دایره المعارف بزرگ نفت و گاز. رتبه بندی - وضعیت خورنده

تشخیصی یک کلمه پرکاربرد است دنیای مدرن. آنقدر در چرخه واژگان روزانه ما ریشه دوانده که هیچ توجهی به آن نمی کنیم. توجه ویژه. شکست ماشین لباسشویی- عیب یابی، سرویس در سرویس ماشین مورد علاقه شما - عیب یابی، مراجعه به پزشک - تشخیص. یک فرد فرهیخته خواهد گفت: تشخیص از یونانی "توانایی تشخیص" است. بنابراین در شرایط فنی یک جسم فلزی در معرض خوردگی و در سیستم‌های حفاظت الکتروشیمیایی (عمدتاً کاتدی)، در صورت وجود آن‌ها در جسم، واقعاً به چه چیزی نیاز داریم؟ در این بررسی به طور مختصر به این موضوع خواهیم پرداخت.

اول از همه، بیایید در مورد شرایط توافق کنیم. زمانی که اصطلاح تشخیص خوردگی (معاینه) در 90 درصد موارد استفاده می شود در سوالدر مورد سطح بیرونی جسم مورد نظر تشخیص انجام می شود، به عنوان مثال، در سطح خارجی خطوط لوله زیرزمینی، مخازن، سازه های فلزی دیگر در معرض خوردگی خاک یا خوردگی جریان سرگردان، سطح بیرونی تاسیسات اسکله که تحت تأثیر نمک خورده شده اند و آب شیرینو غیره. اگر ما در مورد تجزیه و تحلیل فرآیندهای خوردگی در سطح داخلی همان خطوط لوله یا مخازن صحبت می کنیم، معمولاً به جای اصطلاحات "تشخیص" یا "معاینه" از اصطلاح "مانیتورینگ" استفاده می شود. اصطلاحات مختلف بر اصول متفاوتی برای اطمینان از ایمنی خوردگی دلالت دارند - مطالعه وضعیت خوردگی سطح بیرونی معمولاً به صورت مجزا و 1 بار در 3-5 سال انجام می شود و نظارت بر فرآیندهای خوردگی در داخل جسم مورد مطالعه به طور مداوم یا با فاصله زمانی کوتاه (1 بار در ماه) انجام می شود.

بنابراین هنگام تشخیص وضعیت خوردگی جسم مورد نظر از کجا شروع کنیم؟ از ارزیابی خطر بالقوهو وضعیت فعلی امور اگر جسم، به عنوان مثال، زیر آب باشد، در مرحله اول به طور بالقوه می توان یک بازرسی بصری از وجود عیوب خوردگی و آثار خوردگی انجام داد، و در صورت وجود، خطر فعلی و پیش بینی شده را ارزیابی کرد. در مکان هایی که کنترل بصری امکان پذیر نیست، ارزیابی خطر احتمالی بر اساس آن انجام می شود علائم غیر مستقیم. اجازه دهید در زیر پارامترهای اصلی قابل تشخیص خطر خوردگی بالقوه و تأثیر آنها بر روند تخریب خوردگی را در نظر بگیریم:


علاوه بر عوامل اصلی فوق، هنگام تشخیص وضعیت خوردگی، بسته به ویژگی های جسم، تعداد زیادی پارامتر اضافی مورد مطالعه قرار می گیرد، مانند: مقدار pH (pH) خاک یا آب (به ویژه با خطر بالقوه ترک خوردگی ناشی از تنش)، وجود میکروارگانیسم های خورنده، میزان نمک موجود در خاک یا آب، احتمال ریزش آب و غیره. همه این عوامل می توانند تحت شرایط خاص، سرعت تخریب خوردگی شی مورد بررسی را به شدت افزایش دهند.

پس از مطالعه پارامترهای یک خطر خوردگی بالقوه، اندازه گیری مستقیم عمق آسیب خوردگی روی یک شی اغلب انجام می شود. برای این اهداف، از طیف وسیعی از روش های آزمایش غیر مخرب استفاده می شود - کنترل بصری و اندازه گیری، روش های اولتراسونیک، کنترل مغناطیسی و غیره. مکان های کنترل بر اساس خطر بالقوه آنها بر اساس نتایج ارزیابی انجام شده در مرحله اول انتخاب می شوند. برای اشیاء زیرزمینی، حفاری برای دسترسی مستقیم به جسم انجام می شود.

در مرحله نهایی، مطالعات آزمایشگاهی می تواند انجام شود، به عنوان مثال، ارزیابی میزان خوردگی در آزمایشگاه یا مطالعات متالوگرافی از ترکیب و ساختار فلز در مکان های نقص خوردگی.

اگر عیب یابی در شیئی انجام شود که قبلاً به سیستم های حفاظت الکتروشیمیایی ضد خوردگی مجهز شده است ، علاوه بر مطالعه وضعیت خوردگی خود جسم ، تشخیص قابلیت سرویس و کیفیت سیستم ECP موجود انجام می شود ، یعنی. عملکرد آن به طور کلی و مقادیر خروجی و پارامترهای کنترل شده به طور خاص. اجازه دهید مهم ترین پارامترهای سیستم ECP را که باید در طی بررسی جامع سیستم های ECP مورد نظارت قرار گیرند، شرح دهیم.

  1. پتانسیل کاتدی. پارامتر اصلی عملکرد سیستم های حفاظت کاتدی و فداکاری درجه حفاظت جسم در برابر خوردگی را با استفاده از ECP تعیین می کند. مقادیر هنجاری توسط فاندامنتال تنظیم می شوند اسناد هنجاریبرای محافظت در برابر خوردگی: GOST 9.602-2005 و GOST R 51164-98. هم در نقاط ثابت (KIP و KDP) و هم در طول مسیر با روش الکترود از راه دور اندازه گیری می شود.
  2. وضعیت تسهیلات ECP:ایستگاه های حفاظت کاتدیک، آج و زهکشی، زمین های آند، ابزار دقیق، فلنج های عایق، خطوط کابل و غیره. تمام مشخصات تجهیزات مورد بررسی باید در مقادیر مشخص شده در پروژه باشد. علاوه بر این، لازم است پیش بینی عملکرد تجهیزات برای دوره تا بررسی بعدی انجام شود. به عنوان مثال، ایستگاه ها حفاظت کاتدیباید دارای حاشیه جریان باشد تا بتواند پتانسیل حفاظتی جسم را در صورت پیری اجتناب ناپذیر پوشش عایق تنظیم کند. اگر حاشیه فعلی وجود نداشته باشد، باید برنامه ریزی شود که ایستگاه حفاظت کاتدی را با یک ایستگاه قوی تر جایگزین کند و / یا زمین آند را تعمیر کند.
  3. تأثیر سیستم ECP بر اشیاء شخص ثالث. در صورت بروز خطا در طراحی سیستم های ECP، تاثیر مضر آنها بر سازه های فلزی شخص ثالث امکان پذیر است. به خصوص اغلب در خطوط لوله میادین نفت و گاز، سایت های صنعتی، اشیاء داخل توسعه شهری متراکم اتفاق می افتد. مکانیسم چنین تأثیری به تفصیل شرح داده شده است. ارزیابی چنین تأثیری لزوماً باید به عنوان بخشی از تشخیص سیستم های ECP انجام شود.

بر اساس نتایج بررسی، باید یک گزارش فنی تهیه شود که شامل کلیه داده های عددی اندازه گیری های انجام شده، نمودارهای پتانسیل های حفاظتی و به اصطلاح آثار، شرح کاستی ها و عیوب شناسایی شده، مواد دقیق عکاسی و غیره باشد. همچنین، گزارش باید در مورد خطر خوردگی شی با محلی سازی مکان های با خطر افزایش یافته نتیجه گیری کند و راه حل های فنی برای حفاظت ضد خوردگی ایجاد کند.

بنابراین، پس از اتمام تمام مراحل تشخیص، مشتری گزارشی دریافت می کند که شامل اطلاعات دقیقبا توجه به وضعیت خوردگی جسم و وضعیت سیستم ECP. اما توسط تیم های تشخیصی (گاهی اوقات با با سختی زیاد، با در نظر گرفتن ویژگی های زمین و آب و هوا)، اطلاعات به سادگی ناپدید می شوند، در صورتی که در مدت زمان معینی به دست نیایند، بی ربط می شوند، یعنی. عدم رفع به موقع نقص هایی که در حین بازرسی شناسایی شده اند یا عدم تجهیز موضوع بازرسی به وسایل اضافی محافظت در برابر خوردگی. وضعیت خوردگی در تأسیسات به طور مداوم در حال تغییر است و اگر اطلاعات تشخیصی دریافت شده بلافاصله پردازش نشود، می تواند بسیار قدیمی شود. بنابراین، اگر مالک به ایمنی تاسیسات خود در برابر خوردگی اهمیت می دهد، سیستم حفاظت ضد خوردگی آنها به طور مرتب بر اساس نتایج بررسی های تشخیصی که به طور منظم انجام می شود، ارتقا می یابد و خطر شکست خوردگی در چنین تاسیساتی حداقل است.

برچسب ها: جریان های سرگردان، تشخیص خوردگی، تشخیص خوردگی، پوشش عایق، اثر القایی، منابع جریان متناوب، خطر خوردگی، میکروارگانیسم های خورنده، بازرسی خوردگی، ترک خوردگی تنشی، شرایط خوردگی، مقاومت الکترولیت، وضعیت پوشش عایق، حفاظت الکتروشیمیایی، پتانسیل پوشش عایق، حفاظت الکتروشیمیایی، میکروارگانیسم های خورنده

گونچاروف، الکساندر الکسیویچ

مدرک تحصیلی:

دکتری

محل دفاع از پایان نامه:

اورنبورگ

کد تخصصی VAK:

تخصص:

مقاومت شیمیایی مواد و حفاظت در برابر خوردگی

تعدادی از صفحات:

فصل 1. تجزیه و تحلیل شرایط کار و شرایط فنی TP و تجهیزات OOGCF.

1.1 شرایط عملیاتی سازه های فلزی.

1.2. اطمینان از ویژگی های عملیاتی تاسیسات OGCF.

1.3. وضعیت خوردگی تجهیزات TP و OGCF.

1.3.1. خوردگی لوله و TP.

1.3.2 خوردگی ارتباطات و تجهیزات GTP.

1.3.3 وضعیت خوردگی تجهیزات OGPP.

1.4. روشهای تعیین منبع باقیمانده

فصل 2. تجزیه و تحلیل علل آسیب به تجهیزات و خطوط لوله در OOGCF.

2.1. تجهیزات میدانی و خطوط لوله.

2.2. اتصال خطوط لوله

2.3. تجهیزات و خطوط لوله OGPP.

2.4. خطوط لوله گاز تصفیه شده

نتیجه گیری فصل 2

فصل 3

3.1 تجزیه و تحلیل خرابی تجهیزات و TP.

3.2 تعیین ویژگی های قابلیت اطمینان سازه های فلزی.

3.3 مدل‌سازی آسیب‌های خوردگی TS بر اساس نتایج آزمایش‌های فراصوت درون خطی.

3.4 پیش بینی نقص خطوط لوله.

نتیجه گیری فصل 3.

فصل 4. روش های ارزیابی عمر باقیمانده تجهیزات و TP.

4.1. برآورد منبع سازه ها با تغییر مقاومت فولادهای SR.

4.2. ویژگی های ارزیابی عملکرد سازه های دارای لایه بندی هیدروژنی.

4.3 تعیین عمر باقیمانده تجهیزات و

TP با سطح آسیب دیده.

4.3.1 پارامترهای توزیع "عمق آسیب خوردگی.

4.3.2 ضوابط برای حالت های حدی سازه های دارای آسیب سطحی.

4.3.3. پیش بینی منبع باقیمانده TP.

4.4 روش های تشخیص تجهیزات و خطوط لوله.

نتیجه گیری فصل 4

مقدمه پایان نامه (بخشی از چکیده) با موضوع "وضعیت خوردگی و دوام تجهیزات و خطوط لوله میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن"

وجود سولفید هیدروژن در نفت و گاز استفاده از گریدهای فولادی خاص و فناوری ویژه جوشکاری و نصب (SWR) را در توسعه این میادین ضروری می کند و بهره برداری از تجهیزات و خطوط لوله (TP) مستلزم مجموعه ای از اقدامات تشخیصی و ضد خوردگی است. سولفید هیدروژن علاوه بر خوردگی عمومی و حفره‌ای سازه‌های جوشی، باعث ترک خوردگی سولفید هیدروژن (SR) و لایه‌بندی هیدروژنی (VR) تجهیزات و خطوط لوله می‌شود.

بهره برداری از سازه های فلزی میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن با اجرای کنترل چند وجهی بر وضعیت خورنده تجهیزات و خطوط لوله و همچنین با تعداد زیادیتعمیر کار: انحلال موارد اضطراری؛ اتصال چاه ها و خطوط لوله جدید به چاه های موجود؛ تعویض دستگاه ها، شیرها، بخش های معیوب خطوط لوله و غیره.

خطوط لوله و تجهیزات میدان میعانات گازی و نفت اورنبورگ (ONGCF) اکنون به منابع استاندارد طراحی رسیده اند. باید انتظار کاهش قابلیت اطمینان این سازه های فلزی را در حین بهره برداری به دلیل تجمع آسیب های داخلی و خارجی داشته باشیم. مسائل مربوط به تشخیص TP و تجهیزات OOGCF و ارزیابی خطر احتمالی آسیب برای یک دوره زمانی معین به اندازه کافی مورد مطالعه قرار نگرفته است.

در ارتباط با موارد فوق، مطالعات مربوط به شناسایی علل اصلی آسیب به سازه های فلزی حاوی میادین نفت و میعانات گازی حاوی سولفید هیدروژن، توسعه روش هایی برای تشخیص خطوط لوله و تجهیزات و ارزیابی عمر باقیمانده آنها مرتبط است.

کار مطابق با انجام شد اولویتتوسعه علم و فناوری (2728p-p8 مورخ 96/07/21) "فناوری برای اطمینان از ایمنی محصولات، تولید و امکانات" و فرمان دولت روسیه مورخ 11/16/1996 N 1369 در مورد انجام در سال 1997-2000. تشخیص درون خطی TF در قلمروهای منطقه اورال و منطقه تیومن.

1. تجزیه و تحلیل شرایط عملیاتی و شرایط فنی TP و تجهیزات OGCF

نتیجه گیری پایان نامه با موضوع "مقاومت شیمیایی مواد و حفاظت در برابر خوردگی"، گونچاروف، الکساندر آلکسیویچ

نتیجه گیری اصلی

1. علل اصلی آسیب به TP و تجهیزات در طول 20 سال عملیات OOGCF مشخص شده است: کوپلینگ های لوله و لوله در معرض خوردگی حفره ای و SR هستند، درختان کریسمس - SR. پس از 10 سال کار، VR ها در دستگاه های CGTP ظاهر می شوند. قطعات دستگاه به دلیل خوردگی حفره ای از کار می افتند. اتصالات جوش داده شده معیوب TP در معرض SR قرار می گیرند، VR پس از 15 سال کار در فلز TP رخ می دهد. دریچه های خاموش و کنترل به دلیل شکنندگی عناصر آب بندی سفتی خود را از دست می دهند. دستگاه های OGPP در معرض خوردگی حفره ای هستند، خرابی دستگاه به دلیل VR و SR وجود دارد. تجهیزات تبادل حرارت به دلیل مسدود شدن فضای حلقوی با رسوبات نمک و از طریق خوردگی حفره ای فلز از کار می افتد. خرابی پمپ به دلیل تخریب یاتاقان ها و کمپرسورهای پیستون - با تخریب میله های پیستون و ناودانی ایجاد می شود. بیشتر خرابی های TP گاز تصفیه شده به دلیل نقص در اتصالات جوشی است.

2. یک پایگاه داده خودکار حاوی بیش از 1450 خرابی فرآیندها و تجهیزات تکنولوژیکی ایجاد شده است که امکان شناسایی الگوها در توزیع خرابی های سازه به موقع را به دلایل مشابه فراهم می کند: تعداد خرابی های ناشی از خوردگی حفره ها، آسیب های مکانیکی، از دست دادن سفتی و VR با افزایش عمر مفید افزایش می یابد. و تعداد خرابی های ناشی از SR در پنج سال اول عملیات OOGCF حداکثر است، سپس کاهش می یابد و عملا در همان سطح باقی می ماند.

3. مشخص شده است که میانگین زمان عملکرد بدون خرابی دستگاه های خراب CGTP و OGPP 1.3-1.4 برابر زمان برنامه ریزی شده پروژه است که 10-2 سال است. میانگین میزان خرابی TP OOGCF

3 1 جزء 1.3-10 "سال" در محدوده های معمولی برای مقادیر جریان خرابی خطوط لوله گاز و خطوط لوله میعانات است. شدت متوسط

میزان شکست لوله 3 1 1.8-10 اینچ سال است. میانگین میزان خرابی دستگاه های OGPP 5-10"4 سال"1 است که نزدیک به این شاخص برای نیروگاه های هسته ای است (4 T0"4 سال"") میانگین میزان خرابی دستگاه های CGTP

168 برابر است با 13-10 "4 سال" 1 و 2.6 برابر بیشتر از این ویژگیبرای دستگاه های OGPP، که عمدتا به دلیل جایگزینی دستگاه های CGTU با بسته های هیدروژنی غیر از طریق است.

4. وابستگی تعداد عیوب به حالت عملکرد HP مشخص شده است و یک مدل رگرسیونی برای پیش بینی تشکیل آسیب خوردگی در سطح داخلی HP ساخته شده است. مدل سازی وضعیت خوردگی TC بر اساس نتایج تشخیص عیب در خط، به شما امکان می دهد مقرون به صرفه ترین و ایمن ترین حالت های عملکرد TP را تعیین کنید.

5. روش های ارزیابی توسعه یافته:

عمر باقیمانده تجهیزات و فرآیند تکنولوژیکی برای تغییر مقاومت فلزات در برابر ترک خوردگی سولفید هیدروژن.

قابلیت عملکرد سازه هایی که در آنها طبقه بندی های هیدروژنی ثبت می شود، مشروط به نظارت دوره ای آنها.

ضوابط برای حالت های حدی سازه های پوسته با آسیب خوردگی سطحی و عیوب متالورژیکی داخلی.

عمر باقیمانده تجهیزات و TS با آسیب خوردگی به سطح.

این تکنیک ها امکان اثبات کاهش تعداد دستگاه های برچیده شده و کاهش تعداد برنامه ریزی شده برش های بخش های معیوب TC را با یک مرتبه بزرگی فراهم می کند.

6. تکنیکی برای تشخیص تجهیزات و فناوری فرآیند توسعه داده شده است که فرکانس، روش ها و دامنه نظارت بر وضعیت فنی تجهیزات و فناوری فرآیند، علائم ارزیابی نوع عیوب و خطر احتمالی آنها، شرایط عملیات بعدی یا تعمیر سازه ها را تعیین می کند. مفاد اصلی روش در "مقررات تشخیص تجهیزات فرآیند و خطوط لوله P" گنجانده شد. Orenburggazprom"، در معرض محیط های حاوی سولفید هیدروژن، تایید شده توسط RAO "GAZPROM" و Gosgortekhnadzor روسیه.

فهرست منابع تحقیق پایان نامه کاندیدای علوم فنی گونچاروف، الکساندر آلکسیویچ، 1999

1. آکیموف G.V. تئوری و روشهای بررسی خوردگی فلزات. ام. اد. آکادمی علوم اتحاد جماهیر شوروی 1945. 414 ص.

2. Andreikiv A.E. پاناسیوک وی.وی. مکانیک شکنندگی هیدروژنی فلزات و محاسبه عناصر ساختاری برای استحکام / AN اوکراین SSR. فیزیک مکانیکی In-t-Lvov, 1987. -50 ص.

3. Archakov Yu.I.، Teslya B.M.، Starostina M.K. مقاومت در برابر خوردگی تجهیزات تولید مواد شیمیایی. JL: Chemistry, 1990. 400 p.

4. Bolotin V.V. کاربرد روش های نظریه احتمال و تئوری قابلیت اطمینان در محاسبات سازه ها. -م.: استروییزدات، 1971.-255 ص.

5. VSN 006-89. احداث خطوط لوله اصلی و میدانی. جوشکاری. Minneftegazstroy. م.، 1989. - 216 ص.

6. Gafarov N.A.، Goncharov A.A.، Grintsov A.S.، Kushnarenko V.M. روش های کنترل خوردگی برای خطوط لوله و تجهیزات// مهندسی شیمی و نفت. 1997. - شماره 2. - S. 70-76.

7. Gafarov N.A.، Goncharov A.A.، Grintsov A.S.، Kushnarenko V.M. بیان-. ارزیابی مقاومت فلزات در برابر ترک خوردگی سولفید هیدروژن // مهندسی شیمی و نفت. 1998. - شماره 5. - S. 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. خوردگی و حفاظت از تجهیزات حاوی میادین نفت و گاز سولفید هیدروژن. م.: ندرا - 1998. - 437 ص.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. روش های کنترل اتصالات جوشی سازه ها در تماس با رسانه های حامل هیدروژن // تولید جوش. 1997. - شماره 12. - S. 18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. مدل سازی وضعیت خوردگی TP بر اساس نتایج تشخیص درون خطی / کنگره بین المللی "Protection-98". M. 1998. - S. 22.

11. گونچاروف A.A., Ovchinnikov P.A. تجزیه و تحلیل کار تشخیصی برای سال 19998 در تاسیسات شرکت " Orenburggazpromو چشم انداز بهبود آنها از نظر اجرای "مقررات تشخیصی" در سال 1999.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.V. و دیگران مقررات مربوط به تشخیص تجهیزات فنی و خطوط لوله شرکت Orenburggazprom در معرض رسانه های حاوی سولفید هیدروژن M.: 1998.-86s.

13. گونچاروف A.A. سازمان تشخیص تجهیزات و خطوط لوله Orenburggazprom"، که منابع را تمام کرده اند. مواد سمینار بین المللی NT. مسکو: IRTs Gazprom. - 1998. - S. 43-47.

14. گونچاروف A.A. قابلیت اطمینان عملیاتی تجهیزات فناورانه و خطوط لوله//صنعت گاز.-1377.-شماره 7. ص 16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. پیش بینی عمر باقیمانده خطوط لوله OGCF مواد سمینار بین المللی NT. مسکو: IRTs Gazprom. - 1998. - S. 112-119.

16. GOST 11.007-75 قوانین برای تعیین تخمین ها و محدودیت های اطمینان برای پارامترهای توزیع Weibull.

17. GOST 14249-89. کشتی ها و دستگاه ها. هنجارها و روش های محاسبه قدرت.

18. GOST 14782-86. کنترل غیر مخرب است. اتصالات جوش داده شده است. روش های اولتراسونیک

19. GOST 17410-78. کنترل غیر مخرب است. لوله های فلزی استوانه ای بدون درز. روش های تشخیص نقص اولتراسونیک

20. GOST 18442-80. کنترل غیر مخرب است. روش های مویرگی الزامات کلی.

21. GOST 21105-87. کنترل غیر مخرب است. روش ذرات مغناطیسی

22. GOST 22727-88. ورق نورد. روش های کنترل اولتراسونیک

23. GOST 24289-80. کنترل جریان گردابی غیر مخرب اصطلاحات و تعاریف.

24. GOST 25221-82. کشتی ها و دستگاه ها. پایین و روکش ها کروی هستند و مهره ای نیستند. هنجارها و روش های محاسبه قدرت.

25. GOST 25859-83. کشتی ها و دستگاه های ساخته شده از فولاد. هنجارها و روش های محاسبه مقاومت تحت بارهای سیکل پایین.

26. GOST 27.302-86. قابلیت اطمینان در فناوری روش های تعیین انحراف مجاز پارامتر شرایط فنی و پیش بینی عمر باقیمانده قطعات تشکیل دهندهواحدهای ماشینی

27. GOST 28702-90. کنترل غیر مخرب است. ضخامت سنج تماس اولتراسونیک. الزامات فنی عمومی

28. GOST 5272-68. خوردگی فلزات. مقررات.

29. GOST 6202-84. کشتی ها و دستگاه ها. هنجارها و روش های محاسبه مقاومت پوسته ها و کف ها از تاثیر بارهای پشتیبانی.

30. GOST 9.908-85. فلزات و آلیاژها. روش های تعیین شاخص های خوردگی و مقاومت در برابر خوردگی.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.V., توسعه روش هایی برای افزایش منبع خطوط لوله نفتی بلند مدت. -M.: VNIIOENG، 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. تأثیر هیدروژن بر خواص مکانیکی فولاد // فولاد. 1974. - T. 7. - N 8. - S. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Schreider A.B. حفاظت در برابر خوردگی سولفید هیدروژن تجهیزات در صنایع پالایش نفت و پتروشیمی. -M.: TsNIITEneftekhim, 1984. 35 p.

34. Zaivochinsky B.I. دوام خطوط لوله اصلی و تکنولوژیکی. تئوری، روش های محاسبه، طراحی. م.: ندرا. 1992. -271 ص.

35. Zakharov Yu.V. تاثیر تنش ها بر شکل پذیری فولاد در محلول سولفید هیدروژن // خوردگی و حفاظت در صنعت نفت و گاز. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. تورم و ترک خوردگی هیدروژن.-ترجمه VCP N B-27457, 1980, Boseku gijutsu, t.27, N8, 1978, p.312-424.

37. دستورالعمل کنترل جریان گردابی قسمت خطی خطوط لوله اصلی گاز.-M .: RAO "Gazprom"، VNIIGAZ. 1997 - 13 p.

38. دستورالعمل برای کنترل ورودی اتصالات در طراحی مقاوم در برابر سولفید هیدروژن. مسکو: VNIIGAZ. 1995. - 56 ص.

39. دستورالعمل بررسی، رد و تعمیر در حین بهره برداری و تعمیرات اساسیقسمت خطی خطوط لوله اصلی گاز M. VNIIgaz، 1991 -12 ثانیه

40. داده های اولیه اثبات کننده مواد و فن آوری های حفاظت از بازدارنده در داخل خطوط لوله میدانی. گزارش تحقیق // دونتسک. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 p.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. تأثیر هیدروژن بر خواص فولاد - M.: Metallurgizdat, 1962. 198 p.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. و همکاران، قابلیت اطمینان و دوام ماشین آلات. -"تکنیک". 1975. -408 ص.

43. دیگ بخار ثابت و آب گرم و خطوط لوله بخار و آب گرم. هنجارهای محاسبه قدرت OST 108.031.02 75. - L.: TsKTI، 1977. -107 p.

44. کوشنارنکو V.M.، Grintsov A.S.، Obolentsev N.V. کنترل برهمکنش فلز با محیط کار OGKM.- M.: VNIIEgazprom، 1989.- 49 ص.

45. لیوشیتس ال.اس.، باخراخ ال.پی.، استرومووا آر.پی. ترک خوردگی سولفید فولادهای آلیاژی کم کربن // خوردگی و حفاظت از خطوط لوله، چاه ها، تولید گاز و تجهیزات پردازش گاز. 1977. - N 5. - S. 23 - 30.

46. ​​Malov E.A. وضعیت حوادث در خطوط لوله اصلی و میدانی صنعت نفت و گاز // چکیده سمینار. 23-24 اردیبهشت 96. M. خانه دانش مرکزی روسیه، ص. 3-4.

47. ماناپوف آر.جی. ارزیابی قابلیت اطمینان تجهیزات شیمیایی و نفتی در صورت تخریب سطحی. KhN-1، TSINTIKHIMNEFTEMASH، مسکو، 1988.-38 ص.

48. روش ارزیابی و پیش بینی خوردگی برای شرایط متغیر در WGC. گزارش تحقیق // گاز طبیعی VNII.-M.: 1994.28 ص.

49. روش ارزیابی طول عمر باقیمانده کشتی ها / جمع کننده های گرد و غبار، جداکننده های فیلتر و غیره / که تحت فشار در CS و BCS RAO GAZPROM کار می کنند.// JSC TsKBN RAO GAZPROM، 1995، 48 p.

50. روش ارزیابی احتمالی منابع باقیمانده خطوط لوله فولادی فناورانه. M .: NTP "Pipeline"، 1995 (موافق شده توسط Gosgortekhnadzor روسیه در 11.01.1996)

51. روش های تشخیص وضعیت فنی تجهیزات و دستگاه های فعال در محیط های حاوی سولفید هیدروژن. (مصوب 30 نوامبر 1993 وزارت سوخت و انرژی روسیه. موافقت Gosgortekhnadzor روسیه در 30 نوامبر 1993)

52. روش ارزیابی منابع عملکرد باقیمانده تجهیزات تکنولوژیکی برای پالایش نفت، صنایع پتروشیمی و شیمیایی، ولگوگراد، تجهیزات پتروشیمی VNIKTI، 1992

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. قابلیت اطمینان سازه و ایمنی محیطیخطوط لوله م.: ندرا، 1990. - 264 ص.

54. مکانیک شکست، ویرایش. D.Templina M.: Mir, 1979.- 240p.173

55. روش برای پیش بینی عمر باقیمانده خطوط لوله پالایشگاه نفت، کشتی ها، دستگاه ها و بلوک های تکنولوژیکی تصفیه خانه های نفت در معرض خوردگی - M .: MINTOPENERGO. -1993.- 88 ص.

56. روش تخمین عمر مفید خطوط لوله گاز. M.IRTS گازپروم، 1997 - 84s.

57. رهنمودهادر بررسی تشخیصی وضعیت خوردگی و حفاظت جامع خطوط لوله زیرزمینی در برابر خوردگی. - M.: SOYUZENERGOGAZ، GAZPROM، 1989. 142 ص.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. شروع یک ترک شکستگی در فولادهای فریت-پرلیتی در حضور هیدروژن // FKhMM. - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. و همکاران تعیین و توجیه منابع باقیمانده سازه های ماشین سازی در طول عملیات طولانی مدت. //مشکلات مهندسی مکانیک و قابلیت اطمینان ماشین آلات، N 1، 1995.

61. MSKR-01-85. روش تست فولادها برای مقاومت در برابر خوردگی سولفید هیدروژن مسکو: VNIINMASH، 1985. 7 ص.

62. Nekasimo A., Iino M., Matsudo X., Yamada K. هیدروژنی گام به گام ترک خوردگی فولاد خط لوله که در محیط های حاوی سولفید هیدروژن کار می کند. دفترچه شرکت فولاد نیپون، ژاپن، 1981. P. 2 40.

63. هنجارهای محاسبه قدرت عناصر راکتورها، مولدهای بخار، کشتی ها و خطوط لوله نیروگاه های هسته ای، با تجربه و تحقیق راکتورهای هسته ایو تنظیمات مسکو: متالورژی، 1973. - 408 ص.

64. Nurgaliev D.M.، Gafarov N.A.، Akhmetov V.N.، Kushnarenko V.M.، Shchepinov D.N.، Aptikeev T.A. در مورد ارزیابی نقص خطوط لوله در هنگام تشخیص عیب درون خطی. بین المللی ششم یک جلسه کاری"Diagnosis-96".-Yalta 1996-M.: IRTs GAZPROM. صص 35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. روش های تشخیص فنی خطوط لوله. مواد سمینار بین المللی NT. مسکو: IRTs Gazprom. - 1998. - S. 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Kholzakov N.V. تشخیص هیدروژن: تجربه و چشم انداز کاربرد // صنعت گاز. -1989. موضوع. 3. -S. 30-31

68. پاولوفسکی بی.ر. و دیگران بررسی مشکل منبع اتصال خطوط لوله انتقال سولفید هیدروژن مرطوب حاوی گاز: گزارش تحقیق // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 s

69. ص 03-108-96. قوانین ساخت و بهره برداری ایمن از خطوط لوله فن آوری. مسکو: NPO OBT، 1997 - 292 p. (تایید شده توسط Gosgortekhnadzor روسیه در 2 مارس 1995)

70. پرونوف بی.وی.، کوشنارنکو وی.ام. بهبود کارایی ساخت خطوط لوله انتقال رسانه های حاوی سولفید هیدروژن. مسکو: Informneftegazstroy. 1361. مسئله. 11. - 45 ص.

71. پتروف اچ.ا. جلوگیری از ایجاد ترک در خطوط لوله زیرزمینی در هنگام پلاریزاسیون کاتدی M.: VNIIOENG، 1974. - 131 p.

72. PNAE G-7-002-86. استانداردهای محاسبه قدرت تجهیزات و خطوط لوله نیروگاه های هسته ای. M.: ENERGOATOMIZDAT، 1986

73. PNAE G-7-014-89. روش های یکپارچه برای بازرسی مواد اولیه (محصولات نیمه تمام)، اتصالات جوشی و روکش تجهیزات NPP و خطوط لوله. کنترل اولتراسونیک قسمت 1. M.: ENERGOATOMIZDAT، 1990

74. PNAE G-7-019-89. روش های یکپارچه برای بازرسی مواد اولیه (محصولات نیمه تمام)، اتصالات جوشی و روکش تجهیزات NPP و خطوط لوله. کنترل سفتی روش های گاز و مایع ENERGOATOMIZDAT، مسکو، 1990

75. پل ماس گاز انگلیس مشکلات قدیمی راه حل های جدید "نفت گاز" در نمایشگاه "NEFTEGAZ-96". M.: - 1996. - S. 125-132.

76. Polovko A.M. مبانی نظریه پایایی.-M.: "Nauka"، 1964.-446 p.

77. مقررات مربوط به کنترل ورودی اتصالات، لوله ها و اتصالات در شرکت " Orenburggazprom". تایید شده " Orenburggazprom» 96.11.26 مورد توافق ناحیه اورنبورگ گوسگورتکنادزور روسیه در 20 نوامبر 1996175

78. آیین نامه نحوه تشخیص تجهیزات فناورانه صنایع انفجاری مجتمع سوخت و انرژی. (مصوبه وزارت سوخت و انرژی روسیه در 24 ژانویه 1993. موافقت Gosgortekhnadzor روسیه در 25 دسامبر 1992)

79. مقررات مربوط به سیستم تشخیص فنی دیگ بخار و آب گرم برای انرژی صنعتی. -M.: NGP "DIEKS" 1993. 36.

80. مقررات مربوط به سیستم نگهداری و تعمیرات پیشگیرانه برنامه ریزی شده تجهیزات میدانی برای شرکت های تولید گاز - کراسنودار: PO Soyuzorgenergogaz. - 1989. - 165 ص.

81. مقررات مربوط به تشخیص فنی متخصص خطوط لوله، اورنبورگ، 1997. 40 ص.

82. پولوزوف V.A. معیارهای خطر آسیب به خطوط لوله اصلی گاز. // م. صنعت گاز شماره 6، 1998

83. قوانین طراحی و عملکرد ایمن مخازن تحت فشار. (ص 10-115-96).- م.: PIO OBT.- 1996.- 232p.

84. ر 50-54-45-88. محاسبات و تست های قدرت. روش‌های آزمایشی برای تعیین وضعیت تنش-کرنش عناصر و سازه‌های ماشین - M .: VNIINMASH. 1988 -48 ص.

85. ر 54-298-92. محاسبات و تست های قدرت. روش های تعیین مقاومت مواد در برابر ضربه محیط های حاوی سولفید هیدروژن مسکو: GOSSTANDART RUSSIA، VNIINMASH، OrPI. 26 ص.

86. RD 09-102-95. دستورالعمل تعیین منابع باقیمانده تأسیسات بالقوه خطرناک تحت نظارت Gosgortekhnadzor روسیه. -M.: Gosgortekhnadzor. سریع. شماره 57 مورخ 95/11/17. 14 ص.

87. RD 26-02-62-97. محاسبه قدرت عناصر مخازن و دستگاه های فعال در محیط های حاوی سولفید هیدروژن فعال خورنده. مسکو: VNIINeftemash، TsKBN، 1997

88. RD 26-15-88. کشتی ها و دستگاه ها. هنجارها و روش های محاسبه استحکام و سفتی اتصالات فلنجی. مسکو: NIIKHIMMASH، UkrNII-KHIMMASH، VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 p.

89. RD 34.10.130-96. دستورالعمل های کنترل بصری و اندازه گیری. (تایید شده توسط وزارت سوخت و انرژی فدراسیون روسیه در 15 اوت 1996)

90. RD 39-132-94. قوانین بهره برداری، بازنگری، تعمیر و رد خطوط لوله میدان نفتی. M.: NPO OBT - 1994 - 272 p.

92. RD-03-131-97. قوانین سازماندهی و اجرای کنترل انتشار صوتی کشتی ها، دستگاه ها، دیگهای بخار، خطوط لوله فن آوری. (مصوب با قطعنامه Gosgortekhnadzor روسیه مورخ 11.11.96 شماره 44.)

93. RD-03-29-93. راهنمای معاینه فنی دیگهای بخار و آب گرم، مخازن تحت فشار، خطوط لوله بخار و آب گرم M.: NPO OBT، 1994

94. راهنمای RD26-10-87. ارزیابی قابلیت اطمینان تجهیزات شیمیایی و نفتی در صورت تخریب سطحی. M. OKSTU 1987 30s.

95. RD-51-2-97. دستورالعمل بازرسی درون خطی سیستم های خط لوله. M.: IRTs Gazprom, 1997 48 p.

100. روزنفلد آی.ال. بازدارنده های خوردگی.-M.: Chemistry، 1977.-35 e.،

101. سرک وی. شکنندگی هیدروژن و وضعیت ساختاری فولاد //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev H.A. قابلیت اطمینان سیستم های پیچیده در عملیات و توسعه -م.: دبیرستان. 1989.- 432 ص.

103. SNiP Sh-42-80. خطوط لوله اصلی. م.: استروییزدات، 1981.- 68 ص.

104. SNiP 2.05.06-85 *. خطوط لوله اصلی M.: وزارت ساخت و ساز روسیه. GUL CPP، 1997. -60 ص.

105. SNiP 3.05.05-84. تجهیزات تکنولوژیکی و خطوط لوله فن آوری. تایید شده توسط اتحاد جماهیر شوروی Minneftekhimprom در 01/01/1984

106. لوله های اصلی فولادی برای حمل ترش گاز نفتی. دفترچه شرکت Nippon Kokan LTD، 1981. 72 p.

107. استاندارد IEC. تکنیک تحلیل قابلیت اطمینان سیستم ها روش تجزیه و تحلیل نوع و پیامدهای شکست. انتشار 812 (1985). م.: 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. آزمایش فولادها و اتصالات جوشی در محیط های غنی از هیدروژن.- M.:-Metalurgy.- 1992.- 128 p.

109. توماشوف ن.د. تئوری خوردگی و حفاظت از فلزات. ام. اد. آکادمی علوم اتحاد جماهیر شوروی 1960. 590 ص.

110. Word K.P., Dunford D.H., Mann E.S. عیب سنجی خطوط لوله موجود برای تشخیص ترک خوردگی و خستگی. "Diagnostics-94".-Yalta 1994.-M.: IRTs GAZPROM.-S.44-60.17؟

111. F.A. Khromchenko، قابلیت اطمینان اتصالات جوشی لوله های دیگ بخار و خطوط لوله بخار. M.: Energoizdat, 1982. - 120 p.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. تأثیر هیدروژن بر تجهیزات نفت و شیمیایی.- M.: Mashinostroenie, 1979.- 144 p.

113. شد م.م. تغییرات در خواص عملیاتی آهن و فولاد تحت تأثیر هیدروژن. کیف: Naukova Dumka، 1985. - 120 p.

114. Yakovlev A.I. اثر خورنده سولفید هیدروژن بر فلزات. VNIIEgazprom، مسکو: 1972. 42 ص.

115. Yamamota K., Murata T. توسعه لوله های چاه نفت طراحی شده برای عملیات در یک محیط مرطوب گاز ترش // گزارش فنی شرکت "Nippon Steel Corp".-1979.-63 p.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. راهنمای تعیین مقاومت باقیمانده خطوط لوله خورده. مثل من. New York.13 0 استاندارد مهندسی گاز بریتانیا BGC/PS/P11. 42 ص.

117. بیفر جی.آی. ترک گام به گام فولاد خط لوله در محیط ترش // عملکرد مواد، 1982. - ژوئن. - ص 19 - 34.

118. Marvin C.W. تعیین مقاومت لوله خورده شده // حفاظت از مواد و عملکرد. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97. الزامات مواد. مواد فلزی مقاوم به ترک خوردگی سولفید برای تجهیزات میدان نفتی.l997. 47 ص.

120. Nakasugi H.، Matsuda H. توسعه فولادهای لوله جدید برای سرویس گاز ترش // Nippon Steel Techn. رپ.- 1979. N14.- ص.66-78.

121. O "Grandy T.J.، Hisey D.T.، Kiefner J.F.، محاسبه فشار برای لوله خورده توسعه یافته//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. فولاد هیدروژنه. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Induced Cracking Sucseptibilities of Various Tinds of Commerc. فولادهای نورد شده تحت سولفید هیدروژن مرطوب // محیط زیست. جستجوی سومیتومو 1978. - N 19. - ص 103-111.

124. Thomas J. O "Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner محاسبه فشار برای لوله های خورده توسعه یافته است. مجله نفت و گاز. اکتبر 1992. ص 84-89.

125. استاندارد NACE ТМ0177-96. روش تست استاندارد تست آزمایشگاهی فلزات برای مقاومت در برابر اشکال خاص ترک خوردگی محیطی در محیط های H2S. 32 ص.

126. استاندارد NACE TM0284-96 روش استاندارد Tesn ارزیابی فولادهای مخازن لوله و فشار برای مقاومت در برابر ترک ناشی از هیدروژن. 10p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

لطفاً توجه داشته باشید که متون علمی ارائه شده در بالا برای بررسی ارسال شده و از طریق تشخیص متن پایان نامه اصلی (OCR) به دست آمده است. در این رابطه، آنها ممکن است حاوی خطاهای مربوط به نقص الگوریتم های تشخیص باشند.
که در فایل های PDFپایان نامه ها و چکیده هایی که ارائه می دهیم، چنین خطایی وجود ندارد.

  • 1. مفاهیم اساسی و شاخص های قابلیت اطمینان (قابلیت اطمینان، عملیات بدون شکست، قابلیت نگهداری، دوام و غیره). مشخصه.
  • 2. رابطه بین کیفیت و قابلیت اطمینان ماشین آلات و مکانیزم ها. امکان ترکیب بهینه کیفیت و قابلیت اطمینان.
  • 3. روش های تعیین مقادیر کمی شاخص های قابلیت اطمینان (محاسبه ای، تجربی، عملیاتی و غیره). انواع تست های قابلیت اطمینان
  • 4. راه های بهبود قابلیت اطمینان اشیاء فنی در مرحله طراحی، در طول تولید و بهره برداری.
  • 5. طبقه بندی خرابی ها بر اساس میزان بحرانی بودن آن ها (با توجه به شدت پیامدها). مشخصه.
  • 7. عوامل مخرب اصلی که بر روی اجسام در حین عملیات اثر می گذارند. انواع انرژی که بر قابلیت اطمینان، عملکرد و دوام ماشین‌ها و مکانیزم‌ها تأثیر می‌گذارند. مشخصه.
  • 8. تأثیر فیزیکی و فرسودگی در وضعیت حدی تأسیسات حمل و نقل خط لوله. راه های افزایش دوره عملکرد صحیح سازه.
  • 9. انواع آسیب های مجاز و غیر قابل قبول به قطعات و جفت.
  • 10. طرح کاهش کارایی توسط یک شی، سیستم. مشخصه حالت محدود کننده جسم.
  • 11. خرابی های عملکردی و پارامتری، بالقوه و بالفعل. مشخصه. شرایطی که تحت آن می توان از شکست جلوگیری کرد یا به تاخیر انداخت.
  • 13. انواع اصلی سازه های سیستم های پیچیده. ویژگی های تجزیه و تحلیل قابلیت اطمینان سیستم های پیچیده به عنوان مثال از یک خط لوله اصلی، یک ایستگاه پمپاژ.
  • 14. روش های محاسبه قابلیت اطمینان سیستم های پیچیده بر اساس قابلیت اطمینان عناصر منفرد.
  • 15. افزونگی به عنوان راهی برای بهبود قابلیت اطمینان یک سیستم پیچیده. انواع ذخایر: تخلیه، بارگیری شده. افزونگی سیستم: مشترک و مجزا.
  • 16. اصل افزونگی به عنوان راهی برای بهبود قابلیت اطمینان سیستم های پیچیده.
  • 17. شاخص های قابلیت اطمینان: زمان عملیات، منابع فنی و انواع آن، خرابی، عمر سرویس و شاخص های احتمالی آن، عملکرد، قابلیت سرویس دهی.
  • 19. قابلیت اطمینان و کیفیت به عنوان مقوله های فنی و اقتصادی. انتخاب سطح بهینه قابلیت اطمینان یا منبع در مرحله طراحی.
  • 20. مفهوم «شکست» و تفاوت آن با «ضرر». طبقه بندی خرابی ها بر اساس زمان وقوع (ساختاری، تولیدی، عملیاتی).
  • 22. تقسیم mt به مناطق عملیاتی. حفاظت از خطوط لوله در برابر اضافه بار فشار.
  • 23. علل و مکانیسم خوردگی خطوط لوله. عوامل موثر در ایجاد خوردگی اجسام.
  • 24. آسیب خوردگی به لوله های خطوط لوله اصلی (mt). انواع آسیب خوردگی به لوله ها mt. تأثیر فرآیندهای خوردگی بر تغییر خواص فلزات.
  • 25. پوشش های محافظ برای خطوط لوله. الزامات برای آنها
  • 26. الکتروشیمی. حفاظت از خطوط لوله در برابر خوردگی، انواع آن.
  • 27. تثبیت خطوط لوله در سطوح طراحی به عنوان راهی برای بهبود قابلیت اطمینان آنها. راه های حفاظت از کرانه در مسیرهای گذرگاه های زیر آب.
  • 28. جلوگیری از ظهور خطوط لوله. روش‌های تثبیت خطوط لوله در ارتفاعات طراحی در بخش‌های آبگرفته از مسیر.
  • 29. استفاده از سیستم اتوماسیون و مکانیزاسیون از راه دور فرآیندهای فناوری برای اطمینان از عملکرد قابل اعتماد و پایدار MT.
  • 30. مشخصات وضعیت فنی قسمت خطی mt. عیوب پنهان خطوط لوله در زمان راه اندازی و انواع آنها.
  • 31. خرابی شیرهای قطع و کنترل mt. علل و پیامدهای آنها.
  • 32. خرابی تجهیزات مکانیکی و تکنولوژیکی PS و علل آن. ماهیت خرابی پمپ های اصلی
  • 33. تجزیه و تحلیل آسیب به تجهیزات الکتریکی اصلی PS.
  • 34. آنچه ظرفیت باربری و سفتی مخازن را تعیین می کند. تأثیر عیوب پنهان، انحراف از پروژه، حالت های عملیاتی بر وضعیت فنی و قابلیت اطمینان مخازن.
  • 35. استفاده از سیستم نگهداری و تعمیرات (TOR) در طول بهره برداری از mt. وظایف محول شده به سیستم tor. پارامترهای تشخیص داده شده هنگام نظارت بر وضعیت فنی اشیاء mt.
  • 36. تشخیص اشیاء MT به عنوان شرط اطمینان از قابلیت اطمینان آنها. کنترل وضعیت دیواره های لوله ها و اتصالات با روش های آزمایش مخرب. آزمایش خط لوله
  • 37. کنترل وضعیت دیواره های خطوط لوله با روش های آزمایش غیر مخرب. دستگاه تشخیص: خودکششی و توسط جریان مایع پمپ شده حرکت می کند.
  • 38. تشخیص وضعیت تنش-کرنش قسمت خطی خط لوله.
  • 39، 40، 41، 42. تشخیص نشت سیال از خطوط لوله. روش های تشخیص نشتی های کوچک در MNP و MNP.
  • 1. بصری
  • 2. روش کاهش فشار
  • 3. روش امواج ضربه ای منفی
  • 4. روش مقایسه هزینه
  • 5. روش تعادل خطی
  • 6. روش رادیواکتیو
  • 7. روش انتشار آکوستیک
  • 8. روش آنالیز گاز لیزری
  • 9. روش اولتراسونیک (پروب)
  • 43. روش های نظارت بر وضعیت پوشش های عایق خطوط لوله. عواملی که منجر به تخریب پوشش های عایق می شود.
  • 44. تشخیص وضعیت فنی مخازن. کنترل بصری
  • 45. تعیین عیوب پنهان در فلز و جوش مخزن.
  • 46. ​​کنترل وضعیت خوردگی مخازن.
  • 47. تعیین خواص مکانیکی فلز و اتصالات جوشی مخازن.
  • 48. کنترل شکل هندسی و نشست پایه مخزن.
  • 49. تشخیص وضعیت فنی واحدهای پمپاژ.
  • 50. نگهداری پیشگیرانه MT به عنوان راهی برای بهبود قابلیت اطمینان در طول عملیات آن. استراتژی های تعمیر
  • 51. سیستم نگهداری پیشگیرانه (PPR) و تاثیر آن بر قابلیت اطمینان و دوام mt. انواع تعمیرات.
  • 52. فهرست اقدامات موجود در سیستم سیستم های خط لوله PPR.
  • 53. معایب سیستم PPR از نظر زمان کارکرد و جهت های اصلی بهبود آن.
  • 54. تعمیرات اساسی قسمت خطی mt مراحل اصلی آن. انواع تعمیرات اساسی خطوط لوله نفت.
  • 55. توالی و محتوای کار در حین تعمیر خط لوله با بلند کردن و گذاشتن آن بر روی بستر در ترانشه.
  • 56. حوادث در Mt، طبقه بندی آنها و سازمان از انحلال حوادث.
  • 57. علل حوادث و انواع عیوب در م.
  • 58. فناوری اضطراری - کار بازسازی خطوط لوله.
  • 59. راه های آب بندی خطوط لوله. الزامات دستگاه های آب بندی
  • 60. روش آب بندی خط لوله از طریق "پنجره".

  • ضخامت ورق های تسمه های بالایی، با شروع از چهارم، در امتداد ژنراتیکس در امتداد نردبان شفت در امتداد ارتفاع تسمه (پایین، وسط، بالا) بررسی می شود. ضخامت سه تسمه پایینی توسط چهار ژنراتور کاملاً مخالف بررسی می شود. ضخامت لوله های انشعاب قرار داده شده بر روی ورق های تسمه اول در پایین، حداقل در دو نقطه اندازه گیری می شود.

    ضخامت ورق های کف و سقف در دو جهت عمود بر یکدیگر اندازه گیری می شود. تعداد اندازه گیری ها در هر ورق باید حداقل دو عدد باشد. در مکان هایی که تخریب خورنده ورق های سقف وجود دارد، سوراخ هایی به اندازه 500x500 میلی متر بریده می شود و بخش هایی از عناصر سازه های نگهدارنده اندازه گیری می شود. ضخامت ورق های پانتون و سقف شناور روی فرش و همچنین بر روی سفت کننده های بیرونی، داخلی و شعاعی اندازه گیری می شود.

    نتایج اندازه گیری میانگین می باشد. هنگام تغییر ضخامت ورق در چندین نقطه، مقدار میانگین حسابی به عنوان مقدار واقعی در نظر گرفته می شود. اندازه‌گیری‌هایی که نتیجه‌ای متفاوت با میانگین حسابی بیش از 10 درصد پایین‌تر نشان می‌دهند، علاوه بر این نشان داده می‌شوند. هنگام اندازه گیری ضخامت چند ورق در یک تسمه یا هر عنصر دیگر مخزن، حداقل ضخامت اندازه گیری شده یک ورق جداگانه به عنوان ضخامت واقعی در نظر گرفته می شود.

    نتایج اندازه گیری با حداکثر ضخامت های مجاز دیوار، سقف، سازه های باربر، پانتون ها مقایسه می شود.

    حداکثر سایش مجاز ورق های سقف و کف مخزن نباید از 50٪ و لبه های پایین - 30٪ از ارزش طراحی تجاوز کند. برای سازه های سقف باربر (خرپاها، تیرها)، سایش نباید از 30٪ ارزش طراحی تجاوز کند، و برای ورق های پانتون (سقف شناور) - 50٪ در قسمت مرکزی و 30٪ برای جعبه ها.

    47. تعیین خواص مکانیکی فلز و اتصالات جوشی مخازن.

    برای تعیین واقعی ظرفیت تحملو مناسب بودن مخزن برای عملیات بیشتر، دانستن خواص مکانیکی فلز پایه و اتصالات جوشی بسیار مهم است.

    آزمایش‌های مکانیکی در مواردی انجام می‌شود که اطلاعاتی در مورد خواص مکانیکی اولیه فلز پایه و اتصالات جوش داده شده، با خوردگی قابل توجه، با ظاهر شدن ترک‌ها، و همچنین در سایر مواردی که مشکوک به بدتر شدن خواص مکانیکی، خستگی تحت تأثیر بارهای متغیر و متناوب، گرمای بیش از حد، اثر بار اضافی وجود دارد، انجام می‌شود.

    آزمایشات مکانیکی فلز پایه مطابق با الزامات GOST 1497-73 و GOST 9454-78 انجام می شود. اینها شامل تعیین مقاومت کششی و تسلیم، ازدیاد طول و استحکام ضربه می باشد. در طی آزمایش مکانیکی اتصالات جوش داده شده (طبق GOST 6996-66)، تعیین استحکام کششی، آزمایشات خمش استاتیک و مقاومت ضربه انجام می شود.

    در مواردی که نیاز به تعیین دلایل بدتر شدن خواص مکانیکی فلز و اتصالات جوشی، بروز ترک در عناصر مختلف مخزن و همچنین ماهیت و اندازه آسیب خوردگی داخل فلز باشد، مطالعات متالوگرافی انجام می شود.

    برای آزمایش های مکانیکی و مطالعات متالوگرافی، یک فلز پایه با قطر 300 میلی متر در یکی از چهار آکورد پایین دیواره مخزن بریده می شود.

    در فرآیند مطالعات متالوگرافی، ترکیب فاز و اندازه دانه ها، ماهیت عملیات حرارتی، وجود آخال های غیرفلزی و ماهیت آسیب خوردگی (وجود خوردگی بین بلوری) تعیین می شود.

    اگر پاسپورت مخزن حاوی داده هایی در مورد درجه فلزی نیست که از آن ساخته شده است، به تجزیه و تحلیل شیمیایی متوسل شوید. برای تعیین ترکیب شیمیایی فلز، از نمونه های بریده شده برای آزمایش مکانیکی استفاده می شود.

    خواص مکانیکی و ترکیب شیمیاییفلز پایه و اتصالات جوش داده شده باید با دستورالعمل های طراحی و همچنین الزامات استانداردها و مشخصات مطابقت داشته باشند.

صفحه 2


بررسی وضعیت خوردگی خطوط لوله و کابل های موجود واقع در منطقه نفوذ جریان های سرگردان با اندازه گیری اختلاف پتانسیل بین لوله و زمین با استفاده از ولت متر با مقاومت بالا انجام می شود. مناطق آند یک سازه زیرزمینی بسیار خطرناک هستند و نیاز به اقدامات حفاظتی فوری دارند. ارزیابی درجه خطر خوردگی در مناطق متناوب با توجه به مقدار ضریب عدم تقارن انجام می شود (جدول I.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی مجراهای پیش ساخته نشان داد که عمر مفید آنها در ذخایر Zapadno-Surgutskoye و Solkinskoye از 3-6 سال تجاوز نمی کند. در طول عملیات، تنها در سیستم نگهداری فشار مخزن میدان Zapadno-Surgutskoye، 14 کیلومتر از خطوط لوله به طور کامل جایگزین شد. در طول سال 1978، 30 پارگی و فیستول در خطوط لوله در میدان Solkinskoye و 60 پارگی در Zapadno-Surgutskoye ثبت شد.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی سازه های فلزی OOGCF نشان می دهد که لایه لایه شدن پلکانی که بیش از 50٪ به مواد دیواره تجهیزات پوسته نفوذ می کند غیرقابل قبول است.

تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی تجهیزات GTP در میدان اورنبورگ نشان داد که سطح داخلیتجهیزات با یک لایه یکنواخت با ضخامت حدود 0 1 میلی متر پوشیده شده است که رسوبات پیروفوریک است.

بررسی وضعیت خورندگی تجهیزات تولید HDPE نشان می دهد که علت اصلی خوردگی تجهیزات قرار گرفتن در معرض یک محیط تهاجمی حاوی کلرید هیدروژن است که در طی تجزیه کاتالیست تشکیل شده است. فرآیند خوردگی تجهیزات منجر به کاهش عمر مفید آن، تعمیرات مکرر تجهیزات و آلودگی پلی اتیلن به محصولات خوردگی می شود. ورود ترکیبات آهن به پلیمر بر خواص فیزیکوشیمیایی و مکانیکی آن تأثیر منفی می گذارد. آنها باعث پیری زودرس (تخریب) پلیمر، رنگ آمیزی نامطلوب محصولات به رنگ خاکستری تیره، افزایش شکنندگی و کاهش خواص دی الکتریک پلیمر می شوند. علاوه بر این، در هنگام خوردگی تجهیزات لاک شده، این اتفاق می افتد که ذرات لاک وارد پلی اتیلن می شوند که منجر به تورم آن یا ایجاد منافذ در داخل پلیمر می شود.

وضعیت خوردگی LP MG به عنوان بیان کمی از شاخص های عملکرد بخش LP MG حاوی نقص های خوردگی و (یا) منشاء تنش خوردگی درک می شود.


برای تعیین وضعیت خوردگی (تشخیصی) و تشخیص به موقع خرابی های احتمالی خوردگی، ماشین های در حال کار به طور دوره ای بررسی می شوند.


تعیین از راه دور حالت خوردگی در آینده امکان انجام آزمایشات تسریع شده با تنظیم یک آزمایش کنترل شده و شبیه سازی مراحل فردی فرآیند خوردگی را فراهم می کند.

اندازه گیری های الکتریکی برای تعیین وضعیت خوردگی و انتخاب روش حفاظتی برای خطوط لوله گاز تازه ساخته شده قبل از بهره برداری (قبل از اتصال آنها به شبکه موجود) انجام می شود. خطوط لوله ای که قبلاً به تازگی کار گذاشته شده اند به لوله های در حال بهره برداری منتقل می شوند تا تصویری واقعی از وضعیت الکتریکی خطوط لوله گاز بدست آید که پس از اتصال آنها به شبکه موجود رخ می دهد. اگر در طول اندازه گیری ها مشخص شود که پتانسیل ها از 0 1 ولت تجاوز نمی کند، معمولاً اتصال بدون هیچ شرطی انجام می شود. در پتانسیل های بالاتر از OD V (تا 0 6 ولت)، می توان خط لوله گاز جدید را برای گاز روشن کرد، مشروط بر اینکه حفاظت در عرض 3-5 ماه انجام شود. در پتانسیل های بالا، روشن کردن خطوط لوله گاز تازه ساخته شده برای گاز قبل از دستگاه حفاظتی غیرممکن است، زیرا پس از مدت کوتاهی خط لوله گاز می تواند توسط جریان از بین برود که به نوبه خود می تواند منجر به عواقب سنگین. از عمل، موارد متعددی شناخته شده است که خطوط لوله گاز محافظت نشده توسط جریان های سرگردان 1 تا 2 ماه پس از راه اندازی، و همچنین قبل از بهره برداری، به ویژه در مناطق پست های کششی راه آهن، تخریب شده اند.

پیش‌بینی بلندمدت وضعیت خوردگی بخش‌های خط لوله گاز باید برای انتخاب نقاط مشخصه برای مشاهده دینامیک خوردگی در سیستم‌های پایش خوردگی ثابت و متحرک و تصحیح مقررات پایش پارامترهای خوردگی و محافظت از خطوط لوله گاز استفاده شود. انواع مختلفخوردگی

برای کنترل حالت خوردگی از روش های آزمایش غیر مخرب استفاده می شود که می تواند هم به طور مداوم و هم به صورت دوره ای (یا در صورت لزوم به عنوان موارد اضافی) و در هر مرحله از عملکرد اشیاء صرف نظر از وضعیت آنها استفاده شود. این روش ها شامل روش اولتراسونیک، رادیوگرافی، انتشار صوتی تشخیص عیب رنگ است.

برای تعیین وضعیت خوردگی سیستم از پارامترهای ترمودینامیکی و تجربی این سیستم و همچنین وابستگی های تجربی استفاده می شود. این برنامه شامل پیش بینی پتانسیل فلزی سیستم، جریان خوردگی، سیر منحنی های پلاریزاسیون، مناطق ایمنی (فعال و غیرفعال) است، به شما امکان می دهد نامطلوب ترین ترکیبات شرایط را پیدا کنید که توسعه خوردگی را تضمین می کند. نویسندگان روش هایی را برای بهبود برنامه پیش بینی خوردگی بیان کرده اند که باید دقت و قابلیت اطمینان پیش بینی را برای مقادیر مشخص کننده سیستم خوردگی افزایش دهد.



 

شاید خواندن آن مفید باشد: