Büyük petrol ve gaz ansiklopedisi. Derecelendirme - Aşındırıcı Durum

Diagnostik sıklıkla kullanılan bir kelimedir. modern dünya. Günlük kelime döngümüze o kadar sıkı bir şekilde entegre olmuş ki, ona hiç dikkat etmiyoruz. özel dikkat. Parasız çamaşır makinesi- teşhis, en sevdiğiniz arabanın bakımı - teşhis, doktora gitme - teşhis. Bilgili bir kişi şunu söyleyecektir: Yunancadan teşhis "tanıma yeteneği" anlamına gelir. Peki korozyona uğrayan metal bir nesnenin teknik durumunda ve nesnede mevcutsa elektrokimyasal (çoğunlukla katodik) koruma sistemlerinde gerçekte neyi tanımamız gerekir? Bu incelememizde kısaca bundan bahsedeceğiz.

Öncelikle şartlarda anlaşalım. Vakaların %90'ında korozyon teşhisi (muayene) terimi kullanıldığında Hakkında konuşuyoruz söz konusu nesnenin dış yüzeyi hakkında. Teşhis, örneğin yeraltı boru hatlarının, tankların ve toprak korozyonuna veya başıboş akıntılar nedeniyle korozyona maruz kalan diğer metal yapıların dış yüzeyinde, tuzun etkisi altında aşınmış rıhtım yapılarının dış yüzeyinde ve temiz su vesaire. Aynı boru hatlarının veya tankların iç yüzeyindeki korozyon süreçlerinin analizinden bahsediyorsak, o zaman "teşhis" veya "muayene" terimleri yerine genellikle "izleme" terimi kullanılır. Farklı terimler korozyon güvenliğini sağlamak için farklı ilkeler anlamına gelir - dış yüzeyin korozyon durumunun incelenmesi genellikle her 3-5 yılda bir ayrı ayrı gerçekleştirilir ve incelenen nesnenin içindeki korozyon süreçlerinin izlenmesi sürekli olarak veya periyodik olarak gerçekleştirilir. kısa aralıklarla (ayda bir kez).

Peki söz konusu nesnenin korozyon durumunu teşhis etmeye nereden başlıyorsunuz? Değerlendirmeden potansiyel tehlike ve mevcut durum. Nesne örneğin su altındaysa, ilk aşamada korozyon kusurlarının ve korozyon izlerinin varlığını görsel olarak incelemek ve mevcutsa mevcut ve öngörülen tehlikeyi değerlendirmek potansiyel olarak mümkündür. Görsel kontrolün mümkün olmadığı yerlerde potansiyel tehlike değerlendirmesi aşağıdaki kurallara göre yapılır: dolaylı işaretler. Potansiyel korozyon tehlikelerinin ana teşhis edilebilir parametrelerini ve bunların korozyon tahribatı süreci üzerindeki etkilerini aşağıda ele alalım:


Yukarıda belirtilen ana faktörlere ek olarak, korozyon durumunu teşhis ederken, nesnenin özelliklerine bağlı olarak çok sayıda ek parametre incelenir, örneğin: toprağın veya suyun pH değeri (özellikle potansiyel stres tehlikesiyle birlikte) korozyon çatlaması), aşındırıcı madde mikroorganizmalarının varlığı, toprakta veya sudaki tuz içeriği, nesnenin havalandırılması ve nemlendirilmesi olasılığı vb. Tüm bu faktörler, belirli koşullar altında, incelenen nesnenin korozyon tahribatı oranını keskin bir şekilde artırabilir.

Potansiyel korozyon tehlikelerinin parametreleri incelendikten sonra, genellikle sahadaki korozyon hasarının derinliğinin doğrudan ölçümleri gerçekleştirilir. Bu amaçlar için, tahribatsız muayene yöntemlerinin tamamı kullanılır - görsel ve ölçüm testleri, ultrasonik yöntemler, manyetometrik testler vb. Kontrol alanları, ilk aşamada yapılan değerlendirme sonuçlarına göre potansiyel tehlikelerine göre seçilir. Yeraltı nesneleri için, nesneye doğrudan erişim sağlamak amacıyla hendek açma işlemi yapılır.

Son aşamada, örneğin laboratuvar koşullarında korozyon oranının değerlendirilmesi veya korozyon kusurlarının olduğu yerlerde metalin bileşimi ve yapısının metalografik çalışmaları gibi laboratuvar çalışmaları yapılabilir.

Zaten korozyon önleyici elektrokimyasal koruma sistemleriyle donatılmış bir nesnede teşhis yapılıyorsa, nesnenin korozyon durumunun incelenmesine ek olarak, mevcut ECP sisteminin servis verilebilirliği ve çalışma kalitesinin teşhisi de gerçekleştirilir, yani. genel olarak performansı ve özellikle çıktı ve kontrol edilen parametrelerin değerleri. ECP sistemlerine ilişkin kapsamlı bir araştırma yapılırken izlenmesi gereken ECP sisteminin en önemli parametrelerini açıklayacağız.

  1. Katot potansiyeli. Katodik ve fedakar koruma sistemlerinin ana performans parametresi. ECP araçlarını kullanarak bir nesnenin korozyona karşı korunma derecesini belirler. Standart değerler temel olarak belirlenir düzenleyici belgeler korozyon önleyici koruma için: GOST 9.602-2005 ve GOST R 51164-98. Uzak elektrot yöntemi kullanılarak hem sabit noktalarda (enstrümantasyon ve kontrol merkezleri) hem de rota boyunca ölçülür.
  2. ECP tesislerinin durumu: katodik, kurban ve drenaj koruması, anodik topraklama, enstrümantasyon, yalıtım flanşları, kablo hatları vb. için istasyonlar. İncelenen ekipmanların tüm özelliklerinin projede belirtilen değerler dahilinde olması gerekmektedir. Ek olarak, bir sonraki incelemeye kadar olan süre için ekipman performansına ilişkin bir tahmin yapmalısınız. Örneğin istasyonlar katodik koruma Yalıtım kaplamasının kaçınılmaz eskimesi sırasında nesnenin koruyucu potansiyelini düzenleyebilmek için bir akım rezervine sahip olması gerekir. Akım rezervi yoksa katodik koruma istasyonunu daha güçlü olanıyla değiştirmeyi ve/veya anodik topraklamayı onarmayı planlamalısınız.
  3. ECP sisteminin üçüncü taraf nesneler üzerindeki etkisi. ECP sistemlerinin tasarımında hata yapılması durumunda üçüncü parti metal yapılara zararlı etki gösterebilir. Bu durum özellikle petrol ve gaz sahası boru hatlarında, endüstriyel alanlarda ve yoğun kentsel alanlardaki tesislerde sıklıkla meydana gelir. Bu etkinin mekanizması ayrıntılı olarak açıklanmaktadır. Bu tür bir etkinin değerlendirilmesi mutlaka ECP sistemlerinin teşhisinin bir parçası olarak gerçekleştirilmelidir.

Muayene sonuçlarına dayanarak, alınan ölçümlerin tüm sayısal verilerini, koruyucu potansiyel grafiklerini ve sözde izleri, tespit edilen eksikliklerin ve kusurların bir tanımını, ayrıntılı fotoğrafları vb. içermesi gereken bir teknik rapor hazırlanmalıdır. . Ayrıca raporda, yüksek riskli alanların lokalizasyonuyla tesisin korozyon tehlikesi hakkında bir sonuç çıkarılmalı ve korozyona karşı koruma için teknik çözümler geliştirilmelidir.

Böylece müşteri, tüm teşhis aşamalarını tamamladıktan sonra aşağıdakileri içeren bir rapor alır: detaylı bilgi nesnenin korozyon durumuna ve ECP sisteminin durumuna göre. Ancak teşhis ekipleri tarafından elde edilir (bazen büyük zorluklarla(arazinin ve iklimin özellikleri dikkate alındığında), belirli bir süre içinde işlenmezse bilgi tamamen kaybolacak ve ilgisiz hale gelecektir; Muayene sırasında tespit edilen kusurların derhal ortadan kaldırılamaması veya muayene nesnesinin ek korozyon önleyici araçlarla donatılmaması. Bir tesisteki korozyon durumu sürekli değişmektedir ve alınan teşhis bilgileri hemen işlenmezse çok eski hale gelebilir. Bu nedenle, işletme sahibi tesislerinin korozyon güvenliğini önemsiyorsa, korozyon önleyici koruma sistemleri, düzenli olarak yapılan teşhis muayenelerinin sonuçlarına göre düzenli olarak yükseltilir ve bu tür tesislerde korozyon arızası riski minimumdur.

Etiketler: kaçak akımlar, korozyon teşhisi, korozyon durumu teşhisi, yalıtkan kaplama, indüksiyon etkisi, alternatif akım kaynakları, korozyon tehlikesi, korozyona zararlı mikroorganizmalar, korozyon denetimi, gerilimli korozyon çatlaması, korozyon durumu, elektrolit direnci, yalıtkan kaplama durumu, elektrokimyasal koruma, elektrokimyasal potansiyel, ECP

Goncharov, Alexander Alekseevich

Akademik derece:

Teknik Bilimler Adayı

Tez savunmasının yapılacağı yer:

Orenburg

HAC özel kodu:

Uzmanlık:

Malzemelerin kimyasal direnci ve korozyona karşı koruma

Sayfa sayısı:

Bölüm 1. ONGCF'deki trafo istasyonlarının ve ekipmanlarının çalışma koşullarının ve teknik durumunun analizi.

1.1 Metal yapıların çalışma koşulları.

1.2. OGKM tesislerinin operasyonel özelliklerinin sağlanması.

1.3. TP'nin ve OGKM ekipmanının korozyon durumu.

1.3.1. Boru ve TP'nin korozyonu.

1.3.2 Gaz arıtma tesisinin iletişim ve ekipmanlarının korozyonu.

1.3.3 OGPP ekipmanının korozyon durumu.

1.4. Kalan ömrü belirleme yöntemleri.

Bölüm 2. OOGCF'nin ekipmanına ve boru hatlarına verilen hasarın nedenlerinin analizi.

2.1. Saha ekipmanı ve boru hatları.

2.2. Boru hatlarının bağlanması.

2.3. OGPP'nin ekipmanı ve boru hatları.

2.4. Arıtılmış gaz boru hatları.

2. Bölüme ilişkin sonuçlar.

Bölüm 3. OOGKM'de güvenilirlik özelliklerinin belirlenmesi ve ekipman ve teknolojik süreçlerin kusurluluğunun tahmin edilmesi.

3.1 Ekipman ve süreç arızalarının analizi.

3.2 Metal yapıların güvenilirlik özelliklerinin belirlenmesi.

3.3 Hat içi ultrasonik test sonuçlarına göre TP'nin korozyon hasarının modellenmesi.

3.4 Boru hattı kusurlarının tahmini.

3. Bölüme ilişkin sonuçlar.

Bölüm 4. Ekipmanın ve teknolojik süreçlerin kalan ömrünü değerlendirme yöntemleri.

4.1. SR çeliklerinin direncindeki değişikliklere dayanarak yapıların hizmet ömrünün tahmini.

4.2. Hidrojen tabakalaşmasına sahip yapıların performansını değerlendirmenin özellikleri.

4.3 Ekipmanın kalan ömrünün belirlenmesi ve

Hasarlı yüzeye sahip TP.

4.3.1 Korozyon hasarının derinliklerinin dağılım parametreleri.

4.3.2 Yüzey hasarı olan yapıların sınır durumları için kriterler.

4.3.3. TP'nin kalan ömrünün tahmin edilmesi.

4.4 Ekipman ve boru hatlarının teşhisine yönelik metodoloji.

4. Bölüme ilişkin sonuçlar.

Tezin tanıtımı (özetin bir kısmı) "Hidrojen sülfit içeren petrol ve gaz sahalarının ekipman ve boru hatlarının korozyon durumu ve dayanıklılığı" konulu

Petrol ve gazda hidrojen sülfürün varlığı, bu alanları geliştirirken ve ekipman ve boru hatlarını (TP) çalıştırırken kaynak ve montaj işleri (W&E) için belirli sınıflarda çelik ve özel teknolojinin kullanılmasını gerektirir. Korozyon önlemleri gereklidir. Kaynaklı yapıların genel ve oyuk korozyonuna ek olarak, hidrojen sülfür, ekipman ve boru hatlarında hidrojen sülfit çatlamasına (HS) ve hidrojen tabakalaşmasına (HS) neden olur.

Hidrojen sülfür içeren petrol ve gaz sahalarındaki metal yapıların çalışması, ekipmanın ve boru hatlarının korozyon durumunun çok yönlü izlenmesinin yanı sıra büyük miktar onarım işi: acil durumların tasfiyesi; yeni kuyuların ve boru hatlarının mevcut olanlara bağlanması; cihazların, kapatma vanalarının, boru hatlarının arızalı bölümlerinin vb. değiştirilmesi.

Orenburg petrol, gaz ve yoğuşma sahasının (ONGKM) boru hatları ve ekipmanları şu anda tasarım standart ömrüne ulaştı. İç ve dış hasarların birikmesi nedeniyle çalışma sırasında bu metal yapıların güvenilirliğinde bir azalma beklenmelidir. TP ve OOGCF ekipmanının teşhisi ve bu süre için potansiyel hasar tehlikesinin değerlendirilmesi konuları yeterince araştırılmamıştır.

Yukarıdakilerle bağlantılı olarak, hidrojen sülfür içeren petrol ve gaz yoğuşma sahalarının metal yapılarına verilen hasarın ana nedenlerinin belirlenmesi, boru hatları ve ekipmanların teşhisi için yöntemlerin geliştirilmesi ve bunların kalan ömrünün değerlendirilmesi ile ilgili araştırmalar önemlidir.

Çalışma kurallara uygun olarak gerçekleştirildi öncelik yönü bilim ve teknolojinin gelişimi (21 Temmuz 1996 tarihli 2728p-p8) “Ürünlerin, üretimin ve tesislerin güvenliğini sağlamaya yönelik teknoloji” ve 1997-2000'de uygulamaya konulan 16 Kasım 1996 tarihli N 1369 tarihli Rusya Hükümeti Kararı. Ural bölgesi ve Tyumen bölgesi topraklarında TP'nin boru içi teşhisi.

1. Trafo merkezlerinin ve OGKM ekipmanlarının çalışma koşullarının ve teknik durumunun analizi

Tezin sonucu "Malzemelerin kimyasal direnci ve korozyona karşı koruma" konulu Goncharov, Alexander Alekseevich

Ana sonuçlar

1. OOGCF'nin 20 yıllık çalışması sırasında trafo trafo merkezlerinde ve ekipmanlarında meydana gelen hasarın ana nedenleri belirlendi: borular ve boru bağlantıları çukurlaşma korozyonuna ve SR'ye, Noel ağacı ekipmanı - SR'ye maruz kalır; VR'ler CGTU ünitelerinde 10 yıllık çalışmadan sonra ortaya çıkar; oyuklanma korozyonu nedeniyle cihaz parçaları arızalanır; TP'nin kusurlu kaynaklı bağlantıları SR'ye maruz kalır, TP metalinde 15 yıllık çalışmadan sonra SR meydana gelir; kapatma ve kontrol vanaları, sızdırmazlık elemanlarının gevrekleşmesi nedeniyle sıkılığını kaybeder; OGPP cihazları çukurlaşma korozyonuna maruz kalır, VR ve SR nedeniyle cihaz arızaları meydana gelir; ısı değişim ekipmanı, tüpler arası boşluğun tuz birikintileri ile tıkanması ve metalin çukurlaşma korozyonu nedeniyle arızalanır; pompa arızaları yatakların tahrip edilmesinden, pistonlu kompresör arızaları ise piston çubuklarının ve pimlerinin tahrip edilmesinden kaynaklanır; Arıtılmış gaz transformatörü arızalarının çoğu, kaynaklı bağlantılardaki kusurlardan dolayı meydana gelir.

2. 1.450'den fazla TP ve ekipman arızasını içeren otomatik bir veri tabanı oluşturuldu ve aynı nedenlerden kaynaklanan yapısal arızaların zaman dağılımındaki modelleri tanımlamayı mümkün kıldı: oyuklanma korozyonu, mekanik hasar, kayıp nedeniyle arızaların sayısı. hizmet ömrü arttıkça sızdırmazlık ve BP artar; OOGCF'nin çalıştığı ilk beş yılda SR'den kaynaklanan arızaların sayısı maksimum olup, daha sonra azalmakta ve hemen hemen aynı seviyede kalmaktadır.

3. Gaz arıtma tesisi ve gaz arıtma tesisi arızalı cihazlarının ortalama arızasız çalışma süresinin, planlanan projenin 1,3-1,4 katını aşarak 10-2 yıl olduğu tespit edilmiştir. TP ONGKM'nin ortalama başarısızlık oranı

3 1 bileşen 1,3-10 "yıl", gaz boru hatları ve yoğuşma boru hatlarının arıza oranı değerlerinin karakteristik sınırları dahilindedir. Orta yoğunluk

3 1 boru arızası 1,8-10 "yıl"dır. OGPP cihazlarının ortalama arıza oranı 5-10"4 yıl"1 olup, nükleer santraller için bu göstergeye yakındır (CGTP cihazlarının ortalama arıza oranı).

168, 13-10"4 yıl"1'e eşittir ve 2,6 kat daha yüksektir bu karakteristik OGPP cihazları için, bu esas olarak hidrojen olmayan katmanlaşmalara sahip UKPG cihazlarının değiştirilmesiyle açıklanmaktadır.

4. Kusur sayısının trafo merkezlerinin çalışma moduna bağımlılığı oluşturulmuş ve trafo merkezinin iç yüzeyinde korozyon lezyonlarının oluşumunu tahmin etmek için bir regresyon modeli oluşturulmuştur. Sonuçlara göre TP'nin korozyon durumunun modellenmesi hat içi kusur tespiti Trafo transformatörünün en ekonomik ve güvenli çalışma modlarını belirlemenizi sağlar.

5. Değerlendirme yöntemleri geliştirildi:

Metallerin hidrojen sülfür çatlamasına karşı direncindeki değişiklikler için ekipmanın kalan ömrü ve teknolojik süreçler;

Hidrojen tabakalaşmasının tespit edildiği yapıların periyodik izlemeye tabi performansı;

Yüzey korozyon hasarına ve iç metalurjik kusurlara sahip kabuk yapılarının sınır durumları için kriterler;

Yüzeyde korozyon hasarı nedeniyle ekipmanın ve TP'nin kalan ömrü.

Yöntemler, sökülen cihazların sayısındaki azalmayı haklı çıkarmayı ve TP'nin kusurlu bölümlerinin planlanan kesim sayısını büyüklük sırasına göre azaltmayı mümkün kıldı.

6. Ekipmanın ve teknolojik süreçlerin teknik durumunun izlenmesinin sıklığını, yöntemlerini ve kapsamını, kusur türlerini ve potansiyel tehlikelerini değerlendirmeye yönelik işaretleri ve daha ileri koşullar için koşulları belirleyen, ekipman ve teknolojik süreçleri teşhis etmek için bir yöntem geliştirilmiştir. yapıların işletimi veya onarımı. Metodolojinin ana hükümleri “Proses Ekipmanları ve Boru Hatlarının Teşhisine İlişkin Yönetmelik P”ye dahil edilmiştir. Orenburggazprom"Hidrojen sülfür içeren ortamlara maruz kalma", RAO GAZPROM ve Rusya'dan Gosgortekhnadzor tarafından onaylanmıştır.

Tez araştırması için referans listesi Teknik Bilimler Adayı Goncharov, Alexander Alekseevich, 1999

1. Akimov G.V. Metal korozyonunu incelemek için teori ve yöntemler. M.Ed. SSCB Bilimler Akademisi, 1945, 414 s.

2. Andreykiv A.E. Panasyuk V.V. Metallerin hidrojen gevrekleşmesinin mekaniği ve yapısal elemanların mukavemet hesaplaması / AN Ukrayna SSR. Fizik-mekanik. Lvov Enstitüsü, 1987. -50 s.

3. Archakov Yu.I., Teslya B.M., Starostina M.K. ve diğerleri. Kimyasal üretim ekipmanlarının korozyon direnci. JL: Kimya, 1990. 400 s.

4. Bolotin V.V. Olasılık teorisi ve güvenilirlik teorisi yöntemlerinin yapısal hesaplamalarda uygulanması. -M.: Stroyizdat, 1971.-255 s.

5. VSN 006-89. Ana ve saha boru hatlarının inşaatı. Kaynak. Petrol ve Gaz İnşaat Bakanlığı. M., 1989. - 216 s.

6. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Boru hatları ve ekipmanların korozyonunu izleme yöntemleri // Kimya ve petrol mühendisliği. 1997. -No.2. - S.70-76.

7. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. İfade etmek-. Hidrojen sülfit çatlamasına karşı metal direncinin değerlendirilmesi. // Kimya ve petrol mühendisliği. 1998. - No. 5. - S. 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Hidrojen sülfür içeren petrol ve gaz sahalarındaki ekipmanların korozyonu ve korunması. M.: Nedra.- 1998.-437 s.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Hidrojen içeren ortamlarla temas halinde olan yapıların kaynaklı bağlantılarının izlenmesi için yöntemler // Kaynak üretimi. 1997. -No. 12. - S. 18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. Hat içi teşhis/Uluslararası Kongre "Zashchita-98" sonuçlarına göre TP'nin korozyon durumunun modellenmesi. M. 1998. - S. 22.

11. Goncharov A.A., Ovchinnikov P.A. İşletme tesislerinde 19998 yılı teşhis çalışmalarının analizi " Orenburggazprom"ve 1999'daki "Teşhis Yönetmeliği"nin uygulanması açısından iyileşme beklentileri.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.B. Ve diğerleri. Orenburggazprom işletmesinin hidrojen sülfür içeren ortama maruz kalan teknolojik ekipmanlarının ve boru hatlarının teşhisine ilişkin düzenlemeler M.: 1998.-86 s.

13. Goncharov A.A. Ekipman ve boru hatlarının teşhis organizasyonu P " Orenburggazprom", kaynaklarını tükettiler. Uluslararası NT seminerinin materyalleri. M.: IRC Gazprom. - 1998. - S.43-47.

14. Goncharov A.A. Proses ekipmanı ve boru hatlarının operasyonel güvenilirliği//Gaz endüstrisi.-1998.-No. 7. S. 16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. OGKM boru hatlarının kalan ömrünün tahmin edilmesi. Uluslararası NT seminerinin materyalleri. M.: IRC Gazprom. - 1998. - S.112-119.

16. GOST 11.007-75 Weibull dağıtım parametreleri için tahminleri ve güven sınırlarını belirlemeye yönelik kurallar.

17. GOST 14249-89. Gemiler ve cihazlar. Mukavemet hesaplama normları ve yöntemleri.

18. GOST 14782-86. Tahribatsız test. Kaynaklı bağlantılar. Ultrasonik yöntemler.

19. GOST 17410-78. Tahribatsız test. Sorunsuz silindirik metal borular. Ultrasonik kusur tespit yöntemleri.

20. GOST 18442-80. Tahribatsız test. Kılcal yöntemler. Genel Gereksinimler.

21. GOST 21105-87. Tahribatsız test. Manyetik parçacık yöntemi.

22.GOST 22727-88. Haddelenmiş sac. Ultrasonik test yöntemleri.

23. GOST 24289-80. Tahribatsız girdap akımı testi. Terimler ve tanımlar.

24.GOST 25221-82. Gemiler ve cihazlar. Alt kısımlar ve kapaklar boncuklu değil küreseldir. Mukavemet hesaplama normları ve yöntemleri.

25. GOST 25859-83. Çelik kaplar ve aparatlar. Düşük çevrimli yükler altında mukavemetin hesaplanmasına yönelik standartlar ve yöntemler.

26. GOST 27.302-86. Teknolojide güvenilirlik. Teknik durum parametresinin izin verilen sapmasını belirleme ve kalan ömrü tahmin etme yöntemleri bileşenler makine üniteleri.

27. GOST 28702-90. Tahribatsız test. Ultrasonik temas kalınlığı ölçerler. Genel teknik gereksinimler

28. GOST 5272-68. Metallerin korozyonu. Şartlar.

29. GOST 6202-84. Gemiler ve cihazlar. Destek yüklerinin etkisi altında kabukların ve tabanların mukavemetini hesaplamak için standartlar ve yöntemler.

30. GOST 9.908-85. Metaller ve alaşımlar. Korozyon göstergelerini ve korozyon direncini belirleme yöntemleri.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.B., Uzun vadeli çalışan petrol boru hatlarının hizmet ömrünü uzatmaya yönelik yöntemlerin geliştirilmesi. -M.: VNIIOENG, 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. Hidrojenin çeliğin mekanik özellikleri üzerindeki etkisi // Çelik. 1974. - T. 7. - N 8. - S. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Shreider A.B. Petrol rafinerisi ve petrokimya endüstrilerindeki ekipmanların hidrojen sülfit korozyonuna karşı korunması. -M .: TsNIITeneftekhim, 1984. 35 s.

34.Zayvochinsky B.I. Ana ve proses boru hatlarının dayanıklılığı. Teori, hesaplama yöntemleri, tasarım. M.: Nedra. 1992. -271 s.

35. Zakharov Yu.V. Hidrojen sülfit çözeltisinde stresin çeliğin plastisitesine etkisi. // Petrol ve gaz endüstrisinde korozyon ve koruma. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. Hidrojen şişmesi ve çatlaması - VTsP N B-27457, 1980, Boseku Gijutsu, t.27, N8, 1978, s. 312-424'ün çevirisi.

37. Ana gaz boru hatlarının doğrusal kısmının girdap akımı testi için talimatlar - M .: RAO Gazprom, VNIIGAZ. 1997 - 13 s.

38. Hidrojen sülfite dayanıklı vanaların giriş muayenesine ilişkin talimatlar. M.: VNIIGAZ. 1995. - 56 s.

39. Çalıştırma sırasında inceleme, reddetme ve onarım talimatları ve revizyon ana gaz boru hatlarının doğrusal kısmı. M.VNIIGaz, 1991 -12 sn.

40. Saha boru hatları içinde inhibitör korumasına yönelik malzeme ve teknolojileri destekleyen ilk veriler. Araştırma raporu // Donetsk. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 s.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. Hidrojenin çeliğin özelliklerine etkisi - M.: Metallurgizdat, 1962. 198 s.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. ve diğerleri, Makinelerin güvenilirliği ve dayanıklılığı. -"Teknik". 1975. -408 s.

43. Sabit buhar ve sıcak su kazanları ile buhar ve boru hatları sıcak su. Mukavemet hesaplama standartları. OST 108.031.02 75. -L.: TsKTI, 1977. -107 s.

44. Kushnarenko V.M., Grintsov A.S., Obolentsev N.V. Metalin OGKM'nin çalışma ortamı ile etkileşiminin kontrolü - M.: VNIIEgazprom, 1989. - 49 s.

45. Livshits L.S., Bakhrakh L.P., Stromova R.P. ve diğerleri Düşük karbonlu alaşımlı çeliklerin sülfür çatlaması // Boru hatlarının, kuyuların, gaz üretimi ve gaz işleme ekipmanlarının korozyonu ve korunması. 1977. - N 5. - S. 23 - 30.

46. ​​​​Malov E.A. Petrol ve gaz endüstrisinin ana ve saha boru hatlarındaki kazaların durumu hakkında // Seminerin özetleri, 23-24 Mayıs 1996. M. Merkezi Rusya Bilgi Evi, s. 3-4.

47. Mannapov R.G. Yüzey tahribatı sırasında kimyasal ve petrol ekipmanlarının güvenilirliğinin değerlendirilmesi. KhN-1, TsINTIKHIMNEFTEMASH, Moskova, 1988.-38 s.

48. OGKM'de değişen koşullar için korozyonun değerlendirilmesi ve tahmin edilmesine yönelik yöntem. Araştırma raporu // Tüm Rusya Doğal Gaz Araştırma Enstitüsü.-M.: 1994.28 s.

49. RAO GAZPROM'un kompresör istasyonlarında ve takviye kompresör istasyonlarında basınç altında çalışan kapların / toz toplayıcıların, filtre ayırıcıların vb. / kalan hizmet ömrünü değerlendirme metodolojisi.// JSC TsKBN RAO GAZPROM, 1995, 48 s.

50. Teknolojik çelik boru hatlarının kalan ömrünün olasılıksal değerlendirmesi için metodoloji. M.: NTP "Boru Hattı", 1995 (Rusya Gosgortekhnadzor tarafından 11 Ocak 1996'da onaylandı)

51. Hidrojen sülfür içeren ortamlarda çalışan ekipman ve cihazların teknik durumunun teşhis edilmesine yönelik metodoloji. (30 Kasım 1993 tarihinde Rusya Yakıt ve Enerji Bakanlığı tarafından onaylanmıştır. 30 Kasım 1993 tarihinde Rusya Gosgortekhnadzor tarafından kabul edilmiştir)

52. Petrol rafinerisi, petrokimya ve kimya tesislerinde proses ekipmanının kalan hizmet ömrünün değerlendirilmesine yönelik metodoloji, Volgograd, VNIKTI petrokimya ekipmanı, 1992.

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. Yapısal güvenilirlik ve Çevre güvenliği boru hatları. M.: Nedra, 1990. - 264 s.

54. Kırılma mekaniği / Ed. D. Templina M.: Mir, 1979.- 240 s.

55. Petrol rafinerisi boru hatlarının, kaplarının, aparatlarının ve korozyona maruz kalan petrol arıtma tesislerinin teknolojik bloklarının kalan ömrünü tahmin etmeye yönelik metodoloji - M.: MINTOPENERGO. -1993.- 88 s.

56. Gaz boru hatlarının hizmet ömrünü değerlendirme metodolojisi. M.IRC Gazprom, 1997 - 84 s.

57. Yönergeler Korozyon koşullarının teşhis muayenesi ve yer altı boru hatlarının korozyona karşı kapsamlı korunması hakkında. -M.: SOYUZENERGOGAZ, GAZPROM, 1989. 142 s.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. Hidrojen varlığında ferrit-perlit çeliklerinde kırılma çatlağının başlatılması // FKhMM - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. ve diğerleri. Uzun süreli işletme sırasında makine yapımı yapılarının kalan ömrünün belirlenmesi ve gerekçelendirilmesi. //Makine mühendisliği ve makine güvenilirliği sorunları, N 1, 1995.

61.MSKR-01-85. Çeliklerin hidrojen sülfür korozyon çatlamasına karşı direncini test etme metodolojisi - M.: VNIINMASH, 1985. 7 s.

62. Nekashimo A., Iino M., Matsudo H., Yamada K. Hidrojen sülfit içeren ortamlarda çalışan çelik boru hatlarının hidrojenle kademeli olarak çatlaması. Nippon Steel Corporation'ın İzahnamesi, Japonya, 1981.P. 2 40.

63. Reaktörlerin, buhar jeneratörlerinin, kapların ve boru hatlarının elemanlarının mukavemetinin hesaplanmasına ilişkin standartlar nükleer enerji santralleri deneyimli ve araştırmacı nükleer reaktörler ve kurulumlar. M.: Metalurji, 1973. - 408 s.

64. Nurgaliev D.M., Gafarov N.A., Akhmetov V.N., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N., Aptikeev T.A. Hat içi kusur tespiti sırasında boru hatlarının kusurluluğunu değerlendirmek. Altıncı Uluslararası bir iş toplantısı"Teşhis-96" - Yalta 1996 - M .: IRC GAZPROM. s.35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. Boru hatlarının teknik teşhisi için metodoloji. Uluslararası NT seminerinin materyalleri. M.: IRC Gazprom. - 1998. - S. 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Kholzakov N.V. Hidrojen teşhisi: uygulama deneyimi ve beklentileri // Gaz endüstrisi. -1989. Cilt 3.-S. 30-31

68. Pavlovsky B.R. ve diğerleri. Islak hidrojen sülfür içeren gaz taşıyan boru hatlarının bağlantı kaynağı sorununa ilişkin uzmanlık: Araştırma raporu // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 s.

69.PB 03-108-96. Proses boru hatlarının tasarımı ve güvenli işletimi için kurallar. M.: NPO OBT, 1997 - 292 s. (Rusya'dan Gosgortekhnadzor tarafından 03/02/1995 tarihinde onaylanmıştır)

70. Perunov B.V., Kushnarenko V.M. Hidrojen sülfür içeren ortamları taşıyan boru hatlarının yapım verimliliğinin arttırılması. M.: Informneftegazstroy. 1982. Sayı. 11. - 45 sn.

71. Petrov N.A. Katodik polarizasyon sırasında yer altı boru hatlarında çatlak oluşumunun önlenmesi. M.: VNIIOENG, 1974. - 131 s.

72.PNAE G-7-002-86. Nükleer santrallerin ekipman ve boru hatlarının gücünü hesaplamak için standartlar. M.: ENERGOATOMİZDAT, 1986

73.PNAE G-7-014-89. Nükleer santrallerin temel malzemelerinin (yarı mamul ürünler), kaynaklı bağlantılarının ve ekipman ve boru hatlarının yüzey kaplamasının izlenmesi için birleşik yöntemler. Ultrasonik muayene. Bölüm 1. M.: ENERGOATOMİZDAT, 1990.

74.PNAE G-7-019-89. Nükleer santrallerin temel malzemelerinin (yarı mamul ürünler), kaynaklı bağlantılarının ve ekipman ve boru hatlarının yüzey kaplamasının izlenmesi için birleşik yöntemler. Sızdırmazlık kontrolü. Gaz ve sıvı yöntemleri. ENERGOATOMİZDAT, Moskova, 1990

75. Paul Moss. İngiliz Gazı. Eski sorunlar yeni çözümler. "NEFTEGAZ-96" sergisinde "Neftegaz". M.: - 1996. - S. 125-132.

76. Polovko A.M. Güvenilirlik teorisinin temelleri.-M.: “Bilim”, 1964.-446 s.

77. İşletmedeki bağlantı parçaları, borular ve bağlantı parçalarının giriş muayenesine ilişkin düzenlemeler " Orenburggazprom" Onaylı " Orenburggazprom» 26 Kasım 1996 Rusya Devlet Madencilik ve Teknik Denetiminin Orenburg bölgesi tarafından 20 Kasım 1996'da kabul edilmiştir175

78. Yakıt ve enerji kompleksinin patlayıcı üretim tesislerinin teknolojik ekipmanlarının teşhis edilmesine ilişkin prosedüre ilişkin düzenlemeler. (24 Ocak 1993 tarihinde Rusya Yakıt ve Enerji Bakanlığı tarafından onaylanmıştır. 25 Aralık 1992 tarihinde Rusya Gosgortekhnadzor tarafından kabul edilmiştir)

79. Endüstriyel enerjiye yönelik buhar ve sıcak su kazanlarının teknik teşhis sistemine ilişkin düzenlemeler. -M.: NGP "DIEX" 1993. 36'lar.

80. Gaz üretim işletmeleri için saha ekipmanlarının bakım ve planlı önleyici onarımlarına ilişkin düzenlemeler - Krasnodar: PA Soyuzorgenergogaz - 1989. - 165 s.

81. Boru hatlarının uzman teknik teşhisine ilişkin düzenlemeler, Orenburg, 1997. 40 s.

82. Polozov V.A. Ana gaz boru hatlarına zarar verme tehlikesi kriterleri. // M. Gaz endüstrisi No. 6, 1998

83. Basınçlı kapların tasarımı ve güvenli çalışması için kurallar. (PB 10-115-96).- M.: PIO OBT.- 1996.- 232 s.

84.R50-54-45-88. Hesaplamalar ve dayanıklılık testleri. Makine elemanlarının ve yapılarının gerilim-gerinim durumunu belirlemek için deneysel yöntemler - M.: VNIINMASH. 1988 -48 s.

85. R 54-298-92. Hesaplamalar ve dayanıklılık testleri. Malzemelerin hidrojen sülfit içeren ortamlara direncini belirleme yöntemleri M.: RUSYA GOSSTANDART, VNIINMASH, OrPI. 26 s.

86.RD 09-102-95. Rusya Devlet Madenciliği ve Teknik Denetimi tarafından denetlenen potansiyel olarak tehlikeli nesnelerin kalan ömrünün belirlenmesine yönelik yönergeler. -M.: Gosgortekhnadzor. Hızlı. 11/17/95 tarihli N 57. 14 s.

87.RD 26-02-62-97. Aşındırıcı hidrojen sülfür içeren ortamlarda çalışan kapların ve aparatların elemanlarının mukavemetinin hesaplanması. M.: VNIINeftemash, TsKBN, 1997.

88.RD 26-15-88. Gemiler ve cihazlar. Flanş bağlantılarının mukavemetini ve sıkılığını hesaplamak için standartlar ve yöntemler. M.: NIIKHIMMASH, UkrNII-KHIMMASH, VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 s.

89.RD 34.10.130-96. Görsel ve ölçüm kontrolü için talimatlar. (15 Ağustos 1996 tarihinde Rusya Federasyonu Yakıt ve Enerji Bakanlığı tarafından onaylanmıştır)

90.RD 39-132-94. Petrol sahası boru hatlarının işletimi, muayenesi, onarımı ve reddedilmesine ilişkin kurallar. M.: NPO OBT - 1994- 272 s.

92.RD-03-131-97. Gemilerin, aparatların, kazanların ve proses boru hatlarının akustik emisyon testlerini organize etmek ve yürütmek için kurallar. (Rusya Gosgortekhnadzor'un 11 Kasım 1996 tarih ve 44 sayılı Kararı ile onaylanmıştır.)

93.RD-03-29-93. Buhar ve sıcak su kazanlarının, basınçlı kapların, buhar ve sıcak su boru hatlarının teknik muayenesinin yapılmasına ilişkin esaslar M.: NPO OBT, 1994.

94. RD26-10-87 Yönergeleri. Yüzey tahribatı sırasında kimyasal ve petrol ekipmanlarının güvenilirliğinin değerlendirilmesi. M.OKSTU 1987, 30 s.

95.RD-51-2-97. Boru hattı sistemlerinin hat içi denetimi için talimatlar. M.: IRC Gazprom, 1997 48 s.

100.Rosenfeld I.L. Korozyon inhibitörleri.-M.: Chemistry, 1977.-35 e.,

101.Sarrak V.I. Hidrojen kırılganlığı ve çeliğin yapısal durumu //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev N.A. Karmaşık sistemlerin operasyon ve testlerde güvenilirliği. -M.: Lise. 1989.- 432 s.

103. SNiP Sh-42-80 Ana boru hatları. M.: Stroyizdat, 1981. - 68 s.

104. SNiP 2.05.06-85*. Ana boru hatları M.: Rusya İnşaat Bakanlığı. GÜL TsPP, 1997. -60 s.

105.SNiP 3.05.05-84. Teknolojik ekipman ve proses boru hatları. 1 Ocak 1984'te SSCB Petrol ve Kimya Endüstrisi Bakanlığı tarafından onaylandı.

106. Yüksek kükürtün taşınması için çelik ana borular Petrol gazı. Nippon Kokan LTD'nin İzahnamesi, 1981. 72 s.

107. IEC standardı. Sistem güvenilirliğini analiz etme teknikleri. Arızaların türünü ve sonuçlarını analiz etme yöntemi. Yayın 812 (1985). M.: 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. Hidrojen açısından zengin ortamlarda çeliklerin ve kaynaklı bağlantıların testi. - M.: - Metalurji. - 128 s.

109. Tomashov N.D. Korozyon teorisi ve metallerin korunması. M.Ed. SSCB Bilimler Akademisi, 1960, 590 s.

110. Ord K.P., Dunford D.H., Mann E.S. Korozyon ve yorulma çatlaklarını tanımlamak için mevcut boru hatlarında kusur tespiti. "Teşhis-94" - Yalta 1994 - M.: IRC GAZPROM - S.44-60.17?

111. F.A. Khromchenko, Kazan boruları ve buhar boru hatlarının kaynaklı bağlantılarının güvenilirliği. M.: Energoizdat, 1982. - 120 s.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. Hidrojenin petrol ve kimyasal ekipman üzerindeki etkisi - M.: Mashinostroenie, 1979. - 144 s.

113. İsveçli M.M. Hidrojenin etkisi altında demir ve çeliğin operasyonel özelliklerinde meydana gelen değişiklikler. Kiev: Naukova Dumka, 1985. - 120 s.

114. Yakovlev A.I. Hidrojen sülfürün metaller üzerindeki aşındırıcı etkisi. VNIIEgazprom, M.: 1972. 42 s.

115. Yamamota K., Murata T. Islak ekşi gaz ortamında çalıştırılmaya yönelik petrol kuyusu borularının geliştirilmesi // "Nippon Steel Corp." şirketinin teknik raporu - 1979. - 63 s.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. Aşınmış Boru Hatlarının Kalan Mukavemetinin Belirlenmesi Kılavuzu. BENİM GİBİ. New York.13 0 İngiliz Gaz Mühendisliği Standardı BGC/PS/P11. 42 s.

117. Biefer G.I. Ekşi Ortamlarda Boru Hattı Çeliğinin Adım Adım Çatlaması // Malzeme Performansı, 1982. - Haziran. - S.19 - 34.

118. Marvin C.W. Korozyonlu Borunun Dayanımının Belirlenmesi. // Malzeme koruması ve performansı. 1972. - V. 11. - S. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Malzeme Gereksinimleri. Petrol Sahası Ekipmanları için Sülfür Stres Çatlama Direnci Metalik Malzemeler.l997. 47 s.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Ekşi Gaz Servisi için yeni yemek borusu çeliklerinin geliştirilmesi // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- S.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Basınç hesaplaması için korozyona uğramış boru geliştirildi//Petrol ve Gaz J.-1992.-No. 42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hidrojenleme Çelik. Bergama Matbaası L. 1962. 152 s.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., Çeşitli Ticari Türlerin Hidrojen Kaynaklı Çatlama Duyarlılıkları. Islak Hidrojen Sülfür Altında Haddelenmiş Çelikler // Ortam. Sumitomo Araması. 1978. - N 19. - S. 103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Aşınmış boru için basınç hesaplaması Ekim 1992. S. 84-89.

125. NACE Standardı TM0177-96.Standart Test Yöntemi H2S Ortamlarında Belirli Çevresel Çatlama Formlarına Direnç Açısından Metallerin Laboratuvar Testi. 32:00

126. NACE Standardı TM0284-96 Standart Test Yöntemi Boru Hattı ve Basınçlı Kap Çeliklerinin Hidrojen Kaynaklı Çatlamaya Karşı Direnci Açısından Değerlendirilmesi. akşam 10.

127. Townsend H. Yüksek Garip Çelik Telin Hidrojen Sülfür Gerilme Korozyonu Korozyonu // Korozyon.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Yukarıda sunulan bilimsel metinlerin yalnızca bilgilendirme amaçlı olarak yayınlandığını ve orijinal tez metni tanıma (OCR) yoluyla elde edildiğini lütfen unutmayın. Bu nedenle kusurlu tanıma algoritmalarıyla ilişkili hatalar içerebilirler.
İÇİNDE PDF dosyaları Sunduğumuz tezlerde ve özetlerde bu tür hatalar bulunmamaktadır.

  • 1. Güvenilirliğin temel kavramları ve göstergeleri (güvenilirlik, güvenilirlik, sürdürülebilirlik, dayanıklılık vb.). Karakteristik.
  • 2. Makinelerin ve mekanizmaların kalitesi ve güvenilirliği arasındaki ilişki. Kalite ve güvenilirliğin optimum kombinasyonu imkanı.
  • 3. Güvenilirlik göstergelerinin niceliksel değerlerini belirleme yöntemleri (hesaplanmış, deneysel, operasyonel vb.). Güvenilirlik testi türleri.
  • 4. Tasarım aşamasında, üretim ve işletme sırasında teknik nesnelerin güvenilirliğini artırmanın yolları.
  • 5. Arızaların kritiklik düzeylerine göre sınıflandırılması (sonuçların ciddiyetine göre). Karakteristik.
  • 7. Çalışma sırasında nesnelere etki eden ana yıkıcı faktörler. Makinelerin ve mekanizmaların güvenilirliğini, performansını ve dayanıklılığını etkileyen enerji türleri. Karakteristik.
  • 8. Fiziksel ve manevi aşınma ve yıpranmanın boru hattı taşıma tesislerinin sınırlayıcı durumu üzerindeki etkisi. Bir yapının hizmet verilebilir çalışma süresini uzatmanın yolları.
  • 9. Parçalarda ve bağlantılarda kabul edilebilir ve kabul edilemez hasar türleri.
  • 10. Bir nesnenin veya sistemin performans kaybı şeması. Nesnenin sınırlayıcı durumunun özellikleri.
  • 11. Arızalar işlevsel ve parametriktir, potansiyel ve gerçektir. Karakteristik. Arızanın önlenebileceği veya geciktirilebileceği koşullar.
  • 13. Karmaşık sistemlerin temel yapı türleri. Ana boru hattı ve pompa istasyonu örneğini kullanarak karmaşık sistemlerin güvenilirlik analizinin özellikleri.
  • 14. Bireysel elemanların güvenilirliğine dayalı olarak karmaşık sistemlerin güvenilirliğini hesaplama yöntemleri.
  • 15. Karmaşık bir sistemin güvenilirliğini artırmanın bir yolu olarak artıklık. Rezerv türleri: boşaltılmış, yüklenmiş. Sistem yedekliliği: genel ve ayrı.
  • 16. Karmaşık sistemlerin güvenilirliğini arttırmanın bir yolu olarak artıklık ilkesi.
  • 17. Güvenilirlik göstergeleri: çalışma süresi, teknik ömür ve türleri, arıza, hizmet ömrü ve olasılık göstergeleri, çalışabilirlik, hizmet verilebilirlik.
  • 19. Teknik ve ekonomik kategoriler olarak güvenilirlik ve kalite. Tasarım aşamasında optimum düzeyde güvenilirlik veya kaynak seçimi.
  • 20. “Arıza” kavramı ve “hasar”dan farkı. Arızaların meydana gelme zamanına göre sınıflandırılması (yapısal, üretim, operasyonel).
  • 22. MT'nin operasyonel alanlara bölünmesi. Boru hatlarının aşırı basınç yüklenmesinden korunması.
  • 23. Boru hattı korozyonunun nedenleri ve mekanizması. Nesnelerin korozyonunun gelişmesine katkıda bulunan faktörler.
  • 24. Ana boru hatlarında korozyon hasarı (mt). Mt borularda korozyon hasarı türleri. Korozyon işlemlerinin metallerin özelliklerindeki değişikliklere etkisi.
  • 25. Boru hatları için koruyucu kaplamalar. Onlar için gereksinimler.
  • 26. Elektro-kimyasal. Boru hatlarının korozyondan korunması, çeşitleri.
  • 27. Güvenilirliğini arttırmanın bir yolu olarak boru hatlarının tasarım işaretlerine sabitlenmesi. Su altı geçişlerinde kıyı koruma yöntemleri.
  • 28. Boru hatlarının yukarıya çıkmasının önlenmesi. Güzergahın su basmış kısımlarındaki tasarım işaretlerinde boru hatlarını sabitleme yöntemleri.
  • 29. Makinelerin güvenilir ve istikrarlı çalışmasını sağlamak için teknolojik süreçlerde otomasyon ve telemekanizasyon sistemlerinin uygulanması.
  • 30. Mt'nin doğrusal kısmının teknik durumunun özellikleri. Devreye alma sırasında boru hatlarının gizli kusurları ve çeşitleri.
  • 31. Kesme ve kontrol vanalarının arızaları mt. Sebepleri ve sonuçları.
  • 32. PS'nin mekanik ve teknolojik ekipmanlarındaki arızalar ve nedenleri. Ana pompaların arızalarının doğası.
  • 33. İstasyonun ana elektrik ekipmanındaki hasarın analizi.
  • 34. Tankların yük taşıma kapasitesini ve sızdırmazlığını ne belirler? Gizli kusurların, tasarımdan sapmaların, çalışma koşullarının tankların teknik durumu ve güvenilirliği üzerindeki etkisi.
  • 35. Mt.'nin işletimi sırasında bakım ve onarım sisteminin (TOR) uygulanması. Torus sistemine atanan görevler. Metalurji tesislerinin teknik durumunu izlerken teşhis edilen parametreler.
  • 36. Güvenilirliklerini sağlamanın bir koşulu olarak MT nesnelerinin teşhisi. Tahribatlı test yöntemleri kullanılarak boru duvarlarının ve bağlantı parçalarının durumunun izlenmesi. Boru hattı testi.
  • 37. Tahribatsız muayene yöntemleri kullanılarak boru hattı duvarlarının durumunun izlenmesi. Teşhis cihazları: kendinden tahriklidir ve pompalanan sıvının akışıyla hareket eder.
  • 38. Boru hattının doğrusal kısmının gerilim-gerinim durumunun teşhisi.
  • 39, 40, 41, 42. Boru hatlarından sıvı sızıntısının teşhisi. MNP ve MNPP'deki küçük sızıntıları teşhis etme yöntemleri.
  • 1. Görsel
  • 2. Basınç düşürme yöntemi
  • 3. Negatif şok dalgası yöntemi
  • 4. Maliyet karşılaştırma yöntemi
  • 5. Doğrusal denge yöntemi
  • 6. Radyoaktif yöntem
  • 7. Akustik emisyon yöntemi
  • 8. Lazer gazı analitik yöntemi
  • 9. Ultrasonik yöntem (prob)
  • 43. Boru hattı yalıtım kaplamalarının durumunu izleme yöntemleri. Yalıtım kaplamalarının tahrip olmasına yol açan faktörler.
  • 44. Tankların teknik durumunun teşhisi. Görüntülü kontrol.
  • 45. Tankın metal ve kaynaklarındaki gizli kusurların tespiti.
  • 46. ​​​​Tankların korozyon durumunun izlenmesi.
  • 47. Tankların metal ve kaynaklı bağlantılarının mekanik özelliklerinin belirlenmesi.
  • 48. Tank tabanının geometrik şeklinin ve yerleşiminin kontrolü.
  • 49. Pompalama ünitelerinin teknik durumunun teşhisi.
  • 50. İşletmesi sırasında güvenilirliği artırmanın bir yolu olarak motorlu taşıtların önleyici bakımı. Her iki onarım için stratejiler.
  • 51. Planlı önleyici bakım sistemi (PPM) ve bunun mt.'nin güvenilirliği ve dayanıklılığı üzerindeki etkisi. Onarım türleri.
  • 52. Boru hattı sistemlerinin PPR sistemine dahil edilen faaliyetlerin listesi.
  • 53. Üretim bakım sisteminin dezavantajları ve iyileştirilmesinin ana yönleri.
  • 54. MT'nin doğrusal kısmının, ana aşamalarının elden geçirilmesi. Petrol boru hatlarının büyük onarım türleri.
  • 55. Bir boru hattını bir hendekteki yatakların üzerine kaldırıp döşeyerek onarırken işin sırası ve içeriği.
  • 56. Mt kazaları, sınıflandırılması ve kazaya müdahale organizasyonu.
  • 57. Madendeki kazaların nedenleri ve kusur türleri.
  • 58. Boru hatlarının acil restorasyon çalışmaları teknolojisi.
  • 59. Boru hatlarını kapatma yöntemleri. Sızdırmazlık cihazları için gereksinimler.
  • 60. Boru hattını “pencerelerden” kapatma yöntemi.

  • Dördüncüden başlayarak üst akor tabakalarının kalınlığı, kayışın yüksekliği boyunca (alt, orta, üst) şaft merdiveni boyunca generatrix boyunca kontrol edilir. Alttaki üç kayışın kalınlığı, birbirine taban tabana zıt dört genatris kullanılarak kontrol edilir. Birinci bandın sacları üzerine yerleştirilen boruların kalınlığı altta, en az iki noktada ölçülür.

    Taban ve çatı levhalarının kalınlığı karşılıklı olarak iki dik yönde ölçülür. Her sayfadaki ölçüm sayısı en az iki olmalıdır. Çatı kaplama levhalarında korozyon hasarının olduğu yerlerde 500x500 mm ölçülerinde delikler kesilerek destek yapı elemanlarının kesitleri ölçülür. Duba ve yüzer tavan levhalarının kalınlığı halının yanı sıra dış, iç ve radyal takviyelerde ölçülür.

    Ölçüm sonuçlarının ortalaması alınır. Sac kalınlığı birkaç noktada değiştiğinde aritmetik ortalama değer gerçek değer olarak alınır. Aritmetik ortalama değerinden daha küçük bir yönde %10'dan fazla farklılık gösteren bir sonuç veren ölçümler ayrıca belirtilir. Bir bant veya tankın herhangi başka bir elemanı içindeki birkaç tabakanın kalınlığı ölçülürken, tek bir tabakanın ölçülen minimum kalınlığı gerçek kalınlık olarak alınır.

    Ölçüm sonuçları duvarın, çatının, taşıyıcı yapıların ve dubaların izin verilen maksimum kalınlıklarıyla karşılaştırılır.

    Tavan levhalarının ve tankın tabanının izin verilen maksimum aşınması, tasarım değerinin% 50'sini ve tabanın kenarlarının% 30'unu geçmemelidir. Yük taşıyan çatı yapıları (kirişler, kirişler) için aşınma, tasarım değerinin% 30'unu ve duba levhaları (yüzer çatı) için - orta kısımda% 50 ve kutular için% 30'u geçmemelidir.

    47. Tankların metal ve kaynaklı bağlantılarının mekanik özelliklerinin belirlenmesi.

    Fiili belirlemek için taşıma kapasitesi ve tankın daha sonraki işlemlere uygunluğu, ana metalin ve kaynaklı bağlantıların mekanik özelliklerini bilmek çok önemlidir.

    Ana metalin ve kaynaklı bağlantıların başlangıç ​​mekanik özellikleri hakkında veri bulunmadığı durumlarda, önemli korozyon durumunda, çatlakların ortaya çıkması durumunda ve ayrıca bozulma şüphesi olan diğer tüm durumlarda mekanik testler yapılır. mekanik özellikler, değişken ve alternatif yüklerin etkisi altında yorulma, aşırı ısınma, aşırı yüksek yükler.

    Ana metalin mekanik testleri GOST 1497-73 ve GOST 9454-78 gerekliliklerine uygun olarak yapılır. Bunlar, çekme mukavemeti ve akma, uzama ve darbe mukavemetinin belirlenmesini içerir. Kaynaklı bağlantıların mekanik testleri sırasında (GOST 6996-66'ya göre) çekme dayanımı, statik eğilme ve darbe dayanımı testleri yapılır.

    Metal ve kaynaklı bağlantıların mekanik özelliklerinde bozulma nedenlerinin, tankın çeşitli elemanlarında çatlakların ortaya çıkmasının yanı sıra metalin içinde yer alan korozyon hasarının niteliği ve boyutunun belirlenmesinin gerekli olduğu durumlarda, metalografik çalışmalar gerçekleştirilir.

    Mekanik testler ve metalografik çalışmalar için, tank duvarının dört alt kirişinden birinde 300 mm çapında ana metal kesilir.

    Metalografik çalışmalar sürecinde faz bileşimi ve tane boyutları, ısıl işlemin niteliği, metalik olmayan kalıntıların varlığı ve korozyon tahribatının niteliği (kristaller arası korozyonun varlığı) belirlenir.

    Tankın pasaportu, yapıldığı metalin kalitesine ilişkin veri içermiyorsa, kimyasal analize başvurulur. Metalin kimyasal bileşimini belirlemek için mekanik test için kesilmiş numuneler kullanılır.

    Mekanik özellikler ve kimyasal bileşim Ana metal ve kaynaklı bağlantılar, tasarım talimatlarının yanı sıra standartların ve spesifikasyonların gerekliliklerine de uygun olmalıdır.

Sayfa 2


Kaçak akımların etki bölgesinde bulunan mevcut boru hatlarının ve kabloların korozyon durumunun incelenmesi, yüksek dirençli voltmetreler kullanılarak boru ile toprak arasındaki potansiyel farkın ölçülmesiyle gerçekleştirilir. Yeraltı yapılarının anot bölgeleri çok tehlikelidir ve acil koruma önlemleri gerektirir. Alternatif bölgelerdeki korozyon tehlikesinin derecesi asimetri katsayısının değeriyle değerlendirilir (Tablo I.1).  

Prefabrik su boru hatlarının korozyon durumunun analizi, Batı Surgut ve Solkinskoye sahalarındaki hizmet ömrünün 3-6 yılı geçmediğini gösterdi. İşletme sırasında Batı Surgut sahasının rezervuar basınç bakım sisteminde sadece 14 km'lik boru hatları tamamen değiştirildi. 1978'de Solkinskoye sahasındaki boru hatlarında 30 yırtılma ve fistül, Batı Surgutskoye sahasında ise 60 kopma kaydedildi.  

OOGKM metal yapılarının korozyon durumunun analizi, kabuk tipi ekipmanın duvarlarının malzemesine% 50'den fazla nüfuz eden kademeli delaminasyonların kabul edilemez olduğunu göstermektedir.  

Orenburg sahasındaki gaz arıtma tesisi ekipmanının korozyon durumunun analizi şunu gösterdi: iç yüzey ekipman, piroforik birikintiler olan yaklaşık 0.1 mm kalınlığında düzgün bir katmanla kaplanmıştır.  

HDPE üretim ekipmanının korozyon durumunun incelenmesi, ekipman korozyonunun ana nedeninin, katalizörün ayrışması sırasında oluşan hidrojen klorür içeren agresif ortama maruz kalma olduğunu göstermektedir. Ekipmanın korozyon süreci, hizmet ömrünün kısalmasına, ekipmanın sık sık onarılmasına ve polietilenin korozyon ürünleriyle kirlenmesine neden olur. Polimerin içine giren demir bileşikleri onun fizikokimyasal ve mekanik özelliklerini olumsuz yönde etkiler. Polimerin erken yaşlanmasına (tahrip olmasına), ürünlerin koyu gri renkte istenmeyen renklenmesine, kırılganlığın artmasına ve polimerin dielektrik özelliklerinin azalmasına neden olurlar. Ek olarak, verniklerle kaplanmış ekipman korozyona uğradığında, vernik parçacıkları polietilenin içine girerek şişmesine veya polimer içinde gözeneklerin oluşmasına neden olur.  

MG LC'nin korozyon durumu, korozyon ve/veya stres-korozyon kaynaklı kusurları içeren MG LC bölümünün operasyonel göstergelerinin niceliksel bir ifadesi olarak anlaşılmaktadır.  


Korozyon durumunu belirlemek (teşhis) ve olası korozyon arızalarının zamanında tespiti için çalışan makineler periyodik olarak kontrol edilir.  


Gelecekte korozyon durumunun uzaktan belirlenmesi, kontrollü bir deneyle hızlandırılmış testlerin yapılmasını ve korozyon sürecinin ayrı ayrı aşamalarının modellenmesini mümkün kılacaktır.  

Korozyon durumunu belirlemek ve yeni inşa edilen gaz boru hatlarını koruma yöntemini seçmek için, bunları işletmeye almadan önce (mevcut ağa bağlanmadan önce) elektriksel ölçümler yapılır. Başlangıçta yeni döşenen boru hatları, gaz boru hatlarının mevcut ağa bağlandıktan sonra ortaya çıkan elektriksel durumunun gerçek bir resmini elde etmek amacıyla işletilenler tarafından yönlendirilir. Ölçümler sırasında potansiyellerin 0 1 V'u aşmadığı belirlenirse, genellikle bağlantı herhangi bir koşul olmadan yapılır. OD V üzerindeki potansiyellerde (0 6 V'a kadar), 3 - 5 ay içerisinde koruma sağlanması şartıyla yeni bir gaz boru hattı gaza bağlanabilir. Yüksek potansiyellerde, yeni inşa edilen gaz boru hatları koruma cihazından önce gaza bağlanamaz, çünkü kısa bir süre sonra gaz boru hattı akım nedeniyle tahrip edilebilir ve bu da yangına yol açabilir. ciddi sonuçlar. Korunmasız gaz boru hatlarının işletmeye alındıktan 1 - 2 ay sonra ve işletmeye alınmadan önce, özellikle demiryolu çekiş trafo merkezleri alanlarında başıboş akımlar tarafından tahrip edildiği çok sayıda vaka uygulamadan bilinmektedir.  

Sabit ve mobil korozyon izleme sistemlerinde korozyon dinamiklerini izlemek için karakteristik noktaları seçmek ve korozyon parametrelerini izlemek ve gaz boru hatlarını korozyondan korumak için düzenlemeleri ayarlamak için gaz boru hattı bölümlerinin korozyon durumuna ilişkin uzun vadeli bir tahmin kullanılmalıdır. çeşitli türler aşınma.  

Korozyon durumunu kontrol etmek için, hem sürekli hem de periyodik olarak (veya gerekirse ek olarak) ve durumlarına bakılmaksızın nesnelerin herhangi bir çalışma aşamasında kullanılabilen, tahribatsız kontrol yöntemleri kullanılır. Bu tür yöntemler arasında renk kusurunun tespitine yönelik ultrasonik, radyografik ve akustik emisyon yöntemleri yer alır.  

Bir sistemin korozyon durumunu belirlemek için bu sistemin termodinamik ve deneysel parametrelerinin yanı sıra ampirik bağımlılıklar da kullanılır. Program, sistemin metal potansiyelini, korozyon akımının gücünü, polarizasyon eğrilerinin seyrini, bağışıklık alanını (aktif ve pasif) tahmin etmeyi içerir, en elverişsiz koşul kombinasyonlarını bulmanızı sağlar. Korozyonun gelişmesini sağlayın. Yazarlar, korozyon sistemini karakterize eden miktarlar için tahminin doğruluğunu ve güvenilirliğini arttırması gereken korozyon tahmin programını iyileştirmenin yollarını özetlediler.  



 

Okumak faydalı olabilir: