможных непроваров в корне шва. Сварное соединение данного штуцера было выполнено с нарушением технологии изготовления и имело непровары и трещины глубиной до 3 мм. Наличие этих характерных дефектов сварных швов свидетельствовало о том, что контроль качества металла неразрушающими методами не проводился. Предусмотренная технологией местная термическая обработка сварного соединения патрубок-труба , проводимая путем нагрева металла пламенем газовой горелки, не привела к существенному снижению напряжений в сварном шве. Разрущение трубопровода газа разгазирования произошло по механизму сероводородного растрескивания в результате развития недопустимых дефектов (трещины, непровары, высокие остаточные напряжения) в сварном соединении штуцер-труба . [c.31]

Во всех упомянутых случаях коррозионные повреждения трубопроводов большого диаметра в первую очередь, по—видимому, были обусловлены невысоким качеством материала, содержащего неметаллические включения и имевшего дефекты структуры, а также недостаточно эффективной подготовкой (сепарацией и очисткой) газа к транспорту, способствовавшей протеканию в трубопроводах сероводородной коррозии. Ингибиторная защита трубопроводов в данных случаях, вероятно, не осуществлялась, поскольку она не практикуется при транспорте осушенного газа и о ней в рассмотренных публикациях не имеется никаких упоминаний. Повреждения, подобные вышеописанным, сопровождавшиеся авариями, неоднократно отмечались на магистральном газопроводе диаметром 1020 мм Средняя Азия — Центр (САЦ), по которому, согласно регламенту, под давлением порядка 5,5...6,0 МПа транспортировался осушенный и очищенный от N28 газ. Однако и в этом случае предположительно недостаточная степень подготовки газа к транспорту неоднократно приводила к "проскоку" некондиционного газа в трубопровод и разрушению последнего. Данный газопровод тоже не защищался ингибитором коррозии. Проведенные на нем испытания ингибиторной защиты, согласно данным коррозионного контроля, обеспечивали некоторое снижение потерь исходной пластичности металла по сравнению с эксплуатацией его в неингибиро-ванной среде [33]. Не исключено поэтому, что применение эффективного ингибирования могло бы до некоторой степени обезопасить эксплуатацию данного газопровода. Однако достаточной уверенности в целесообразности и необходимости применения ингибиторной защиты при эксплуатации магистральных газопроводов нет, так как признано, что в данном случае она экономически невыгодна, а ингибиторы (даже самые высокоэффективные) никогда не гарантируют полной защиты от общей сероводородной коррозии и, следовательно, от обусловленных ею различных видов растрескивания металла (если последний подвержен растрескиванию). [c.39]

В публикуемых материалах отсутствует какая-либо информация о теории и принципах создания ингибиторов такого типа. Общее число публикаций по данному вопросу очень мало. Кроме того, в них не приводится полезной для практики информации о конкретных целях и реальных результатах применения трехфазных ингибиторов за исключением того, что применение последних может быть полезным [38], или что такие ингибиторы уже успешно применяются [39]. Так, в работе [39], в частности, сообщается о двух случаях эффективного использования трехфазного ингибитора при защите трубопроводов агрессивного газа, в том числе газопровода большого диаметра. Указывается, что применение ингибитора в газопроводах низкого давления позволило резко снизить число утечек и способствовало получению дополнительной прибыли за счет сокращения потерь транспортируемого газа. Сообщается также, что применение трехфазного ингибитора в другом случае позволило обеспечить защиту трубопровода большого диаметра, проложенного под озером, и таким образом избежать дорогостоящих ремонтных работ. В данном случае рекламируются трехфазные ингибиторы сероводородной коррозии "Виско 969" и "Виско 970" американской фирмы "Налко Кэмикал". Приведенная рекламная информация о летучих ингибиторах ничем не отличается от рекламы [c.41]

Разрушение трубопровода 530 х 12 мм ОГПЗ произошло из-за возникновения водородных расслоений, перешедших в сероводородное растрескивание. Трубопровод, предназна<-ченный для транспорта очищенного газа, с обеих концов был отключен задвижками и находился в резерве. Однако из-за пропуска задвижки со стороны трубопровода неочищенного газа в него проник под давлением до 5,7 МПа ells [c.118]

При очистке газов от кислых компонентов наряду с общей коррозией происходит также коррозионное растрескивание. При этом коррозионному растрескиванию подвержены сравнительно малопрочные стали с пределом текучести ниже критического значения, которые обычно не поддаются растрескиванию. Это несоответствие объясняется более агрессивными условиями, возникающими в парогазовой фазе в связи с образованием на поверхности металла пленки влаги. Из-за малой толщины этой пленки создаются условия более легкого, чем в жидкой фазе, доступа сероводорода (стимулятора наводороживания и растрескивания) к поверхности металла, и в то же время сохраняется электролитический характер среды. Коррозионному растрескиванию подвержены абсорберы, десорберы, теплообменники, подогреватели, трубопроводы. Как правило, коррозионное растрескивание возникает вблизи сварных швов и трещины направлены вдоль сварных швов. Для предотвращения коррозионного растрескивания рекомендуется применять термическую обработку (обжиг) для снятия остаточных напряжений. Наличие хлоридов в сероводородном растворе увеличивает склонность стали к коррозионному растрескиванию. Высокую стойкость к коррозионному растрескиванию проявили стали с 3% молибдена типа Х17Н13МЗТ. [c.176]

Разрушение трубопровода Покровка-ОГПЗ началось в основном металле нижней части трубы после 13 лет эксплуатации и развивалось в обе стороны от места зарождения на длине 8670 мм. Максимальное раскрытие трещины составило 990 мм. Трубопровод был рассчитан на рабочее давление до 2,0 МПа и сооружен из труб 0530x7 мм. В металле поврежденной трубы обнаружены признаки водородного расслоения и сероводородного растрескивания, что свидетельствует о высокой влажности газа и наличии в нем сероводорода. Установлены также недопу- [c.60]

Для промысловой подготовки высокосернистых нефтей с содержанием сероводорода и углекислого газа в продукции скважин до 6% ВНИИнефтемаш разработал блоки электродегидраторов из стали марки 20ЮЧ, стойкой к сероводородному коррозионному растрескиванию. Аппараты, изготовленные из этой стали, в отличие от других электродегидраторов не требуют внутреннего антикоррозийного покрытия. Из этой стали выполняют и технологические трубопроводы, входящие в комплект поставки блока вместе с запорной и регулирующей арматурой, средствами контроля и автоматизации, площадками обслуживания и лестницами. Техническая характеристика электроде-гидраторов для высокосернистых нефтей приведена в табл. 3. [c.74]

Выбор материала труб, применяемых для строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, осуществляется с учетом степени агрессивности среды, категории трубопроводов и их участков, диаметров, температуры эксплуатации и давлений. Как правило, для строительства ТП, транспортирующих сероводородсодержащий газ, применяются трубы из спокойных углеродистых и низколегированных сталей, стойкость к сероводородному растрескиванию которых установлена лабораторными испытаниями и промышленным применением. Трубы из сталей, не прошедших проверку на стойкость к сероводородному растрескиванию в условиях промышленной эксплуатации, допускаются к опытно-промышленному применению на участках ТП III и IV категорий при условии положительного ( заключения о стойкости стали к СР исследовательских уч-. реждений, имеющих специалистов и соответствующее оборудование для проведения испытаний по утвержденным методикам. [c.25]