Велика енциклопедія нафти та газу. Оцінка – корозійний стан

Діагностика - це слово, що часто зустрічається в сучасному світі. Воно так міцно вжилося в наш щоденний словниковий кругообіг, що ми й не звертаємо на нього жодного особливої ​​уваги. Зламалася пральна машина- діагностика, обслуговування в сервісі улюбленого авто; - діагностика, похід до лікаря; - діагностика. Ерудована людина скаже: діагностика з грецької – «здатність розпізнавати». То що нам, власне, необхідно розпізнати в технічному стані металевого об'єкта, котрий зазнає корозії і в системах електрохімічного (в основному катодного) захисту за їх наявності на об'єкті? Про це ми коротко і розповімо у цьому огляді.

Насамперед домовимося про терміни. Коли вживається термін корозійна діагностика (обстеження) у 90% випадків йде мовапро зовнішню поверхню аналізованого об'єкта. Діагностика виконується, наприклад, на зовнішній поверхні підземних трубопроводів, резервуарів, інших металоконструкцій, схильних до ґрунтової корозії або корозії блукаючими струмами, зовнішньої поверхні причальних споруд, що кородують під впливом солоної та прісної водиі т.д. Якщо ми говоримо про аналіз корозійних процесів на внутрішній поверхні тих самих трубопроводів або резервуарів, то замість термінів діагностика або обстеження зазвичай застосовується термін моніторинг. Різні терміни мають на увазі різні принципи забезпечення корозійної безпеки - дослідження корозійного стану зовнішньої поверхні зазвичай проводиться дискретно, 1 раз на 3-5 років, а моніторинг корозійних процесів усередині об'єкта, що досліджується, здійснюється або безперервно, або з невеликим інтервалом (1 раз на місяць).

То з чого ж почати при діагностиці корозійного стану об'єкта, що розглядається? З оцінки потенційної небезпекита поточного стану речей. Якщо об'єкт, наприклад, підводний, то першому етапі потенційно можливо провести візуальний контроль наявності корозійних дефектів і слідів корозії, і за наявності оцінити поточну і прогнозовану небезпека. У місцях, де візуальний контроль неможливий, оцінка потенційної небезпеки проводиться за непрямим ознакам. Розглянемо нижче основні параметри, що діагностуються потенційної корозійної небезпеки та їх вплив на процес корозійного руйнування:


Крім зазначених вище основних факторів, під час проведення діагностики корозійного стану, залежно від характеристик об'єкта, вивчають велику кількість додаткових параметрів, таких як: водневий показник (pH) ґрунту або води (особливо при потенційній небезпеці корозійного розтріскування під напругою), наявність корозійно-небезпечних мікроорганізмів, вміст солей у ґрунті чи воді, можливість аерації та зволоження об'єкта тощо. Усі ці чинники можуть за певних умов різко збільшувати швидкість корозійного руйнування об'єкта обстеження.

Після вивчення параметрів потенційної небезпеки корозії часто проводять прямі вимірювання глибини корозійних пошкоджень на об'єкті. Для цього використовується весь спектр методів неруйнівного контролю - візуальний і вимірювальний контроль, ультразвукові методи, магнітометричний контроль і т.д. Місця контролю вибираються виходячи з їхньої потенційної небезпеки за результатами виконаної оцінки на першому етапі. Для підземних об'єктів забезпечення доступу безпосередньо до об'єкта виконують шурфування.

На фінальному етапі можуть бути виконані лабораторні дослідження, наприклад, оцінка швидкості корозії в лабораторних умовах або металографічні дослідження складу та структури металу в місцях корозійних дефектів.

Якщо діагностика виконується на об'єкті, який вже оснащений системами протикорозійного електрохімічного захисту, крім дослідження корозійного стану самого об'єкта виконується діагностика справності та якості роботи існуючої системи ЕХЗ, тобто. її працездатність загалом і значення вихідних та контрольованих параметрів зокрема. Опишемо найважливіші параметри системи ЕХЗ, які необхідно контролювати під час проведення комплексного обстеження систем ЕХЗ.

  1. Катодний потенціал. Головний параметр працездатності систем катодного та протекторного захисту. Визначає рівень захищеності об'єкта від корозії засобами ЕХЗ. Нормативні значення задаються основними нормативними документамиз протикорозійного захисту: ГОСТ 9.602-2005 та ГОСТ Р 51164-98. Вимірюється як у стаціонарних пунктах (КІП і КДП), і по трасі методом виносного електрода.
  2. Стан коштів ЕХЗ:станцій катодного, протекторного та дренажного захисту, анодних заземлень, КВП, ізолюючих фланців, кабельних ліній тощо. Усі характеристики обстежуваного устаткування мають бути у межах значень, заданих у проекті. Додатково слід виконати прогноз працездатності устаткування період до наступного обстеження. Наприклад, станції катодного захиступовинні мати запас струму для можливості регулювання захисного потенціалу об'єкта при неминучому старінні ізоляційного покриття. Якщо запасу струму немає, слід запланувати заміну станції катодного захисту на більш потужну та/або ремонт анодного заземлення.
  3. Вплив системи ЕХЗ на сторонні об'єкти. У разі помилок проектування систем ЕХЗ можливий їх шкідливий вплив на сторонні металеві споруди. Особливо це часто буває на трубопроводах родовищ нафти і газу, промислових майданчиках, об'єктах усередині щільної міської забудови. Механізм такого впливу докладно описаний. Оцінка такого впливу обов'язково має проводитись у рамках діагностики систем ЕХЗ.

За результатами обстеження має бути підготовлений технічний звіт, який має містити всі числові дані здійснених вимірів, графіки захисних потенціалів та так звані трасування, опис виявлених недоліків та дефектів, докладні фотоматеріали тощо. Також у звіті має бути зроблено висновок щодо корозійної небезпеки об'єкта з локалізацією місць підвищеного ризику та розроблено технічні рішення щодо протикорозійного захисту.

Отже, після виконання всіх етапів діагностики замовник отримує звіт, в якому міститься Детальна інформаціяза корозійним станом об'єкта та станом системи ЕХЗ. Але здобута діагностичними бригадами (іноді великою працею, враховуючи особливості місцевості та клімату) інформація просто зникне, стане неактуальною, якщо протягом певного часу її не відпрацювати, тобто. своєчасно не усунути дефекти, які були виявлені в ході обстеження або не обладнати об'єкт обстеження додатковими засобами протикорозійного захисту. Корозійна ситуація на об'єкті постійно змінюється і якщо відразу не відпрацювати отриману діагностичну інформацію вона може застаріти. Тому якщо власник дбає про корозійну безпеку своїх об'єктів, то їхня система протикорозійного захисту регулярно модернізується за результатами так само регулярно виконуваних діагностичних обстежень, і ризик корозійної відмови на таких об'єктах мінімальний.

Теги: блукаючі струми, діагностика корозії, діагностика корозійного стану, індукційний вплив, джерела змінного струму, корозійно-небезпечні мікроорганізми, корозійне обстеження, корозійне розтріскування , електрохімічний потенціал, ЕХЗ

Гончаров, Олександр Олексійович

Вчена ступінь:

Кандидат технічних наук

Місце захисту дисертації:

Оренбург

Код спеціальності ВАК:

Спеціальність:

Хімічний опір матеріалів та захист від корозії

Кількість сторінок:

Глава 1. Аналіз умов роботи та технічного стану ТП та обладнання ОНГКМ.

1.1. Умови роботи металевих конструкцій.

1.2. Забезпечення експлуатаційних властивостей об'єктів ОГКМ.

1.3. Корозійний стан ТП та обладнання ОГКМ.

1.3.1. Корозія НКТ та ТП.

1.3.2 Корозія комунікацій та обладнання УКПГ.

1.3.3 Корозійний стан обладнання ОДПЗ.

1.4. Методи визначення залишкового ресурсу.

Глава 2. Аналіз причин пошкоджень обладнання та трубопроводів ОНГКМ.

2.1. Промислове обладнання та трубопроводи.

2.2. Сполучні трубопроводи.

2.3. Обладнання та трубопроводи ОГПЗ.

2.4. Трубопроводи очищеного газу.

Висновки до розділу 2.

Глава 3. Визначення характеристик надійності та прогнозування дефектності обладнання та ТП ОНГКМ.

3.1 Аналіз відмов обладнання та ТП.

3.2 Визначення характеристик надійності металоконструкцій.

3.3 Моделювання корозійних ушкоджень ТП за результатами внутрішньотрубного УЗД.

3.4. Прогнозування дефектності трубопроводів.

Висновки до розділу 3.

Глава 4. Методи оцінки залишкового ресурсу обладнання та ТП.

4.1. Оцінка ресурсу конструкцій щодо зміни опору сталей СР.

4.2. Особливості оцінки працездатності конструкцій, що мають водневі розшарування.

4.3 Визначення залишкового ресурсу обладнання та

ТП із пошкодженою поверхнею.

4.3.1 Параметри розподілу "глибин корозійних ушкоджень".

4.3.2 Критерії граничних станів конструкцій із пошкодженнями поверхні.

4.3.3. Прогнозування залишкового ресурсу ТП.

4.4 Методика діагностування обладнання та трубопроводів.

Висновки до розділу 4.

Введення дисертації (частина автореферату) На тему "Корозійний стан та довговічність обладнання та трубопроводів сірководневмісних нафтогазових родовищ"

Наявність у нафті та газі сірководню обумовлює необхідність застосування певних марок сталей та спеціальної технології зварювально-монтажних робіт (СМР) при облаштуванні даних родовищ, а при експлуатації обладнання та трубопроводів (ТП) необхідний комплекс діагностичних та протикорозійних заходів. Крім загальної та виразкової корозії зварних конструкцій сірководень викликає сірководневе розтріскування (СР) та водневе розшарування (ВР) обладнання та трубопроводів.

Експлуатація металевих конструкцій сірководневмісних нафтогазових родовищ пов'язана із здійсненням багатопланового контролю за корозійним станом обладнання та трубопроводів, а також із проведенням великої кількостіремонтних робіт: ліквідація аварійних ситуацій; підключенням нових свердловин та трубопроводів до діючих; заміною апаратів, запірної арматури, дефектних ділянок трубопроводів тощо.

Трубопроводи та обладнання Оренбурзького нафтогазоконденсатного родовища (ОНГКМ) наразі виробили проектний нормативний ресурс. Слід очікувати зниження надійності цих металевих конструкцій у процесі експлуатації внаслідок накопичення внутрішніх та зовнішніх ушкоджень. Питання діагностування ТП та обладнання ОНГКМ та оцінки потенційної небезпеки ушкоджень на даний період часу вивчені недостатньо.

У зв'язку з вищевикладеним є актуальними дослідження, пов'язані з виявленням основних причин пошкоджень металевих конструкцій сірководневмісних нафтогазоконденсатних родовищ, розробкою методик діагностування трубопроводів та обладнання та оцінки їх залишкового ресурсу.

Робота виконана відповідно до пріоритетним напрямомрозвитку науки і техніки (2728п-п8 від 21.07.96 р.) "Технологія забезпечення безпеки продукції, виробництва та об'єктів" та постановою Уряду Росії від 16.11.1996 р. N 1369 з проведення у 1997-2000 р.р. внутрішньотрубної діагностики ТП у межах територій Уральського району та Тюменської області.

1. Аналіз умов роботи та технічного стану ТП та обладнання ОГКМ

Висновок дисертації на тему "Хімічний опір матеріалів та захист від корозії", Гончаров, Олександр Олексійович

Основні висновки

1. Визначено основні причини пошкоджень ТП та обладнання у процесі 20 років експлуатації ОНГКМ: НКТ та муфти НКТ схильні до виразкової корозії та СР, фонтанна арматура – ​​СР; в апаратах УКПГ після 10-річної експлуатації виникають ВР; деталі апаратів виходять з ладу через виразкову корозію; дефектні зварні з'єднання ТП піддаються СР, у металі ТП після 15 років експлуатації виникають ВР; запірно-регулююча арматура втрачає герметичність внаслідок крихкості ущільнювальних елементів; апарати ОГПЗ схильні до виразкової корозії, є відмови апаратів внаслідок ВР та СР; теплообмінне обладнання виходить з ладу через забиття міжтрубного простору сольовими відкладеннями та наскрізною виразковою корозією металу; відмови насосів обумовлені руйнуванням підшипників, а поршневих компресорів - руйнуванням штоків поршня та шпильок; більшість відмов ТП очищеного газу відбувається через дефекти зварних з'єднань.

2. Створено автоматизовану базу даних, що містить понад 1450 відмов ТП та обладнання та що дозволило виявити закономірності розподілу у часі відмов конструкцій, зумовлених однаковими причинами: кількість відмов внаслідок виразкової корозії, механічних пошкоджень, втрати герметичності та ВР зростає зі збільшенням терміну експлуатації; а кількість відмов через СР максимально в перші п'ять років експлуатації ОНГКМ, потім знижується і залишається на одному рівні.

3.Встановлено, що середній час безвідмовної роботи, що вийшли з ладу апаратів УКПГ та ОГПЗ, перевищує в 1,3-1,4 раза запланований проектом, що становить 10-2 років. Середня інтенсивність відмов ТП ОНГКМ

3 1 складова 1,3-10" рік" знаходиться в межах, характерних для величин потоку відмов газопроводів та конденсатопроводів. Середня інтенсивність

3 1 відмов НКТ становить 1,8-10 "рік". Середня інтенсивність відмов апаратів ОГПЗ становить 5-10"4 рік"1, що близько до цього показника для енергетичних установок АЕС (4 Т0"4рік""). Середня інтенсивність відмов апаратів УКПГ

168 дорівнює 13-10"4 рік"1 і в 2,6 рази перевищує цю характеристикудля апаратів ОГПЗ, що в основному пояснюється заміною апаратів УКПГ, що мають ненаскрізні водневі розшарування.

4.Встановлено залежність кількості дефектів від режиму роботи ТП та побудовано регресійну модель прогнозу утворення корозійних уражень на внутрішній поверхні ТП. Моделювання корозійного стану ТП за наслідками внутрішньотрубної дефектоскопії, дозволяє визначати найбільш економічні та безпечні режими експлуатації ТП.

5. Розроблено методики оцінки:

Залишкового ресурсу обладнання та ТП щодо зміни опору металів сірководневому розтріскуванню;

Працездатності конструкцій, у яких зафіксовано водневі розшарування, за умови їх періодичного контролю;

Критеріїв граничних станів оболонкових конструкцій з поверхневими корозійними ушкодженнями та внутрішніми металургійними дефектами;

Залишкового ресурсу обладнання та ТП з корозійними пошкодженнями поверхні.

Методики дозволили обґрунтувати скорочення кількості демонтованих апаратів та на порядок зменшити заплановану кількість вирізок дефектних ділянок ТП.

6. Розроблено методику діагностування обладнання та ТП, що визначає періодичність, способи та обсяг контролю технічного стану обладнання та ТП, ознаки оцінки виду дефектів та їх потенційної небезпеки, умову подальшої експлуатації чи ремонту конструкцій. Основні положення методики увійшли до «Положення про діагностування технологічного обладнання та трубопроводів П» Оренбурггазпром», схильних до впливу сірководневмісних середовищ», затверджені РАТ «ГАЗПРОМ» та Держгіртехнаглядом Росії.

Список літератури дисертаційного дослідження кандидат технічних наук Гончаров, Олександр Олексійович, 1999 рік

1. Акімов Г.В. Теорія та методи дослідження корозії металів. М. Вид. АН СРСР 1945 414 с.

2. Андрійків А.Є. Панасюк В.В. Механіка водневого крихтування металів та розрахунок елементів конструкцій на міцність / АН УРСР. Фіз.-хутро. Ін-т-Львів, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.І., Тесля Б.М., Старостіна М.К. та ін. Корозійна стійкість обладнання хімічних виробництв. JL: Хімія, 1990. 400 с.

4. Болотін В.В. Застосування методів теорії ймовірностей та теорії надійності у розрахунках споруд. -М.: Будвидав, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Будівництво магістральних та промислових трубопроводів. Зварювання. Міннафтогазбуд. М., 1989. – 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методи контролю корозії трубопроводів та обладнання// Хімічне та нафтове машинобудування. 1997. -№ 2. – С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Експрес-. оцінка опору металів сірководневому розтріскування. // Хімічне та нафтове машинобудування. 1998. – № 5. – С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Корозія та захист обладнання сірководневмісних нафтогазових родовищ. М.: Надра. - 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методи контролю зварних з'єднань конструкцій, що контактують з навколишніми середовищами// Зварювальне виробництво. 1997. -№ 12. – С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепін Д.М. Моделювання корозійного стану ТП за наслідками внутрішньотрубної діагностики/Міжнародний конгрес «Захист-98». М. 1998. – С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинніков П.А. Аналіз діагностичних робіт за 19998 рік на об'єктах підприємства Оренбурггазпром» та перспективи їх удосконалення у плані реалізації у 1999 р «Положення про діагностування.»

12. Гончаров А.А, Нургалієв Д.М., Мітрофанов A.B. та ін Положення про діагностування технологічного обладнання та трубопроводів підприємства "Оренбурггазпром", схильних до впливу сірководневмісних середовищ М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Організація діагностування обладнання та трубопроводів П « Оренбурггазпром», Що виробили ресурс. Матеріали міжнародного НТ семінару. М: ІРЦ Газпром. – 1998. – С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Експлуатаційна надійність технологічного обладнання та трубопроводів// Газова промышленность.-1998.-№ 7. З. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозування залишкового ресурсу трубопроводів ОГКМ. Матеріали міжнародного НТ семінару. М: ІРЦ Газпром. – 1998. – С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила визначення оцінок та довірчих кордонів для параметрів розподілу Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Судини та апарати. Норми та методи розрахунку на міцність.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Методи ультразвукові.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неруйнівний. Труби металеві циліндричні безшовні. Методи ультразвукової дефектоскопії.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неруйнівний. Капілярні методи. Загальні вимоги.

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неруйнівний. Магнітопорошковий метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовий. Методи ультразвукового контролю.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неруйнівний вихрострумовий. Терміни та визначення.

24. ГОСТ 25221-82. Судини та апарати. Днища та кришки сферичні невідбортовані. Норми та методи розрахунку на міцність.

25. ГОСТ 25859-83. Судини та апарати сталеві. Норми та методи розрахунку на міцність при малоциклових навантаженнях.

26. ГОСТ 27.302-86. Надійність у техніці. Методи визначення допустимого відхилення параметра технічного стану та прогнозування залишкового ресурсу складових частинагрегатів машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неруйнівний. Товщиноміри ультразвукові контактні. Загальні технічні вимоги

28. ГОСТ 5272-68. Корозія металів. Терміни.

29. ГОСТ 6202-84. Судини та апарати. Норми та методи розрахунку на міцність обічків та днищ від впливу опорних навантажень.

30. ГОСТ 9.908-85. Метали та сплави. Методи визначення показників корозії та корозійної стійкості.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Розробка методів підвищення ресурсу нафтопроводів, що довго експлуатуються. -М.: ВНДІОЕНГ, 1991.

32. Дубовий В.Я., Романов В.А. Вплив водню на механічні характеристики стали // Сталь. 1974. – Т. 7. – N 8. – С. 727 – 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер А.В. Захист від сірководневої корозії обладнання нафтопереробної та нафтохімічної промисловості. -М: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 з.

34. Зайвочинський Б.І. Довговічність магістральних та технологічних трубопроводів. Теорія, методи розрахунку проектування. М.: Надра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Вплив напруги на пластичність сталі в розчині сірководню. // Корозія та захист у нафтогазовій промисловості. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Ііно І. Водневе спукування і розтріскування.

37. Інструкція з вихрострумового контролю лінійної частини магістральних газопроводів.-М.: РАТ «Газпром», ВНДІГАЗ. 1997 р. – 13 с.

38. Інструкція з вхідного контролю арматури у сірководневостійкому виконанні. М: ВНИИГАЗ. 1995. – 56 с.

39. Інструкція з огляду, відбракування та ремонту в процесі експлуатації та капітального ремонтулінійної частини магістральних газопроводів М. ВНДІгаз, 1991р. -12 с.

40. Вихідні дані, що обґрунтовують матеріали та технології інгібіторного захисту всередині промислових трубопроводів. Звіт про НДР // Донецьк. ПІВДЕННІІГІПРОГАЗ. 1991. – 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крип'якевич Р.І. Вплив водню на властивості стали. - М.: Металургіздат, 1962. 198 с.

42. КостецькийБ.І., Носовський І.Г. та ін., Надійність та довговічність машин. -"Техніка". 1975. -408 с.

43. Котли стаціонарні парові та водогрійні та трубопроводи пари та гарячої води. Норми розрахунку міцність. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТІ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Грінцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаємодії металу з робочим середовищем ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 з.

45. Лівшиць Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. та ін Сульфідне розтріскування низьковуглецевих легованих сталей // Корозія та захист трубопроводів, свердловин, газопромислового та газопереробного обладнання. 1977. – N 5. – С. 23 – 30.

46. ​​Малов Є.А. Про стан аварійності на магістральних та промислових трубопроводах нафтової та газової промисловості // Тез.семінара., 23-24 травня 1996р. М. Центральний Російський будинок знань, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оцінка надійності хімічного та нафтового обладнання при поверхневому руйнуванні. ХН-1, ЦИНТИХІМНАФТОМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оцінки та прогнозування корозії для умов, що змінилися на ОГКМ. Звіт про НДР // ВНДІ природних газів.-М.: 1994.28 с.

49. Методика оцінки залишкового ресурсу працездатності судин /пиловловлювачів, фільтр-сепараторів та ін/, що працюють під тиском на КС та ДКС РАТ "ГАЗПРОМ".

50. Методика імовірнісної оцінки залишкового ресурсу сталевих технологічних трубопроводів. М.: НТП «Трубопровід», 1995 р. (узгоджено Держгіртехнаглядом Росії 11.01.1996р.)

51. Методика діагностування технічного стану обладнання та апаратів, що експлуатуються в сірководневмісних середовищах. (Затверджено Мінпаливенерго Росії 30.11.1993 р. Узгоджено Держгіртехнаглядом Росії 30.11.1993 р.)

52. Методика оцінки ресурсу залишкової працездатності технологічного обладнання нафтопереробних, нафтохімічних та хімічних виробництв м. Волгоград, ВНІКТІ нафтохімобладнання, 1992р.

53. Мазур І.І., Іванцов О.М., Молдованов О.І. Конструктивна надійність та екологічна безпекатрубопроводів. М.: надра, 1990. – 264 с.

54. Механіка руйнувань/За ред. Д.Темпліна М.: Світ, 1979. - 240с.173

55. Методика прогнозування залишкового ресурсу нафтозаводських трубопроводів, судин, апаратів та технологічних блоків установок підготовки нафти, що піддаються корозії.- М.: МІНТОПЕНЕРГО. -1993. - 88 с.

56. Методика оцінки термінів служби газопроводів. М.ІРЦ Газпром, 1997 р. - 84с.

57. Методичні вказівкиз діагностичного обстеження стану корозії та комплексного захисту підземних трубопроводів від корозії. -М.: СОЮЗЕНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

59. Мірочник В.А., Окенко О.П., Саррак В.І. Зародження тріщини руйнування у ферито-перлітних сталях у присутності водню // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Мітенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Міст Г.Ф. та ін Визначення та обґрунтування залишкового ресурсу машинобудівних конструкцій при довготривалій експлуатації. //Проблеми машинобудування та надійності машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01-85. Методика випробування сталей на стійкість проти сірководневого корозійного розтріскування. - М.: ВНІІНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасімо А., Ііно М., Мацудо X., Ямада К. Водневе східчасте розтріскування сталі трубопроводів, що працюють у сірководневмісних середовищах. Проспект фірми Ніппон Стал Корпорейшн, Японія, 1981.С. 2 40.

63. Норми розрахунку на міцність елементів реакторів, парогенераторів, судин та трубопроводів атомних електростанцій, досвідчених та дослідних ядерних реакторівта установок. М.: Металургія, 1973. – 408 с.

64. Нургалієв Д.М., Гафаров Н.А., Ахметов В.М., Кушнаренко В.М., Щепінов Д.М., Аптікеєв Т.А. До оцінки дефектності трубопроводів при внутрішньотрубній дефектоскопії. Шоста міжнародна Ділова зустріч"Діагностика-96".-Ялта 1996-М.: ІРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалієв Д.М., Гончаров A.A., Аптікеєв Т.А. Методика технічного діагностування трубопроводів Матеріали міжнародного НТ семінару. М: ІРЦ Газпром. – 1998. – С. 54-59.m

67. Павловський Б.Р., Щугорєв В.В., Холзаков Н.В. Воднева діагностика: досвід та перспективи застосування // Газова промисловість. -1989. Вип. 3. -С. 30-31

68. Павловський Б.Р. та ін. Експертиза з проблеми ресурсу з'єднувальних трубопроводів, що транспортують вологий сірководень, що містить газ: Звіт про НДР // АТВТ. ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 з

69. ПБ 03-108-96. Правила влаштування та безпечної експлуатації технологічних трубопроводів. М: НВО ОБТ, 1997 - 292 с. (Затверджено Держгіртехнаглядом Росії 02.03.1995 р.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Підвищення ефективності будівництва трубопроводів, що транспортують сірководневмісні середовища. М.: Інформнафтогазбуд. 1982. Вип. 11. – 45 с.

71. Петров H.A. Запобігання утворенню тріщин підземних трубопроводів при катодній поляризації. М.: ВНДІОЕНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЕ Г-7-002-86. Норми розрахунку на міцність обладнання та трубопроводів атомних енергетичних установок. М.: ЕНЕРГОАТОМІЗДАТ, 1986 р.

73. ПНАЕ Г-7-014-89. Уніфіковані методики контролю основних матеріалів (напівфабрикатів), зварних з'єднань та наплавлення обладнання та трубопроводів АЕУ. Ультразвуковий контроль. Частина 1. М.: ЕНЕРГОАТОМІЗДАТ, 1990 р.

74. ПНАЕ Г-7-019-89. Уніфіковані методики контролю основних матеріалів (напівфабрикатів), зварних з'єднань та наплавлення обладнання та трубопроводів АЕУ. Контроль герметичності. Газові та рідинні методи. ЕНЕРГОАТОМІЗДАТ, м. Москва, 1990 р

75. Пол Мосс. British Gas. Старі проблеми нові рішення. "Нафтогаз" на виставці "НАФТОГАЗ-96". М.: - 1996. - С. 125-132.

76. Половко A.M. Основи теорії надежности.-М.: «Наука», 1964.-446 з.

77. Положення про вхідний контроль арматури, труб та сполучних деталей на підприємстві « Оренбурггазпром». Затверджено « Оренбурггазпром» 26.11.96р. Погоджено Оренбурзьким округом Держгіртехнагляду Росії 20.11.1996 г.175

78. Положення про порядок діагностування технологічного обладнання вибухонебезпечних виробництв паливно-енергетичного комплексу. (Затверджено Мінпаливенерго Росії 24.01.1993 р. Узгоджено Держгіртехнаглядом Росії 25.12.1992 р.)

79. Положення про систему технічного діагностування парових та водогрійних котлів промислової енергетики. -М: НДП "ДІЕКС"1993. 36с.

80. Положення про систему технічного обслуговування та планово-попереджувальних ремонтів промислового обладнання для газодобувних підприємств. - Краснодар: ПО Союзоргенергогаз. - 1989.

81. Положення про експертне технічне діагностування трубопроводів, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерії небезпеки пошкоджень магістральних газопродуктопроводів. // М. Газова промисловість №6, 1998

83. Правила влаштування та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском. (ПБ 10-115-96). - М.: ПІО ОБТ. - 1996. - 232с.

84. Р 50-54-45-88. Розрахунки та випробування на міцність. Експериментальні методи визначення напружено-деформованого стану елементів машин та конструкцій-М.: ВНІІНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Розрахунки та випробування на міцність. Методи визначення опору матеріалів впливу сірководневмісних середовищ М.: ДЕРЖСТАНДАРТ РОСІЇ, ВНІІНМАШ, ОРПІ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методичні вказівки щодо визначення залишкового ресурсу потенційно небезпечних об'єктів піднаглядних Держгіртехнагляду Росії. -М.: Держгіртехнагляд. Піст. N 57 від 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Розрахунок на міцність елементів судин та апаратів, що працюють у корозійно-активних сірководневмісних середовищах. М: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 р.

88. РД 26-15-88. Судини та апарати. Норми та методи розрахунку на міцність та герметичність фланцевих з'єднань. М.: НДІХІММАШ, УкрНДІ-ХІММАШ, ВНІІНАФТОМАШ. – 1990 р. – 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Інструкція з візуального та вимірювального контролю. (Затверджено Мінпаливенерго РФ 15.08.96 р.)

90. РД 39-132-94. Правила з експлуатації, ревізії, ремонту та відбракування нафтопромислових трубопроводів. М.: НВО ОБТ – 1994-272 с.

92. РД-03-131-97. Правила організації та проведення акустико-емісійного контролю судин, апаратів, казанів, технологічних трубопроводів. (Затверджено постановою Держгіртехнагляду Росії від 11.11.96 р. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методичні вказівки щодо проведення технічного огляду парових та водогрійних котлів, судин, що працюють під тиском, трубопроводів пари та гарячої води М.: НВО ОБТ, 1994 р.

94. РД26-10-87 Методичні вказівки. Оцінка надійності хімічного та нафтового обладнання при поверхневому руйнуванні. М. ОКСТУ 1987 30с.

95. РД-51-2-97. Інструкція з внутрішньотрубної інспекції трубопровідних систем. М: ІРЦ Газпром, 1997 48 с.

100. Розенфельд І.Л. Інгібітори корозії.-М.: Хімія, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.І. Воднева крихкість і структурний стан сталі //МИТОМ. 1982. – N 5. – С. 11 – 17.

102. Сіверцев H.A. Надійність складних систем в експлуатації та відпрацюванні. -М: Вища школа. 1989. - 432 с.

103. СНиП Ш-42-80. Магістральні трубопроводи. М.: Будвидав, 1981. - 68 с.

104. СНіП 2.05.06-85 *. Магістральні трубопроводи М: Мінбуд Росії. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНіП 3.05.05-84. Технологічне обладнання та технологічні трубопроводи. Затверджено Міннафтохімпромом СРСР 01.01.1984 р.

106. Сталь магістральних труб для транспортування високосірчистого нафтового газу. Проспект фірми Ніппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЕК. Техніка аналізу надійності систем. Метод аналізу виду та наслідків відмов. Публікація 812 (1985). М: 1987.

108. Стеклов О.І., Бодріхін Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Випробування сталей і зварних з'єднань в навколишньому середовищі.- М.:-Металургія.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теорія корозії та захисту металів. М. Вид. АН СРСР 1960 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Е.С. Дефектоскопія діючих трубопроводів виявлення корозійних і втомних тріщин. "Діагностика-94".-Ялта 1994р.-М.: ІРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надійність зварних з'єднань труб котлів та паропроводів. М: Енерговидав, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер І.С., Арчаков Ю.І. Вплив водню на нафтове та хімічне обладнання. - М.: Машинобудування, 1979. - 144 с.

113. Швед М.М. Зміна експлуатаційних властивостей заліза та сталі під впливом водню. Київ: Наукова думка, 1985. – 120 с.

114. Яковлєв А.І. Корозійна дія сірководню на метали. ВНДІЕгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Розробка нафтосвердловинних труб, призначених для експлуатації в середовищі вологого високосірчистого газу // Технічна доповідь фірми "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME У 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. – P. 19 – 34.

118. Marvin C.W. Визначення краю кородійного піпа. // Materials protection and Performance. 1972. – V. 11. – P. 34 – 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Матеріали металеві для Ойл field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Розвиток нових ринків-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy TJ, Hisey D.T., Kiefner JF, Перевірка калькуляції для розрізаної крапки розвиненої//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities з різних Kinds of Commerc. Rolled Steels під Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. – N 19. – P. 103-111.

124. Thomas J. O"Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Перевірка калькуляції для розрізаної основи розвиненої. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Спосіб варіації Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

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

Зверніть увагу, наведені вище наукові тексти розміщені для ознайомлення та отримані за допомогою розпізнавання оригінальних текстів дисертацій (OCR). У зв'язку з чим у них можуть бути помилки, пов'язані з недосконалістю алгоритмів розпізнавання.
У PDF файлахдисертацій та авторефератів, які ми доставляємо, подібних помилок немає.

  • 1. Основні поняття та показники надійності (надійність, безвідмовність, ремонтопридатність, довговічність та ін.). Характеристики.
  • 2. Взаємозв'язок якості та надійності машин та механізмів. Можливість оптимального поєднання якості та надійності.
  • 3. Способи визначення кількісних значень показників надійності (розрахункові, експериментальні, експлуатаційні та ін.). Види випробувань на надійність.
  • 4. Способи підвищення надійності технічних об'єктів на стадії проектування, у процесі виробництва та експлуатації.
  • 5. Класифікація відмов за рівнем їх критичності (за тяжкістю наслідків). Характеристики.
  • 7. Основні руйнівні чинники, які діють об'єкти у процесі експлуатації. Види енергії, що впливають на надійність, працездатність та довговічність машин та механізмів. Характеристики.
  • 8. Вплив фізичного та морального зносу на граничний стан об'єктів трубопровідного транспорту. Способи продовження періоду справної експлуатації конструкції.
  • 9. Допустимі та неприпустимі види пошкоджень деталей та пар.
  • 10. Схема втрати працездатності об'єктом, системою. Характеристика граничного стану об'єкта.
  • 11. Відмови функціональні та параметричні, потенційні та фактичні. Характеристики. Умови, за яких відмова може бути запобігана або відстрочена.
  • 13. Основні типи структур складних систем. Особливості аналізу надійності складних систем з прикладу магістрального трубопроводу, насосної станції.
  • 14. Способи розрахунку надійності складних систем щодо надійності окремих елементів.
  • 15. Резервування як засіб підвищення надійності складної системи. Різновиди резервів: ненавантажений, навантажений. Резервування систем: загальне та роздільне.
  • 16. Принцип надмірності як засіб підвищення надійності складних систем.
  • 17. Показники надійності: напрацювання, ресурс технічний та його види, відмова, термін служби та її імовірнісні показники, працездатність, справність.
  • 19. Надійність та якість, як техніко-економічні категорії. Вибір оптимального рівня надійності чи ресурсу на стадії проектування.
  • 20. Поняття «відмова» та її відмінність від «ушкодження». Класифікація відмов у часі їх виникнення (конструкційні, виробничі, експлуатаційні).
  • 22. Розподіл МТ на експлуатаційні ділянки. Захист трубопроводів від перевантажень за тиском.
  • 23. Причини та механізм корозії трубопроводів. Чинники, що сприяють розвитку корозії об'єктів.
  • 24. Корозійне ураження труб магістральних трубопроводів (мт). Різновиди корозійного ураження труб мт. Вплив процесів корозії зміну властивостей металів.
  • 25. Захисні покриття для трубопроводів. Вимоги до них.
  • 26. Електро-хім. Захист трубопроводів від корозії, її види.
  • 27. Закріплення трубопроводів на проектних відмітках як спосіб підвищення їх надійності. Способи берегозміцнення у створах підводних переходів.
  • 28. Попередження спливання трубопроводів. Методи закріплення трубопроводів на проектних відмітках на ділянках траси, що обводняються.
  • 29. Застосування системи автоматизації та телемеханізації технологічних процесів для забезпечення надійної та сталої роботи МТ.
  • 30. Характеристики технічного стану лінійної частини МТ. Приховані дефекти трубопроводів на момент пуску в експлуатацію та їх види.
  • 31. Відмови запірно-регулюючої арматури мт. Їх причини та наслідки.
  • 32. Відмови механо - технологічного обладнання НПС та їх причини. Характер відмов магістральних насосів.
  • 33. Аналіз пошкоджень основного електротехнічного устаткування НПС.
  • 34. Чим визначається несуча здатність та герметичність резервуарів. Вплив прихованих дефектів, відхилень від проекту, режимів експлуатації на технічний стан та надійність резервуарів.
  • 35. Застосування системи технічного обслуговування та ремонту (тор) при експлуатації мт. Завдання, що покладаються на систему тор. Параметри, що діагностуються під час контролю технічного стану об'єктів мт.
  • 36. Діагностика об'єктів МТ, як умова забезпечення їхньої надійності. Контролює стан стінок труб і арматури методами руйнівного контролю. Випробування трубопроводів.
  • 37. Контроль стану стін трубопроводів методами неруйнівного контролю. Апарати для діагностування: самохідні та переміщувані потоком рідини, що перекачується.
  • 38. Діагностика напружено деформованого стану лінійної частини трубопроводу.
  • 39, 40, 41, 42. Діагностика наявності витоків рідини із трубопроводів. Методи діагностики дрібних витоків у МНП та МНПП.
  • 1. Візуальний
  • 2. Метод зниження тиску
  • 3. Метод негативних ударних хвиль
  • 4. Метод порівняння витрат
  • 5. Метод лінійного балансу
  • 6. Радіоактивний метод
  • 7. Метод акустичної емісії
  • 8. Лазерний газоаналітичний метод
  • 9. Ультразвуковий метод (зондовий)
  • 43. Методи контролю стану ізоляційних покриттів трубопроводів. Чинники, що призводять до руйнувань ізоляційних покриттів.
  • 44. Діагностика технічного стану резервуарів. Візуальний контроль.
  • 45. Визначення прихованих дефектів у металі та зварних швах резервуара.
  • 46. ​​Контроль корозійного стану резервуарів.
  • 47. Визначення механічних властивостей металу та зварних з'єднань резервуарів.
  • 48. Контроль геометричної форми та опади основи резервуара.
  • 49. Діагностика технічного стану насосних агрегатів.
  • 50. Профілактичне обслуговування МТ як спосіб підвищення надійності в процесі його експлуатації. Стратегії і ремонту.
  • 51. Система планово-попереджувального ремонту (ппр) та її вплив на надійність та довговічність мт. Види і ремонту.
  • 52. Перелік заходів, що включаються до системи ППР трубопровідних систем.
  • 53. Недоліки системи ппр з напрацювання та основні напрями її вдосконалення.
  • 54. Капітальний ремонт лінійної частини МТ, його основні етапи. Види капітального ремонту нафтопроводів.
  • 55. Послідовність та утримання робіт при ремонті трубопроводу з підйомом та укладання його на лежання у траншеї.
  • 56. Аварії на мт, їх класифікація та організація ліквідації аварій.
  • 57. Причини аварій та види дефектів на мт.
  • 58. Технологія аварійно-відновлювальних робіт трубопроводів.
  • 59. Методи герметизації трубопроводів. Вимоги до герметизуючих пристроїв.
  • 60. Метод герметизації трубопроводу через вікна.

  • Товщину листів верхніх поясів, починаючи з четвертого, перевіряють за утворюючими вздовж шахтних сходів по висоті пояса (низ, середина, верх). Товщину нижніх трьох поясів перевіряють по чотирьох діаметрально протилежних утворюючих. Товщини патрубків, розміщених на аркушах першого пояса, вимірюють у нижній частині, щонайменше, ніж у двох точках.

    Товщину листів днища та покрівлі вимірюють за двома взаємноперпендикулярними напрямками. Число вимірів на кожному аркуші має бути не менше двох. У місцях, де є корозійне руйнування листів покрівлі, вирізаються отвори розміром 500x500 мм і вимірюються перерізи елементів несучих конструкцій. Товщину листів понтона та плаваючого даху вимірюють на килимі, а також на зовнішніх, внутрішніх та радіальних ребрах жорсткості.

    Результати вимірів середняться. При зміні товщини листа в кількох точках як фактична приймається середньоарифмітична величина. Вимірювання, що дали результат, що відрізняється від середньоарифмічної величини більш ніж на 10 % у меншу сторону, вказуються додатково. При вимірі товщини декількох листів у межах одного пояса або будь-якого іншого елемента резервуара за фактичну товщину приймається мінімально виміряна товщина окремого листа.

    Результати вимірювань порівнюються з гранично допустимими величинами товщин стінки, покрівлі, конструкцій, що несуть, понтонів.

    Гранично допустиме зношування листів покрівлі та днища резервуара не повинно перевищувати 50 %, а околиць днища - 30 % проектної величини. Для несучих конструкцій покриття (ферм, балок) знос не повинен перевищувати 30% від проектної величини, а для листів понтона (плаваючого даху) - 50% у центральній частині та 30% для коробів.

    47. Визначення механічних властивостей металу та зварних з'єднань резервуарів.

    Для визначення фактичної несучої здатностіта придатності резервуара до подальшої експлуатації дуже важливо знати механічні властивості основного металу та зварних з'єднань.

    Механічні випробування проводяться у разі, коли відсутні дані про початкові механічні властивості основного металу та зварних з'єднань, при значній корозії, при появі тріщин, а також у всіх інших випадках, коли є підозра на погіршення механічних властивостей, втома при дії змінних та знакозмінних навантажень, перегріву, дії надмірно високих навантажень.

    Механічні випробування основного металу виконуються відповідно до вимог ГОСТ 1497-73 та ГОСТ 9454-78. Вони включають визначення меж міцності і плинності, відносного подовження і ударної в'язкості. При механічних випробуваннях зварних з'єднань (згідно з ГОСТ 6996-66) виконують визначення межі міцності, випробування на статичний згин і ударну в'язкість.

    У випадках, коли потрібно визначити причини погіршення механічних властивостей металу та зварних з'єднань, поява тріщин у різних елементах резервуара, а також характер та розміри корозійного ушкодження, що знаходиться усередині металу, проводяться металографічні дослідження.

    Для механічних випробувань та металографічних досліджень вирізають основний метал діаметром 300 мм в одній із чотирьох нижніх поясів стінки резервуара.

    У процесі металографічних досліджень визначають фазовий склад та розміри зерна, характер термічної обробки, наявність неметалевих включень та характер корозійного руйнування (наявність міжкристал-лідної корозії).

    Якщо в паспорті резервуара відсутні дані про марку металу, з якого він виготовлений, вдаються до хімічного аналізу. Для визначення хімічного складу металу використовують зразки, вирізані для механічних випробувань.

    Механічні властивості та хімічний складосновного металу та зварних з'єднань повинен відповідати вказівкам проекту, а також вимогам стандартів та технічних умов.

Сторінка 2


Обстеження корозійного стану діючих трубопроводів і кабелів, що знаходяться в зоні впливу блукаючих струмів, проводиться шляхом вимірювання різниці потенціалів труба - земля за допомогою високовольтних вольтметрів. Анодні зони підземної споруди дуже небезпечні та вимагають термінових заходів захисту. Оцінка ступеня небезпеки корозії в знакозмінних зонах проводиться за значенням коефіцієнта несиметричності (табл.  

Аналіз корозійного стану збірних водоводів показав, що термін їхньої служби на Західно-Сургутському та Солкінському родовищах не перевищує 3 – 6 років. За час експлуатації лише у системі підтримки пластового тиску Західно-Сургутського родовища замінено повністю 14 км трубопроводів. За 1978 р. на трубопроводах зареєстровано 30 поривів та нориць на Солкінському родовищі та 60 поривів на Західно-Сургутському.  

Аналіз корозійного стану металоконструкцій ОНГКМ свідчить про те, що ступінчасті розшарування, що пронизують матеріал стінок обладнання оболонкового типу більш ніж на 50%, є неприпустимим.  

Аналіз корозійного стану обладнання УКПГ на Оренбурзькому родовищі показав, що внутрішня поверхняобладнання покрита рівномірним шаром товщиною близько 0 1 мм, що є пірофорними відкладеннями.  

Обстеження корозійного стану обладнання виробництва ПЕНД показує, що основною причиною корозії апаратури є вплив на неї агресивного середовища, що містить хлороводень, що утворюється при розкладанні каталізатора. Процес корозії обладнання призводить до зменшення його терміну служби, частих ремонтів апаратури та забруднення поліетилену продуктами корозії. З'єднання заліза, що потрапляють у полімер, негативно впливають на його фізико-хімічні та механічні властивості. Вони викликають передчасне старіння (деструкцію) полімеру, небажане фарбування виробів у темно-сірий колір, збільшують крихкість, знижують діелектричні властивості полімеру. Крім того, при корозії апаратури, покритої лаками, буває, що частинки лаку потрапляють у поліетилен, що проводить його спучування або утворення пір всередині полімеру.  

Під корозійним станом ЛЧ МГ розуміється кількісне вираження експлуатаційних показників ділянки ЛЧ МГ, що містить дефекти корозійного та (або) стрес-корозійного походження.  


Для визначення корозійного стану (діагностики) та своєчасного виявлення можливих корозійних відмов машини, що знаходяться в експлуатації, періодично перевіряють.  


Дистанційне визначення корозійного стану у перспективі дає можливість проводити прискорені випробування з постановкою керованого експерименту та моделювання окремих стадій процесу корозії.  

Для визначення корозійного стану та вибору методу захисту новозбудованих газопроводів перед здаванням їх в експлуатацію (до приєднання до діючої мережі) виробляються електричні вимірювання. Попередньо знову прокладені трубопроводи шунтують експлуатованим, щоб отримати справжню картину електричного стану газопроводів, яка виникає після підключення до діючої мережі. Якщо при вимірах буде встановлено, що потенціали не перевищують 0 1, то приєднання зазвичай проводиться без будь-яких умов. При потенціалах понад ОД (до 0 6 в) включати під газ новий газопровід можна за умови, що протягом 3 - 5 місяців буде здійснено захист. При великих потенціалах до захисту вмикати під газ знову побудовані газопроводи не можна, оскільки через короткий проміжок часу газопровід може бути зруйнований струмом, що в свою чергу може призвести до важким наслідкам. З практики відомі численні випадки, коли незахищені газопроводи руйнувалися блукаючими струмами через 1 - 2 місяці після введення в експлуатацію, і навіть до здачі в експлуатацію, особливо у районах тягових підстанцій залізниць.  

Довгостроковий прогноз корозійного стану ділянок газопроводів необхідно використовувати для вибору характерних точок спостереження за динамікою корозії в системах стаціонарного та мобільного корозійного моніторингу та корекції регламенту контролю параметрів корозії та захисту газопроводів від різних видівкорозії.  

Для контролю корозійного стану застосовують методи перезрушаючого контролю, які можуть бути використані як постійно, так і періодично (або при необхідності як додаткові) і на будь-якій стадії експлуатації об'єктів незалежно від їх стану. До таких методів належать ультразвуковий, радіографічний, акустичний емісії метод кольорової дефектоскопії.  

Для визначення корозійного стану системи використовуються термодинамічні та експериментальні параметри даної системи, а також емпіричні залежності. Програма включає прогнозування потенціалу металу системи, сили струму корозії, ходу поляризаційних кривих, області імунності (активну та пасивну), вона дозволяє знаходити найбільш несприятливі поєднання умов, що забезпечують розвиток корозії. Автори намітили шляхи удосконалення програми прогнозування корозії, що має підвищити точність та достовірність прогнозу для величин, що характеризують систему кородію.  



 

Можливо, буде корисно почитати: