Kondisi korosif. Pemeriksaan komprehensif terhadap kondisi korosi dan mode perlindungan elektrokimia pada pipa gas dan minyak utama yang ada

480 gosok. | 150 UAH | $7,5", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Disertasi - 480 RUR, pengiriman 10 menit, sepanjang waktu, tujuh hari seminggu dan hari libur

Askarov Jerman Robertovich. Penilaian pengaruh kondisi suhu yang tidak stabil pada keadaan korosi pipa gas berdiameter besar: disertasi... Kandidat Ilmu Teknik: 25.00.19 / Askarov German Robertovich; [Tempat pertahanan: Universitas Teknik Perminyakan Negeri Ufa]. - Ufa , 2014. - 146 hal.

Perkenalan

1. Ide-ide modern tentang pengaruh suhu pada keadaan korosi pipa gas 8

1.1 deskripsi singkat tentang proses korosi pada transportasi pipa 8

1.1.1 Cacat korosi yang khas pada pipa baja 10

1.2 Pelanggaran sifat pelindung lapisan isolasi 11

1.3 Agresivitas korosif tanah 15

1.4 Alasan terbentuknya unsur korosif pada permukaan luar pipa gas 19

1.4.1 Kondisi pembentukan unsur korosi makro pada permukaan luar pipa gas 19

1.4.2 Perubahan hambatan listrik tanah yang berdekatan dengan pipa ketika uap air berpindah pada lapisan tanah korosif 23

1.5 Pengaruh fluktuasi suhu dan suhu terhadap keadaan korosi pipa gas 31

1.6 Diagnostik pipa gas menggunakan alat dalam pipa. 32

1.7 Model untuk memprediksi proses korosi 34 Kesimpulan Bab 1 40

2. Penilaian pengaruh kelembaban dan suhu terhadap aktivitas korosif tanah di sekitar pipa gas 42

2.1 Pemodelan fisik dan pemilihan parameter kontrol. 42

2.2 Deskripsi Singkat pengaturan eksperimen. 45

2.3 Hasil percobaan dan pengaruh peningkatan aktivitas korosi tanah pada paparan suhu berdenyut 48

2.4 Studi pengaruh frekuensi fluktuasi suhu dan parameter termal terhadap aktivitas korosi tanah 58

2.5 Ketergantungan laju korosi pada suhu rata-rata dengan perpindahan panas yang tidak stabil 67

Kesimpulan Bab 2 70

3. Ramalan kondisi korosif pipa gas berdasarkan data deteksi cacat dalam pipa 71

3.1 Kriteria untuk menilai bahaya korosi. 71

3.2 Analisis keadaan korosi pada bagian pipa gas berdasarkan data deteksi cacat in-line 74

3.2.1 Karakteristik bagian pipa gas 74

3.2.2 Analisis hasil VTD. 75

3.3 Pembentukan dan laju perkembangan fokus korosi pada pipa dengan insulasi film. 80

3.4 Prediksi korosi terhadap cacat pada pipa berdiameter besar. 85

Kesimpulan pada bab.3. 100

4. Pengembangan metode pemeringkatan bagian pipa gas menurut tingkat bahayanya untuk dipindahkan untuk perbaikan 102

4.1. Metodologi untuk menentukan peringkat bagian pipa gas berdasarkan tingkat bahaya 101

4.1.1 VTD jaringan pipa gas jika diberi peringkat berdasarkan tingkat bahaya 101

4.1.2 Memperjelas indikator integral untuk menentukan bagian pipa gas yang akan diambil untuk diperbaiki. 103

4.2 Diagnostik komprehensif lapisan isolasi dan sarana ECP 104

4.2.1 Faktor bahaya kerusakan korosi pada pipa. 105

4.2.2 Contoh perhitungan indikator kompleks aktivitas korosi 106

4.3 Akuntansi fluktuasi suhu pada pipa gas berdiameter besar 107

4.4 Indikator integral total. 109

4.4.1 Contoh penghitungan indikator integral total. 110

4.5 Efisiensi pembangunan 113

Kesimpulan pada Bab 4. 115

Sastra 117

Pengantar karya

Relevansi pekerjaan

Total panjang pipa gas bawah tanah yang dioperasikan dalam sistem OJSC Gazprom adalah sekitar 164,7 ribu km. Bahan struktural utama untuk konstruksi pipa gas saat ini adalah baja, yang memiliki sifat kekuatan yang baik, tetapi ketahanan terhadap korosi rendah dalam kondisi tertentu lingkungan– tanah, yang jika terdapat uap air di ruang pori, merupakan lingkungan yang korosif.

Setelah 30 tahun atau lebih pengoperasian pipa gas utama, lapisan insulasi menjadi tua dan tidak lagi berfungsi sebagai pelindung, akibatnya kondisi korosif pipa gas bawah tanah memburuk secara signifikan.

Untuk menentukan keadaan korosi pada pipa gas utama, saat ini digunakan deteksi cacat in-line (IPT), yang secara akurat menentukan lokasi dan sifat kerusakan korosi, sehingga memungkinkan untuk memantau dan memprediksi pembentukan dan perkembangannya.

Kehadiran air tanah (elektrolit tanah) memainkan peran penting dalam perkembangan proses korosi, dan perlu dicatat bahwa laju korosi meningkat lebih besar bukan pada tanah yang terus-menerus disiram atau kering, tetapi pada tanah dengan kelembaban berkala.

Penelitian sebelumnya telah menetapkan hubungan antara perubahan suhu pipa gas dan fluktuasi kelembaban di lapisan tanah korosif. Namun, parameter kuantitatif pengaruh suhu berdenyut terhadap aktivasi proses korosi belum ditentukan.

Studi tentang agresivitas korosif tanah di sepanjang bagian pipa gas utama di bawah pengaruh termal berdenyut dan perkiraan keadaan korosi pipa relevan untuk industri transportasi gas.

Tujuan pekerjaan

Pengembangan dan peningkatan metode untuk menentukan keadaan korosi pada bagian pipa gas utama agar dapat dihilangkan tepat waktu untuk diperbaiki.

Tujuan utama:

1 Penentuan perubahan resistivitas listrik tanah di sekitar pipa gas utama dan analisis ciri-ciri proses korosi pada transportasi pipa.

2 Studi dalam kondisi laboratorium tentang pengaruh efek termal berdenyut dari gas yang dipompa dan kelembaban terhadap aktivitas korosif tanah di sekitar pipa gas bawah tanah.

3 Kajian pembentukan dan perkembangan cacat korosi pada pipa gas utama dan prakiraan keadaan korosinya berdasarkan data deteksi cacat dalam pipa.

4 Pengembangan metodologi untuk menentukan peringkat bagian-bagian pipa gas utama berdasarkan perkiraan keadaan korosinya untuk dipindahkan untuk diperbaiki.

Kebaruan ilmiah

1 Perubahan resistivitas listrik tanah ditentukan dan diplot tergantung pada kelembaban di sepanjang pipa gas bawah tanah berdiameter besar.

2 Fakta aktivasi proses korosi dengan perubahan suhu gas yang dipompa dibandingkan dengan pengaruh suhu stabil telah dibuktikan secara eksperimental, dan kisaran suhu di mana laju korosi maksimum berkembang di bawah pengaruh suhu (denyut) yang tidak stabil telah dibuktikan. bertekad.

3 Didefinisikan ketergantungan fungsional untuk memprediksi pembentukan dan perkembangan cacat korosi pada pipa gas utama.

Nilai praktis dari karya tersebut

Berdasarkan penelitian yang dilakukan, standar perusahaan RD 3-M-00154358-39-821-08 “Metodologi pemeringkatan pipa gas Gazprom Transgaz Ufa LLC berdasarkan hasil deteksi cacat dalam pipa untuk pemindahannya untuk diperbaiki” dikembangkan , yang menurutnya pemeringkatan bagian pipa gas utama antara unit katup dilakukan untuk menentukan urutan pelepasannya untuk perbaikan.

Metode penelitian

Permasalahan yang diajukan dalam pekerjaan diselesaikan dengan menggunakan teori kesamaan dengan memodelkan kondisi perpindahan panas dan massa pipa gas bawah tanah dengan tanah di sekitarnya.

Hasil kerja diagnostik diolah menggunakan metode kuadrat terkecil dengan analisis korelasi. Perhitungan dilakukan dengan menggunakan paket aplikasi StatGrapfics Plus 5.1.

Dikirim untuk pembelaan:

Hasil kajian perubahan resistivitas listrik tanah tergantung kelembaban di sepanjang pipa gas utama;

Hasil studi laboratorium efek termal berdenyut terhadap aktivasi proses korosi pada pipa baja;

Sebuah metode untuk menentukan peringkat bagian-bagian pipa gas utama untuk pemindahannya untuk perbaikan.

Publikasi

Hasil utama karya disertasi diterbitkan dalam 30 makalah ilmiah, empat artikel di antaranya diterbitkan di jurnal ilmiah peer-review terkemuka yang direkomendasikan oleh Komisi Pengesahan Tinggi Kementerian Pendidikan dan Ilmu Pengetahuan Federasi Rusia.

Struktur dan ruang lingkup pekerjaan

Kondisi terbentuknya unsur makrokorosi pada permukaan luar pipa gas

Penghancuran korosif logam terjadi pada permukaan luar pipa gas di tempat-tempat di mana lapisan insulasi rusak, meskipun terdapat proteksi katodik pada pipa gas. Seringkali fenomena ini diamati pada bagian awal pipa gas (10-20 km setelah keluar dari stasiun kompresor), dengan medan yang kasar, terbatas pada jurang, selokan, dan tempat-tempat dengan kelembaban berkala.

Analisis dan sintesis berbagai bahan menunjukkan bahwa aktivasi proses korosi dipengaruhi oleh perilaku air tanah di bawah pengaruh termal pipa gas, yang meningkat dengan pengaruh gabungan (atau kebetulan) dari setidaknya tiga faktor:

Perubahan pulsa pada suhu pipa gas;

Pelanggaran lapisan isolasi pipa gas;

Diameter pipa besar.

1. Perbedaan mendasar antara bagian awal dan bagian akhir (dengan tidak adanya atau stabilitas ekstraksi gas di sepanjang rute) adalah bahwa di bagian awal pipa gas fluktuasi atau perubahan suhu gas paling terasa. . Fluktuasi ini terjadi baik karena konsumsi gas yang tidak merata maupun karena ketidaksempurnaan sistem pendingin udara untuk gas yang disuplai ke pipa gas. Saat menggunakan perangkat pendingin udara, fluktuasi cuaca pada suhu udara menyebabkan fluktuasi serupa pada suhu gas dan ditransmisikan langsung melalui pandu gelombang ke bagian awal pipa gas (fenomena ini terutama terlihat pada 20...30 km pertama saluran gas. pipa).

Dalam eksperimen Ismagilov I.G. Tercatat gelombang suhu 5 0C, yang dibuat secara artifisial dengan mematikan gas pendingin udara di Polyanskaya CS, diteruskan ke stasiun CS berikutnya Moskovo dengan penurunan amplitudo menjadi 2 0C. Pada pipa minyak, di mana kecepatan alirannya jauh lebih rendah, fenomena ini tidak diamati karena inersia produk yang dipompa.

2. Jika lapisan insulasi rusak, elemen makrokorosi terbentuk pada permukaan luar pipa. Biasanya, hal ini terjadi di daerah dengan perubahan tajam dalam parameter lingkungan: ketahanan ohmik tanah dan lingkungan korosif (Gambar 1.3 dan Gambar 1.4).

3. Efek “Diameter besar”. Parameter geometris pipa panas sedemikian rupa sehingga suhu dan kelembaban tanah, dan karakteristik lainnya: resistansi ohmik tanah, sifat elektrolit tanah, potensi polarisasi, dll., berubah sepanjang perimeter. Kelembaban di sekeliling perimeter bervariasi dari 0,3% hingga 40% hingga jenuh sempurna. Ketahanan spesifik tanah berubah 10...100 kali lipat.

Gambar 1.4 – Model elemen korosi makro Penelitian menunjukkan bahwa suhu gas yang dipompa mempengaruhi polarisasi katodik pipa baja dalam larutan karbonat. Ketergantungan potensi arus anoda maksimum pada suhu adalah linier. Peningkatan suhu menyebabkan peningkatan arus disolusi dan menggeser rentang potensial arus anodik ke wilayah negatif. Peningkatan suhu tidak hanya menyebabkan perubahan laju proses elektrokimia, tetapi juga mengubah nilai pH larutan.

Dengan meningkatnya suhu larutan karbonat, potensi arus anodik maksimum yang terkait dengan pembentukan oksida, dengan peningkatan suhu sebesar 10 C, bergeser ke arah nilai-nilai negatif potensial pada 25 mV. Karena heterogenitas tanah, perubahan kelembaban dan aerasi, pemadatan yang tidak merata, gleying dan efek lainnya, serta cacat pada logam itu sendiri, timbul sejumlah besar unsur makrokorosif. Dalam hal ini, daerah anodik, yang memiliki potensi lebih positif, lebih rentan terhadap kerusakan korosi dibandingkan dengan daerah katoda, yang difasilitasi oleh efek termal berdenyut dari pipa gas pada proses migrasi dalam elektrolit tanah.

Proses osilasi suhu dan kelembaban di dalam tanah memicu korosi umum. Elemen makrokorosi yang terlokalisasi di permukaan berkembang sesuai dengan skenario SCC atau sebagai fokus korosi pitting. Kesamaan proses elektrokimia yang mengarah pada pembentukan lubang dan retakan korosi ditunjukkan dalam.

Proses termodinamika non-ekuilibriumlah yang terjadi lebih intensif dan dengan efek maksimal dari manifestasi ciri-ciri utama. Ketika efek suhu berdenyut diterapkan pada tanah, hampir secara serempak, parameter yang menentukan sifat korosifnya berubah. Karena proses ini terjadi di seluruh pengoperasian pipa gas di bawah pengaruh kuat parameter dominan, lokasi unsur makro menjadi cukup pasti, tetap dalam kaitannya dengan tanda geometris.

Seperti yang ditunjukkan pada pergerakan osilasi kelembaban tanah yang terus menerus, yang dapat dijelaskan melalui mekanisme pergerakan film termokapiler, terjadi di seluruh pengoperasian pipa gas.

Jadi, bahkan dengan adanya perlindungan katodik pada pipa gas, di tempat-tempat di mana lapisan isolasi pipa gas berdiameter besar rusak, karena distribusi kelembaban tanah yang tidak merata di sepanjang pipa, unsur-unsur makrokorosif pasti muncul, memprovokasi korosi tanah pada logam pipa.

Salah satu syarat penting terjadinya proses korosi adalah adanya ion-ion terdisosiasi dalam elektrolit tanah.

Faktor yang sebelumnya tidak diperhitungkan yang menentukan terjadinya proses non-ekuilibrium adalah pengaruh suhu gas pada dinding pipa dan perubahan kelembaban tanah yang berdekatan dengan pipa.

Hasil percobaan dan pengaruh peningkatan aktivitas korosi tanah di bawah pengaruh suhu berdenyut

Grafik kurva kinetik aktivitas proses korosi terhadap waktu. Berdasarkan representasi fisik dari proses (Gambar 1.9) dan menggunakan hukum kurva kinetik, ekstrapolasi hasil deteksi cacat sebaris berdasarkan cacat maksimum dan rata-rata yang diidentifikasi selama periode operasi yang berbeda. Namun hal ini tidak mungkin memungkinkan untuk memprediksi dinamika pertumbuhan kuantitatif cacat korosi.

Model yang disajikan menggambarkan proses korosi dalam situasi tertentu, tergantung pada kondisi tertentu, lingkungan kimia, suhu, baja dari berbagai tingkatan, tekanan, dll. Yang menarik adalah model yang menggambarkan proses korosi pada sistem serupa (pipa utama) dengan lapisan isolasi, beroperasi dalam kondisi serupa dengan pipa gas dan mencatat hasilnya juga berdasarkan diagnostik in-line. Misalnya, dalam metodologi untuk melakukan analisis faktor pada pipa minyak utama, terlepas dari diameter dan jenis lapisan insulasi, penulis mengusulkan model: di mana L adalah koefisien atenuasi dari proses korosi; H – kedalaman kerusakan korosi, mm; Tapi – ketebalan dinding pipa, mm; t – waktu pengoperasian, tahun.

Dari rumus 1.6 di atas terlihat jelas bahwa penulis menerima pernyataan bahwa pada awal pengoperasian pipa, korosi mempunyai pertumbuhan yang paling intensif, kemudian bersifat memudar akibat pasif. Derivasi dan pembenaran rumus (1.6) diberikan dalam karya ini.

Pernyataan bahwa proses korosi dimulai dengan dimulainya pengoperasian pipa cukup kontroversial, karena Lapisan insulasi baru memberikan perlindungan yang jauh lebih andal dibandingkan seiring berjalannya waktu, ketika insulasi menua dan kehilangan sifat pelindungnya.

Meskipun banyak penelitian, tidak satupun model yang diusulkan untuk memprediksi proses korosi memungkinkan kita untuk sepenuhnya memperhitungkan pengaruh suhu terhadap laju korosi, karena jangan memperhitungkan perubahan impulsnya selama pengoperasian.

Pernyataan ini memungkinkan kita untuk merumuskan tujuan penelitian: untuk membuktikan secara eksperimental bahwa kondisi suhu pipa gas yang tidak stabil adalah akar penyebab aktivasi proses korosi pada permukaan luar pipa gas.

1. Analisis sumber literatur dilakukan untuk mengungkap pengaruh temperatur gas terhadap keadaan korosi pipa gas:

1.1. Ciri-ciri proses korosi dalam transportasi pipa dipertimbangkan;

1.2 Peran aktivitas korosi tanah ketika lapisan insulasi kehilangan sifat pelindungnya telah ditentukan. 1.3. Kelayakan teknis deteksi cacat in-line untuk menilai cacat saluran pipa telah dipelajari.

1.4. Model peneliti lain untuk memprediksi proses korosi dipertimbangkan.

2. Penyebab terbentuknya elemen makrokorosi pada permukaan luar pipa diselidiki.

3. Telah terbukti bahwa ketika uap air berpindah pada lapisan tanah yang korosif, hambatan listrik tanah yang berdekatan dengan pipa berubah.

Analisis keadaan korosi pada suatu bagian pipa gas berdasarkan data deteksi cacat dalam pipa

Fakta bahwa pelembapan tanah secara berkala mempercepat proses korosi dibuktikan dengan praktik pengoperasian pipa gas.

Mempelajari fenomena ini, Ismagilov I.G. membuktikan bahwa pipa gas berdiameter besar merupakan sumber panas yang kuat yang memiliki efek suhu berdenyut pada tanah dan menyebabkan pergerakan osilasi uap air di lapisan tanah yang aktif secara korosif.

Namun, asumsinya bahwa efek suhu yang berdenyut meningkatkan aktivitas korosi lapisan tanah yang berdekatan dengan pipa memerlukan konfirmasi eksperimental.

Oleh karena itu, tujuan dari penelitian ini adalah untuk melakukan percobaan untuk mempelajari dan mengevaluasi aktivitas korosi tanah di bawah pengaruh suhu berdenyut.

Masalah mempelajari proses korosi biasanya diselesaikan secara eksperimental. Ada berbagai metode penilaian pengaruh korosi, termasuk uji korosi yang dipercepat.

Oleh karena itu, perlu untuk mensimulasikan kondisi pertukaran panas dan massa dengan tanah di sekitarnya, karakteristik bagian pipa gas yang melintasi jurang, di sepanjang dasar aliran mengalir, dan menentukan sejauh mana aktivitas korosif dari tanah tersebut. perubahan tanah di bawah pengaruh suhu dan kelembaban.

Pengaruh setiap faktor (suhu dan kelembapan denyut nadi) dapat dipelajari secara paling akurat dalam kondisi laboratorium, di mana parameter proses korosi ditetapkan dan dikontrol dengan presisi tinggi. Rezim suhu berdenyut dari pipa gas selama pertukaran panas kuasi-stasioner dimodelkan untuk pipa gas yang melewati wilayah Bashkortostan dan wilayah serupa. Menurut teori kesamaan, jika angka kesamaan yang mencirikan proses perpindahan panas adalah sama, tergantung pada kesamaan geometri, maka proses perpindahan panas dapat dianggap serupa.

Tanah yang digunakan dalam percobaan diambil dari jalur pipa gas Urengoy - Petrovsk, ruas Polyana - Moskovo, dari posisi jam 3, jam 12 dan jam 6 sepanjang keliling pipa gas. Sifat termofisika tanah yang digunakan dalam penelitian laboratorium sama dengan tanah di lapangan, karena sampel tanah diambil dari bagian korosif dari pipa gas yang beroperasi. Untuk tanah yang identik, persamaan bilangan Lykov Lu dan Kovner Kv untuk sifat dan model terpenuhi secara otomatis:

Jika persamaan tekanan suhu, identitas tanah dan tingkat kelembaban yang sama diamati, persamaan bilangan Kossovich Ko dan Postnov Pn terpenuhi.

Dengan demikian, tugas pemodelan kondisi perpindahan panas dan massa, dalam hal ini, direduksi menjadi pemilihan parameter instalasi yang memastikan kesetaraan bilangan Fourier Fo dan Kirpichev Ki untuk nyata dan model.

Jika bilangan Fourier Fo = ax/R sesuai dengan periode tahunan pengoperasian pipa dengan diameter 1,42 m, dan koefisien difusivitas termal a = a adalah sama, berdasarkan (2.5) kita memperoleh model:

Jadi, dengan diameter pipa uji 20 mm, periode tahunan pada pemasangan akan “lewat” dalam 1,7 jam.

Kondisi perpindahan panas dimodelkan menggunakan kriteria Kirpichev

Dengan kedalaman pipa gas terhadap sumbu pipa H0 = 1,7 m dan H0/Rtr = 2,36 (kedalaman relatif pipa gas pada ruas Polyana - Moskovo), berdasarkan persamaan (2.6), diperoleh model:

Untuk memodelkan “aliran”, perlu untuk menjaga kesetaraan bilangan Reynolds untuk dunia nyata dan model:

Karena zat cairnya sama, air, berdasarkan (2.12) dan dengan memperhatikan kesamaan geometri, kita memperoleh persamaan:

Perhitungan yang sesuai dengan mempertimbangkan (2.13) menunjukkan bahwa pasokan air yang mensimulasikan aliran pada instalasi ini harus berupa tetesan.

Karena selama percobaan perlu untuk mengubah suhu dinding pipa dalam batas perubahan aktualnya yaitu 30...40C, dan mengaturnya dengan mempertahankan mode pulsa, suhu ttr permukaan luar tabung baja - sampel St. dipilih sebagai parameter kontrol. 3.

Untuk menentukan sifat korosif relatif tanah di bawah pengaruh suhu berdenyut, dibandingkan dengan pengaruh suhu yang stabil, metode pengujian yang dipercepat dipilih, atas dasar itu sifat korosif tanah ditentukan oleh kehilangan berat sampel baja.

Mengklarifikasi indikator integral untuk menentukan bagian pipa gas yang akan diambil untuk perbaikan

Untuk menganalisis keadaan korosi dan mempelajari dinamika pertumbuhan cacat korosi pada pipa gas utama eksisting dengan diameter 1420 mm, hasil diagnosa kondisi teknisnya dipertimbangkan. Salah satu bidang diagnostik utama adalah VTD, yang saat ini merupakan metode paling efisien dan informatif untuk mendiagnosis jaringan pipa gas utama.

Tabel 3.1 memberikan kriteria umum untuk mengidentifikasi bagian pipa gas utama dengan bahaya korosi tinggi, meningkat dan sedang berdasarkan kedalaman korosi. Menurut area dengan bahaya korosi tinggi (HCH), termasuk area dengan laju korosi lebih dari 0,3 mm/tahun dan kedalaman lebih dari 15% ketebalan dinding pipa.

Kriteria penilaian kedalaman kerusakan korosi (sebagai persentase ketebalan dinding) diterapkan pada jaringan pipa dengan umur layanan mendekati 30% dari umur penyusutan (11 tahun atau lebih).

Kondisi yang diperlukan dan cukup untuk mengklasifikasikan setiap bagian pipa gas utama ke salah satu dari tiga tingkat bahaya korosi adalah memenuhi setidaknya satu dari tiga kriteria yang ditentukan.

Menurut zona peningkatan bahaya korosi, terdapat bagian pipa utama dengan diameter lebih dari 1000 mm di mana jenis lapisan pelindung yang diperkuat harus digunakan.

Berdasarkan hasil proyektil pendeteksi cacat, indikator integral keadaan korosi pada bagian pipa gas utama dinilai dengan kepadatan cacat korosi skd.

Indikator integral dari kepadatan cacat korosi tidak memperhitungkan ketidakrataan distribusinya sepanjang pipa gas dan hanya dapat digunakan untuk penilaian awal keadaan korosi pipa gas utama dengan indikasi wajib dari total panjang bagian (dalam km) yang dihitung.

Oleh karena itu, setelah menentukan indikator integral dari keadaan korosi pipa gas utama, analisis yang berbeda dari bagian-bagian pipa gas utama dilakukan sesuai dengan kedalaman dan intensitas kerusakan korosi:

Sifat distribusi cacat korosi sepanjang pipa gas dinilai;

Area VKO dan PKO (bahaya korosi) dibedakan;

Indikator intensitas kerusakan korosi pada bagian VKO dan PKO ditentukan;

Untuk seluruh bagian pipa gas yang terkontrol (dari ruang peluncuran ke ruang penerima proyektil detektor cacat), koefisien ketidakrataan kepadatan kerusakan korosi bn dihitung, yaitu sama dengan

perbandingan panjang total bagian yang tidak rusak akibat korosi dengan panjang total bagian yang mengalami kerusakan (rongga dan retakan) yang dicatat oleh detektor cacat in-line:

Derajat bahaya korosi (cakupan) lebih akurat dicerminkan oleh koefisien cacat pipa Kd.

Karena dimensi pipa diketahui, parameter linier dari bagian yang rusak juga ditentukan. Jika diketahui sejumlah pipa rusak, penggantiannya dapat direncanakan selama perombakan besar-besaran (isolasi ulang) lokasi. Dalam pengangkutan pipa minyak, misalnya di JSC "TRANSNEFT" untuk menentukan keadaan korosi pada bagian pipa, mereka menggunakan "Metodologi untuk melakukan analisis faktor kerusakan korosi jaringan pipa minyak utama menurut diagnosa in-line dan pengembangan rekomendasi untuk pencegahannya,” yang juga didasarkan pada ketentuan perubahan laju perkembangan kerusakan korosi dari waktu ke waktu. Analisis faktor didasarkan pada metode membagi sistem pipa minyak utama menjadi beberapa bagian (cluster), dimana faktor utama yang menentukan perkembangan kerusakan korosi tetap konstan, dan kinetika perkembangan kerusakan korosi dari waktu ke waktu dijelaskan dengan regresi. persamaan - ketergantungan karakteristik. Berdasarkan ketergantungan karakteristik yang diperoleh, kedalaman kerusakan korosi diperkirakan untuk kasus inspeksi tunggal dan berulang pada bagian pipa dengan instrumen in-line.

Untuk menganalisis keadaan korosi, bagian paralel (1843 – 1914 km) dari pipa gas Urengoy-Petrovsk dan Urengoy-Novopskov, yang terletak di pintu keluar dari Polyanskaya CS, “bagian panas”, terkena efek korosi aktif dan jangka panjang , dipertimbangkan.

Ini berpotensi menjadi area paling berbahaya dalam skala Gazprom Transgaz Ufa LLC, dimana dari tahun 1998 hingga 2003 6 kecelakaan terjadi di lokasi tersebut karena SCC (5 kecelakaan pada pipa gas Urengoy-Petrovsk, 1 kecelakaan pada pipa gas Urengoy-Novopskov ). Setelah empat kecelakaan pada tahun 1998, inspeksi dilakukan di lubang panjang di dua belas bagian pipa gas Urengoy-Petrovsk (1844-1857 km), yang terletak di jurang dan selokan. Pemeriksaan menunjukkan 744 lesi CC, termasuk yang kedalamannya mencapai 7,5 mm. Untuk menghilangkan sumber SCC, pipa sepanjang 700 m diganti. Pekerjaan serupa dilakukan pada tahun 2000 pada pipa gas Urengoy-Novopskov, dan 204 pusat SCC diidentifikasi.

Area dengan cacat korosi tegangan tidak diklasifikasikan dalam literatur peraturan ke dalam kriteria kategori bahaya korosi tinggi atau meningkat. Namun mengingat hal tersebut di atas, maka bagian koridor pipa gas 1843-1914 km ditinjau dari komposisi tanahnya dapat tergolong korosif.

Meskipun tindakan telah diambil, pada tahun 2003, pada pipa gas Urengoy-Petrovsk, di bagian yang dipertimbangkan, 2 kecelakaan lagi terjadi karena SCC. Sejak tahun 2003, diagnosa kondisi teknis di industri transportasi gas mulai dilakukan dengan menggunakan proyektil generasi baru dari NPO Spetsneftegaz, yang pada deteksi cacat in-line pertama, mengungkapkan 22 area dengan cacat SCC, sedangkan kedalaman maksimum retakan individu mencapai setengah ketebalan dinding pipa. Menurut “Aturan Pengoperasian Pipa Gas Utama”, deteksi cacat dalam pipa direkomendasikan untuk dilakukan rata-rata setiap 5 tahun sekali. Namun, diberikan keadaan khusus(kecelakaan akibat SCC, sejumlah besar area yang teridentifikasi dengan cacat SCC), Gazprom Transgaz Ufa LLC untuk memantau dan mencegah perkembangan cacat korosi-tekanan, dalam waktu singkat sejak tahun 2003. pada tahun 2005, melakukan pengujian cacat in-line yang kedua.

B. DI DALAM. Koshkin, DI DALAM. N. Shcherbakov, DI DALAM. kamu. Vasiliev, GOUVPO "Moskow negara Institut Baja Dan Paduan (teknologi Universitas) » ,

Perusahaan Kesatuan Negara "Mosgorteplo"

Metode elektrokimia untuk menilai, memantau, mendiagnosis, memprediksi perilaku korosi dan menentukan laju korosi, yang telah dikembangkan dengan baik secara teoritis sejak lama dan banyak digunakan dalam kondisi laboratorium, mulai digunakan untuk menilai keadaan korosi dalam kondisi operasional. hanya dalam 5-10 tahun terakhir.

Ciri khas metode penilaian elektrokimia adalah kemampuannya untuk menentukan keadaan korosi (termasuk secara kontinyu) secara real time dengan respons simultan dari material dan lingkungan korosif.

Metode yang paling banyak digunakan untuk menilai keadaan korosi dalam kondisi operasi adalah metode ketahanan polarisasi (galvano dan potensiostatik), resistometri dan impedansi. Dua yang pertama telah menerima penerapan praktis. Metode pengukuran galvanostatik digunakan pada instrumen portabel portabel, sedangkan metode potensiostatik digunakan terutama dalam penelitian laboratorium karena peralatan yang lebih kompleks dan mahal.

Metode ketahanan polarisasi didasarkan pada pengukuran laju korosi dengan menentukan arus korosi.

Instrumen asing yang ada untuk mengukur laju korosi terutama didasarkan pada prinsip ketahanan polarisasi dan dapat menentukan laju korosi dengan tingkat akurasi yang cukup hanya dalam kondisi benda yang diukur benar-benar terendam dalam lingkungan korosif, yaitu. aktivitas korosif lingkungan secara praktis ditentukan. Skema pengukuran ini diterapkan pada instrumen luar negeri untuk menilai laju korosi (instrumen dari ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna, dll). Perangkatnya cukup mahal dan tidak disesuaikan dengan kondisi Rusia. Pengukur korosi domestik menentukan agresivitas lingkungan terlepas dari baja sebenarnya yang digunakan untuk membuat pipa, dan oleh karena itu tidak dapat menentukan ketahanan korosi pipa dalam kondisi pengoperasian.

Dalam hal ini, MISiS mengembangkan pengukur korosi yang dirancang untuk menentukan laju korosi pada pipa jaringan pemanas yang terbuat dari baja bekas.

Pengukur korosi berukuran kecil “KM-MISiS” (Gbr. 1) dikembangkan berdasarkan elemen modern berdasarkan mikrovoltmeter digital presisi dengan resistansi nol. Pengukur korosi dirancang untuk mengukur laju korosi menggunakan metode ketahanan polarisasi dengan kompensasi IR tanpa arus. Perangkat ini memiliki antarmuka kontrol yang sederhana dan intuitif serta input/output informasi pada layar kristal cair.

Program pengukur korosi menyediakan kemampuan untuk memasukkan parameter yang memungkinkan Anda mengevaluasi laju korosi berbagai tingkatan baja dan menyetel angka nol. Parameter ini diatur selama pembuatan dan kalibrasi meteran korosi. Pengukur korosi menunjukkan nilai terukur dari laju korosi dan nilai beda potensial saat ini “E 2 - E1» untuk mengontrol parameter.

Parameter utama pengukur korosi sesuai dengan Sistem Terpadu Perlindungan Korosi dan Penuaan (USZKS).

Pengukur korosi KM-MISiS dirancang untuk menentukan laju korosi dengan metode ketahanan polarisasi pada media penghantar elektrolitik dan dapat digunakan untuk menentukan laju korosi bagian dan peralatan logam di sektor energi, industri kimia dan petrokimia, konstruksi, teknik mesin. , perlindungan lingkungan, dan untuk kebutuhan pendidikan.

Pengalamanoperasi

Pengukur korosi lulus uji coba dalam kondisi pengoperasian jaringan pemanas di Moskow.

Pengujian pada Leninsky Prospekt dilakukan pada bulan Agustus - November 2003 pada sirkuit jaringan pemanas pertama dan kedua (pelanggan 86/80). Pada bagian ini, nozel dilas ke sirkuit pertama dan kedua dari pipa jaringan pemanas, di mana sensor (elektroda kerja) dipasang dan pengukuran harian laju korosi dan parameter elektrokimia dilakukan menggunakan prototipe pengukur korosi. Pengukuran dilakukan di bagian dalam pipa dengan pencatatan parameter cairan pendingin. Parameter utama cairan pendingin diberikan pada Tabel 1.

Untuk pengukuran dengan durasi berbeda dari 5 hingga 45 menit. mencatat parameter utama keadaan korosi pada pipa jaringan pemanas selama pengujian jangka panjang. Hasil pengukuran ditunjukkan pada Gambar. 2 dan 3. Sebagai berikut dari hasil pengujian, nilai awal laju korosi berkorelasi baik dengan pengujian jangka panjang baik pada pengujian pada rangkaian pertama maupun kedua. kecepatan rata-rata korosi pada rangkaian pertama sekitar 0,025 - 0,05 mm/tahun, pada rangkaian kedua sekitar 0,25 - 0,35 mm/tahun. Hasil yang diperoleh mengkonfirmasi data eksperimental dan literatur yang ada tentang ketahanan korosi pada pipa jaringan pemanas yang terbuat dari karbon dan baja paduan rendah. Lagi nilai yang tepat dapat diperoleh dengan menentukan mutu baja dari pipa yang digunakan. Pemeriksaan keadaan korosi jaringan pemanas dilakukan di bagian jalan raya Entuziastov - jalan Sayanskaya. Bagian pipa pemanas di area ini (No. 2208/01 - 2208/03) sering rusak, jaringan pipa di area ini
Tumpukannya diletakkan pada tahun 1999 - 2001. Saluran utama pemanas terdiri dari ulir maju dan mundur. Suhu saluran langsung pemanas utama sekitar 80-120 °C pada tekanan 6 atm, suhu kembali sekitar 30-60 °C. Pada periode musim semi-musim gugur, pipa pemanas sering tergenang air tanah (dekat kolam Terletsky) dan/atau limbah. Sifat instalasi induk pemanas di kawasan ini adalah saluran, pada talang beton berpenutup, dan kedalaman pemasangan sekitar 1,5-2 m.Kebocoran pertama pada saluran pemanas diketahui pada musim semi tahun 2003, gagal dan rusak. diganti pada bulan Agustus - September 2003. Selama pemeriksaan, saluran utama pemanas tergenang sekitar 1/3 - 2/3 diameter pipa dengan air tanah atau limpasan. Pipa utama pemanas diisolasi dengan fiberglass.

Nomor Plot 2208/01 - 22008/02. Saluran utama pemanas dipasang pada tahun 1999, pipa-pipa dilas, jahitan memanjang, dengan diameter 159 mm, mungkin terbuat dari st. 20. Pipa memiliki lapisan insulasi panas yang terbuat dari pernis Kuzbass, wol mineral dan glassine (bahan atap atau fiberglass). Pada area ini Terdapat 11 zona rusak yang mengalami lesi korosi, terutama di zona banjir kanal. Kepadatan lesi korosi sepanjang ulir lurus adalah 0,62 m-1, sebaliknya -0,04 m-1. Keluar dari layanan pada Agustus 2003.

Nomor Plot 2208/02 - 2208/03. Diletakkan pada tahun 2001. Korosi yang dominan pada garis lurus saluran utama pemanas. Panjang total bagian pipa rusak yang akan diganti adalah 82 m, kepadatan kerusakan korosi pada garis lurus adalah 0,54 m -1 . Menurut Perusahaan Kesatuan Negara Mosgorteplo, pipa tersebut terbuat dari baja 10HSND.

Bagian No. 2208/03 - stasiun pemanas sentral. Diletakkan pada tahun 2000, pipa mulus, mungkin dari Art. 20. Kepadatan kerusakan korosi pada ulir depan adalah -0,13 m-1, pada ulir balik -0,04 m-1. Kepadatan rata-rata lesi korosi tembus (seperti korosi lubang terdelokalisasi) pada permukaan luar pipa garis lurus adalah 0,18 - 0,32 m -1. Sampel pipa yang dipotong tidak memiliki lapisan di bagian luar. Sifat kerusakan korosi di luar pipa sampel - terutama korosi umum dengan adanya lesi tembus seperti korosi lubang, berbentuk kerucut dengan ukuran sekitar 10-20 cm dari permukaan luar, berubah menjadi lesi tembus dengan diameter sekitar 2-7 mm. Ada sedikit korosi umum di bagian dalam pipa, kondisi memuaskan. Hasil penentuan komposisi sampel pipa disajikan pada Tabel 2.

Dari segi komposisi, bahan sampel pipa sesuai dengan baja tipe “D” (atau KhGSA).

Karena beberapa pipa berada dalam saluran di dalam air, laju korosi pada bagian luar pipa dapat diperkirakan. Laju korosi dinilai di titik keluar lapisan saluran, di air tanah di sekitar pipa, dan di tempat dengan aliran air tanah tercepat. Suhu air tanah adalah 40 - 60 °C.

Hasil pengukuran diberikan dalam tabel. 3-4, dimana data yang diperoleh di perairan tenang disorot dengan warna merah.

Hasil pengukuran menunjukkan bahwa laju korosi umum dan lokal meningkat bervariasi dari waktu ke waktu, yang paling menonjol pada korosi lokal di air tenang. Laju korosi umum cenderung meningkat pada arus; di air tenang laju korosi lokal meningkat.

Data yang diperoleh memungkinkan untuk menentukan laju korosi pada pipa jaringan pemanas dan memprediksi perilaku korosinya. Laju korosi jaringan pipa di daerah ini > 0,6 mm/tahun. Masa pakai maksimum pipa dalam kondisi ini tidak lebih dari 5-7 tahun dengan perbaikan berkala di tempat-tempat yang mengalami kerusakan korosi lokal. Prakiraan yang lebih akurat dapat dilakukan dengan pemantauan korosi terus menerus dan dengan akumulasi data statistik.

Analisisoperasionalkerusakan korosiT

  • 1. Konsep dasar dan indikator keandalan (kehandalan, keandalan, rawatan, daya tahan, dll). Ciri.
  • 2. Hubungan antara kualitas dan keandalan mesin dan mekanisme. Kemungkinan kombinasi optimal antara kualitas dan keandalan.
  • 3. Metode penentuan nilai kuantitatif indikator reliabilitas (perhitungan, eksperimental, operasional, dll). Jenis uji reliabilitas.
  • 4. Cara meningkatkan keandalan fasilitas teknis pada tahap desain, selama produksi dan operasi.
  • 5. Klasifikasi kegagalan berdasarkan tingkat kekritisannya (berdasarkan tingkat keparahan konsekuensinya). Ciri.
  • 7. Faktor destruktif utama yang bekerja pada objek selama pengoperasian. Jenis energi yang mempengaruhi keandalan, kinerja dan daya tahan mesin dan mekanisme. Ciri.
  • 8. Pengaruh kerusakan fisik dan moral terhadap keterbatasan fasilitas angkutan pipa. Cara untuk memperpanjang periode pengoperasian suatu struktur yang dapat diservis.
  • 9. Jenis kerusakan yang dapat diterima dan tidak dapat diterima pada suku cadang dan sambungan.
  • 10. Skema hilangnya kinerja suatu objek atau sistem. Ciri-ciri keadaan batas suatu benda.
  • 11. Kegagalan bersifat fungsional dan parametrik, potensial dan aktual. Ciri. Kondisi dimana kegagalan dapat dicegah atau ditunda.
  • 13. Tipe dasar struktur sistem yang kompleks. Fitur analisis keandalan sistem yang kompleks menggunakan contoh pipa utama dan stasiun pompa.
  • 14. Metode untuk menghitung keandalan sistem yang kompleks berdasarkan keandalan elemen individu.
  • 15. Redundansi sebagai cara untuk meningkatkan keandalan sistem yang kompleks. Jenis cadangan: dibongkar, dimuat. Redundansi sistem: umum dan terpisah.
  • 16. Prinsip redundansi sebagai cara untuk meningkatkan keandalan sistem yang kompleks.
  • 17. Indikator keandalan: waktu pengoperasian, umur teknis dan jenisnya, kegagalan, masa pakai dan indikator probabilistiknya, pengoperasian, kemudahan servis.
  • 19. Keandalan dan kualitas sebagai kategori teknis dan ekonomi. Memilih tingkat keandalan atau sumber daya yang optimal pada tahap desain.
  • 20. Konsep “kegagalan” dan perbedaannya dengan “kerusakan”. Klasifikasi kegagalan menurut waktu terjadinya (struktural, produksi, operasional).
  • 22. Pembagian MT menjadi wilayah operasional. Perlindungan jaringan pipa dari kelebihan tekanan.
  • 23. Penyebab dan mekanisme korosi pipa. Faktor-faktor yang berkontribusi terhadap perkembangan korosi benda.
  • 24. Kerusakan akibat korosi pada pipa utama (mt). Jenis kerusakan korosi pada pipa mt. Pengaruh proses korosi terhadap perubahan sifat logam.
  • 25. Lapisan pelindung untuk saluran pipa. Persyaratan untuk mereka.
  • 26. Elektro-kimia. Perlindungan pipa dari korosi, jenisnya.
  • 27. Memperbaiki jaringan pipa pada tanda desain sebagai cara untuk meningkatkan keandalannya. Metode perlindungan bank di penyeberangan bawah air.
  • 28. Pencegahan jaringan pipa terapung. Metode untuk mengamankan jaringan pipa pada tanda desain di bagian rute yang tergenang air.
  • 29. Penerapan sistem otomasi dan telemekanisasi proses teknologi untuk memastikan pengoperasian mesin yang andal dan stabil.
  • 30. Karakteristik kondisi teknis bagian linier mt. Cacat pipa yang tersembunyi pada saat commissioning dan jenisnya.
  • 31. Kegagalan katup penutup dan kontrol mt. Penyebab dan konsekuensinya.
  • 32. Kegagalan peralatan mekanik dan teknologi PS serta penyebabnya. Sifat kegagalan pompa utama.
  • 33. Analisis kerusakan peralatan listrik utama stasiun.
  • 34. Apa yang menentukan daya dukung dan kekencangan tangki. Pengaruh cacat tersembunyi, penyimpangan dari desain, kondisi pengoperasian terhadap kondisi teknis dan keandalan tangki.
  • 35. Penerapan sistem pemeliharaan dan perbaikan (TOR) selama pengoperasian mt. Tugas yang diberikan ke sistem torus. Parameter didiagnosis ketika memantau kondisi teknis benda metalurgi.
  • 36. Diagnostik objek MT, sebagai syarat untuk memastikan keandalannya. Pemantauan kondisi dinding pipa dan fitting menggunakan metode pengujian destruktif. Pengujian saluran pipa.
  • 37. Pemantauan kondisi dinding pipa dengan menggunakan metode pengujian non destruktif. Perangkat diagnostik: bergerak sendiri dan digerakkan oleh aliran cairan yang dipompa.
  • 38. Diagnostik keadaan tegangan-regangan pada bagian linier pipa.
  • 39, 40, 41, 42. Diagnosis kebocoran cairan dari pipa. Metode diagnosis kebocoran kecil di MNP dan MNPP.
  • 1. Visual
  • 2. Metode pengurangan tekanan
  • 3. Metode gelombang kejut negatif
  • 4. Metode perbandingan biaya
  • 5. Metode keseimbangan linier
  • 6. Metode radioaktif
  • 7. Metode emisi akustik
  • 8. Metode analisis gas laser
  • 9. Metode ultrasonik (probe)
  • 43. Metode pemantauan kondisi lapisan insulasi pipa. Faktor-faktor yang menyebabkan rusaknya lapisan isolasi.
  • 44. Diagnostik kondisi teknis tangki. Kontrol visual.
  • 45. Penentuan cacat tersembunyi pada logam dan las tangki.
  • 46. ​​​​Memantau keadaan korosi tangki.
  • 47. Penentuan sifat mekanik logam dan sambungan las tangki.
  • 48. Pengendalian bentuk geometris dan penurunan dasar tangki.
  • 49. Diagnostik kondisi teknis unit pompa.
  • 50. Pemeliharaan preventif kendaraan bermotor, sebagai cara untuk meningkatkan keandalan dalam pengoperasiannya. Strategi untuk kedua perbaikan tersebut.
  • 51. Sistem pemeliharaan preventif terjadwal (PPM) dan dampaknya terhadap keandalan dan ketahanan mt. Jenis perbaikan.
  • 52. Daftar kegiatan yang termasuk dalam sistem PPR sistem perpipaan.
  • 53. Kekurangan sistem pemeliharaan produksi dan arah utama perbaikannya.
  • 54. Perombakan bagian linier MT, tahapan utamanya. Jenis perbaikan besar pipa minyak.
  • 55. Urutan dan isi pekerjaan pada perbaikan pipa dengan mengangkat dan meletakkannya di atas alas dalam parit.
  • 56. Gunung kecelakaan, klasifikasinya dan organisasi respon kecelakaan.
  • 57. Penyebab kecelakaan dan jenis cacat pada tambang.
  • 58. Teknologi pekerjaan restorasi darurat jaringan pipa.
  • 59. Metode penyegelan pipa. Persyaratan untuk perangkat penyegelan.
  • 60. Metode penyegelan pipa melalui “jendela”.

  • Ketebalan lembaran tali busur atas, mulai dari tali keempat, diperiksa sepanjang generatrix sepanjang tangga poros sepanjang ketinggian sabuk (bawah, tengah, atas). Ketebalan tiga sabuk terbawah diperiksa menggunakan empat generatrik yang berlawanan secara diametral. Ketebalan pipa yang ditempatkan pada lembaran sabuk pertama diukur di bagian bawah, setidaknya pada dua titik.

    Ketebalan lembaran bagian bawah dan atap diukur dalam dua arah yang saling tegak lurus. Jumlah pengukuran pada setiap lembar minimal harus dua. Di tempat-tempat di mana terjadi kerusakan korosi pada lembaran atap, lubang berukuran 500x500 mm dipotong dan penampang elemen struktur pendukung diukur. Ketebalan ponton dan lembaran atap terapung diukur pada karpet, serta pada pengaku eksternal, internal dan radial.

    Hasil pengukuran dirata-ratakan. Ketika ketebalan lembaran berubah di beberapa titik, nilai rata-rata aritmatika diambil sebagai nilai sebenarnya. Pengukuran yang memberikan hasil yang berbeda dari nilai rata-rata aritmatika lebih dari 10% dalam arah yang lebih kecil juga ditunjukkan. Saat mengukur ketebalan beberapa lembar dalam satu sabuk atau elemen tangki lainnya, ketebalan minimum yang diukur dari satu lembar diambil sebagai ketebalan sebenarnya.

    Hasil pengukuran dibandingkan dengan ketebalan maksimum yang diperbolehkan pada dinding, atap, struktur penahan beban, dan ponton.

    Keausan maksimum yang diizinkan pada lembaran atap dan bagian bawah tangki tidak boleh melebihi 50%, dan tepi bagian bawah - 30% dari nilai desain. Untuk struktur atap penahan beban (rangka, balok), keausan tidak boleh melebihi 30% dari nilai desain, dan untuk lembaran ponton (atap terapung) - 50% di bagian tengah dan 30% untuk kotak.

    47. Penentuan sifat mekanik logam dan sambungan las tangki.

    Untuk menentukan kapasitas menahan beban aktual dan kesesuaian tangki untuk pengoperasian lebih lanjut, sangat penting untuk mengetahui sifat mekanik logam dasar dan sambungan las.

    Uji mekanis dilakukan dalam kasus di mana tidak ada data tentang sifat mekanik awal logam dasar dan sambungan las, jika terjadi korosi yang signifikan, ketika retakan muncul, serta dalam semua kasus lain ketika ada kecurigaan kerusakan pada logam tersebut. sifat mekanik, kelelahan akibat pengaruh beban variabel dan bolak-balik, panas berlebih, beban terlalu tinggi.

    Uji mekanis logam tidak mulia dilakukan sesuai dengan persyaratan gost 1497-73 dan gost 9454-78. Hal ini mencakup penentuan kekuatan tarik dan kekuatan luluh, pemanjangan dan kekuatan impak. Selama pengujian mekanis sambungan las (menurut GOST 6996-66), uji kekuatan tarik, tekuk statis, dan kekuatan benturan dilakukan.

    Dalam kasus di mana perlu untuk menentukan penyebab penurunan sifat mekanik logam dan sambungan las, munculnya retakan pada berbagai elemen tangki, serta sifat dan tingkat kerusakan korosi yang terletak di dalam logam, studi metalografi sedang dilaksanakan.

    Untuk pengujian mekanis dan studi metalografi, logam dasar dengan diameter 300 mm dipotong di salah satu dari empat tali bagian bawah dinding tangki.

    Dalam proses studi metalografi, komposisi fasa dan ukuran butir, sifat perlakuan panas, keberadaan inklusi non-logam dan sifat penghancuran korosi (adanya korosi antarkristalin) ditentukan.

    Jika paspor tangki tidak berisi data tentang tingkat logam dari mana tangki itu dibuat, analisis kimia digunakan. Untuk menentukan komposisi kimia logam, digunakan sampel yang dipotong untuk pengujian mekanis.

    Sifat mekanik dan komposisi kimia logam dasar dan sambungan las harus memenuhi petunjuk desain, serta persyaratan standar dan spesifikasi teknis.

Goncharov, Alexander Alekseevich

Gelar akademis:

Kandidat Ilmu Teknik

Tempat pembelaan tesis:

Orenburg

Kode khusus HAC:

Spesialisasi:

Ketahanan bahan kimia dan perlindungan korosi

Jumlah halaman:

Bab 1. Analisis kondisi operasi dan kondisi teknis stasiun dan peralatan trafo di ONGCF.

1.1 Kondisi pengoperasian struktur logam.

1.2. Memastikan sifat operasional fasilitas OGKM.

1.3. Keadaan korosi TP dan peralatan OGKM.

1.3.1. Korosi pipa dan TP.

1.3.2 Korosi pada komunikasi dan peralatan instalasi pengolahan gas.

1.3.3 Keadaan korosi pada peralatan OGPP.

1.4. Metode untuk menentukan umur sisa.

Bab 2. Analisis penyebab kerusakan peralatan dan jaringan pipa OOGCF.

2.1. Peralatan lapangan dan jaringan pipa.

2.2. Menghubungkan pipa.

2.3. Peralatan dan jaringan pipa OGPP.

2.4. Pipa gas yang dimurnikan.

Kesimpulan pada Bab 2.

Bab 3. Penentuan karakteristik keandalan dan prediksi cacat peralatan dan proses teknologi di OOGKM.

3.1 Analisis kegagalan peralatan dan proses.

3.2 Penentuan karakteristik keandalan struktur logam.

3.3 Pemodelan kerusakan korosi TP berdasarkan hasil pengujian ultrasonik in-line.

3.4 Prediksi cacat pipa.

Kesimpulan pada Bab 3.

Bab 4. Metode untuk menilai sisa umur peralatan dan proses teknologi.

4.1. Estimasi masa pakai struktur berdasarkan perubahan ketahanan baja SR.

4.2. Fitur penilaian kinerja struktur dengan stratifikasi hidrogen.

4.3 Penentuan sisa umur peralatan dan

TP dengan permukaan yang rusak.

4.3.1 Parameter distribusi kedalaman kerusakan korosi.

4.3.2 Kriteria keadaan batas struktur yang mengalami kerusakan permukaan.

4.3.3. Memprediksi sisa umur TP.

4.4 Metodologi untuk mendiagnosis peralatan dan jaringan pipa.

Kesimpulan pada Bab 4.

Pengenalan disertasi (bagian dari abstrak) Dengan topik "Keadaan korosi dan daya tahan peralatan dan jaringan pipa di ladang minyak dan gas yang mengandung hidrogen sulfida"

Kehadiran hidrogen sulfida dalam minyak dan gas memerlukan penggunaan baja dengan kadar tertentu dan teknologi khusus untuk pekerjaan pengelasan dan instalasi (W&E) ketika mengembangkan ladang ini, dan ketika mengoperasikan peralatan dan saluran pipa (TP), seperangkat diagnostik dan anti- tindakan korosi diperlukan. Selain korosi umum dan korosi pitting pada struktur yang dilas, hidrogen sulfida menyebabkan retak hidrogen sulfida (HS) dan stratifikasi hidrogen (HS) pada peralatan dan saluran pipa.

Pengoperasian struktur logam di ladang minyak dan gas yang mengandung hidrogen sulfida dikaitkan dengan penerapan pemantauan multifaset terhadap keadaan korosi peralatan dan pipa, serta dengan sejumlah besar pekerjaan perbaikan: penghapusan situasi darurat; menghubungkan sumur dan jaringan pipa baru ke sumur dan pipa yang sudah ada; penggantian perangkat, katup penutup, bagian pipa yang rusak, dll.

Jaringan pipa dan peralatan ladang minyak, gas, dan kondensat Orenburg (ONGKM) saat ini telah mencapai umur standar desain. Diperkirakan akan terjadi penurunan keandalan struktur logam ini selama pengoperasian karena akumulasi kerusakan internal dan eksternal. Masalah diagnosis peralatan TP dan OOGCF serta penilaian potensi bahaya kerusakan selama periode waktu ini belum cukup dipelajari.

Sehubungan dengan hal tersebut di atas, penelitian yang berkaitan dengan mengidentifikasi penyebab utama kerusakan struktur logam ladang kondensat minyak dan gas yang mengandung hidrogen sulfida, mengembangkan metode untuk mendiagnosis jaringan pipa dan peralatan serta menilai umur sisa adalah relevan.

Pekerjaan tersebut dilakukan sesuai dengan arah prioritas pengembangan ilmu pengetahuan dan teknologi (2728p-p8 tanggal 21 Juli 1996) “Teknologi untuk menjamin keamanan produk, produksi dan fasilitas” dan Keputusan Pemerintah Rusia No. 1369 tanggal November 16 Tahun 1996 tentang Pelaksanaan Tahun 1997-2000 g.g. diagnostik TP dalam pipa di wilayah wilayah Ural dan wilayah Tyumen.

1. Analisis kondisi operasi dan kondisi teknis gardu trafo dan peralatan OGKM

Kesimpulan disertasi pada topik "Ketahanan bahan kimia dan perlindungan korosi", Goncharov, Alexander Alekseevich

Kesimpulan utama

1. Penyebab utama kerusakan gardu dan peralatan transformator selama 20 tahun pengoperasian OOGCF diidentifikasi: pipa dan kopling pipa dapat mengalami korosi lubang dan SR, peralatan pohon Natal - SR; VR terjadi di unit CGTU setelah 10 tahun beroperasi; bagian perangkat gagal karena korosi lubang; sambungan las TP yang rusak dikenakan SR, pada logam TP setelah 15 tahun beroperasi, SR terjadi; katup penutup dan katup kontrol kehilangan kekencangannya karena penggetasan elemen penyegel; Perangkat OGPP dapat mengalami korosi lubang, terdapat kegagalan perangkat karena VR dan SR; peralatan pertukaran panas gagal karena tersumbatnya ruang antar tabung dengan endapan garam dan melalui korosi lubang pada logam; kegagalan pompa disebabkan oleh rusaknya bantalan, dan kegagalan kompresor piston disebabkan oleh rusaknya batang dan pin piston; Kebanyakan kegagalan trafo gas murni terjadi karena cacat pada sambungan las.

2. Basis data otomatis dibuat yang berisi lebih dari 1.450 kegagalan TP dan peralatan dan memungkinkan untuk mengidentifikasi pola distribusi waktu kegagalan struktural yang disebabkan oleh alasan yang sama: jumlah kegagalan akibat korosi lubang, kerusakan mekanis, kehilangan keketatan dan tekanan darah meningkat seiring dengan bertambahnya umur layanan; dan jumlah kegagalan akibat SR mencapai maksimum pada lima tahun pertama beroperasinya OOGCF, kemudian menurun dan hampir tetap pada level yang sama.

3. Telah ditetapkan bahwa rata-rata waktu operasi bebas kegagalan dari perangkat instalasi pengolahan gas dan instalasi pengolahan gas yang gagal melebihi 1,3-1,4 kali lipat dari proyek yang direncanakan, yaitu 10-2 tahun. Rata-rata tingkat kegagalan TP ONGKM

3 1 komponen 1,3-10 "tahun" berada dalam batas karakteristik nilai tingkat kegagalan pipa gas dan pipa kondensat. Intensitas sedang

3 1 kegagalan pipa adalah 1,8-10 "tahun". Tingkat kegagalan rata-rata perangkat OGPP adalah 5-10"4 tahun"1, yang mendekati indikator pembangkit listrik tenaga nuklir (4 T0"4 tahun"). Tingkat kegagalan rata-rata perangkat CGTP

168 sama dengan 13-10"4 tahun"1 dan 2,6 kali lebih tinggi dari karakteristik perangkat OGPP ini, yang terutama disebabkan oleh penggantian perangkat UKPG yang memiliki stratifikasi hidrogen non-melalui.

4. Ketergantungan jumlah cacat pada mode operasi gardu transformator ditetapkan dan model regresi dibangun untuk memprediksi pembentukan lesi korosi pada permukaan bagian dalam gardu transformator. Memodelkan keadaan korosi TP berdasarkan hasil deteksi cacat in-line memungkinkan kita menentukan yang paling ekonomis dan mode aman pengoperasian TP.

5. Metode penilaian yang telah dikembangkan:

Sisa umur peralatan dan proses teknologi untuk perubahan ketahanan logam terhadap retak hidrogen sulfida;

Kinerja struktur di mana stratifikasi hidrogen terdeteksi, harus dipantau secara berkala;

Kriteria batas keadaan struktur cangkang dengan kerusakan korosi permukaan dan cacat metalurgi internal;

Sisa umur peralatan dan TP dengan kerusakan korosi pada permukaan.

Metode ini memungkinkan untuk membenarkan pengurangan jumlah perangkat yang dibongkar dan untuk mengurangi jumlah pemotongan yang direncanakan pada bagian TP yang rusak dengan urutan besarnya.

6. Metode untuk mendiagnosis peralatan dan proses teknologi telah dikembangkan, yang menentukan frekuensi, metode dan ruang lingkup pemantauan kondisi teknis peralatan dan proses teknologi, tanda-tanda untuk menilai jenis cacat dan potensi bahayanya, serta kondisi untuk selanjutnya pengoperasian atau perbaikan struktur. Ketentuan utama metodologi ini dimasukkan dalam “Peraturan tentang diagnostik peralatan proses dan saluran pipa P” Orenburggazprom", terkena lingkungan yang mengandung hidrogen sulfida", disetujui oleh RAO GAZPROM dan Gosgortekhnadzor dari Rusia.

Daftar referensi penelitian disertasi Kandidat Ilmu Teknik Goncharov, Alexander Alekseevich, 1999

1. Akimov G.V. Teori dan metode mempelajari korosi logam. M.Ed. Akademi Ilmu Pengetahuan Uni Soviet, 1945, 414 hal.

2. Andreykiv A.E. Panasyuk V.V. Mekanika penggetasan hidrogen pada logam dan perhitungan kekuatan elemen struktur / AN SSR Ukraina. Fis.-mech. Institut - Lvov, 1987. -50 hal.

3. Archakov Yu.I., Teslya B.M., Starostina M.K. dll. Ketahanan korosi pada peralatan produksi kimia. JL: Kimia, 1990. 400 hal.

4. Bolotin V.V. Penerapan metode teori probabilitas dan teori reliabilitas dalam perhitungan struktural. -M.: Stroyizdat, 1971.-255 hal.

5. VSN 006-89. Pembangunan jaringan pipa utama dan lapangan. Pengelasan. Kementerian Konstruksi Minyak dan Gas Bumi. M., 1989. - 216 hal.

6. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Metode untuk memantau korosi pada pipa dan peralatan // Teknik kimia dan perminyakan. 1997. -No.2.--Hal.70-76.

7. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Cepat-. penilaian ketahanan logam terhadap retak hidrogen sulfida. // Teknik kimia dan perminyakan. 1998. - No. 5. - Hal. 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Korosi dan perlindungan peralatan di ladang minyak dan gas yang mengandung hidrogen sulfida. M.: Nedra.- 1998.-437 hal.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Metode untuk memantau sambungan las pada struktur yang bersentuhan dengan media yang mengandung hidrogen // Produksi pengelasan. 1997. -No.12.--Hal.18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. Pemodelan keadaan korosi TP berdasarkan hasil in-line diagnostik/Kongres Internasional “Zashchita-98”. M.1998.--Hal.22.

11. Goncharov A.A., Ovchinnikov P.A. Analisis pekerjaan diagnostik untuk tahun 19998 di fasilitas perusahaan “ Orenburggazprom"dan prospek perbaikannya dalam hal penerapan "Peraturan tentang Diagnosis" pada tahun 1999.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.B. Dan lain-lain Peraturan tentang diagnosis peralatan teknologi dan jaringan pipa perusahaan Orenburggazprom yang terpapar media yang mengandung hidrogen sulfida M.: 1998.-86 hal.

13. Goncharov A.A. Organisasi diagnostik peralatan dan saluran pipa P " Orenburggazprom", yang telah kehabisan sumber dayanya. Materi seminar internasional NT. M.: IRC Gazprom. - 1998. - Hal.43-47.

14. Goncharov A.A. Keandalan operasional peralatan proses dan jaringan pipa//Industri Gas.-1998.-No.7.P.16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. Perkiraan sisa umur jaringan pipa OGKM. Materi seminar internasional NT. M.: IRC Gazprom. - 1998. - Hal.112-119.

16.GOST 11.007-75 Aturan untuk menentukan estimasi dan batas kepercayaan untuk parameter distribusi Weibull.

17.GOST 14249-89. Kapal dan perangkat. Norma dan metode perhitungan kekuatan.

18.GOST 14782-86. Pengujian non destruktif. Sambungan las. Metode ultrasonik.

19.GOST 17410-78. Pengujian non destruktif. Pipa logam silinder mulus. Metode deteksi cacat ultrasonik.

20.GOST 18442-80. Pengujian non destruktif. Metode kapiler. Ketentuan Umum.

21.GOST 21105-87. Pengujian non destruktif. Metode partikel magnetik.

22.GOST 22727-88. Penyewaan lembaran. Metode pengujian ultrasonik.

23.GOST 24289-80. Pengujian arus eddy non-destruktif. Istilah dan Definisi.

24.GOST 25221-82. Kapal dan perangkat. Bagian bawah dan penutup berbentuk bulat, bukan manik-manik. Norma dan metode perhitungan kekuatan.

25.GOST 25859-83. Kapal dan peralatan baja. Standar dan metode untuk menghitung kekuatan pada beban siklus rendah.

26.GOST 27.302-86. Keandalan dalam teknologi. Metode untuk menentukan deviasi yang diijinkan dari suatu parameter kondisi teknis dan memperkirakan umur sisa komponen unit mesin.

27.GOST 28702-90. Pengujian non destruktif. Pengukur ketebalan kontak ultrasonik. Persyaratan teknis umum

28.GOST 5272-68. Korosi logam. Ketentuan.

29.GOST 6202-84. Kapal dan perangkat. Standar dan metode untuk menghitung kekuatan cangkang dan dasar di bawah pengaruh beban pendukung.

30.GOST 9.908-85. Logam dan paduan. Metode untuk menentukan indikator korosi dan ketahanan korosi.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.B., Pengembangan metode untuk meningkatkan masa pakai pipa minyak yang beroperasi jangka panjang. -M.: VNIIOENG, 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. Pengaruh hidrogen terhadap sifat mekanik baja // Baja. 1974. - T. 7. - N 8. - Hal. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Shreider A.B. Perlindungan terhadap korosi hidrogen sulfida pada peralatan di industri penyulingan minyak dan petrokimia. -M.: TsNIITEneftekhim, 1984.35 hal.

34. Zayvochinsky B.I. Daya tahan pipa utama dan proses. Teori, metode perhitungan, desain. M.: Nedra. 1992.-271 hal.

35. Zakharov Yu.V. Pengaruh tegangan terhadap plastisitas baja dalam larutan hidrogen sulfida. // Korosi dan proteksi dalam industri minyak dan gas. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. Hidrogen bengkak dan retak - terjemahan VTsP N B-27457, 1980, Boseku Gijutsu, t.27, N8, 1978, pp.312-424.

37. Petunjuk pengujian arus eddy pada bagian linier pipa gas utama - M.: RAO Gazprom, VNIIGAZ. 1997 - 13 hal.

38. Petunjuk untuk pemeriksaan masuk katup tahan hidrogen sulfida. M.: VNIIGAZ. 1995. - 56 hal.

39. Petunjuk pemeriksaan, penolakan dan perbaikan selama pengoperasian dan pemeriksaan bagian linier dari pipa gas utama. M.VNIIGaz, 1991 -12 detik.

40. Data awal bahan pendukung dan teknologi untuk perlindungan inhibitor di dalam jaringan pipa lapangan. Laporan penelitian // Donetsk. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 hal.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. Pengaruh hidrogen terhadap sifat baja - M.: Metallurgizdat, 1962. 198 hal.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. dan lain-lain, Kehandalan dan ketahanan mesin. -"Teknik". 1975.-408 hal.

43. Ketel uap dan air panas stasioner serta ketel uap dan pipa air panas. Standar perhitungan kekuatan. OST 108.031.02 75. -L.: TsKTI, 1977. -107 hal.

44. Kushnarenko V.M., Grintsov A.S., Obolentsev N.V. Pengendalian interaksi logam dengan lingkungan kerja OGKM - M.: VNIIEgazprom, 1989. - 49 hal.

45. Livshits L.S., Bakhrakh L.P., Stromova R.P. dan lain-lain Retakan sulfida pada baja paduan rendah karbon // Korosi dan perlindungan jaringan pipa, sumur, produksi gas, dan peralatan pemrosesan gas. 1977. - N 5. - Hal. 23 - 30.

46. ​​​​Malov E.A. Tentang keadaan kecelakaan pada jaringan pipa utama dan lapangan industri minyak dan gas // Abstrak seminar, 23-24 Mei 1996. M. Rumah Pengetahuan Rusia Tengah, hal. 3-4.

47.Mannapov R.G. Menilai keandalan peralatan kimia dan minyak bumi selama kerusakan permukaan. KhN-1, TsINTIKHIMNEFTEMASH, Moskow, 1988.-38 hal.

48. Metode penilaian dan prediksi korosi pada perubahan kondisi di OGKM. Laporan penelitian // Institut Penelitian Gas Alam Seluruh Rusia.-M.: 1994.28 hal.

49. Metodologi untuk menilai sisa masa pakai bejana/pengumpul debu, pemisah filter, dll./beroperasi di bawah tekanan di stasiun kompresor dan stasiun kompresor booster RAO GAZPROM.// JSC TsKBN RAO GAZPROM, 1995, 48 hal.

50. Metodologi penilaian probabilistik terhadap sisa umur pipa baja teknologi. M.: NTP "Pipeline", 1995 (Disetujui oleh Gosgortekhnadzor Rusia pada 11 Januari 1996)

51. Metodologi untuk mendiagnosis kondisi teknis peralatan dan perangkat yang beroperasi di lingkungan yang mengandung hidrogen sulfida. (Disetujui oleh Kementerian Bahan Bakar dan Energi Rusia pada tanggal 30 November 1993. Disetujui oleh Gosgortekhnadzor Rusia pada tanggal 30 November 1993)

52. Metodologi untuk menilai sisa masa pakai peralatan proses di pabrik penyulingan minyak, petrokimia dan kimia, Volgograd, peralatan petrokimia VNIKTI, 1992.

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. Keandalan struktural dan keamanan lingkungan jaringan pipa. M.: Nedra, 1990. - 264 hal.

54. Mekanika rekahan / Ed. D.Templina M.: Mir, 1979.- 240 hal.173

55. Metodologi untuk memperkirakan sisa umur pipa kilang minyak, kapal, peralatan dan blok teknologi instalasi pengolahan minyak yang mengalami korosi - M.: MINTOPENERGO. -1993.- 88 hal.

56. Metodologi penilaian umur layanan pipa gas. M.IRC Gazprom, 1997 - 84 hal.

57. Pedoman pemeriksaan diagnostik kondisi korosi dan perlindungan menyeluruh pipa bawah tanah dari korosi. -M.: SOYUZENERGOGAZ, GAZPROM, 1989.142 hal.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. Inisiasi retakan patah pada baja ferit-perlit dengan adanya hidrogen // FKhMM - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. dan lain-lain Penentuan dan pembenaran sisa umur struktur bangunan mesin selama operasi jangka panjang. //Masalah teknik mesin dan keandalan mesin, N 1, 1995.

61. MSKR-01 -85. Metodologi pengujian ketahanan baja terhadap retak korosi hidrogen sulfida - M.: VNIINMASH, 1985. 7 hal.

62. Nekashimo A., Iino M., Matsudo H., Yamada K. Retakan bertahap hidrogen pada pipa baja yang beroperasi di lingkungan yang mengandung hidrogen sulfida. Prospektus Nippon Steel Corporation, Jepang, 1981.P. 2 40.

63. Standar penghitungan kekuatan elemen reaktor, pembangkit uap, bejana dan pipa pembangkit listrik tenaga nuklir, reaktor dan instalasi nuklir eksperimental dan penelitian. M.: Metalurgi, 1973. - 408 hal.

64. Nurgaliev D.M., Gafarov N.A., Akhmetov V.N., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N., Aptikeev T.A. Untuk menilai cacat saluran pipa selama deteksi cacat in-line. Internasional keenam pertemuan bisnis"Diagnostik-96" - Yalta 1996 - M.: IRC GAZPROM. hal.35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. Metodologi untuk diagnostik teknis saluran pipa. Materi seminar internasional NT. M.: IRC Gazprom. - 1998. - Hal.54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Kholzakov N.V. Diagnostik hidrogen: pengalaman dan prospek penerapan // Industri gas. -1989. Jil. 3.-S. 30-31

68. Pavlovsky B.R. dan lain-lain Keahlian tentang masalah sumber daya penghubung jaringan pipa yang mengangkut gas basah yang mengandung hidrogen sulfida: Laporan penelitian // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 hal.

69.PB 03-108-96. Aturan untuk desain dan pengoperasian pipa proses yang aman. M.: NPO OBT, 1997 - 292 hal. (Disetujui oleh Gosgortekhnadzor dari Rusia pada 03/02/1995)

70. Perunov B.V., Kushnarenko V.M. Meningkatkan efisiensi pembangunan jaringan pipa yang mengangkut media yang mengandung hidrogen sulfida. M.: Informneftegazstroy. 1982. Edisi. 11. - 45 detik.

71.Petrov N.A. Pencegahan pembentukan retakan pada pipa bawah tanah selama polarisasi katodik. M.: VNIIOENG, 1974. - 131 hal.

72. PNAE G-7-002-86. Standar penghitungan kekuatan peralatan dan jaringan pipa pembangkit listrik tenaga nuklir. M.: ENERGOATOMIZDAT, 1986

73. PNAE G-7-014-89. Metode terpadu untuk memantau bahan dasar (produk setengah jadi), sambungan las dan permukaan peralatan dan jaringan pipa pembangkit listrik tenaga nuklir. Pengujian ultrasonik. Bagian 1.M.: ENERGOATOMIZDAT, 1990.

74. PNAE G-7-019-89. Metode terpadu untuk memantau bahan dasar (produk setengah jadi), sambungan las dan permukaan peralatan dan jaringan pipa pembangkit listrik tenaga nuklir. Kontrol sesak. Metode gas dan cair. ENERGOATOMIZDAT, Moskow, 1990

75.Paul Moss. Gas Inggris. Masalah lama solusi baru. "Neftegaz" di pameran "NEFTEGAZ-96" M.: - 1996. - P. 125-132.

76. Polovko A.M. Dasar-dasar teori reliabilitas.-M.: “Science”, 1964.-446 hal.

77. Peraturan tentang pemeriksaan masuk alat kelengkapan, pipa dan bagian penghubung di perusahaan " Orenburggazprom" Disetujui " Orenburggazprom»26 November 1996 Disetujui oleh Distrik Orenburg dari Pengawasan Pertambangan dan Teknis Negara Rusia pada 20 November 1996175

78. Peraturan tentang tata cara diagnosis peralatan teknologi fasilitas produksi bahan peledak kompleks bahan bakar dan energi. (Disetujui oleh Kementerian Bahan Bakar dan Energi Rusia pada tanggal 24 Januari 1993. Disetujui oleh Gosgortekhnadzor Rusia pada tanggal 25 Desember 1992)

79. Peraturan tentang sistem diagnosa teknis ketel uap dan air panas untuk energi industri. -M.: NGP "DIEX" 1993. 36 detik.

80. Peraturan tentang sistem Pemeliharaan dan pemeliharaan preventif terjadwal peralatan lapangan untuk perusahaan produksi gas - Krasnodar: PA Soyuzorgenergogaz - 1989. - 165 hal.

81. Peraturan tentang diagnosa teknis ahli pipa, Orenburg, 1997. 40 hal.

82. Polozov V.A. Kriteria bahaya kerusakan pipa gas utama. // M. Industri Gas No.6 Tahun 1998

83. Aturan untuk desain dan pengoperasian bejana tekan yang aman. (PB 10-115-96).- M.: PIO OBT.- 1996.- 232 hal.

84.R 50-54-45-88. Perhitungan dan tes kekuatan. Metode eksperimental untuk menentukan keadaan tegangan-regangan elemen dan struktur mesin - M.: VNIINMASH. 1988 -48 hal.

85.R 54-298-92. Perhitungan dan tes kekuatan. Metode untuk menentukan ketahanan bahan terhadap lingkungan yang mengandung hidrogen sulfida M.: GOSSTANDART OF RUSSIA, VNIINMASH, OrPI. 26 hal.

86.RD 09-102-95. Pedoman untuk menentukan sisa umur objek yang berpotensi berbahaya diawasi oleh Pengawasan Pertambangan dan Teknis Negara Rusia. -M.: Gosgortekhnadzor. Cepat. N 57 tanggal 17/11/95. 14 hal.

87.RD 26-02-62-97. Perhitungan kekuatan elemen bejana dan peralatan yang beroperasi di lingkungan yang mengandung hidrogen sulfida korosif. M.: VNIINeftemash, TsKBN, 1997.

88.RD 26-15-88. Kapal dan perangkat. Standar dan metode untuk menghitung kekuatan dan kekencangan sambungan flensa. M.: NIIKHIMMASH, UkrNII-KHIMMASH, VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 hal.

89.RD 34.10.130-96. Petunjuk untuk kontrol visual dan pengukuran. (Disetujui oleh Kementerian Bahan Bakar dan Energi Federasi Rusia pada 15 Agustus 1996)

90.RD 39-132-94. Aturan pengoperasian, inspeksi, perbaikan dan penolakan jaringan pipa ladang minyak. M.: NPO OBT - 1994- 272 hal.

92.RD-03-131-97. Aturan untuk mengatur dan melakukan pengujian emisi akustik pada kapal, peralatan, boiler, dan pipa proses. (Disetujui dengan Keputusan Gosgortekhnadzor Rusia tanggal 11 November 1996 No. 44.)

93.RD-03-29-93. Pedoman pelaksanaan pemeriksaan teknis ketel uap dan air panas, bejana tekan, pipa uap dan air panas M.: NPO OBT, 1994.

94. Pedoman RD26-10-87. Menilai keandalan peralatan kimia dan minyak bumi selama kerusakan permukaan. M.OKSTU 1987, 30 hal.

95.RD-51-2-97. Petunjuk untuk inspeksi in-line pada sistem perpipaan. M.: IRC Gazprom, 1997, 48 hal.

100. Rosenfeld I.L. Inhibitor korosi.-M.: Kimia, 1977.-35 e.,

101. Sarrak V.I. Penggetasan hidrogen dan keadaan struktural baja //MITOM. 1982. - N 5. - S.11 - 17.

102. Severtsev N.A. Keandalan sistem yang kompleks dalam pengoperasian dan pengujian. -M.: lulusan sekolah. 1989.- 432 hal.

103. SNiP Sh-42-80.Pipa utama. M.: Stroyizdat, 1981. - 68 hal.

104.SNIP 2.05.06-85*. Saluran pipa utama M.: Kementerian Konstruksi Rusia. GUL TsPP, 1997. -60 hal.

105.SNIP 3.05.05-84. Peralatan proses dan saluran pipa proses. Disetujui oleh Kementerian Industri Perminyakan dan Kimia Uni Soviet pada 1 Januari 1984.

106. Pipa baja utama untuk mengangkut gas minyak bumi asam. Prospektus Nippon Kokan LTD, 1981. 72 hal.

107. Standar IEC. Teknik untuk menganalisis keandalan sistem. Metode untuk menganalisis jenis dan konsekuensi kegagalan. Publikasi 812 (1985). M.: 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. Pengujian baja dan sambungan las di lingkungan kaya hidrogen - M.: - Metalurgi - 1992. - 128 hal.

109. Tomashov N.D. Teori korosi dan perlindungan logam. M.Ed. Akademi Ilmu Pengetahuan Uni Soviet, 1960, 590 hal.

110. Ord K.P., Dunford D.H., Mann E.S. Deteksi cacat pada jaringan pipa yang ada untuk mengidentifikasi retakan korosi dan kelelahan. "Diagnostik-94".- Yalta 1994 - M.: IRC GAZPROM. - Hal.44-60.17?

111. F.A. Khromchenko, Keandalan sambungan las pipa boiler dan pipa uap. M.: Energoizdat, 1982. - 120 hal.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. Pengaruh hidrogen terhadap minyak dan peralatan kimia - M.: Mashinostroenie, 1979. - 144 hal.

113. Swedia M.M. Perubahan sifat operasional besi dan baja di bawah pengaruh hidrogen. Kyiv: Naukova Dumka, 1985. - 120 hal.

114. Yakovlev A.I. Efek korosif hidrogen sulfida pada logam. VNIIEgazprom, M.: 1972.42 hal.

115. Yamamota K., Murata T. Pengembangan pipa sumur minyak yang dimaksudkan untuk operasi di lingkungan gas asam basah // Laporan teknis perusahaan "Nippon Steel Corp" - 1979. - 63 hal.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. Panduan Penentuan Kekuatan Sisa Pipa yang Terkorosi. SEPERTI SAYA. New York.13 0 Standar Teknik Gas Inggris BGC/PS/P11. 42 hal.

117. Biefer G.I. Retak Bertahap pada Baja Jalur Pipa di Lingkungan Asam // Kinerja Material, 1982. - Juni. - Hal.19 - 34.

118. Marvin C.W. Menentukan Kekuatan Pipa yang Terkorosi. // Perlindungan dan kinerja material. 1972. - V. 11. - Hal. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Persyaratan Bahan. Bahan Logam Tahan Retak Stres Sulfida untuk Peralatan Ladang Minyak.l997. 47 hal.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Pengembangan Baja Dine-Pipe baru untuk Layanan Gas Asam // Nippon Steel Techn. rep.- 1979.N14.- Hal.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Perhitungan tekanan untuk pipa terkorosi dikembangkan // Minyak dan Gas J.-1992.-No. 42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Baja Hidrogenasi. Pergam Press L. 1962. 152 hal.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., Kerentanan Retak yang Diinduksi Hidrogen dari Berbagai Jenis Baja Canai Komersial di Bawah Hidrogen Sulfida Basah // Lingkungan. Pencarian Sumitomo. 1978. - N 19. - Hal.103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Perhitungan tekanan untuk pipa terkorosi dikembangkan Oil & Gas Journal, Oktober 1992. P. 84-89.

125. Standar NACE TM0177-96.Metode Uji Standar Pengujian Laboratorium Logam untuk Ketahanan Terhadap Bentuk Retak Lingkungan Tertentu di Lingkungan H2S. 32 hal.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Test Method Evaluasi Pipa dan Baja Bejana Tekan untuk Ketahanan terhadap Retak Akibat Hidrogen. jam 10 malam.

127. Townsend H. Retak Korosi Stres Hidrogen Sulfida pada Kawat Baja Aneh Tinggi // Korosi.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Harap dicatat bahwa teks ilmiah yang disajikan di atas diposting untuk tujuan informasi saja dan diperoleh melalui pengenalan teks disertasi asli (OCR). Oleh karena itu, mereka mungkin mengandung kesalahan yang terkait dengan algoritma pengenalan yang tidak sempurna.
Tidak ada kesalahan seperti itu pada file PDF disertasi dan abstrak yang kami sampaikan.

Membagikan: