Große Enzyklopädie über Öl und Gas. Bewertung – Korrosiver Zustand

Diagnostik ist ein häufig verwendetes Wort in moderne Welt. Es ist so fest in unseren täglichen Wortschatzkreislauf integriert, dass wir ihm keine Beachtung mehr schenken. besondere Aufmerksamkeit. Pleite Waschmaschine- Diagnose, Wartung Ihres Lieblingsautos - Diagnose, zum Arzt gehen - Diagnose. Eine gebildete Person wird sagen: „Diagnose“ bedeutet aus dem Griechischen „die Fähigkeit zu erkennen“. Was müssen wir also eigentlich am technischen Zustand eines korrodierenden Metallobjekts und an elektrochemischen (hauptsächlich kathodischen) Schutzsystemen erkennen, wenn diese am Objekt vorhanden sind? Wir werden in diesem Testbericht kurz darauf eingehen.

Lassen Sie uns zunächst die Bedingungen vereinbaren. Bei der Korrosionsdiagnostik (Untersuchung) wird in 90 % der Fälle der Begriff verwendet wir reden überüber die äußere Oberfläche des betreffenden Objekts. Die Diagnostik erfolgt beispielsweise an der Außenfläche von unterirdischen Rohrleitungen, Tanks und anderen Metallkonstruktionen, die Bodenkorrosion oder Korrosion durch Streuströmungen ausgesetzt sind, an der Außenfläche von Liegeplatzstrukturen, die unter dem Einfluss von Salz korrodiert sind, usw frisches Wasser usw. Wenn es um die Analyse von Korrosionsprozessen an der Innenoberfläche derselben Rohrleitungen oder Tanks geht, wird anstelle der Begriffe „Diagnose“ oder „Inspektion“ üblicherweise der Begriff „Überwachung“ verwendet. Unterschiedliche Begriffe implizieren unterschiedliche Grundsätze zur Gewährleistung der Korrosionssicherheit – die Untersuchung des Korrosionszustands der Außenfläche erfolgt in der Regel diskret, alle 3–5 Jahre, und die Überwachung der Korrosionsprozesse im Inneren des Untersuchungsobjekts erfolgt entweder kontinuierlich oder bei kurze Zeitabstände (einmal im Monat).

Wo beginnen Sie also bei der Diagnose des Korrosionszustands des betreffenden Objekts? Aus der Beurteilung Potenzielle Gefahr und der aktuelle Stand der Dinge. Befindet sich das Objekt beispielsweise unter Wasser, besteht im ersten Schritt möglicherweise die Möglichkeit, eine Sichtprüfung auf das Vorhandensein von Korrosionsfehlern und Korrosionsspuren durchzuführen und bei deren Vorhandensein die aktuelle und prognostizierte Gefahr einzuschätzen. An Stellen, an denen eine Sichtkontrolle nicht möglich ist, erfolgt eine Beurteilung des Gefährdungspotentials gem indirekte Zeichen. Betrachten wir im Folgenden die wichtigsten diagnostizierbaren Parameter einer potenziellen Korrosionsgefahr und ihre Auswirkungen auf den Prozess der Korrosionszerstörung:


Zusätzlich zu den oben genannten Hauptfaktoren werden bei der Diagnose des Korrosionszustands abhängig von den Eigenschaften des Objekts eine Vielzahl weiterer Parameter untersucht, wie zum Beispiel: der pH-Wert des Bodens oder des Wassers (insbesondere mit der potenziellen Gefahr von Stress). Korrosionsrisse), das Vorhandensein ätzender Substanzen, Mikroorganismen, Salzgehalt im Boden oder Wasser, die Möglichkeit der Belüftung und Befeuchtung des Objekts usw. All diese Faktoren können unter bestimmten Bedingungen die Geschwindigkeit der Korrosionszerstörung des untersuchten Objekts stark erhöhen.

Nach der Untersuchung der Parameter potenzieller Korrosionsgefahren werden häufig direkte Messungen der Tiefe des Korrosionsschadens vor Ort durchgeführt. Dabei kommt das gesamte Spektrum der zerstörungsfreien Prüfverfahren zum Einsatz – visuelle und messtechnische Prüfungen, Ultraschallverfahren, magnetometrische Prüfungen etc. Die Kontrollstellen werden aufgrund ihrer potenziellen Gefahr auf der Grundlage der Ergebnisse der in der ersten Stufe durchgeführten Bewertung ausgewählt. Bei unterirdischen Objekten werden Graben ausgehoben, um einen direkten Zugang zum Objekt zu ermöglichen.

In der letzten Phase können Laborstudien durchgeführt werden, beispielsweise zur Beurteilung der Korrosionsrate unter Laborbedingungen oder metallografische Untersuchungen der Zusammensetzung und Struktur des Metalls an Stellen mit Korrosionsfehlern.

Wenn die Diagnose an einem Objekt durchgeführt wird, das bereits mit elektrochemischen Korrosionsschutzsystemen ausgestattet ist, wird neben der Untersuchung des Korrosionszustands des Objekts selbst auch eine Diagnose der Gebrauchstauglichkeit und Betriebsqualität des vorhandenen ECP-Systems durchgeführt, d.h. seine Leistung im Allgemeinen und die Werte der ausgegebenen und gesteuerten Parameter im Besonderen. Lassen Sie uns die wichtigsten Parameter des ECP-Systems beschreiben, die bei der Durchführung einer umfassenden Untersuchung von ECP-Systemen überwacht werden müssen.

  1. Kathodenpotential. Der wichtigste Leistungsparameter kathodischer und Opferschutzsysteme. Bestimmt den Grad des Korrosionsschutzes eines Objekts mit ECP-Mitteln. Standardwerte werden durch Grundwerte festgelegt Regulierungsdokumente zum Korrosionsschutz: GOST 9.602-2005 und GOST R 51164-98. Die Messung erfolgt sowohl an stationären Punkten (Mess- und Leitstellen) als auch entlang der Strecke mit der Fernelektrodenmethode.
  2. Status der ECP-Einrichtungen: Stationen für kathodischen, Opfer- und Entwässerungsschutz, anodische Erdung, Instrumentierung, Isolierflansche, Kabelleitungen usw. Alle Eigenschaften der zu untersuchenden Ausrüstung müssen innerhalb der im Projekt festgelegten Werte liegen. Darüber hinaus sollten Sie eine Prognose der Geräteleistung für den Zeitraum bis zur nächsten Inspektion erstellen. Zum Beispiel Stationen Kathodenschutz muss über eine Stromreserve verfügen, um das Schutzpotential des Objekts während der unvermeidlichen Alterung der Isolierbeschichtung regulieren zu können. Wenn keine Stromreserve vorhanden ist, sollten Sie den Austausch der kathodischen Schutzstation durch eine leistungsstärkere und/oder die Reparatur der anodischen Erdung einplanen.
  3. Auswirkungen des ECP-Systems auf Drittobjekte. Bei Konstruktionsfehlern von ECP-Systemen können diese schädliche Auswirkungen auf Metallkonstruktionen Dritter haben. Dies geschieht besonders häufig bei Öl- und Gasfeldpipelines, Industriestandorten und Anlagen in dicht besiedelten Stadtgebieten. Der Mechanismus dieses Einflusses wird ausführlich beschrieben. Im Rahmen der Diagnostik von ECP-Systemen muss zwingend eine Beurteilung dieses Einflusses durchgeführt werden.

Basierend auf den Ergebnissen der Inspektion ist ein technischer Bericht zu erstellen, der alle numerischen Daten der durchgeführten Messungen, Diagramme von Schutzpotenzialen und sogenannten Spuren, eine Beschreibung der festgestellten Mängel und Mängel, detaillierte Fotos usw. enthalten muss . Außerdem sollte der Bericht eine Schlussfolgerung über die Korrosionsgefahr der Anlage mit der Lokalisierung von Hochrisikobereichen ziehen und technische Lösungen für den Korrosionsschutz entwickeln.

Nach Abschluss aller Diagnoseschritte erhält der Kunde einen Bericht mit den folgenden Angaben genaue Information entsprechend dem Korrosionszustand des Objekts und dem Zustand des ECP-Systems. Aber von Diagnoseteams erhalten (manchmal mit mit großer Mühe, unter Berücksichtigung der Eigenschaften des Geländes und des Klimas), verschwinden die Informationen einfach und werden irrelevant, wenn sie nicht innerhalb einer bestimmten Zeit verarbeitet werden, d. h. Bei der Inspektion festgestellte Mängel wurden nicht rechtzeitig beseitigt oder das Inspektionsobjekt nicht mit zusätzlichen Korrosionsschutzmitteln ausgestattet. Die Korrosionssituation in einer Anlage ändert sich ständig und wenn die empfangenen Diagnoseinformationen nicht sofort verarbeitet werden, können sie sehr veraltet sein. Wenn dem Eigentümer daher die Korrosionssicherheit seiner Anlagen am Herzen liegt, wird sein Korrosionsschutzsystem regelmäßig auf der Grundlage der Ergebnisse regelmäßig durchgeführter Diagnoseuntersuchungen verbessert, und das Risiko eines Korrosionsversagens in solchen Anlagen ist minimal.

Schlagworte: Streuströme, Korrosionsdiagnostik, Korrosionszustandsdiagnostik, isolierende Beschichtung, Induktionseinfluss, Wechselstromquellen, Korrosionsgefahr, korrosionsgefährdende Mikroorganismen, Korrosionsinspektion, Spannungsrisskorrosion, Korrosionszustand, Elektrolytbeständigkeit, isolierender Beschichtungszustand, elektrochemischer Schutz, elektrochemisches Potential, ECP

Goncharov, Alexander Alekseevich

Akademischer Grad:

Kandidat der technischen Wissenschaften

Ort der Verteidigung der Abschlussarbeit:

Orenburg

HAC-Spezialcode:

Spezialität:

Chemische Beständigkeit der Materialien und Korrosionsschutz

Seitenzahl:

Kapitel 1. Analyse der Betriebsbedingungen und des technischen Zustands von Umspannstationen und Geräten am ONGCF.

1.1 Betriebsbedingungen für Metallkonstruktionen.

1.2. Sicherstellung der Betriebseigenschaften der OGKM-Einrichtungen.

1.3. Korrosionszustand von TP und Ausrüstung von OGKM.

1.3.1. Korrosion von Schläuchen und TP.

1.3.2 Korrosion der Kommunikation und Ausrüstung der Gasaufbereitungsanlage.

1.3.3 Korrosionszustand der OGPP-Ausrüstung.

1.4. Methoden zur Bestimmung der Restlebensdauer.

Kapitel 2. Analyse der Schadensursachen an Geräten und Rohrleitungen des OOGCF.

2.1. Feldausrüstung und Rohrleitungen.

2.2. Rohrleitungen verbinden.

2.3. Ausrüstung und Rohrleitungen von OGPP.

2.4. Gereinigte Gasleitungen.

Schlussfolgerungen zu Kapitel 2.

Kapitel 3. Bestimmung von Zuverlässigkeitsmerkmalen und Vorhersage der Fehlerhaftigkeit von Geräten und technologischen Prozessen bei ONGKM.

3.1 Analyse von Geräte- und Prozessfehlern.

3.2 Bestimmung der Zuverlässigkeitseigenschaften von Metallkonstruktionen.

3.3 Modellierung von Korrosionsschäden an TP basierend auf den Ergebnissen der Inline-Ultraschallprüfung.

3.4 Vorhersage von Pipelinedefekten.

Schlussfolgerungen zu Kapitel 3.

Kapitel 4. Methoden zur Bewertung der Restlebensdauer von Geräten und technologischen Prozessen.

4.1. Abschätzung der Lebensdauer von Bauwerken anhand von Widerstandsänderungen von SR-Stählen.

4.2. Merkmale der Leistungsbewertung von Bauwerken mit Wasserstoffschichtung.

4.3 Bestimmung der Restlebensdauer von Geräten und

TP mit beschädigter Oberfläche.

4.3.1 Verteilungsparameter der Korrosionsschadenstiefen.

4.3.2 Kriterien für Grenzzustände von Bauwerken mit Oberflächenschäden.

4.3.3. Prognose der Restlebensdauer von TP.

4.4 Methodik zur Diagnose von Geräten und Rohrleitungen.

Schlussfolgerungen zu Kapitel 4.

Einleitung der Dissertation (Teil des Abstracts) Zum Thema „Korrosionszustand und Haltbarkeit von Geräten und Rohrleitungen schwefelwasserstoffhaltiger Öl- und Gasfelder“

Das Vorhandensein von Schwefelwasserstoff in Öl und Gas erfordert den Einsatz bestimmter Stahlsorten und spezieller Technologien für Schweiß- und Installationsarbeiten (W&E), bei der Erschließung dieser Felder und beim Betrieb von Geräten und Pipelines (TP), einer Reihe von Diagnose- und Anti- Korrosionsmaßnahmen sind erforderlich. Neben allgemeiner Korrosion und Lochfraß an Schweißkonstruktionen führt Schwefelwasserstoff zu Schwefelwasserstoffrissen (HS) und einer Wasserstoffschichtung (HS) in Geräten und Rohrleitungen.

Der Betrieb von Metallkonstruktionen in schwefelwasserstoffhaltigen Öl- und Gasfeldern ist mit der Umsetzung einer vielfältigen Überwachung des Korrosionszustands von Anlagen und Rohrleitungen sowie mit verbunden große Menge Reparaturarbeiten: Beseitigung von Notsituationen; Anschluss neuer Brunnen und Pipelines an bestehende; Austausch von Geräten, Absperrventilen, defekten Rohrleitungsabschnitten usw.

Pipelines und Ausrüstung des Öl-, Gas- und Kondensatfeldes Orenburg (ONGKM) haben derzeit ihre geplante Standardlebensdauer erreicht. Aufgrund der Anhäufung innerer und äußerer Schäden ist mit einer Verschlechterung der Zuverlässigkeit dieser Metallkonstruktionen während des Betriebs zu rechnen. Die Fragen der Diagnose von TP- und OOGCF-Geräten und der Bewertung der potenziellen Schadensgefahr für diesen Zeitraum wurden nicht ausreichend untersucht.

In diesem Zusammenhang sind Forschungsarbeiten zur Identifizierung der Hauptursachen für Schäden an Metallstrukturen von schwefelwasserstoffhaltigen Öl- und Gaskondensatfeldern, zur Entwicklung von Methoden zur Diagnose von Rohrleitungen und Geräten und zur Bewertung ihrer Restlebensdauer relevant.

Die Arbeiten wurden gem. durchgeführt Prioritätsrichtung Entwicklung von Wissenschaft und Technologie (2728p-p8 vom 21. Juli 1996) „Technologie zur Gewährleistung der Sicherheit von Produkten, Produktion und Anlagen“ und Erlass der Regierung Russlands vom 16. November 1996 N 1369 über die Durchführung in den Jahren 1997-2000. In-Pipe-Diagnostik von TP in den Gebieten Ural und Tjumen.

1. Analyse der Betriebsbedingungen und des technischen Zustands von Umspannwerken und OGKM-Geräten

Fazit der Dissertation zum Thema „Chemische Beständigkeit von Materialien und Korrosionsschutz“, Goncharov, Alexander Alekseevich

Wichtigste Schlussfolgerungen

1. Die Hauptursachen für Schäden an Umspannwerken und Geräten während des 20-jährigen Betriebs des OOGCF wurden identifiziert: Rohre und Rohrkupplungen unterliegen Lochfraß und SR, Weihnachtsbaumausrüstung – SR; VRs treten in CGTU-Einheiten nach 10 Betriebsjahren auf; Geräteteile versagen aufgrund von Lochfraß; fehlerhafte Schweißverbindungen von TP unterliegen SR, im TP-Metall tritt nach 15 Betriebsjahren SR auf; Absperr- und Regelventile verlieren durch Versprödung der Dichtelemente ihre Dichtheit; OGPP-Geräte unterliegen Lochfraß, es kommt zu Geräteausfällen aufgrund von VR und SR; Die Wärmetauscherausrüstung fällt aus, weil der Zwischenraum zwischen den Rohren durch Salzablagerungen verstopft ist und das Metall durch Lochfraß korrodiert ist. Ausfälle von Pumpen werden durch die Zerstörung von Lagern verursacht, und Ausfälle von Kolbenkompressoren werden durch die Zerstörung von Kolbenstangen und -bolzen verursacht; Die meisten Ausfälle von Transformatoren für gereinigtes Gas sind auf Defekte in den Schweißverbindungen zurückzuführen.

2. Es wurde eine automatisierte Datenbank mit mehr als 1.450 Ausfällen von TP und Geräten erstellt und ermöglichte die Identifizierung von Mustern in der zeitlichen Verteilung struktureller Ausfälle, die aus denselben Gründen verursacht wurden: Anzahl der Ausfälle aufgrund von Lochfraß, mechanischer Beschädigung, Verlust von Dichtheit und Blutdruck nehmen mit zunehmender Lebensdauer zu; und die Zahl der Ausfälle aufgrund von SR ist in den ersten fünf Betriebsjahren der OOGCF maximal, nimmt dann ab und bleibt nahezu auf dem gleichen Niveau.

3. Es wurde festgestellt, dass die durchschnittliche störungsfreie Betriebszeit ausgefallener Geräte der Gasaufbereitungsanlage und der Gasaufbereitungsanlage das geplante Projekt um das 1,3-1,4-fache überschreitet, was 10-2 Jahren entspricht. Durchschnittliche Ausfallrate von TP ONGKM

3 1 Komponente 1,3-10 „Jahr“ liegt innerhalb der für die Werte der Ausfallrate von Gasleitungen und Kondensatleitungen charakteristischen Grenzen. Mittlere Intensität

3 1 Schlauchausfälle dauern 1,8–10 „Jahr“. Die durchschnittliche Ausfallrate von OGPP-Geräten beträgt 5–10–4 Jahre, was nahe an diesem Indikator für Kernkraftwerke liegt (4 bis 4 Jahre) Die durchschnittliche Ausfallrate von CGTP-Geräten

168 entspricht 13-10 „4 Jahr“1 und ist 2,6-mal höher diese Eigenschaft für OGPP-Geräte, was hauptsächlich auf den Ersatz von UKPG-Geräten mit nicht durchgehender Wasserstoffschichtung zurückzuführen ist.

4. Die Abhängigkeit der Anzahl der Defekte vom Betriebsmodus der Umspannwerke wurde ermittelt und ein Regressionsmodell erstellt, um die Bildung von Korrosionsschäden an der Innenfläche des Umspannwerks vorherzusagen. Modellierung des Korrosionszustands von TP basierend auf den Ergebnissen Inline-Fehlererkennung, ermöglicht es Ihnen, die wirtschaftlichsten und sichersten Betriebsarten des Transformatortransformators zu ermitteln.

5. Es wurden Bewertungsmethoden entwickelt:

Restlebensdauer von Geräten und technologischen Prozessen bei Änderungen der Beständigkeit von Metallen gegen Schwefelwasserstoffrissbildung;

Die Leistung von Bauwerken, in denen eine Wasserstoffschichtung festgestellt wird, vorbehaltlich ihrer regelmäßigen Überwachung;

Kriterien für Grenzzustände von Schalentragwerken mit oberflächlichen Korrosionsschäden und inneren metallurgischen Defekten;

Restlebensdauer von Geräten und TP bei Korrosionsschäden an der Oberfläche.

Die Methoden ermöglichten es, die Reduzierung der Zahl der demontierten Geräte zu rechtfertigen und die geplante Zahl der Schnitte defekter Abschnitte des TP um eine Größenordnung zu reduzieren.

6. Es wurde eine Methode zur Diagnose von Geräten und technologischen Prozessen entwickelt, die die Häufigkeit, Methoden und den Umfang der Überwachung des technischen Zustands von Geräten und technologischen Prozessen, Anzeichen für die Beurteilung der Art von Mängeln und ihrer potenziellen Gefahr sowie die Bedingungen für die weitere Überwachung festlegt Betrieb oder Reparatur von Bauwerken. Die wesentlichen Bestimmungen der Methodik wurden in die „Vorschriften zur Diagnose von Prozessanlagen und Rohrleitungen P“ aufgenommen. Orenburggazprom„, schwefelwasserstoffhaltigen Umgebungen ausgesetzt“, genehmigt von RAO GAZPROM und Gosgortekhnadzor aus Russland.

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  • 1. Grundlegende Konzepte und Indikatoren der Zuverlässigkeit (Zuverlässigkeit, Zuverlässigkeit, Wartbarkeit, Haltbarkeit usw.). Charakteristisch.
  • 2. Der Zusammenhang zwischen Qualität und Zuverlässigkeit von Maschinen und Mechanismen. Möglichkeit einer optimalen Kombination aus Qualität und Zuverlässigkeit.
  • 3. Methoden zur Bestimmung quantitativer Werte von Zuverlässigkeitsindikatoren (berechnet, experimentell, operativ usw.). Arten von Zuverlässigkeitstests.
  • 4. Möglichkeiten zur Erhöhung der Zuverlässigkeit technischer Objekte in der Entwurfsphase, während der Produktion und im Betrieb.
  • 5. Klassifizierung von Fehlern nach ihrer Kritikalität (nach Schwere der Folgen). Charakteristisch.
  • 7. Die wichtigsten zerstörerischen Faktoren, die während des Betriebs auf Objekte einwirken. Energiearten, die die Zuverlässigkeit, Leistung und Haltbarkeit von Maschinen und Mechanismen beeinflussen. Charakteristisch.
  • 8. Der Einfluss physischer und moralischer Abnutzung auf den Grenzzustand von Pipeline-Transportanlagen. Möglichkeiten zur Verlängerung der Betriebsdauer eines Bauwerks.
  • 9. Zulässige und inakzeptable Arten von Schäden an Teilen und Verbindungen.
  • 10. Schema des Leistungsverlusts eines Objekts oder Systems. Eigenschaften des Grenzzustands des Objekts.
  • 11. Fehler sind funktional und parametrisch, potenziell und tatsächlich. Charakteristisch. Bedingungen, unter denen ein Ausfall verhindert oder verzögert werden kann.
  • 13. Grundtypen von Strukturen komplexer Systeme. Merkmale der Zuverlässigkeitsanalyse komplexer Systeme am Beispiel einer Hauptleitung und Pumpstation.
  • 14. Methoden zur Berechnung der Zuverlässigkeit komplexer Systeme basierend auf der Zuverlässigkeit einzelner Elemente.
  • 15. Redundanz als Möglichkeit, die Zuverlässigkeit eines komplexen Systems zu erhöhen. Arten von Reserven: entladen, geladen. Systemredundanz: allgemein und getrennt.
  • 16. Das Prinzip der Redundanz als Möglichkeit zur Erhöhung der Zuverlässigkeit komplexer Systeme.
  • 17. Zuverlässigkeitsindikatoren: Betriebszeit, technische Lebensdauer und ihre Arten, Ausfall, Lebensdauer und ihre Wahrscheinlichkeitsindikatoren, Bedienbarkeit, Wartungsfreundlichkeit.
  • 19. Zuverlässigkeit und Qualität als technische und wirtschaftliche Kategorien. Auswahl des optimalen Zuverlässigkeits- oder Ressourcenniveaus in der Entwurfsphase.
  • 20. Der Begriff „Misserfolg“ und sein Unterschied zum „Schaden“. Klassifizierung von Fehlern nach dem Zeitpunkt ihres Auftretens (strukturell, produktionstechnisch, betrieblich).
  • 22. Aufteilung von MT in Einsatzbereiche. Schutz von Rohrleitungen vor Drucküberlastungen.
  • 23. Ursachen und Mechanismus der Rohrleitungskorrosion. Faktoren, die zur Entstehung von Korrosion an Objekten beitragen.
  • 24. Korrosionsschäden an Hauptleitungen (mt). Arten von Korrosionsschäden an MT-Rohren. Der Einfluss von Korrosionsprozessen auf Veränderungen der Eigenschaften von Metallen.
  • 25. Schutzbeschichtungen für Rohrleitungen. Anforderungen an sie.
  • 26. Elektrochemisch. Schutz von Rohrleitungen vor Korrosion, seine Arten.
  • 27. Befestigung von Rohrleitungen an Konstruktionsmarkierungen, um deren Zuverlässigkeit zu erhöhen. Methoden zur Ufersicherung an Unterwasserübergängen.
  • 28. Verhinderung des Aufschwimmens von Rohrleitungen. Methoden zur Sicherung von Rohrleitungen an Entwurfsmarkierungen in überfluteten Streckenabschnitten.
  • 29. Einsatz von Automatisierungs- und Telemechanisierungssystemen für technologische Prozesse, um einen zuverlässigen und stabilen Betrieb von Maschinen zu gewährleisten.
  • 30. Merkmale des technischen Zustands des linearen Teils des Berges. Versteckte Mängel an Rohrleitungen zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme und deren Typen.
  • 31. Ausfälle von Absperr- und Regelventilen mt. Ihre Ursachen und Folgen.
  • 32. Ausfälle der mechanischen und technologischen Ausrüstung von PS und ihre Ursachen. Die Art der Ausfälle von Hauptpumpen.
  • 33. Analyse der Schäden an der elektrischen Hauptausrüstung der Station.
  • 34. Was bestimmt die Tragfähigkeit und Dichtheit von Tanks? Der Einfluss versteckter Mängel, Abweichungen von der Konstruktion, Betriebsbedingungen auf den technischen Zustand und die Zuverlässigkeit von Tanks.
  • 35. Anwendung eines Wartungs- und Reparatursystems (TOR) während des Betriebs von mt. Dem Torussystem zugewiesene Aufgaben. Parameter, die bei der Überwachung des technischen Zustands metallurgischer Objekte diagnostiziert werden.
  • 36. Diagnose von MT-Objekten als Voraussetzung für die Gewährleistung ihrer Zuverlässigkeit. Überwachung des Zustands von Rohrwänden und Formstücken mittels zerstörender Prüfverfahren. Pipeline-Tests.
  • 37. Überwachung des Zustands von Rohrleitungswänden mittels zerstörungsfreier Prüfmethoden. Diagnosegeräte: selbstfahrend und durch den Fluss der gepumpten Flüssigkeit bewegt.
  • 38. Diagnose des Spannungs-Dehnungs-Zustands des linearen Teils der Rohrleitung.
  • 39, 40, 41, 42. Diagnose von Flüssigkeitslecks aus Rohrleitungen. Methoden zur Diagnose kleiner Lecks in MNP und MNPP.
  • 1. Visuell
  • 2. Methode zur Druckreduzierung
  • 3. Negative Stoßwellenmethode
  • 4. Kostenvergleichsmethode
  • 5. Lineare Balance-Methode
  • 6. Radioaktive Methode
  • 7. Akustische Emissionsmethode
  • 8. Lasergasanalytische Methode
  • 9. Ultraschallverfahren (Sonde)
  • 43. Methoden zur Überwachung des Zustands von Rohrleitungsisolationsbeschichtungen. Faktoren, die zur Zerstörung isolierender Beschichtungen führen.
  • 44. Diagnose des technischen Zustands von Tanks. Visuelle Kontrolle.
  • 45. Feststellung versteckter Mängel im Metall und an den Schweißnähten des Tanks.
  • 46. ​​​​Überwachung des Korrosionszustands von Tanks.
  • 47. Bestimmung der mechanischen Eigenschaften von Metall- und Schweißverbindungen von Tanks.
  • 48. Kontrolle der geometrischen Form und Setzung des Tankbodens.
  • 49. Diagnose des technischen Zustands von Pumpeinheiten.
  • 50. Vorbeugende Wartung von Kraftfahrzeugen, um die Zuverlässigkeit während des Betriebs zu erhöhen. Strategien für beide Reparaturen.
  • 51. Das System der planmäßigen vorbeugenden Wartung (PPM) und seine Auswirkungen auf die Zuverlässigkeit und Haltbarkeit von MT. Arten von Reparaturen.
  • 52. Liste der im PPR-System der Rohrleitungssysteme enthaltenen Aktivitäten.
  • 53. Nachteile des Produktionswartungssystems und die Hauptrichtungen für seine Verbesserung.
  • 54. Überholung des linearen Teils des MT, seiner Hauptstufen. Arten von Großreparaturen von Ölpipelines.
  • 55. Reihenfolge und Inhalt der Arbeiten bei der Reparatur einer Rohrleitung durch Heben und Verlegen auf Betten in einem Graben.
  • 56. Mt-Unfälle, ihre Klassifizierung und Organisation der Unfallreaktion.
  • 57. Unfallursachen und Arten von Mängeln im Bergwerk.
  • 58. Technologie der Notfallsanierungsarbeiten von Pipelines.
  • 59. Methoden zum Abdichten von Rohrleitungen. Anforderungen an Siegelgeräte.
  • 60. Methode zum Abdichten einer Rohrleitung durch „Fenster“.

  • Die Dicke der Bleche der Obergurte wird ab dem vierten entlang der Mantellinie entlang der Schachtleiter entlang der Gürtelhöhe (unten, mittig, oben) überprüft. Die Dicke der unteren drei Riemen wird anhand von vier diametral gegenüberliegenden Erzeugenden überprüft. Die Dicke der auf den Platten des ersten Bandes platzierten Rohre wird unten an mindestens zwei Punkten gemessen.

    Die Dicke der Boden- und Dachbleche wird in zwei zueinander senkrechten Richtungen gemessen. Die Anzahl der Messungen auf jedem Blatt muss mindestens zwei betragen. An Stellen mit Korrosionsschäden an den Dachbahnen werden Löcher mit den Maßen 500x500 mm geschnitten und die Querschnitte der Elemente der Tragkonstruktion vermessen. Die Dicke der Ponton- und Schwimmdachbahnen wird am Teppich sowie an den äußeren, inneren und radialen Versteifungen gemessen.

    Die Messergebnisse werden gemittelt. Bei einer Änderung der Blechdicke an mehreren Stellen wird der arithmetische Mittelwert als Istwert angenommen. Messungen, die ein Ergebnis ergaben, das um mehr als 10 % in eine kleinere Richtung vom arithmetischen Mittelwert abweicht, werden zusätzlich angezeigt. Bei der Messung der Dicke mehrerer Bleche innerhalb eines Bandes oder eines anderen Elements des Tanks wird die minimal gemessene Dicke eines einzelnen Blechs als tatsächliche Dicke verwendet.

    Die Messergebnisse werden mit den maximal zulässigen Dicken von Wand, Dach, tragenden Konstruktionen und Pontons verglichen.

    Der maximal zulässige Verschleiß der Dachbleche und des Tankbodens sollte 50 % und der Kanten des Bodens 30 % des Bemessungswerts nicht überschreiten. Bei tragenden Dachkonstruktionen (Fachwerk, Balken) sollte der Verschleiß 30 % des Bemessungswertes nicht überschreiten, bei Pontonblechen (Schwimmdach) 50 % im Mittelteil und 30 % bei Kästen.

    47. Bestimmung der mechanischen Eigenschaften von Metall- und Schweißverbindungen von Tanks.

    Um das tatsächliche zu ermitteln Tragfähigkeit und der Eignung des Tanks für den weiteren Betrieb ist es sehr wichtig, die mechanischen Eigenschaften des Grundmetalls und der Schweißverbindungen zu kennen.

    Mechanische Prüfungen werden in Fällen durchgeführt, in denen keine Daten über die anfänglichen mechanischen Eigenschaften des Grundmetalls und der Schweißverbindungen vorliegen, bei starker Korrosion, bei Auftreten von Rissen sowie in allen anderen Fällen, in denen der Verdacht einer Verschlechterung besteht mechanische Eigenschaften, Ermüdung unter Einwirkung variabler und wechselnder Belastungen, Überhitzung, zu hohe Belastungen.

    Mechanische Prüfungen des Grundmetalls werden gemäß den Anforderungen von GOST 1497-73 und GOST 9454-78 durchgeführt. Dazu gehört die Bestimmung von Zugfestigkeit und Streckgrenze, Dehnung und Schlagzähigkeit. Bei mechanischen Prüfungen von Schweißverbindungen (gemäß GOST 6996-66) werden Zugfestigkeits-, statische Biege- und Schlagfestigkeitsprüfungen durchgeführt.

    In Fällen, in denen es notwendig ist, die Ursachen für die Verschlechterung der mechanischen Eigenschaften von Metall und Schweißverbindungen, das Auftreten von Rissen in verschiedenen Elementen des Tanks sowie die Art und das Ausmaß von Korrosionsschäden im Inneren des Metalls zu ermitteln, werden metallografische Untersuchungen durchgeführt werden ausgeführt.

    Für mechanische Tests und metallografische Untersuchungen wird in einem der vier Untergurte der Tankwand Grundmetall mit einem Durchmesser von 300 mm ausgeschnitten.

    Im Rahmen metallographischer Untersuchungen werden die Phasenzusammensetzung und Korngrößen, die Art der Wärmebehandlung, das Vorhandensein nichtmetallischer Einschlüsse und die Art der Korrosionszerstörung (das Vorhandensein interkristalliner Korrosion) bestimmt.

    Wenn der Tankpass keine Angaben zur Metallsorte enthält, aus der er besteht, wird auf eine chemische Analyse zurückgegriffen. Um die chemische Zusammensetzung des Metalls zu bestimmen, werden für mechanische Tests geschnittene Proben verwendet.

    Mechanische Eigenschaften und chemische Zusammensetzung Grundwerkstoffe und Schweißverbindungen müssen den Konstruktionsvorschriften sowie den Anforderungen von Normen und Spezifikationen entsprechen.

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Die Überprüfung des Korrosionszustands bestehender Rohrleitungen und Kabel im Einflussbereich von Streuströmen erfolgt durch Messung der Potentialdifferenz zwischen Rohr und Erde mit hochohmigen Voltmetern. Die Anodenzonen eines unterirdischen Bauwerks sind sehr gefährlich und erfordern dringend Schutzmaßnahmen. Der Grad der Korrosionsgefahr in Wechselzonen wird anhand des Wertes des Asymmetriekoeffizienten beurteilt (Tabelle I).  

Eine Analyse des Korrosionszustands vorgefertigter Wasserleitungen ergab, dass ihre Lebensdauer in den Feldern West Surgut und Solkinskoye 3 bis 6 Jahre nicht überschreitet. Während des Betriebs wurden allein im Formationsdruck-Erhaltungssystem des Feldes West Surgut 14 km Rohrleitungen komplett erneuert. Im Jahr 1978 wurden 30 Brüche und Fisteln an Pipelines im Solkinskoje-Feld und 60 Brüche im westlichen Surgutskoje-Feld registriert.  

Eine Analyse des Korrosionszustands von OOGKM-Metallstrukturen zeigt, dass stufenweise Delaminationen, die das Material der Wände von gehäuseartigen Geräten um mehr als 50 % durchdringen, nicht akzeptabel sind.  

Dies ergab eine Analyse des Korrosionszustands der Ausrüstung der Gasaufbereitungsanlage im Orenburg-Feld Innenfläche Die Ausrüstung ist mit einer gleichmäßigen Schicht von etwa 0,1 mm Dicke bedeckt, bei der es sich um pyrophore Ablagerungen handelt.  

Eine Untersuchung des Korrosionszustands von HDPE-Produktionsanlagen zeigt, dass die Hauptursache für Anlagenkorrosion die Einwirkung einer aggressiven Umgebung ist, die Chlorwasserstoff enthält, der bei der Zersetzung des Katalysators entsteht. Der Prozess der Gerätekorrosion führt zu einer Verkürzung der Lebensdauer, häufigen Gerätereparaturen und einer Kontamination von Polyethylen mit Korrosionsprodukten. Eisenverbindungen, die in das Polymer eindringen, wirken sich negativ auf seine physikalisch-chemischen und mechanischen Eigenschaften aus. Sie verursachen eine vorzeitige Alterung (Zerstörung) des Polymers, eine unerwünschte dunkelgraue Verfärbung der Produkte, erhöhen die Zerbrechlichkeit und verringern die dielektrischen Eigenschaften des Polymers. Darüber hinaus kommt es bei der Korrosion von mit Lacken beschichteten Geräten dazu, dass Lackpartikel in das Polyethylen gelangen, was zu dessen Quellung oder Porenbildung im Polymerinneren führt.  

Der Korrosionszustand des MG LC wird als quantitativer Ausdruck der Betriebsindikatoren des MG LC-Abschnitts verstanden, der Korrosionsfehler und (oder) Spannungskorrosionsfehler enthält.  


Um den Korrosionszustand zu ermitteln (Diagnose) und mögliche Korrosionsausfälle rechtzeitig zu erkennen, werden in Betrieb befindliche Maschinen regelmäßig überprüft.  


Die Fernbestimmung des Korrosionszustandes ermöglicht künftig die Durchführung beschleunigter Tests mit kontrolliertem Experiment und Modellierung einzelner Stufen des Korrosionsprozesses.  

Um den Korrosionszustand zu bestimmen und eine Schutzmethode für neu gebaute Gasleitungen auszuwählen, werden vor deren Inbetriebnahme (vor dem Anschluss an das bestehende Netz) elektrische Messungen durchgeführt. Vorläufig neu verlegte Leitungen werden von den in Betrieb befindlichen Leitungen rangiert, um ein genaues Bild über den elektrischen Zustand der Gasleitungen zu erhalten, der sich nach deren Anschluss an das bestehende Netz ergibt. Wird bei Messungen festgestellt, dass die Potentiale 0,1 V nicht überschreiten, erfolgt die Verbindung in der Regel ohne Auflagen. Bei Potentialen über OD V (bis 0,6 V) kann eine neue Gasleitung an Gas angeschlossen werden, sofern die Absicherung innerhalb von 3 - 5 Monaten gewährleistet ist. Bei hohen Potentialen können neu gebaute Gasleitungen nicht vor der Schutzeinrichtung mit Gas verbunden werden, da die Gasleitung nach kurzer Zeit durch Strom zerstört werden kann, was wiederum zu einer Zerstörung der Gasleitung führen kann ernste Konsequenzen. Aus der Praxis sind zahlreiche Fälle bekannt, in denen ungeschützte Gasleitungen 1 - 2 Monate nach der Inbetriebnahme sowie vor der Inbetriebnahme durch Streuströme zerstört wurden, insbesondere im Bereich von Bahnumspannwerken.  

Eine langfristige Prognose des Korrosionszustands von Gasleitungsabschnitten muss genutzt werden, um charakteristische Punkte für die Überwachung der Korrosionsdynamik in stationären und mobilen Korrosionsüberwachungssystemen auszuwählen und die Vorschriften zur Überwachung von Korrosionsparametern und zum Schutz von Gasleitungen anzupassen verschiedene Arten Korrosion.  

Zur Kontrolle des Korrosionszustandes werden Methoden der perdestruktiven Kontrolle eingesetzt, die sowohl ständig als auch periodisch (oder ggf. zusätzlich) und in jeder Betriebsphase von Objekten, unabhängig von deren Zustand, eingesetzt werden können. Zu diesen Methoden gehören Ultraschall-, Röntgen- und Schallemissionsverfahren zur Erkennung von Farbfehlern.  

Zur Bestimmung des Korrosionszustandes eines Systems werden thermodynamische und experimentelle Parameter dieses Systems sowie empirische Abhängigkeiten herangezogen. Das Programm umfasst die Vorhersage des Potenzials des Metalls des Systems, der Stärke des Korrosionsstroms, des Verlaufs der Polarisationskurven und des Immunitätsbereichs (aktiv und passiv) und ermöglicht es Ihnen, die ungünstigsten Kombinationen von Bedingungen zu finden sorgen für die Entstehung von Korrosion. Die Autoren skizzierten Möglichkeiten zur Verbesserung des Korrosionsvorhersageprogramms, wodurch die Genauigkeit und Zuverlässigkeit der Vorhersage für das korrodierende System charakterisierende Größen erhöht werden sollte.  



 

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