Marea enciclopedie a petrolului și gazelor. Evaluare - stare corozivă

Diagnostic este un cuvânt folosit frecvent în lumea modernă. A devenit atât de ferm înrădăcinată în ciclul nostru de vocabular zilnic, încât nu îi acordăm nicio atenție. atentie speciala. s-a stricat mașină de spălat- diagnosticare, service în serviciul mașinii tale preferate - diagnosticare, mers la medic - diagnosticare. O persoană erudită va spune: diagnosticul din greacă este „abilitatea de a recunoaște”. Deci, ce trebuie să recunoaștem de fapt în starea tehnică a unui obiect metalic supus coroziunii și în sistemele de protecție electrochimică (în principal catodică), dacă acestea sunt prezente la obiect? Vom discuta pe scurt acest lucru în această recenzie.

În primul rând, să cădem de acord asupra termenilor. Când termenul de diagnosticare a coroziunii (examinare) este folosit în 90% din cazuri în cauză despre suprafața exterioară a obiectului în cauză. Diagnosticarea se efectuează, de exemplu, pe suprafața exterioară a conductelor subterane, rezervoarelor, altor structuri metalice supuse coroziunii solului sau coroziunii cu curent vagabond, suprafața exterioară a instalațiilor de acostare care sunt corodate sub influența sării și apa dulce etc. Dacă vorbim despre analiza proceselor de coroziune pe suprafața interioară a acelorași conducte sau rezervoare, atunci în locul termenilor „diagnostic” sau „examinare”, se folosește de obicei termenul „monitorizare”. Termeni diferiți presupun principii diferite pentru asigurarea siguranței la coroziune - studiul stării de coroziune a suprafeței exterioare se efectuează de obicei discret, 1 dată la 3-5 ani, iar monitorizarea proceselor de coroziune din interiorul obiectului studiat se efectuează fie continuu sau cu un interval scurt (1 dată pe lună).

Deci, de unde să începeți când diagnosticați starea de coroziune a obiectului în cauză? Din evaluare pericol potenţialși starea actuală a lucrurilor. Dacă obiectul, de exemplu, este sub apă, atunci în prima etapă este posibil să se efectueze o inspecție vizuală a prezenței defectelor de coroziune și a urmelor de coroziune și, dacă este prezent, să se evalueze pericolul actual și prezis. În locurile în care controlul vizual nu este posibil, evaluarea pericolului potențial se realizează conform dovezi indirecte. Să luăm în considerare mai jos principalii parametri diagnosticați ai pericolului potențial de coroziune și influența lor asupra procesului de distrugere a coroziunii:


Pe lângă factorii principali de mai sus, la diagnosticarea unei stări de coroziune, în funcție de caracteristicile obiectului, se studiază un număr mare de parametri suplimentari, precum: valoarea pH-ului solului sau apei (în special cu potențialul pericol de stres). fisurarea coroziunii), prezența microorganismelor periculoase la coroziune, conținutul de sare în sol sau apă, posibilitatea de aerare și umezire a obiectului etc. Toți acești factori pot, în anumite condiții, să crească brusc rata de distrugere prin coroziune a obiectului examinat.

După studierea parametrilor unui potențial pericol de coroziune, se efectuează adesea măsurători directe ale adâncimii deteriorării coroziunii asupra unui obiect. În aceste scopuri se utilizează întreaga gamă de metode de testare nedistructivă - control vizual și de măsurare, metode ultrasonice, control magnetometric etc. Locurile de control sunt selectate pe baza pericolului lor potențial pe baza rezultatelor evaluării efectuate în prima etapă. Pentru obiectele subterane, forarea este efectuată pentru a oferi acces direct la obiect.

În etapa finală, pot fi efectuate studii de laborator, de exemplu, o evaluare a vitezei de coroziune în laborator sau studii metalografice ale compoziției și structurii metalului în locurile de defecte de coroziune.

Dacă diagnosticarea este efectuată la un obiect care este deja echipat cu sisteme de protecție electrochimică anticorozivă, atunci pe lângă studierea stării de coroziune a obiectului în sine, se efectuează diagnosticarea funcționalității și a calității sistemului ECP existent, de exemplu. performanța sa în general și valorile ieșirii și ale parametrilor controlați în special. Să descriem cei mai importanți parametri ai sistemului ECP care trebuie monitorizați în timpul unui studiu complet al sistemelor ECP.

  1. potenţial catodic. Principalul parametru de performanță al sistemelor de protecție catodică și sacrificială. Determină gradul de protecție a obiectului împotriva coroziunii prin intermediul ECP. Valorile normative sunt stabilite de fundamental documente normative pentru protecție anticorozivă: GOST 9.602-2005 și GOST R 51164-98. Se măsoară atât în ​​punctele staționare (KIP și KDP), cât și de-a lungul traseului prin metoda electrodului de la distanță.
  2. Starea instalațiilor ECP: stații catodice, de protecție a benzii de rulare și drenaj, împământare anodică, instrumentație, flanșe izolatoare, linii de cablu etc. Toate caracteristicile echipamentului examinat trebuie să se încadreze în valorile specificate în proiect. În plus, este necesar să se efectueze o prognoză a performanței echipamentului pentru perioada până la următorul sondaj. De exemplu, stații protectie catodica trebuie să aibă o marjă de curent pentru a putea regla potențialul de protecție al obiectului în cazul îmbătrânirii inevitabile a stratului izolator. Dacă nu există o marjă de curent, ar trebui planificată înlocuirea stației de protecție catodică cu una mai puternică și/sau repararea împământării anodului.
  3. Impactul sistemului ECP asupra obiectelor terților. În cazul erorilor în proiectarea sistemelor ECP, este posibil efectul dăunător al acestora asupra structurilor metalice ale terților. Mai ales des se întâmplă pe conductele câmpurilor de petrol și gaze, site-uri industriale, obiecte din interiorul dezvoltării urbane dense. Mecanismul unei astfel de influențe este descris în detaliu. O evaluare a unui astfel de impact trebuie efectuată în mod necesar ca parte a diagnosticului sistemelor ECP.

Pe baza rezultatelor sondajului, trebuie întocmit un raport tehnic, care să conțină toate datele numerice ale măsurătorilor efectuate, grafice ale potențialelor de protecție și așa-numitele urme, o descriere a deficiențelor și defectelor identificate, materiale fotografice detaliate, etc. De asemenea, raportul ar trebui să tragă o concluzie cu privire la pericolul de coroziune al obiectului cu localizarea locurilor cu risc crescut și să dezvolte soluții tehnice de protecție anticorozivă.

Deci, la finalizarea tuturor etapelor de diagnosticare, clientul primește un raport care conține informatii detaliateîn funcţie de starea de coroziune a obiectului şi starea sistemului ECP. Dar obținut de echipe de diagnosticare (uneori cu cu mare dificultate, ținând cont de particularitățile terenului și ale climei), informațiile vor dispărea pur și simplu, vor deveni irelevante dacă nu sunt elaborate într-un anumit timp, adică. neeliminarea în timp util a defectelor care au fost identificate în timpul inspecției sau nu dotarea obiectului inspecției cu mijloace suplimentare de protecție anticorozivă. Situația de coroziune la instalație se schimbă în mod constant și, dacă informațiile de diagnosticare primite nu sunt procesate imediat, acestea pot deveni foarte depășite. Prin urmare, dacă proprietarului îi pasă de siguranța la coroziune a instalațiilor lor, atunci sistemul lor de protecție anticorozivă este actualizat în mod regulat pe baza rezultatelor anchetelor de diagnosticare efectuate în mod regulat, iar riscul de defecțiune a coroziunii la astfel de instalații este minim.

Etichete: curenți vagabonzi, diagnosticare coroziune, diagnosticare coroziune, acoperire izolatoare, influență inductivă, surse AC, pericol de coroziune, microorganisme corozive, inspecție coroziune, fisurare prin coroziune sub tensiune, stare de coroziune, rezistență la electroliți, stare strat izolator, protecție electrochimică, potențial electrochimic, ECP

Goncharov, Alexandru Alekseevici

Grad academic:

dr

Locul susținerii disertației:

Orenburg

Cod de specialitate VAK:

Specialitate:

Rezistența chimică a materialelor și protecția împotriva coroziunii

Număr de pagini:

Capitolul 1. Analiza condițiilor de muncă și a stării tehnice a TP și a echipamentelor OOGCF.

1.1 Condițiile de funcționare ale structurilor metalice.

1.2. Asigurarea proprietăților operaționale ale instalațiilor OGCF.

1.3. Starea de coroziune a echipamentelor TP și OGCF.

1.3.1. Coroziunea tubulaturii si a TP.

1.3.2 Corodarea comunicațiilor și a echipamentelor GTP.

1.3.3 Starea de coroziune a echipamentului OGPP.

1.4. Metode de determinare a resursei reziduale.

Capitolul 2. Analiza cauzelor deteriorării echipamentelor și conductelor la OOGCF.

2.1. Echipamente de câmp și conducte.

2.2. Conducte de conectare.

2.3. Echipamente și conducte ale OGPP.

2.4. Conducte de gaz purificat.

Concluzii la capitolul 2.

capitolul 3

3.1 Analiza defecțiunilor echipamentelor și TP.

3.2 Determinarea caracteristicilor de fiabilitate ale structurilor metalice.

3.3 Modelarea daunelor de coroziune TS pe baza rezultatelor testelor cu ultrasunete în linie.

3.4 Predicția defectiunii conductelor.

Concluzii la capitolul 3.

Capitolul 4. Metode de evaluare a duratei de viață reziduale a echipamentelor și TP.

4.1. Estimarea resursei structurilor prin modificarea rezistentei otelurilor SR.

4.2. Caracteristici de evaluare a performanței structurilor cu stratificare cu hidrogen.

4.3 Determinarea duratei de viață reziduale a echipamentelor și

TP cu suprafață deteriorată.

4.3.1 Parametrii de distribuție a „adâncimii deteriorării coroziunii.

4.3.2 Criterii pentru stările limită ale structurilor cu deteriorare la suprafață.

4.3.3. Prognoza resursei reziduale de TP.

4.4 Metode de diagnosticare a echipamentelor și conductelor.

Concluzii la capitolul 4.

Introducere în teză (parte a rezumatului) La subiectul „Starea de coroziune și durabilitatea echipamentelor și conductelor zăcămintelor de petrol și gaze care conțin hidrogen sulfurat”

Prezența hidrogenului sulfurat în petrol și gaze necesită utilizarea anumitor clase de oțel și a unei tehnologii speciale de lucrări de sudură și instalare (SWR) în dezvoltarea acestor domenii, iar exploatarea echipamentelor și conductelor (TP) necesită un set de diagnosticare. si masuri anticorozive. În plus față de coroziunea generală și pitting a structurilor sudate, hidrogenul sulfurat provoacă fisurarea hidrogenului sulfurat (SR) și stratificarea hidrogenului (VR) a echipamentelor și conductelor.

Funcționarea structurilor metalice ale zăcămintelor de petrol și gaze care conțin hidrogen sulfurat este asociată cu implementarea controlului cu mai multe fațete asupra stării corozive a echipamentelor și conductelor, precum și cu un numar mare lucrari de reparatii: lichidare situatii de urgenta; racordarea puțurilor și conductelor noi la cele existente; înlocuirea dispozitivelor, supapelor, secțiunilor defecte ale conductelor etc.

Conductele și echipamentele zăcământului de condens de petrol și gaze Orenburg (ONGCF) au atins acum resursa standard de proiectare. Ar trebui să ne așteptăm la o scădere a fiabilității acestor structuri metalice în timpul funcționării din cauza acumulării de daune interne și externe. Problemele de diagnosticare a TP și a echipamentelor OOGCF și evaluarea pericolului potențial de deteriorare pentru o anumită perioadă de timp nu au fost suficient studiate.

În legătură cu cele de mai sus, sunt relevante studiile referitoare la identificarea principalelor cauze de deteriorare a structurilor metalice care conțin zăcăminte de petrol și gaze condens cu conținut de hidrogen sulfurat, dezvoltarea metodelor de diagnosticare a conductelor și echipamentelor și evaluarea duratei lor reziduale.

Lucrarea a fost realizată în conformitate cu prioritate Dezvoltarea științei și tehnologiei (2728p-p8 din 21.07.96) „Tehnologie pentru asigurarea siguranței produselor, producției și instalațiilor” și Decretul Guvernului Rusiei din 16.11.1996 N 1369 privind realizarea în 1997 -2000. diagnosticare în linie a TF pe teritoriile regiunii Ural și a regiunii Tyumen.

1. Analiza condițiilor de funcționare și a stării tehnice a TP și a echipamentelor OGCF

Concluzia disertației pe tema „Rezistența chimică a materialelor și protecția împotriva coroziunii”, Goncharov, Alexander Alekseevich

Principalele concluzii

1. Sunt determinate principalele cauze de deteriorare a TP și a echipamentelor pe parcursul a 20 de ani de funcționare a OOGCF: tuburile și racordurile tubulare sunt supuse coroziunii prin pitting și SR, brazi de Crăciun - SR; după 10 ani de funcționare, VR-urile apar în dispozitivele CGTP; părți ale aparatului defectează din cauza coroziunii prin pitting; îmbinările sudate defecte ale TP sunt supuse SR, VR apare în metalul TP după 15 ani de funcționare; supapele de închidere și control își pierd etanșeitatea din cauza fragilizării elementelor de etanșare; Dispozitivele OGPP sunt supuse coroziunii prin pitting, există defecțiuni ale dispozitivului din cauza VR și SR; Echipamentul de schimb de căldură eșuează din cauza înfundarii spațiului inelar cu depozite de sare și prin coroziunea prin pitting a metalului; defecțiunile pompelor sunt cauzate de distrugerea rulmenților, iar compresoarele cu piston - prin distrugerea tijelor și știfturilor pistonului; majoritatea defecțiunilor gazului tratat TP se datorează defectelor îmbinărilor sudate.

2. A fost creată o bază de date automatizată care conține peste 1.450 de defecțiuni ale proceselor și echipamentelor tehnologice, ceea ce a făcut posibilă identificarea în timp a modelelor de distribuție a defecțiunilor structurale din aceleași motive: numărul defecțiunilor datorate coroziunii prin pitting, mecanice. deteriorarea, pierderea etanșeității și VR crește odată cu creșterea duratei de viață; iar numărul defecțiunilor din cauza SR este maxim în primii cinci ani de funcționare a OOGCF, apoi scade și rămâne practic la același nivel.

3. S-a stabilit că timpul mediu de funcționare fără defecțiuni a dispozitivelor defectuoase CGTP și OGPP depășește de 1,3-1,4 ori timpul planificat al proiectului, care este de 10-2 ani. Rata medie de eșec a TP OOGCF

3 1 componentă 1,3-10" an" se încadrează în limitele tipice pentru valorile debitului de defecțiuni ale conductelor de gaz și conductelor de condens. Intensitate medie

3 1 rata de eroare a tubulaturii este de 1,8-10" an". Rata medie de defectare a dispozitivelor OGPP este de 5-10"4 ani"1, ceea ce este aproape de acest indicator pentru centralele nucleare (4 T0"4 ani""). Rata medie de defectare a dispozitivelor CGTP

168 este egal cu 13-10 „4 ani” 1 și este de 2,6 ori mai mare decât această caracteristică pentru dispozitivele OGPP, care se datorează în principal înlocuirii dispozitivelor CGTU cu mănunchiuri de hidrogen non-through.

4. A fost stabilită dependența numărului de defecte de modul de funcționare al HP și a fost construit un model de regresie pentru prezicerea formării deteriorării coroziunii pe suprafața interioară a HP. Modelarea stării de coroziune a TC pe baza rezultatelor detectarea defectelor în linie, vă permite să determinați cele mai economice și sigure moduri de funcționare ale TP.

5. Metode de evaluare dezvoltate:

Durata de viață reziduală a echipamentelor și a procesului tehnologic pentru modificarea rezistenței metalelor la fisurarea cu hidrogen sulfurat;

Operabilitatea structurilor în care se înregistrează stratificări cu hidrogen, sub rezerva monitorizării periodice a acestora;

Criterii pentru stările limită ale structurilor învelișului cu deteriorare a coroziunii la suprafață și defecte metalurgice interne;

Durata de viață reziduală a echipamentelor și a TS cu deteriorarea coroziunii la suprafață.

Tehnicile au făcut posibilă fundamentarea reducerii numărului de dispozitive demontate și reducerea numărului planificat de tăieturi ale secțiunilor defecte ale TC cu un ordin de mărime.

6. A fost dezvoltată o tehnică de diagnosticare a echipamentelor și a tehnologiei de proces, care determină frecvența, metodele și domeniul de aplicare a monitorizării stării tehnice a echipamentelor și a tehnologiei de proces, semnele de evaluare a tipului de defecte și a pericolului potențial al acestora, condițiile de funcționare ulterioară sau repararea structurilor. Principalele prevederi ale metodologiei au fost incluse în „Regulamentul privind diagnoza echipamentelor de proces și conductelor P” Orenburggazprom", expus la medii care conțin hidrogen sulfurat", aprobat de RAO "GAZPROM" și Gosgortekhnadzor al Rusiei.

Lista de referințe pentru cercetarea disertației Candidatul de științe tehnice Goncharov, Alexander Alekseevich, 1999

1. Akimov G.V. Teoria și metodele de investigare a coroziunii metalelor. M. Ed. Academia de Științe a URSS 1945. 414 p.

2. Andreikiv A.E. Panasyuk V.V. Mecanica fragilizării prin hidrogen a metalelor și calculul elementelor structurale pentru rezistență /AN SSR ucraineană. Fiz.-mec. In-t-Lvov, 1987. -50 p.

3. Archakov Yu.I., Teslya B.M., Starostina M.K. Rezistența la coroziune a echipamentelor de producție chimică. JL: Chimie, 1990. 400 p.

4. Bolotin V.V. Aplicarea metodelor teoriei probabilităților și teoriei fiabilității în calculele structurilor. -M.: Stroyizdat, 1971.-255 p.

5. VSN 006-89. Construcția conductelor principale și de câmp. Sudare. Minneftegazstroy. M., 1989. - 216 p.

6. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Metode de control al coroziunii pentru conducte și echipamente// Inginerie chimică și petrolieră. 1997. - Nr 2. - S. 70-76.

7. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Expres-. evaluarea rezistenței metalelor la fisurarea cu hidrogen sulfurat. // Inginerie chimică și petrolieră. 1998. - Nr 5. - S. 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Coroziunea și protecția echipamentelor care conțin hidrogen sulfurat zăcămintelor de petrol și gaze. M.: Nedra.- 1998. - 437 p.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Metode de control al îmbinărilor sudate ale structurilor în contact cu medii purtătoare de hidrogen // Producția de sudare. 1997. - Nr. 12. - S. 18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. Modelarea stării de coroziune a TP pe baza rezultatelor diagnosticului în linie / Congresul Internațional „Protecție-98”. M. 1998. - S. 22.

11. Goncharov A.A., Ovchinnikov P.A. Analiza lucrărilor de diagnosticare pentru 19998 la unitățile întreprinderii " Orenburggazprom”și perspectivele de îmbunătățire a acestora în ceea ce privește implementarea în 1999 a „Regulamentului privind diagnosticul”.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.V. Și altele.Regulamente privind diagnosticarea echipamentelor tehnologice și conductelor întreprinderii Orenburggazprom expuse la medii care conțin hidrogen sulfurat M.: 1998.-86s.

13. Goncharov A.A. Organizarea diagnosticării echipamentelor și conductelor Orenburggazprom", care au epuizat resursa. Materiale ale seminarului internațional NT. Moscova: IRT Gazprom. - 1998. - S. 43-47.

14. Goncharov A.A. Fiabilitatea operațională a echipamentelor și conductelor tehnologice//Industria gazelor.-1998.-Nr.7. P. 16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. Prognoza duratei de viață reziduală a conductelor OGCF. Materiale ale seminarului internațional NT. Moscova: IRT Gazprom. - 1998. - S. 112-119.

16. GOST 11.007-75 Reguli pentru determinarea estimărilor și limitelor de încredere pentru parametrii distribuției Weibull.

17. GOST 14249-89. Vase și dispozitive. Norme și metode de calcul a rezistenței.

18. GOST 14782-86. Controlul este nedistructiv. Conexiunile sunt sudate. Metode cu ultrasunete.

19. GOST 17410-78. Controlul este nedistructiv. Țevi metalice cilindrice fără sudură. Metode de detectare a defectelor cu ultrasunete.

20. GOST 18442-80. Controlul este nedistructiv. metode capilare. Cerințe generale.

21. GOST 21105-87. Controlul este nedistructiv. Metoda particulelor magnetice.

22. GOST 22727-88. Foaie rulată. Metode de control cu ​​ultrasunete.

23. GOST 24289-80. Control nedistructiv de curent turbionar. Termeni și definiții.

24. GOST 25221-82. Vase și dispozitive. Fundul și capacele sunt sferice, nu cu margele. Norme și metode de calcul a rezistenței.

25. GOST 25859-83. Vase și aparate din oțel. Norme și metode de calcul a rezistenței la sarcini cu ciclu redus.

26. GOST 27.302-86. Fiabilitate în tehnologie. Metode pentru determinarea abaterii admisibile a parametrului de stare tehnică și estimarea duratei reziduale părțile constitutive unități de mașini.

27. GOST 28702-90. Controlul este nedistructiv. Calibrele de grosime a contactului cu ultrasunete. Cerințe tehnice generale

28. GOST 5272-68. Coroziunea metalelor. Termeni.

29. GOST 6202-84. Vase și dispozitive. Norme și metode de calcul a rezistenței carcaselor și fundului de la impactul sarcinilor de sprijin.

30. GOST 9.908-85. Metale și aliaje. Metode de determinare a indicatorilor de coroziune și rezistență la coroziune.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.V., Dezvoltarea metodelor de creștere a resurselor conductelor de petrol pe termen lung. -M.: VNIIOENG, 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. Influența hidrogenului asupra proprietăților mecanice ale oțelului // Oțel. 1974. - T. 7. - N 8. - S. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Schreider A.B. Protecția împotriva coroziunii cu hidrogen sulfurat a echipamentelor din rafinarea petrolului și industria petrochimică. -M.: TsNIITEneftekhim, 1984. 35 p.

34. Zaivochinsky B.I. Durabilitatea conductelor principale și tehnologice. Teorie, metode de calcul, proiectare. M.: Nedra. 1992. -271p.

35. Zaharov Yu.V. Influența tensiunilor asupra ductilității oțelului în soluție de hidrogen sulfurat. // Coroziune și protecție în industria petrolului și gazelor. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. Umflarea și crăparea cu hidrogen.-traducere a VCP N B-27457, 1980, Boseku gijutsu, t.27, N8, 1978, p.312-424.

37. Instrucțiuni pentru controlul cu curenți turbionari a părții liniare a conductelor principale de gaz.-M .: RAO "Gazprom", VNIIGAZ. 1997 - 13 p.

38. Instrucțiuni pentru controlul intrării fitingurilor în construcție rezistentă la hidrogen sulfurat. Moscova: VNIIGAZ. 1995. - 56 p.

39. Instrucțiuni pentru inspecție, respingere și reparare în timpul funcționării și revizuire parte liniară a conductelor principale de gaz. M. VNIIgaz, 1991 -12 s.

40. Date inițiale care confirmă materialele și tehnologiile de protecție a inhibitorilor în interiorul conductelor de câmp. Raport de cercetare // Donețk. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 p.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevici R.I. Influenţa hidrogenului asupra proprietăţilor oţelului.- M.: Metallurgizdat, 1962. 198 p.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. et al., Fiabilitatea și durabilitatea mașinilor. -"Tehnică". 1975. -408 p.

43. Cazane staţionare de abur şi apă caldă şi conducte de abur şi apa fierbinte. Norme pentru calcularea puterii. OST 108.031.02 75. - L.: TsKTI, 1977. -107 p.

44. Kushnarenko V.M., Grintsov A.S., Obolentsev N.V. Controlul interacțiunii metalului cu mediul de lucru al OGKM.- M .: VNIIEgazprom, 1989.- 49 p.

45. Livshits L.S., Bakhrakh L.P., Stromova R.P. Cracarea cu sulfuri a oțelurilor aliate cu conținut scăzut de carbon // Coroziunea și protecția conductelor, puțurilor, echipamentelor de producție și procesare a gazelor. 1977. - N 5. - S. 23 - 30.

46. ​​​​Malov E.A. Despre starea accidentelor pe conductele principale și de câmp ale industriei de petrol și gaze // Rezumate ale seminarului., 23-24 mai 1996. M. Casa Cunoașterii Ruse Centrale, p. 3-4.

47. Mannapov R.G. Evaluarea fiabilității echipamentelor chimice și petroliere în cazul distrugerii suprafeței. KhN-1, TSINTIKHIMNEFTEMASH, Moscova, 1988.-38 p.

48. Metodă de evaluare și predicție a coroziunii pentru condițiile în schimbare la WGC. Raport de cercetare // VNII gaze naturale.-M.: 1994.28 p.

49. Metodologia de apreciere a duratei de exploatare reziduală a vaselor / colectoare de praf, separatoare cu filtre etc. / care funcționează sub presiune la CS și BCS ale RAO GAZPROM .// SA TsKBN RAO GAZPROM, 1995, 48 p.

50. Metodologie de evaluare probabilistică a resursei reziduale a conductelor tehnologice din oțel. M .: NTP "Pipeline", 1995 (acordat de Gosgortekhnadzor al Rusiei la 11.01.1996)

51. Metode de diagnosticare a stării tehnice a echipamentelor și aparatelor care funcționează în medii cu conținut de hidrogen sulfurat. (Aprobat de Ministerul Combustibilului și Energiei al Rusiei la 30 noiembrie 1993. Acordat de Gosgortekhnadzor al Rusiei la 30 noiembrie 1993)

52. Metodologia de evaluare a resursei de performanță reziduală a echipamentelor tehnologice pentru rafinarea petrolului, industria petrochimică și chimică, Volgograd, echipamente petrochimice VNIKTI, 1992

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. Fiabilitatea structurală și Siguranța mediului conducte. M.: Nedra, 1990. - 264 p.

54. Mecanica fracturii, Ed. D.Templina M.: Mir, 1979.- 240p.173

55. Metodologia de prognoză a duratei reziduale a conductelor, vaselor, aparatelor și blocurilor tehnologice ale stațiilor de tratare a petrolului supuse coroziunii rafinăriilor de petrol - M .: MINTOPENERGO. -1993.- 88 p.

56. Metodologia de estimare a duratei de viață a conductelor de gaz. M.IRTS Gazprom, 1997 - 84s.

57. Instrucțiuni privind examinarea diagnostică a stării de coroziune și protecția completă a conductelor subterane împotriva coroziunii. - M.: SOYUZENERGOGAZ, GAZPROM, 1989. 142 p.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. Initierea unei fisuri de rupere la otelurile ferit-perlitice in prezenta hidrogenului // FKhMM.- 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. et al. Determinarea și justificarea resursei reziduale a structurilor de construcție de mașini în timpul funcționării pe termen lung. //Probleme de inginerie mecanică și fiabilitatea mașinilor, N 1, 1995.

61. MSKR-01-85. Metodă de testare a oțelurilor pentru rezistența la fisurarea coroziunii cu hidrogen sulfurat.Moscova: VNIINMASH, 1985. 7 p.

62. Nekasimo A., Iino M., Matsudo X., Yamada K. Cracarea în etape cu hidrogen a oțelului de conducte care funcționează în medii care conțin hidrogen sulfurat. Prospectul Nippon Steel Corporation, Japonia, 1981. P. 2 40.

63. Norme pentru calcularea rezistenței elementelor reactoarelor, generatoarelor de abur, vaselor și conductelor centrale nucleare, cu experiență și cercetare reactoare nucleareși setări. Moscova: Metalurgie, 1973. - 408 p.

64. Nurgaliev D.M., Gafarov N.A., Akhmetov V.N., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N., Aptikeev T.A. Cu privire la evaluarea defectiunii conductelor în timpul detectării defectelor în linie. A șasea internațională o întâlnire de afaceri„Diagnostic-96”.-Yalta 1996-M.: IRTs GAZPROM. pp.35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. Metode de diagnosticare tehnică a conductelor. Materiale ale seminarului internațional NT. Moscova: IRT Gazprom. - 1998. - S. 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Hholzakov N.V. Diagnosticarea hidrogenului: experiență și perspective de aplicare // Industria gazelor naturale. -1989. Emisiune. 3. -S. 30-31

68. Pavlovsky B.R. şi altele.Examinare asupra problemei resursei conductelor de legătură care transportă hidrogen sulfurat umed gaz cu conţinut: Raport de cercetare // AOOT . VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 s

69. PB 03-108-96. Reguli pentru construcția și funcționarea în siguranță a conductelor tehnologice. Moscova: NPO OBT, 1997 - 292 p. (Aprobat de Gosgortekhnadzor al Rusiei la 2 martie 1995)

70. Perunov B.V., Kushnarenko V.M. Îmbunătățirea eficienței construcției conductelor care transportă medii care conțin hidrogen sulfurat. Moscova: Informneftegazstroy. 1982. Emisiunea. 11. - 45 p.

71. Petrov H.A. Prevenirea formării fisurilor în conductele subterane în timpul polarizării catodice. M.: VNIIOENG, 1974. - 131 p.

72. PNAE G-7-002-86. Standarde pentru calcularea rezistenței echipamentelor și conductelor centralelor nucleare. M.: ENERGOATOMIZDAT, 1986

73. PNAE G-7-014-89. Metode unificate de inspecție a materialelor de bază (produse semifabricate), îmbinări sudate și suprafață a echipamentelor CNE și a conductelor. Control cu ​​ultrasunete. Partea 1. M.: ENERGOATOMIZDAT, 1990

74. PNAE G-7-019-89. Metode unificate de inspecție a materialelor de bază (produse semifabricate), îmbinări sudate și suprafață a echipamentelor CNE și a conductelor. Controlul etanșeității. Metode gazoase și lichide. ENERGOATOMIZDAT, Moscova, 1990

75. Paul Moss gaz britanic. Probleme vechi soluții noi. „Neftegaz” la expoziţia „NEFTEGAZ-96". M.: - 1996. - S. 125-132.

76. Polovko A.M. Fundamentele teoriei fiabilității.-M.: „Nauka”, 1964.-446 p.

77. Reglementări privind controlul intrării fitingurilor, țevilor și fitingurilor la întreprindere " Orenburggazprom". Aprobat " Orenburggazprom» 26.11.96 Acordat de districtul Orenburg din Gosgortekhnadzor al Rusiei la 20 noiembrie 1996175

78. Reglementări privind procedura de diagnosticare a echipamentelor tehnologice ale industriilor explozive ale complexului combustibil și energetic. (Aprobat de Ministerul Combustibilului și Energiei al Rusiei la 24 ianuarie 1993. Acordat de Gosgortekhnadzor al Rusiei la 25 decembrie 1992)

79. Reglementări privind sistemul de diagnosticare tehnică a cazanelor cu abur și apă caldă pentru energie industrială. -M.: NGP "DIEKS" 1993. 36s.

80. Reglementări privind sistemul de întreținere și reparații preventive programate ale echipamentelor de câmp pentru întreprinderile producătoare de gaze.- Krasnodar: PO Soyuzorgenergogaz.- 1989. - 165 p.

81. Regulamente privind diagnosticarea tehnică expertă a conductelor, Orenburg, 1997. 40 p.

82. Polozov V.A. Criterii pentru pericolul de deteriorare a conductelor principale de gaz. // M. Industria gazelor Nr. 6, 1998

83. Reguli pentru proiectarea și funcționarea în siguranță a recipientelor sub presiune. (PB 10-115-96).- M.: PIO OBT.- 1996.- 232p.

84. R 50-54-45-88. Calcule și teste de rezistență. Metode experimentale de determinare a stării de efort-deformare a elementelor și structurilor mașinii-M .: VNIINMASH. 1988 -48 p.

85. R 54-298-92. Calcule și teste de rezistență. Metode de determinare a rezistenței materialelor la impactul mediilor care conțin hidrogen sulfurat.Moscova: GOSSTANDART RUSSIA, VNIINMASH, OrPI. 26 p.

86. RD 09-102-95. Orientări pentru determinarea resursei reziduale a instalațiilor potențial periculoase supravegheate de Gosgortekhnadzor al Rusiei. -M.: Gosgortekhnadzor. Rapid. Nr 57 din 17.11.95. 14 p.

87. RD 26-02-62-97. Calculul rezistenței elementelor vaselor și aparatelor care funcționează în medii care conțin hidrogen sulfurat activ coroziv. Moscova: VNIINeftemash, TsKBN, 1997

88. RD 26-15-88. Vase și dispozitive. Norme și metode de calcul a rezistenței și etanșeității îmbinărilor cu flanșe. Moscova: NIIKHIMMASH, UkrNII-KHIMMASH, VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 p.

89. RD 34.10.130-96. Instrucțiuni pentru controlul vizual și de măsurare. (Aprobat de Ministerul Combustibilului și Energiei al Federației Ruse la 15 august 1996)

90. RD 39-132-94. Reguli pentru exploatarea, revizuirea, repararea și respingerea conductelor petroliere. M.: NPO OBT - 1994 - 272 p.

92. RD-03-131-97. Reguli pentru organizarea și desfășurarea controlului emisiilor acustice ale navelor, aparatelor, cazanelor, conductelor tehnologice. (Aprobat prin rezoluția Gosgortekhnadzor al Rusiei din 11.11.96 nr. 44.)

93. RD-03-29-93. Orientări pentru examinarea tehnică a cazanelor cu abur și apă caldă, recipientelor sub presiune, conductelor de abur și apă caldă M .: NPO OBT, 1994

94. RD26-10-87 Ghid. Evaluarea fiabilității echipamentelor chimice și petroliere în cazul distrugerii suprafeței. M. OKSTU 1987 anii 30.

95. RD-51-2-97. Instrucțiuni pentru inspecția în linie a sistemelor de conducte. M.: IRTs Gazprom, 1997 48 p.

100. Rosenfeld I.L. Inhibitori de coroziune.-M.: Chemistry, 1977.-35 e.,

101. Sarrak V.I. fragilitatea hidrogenului și starea structurală a oțelului //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev H.A. Fiabilitatea sistemelor complexe în funcționare și dezvoltare. -M.: Liceu. 1989.- 432 p.

103. SNiP Sh-42-80.Conducte principale. M.: Stroyizdat, 1981.- 68 p.

104. SNiP 2.05.06-85*. Conducte principale M.: Ministerul Construcțiilor din Rusia. GUL CPP, 1997. -60 p.

105. SNiP 3.05.05-84. Echipamente tehnologice şi conducte tehnologice. Aprobat de URSS Minneftekhimprom la 01/01/1984

106. Țevi principale din oțel pentru transportul acidului gaz petrolier. Prospectul Nippon Kokan LTD, 1981. 72 p.

107. Standard IEC. Tehnica de analiză a fiabilității sistemelor. Metoda de analiză a tipului și consecințelor defecțiunilor. Publicația 812 (1985). M.: 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. Testarea oţelurilor şi îmbinărilor sudate în medii bogate în hidrogen.- M.:-Metalurgie.- 1992.- 128 p.

109. Tomashov N.D. Teoria coroziunii și protecția metalelor. M. Ed. Academia de Științe a URSS 1960. 590 p.

110. Cuvântul K.P., Dunford D.H., Mann E.S. Defectoscopie a conductelor existente pentru a detecta coroziunea și fisurile de oboseală. „Diagnostice-94”.-Yalta 1994.-M.: IRTs GAZPROM.-S.44-60.17?

111. F.A. Khromchenko, Fiabilitatea îmbinărilor sudate ale țevilor cazanului și conductelor de abur. M.: Energoizdat, 1982. - 120 p.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. Influența hidrogenului asupra echipamentelor petroliere și chimice.- M.: Mashinostroenie, 1979.- 144 p.

113. Shved M.M. Modificări ale proprietăților operaționale ale fierului și oțelului sub influența hidrogenului. Kiev: Naukova Dumka, 1985. - 120 p.

114. Yakovlev A.I. Efectul coroziv al hidrogenului sulfurat asupra metalelor. VNIIEgazprom, Moscova: 1972. 42 p.

115. Yamamota K., Murata T. Dezvoltarea conductelor de sonde de petrol destinate functionarii in mediu de gaz acriu umed // Raport tehnic al societatii „Nippon Steel Corp”.-1979.-63 p.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. Manual pentru determinarea rezistenței rămase a conductelor corodate. CA MINE. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. Cracarea în etape a conductelor de oțel în mediu acru // Performanța materialelor, 1982. - iunie. - P. 19 - 34.

118. Marvin C.W. Determinarea rezistenței țevii corodate. // Protecția și performanța materialelor. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Cerinţe materiale. Materiale metalice rezistente la fisurare la efort la sulfuri pentru echipamentele de câmp petrolier.l997. 47 p.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Dezvoltarea de noi dine-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O „Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Calcul presiunii pentru conducta corodata dezvoltată//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hidrogenarea oţelului. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Induced Cracking Sucseptibilities of Diverses Kinds of Commercial Rolled Steels under Wet Hydrogen Sulfide // Mediu. Căutarea Sumitomo. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O „Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Calcularea presiunii pentru conducte corodate dezvoltate. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. Standardul NACE ТМ0177-96. Metoda de testare standard Testarea în laborator a metalelor pentru rezistența la forme specifice de fisurare a mediului în medii H2S. 32 p.

126. Standardul NACE TM0284-96 Metoda standard Tesn Evaluarea oțelurilor pentru conducte și recipiente sub presiune pentru rezistența la fisurarea indusă de hidrogen. 10p

127. Townsend H. Crăpare prin coroziune sub tensiune cu sulfură de hidrogen a sârmei de oțel cu rezistență ridicată // Coroziune.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Vă rugăm să rețineți că textele științifice prezentate mai sus sunt postate pentru revizuire și obținute prin recunoașterea textului original al disertației (OCR). În acest sens, ele pot conține erori legate de imperfecțiunea algoritmilor de recunoaștere.
ÎN Fișiere PDF disertațiile și rezumatele pe care le oferim, nu există astfel de erori.

  • 1. Concepte de bază și indicatori ai fiabilității (fiabilitatea, funcționarea fără defecțiune, mentenabilitatea, durabilitatea etc.). Caracteristică.
  • 2. Relația dintre calitatea și fiabilitatea mașinilor și mecanismelor. Posibilitatea unei combinații optime de calitate și fiabilitate.
  • 3. Metode de determinare a valorilor cantitative ale indicatorilor de fiabilitate (calculate, experimentale, operaționale etc.). Tipuri de teste de fiabilitate.
  • 4. Modalități de îmbunătățire a fiabilității obiectelor tehnice în faza de proiectare, în timpul producției și exploatării.
  • 5. Clasificarea defecțiunilor în funcție de nivelul de criticitate a acestora (după gravitatea consecințelor). Caracteristică.
  • 7. Principalii factori distructivi care acționează asupra obiectelor în timpul funcționării. Tipuri de energie care afectează fiabilitatea, performanța și durabilitatea mașinilor și mecanismelor. Caracteristică.
  • 8. Influența fizică și învechirea asupra stării limită a instalațiilor de transport prin conducte. Modalități de extindere a perioadei de funcționare corectă a structurii.
  • 9. Tipuri de daune permise și inacceptabile ale pieselor și marilor.
  • 10. Schema pierderii eficienței de către un obiect, sistem. Caracteristic stării limită a obiectului.
  • 11. Defecțiuni funcționale și parametrice, potențiale și actuale. Caracteristică. Condiții în care defecțiunea poate fi prevenită sau amânată.
  • 13. Principalele tipuri de structuri ale sistemelor complexe. Caracteristici ale analizei fiabilității sistemelor complexe pe exemplul unei conducte principale, o stație de pompare.
  • 14. Metode de calcul a fiabilității sistemelor complexe bazate pe fiabilitatea elementelor individuale.
  • 15. Redundanța ca modalitate de a îmbunătăți fiabilitatea unui sistem complex. Tipuri de rezerve: descărcate, încărcate. Redundanța sistemului: comună și separată.
  • 16. Principiul redundanței ca modalitate de îmbunătățire a fiabilității sistemelor complexe.
  • 17. Indicatori de fiabilitate: timpul de funcționare, resursa tehnică și tipurile acesteia, defecțiune, durata de viață și indicatorii probabilistici ai acesteia, performanță, funcționalitate.
  • 19. Fiabilitatea și calitatea ca categorii tehnice și economice. Selectarea nivelului optim de fiabilitate sau de resurse în etapa de proiectare.
  • 20. Conceptul de „eșec” și diferența lui de „daune”. Clasificarea defecțiunilor în funcție de momentul apariției lor (structurale, de producție, operaționale).
  • 22. Împărțirea mt în zone operaționale. Protecția conductelor împotriva supraîncărcărilor de presiune.
  • 23. Cauzele și mecanismul coroziunii conductelor. Factori care contribuie la dezvoltarea coroziunii obiectelor.
  • 24. Deteriorări cauzate de coroziune la conductele conductelor principale (mt). Varietăți de deteriorare prin coroziune a conductelor mt. Influența proceselor de coroziune asupra modificării proprietăților metalelor.
  • 25. Acoperiri de protecție pentru conducte. cerințe pentru ei.
  • 26. Electro-chim. Protecția conductelor împotriva coroziunii, tipurile acesteia.
  • 27. Fixarea conductelor la niveluri de proiectare ca o modalitate de a le îmbunătăți fiabilitatea. Modalităţi de protecţie a malurilor în aliniamentele traversărilor subacvatice.
  • 28. Prevenirea apariției conductelor. Metode de fixare a conductelor la cote de proiectare pe secțiunile inundate ale traseului.
  • 29. Aplicarea sistemului de automatizare și telemecanizare a proceselor tehnologice pentru asigurarea funcționării fiabile și stabile a MT.
  • 30. Caracteristici ale stării tehnice a părții liniare a mt. Defecte ascunse ale conductelor la momentul punerii în funcțiune și tipurile acestora.
  • 31. Defecțiuni supapelor de închidere și control mt. Cauzele și consecințele lor.
  • 32. Defecțiuni ale echipamentelor mecanice și tehnologice ale PS și cauzele acestora. Natura defecțiunilor pompelor principale.
  • 33. Analiza deteriorării echipamentelor electrice principale ale PS.
  • 34. Ce determină capacitatea portantă și etanșeitatea rezervoarelor. Influența defectelor latente, abaterile de la proiect, modurile de funcționare asupra stării tehnice și a fiabilității rezervoarelor.
  • 35. Aplicarea sistemului de întreținere și reparații (TOR) în timpul exploatării mt. Sarcinile atribuite sistemului tor. Parametrii diagnosticați la monitorizarea stării tehnice a obiectelor mt.
  • 36. Diagnosticarea obiectelor MT ca condiție pentru asigurarea fiabilității acestora. Controlul stării pereților țevilor și fitingurilor prin metode de încercare distructivă. Testarea conductelor.
  • 37. Controlul stării pereților conductelor prin metode de încercare nedistructivă. Aparat de diagnosticare: autopropulsat și deplasat de debitul lichidului pompat.
  • 38. Diagnosticarea stării de tensiune-deformare a părții liniare a conductei.
  • 39, 40, 41, 42. Diagnosticarea scurgerilor de lichid din conducte. Metode de diagnosticare a scurgerilor mici în MNP și MNP.
  • 1. Vizual
  • 2. Metoda de reducere a presiunii
  • 3. Metoda undelor de șoc negative
  • 4. Metoda de comparare a costurilor
  • 5. Metoda echilibrului liniar
  • 6. Metoda radioactivă
  • 7. Metoda emisiei acustice
  • 8. Metoda de analiză a gazelor cu laser
  • 9. Metoda cu ultrasunete (sonda)
  • 43. Metode de monitorizare a stării acoperirilor izolante ale conductelor. Factorii care duc la distrugerea acoperirilor izolante.
  • 44. Diagnosticarea stării tehnice a rezervoarelor. Control vizual.
  • 45. Determinarea defectelor ascunse ale metalului si sudurilor rezervorului.
  • 46. ​​​​Controlul stării de coroziune a rezervoarelor.
  • 47. Determinarea proprietăților mecanice ale metalelor și îmbinărilor sudate ale rezervoarelor.
  • 48. Controlul formei geometrice si tasarii bazei rezervorului.
  • 49. Diagnosticarea stării tehnice a unităților de pompare.
  • 50. Întreținerea preventivă a MT ca modalitate de îmbunătățire a fiabilității în timpul funcționării acestuia. Strategii de reparare.
  • 51. Sistemul de întreținere preventivă (PPR) și impactul acestuia asupra fiabilității și durabilității mt. Tipuri de reparații.
  • 52. Lista măsurilor incluse în sistemul sistemelor de conducte PPR.
  • 53. Dezavantaje ale sistemului PPR în ceea ce privește timpul de funcționare și principalele direcții de îmbunătățire a acestuia.
  • 54. Revizia părții liniare a mt-ului, etapele sale principale. Tipuri de revizie a conductelor de petrol.
  • 55. Secvența și conținutul lucrărilor în timpul reparației conductei cu ridicarea și așezarea acesteia pe patul în șanț.
  • 56. Accidentele pe mt, clasificarea acestora si organizarea lichidarii accidentelor.
  • 57. Cauzele accidentelor și tipurile de defecte pe mt.
  • 58. Tehnologia de urgență - lucrări de refacere a conductelor.
  • 59. Modalități de etanșare a conductelor. Cerințe pentru dispozitivele de etanșare.
  • 60. Metoda de etanșare a conductei prin „ferestre”.

  • Grosimea foilor curelelor superioare, începând de la a patra, se verifică de-a lungul generatricei de-a lungul scării arborelui de-a lungul înălțimii centurii (jos, mijloc, sus). Grosimea celor trei curele inferioare este verificată de patru generatoare diametral opuse. Grosimea țevilor de ramificație așezate pe foile primei centuri se măsoară în partea de jos, cel puțin în două puncte.

    Grosimea plăcilor inferioare și a acoperișului este măsurată în două direcții reciproc perpendiculare. Numărul de măsurători pe fiecare foaie trebuie să fie de cel puțin două. În locurile în care există distrugeri corozive ale plăcilor de acoperiș, se decupează găuri de 500x500 mm și se fac măsurători ale secțiunilor elementelor structurilor de susținere. Grosimea foilor de ponton și a acoperișului plutitor se măsoară pe covor, precum și pe rigidizările exterioare, interioare și radiale.

    Rezultatele măsurătorilor sunt mediate. La modificarea grosimii tablei în mai multe puncte, valoarea medie aritmetică este luată ca valoare reală. Măsurătorile care au dat un rezultat care diferă de media aritmetică cu mai mult de 10% în jos sunt indicate suplimentar. Când se măsoară grosimea mai multor foi dintr-o centură sau orice alt element al rezervorului, grosimea minimă măsurată a unei foi individuale este luată ca grosime reală.

    Rezultatele măsurătorilor sunt comparate cu grosimile maxime admise ale peretelui, acoperișului, structurilor portante, pontoanelor.

    Uzura maximă admisă a foilor de acoperiș și a fundului rezervorului nu trebuie să depășească 50%, iar marginile fundului - 30% din valoarea de proiectare. Pentru structurile de acoperiș portante (ferme, grinzi), uzura nu trebuie să depășească 30% din valoarea de proiectare, iar pentru foile de ponton (acoperiș flotant) - 50% în partea centrală și 30% pentru cutii.

    47. Determinarea proprietăților mecanice ale metalelor și îmbinărilor sudate ale rezervoarelor.

    Pentru a determina realitatea capacitate portantăși adecvarea rezervorului pentru funcționarea ulterioară, este foarte important să se cunoască proprietățile mecanice ale metalului de bază și îmbinările sudate.

    Testele mecanice sunt efectuate în cazul în care nu există date privind proprietățile mecanice inițiale ale metalului de bază și îmbinărilor sudate, cu coroziune semnificativă, cu apariția fisurilor, precum și în toate celelalte cazuri când există suspiciunea de deteriorare. în proprietăți mecanice, oboseală sub acțiunea sarcinilor variabile și alternative, supraîncălzire, acțiunea sarcinilor excesiv de mari.

    Testele mecanice ale metalului de bază sunt efectuate în conformitate cu cerințele GOST 1497-73 și GOST 9454-78. Acestea includ determinarea rezistenței la tracțiune și la curgere, alungirea și rezistența la impact. În timpul testării mecanice a îmbinărilor sudate (conform GOST 6996-66), se efectuează determinarea rezistenței la tracțiune, testele pentru încovoiere statică și rezistența la impact.

    În cazurile în care este necesar să se determine motivele deteriorării proprietăților mecanice ale metalului și îmbinărilor sudate, apariția fisurilor în diferite elemente ale rezervorului, precum și natura și dimensiunea deteriorarii coroziunii în interiorul metalului, metalografice se fac studii.

    Pentru testele mecanice și studii metalografice, se decupează un metal de bază cu diametrul de 300 mm într-una dintre cele patru coarde inferioare ale peretelui rezervorului.

    În procesul studiilor metalografice, se determină compoziția fazelor și mărimea granulelor, natura tratamentului termic, prezența incluziunilor nemetalice și natura deteriorarii coroziunii (prezența coroziunii intercristaline).

    Dacă pașaportul rezervorului nu conține date despre calitatea metalului din care este fabricat, apelați la analiză chimică. Pentru a determina compoziția chimică a metalului, se folosesc probe tăiate pentru testarea mecanică.

    Proprietăţi mecanice şi compoziție chimică metalul de bază și îmbinările sudate trebuie să respecte instrucțiunile de proiectare, precum și cerințele standardelor și specificațiilor.

Pagina 2


Examinarea stării de coroziune a conductelor și cablurilor existente situate în zona de influență a curenților vagabonzi se efectuează prin măsurarea diferenței de potențial dintre țeavă și pământ cu ajutorul voltmetrelor de înaltă rezistență. Zonele anodice ale unei structuri subterane sunt foarte periculoase și necesită măsuri urgente de protecție. Evaluarea gradului de pericol de coroziune în zonele alternante se realizează în funcție de valoarea coeficientului de asimetrie (Tabelul I.

O analiză a stării de coroziune a conductelor prefabricate a arătat că durata lor de viață la depozitele Zapadno-Surgutskoye și Solkinskoye nu depășește 3-6 ani. În timpul funcționării, numai în sistemul de menținere a presiunii rezervorului din câmpul Zapadno-Surgutskoye, 14 km de conducte au fost înlocuiți complet. În cursul anului 1978, 30 de rupturi și fistule au fost înregistrate în conductele de la câmpul Solkinskoye și 60 de rupturi la Zapadno-Surgutskoye.

O analiză a stării de coroziune a structurilor metalice OOGCF indică faptul că delaminările în trepte care pătrund în materialul pereților echipamentelor de tip shell cu mai mult de 50% sunt inacceptabile.

O analiză a stării de coroziune a echipamentului GTP din câmpul Orenburg a arătat că suprafata interioara echipamentul este acoperit cu un strat uniform cu o grosime de aproximativ 0 1 mm, care este un depozit piroforic.

O examinare a stării corozive a echipamentelor de producție HDPE arată că principala cauză a coroziunii echipamentului este expunerea la un mediu agresiv care conține clorură de hidrogen formată în timpul descompunerii catalizatorului. Procesul de coroziune a echipamentului duce la o scădere a duratei de viață a acestuia, la reparații frecvente ale echipamentelor și la contaminarea polietilenei cu produse de coroziune. Compușii de fier care intră în polimer afectează negativ proprietățile fizico-chimice și mecanice ale acestuia. Acestea provoacă îmbătrânirea prematură (distrugerea) polimerului, colorarea nedorită a produselor într-o culoare gri închis, crește fragilitatea și reduc proprietățile dielectrice ale polimerului. În plus, în timpul coroziunii echipamentului lacuit, se întâmplă ca particulele de lac să ajungă în polietilenă, ceea ce duce la umflarea acesteia sau la formarea de pori în interiorul polimerului.

Starea de coroziune a LP MG este înțeleasă ca o expresie cantitativă a indicatorilor de performanță ai secțiunii LP MG care conține defecte de coroziune și (sau) proveniență de efort-coroziune.


Pentru a determina starea de coroziune (diagnosticare) și detectarea în timp util a eventualelor defecțiuni de coroziune, mașinile aflate în funcțiune sunt verificate periodic.


Determinarea de la distanță a stării de coroziune în viitor face posibilă efectuarea de teste accelerate cu stabilirea unui experiment controlat și simularea etapelor individuale ale procesului de coroziune.

Măsurătorile electrice se fac pentru a determina starea de coroziune și pentru a alege o metodă de protecție pentru conductele de gaze nou construite înainte de a fi puse în funcțiune (înainte de a fi conectate la rețeaua existentă). Conductele nou amenajate anterior sunt manevrate către cele aflate în funcțiune pentru a obține o imagine fidelă a stării electrice a conductelor de gaz, care apare după ce acestea sunt conectate la rețeaua existentă. Dacă în timpul măsurătorilor se stabilește că potențialele nu depășesc 0 1 V, atunci de obicei conexiunea se face fără nicio condiție. La potențiale peste OD V (până la 0 6 V), este posibilă pornirea unei noi conducte de gaz pentru gaz, cu condiția ca protecția să fie efectuată în decurs de 3-5 luni. La potențiale ridicate, este imposibil să porniți conducte de gaz nou construite pentru gaz înainte de dispozitivul de protecție, deoarece, după o perioadă scurtă de timp, conducta de gaz poate fi distrusă de curent, ceea ce, la rândul său, poate duce la consecințe grave. Din practică, se cunosc numeroase cazuri când conductele de gaze neprotejate au fost distruse de curenții vagabonzi la 1–2 luni de la punerea în funcțiune, precum și înainte de punerea în funcțiune, în special în zonele stațiilor de tracțiune feroviară.

Prognoza pe termen lung a stării de coroziune a secțiunilor de conducte de gaz trebuie utilizată pentru a selecta punctele caracteristice pentru observarea dinamicii coroziunii în sistemele de monitorizare a coroziunii staționare și mobile și pentru a corecta reglementările pentru monitorizarea parametrilor de coroziune și protejarea conductelor de gaz de diferite feluri coroziune.

Pentru controlul stării de coroziune se folosesc metode de testare nedistructivă, care pot fi utilizate atât în ​​mod constant, cât și periodic (sau, dacă este necesar, ca suplimentare) și în orice stadiu de funcționare a obiectelor, indiferent de starea acestora. Aceste metode includ metoda ultrasonică, radiografică, cu emisie acustică de detectare a defectelor de culoare.

Pentru a determina starea de coroziune a sistemului, se folosesc parametrii termodinamici și experimentali ai acestui sistem, precum și dependențele empirice. Programul include predicția potențialului metalic al sistemului, curentul de coroziune, cursul curbelor de polarizare, zonele de imunitate (activă și pasivă), vă permite să găsiți cele mai nefavorabile combinații de condiții care asigură dezvoltarea coroziunii. Autorii au subliniat modalități de îmbunătățire a programului de predicție a coroziunii, care ar trebui să crească acuratețea și fiabilitatea prognozei pentru valorile care caracterizează sistemul de coroziune.

 

Ar putea fi util să citiți: