부식성 상태. 기존 주요 가스 및 석유 파이프라인의 부식 상태 및 전기화학적 보호 모드에 대한 종합적인 검사

480 문지름. | 150UAH | $7.5 ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> 논문 - 480 RUR, 배송 10 분, 연중무휴, 공휴일

Askarov 독일 Robertovich. 대구경 가스 파이프라인의 부식 상태에 대한 불안정한 온도 조건의 영향 평가: 논문... 기술 과학 후보: 25.00.19 / Askarov German Robertovich, [방어 장소: Ufa State Petroleum Technical University] - Ufa , 2014. - 146p.

소개

1. 가스 파이프라인의 부식 상태에 대한 온도의 영향에 대한 현대적인 아이디어 8

1.1 에 대한 간략한 설명파이프라인 운송 중 부식 과정 8

1.1.1 강관의 대표적인 부식 결함 10

1.2 절연 코팅의 보호 특성 위반 11

1.3 토양의 부식성 공격성 15

1.4 가스 파이프라인 외부 표면에 부식성 요소가 형성되는 이유 19

1.4.1 가스 파이프라인 외부 표면의 거대 부식 요소 형성 조건 19

1.4.2 부식성 토양층에서 수분이 이동할 때 배관에 인접한 토양의 전기저항 변화 23

1.5 가스 파이프라인의 부식 상태에 대한 온도 및 온도 변동의 영향 31

1.6 파이프 내 도구를 사용한 가스 파이프라인 진단. 32

1.7 부식 과정 예측 모델 34 1장의 결론 40

2. 가스 파이프라인 주변 토양의 부식 활동에 대한 습도 및 온도의 펄스 효과 평가 42

2.1 제어 매개변수의 물리적 모델링 및 선택. 42

2.2 간단한 설명실험 설정. 45

2.3 실험 결과 및 펄스 온도 노출 시 토양 부식 활성 증가 효과 48

2.4 온도 변동 빈도와 열 매개변수가 토양 부식 활동에 미치는 영향 연구 58

2.5 불안정한 열 전달로 인한 평균 온도에 따른 부식 속도의 의존성 67

2장의 결론 70

3. 예측 부식성 상태파이프 내 결함 탐지 데이터를 기반으로 한 가스 파이프라인 71

3.1 부식 위험 평가 기준. 71

3.2 인라인 탐상 데이터를 기반으로 한 가스관 부분의 부식상태 분석 74

3.2.1 가스 파이프라인 섹션의 특성(74)

3.2.2 VTD 결과 분석. 75

3.3 필름 단열재가 있는 파이프라인의 부식 지점 형성 및 발생 속도. 80

3.4 대구경 파이프의 결함에 대한 부식 예측. 85

장의 결론.3. 100

4. 수리를 위해 제거할 위험 정도에 따라 가스 파이프라인 구간의 순위를 매기는 방법 개발 102

4.1. 위험도에 따라 가스 파이프라인 섹션의 순위를 매기는 방법론 101

4.1.1 위험도에 따른 가스 파이프라인의 VTD 101

4.1.2 수리를 위해 철거할 가스 파이프라인 구간을 결정하기 위한 통합 지표를 명확히 합니다. 103

4.2 절연코팅 및 ECP 수단의 종합진단 104

4.2.1 파이프라인 부식 손상의 위험 요소. 105

4.2.2 부식 활동의 복잡한 지표 계산 예 106

4.3 대구경 가스 파이프라인의 온도 변동 고려 107

4.4 총 적분 지표. 109

4.4.1 총 적분 지표 계산의 예. 110

4.5 개발 효율성 113

4장의 결론. 115

문학 117

작품 소개

작업의 관련성

Gazprom OJSC 시스템에서 운영되는 지하 가스 파이프라인의 총 길이는 약 164.7천km입니다. 가스 파이프라인 건설을 위한 주요 구조 재료는 현재 강철로 강도 특성은 우수하지만 내식성은 낮습니다. 환경– 공극 공간에 수분이 존재하면 부식성 환경이 되는 토양.

주 가스 파이프라인을 30년 이상 운영한 후에는 절연 코팅이 노후화되고 보호 기능 수행이 중단되며, 그 결과 지하 가스 파이프라인의 부식 상태가 상당히 악화됩니다.

현재 주요 가스 파이프라인의 부식 상태를 파악하기 위해 부식 손상의 위치와 특성을 정확하게 파악하는 인라인 결함 탐지(IPT)가 사용되고 있으며, 이를 통해 부식 손상의 형성과 진행을 모니터링하고 예측할 수 있습니다.

지하수(토양 전해질)의 존재는 부식 과정의 발달에 중요한 역할을 하며, 부식 속도는 지속적으로 물을 주거나 건조한 토양이 아니라 주기적인 수분이 있는 토양에서 더 크게 증가한다는 점에 유의해야 합니다.

이전 연구에서는 가스 파이프라인 온도의 펄스 변화와 부식성 토양층의 습도 변동 사이의 연관성을 확립했습니다. 그러나 부식 과정 활성화에 대한 펄스 온도 효과의 정량적 매개 변수는 결정되지 않았습니다.

펄스 열 영향을 받는 주요 가스 파이프라인 부분을 따라 있는 토양의 부식 공격성에 대한 연구와 파이프라인의 부식 상태 예측은 가스 운송 산업과 관련이 있습니다.

작업의 목표

수리를 위해 적시에 제거하기 위해 주요 가스 파이프라인 부분의 부식 상태를 확인하는 방법을 개발 및 개선합니다.

주요 목표:

1 주요 가스 파이프라인 주변 토양의 전기 저항 변화를 확인하고 파이프라인 운송 시 부식 과정의 특징을 분석합니다.

2 펌핑된 가스와 습도의 펄스 열 효과가 지하 가스 파이프라인 주변 토양의 부식 활동에 미치는 영향에 대한 실험실 조건 연구.

3 주요 가스배관의 부식결함 발생 및 진행을 연구하고 관내 결함탐지 데이터를 바탕으로 부식상태를 예측합니다.

4 수리를 위해 제거할 부식 상태 예측을 기반으로 주요 가스 파이프라인 섹션의 순위를 매기는 방법론 개발.

과학적 참신함

1 토양의 전기 저항률 변화를 측정하고 직경이 큰 지하 가스 파이프라인 주변의 습도에 따라 그래프로 표시했습니다.

2 안정적인 온도 영향과 비교하여 펌핑된 가스 온도의 펄스 변화로 부식 과정이 활성화된다는 사실이 실험적으로 입증되었으며 불안정한(펄스) 온도 영향 하에서 최대 부식 속도가 발생하는 온도 범위는 다음과 같습니다. 단호한.

3 정의됨 기능적 의존성주요 가스 파이프라인의 부식 결함 형성 및 발달을 예측합니다.

작품의 실용적 가치

수행된 연구를 바탕으로 기업 표준 RD 3-M-00154358-39-821-08 "수리를 위한 제거를 위한 파이프 내 결함 탐지 결과를 기반으로 Gazprom Transgaz Ufa LLC의 가스 파이프라인 순위를 매기는 방법"이 개발되었습니다. , 수리를 위해 제거 순서를 결정하기 위해 밸브 장치 사이의 주요 가스 파이프 라인 섹션의 순위가 수행됩니다.

연구방법

작업에서 제기된 문제는 주변 토양과 함께 지하 가스 파이프라인의 열 및 물질 전달 조건을 모델링함으로써 유사성 이론을 사용하여 해결되었습니다.

진단작업 결과는 상관분석과 최소자승법을 이용하여 처리하였다. 계산은 StatGrapfics Plus 5.1 애플리케이션 패키지를 사용하여 수행되었습니다.

방어를 위해 제출됨:

주가스관 주변의 습도에 따른 토양 전기저항의 변화에 ​​대한 연구 결과.

강철 파이프라인의 부식 과정 활성화에 대한 펄스 열 효과에 대한 실험실 연구 결과

수리를 위해 제거할 주요 가스 파이프라인 섹션의 순위를 매기는 방법입니다.

출판물

논문 작업의 주요 결과는 30개의 과학 논문으로 발표되었으며, 그 중 4개의 논문은 러시아 연방 교육 과학부의 고등 인증 위원회가 추천하는 주요 동료 검토 과학 저널에 게재되었습니다.

업무의 구조와 범위

가스 파이프라인 외부 표면의 거대 부식 요소 형성 조건

가스 파이프라인에 음극 보호 장치가 있음에도 불구하고 절연 코팅이 손상된 곳의 가스 파이프라인 외부 표면에서 금속의 부식 파괴가 발생합니다. 종종 이러한 현상은 가스 파이프라인의 초기 구간(압축 스테이션을 떠난 후 10-20km), 거친 지형, 계곡, 도랑 및 주기적인 습기가 있는 장소에 국한되어 관찰됩니다.

수많은 재료를 분석하고 합성하면 부식 과정의 활성화가 가스 파이프라인의 열 영향 하에서 지하수의 거동에 영향을 받는 것으로 나타났습니다. 이는 적어도 세 가지 요소의 결합된 영향(또는 우연의 일치)에 따라 증가합니다.

가스 파이프라인 온도의 펄스 변화;

가스 파이프라인의 절연 코팅 위반

파이프라인 직경이 큽니다.

1. 초기 구간과 최종 구간(경로를 따라 가스 추출이 없거나 안정적인 경우)의 근본적인 차이점은 가스 온도의 변동 또는 펄스 변화가 가장 많이 느껴지는 곳이 가스 파이프라인의 초기 구간이라는 것입니다. . 이러한 변동은 고르지 않은 가스 소비와 가스 파이프라인에 공급되는 가스에 대한 공기 냉각 시스템의 불완전성으로 인해 발생합니다. 공기 냉각 장치를 사용할 때 공기 온도의 날씨 변동은 가스 온도의 유사한 변동을 일으키고 도파관을 통해 가스 파이프라인의 초기 섹션으로 직접 전송됩니다(이 현상은 가스의 처음 20~30km에서 특히 두드러집니다). 관로).

Ismagilov I.G. Polyanskaya CS에서 공기 냉각기 가스를 차단하여 인위적으로 생성된 5 0C의 온도 파동이 진폭이 2 0C로 감소하면서 다음 CS 스테이션 Moskovo로 전달된 것으로 기록되었습니다. 펌핑된 제품의 관성으로 인해 유속이 훨씬 낮은 송유관에서는 이 현상이 관찰되지 않습니다.

2. 절연 코팅이 손상되면 파이프라인 외부 표면에 거대 부식 요소가 형성됩니다. 일반적으로 이는 토양의 저항 저항 및 부식성 환경과 같은 환경 매개변수의 급격한 변화가 있는 영역에서 발생합니다(그림 1.3 및 그림 1.4).

3. “대구경” 효과. 열간 파이프라인의 기하학적 매개변수는 토양의 온도와 습도, 그에 따른 기타 특성(토양의 저항 저항, 토양 전해질의 특성, 분극 전위 등)이 주변을 따라 변하도록 되어 있습니다. 주변의 습도는 완전히 포화될 때까지 0.3%에서 40%까지 다양합니다. 토양의 비저항은 10~100배 변합니다.

그림 1.4 - 거시 부식 요소 모델 연구에 따르면 펌핑된 가스의 온도는 탄산염 용액에서 파이프 강철의 음극 분극에 영향을 미치는 것으로 나타났습니다. 온도에 대한 최대 양극 전류 전위의 의존성은 선형입니다. 온도가 증가하면 용해 전류가 증가하고 양극 전류의 전위 범위가 음의 영역으로 이동합니다. 온도가 증가하면 전기화학적 과정의 속도가 변할 뿐만 아니라 용액의 pH 값도 변합니다.

탄산염 용액의 온도가 증가함에 따라 온도가 10C 증가함에 따라 산화물 형성과 관련된 최대 양극 전류의 전위는 다음 방향으로 이동합니다. 음수 값 25mV에서의 전위. 토양의 이질성, 습도 및 통기의 변화, 고르지 않은 압축, 번쩍임 및 기타 영향, 금속 자체의 결함으로 인해 많은 수의 거대 부식 요소가 발생합니다. 이 경우 더 많은 양의 전위를 갖는 양극 영역은 음극 영역에 비해 부식 파괴에 더 취약하며, 이는 접지 전해질의 이동 과정에 대한 가스 파이프라인의 펄스 열 효과에 의해 촉진됩니다.

토양의 온도와 습도의 진동 과정은 일반적인 부식을 유발합니다. 표면에 국한된 거대 부식 요소는 SCC 시나리오에 따라 또는 공식 부식의 초점으로 발생합니다. 부식 구멍과 균열의 형성으로 이어지는 전기화학적 과정의 공통성은 에 표시되어 있습니다.

더 집중적으로 발생하고 주요 특징의 최대 효과를 나타내는 것은 비평 형 열역학적 과정입니다. 펄스 온도 효과가 토양에 거의 동시에 적용되면 부식성을 결정하는 매개변수가 변경됩니다. 이 과정은 주요 매개변수의 강한 영향을 받아 가스 파이프라인의 전체 작동 전반에 걸쳐 발생하므로 매크로 요소의 위치는 기하학적 표시와 관련하여 매우 명확하고 고정됩니다.

열모세관 필름 이동 메커니즘으로 설명할 수 있는 지하 수분의 연속적인 진동 운동은 가스 파이프라인의 전체 작동 전반에 걸쳐 발생합니다.

따라서 가스 파이프라인의 음극 보호가 있는 경우에도 파이프 둘레를 따라 토양 수분이 고르지 않게 분포되어 대구경 가스 파이프라인의 절연 코팅이 손상된 곳에서는 필연적으로 거대 부식 요소가 발생하여 다음을 유발합니다. 파이프 금속의 토양 부식.

부식 과정이 발생하는 중요한 조건 중 하나는 토양 전해질에 해리된 이온이 존재한다는 것입니다.

비평형 과정의 발생을 결정하는 이전에는 고려되지 않은 요인은 파이프라인 벽에 대한 가스의 펄스 온도 효과와 파이프라인에 인접한 토양 수분의 펄스 변화입니다.

실험 결과 및 펄스 온도 영향 하에서 토양 부식 활성 증가 효과

시간에 따른 부식 과정 활동의 동역학 곡선 그래프. 프로세스의 물리적 표현(그림 1.9)과 동역학 곡선의 법칙을 사용하여 다양한 작동 기간 동안 식별된 최대 및 평균 결함을 기반으로 인라인 결함 탐지 결과를 추정합니다. 그러나 이것이 부식 결함의 정량적 성장 역학을 예측하는 것을 가능하게 하는 것은 아닙니다.

제시된 모델은 특정 상황에서의 부식 과정을 설명합니다. 특정 조건, 화학적 환경, 온도, 다양한 등급의 철강, 압력 등 특히 흥미로운 것은 가스 파이프라인과 유사한 조건에서 작동하고 인라인 진단을 기반으로 결과를 기록하는 절연 코팅이 있는 유사한 시스템(주 파이프라인)의 부식 과정을 설명하는 모델입니다. 예를 들어, 절연 코팅의 직경과 유형에 관계없이 주요 송유관에 대한 요인 분석을 수행하는 방법에서 저자는 모델을 제안합니다. 여기서 L은 부식 과정의 감쇠 계수입니다. H - 부식 손상 깊이, mm; 그러나 – 파이프 벽 두께, mm; t – 작동 시간, 연도.

위의 공식 1.6에서 저자는 파이프라인 작동 초기에 부식이 가장 집중적으로 성장한 다음 부동태화로 인해 퇴색하는 특성을 갖는다는 진술을 받아들인 것이 분명합니다. 공식 (1.6)의 유도 및 정당화는 작업에 나와 있습니다.

파이프라인 가동 시작과 함께 부식 과정이 시작된다는 진술은 논란의 여지가 많습니다. 새로운 단열 코팅은 시간이 지남에 따라 단열재가 노화되어 보호 특성을 잃을 때보다 훨씬 더 안정적으로 보호 기능을 제공합니다.

풍부한 연구에도 불구하고 부식 과정을 예측하기 위해 제안된 모델 중 어느 것도 부식 속도에 대한 온도의 영향을 완전히 고려할 수 없습니다. 작동 중 충격 변화를 고려하지 마십시오.

이 진술을 통해 우리는 연구 목적을 공식화할 수 있습니다. 즉, 가스 파이프라인의 불안정한 온도 체계가 가스 파이프라인 외부 표면의 부식 과정 활성화의 근본 원인임을 실험적으로 증명하는 것입니다.

1. 가스 파이프라인의 부식 상태에 대한 가스 온도의 영향을 밝히기 위해 문헌 자료 분석이 수행되었습니다.

1.1. 파이프라인 운송 시 부식 과정의 특징이 고려됩니다.

1.2 절연 코팅이 보호 특성을 상실할 때 토양 부식 활동의 역할이 결정되었습니다. 1.3. 파이프라인의 결함을 평가하기 위한 인라인 결함 탐지의 기술적 타당성이 연구되었습니다.

1.4. 부식 과정을 예측하기 위한 다른 연구자들의 모델이 고려됩니다.

2. 파이프라인 외부 표면에 거대 부식 요소가 형성되는 이유를 조사했습니다.

3. 부식성 토양층에서 수분이 이동할 때 파이프라인에 인접한 토양의 전기 저항이 변하는 것이 입증되었습니다.

배관 내 ​​탐상 데이터를 기반으로 가스배관 구간의 부식상태 분석

토양의 주기적인 습윤화로 인해 부식 과정이 가속화된다는 사실은 가스 파이프라인 작동 사례를 통해 알 수 있습니다.

이 현상을 연구하는 Ismagilov I.G. 대구경 가스 파이프라인은 토양에 펄스 온도 영향을 미치고 부식성 활성 토양층에서 수분의 진동 운동을 일으키는 강력한 열원임을 입증했습니다.

그러나 펄스 온도 효과가 파이프라인에 인접한 토양층의 부식 활동을 향상시킨다는 그의 가정은 실험적 확인이 필요합니다.

따라서 본 연구의 목적은 펄스 온도 영향 하에서 토양의 부식 활동을 연구하고 평가하기 위한 실험을 설정하는 것입니다.

부식 과정을 연구하는 문제는 일반적으로 실험적으로 해결됩니다. 존재하다 다양한 방법가속 부식 테스트를 포함한 부식 영향 평가.

따라서 바닥을 따라 하천이 흐르는 계곡을 가로지르는 가스 파이프라인 단면의 특징인 주변 토양과의 열 및 물질 교환 조건을 시뮬레이션하고 부식 활성이 어느 정도인지 결정하는 것이 필요합니다. 온도와 습도의 펄스 영향으로 토양이 변합니다.

부식 과정의 매개변수가 고정되고 고정밀도로 제어되는 실험실 조건에서 각 요소(펄스 온도 및 습도)의 영향을 가장 정확하게 연구하는 것이 가능합니다. 준고정 열 교환 중 가스 파이프라인의 펄스 온도 체제는 바시키르토스탄 영토 및 유사한 지역을 통과하는 가스 파이프라인에 대해 모델링되었습니다. 유사성 이론에 따르면, 열 전달 과정을 특징짓는 유사성 수치가 동일하고 기하학적 유사성에 따라 열 전달 과정이 유사한 것으로 간주될 수 있습니다.

실험에 사용된 토양은 Urengoy - Petrovsk 가스 파이프라인 경로, Polyana - Moskovo 구간, 가스 파이프라인 주변을 따라 3시, 12시 및 6시 위치에서 가져왔습니다. 실험실 연구에 사용된 토양의 열물리적 특성은 현장 토양과 동일합니다. 토양 샘플은 작동 중인 가스 파이프라인의 부식성 부분에서 채취되었습니다. 동일한 토양의 경우 자연과 모델에 대한 Lykov 수 Lu와 Kovner Kv의 동일성이 자동으로 충족되었습니다.

온도 압력의 동일성, 토양의 동일성 및 동일한 수준의 수분이 관찰되면 Kossovich Ko 및 Postnov 숫자 Pn의 동일성이 충족되었습니다.

따라서 이 경우 열 및 물질 전달 조건을 모델링하는 작업은 실제와 모델에 대한 푸리에 수 Fo 및 Kirpichev Ki의 동일성을 보장하는 설치 매개변수 선택으로 축소되었습니다.

푸리에 수 Fo = ax/R이 직경 1.42m의 파이프라인의 연간 작동 기간에 해당하고 열 확산 계수 a = a가 동일한 경우 (2.5)에 따라 모델에 대해 다음을 얻습니다.

따라서 테스트 파이프 직경이 20mm인 경우 연간 설치 기간은 1.7시간 내에 "통과"되어야 합니다.

열 전달 조건은 Kirpichev 기준을 사용하여 모델링되었습니다.

파이프 축에 대한 가스 파이프라인의 깊이 H0 = 1.7m 및 H0/Rtr = 2.36(Polyana - Moskovo 섹션의 가스 파이프라인의 상대적 깊이)을 사용하여 동등(2.6)을 기반으로 모델에 대해 다음을 얻습니다.

"스트림"을 모델링하려면 실제 세계와 모델에 대한 레이놀즈 수의 동일성을 유지해야 합니다.

액체는 물과 동일하므로 (2.12)에 기초하고 기하학적 유사성을 고려하여 동등성을 얻습니다.

(2.13)을 고려한 해당 계산은 이 설치에서 하천을 시뮬레이션하는 물 공급이 물방울이어야 함을 보여줍니다.

실험 중에 파이프 벽의 온도를 실제 변화 한도인 30...40C 내에서 변경하고 펄스 모드를 유지하여 이를 조절해야 하기 때문에 강철 튜브 외부 표면의 온도 ttr - Sample St.가 제어 매개변수로 선택되었습니다. 삼.

펄스 온도 영향 하에서 토양의 상대적 부식성을 결정하기 위해 안정적인 온도 영향과 비교하여 토양의 부식성이 강철 샘플의 중량 손실에 의해 결정되는 가속 테스트 방법이 선택되었습니다.

수리를 위해 철거할 가스 파이프라인 구간을 결정하기 위한 통합 지표를 명확히 합니다.

직경 1420mm의 기존 주 가스 파이프라인의 부식 상태를 분석하고 부식 결함 성장의 역학을 연구하기 위해 기술적 조건 진단 결과를 고려했습니다. 진단의 주요 영역 중 하나는 현재 주요 가스 파이프라인을 진단하는 가장 효율적이고 유익한 방법인 VTD입니다.

표 3.1은 부식 깊이에 따라 부식 위험이 높음, 높음, 보통 수준인 주요 가스 파이프라인 부분을 식별하기 위한 일반적인 기준을 제공합니다. 부식위험도가 높은 지역(HCH)에 따라 부식률이 0.3mm/년 이상, 깊이가 배관 벽 두께의 15% 이상인 지역이 포함됩니다.

부식 손상 깊이(벽 두께 대비 백분율)에 대한 평가 기준은 감가상각 사용 수명(11년 이상)의 30%에 근접한 사용 수명을 가진 파이프라인에 적용됩니다.

3가지 부식 위험도 중 하나로 주요 가스 파이프라인 섹션을 분류하기 위한 필요충분 조건은 지정된 3가지 기준 중 적어도 하나를 준수하는 것입니다.

부식 위험이 증가하는 구역에 따라 강화된 유형의 보호 코팅을 사용해야 하는 직경이 1000mm를 초과하는 주요 파이프라인 섹션이 있습니다.

결함 탐지기 발사체 통과 결과를 기반으로 주요 가스 파이프라인 섹션의 부식 상태에 대한 통합 지표는 부식 결함 밀도 skd로 평가됩니다.

부식 결함 밀도의 통합 지표는 가스 파이프라인 길이에 따른 분포의 불균일성을 고려하지 않으며 총계를 의무적으로 표시하는 주요 가스 파이프라인의 부식 상태에 대한 예비 평가에만 사용할 수 있습니다. 계산되는 구간의 길이(km)입니다.

따라서 메인 가스 파이프라인의 부식 상태에 대한 통합 지표를 결정한 후 부식 손상의 깊이와 강도에 따라 메인 가스 파이프라인 섹션의 차별화된 분석이 수행됩니다.

가스 파이프라인의 길이에 따른 부식 결함 분포의 특성이 평가됩니다.

VKO 및 PKO(부식 위험) 영역이 구분됩니다.

VKO 및 PKO 섹션 내의 부식 손상 강도 지표가 결정됩니다.

가스 파이프라인의 전체 제어 섹션(발사실에서 결함 탐지기 발사체의 수신 챔버까지)에 대해 부식 손상 밀도 bn의 불균일 계수가 계산됩니다. 이는 다음과 같습니다.

인라인 탐상기에 의해 기록된 손상(공동 및 균열)이 있는 부분의 전체 길이에 대한 부식으로 인해 손상되지 않은 부분의 전체 길이의 비율:

부식 위험(범위)의 정도는 파이프 결함 계수 Kd에 더 정확하게 반영됩니다.

파이프의 치수를 알고 있으므로 결함 부분의 선형 매개변수도 결정됩니다. 결함이 있는 파이프의 수가 알려진 경우 현장의 대대적인 점검(재단열) 중에 교체를 계획하는 것이 가능해집니다. 예를 들어 송유관 운송에서 파이프라인 섹션의 부식 상태를 확인하기 위해 JSC "TRANSNEFT"에서는 부식 손상 요인 분석을 수행하기 위한 "방법론"을 사용합니다. 주요 송유관인라인 진단 및 예방 권장 사항 개발에 따라” 이는 시간이 지남에 따라 부식 손상 발생 속도의 변화를 기반으로 합니다. 요인 분석은 주 송유관 시스템을 부식 손상의 발생을 결정하는 주요 요인이 일정하게 유지되는 섹션(클러스터)으로 나누는 방법을 기반으로 하며 시간에 따른 부식 손상 발생의 동역학을 회귀 분석으로 설명합니다. 방정식 - 특성 종속성. 획득된 특성 종속성을 기반으로 인라인 장비를 사용하여 파이프라인 섹션을 단일 및 반복 검사하는 경우 부식 손상 깊이를 예측합니다.

부식 상태를 분석하기 위해 Polyanskaya CS 출구에 위치한 Urengoy-Petrovsk 및 Urengoy-Novopskov 가스 파이프라인의 평행 섹션(1843~1914km), 활성 및 장기 부식 효과가 적용되는 "뜨거운 섹션" , 고려되었습니다.

이는 잠재적으로 Gazprom Transgaz Ufa LLC 규모에서 가장 위험한 지역으로, 1998년부터 2003년까지 SCC로 인해 현장에서 6건의 사고가 발생했습니다(Urengoy-Petrovsk 가스 파이프라인에서 5건의 사고, Urengoy-Novopskov 가스 파이프라인에서 1건의 사고) ). 1998년에 4번의 사고가 발생한 후 계곡과 도랑에 위치한 Urengoy-Petrovsk 가스 파이프라인(1844-1857km)의 12개 구간에 있는 긴 구덩이에 대한 검사가 수행되었습니다. 검사 결과 최대 7.5mm 깊이의 병변을 포함하여 744개의 CC 병변이 밝혀졌습니다. SCC 발생원을 제거하기 위해 700m의 파이프라인을 교체했습니다. 2000년에도 Urengoy-Novopskov 가스 파이프라인에 대해 유사한 작업이 수행되었으며 204개의 SCC 센터가 확인되었습니다.

응력 부식 결함이 있는 영역은 규제 문헌에서 부식 위험이 높거나 증가한 범주의 기준으로 분류되지 않습니다. 그러나 위의 사항을 고려하면 토양 조성 측면에서 가스 파이프라인 통로 1843~1914km 구간은 부식성 구간으로 분류될 수 있습니다.

2003년에 취해진 조치에도 불구하고 Urengoy-Petrovsk 가스 파이프라인에서 고려 중인 구간에서 SCC로 인해 2건의 사고가 더 발생했습니다. 2003년부터 NPO Spetsneftegaz의 차세대 발사체를 사용하여 가스 운송 산업의 기술 상태 진단이 수행되기 시작했습니다. 이 발사체는 첫 번째 인라인 결함 탐지 중에 SCC 결함이 있는 22개 영역을 밝혔습니다. 개별 균열은 파이프 벽 두께의 절반에 도달했습니다. '간선 가스관 운영 규정'에 따르면 배관 내 결함 탐지는 평균 5년에 한 번씩 실시하도록 권장됩니다. 그러나 주어진 특별한 상황(SCC로 인한 사고, 상당수의 SCC 결함이 확인된 영역), Gazprom Transgaz Ufa LLC는 2003년 이후 단기간 내에 응력 부식 결함의 발생을 모니터링하고 예방하기 위해 노력했습니다. 2005년에는 인라인 결함 탐지기의 두 번째 통과를 수행했습니다.

비. 안에. 코쉬킨, 안에. N. 슈체르바코프, 안에. 유. 바실리예프, GOUVPO "모스크바 상태 철강연구소 그리고 합금 (기술적 대학교) » ,

국가 단일 기업 "모스고르테플로"

부식 거동을 평가, 모니터링, 진단, 예측하고 부식 속도를 결정하는 전기화학적 방법은 오랫동안 이론적 측면에서 잘 개발되어 실험실 조건에서 널리 사용되었으며, 작동 조건에서 부식 상태를 평가하는 데 사용되기 시작했습니다. 최근 5~10년 사이에만요.

전기화학적 평가 방법의 독특한 특징은 재료와 부식 환경의 동시 반응을 통해 실시간으로 부식 상태(연속 포함)를 확인할 수 있는 능력입니다.

작동 조건에서 부식 상태를 평가하는 데 가장 널리 사용되는 방법은 분극 저항(정전류 및 전위차), 저항계 및 임피던스 방법입니다. 처음 두 개는 실제 적용을 받았습니다. 정전류 측정 방법은 휴대용 휴대용 기기에 사용되는 반면, 전위차 측정 방법은 장비가 더 복잡하고 고가이기 때문에 실험실 연구에서 주로 사용됩니다.

분극저항법은 부식전류를 측정하여 부식속도를 측정하는 방식이다.

부식률을 측정하는 기존 외국 장비는 주로 분극 저항의 원리를 기반으로 하며 부식성 환경에서 측정 대상이 완전히 잠긴 조건에서만 충분한 정확도로 부식률을 결정할 수 있습니다. 환경의 부식 활동이 실제로 결정됩니다. 이 측정 체계는 부식 속도를 평가하기 위한 외국 장비(ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna 등의 장비)에서 구현됩니다. 장치는 상당히 비싸고 러시아 조건에 적합하지 않습니다. 가정용 부식 측정기는 파이프라인이 만들어지는 실제 강철과 관계없이 환경의 공격성을 결정하므로 작동 조건에서 파이프라인의 부식 저항성을 결정할 수 없습니다.

이와 관련하여 MISiS는 실제로 사용된 강철로 만든 난방 네트워크 파이프라인의 부식 속도를 측정하기 위해 설계된 부식 측정기를 개발했습니다.

소형 부식 측정기 "KM-MISiS"(그림 1)는 저항이 0인 정밀 디지털 마이크로 전압계를 기반으로 하는 현대적인 요소 기반을 기반으로 개발되었습니다. 부식 측정기는 전류가 없는 IR 보상과 함께 분극 저항 방법을 사용하여 부식 속도를 측정하도록 설계되었습니다. 이 장치는 간단하고 직관적인 제어 인터페이스와 액정 디스플레이에 대한 정보 입력/출력 기능을 갖추고 있습니다.

부식 측정기 프로그램은 다양한 강철 등급의 부식 속도를 평가하고 0을 설정할 수 있는 매개변수를 입력하는 기능을 제공합니다. 이러한 매개변수는 부식 측정기의 제조 및 교정 중에 설정됩니다. 부식 측정기는 부식 속도의 측정 값과 전위차 "E 2 -의 현재 값을 모두 표시합니다. E1» 매개변수를 제어합니다.

부식 측정기의 주요 매개변수는 부식 및 노화 방지 통합 시스템(USZKS)을 따릅니다.

KM-MISiS 부식 측정기는 전해 전도 매체에서 분극 저항 방법으로 부식 속도를 측정하도록 설계되었으며 에너지 부문, 화학 및 석유 화학 산업, 건설, 기계 공학 분야의 금속 부품 및 장비의 부식 속도를 측정하는 데 사용할 수 있습니다. , 환경 보호 및 교육적 요구를 충족합니다.

경험작업

부식 측정기는 모스크바의 난방 네트워크 작동 조건에서 파일럿 테스트를 통과했습니다.

Leninsky Prospekt에 대한 테스트는 2003년 8월부터 11월까지 가열 네트워크의 첫 번째 및 두 번째 회로(가입자 86/80)에서 수행되었습니다. 이 섹션에서는 센서(작업 전극)가 설치된 가열 네트워크 파이프라인의 첫 번째 및 두 번째 회로에 노즐을 용접하고 프로토타입 부식 측정기를 사용하여 부식 속도 및 전기화학적 매개변수를 매일 측정했습니다. 냉각수 매개변수를 등록하여 파이프라인 내부 부분에서 측정을 수행했습니다. 냉각수의 주요 매개 변수는 표 1에 나와 있습니다.

5분에서 45분까지 다양한 지속 시간을 측정하는 데 사용됩니다. 장기 테스트 중에 난방 네트워크 파이프라인의 부식 상태에 대한 주요 매개변수를 기록했습니다. 측정 결과는 그림 1에 나와 있습니다. 2 및 3. 테스트 결과에서 다음과 같이 부식 속도의 초기 값은 첫 번째 및 두 번째 회로에서 테스트할 때 장기 테스트와 잘 연관됩니다. 평균 속도첫 번째 회로의 부식은 약 0.025~0.05mm/년이고, 두 번째 회로의 경우 약 0.25~0.35mm/년입니다. 얻은 결과는 탄소강과 저합금강으로 만들어진 난방 네트워크 파이프라인의 내식성에 대한 기존의 실험적 및 문헌적 데이터를 확인시켜 줍니다. 더 정확한 값사용 중인 파이프라인의 강철 등급을 지정하여 얻을 수 있습니다. Entuziastov 고속도로인 Sayanskaya 거리 구간에서 난방 네트워크의 부식 상태에 대한 조사가 수행되었습니다. 이 지역의 난방 본관 섹션(No. 2208/01 - 2208/03)이 자주 고장나고, 이 지역의 파이프라인이 작동하지 않습니다.
스택은 1999년부터 2001년까지 설치되었습니다. 가열 메인은 정방향 및 역방향 스레드로 구성됩니다. 가열 본관의 직선 온도는 6 기압에서 약 80-120 °C이고, 반환 온도는 약 30-60 °C입니다. 봄-가을 기간에는 난방 본관이 지하수(Terletsky 연못 근처) 및/또는 하수로 범람하는 경우가 많습니다. 이 지역의 난방 본관 설치 특성은 뚜껑이 있는 콘크리트 홈통의 채널이며 설치 깊이는 약 1.5-2m입니다. 난방 본관의 첫 번째 누수는 2003년 봄에 발견되었으나 실패했습니다. 2003년 8월 - 9월에 교체되었습니다. 검사 중에 난방 메인 채널이 지하수 또는 유출수로 인해 파이프 직경의 약 1/3 - 2/3만큼 침수되었습니다. 난방 주배관은 유리섬유로 단열 처리되었습니다.

플롯 번호 2208/01 - 22008/02. 난방 본관은 1999년에 설치되었으며, 파이프는 세로 방향 솔기로 용접되었으며 직경은 159mm이며 아마도 st로 만들어졌습니다. 20. 파이프라인에는 Kuzbass 바니시로 만든 단열 코팅이 있으며, 미네랄 울및 글라신지(루핑 펠트 또는 유리섬유). ~에 이 영역주로 운하 범람 구역에 부식 병변이 있는 11개의 결함 구역이 있습니다. 직접 나사산의 길이에 따른 부식 병변의 밀도는 0.62m-1이고, 그 반대는 -0.04m-1입니다. 2003년 8월 서비스 종료.

플롯 번호 2208/02 - 2208/03. 2001년에 마련됨. 난방 본관의 직선 부분에 주로 부식이 발생함. 교체 대상 파이프라인의 결함 부분의 총 길이는 82m이며, 직선 부식 손상 밀도는 0.54m-1이다. State Unitary Enterprise Mosgorteplo에 따르면 파이프라인은 10HSND 강철로 만들어졌습니다.

섹션 번호 2208/03 - 중앙 난방 스테이션. 2000년에 제작된 이음매 없는 파이프, 아마도 Art에서 나온 것으로 추정됩니다. 20. 전방 스레드의 부식 병변 밀도는 -0.13m-1이고 리턴 스레드는 -0.04m-1입니다. 직선 파이프라인 외부 표면의 관통 부식 병변(예: 비국소화된 공식 부식)의 평균 밀도는 0.18 - 0.32m -1 입니다. 잘라낸 파이프 샘플의 외부에는 코팅이 없습니다. 부식 손상의 성격 밖의샘플 파이프 - 주로 외부 표면에서 약 10-20cm 크기의 원뿔 모양을 가지며 직경 약 2-7의 관통 병변으로 변하는 공식 부식과 같은 관통 병변이 있는 경우의 일반적인 부식 mm. 배관 내부에 약간의 전체적인 부식이 있으나 상태는 양호합니다. 파이프 샘플의 구성을 결정한 결과는 표 2에 나와 있습니다.

구성 측면에서 파이프 샘플의 재질은 강철 유형 "D"(또는 KhGSA)에 해당합니다.

일부 파이프라인은 물 속의 수로에 있었기 때문에 파이프 외부 부분의 부식 속도를 추정하는 것이 가능했습니다. 부식 속도는 수로 라이닝의 출구 지점, 파이프라인 바로 근처의 지하수 및 지하수 흐름이 가장 빠른 장소에서 평가되었습니다. 지하수 온도는 40~60°C였습니다.

측정 결과는 표에 나와 있습니다. 3-4에서는 잔잔한 물에서 얻은 데이터가 빨간색으로 강조 표시됩니다.

측정 결과에 따르면 일반 부식과 국부 부식의 비율이 증가하는 것으로 나타났습니다. 이는 시간이 지남에 따라 변하며, 이는 잔잔한 물에서 국부적인 부식이 가장 두드러집니다. 일반적인 부식 속도는 조류에서 증가하는 경향이 있으며, 잔잔한 물에서는 국부 부식 속도가 증가합니다.

얻은 데이터를 통해 난방 네트워크 파이프라인의 부식 속도를 확인하고 부식 거동을 예측할 수 있습니다. 이 지역의 파이프라인 부식률은 연간 0.6mm를 초과합니다. 이러한 조건에서 파이프라인의 최대 서비스 수명은 국부적으로 부식된 부분을 정기적으로 수리할 경우 5~7년을 넘지 않습니다. 지속적인 부식 모니터링과 통계 데이터 축적을 통해 보다 정확한 예측이 가능합니다.

분석운영상의부식 손상티

  • 1. 신뢰성의 기본 개념 및 지표 (신뢰성, 신뢰성, 유지 보수성, 내구성 등). 특성.
  • 2. 기계와 메커니즘의 품질과 신뢰성 사이의 관계. 품질과 신뢰성의 최적 조합 가능성.
  • 3. 신뢰성 지표(계산, 실험, 운영 등)의 정량적 값을 결정하는 방법. 신뢰성 테스트의 유형.
  • 4. 설계 단계, 생산 및 운영 과정에서 기술적 대상의 신뢰성을 높이는 방법.
  • 5. 심각도(결과의 심각도)에 따라 실패를 분류합니다. 특성.
  • 7. 작동 중 물체에 작용하는 주요 파괴 요인. 기계 및 메커니즘의 신뢰성, 성능 및 내구성에 영향을 미치는 에너지 유형입니다. 특성.
  • 8. 파이프라인 운송 시설의 제한 상태에 대한 신체적, 도덕적 마모의 영향. 구조물의 서비스 가능한 작동 기간을 연장하는 방법.
  • 9. 부품 및 연결부에 대한 허용 가능한 손상 유형과 허용 불가능한 유형의 손상.
  • 10. 객체 또는 시스템의 성능 손실 계획. 물체의 제한 상태의 특성.
  • 11. 실패는 기능적이고 매개변수적이며 잠재적이고 실제적입니다. 특성. 고장을 예방하거나 지연시킬 수 있는 조건.
  • 13. 복잡한 시스템 구조의 기본 유형. 주 파이프라인과 펌핑 스테이션의 예를 이용한 복잡한 시스템의 신뢰성 분석 특징.
  • 14. 개별 요소의 신뢰성을 기반으로 복잡한 시스템의 신뢰성을 계산하는 방법.
  • 15. 복잡한 시스템의 신뢰성을 높이는 방법으로서의 중복성. 매장량 유형: 언로드, 로드. 시스템 이중화: 일반 및 개별.
  • 16. 복잡한 시스템의 신뢰성을 높이는 방법으로서의 중복성 원칙.
  • 17. 신뢰성 지표: 작동 시간, 기술 수명 및 유형, 고장, 서비스 수명 및 확률 지표, 작동성, 서비스 가능성.
  • 19. 기술 및 경제 범주로서의 신뢰성과 품질. 설계 단계에서 최적의 신뢰성 또는 자원 수준을 선택합니다.
  • 20. "실패"의 개념과 "손상"과의 차이점. 발생 시간(구조적, 생산적, 운영적)에 따른 고장 분류.
  • 22. MT를 운영 영역으로 분할합니다. 압력 과부하로부터 파이프라인을 보호합니다.
  • 23. 파이프라인 부식의 원인과 메커니즘. 물체의 부식 발생에 기여하는 요인.
  • 24. 주요 파이프라인의 부식 손상(mt). MT 파이프의 부식 손상 유형. 부식 과정이 금속 특성 변화에 미치는 영향.
  • 25. 파이프라인용 보호 코팅. 그들에 대한 요구 사항.
  • 26. 전기화학. 부식으로부터 파이프라인을 보호합니다.
  • 27. 신뢰성을 높이기 위한 방법으로 설계 표시에 파이프라인을 고정합니다. 수중 건널목에서의 은행 보호 방법.
  • 28. 파이프라인 부상 방지. 경로 침수 구간의 설계 표시에 파이프라인을 고정하는 방법.
  • 29. 기계의 신뢰성 있고 안정적인 작동을 보장하기 위해 기술 프로세스에 자동화 및 원격 기계화 시스템을 적용합니다.
  • 30. 산의 선형 부분의 기술적 조건의 특성. 시운전 당시 파이프라인의 숨겨진 결함 및 유형.
  • 31. 차단 및 제어 밸브 고장. 그 원인과 결과.
  • 32. PS의 기계 및 기술 장비의 고장 및 그 원인. 메인 펌프 고장의 성격.
  • 33. 스테이션의 주요 전기 장비 손상 분석.
  • 34. 탱크의 하중 지지력과 견고성을 결정하는 요소. 숨겨진 결함, 설계 편차, 작동 조건이 탱크의 기술 조건 및 신뢰성에 미치는 영향.
  • 35. 후지산 운영 중 유지보수 시스템(TOR) 적용. 토러스 시스템에 할당된 작업입니다. 금속 물체의 기술적 상태를 모니터링할 때 진단되는 매개변수입니다.
  • 36. 신뢰성을 보장하기 위한 조건으로 MT 객체 진단. 파괴적인 테스트 방법을 사용하여 파이프 벽과 부속품의 상태를 모니터링합니다. 파이프라인 테스트.
  • 37. 비파괴 검사 방법을 사용하여 파이프라인 벽 상태를 모니터링합니다. 진단 장치: 자체 추진되고 펌핑된 액체의 흐름에 의해 이동됩니다.
  • 38. 파이프라인 선형 부분의 응력-변형 상태 진단.
  • 39, 40, 41, 42. 파이프라인의 액체 누출 진단. MNP 및 MNPP의 소규모 누출 진단 방법.
  • 1. 비주얼
  • 2. 감압방법
  • 3. 부충격파 방식
  • 4. 비용 비교 방법
  • 5. 선형 균형 방법
  • 6. 방사성법
  • 7. 음향 방출 방법
  • 8. 레이저 가스 분석 방법
  • 9. 초음파 방식(프로브)
  • 43. 파이프라인 단열 코팅 상태를 모니터링하는 방법. 절연 코팅의 파괴로 이어지는 요인.
  • 44. 탱크의 기술적 상태 진단. 시각적 제어.
  • 45. 탱크 금속 및 용접부의 숨겨진 결함 확인.
  • 46. ​​​​탱크의 부식 상태를 모니터링합니다.
  • 47. 탱크의 금속 및 용접 조인트의 기계적 특성 결정.
  • 48. 탱크 베이스의 기하학적 형태와 정착을 제어합니다.
  • 49. 펌핑 장치의 기술적 상태 진단.
  • 50. 운전 중 신뢰성을 높이기 위한 방법으로 자동차의 예방적 유지보수. 두 가지 수리 전략.
  • 51. 정기 예방 유지 보수(PPM) 시스템과 이것이 후지산의 신뢰성과 내구성에 미치는 영향. 수리 유형.
  • 52. 파이프라인 시스템의 PPR 시스템에 포함된 활동 목록.
  • 53. 생산유지관리제도의 단점과 주요 개선방향.
  • 54. MT의 선형 부분과 주요 단계를 정밀 검사합니다. 송유관의 주요 수리 유형.
  • 55. 파이프라인을 들어 올려 트렌치의 침대에 눕혀 수리할 때 작업 순서 및 내용.
  • 56. 산 사고, 분류 및 사고 대응 조직.
  • 57. 광산 사고의 원인 및 결함 유형.
  • 58. 파이프라인 긴급 복구 작업 기술.
  • 59. 파이프라인 밀봉 방법. 밀봉 장치 요구 사항.
  • 60. "창문"을 통해 파이프라인을 밀봉하는 방법.

  • 네 번째부터 시작하여 상부 코드 시트의 두께는 벨트 높이(하단, 중간, 상단)를 따라 샤프트 사다리를 따라 모선을 따라 확인됩니다. 아래쪽 3개 벨트의 두께는 정반대의 4개 생성기를 사용하여 검사됩니다. 첫 번째 벨트 시트에 배치된 파이프의 두께는 바닥에서 적어도 두 지점에서 측정됩니다.

    바닥과 지붕 시트의 두께는 서로 수직인 두 방향에서 측정됩니다. 각 시트의 측정 개수는 최소 2개 이상이어야 합니다. 루핑 시트에 부식 손상이 있는 곳에서는 500x500mm 크기의 구멍을 자르고 지지 구조물 요소의 단면을 측정합니다. 폰툰과 플로팅 루프 시트의 두께는 카펫뿐만 아니라 외부, 내부 및 방사형 보강재에서도 측정됩니다.

    측정 결과는 평균화됩니다. 시트 두께가 여러 지점에서 변경되면 산술 평균 값이 실제 값으로 사용됩니다. 산술 평균값과 작은 방향으로 10% 이상 차이가 나는 측정값을 추가로 표시합니다. 하나의 벨트 또는 탱크의 다른 요소 내에서 여러 시트의 두께를 측정할 때 개별 시트의 최소 측정 두께가 실제 두께로 간주됩니다.

    측정 결과는 벽, 지붕, 하중 지지 구조물 및 폰툰의 최대 허용 두께와 비교됩니다.

    지붕 시트와 탱크 바닥의 최대 허용 마모는 50%를 초과해서는 안 되며, 바닥 가장자리는 설계 값의 30%를 초과해서는 안 됩니다. 하중을 견디는 지붕 구조물(트러스, 빔)의 경우 마모는 설계 값의 30%를 초과해서는 안 되며, 폰툰 시트(부동 지붕)의 경우 중앙 부분에서 50%, 상자의 경우 30%를 초과해서는 안 됩니다.

    47. 탱크의 금속 및 용접 조인트의 기계적 특성 결정.

    추가 작업을 위한 탱크의 실제 하중 지지력과 적합성을 결정하려면 모재와 용접 조인트의 기계적 특성을 아는 것이 매우 중요합니다.

    기계적 테스트는 모재 및 용접 조인트의 초기 기계적 특성에 대한 데이터가 없는 경우, 심각한 부식이 있는 경우, 균열이 나타나는 경우 및 품질 저하가 의심되는 기타 모든 경우에 수행됩니다. 기계적 성질, 가변 및 교번 하중 작용으로 인한 피로, 과열, 지나치게 높은 하중.

    모재의 기계적 테스트는 GOST 1497-73 및 GOST 9454-78의 요구 사항에 따라 수행됩니다. 여기에는 인장 강도 및 항복, 신장률 및 충격 강도 측정이 포함됩니다. 용접 조인트의 기계적 테스트(GOST 6996-66에 따름) 중에 인장 강도, 정적 굽힘 및 충격 강도 테스트가 수행됩니다.

    금속 및 용접 조인트의 기계적 특성 저하 원인, 탱크의 다양한 요소에 균열 발생, 금속 내부에 위치한 부식 손상의 특성 및 정도를 파악해야 하는 경우 금속 조직 연구 수행됩니다.

    기계적 테스트 및 금속 조직 연구를 위해 탱크 벽의 4개 하단 현 중 하나에서 직경 300mm의 모재를 잘라냅니다.

    금속 조직 연구 과정에서 상 조성과 입자 크기, 열처리의 특성, 비금속 개재물의 존재 및 부식 파괴의 특성(결정간 부식의 존재)이 결정됩니다.

    탱크의 여권에 금속 등급에 대한 데이터가 포함되어 있지 않으면 화학 분석을 사용합니다. 금속의 화학적 조성을 결정하기 위해 기계적 테스트를 위해 절단된 샘플이 사용됩니다.

    모재와 용접 조인트의 기계적 특성과 화학적 조성은 설계 지침은 물론 표준 및 기술 사양의 요구 사항을 준수해야 합니다.

곤차로프, 알렉산더 알렉세예비치

학업 학위:

기술 과학 후보자

논문 방어 장소:

오렌부르크

HAC 전문 코드:

전문:

재료의 내화학성 및 부식 방지

페이지 수:

1장. ONGCF 변전소 및 장비의 작동 조건 및 기술 조건 분석.

1.1 금속 구조물의 작동 조건.

1.2. OGKM 시설의 운영 속성을 보장합니다.

1.3. TP 및 OGKM 장비의 부식상태.

1.3.1. 튜브와 TP의 부식.

1.3.2 가스 처리 시설의 통신 및 장비 부식.

1.3.3 OGPP 장비의 부식상태.

1.4. 잔여 수명을 결정하는 방법.

제 2 장. OOGCF의 장비 및 파이프 라인 손상 원인 분석.

2.1. 현장 장비 및 파이프라인.

2.2. 파이프라인을 연결합니다.

2.3. OGPP의 장비 및 파이프라인.

2.4. 정화된 가스 파이프라인.

2장의 결론.

제 3 장. OOGKM의 신뢰성 특성 결정 및 장비 및 기술 프로세스의 결함 예측.

3.1 장비 및 프로세스 오류 분석.

3.2 금속 구조물의 신뢰성 특성 결정.

3.3 인라인 초음파 테스트 결과를 기반으로 한 TP의 부식 손상 모델링.

3.4 파이프라인 결함 예측.

3장의 결론.

4 장. 장비 및 기술 프로세스의 잔여 수명을 평가하는 방법.

4.1. SR강의 저항 변화에 따른 구조물의 수명 예측.

4.2. 수소 계층화를 통해 구조물의 성능을 평가하는 특징.

4.3 장비의 잔여 수명 결정 및

표면이 손상된 TP.

4.3.1 부식손상 깊이의 분포변수.

4.3.2 표면 손상이 있는 구조물의 한계상태에 대한 기준.

4.3.3. TP의 잔여 수명을 예측합니다.

4.4 장비 및 파이프라인 진단 방법론.

4장의 결론.

논문 소개(초록의 일부) "황화수소 함유 석유 및 가스전의 장비 및 파이프라인의 부식 상태 및 내구성"이라는 주제로

석유 및 가스에 황화수소가 존재하기 때문에 해당 분야를 개발할 때, 그리고 장비 및 파이프라인(TP)을 운영할 때 일련의 진단 및 방지 조치인 용접 및 설치 작업(W&E)을 위한 특정 등급의 강철과 특수 기술을 사용해야 합니다. 부식 대책이 필요합니다. 황화수소는 용접 구조물의 일반 부식 및 공식 부식 외에도 장비 및 파이프라인의 황화수소 균열(HS) 및 수소 성층화(HS)를 유발합니다.

황화수소 함유 석유 및 가스전에서 금속 구조물의 작동은 장비 및 파이프라인의 부식 상태에 대한 다각적인 모니터링 구현 및 많은 수리 작업과 관련이 있습니다: 비상 상황 제거; 새로운 유정과 파이프라인을 기존 유정과 파이프라인에 연결합니다. 장치 교체, 차단 밸브, 파이프라인 결함 부분 등

Orenburg 석유, 가스 및 응축수 유전(ONGKM)의 파이프라인 및 장비는 현재 설계 표준 수명에 도달했습니다. 내부 및 외부 손상이 누적되어 작동 중 이러한 금속 구조물의 신뢰성이 저하될 것으로 예상됩니다. 이 기간 동안 TP 및 OOGCF 장비 진단 및 잠재적 손상 위험 평가 문제는 충분히 연구되지 않았습니다.

이와 관련하여 황화수소 함유 유류 및 가스 응축수 유전의 금속구조물 손상의 주요 원인을 규명하고, 배관 및 장비의 진단방법 개발 및 잔존수명 평가에 관한 연구가 적합하다.

이 작업은 과학 기술 발전의 우선 방향(1996년 7월 21일자 2728p-p8) "제품, 생산 및 시설의 안전 보장 기술" 및 11월자 러시아 정부 법령 제1369호에 따라 수행되었습니다. 1997-2000년 구현에 대해 1996년 16일 g.g. 우랄 지역 및 튜멘 지역 영토 내 TP의 파이프 내 진단.

1. 변전소 및 OGKM 장비의 작동 조건 및 기술 조건 분석

논문의 결론 "재료의 내화학성 및 부식 방지" 주제, Goncharov, Alexander Alekseevich

주요 결론

1. OOGCF 운영 20년 동안 변전소 및 장비 손상의 주요 원인이 확인되었습니다. 튜빙 및 튜빙 커플링은 피팅 부식 및 SR, 크리스마스 트리 장비 - SR에 취약합니다. VR은 운영 10년 후 CGTU 장치에서 발생합니다. 피팅 부식으로 인해 장치 부품이 고장납니다. TP의 결함 있는 용접 조인트는 SR의 대상이 되며, 15년 작동 후 TP 금속에서는 SR이 발생합니다. 차단 및 제어 밸브는 밀봉 요소의 취약성으로 인해 견고성을 잃습니다. OGPP 장치는 공식 부식이 발생하고 VR 및 SR로 인해 장치 오류가 발생합니다. 염분 침전물로 인한 튜브 간 공간의 막힘과 금속의 공식 부식으로 인해 열 교환 장비가 고장납니다. 펌프의 고장은 베어링의 파손으로 인해 발생하고, 피스톤 압축기의 고장은 피스톤 로드와 핀의 파손으로 인해 발생합니다. 대부분의 정화 가스 변압기 고장은 용접 조인트의 결함으로 인해 발생합니다.

2. 1,450개 이상의 TP 및 장비 고장을 포함하는 자동화된 데이터베이스가 생성되었으며, 동일한 이유로 인한 구조적 고장(공식에 의한 고장 횟수, 기계적 손상, 손실 등)의 시간 분포 패턴을 식별할 수 있게 되었습니다. 수명이 길어지면 견고성과 BP가 증가합니다. SR로 인한 고장 건수는 OOGCF 운영 후 처음 5년 동안 최대에 달한 후 감소하여 거의 같은 수준을 유지합니다.

3. 가스 처리장 및 가스 처리장의 고장난 장치의 평균 무고장 운전 시간은 계획된 프로젝트의 1.3-1.4배를 초과하여 10-2년에 달하는 것으로 확인되었습니다. TP ONGKM의 평균 고장률

3 1 구성 요소 1.3-10 "연도"는 가스 파이프라인 및 응축수 파이프라인의 고장률 값 특성의 한계 내에 있습니다. 중간 강도

3 1개의 튜브 고장은 1.8-10 "년"입니다. OGPP 장치의 평균 고장률은 5-10"4년"1이며 이는 원자력 발전소의 이 지표(4 T0"4년")에 가깝습니다. CGTP 장치의 평균 고장률은

168은 13-10"4년"1과 동일하며 OGPP 장치의 이 특성보다 2.6배 더 높습니다. 이는 주로 수소 층화를 통하지 않는 UKPG 장치의 교체로 설명됩니다.

4. 변전소의 작동 모드에 대한 결함 수의 의존성을 확립하고 변전소 내부 표면의 부식 병변 형성을 예측하기 위한 회귀 모델을 구축했습니다. 인라인 탐상 결과를 바탕으로 TP의 부식 상태를 모델링하면 가장 경제적이고 안전 모드 TP의 작동.

5. 평가 방법이 개발되었습니다.

황화수소 균열에 대한 금속의 저항 변화에 대한 장비 및 기술 프로세스의 잔여 수명;

주기적인 모니터링에 따라 수소 층화가 감지되는 구조물의 성능

표면 부식 손상 및 내부 금속 결함이 있는 쉘 구조의 한계 상태에 대한 기준

표면 부식 손상으로 장비 및 TP의 수명이 저하됩니다.

이 방법을 사용하면 해체된 장치 수의 감소를 정당화하고 TP의 결함 부분에 대한 계획된 절단 횟수를 몇 배나 줄일 수 있었습니다.

6. 장비 및 기술 프로세스의 기술적 상태를 모니터링하는 빈도, 방법 및 범위, 결함 유형 및 잠재적 위험을 평가하기 위한 징후 및 추가 조건을 결정하는 장비 및 기술 프로세스 진단 방법이 개발되었습니다. 구조물의 작동 또는 수리. 방법론의 주요 조항은 "공정 장비 및 파이프라인 진단에 관한 규정 P"에 포함되었습니다. 오렌부르크가스프롬"황화수소 함유 환경에 노출", RAO GAZPROM 및 러시아 Gosgortekhnadzor의 승인을 받았습니다.

논문연구 참고문헌 목록 기술 과학 후보자 Goncharov, Alexander Alekseevich, 1999

1. 아키모프 G.V. 금속 부식 연구를 위한 이론 및 방법. M. 에드. 소련 과학 아카데미, 1945, 414p.

2. 안드레이키프 A.E. 파나슈크 V.V. 금속의 수소 취성 역학 및 구조 요소의 강도 계산 / AN 우크라이나 SSR. 물리-기계. 연구소 - Lvov, 1987. -50 p.

3. Archakov Yu.I., Teslya B.M., Starostina M.K. 등. 장비의 내식성 화학 생산. JL: 화학, 1990. 400p.

4. 볼로틴 V.V. 구조 계산에 확률 이론과 신뢰성 이론 방법을 적용합니다. -M .: Stroyizdat, 1971.-255 p.

5. VSN 006-89. 주 및 현장 파이프라인 건설. 용접. 석유가스 건설부. 엠., 1989. - 216p.

6. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. 파이프라인 및 장비의 부식 모니터링 방법 // 화학 및 석유 공학. 1997. -2호. - P. 70-76.

7. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. 표현하다-. 황화수소 균열에 대한 금속 저항성 평가. // 화학 및 석유 공학. 1998. - 5호. - P. 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. 황화수소 함유 석유 및 가스전 장비의 부식 및 보호. M .: Nedra.- 1998.-437 p.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. 수소 함유 매체와 접촉하는 구조물의 용접 조인트를 모니터링하는 방법 // 용접 생산. 1997. -12호. -P.18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. 인라인 진단/국제 회의 "Zashchita-98" 결과를 기반으로 TP의 부식 상태를 모델링합니다. M. 1998. - 22 페이지.

11. Goncharov A.A., Ovchinnikov P.A. 19998년 기업 시설의 진단 작업 분석 " 오렌부르크가스프롬"그리고 1999년 "진단에 관한 규정" 시행 측면에서 개선에 대한 전망을 제시합니다.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.B. 기타 황화수소 함유 매체에 노출된 Orenburggazprom 기업의 기술 장비 및 파이프라인 진단에 관한 규정 M.: 1998.-86 p.

13. Goncharov A.A. 장비 및 파이프라인 진단 조직 P " 오렌부르크가스프롬", 자원이 고갈되었습니다. 국제 NT 세미나 자료. M.: IRC Gazprom. - 1998. - 43-47 페이지.

14. Goncharov A.A. 공정 장비 및 파이프라인의 운영 신뢰성//가스 산업.-1998.-No.7. P. 16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. OGKM 파이프라인의 잔여 수명 예측. 국제 NT 세미나 자료. M.: IRC Gazprom. - 1998. - P. 112-119.

16. GOST 11.007-75 Weibull 분포 매개변수에 대한 추정치 및 신뢰 한계를 결정하는 규칙.

17. GOST 14249-89. 선박 및 장치. 강도 계산의 규범 및 방법.

18. GOST 14782-86. 비파괴 검사. 용접 연결. 초음파 방법.

19. GOST 17410-78. 비파괴 검사. 원활한 원통형 금속 파이프. 초음파 결함 탐지 방법.

20. GOST 18442-80. 비파괴 검사. 모세관 방법. 일반적인 요구 사항.

21. GOST 21105-87. 비파괴 검사. 자분법.

22. GOST 22727-88. 시트대여. 초음파 테스트 방법.

23. GOST 24289-80. 비파괴적인 와전류 테스트. 용어 및 정의.

24. GOST 25221-82. 선박 및 장치. 바닥과 덮개는 구슬 모양이 아닌 구형입니다. 강도 계산의 규범 및 방법.

25. GOST 25859-83. 강철 용기 및 장치. 낮은 주기 하중 하에서 강도를 계산하기 위한 표준 및 방법.

26. GOST 27.302-86. 기술의 신뢰성. 기술 조건 매개변수의 허용 편차를 결정하고 잔여 수명을 예측하는 방법 구성 요소기계 장치.

27. GOST 28702-90. 비파괴 검사. 초음파 접촉 두께 측정기. 일반 기술 요구 사항

28. GOST 5272-68. 금속 부식. 자귀.

29. GOST 6202-84. 선박 및 장치. 지지 하중의 영향을 받는 쉘 및 바닥의 강도를 계산하기 위한 표준 및 방법.

30. GOST 9.908-85. 금속 및 합금. 부식 지표 및 내식성을 결정하는 방법.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.B., 장기 운영 송유관의 서비스 수명을 늘리는 방법 개발. -M.: VNIIOENG, 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. 강철의 기계적 성질에 대한 수소의 영향 // 강철. 1974. - T. 7. - N 8. - P. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Shreider A.B. 정유 및 석유화학 산업 장비의 황화수소 부식 방지. -M .: TsNIITEneftekhim, 1984. 35 p.

34. Zayvochinsky B.I. 메인 및 프로세스 파이프라인의 내구성. 이론, 계산 방법, 디자인. M.: 네드라. 1992. -271p.

35. 자카로프 Yu.V. 황화수소 용액에서 강철의 가소성에 대한 응력의 영향. // 석유 및 가스 산업의 부식 및 보호. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. 수소 팽창 및 균열 - VTsP N B-27457, 1980, Boseku Gijutsu, t.27, N8, 1978, pp. 312-424 번역.

37. 주요 가스 파이프라인의 선형 부분에 대한 와전류 테스트 지침 - M.: RAO Gazprom, VNIIGAZ. 1997 - 13p.

38. 황화수소 방지 밸브의 수입 검사 지침. M.: VNIIGAZ. 1995. - 56p.

39. 작동 중 검사, 거부 및 수리 지침 및 분해 검사주요 가스 파이프라인의 선형 부분. M. VNIIGaz, 1991 -12초

40. 현장 파이프라인 내부의 억제제 보호를 위한 재료 및 기술을 뒷받침하는 초기 데이터. 연구 보고서 // 도네츠크. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 p.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. 강철의 특성에 대한 수소의 영향 - M.: Metallurgizdat, 1962. 198 p.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. 기타, 기계의 신뢰성 및 내구성. -"기술". 1975. -408p.

43. 고정식 증기 및 온수 보일러와 증기 및 파이프라인 뜨거운 물. 강도 계산 기준. OST 108.031.02 75. -L.: TsKTI, 1977. -107 p.

44. Kushnarenko V.M., Grintsov A.S., Obolentsev N.V. OGKM의 작업 환경과 금속의 상호 작용 제어 - M.: VNIIEgazprom, 1989. - 49 p.

45. Livshits L.S., Bakhrakh L.P., Stromova R.P. 기타 저탄소 합금강의 황화물 균열 // 파이프라인, 우물, 가스 생산 및 가스 처리 장비의 부식 및 보호. 1977. - N 5. - P. 23 - 30.

46. ​​​​말로프 E.A. 석유 및 가스 산업의 주 및 현장 파이프라인 사고 현황 // 세미나 요약, 1996년 5월 23~24일. M. 중앙 러시아 지식의 집, p. 3-4.

47. 만나포프 R.G. 표면 파괴 중 화학 및 석유 장비의 신뢰성을 평가합니다. KhN-1, TsINTIKHIMNEFTEMASH, 모스크바, 1988.-38 p.

48. OGKM의 변화된 조건에 대한 부식을 평가하고 예측하는 방법. 연구 보고서 // 전 러시아 천연 가스 연구소.-M.: 1994.28 p.

49. RAO GAZPROM의 압축기 스테이션 및 부스터 압축기 스테이션에서 압력 하에서 작동하는 용기 / 집진기, 필터 분리기 등의 잔여 서비스 수명을 평가하는 방법론.// JSC TsKBN RAO GAZPROM, 1995, 48 p.

50. 기술 강철 파이프라인의 잔여 수명에 대한 확률론적 평가 방법론. M.: NTP "파이프라인", 1995(1996년 1월 11일 러시아 Gosgortekhnadzor 승인)

51. 황화수소 함유 환경에서 작동하는 장비 및 장치의 기술적 상태를 진단하는 방법론. (1993년 11월 30일 러시아 연료에너지부 승인. 1993년 11월 30일 러시아 Gosgortekhnadzor 합의)

52. 정유, 석유화학 및 화학 플랜트에서 공정 장비의 잔여 서비스 수명을 평가하기 위한 방법론, 볼고그라드, VNIKTI 석유화학 장비, 1992.

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. 파이프라인의 구조적 신뢰성과 환경적 안전성. M .: Nedra, 1990. - 264p.

54. 골절 역학 / Ed. D. Templina M.: Mir, 1979.- 240페이지 173

55. 부식되기 쉬운 정유 파이프라인, 선박, 장비 및 석유 처리 공장의 기술 블록의 잔여 수명을 예측하는 방법론 - M.: MINTOPENERGO. -1993.- 88p.

56. 가스 파이프라인의 서비스 수명을 평가하는 방법론. M.IRC 가즈프롬, 1997 - 84p.

57. 부식 상태 진단 검사 및 지하 파이프라인 부식 방지에 대한 지침. -M.: SOYUZENERGOGAZ, GAZPROM, 1989. 142 p.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. 수소 존재 하에서 페라이트-펄라이트 강의 파괴 균열 시작 // FKhMM - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. 기타 장기 작동 중 기계 제작 구조물의 잔여 수명 결정 및 정당화. //기계 공학 및 기계 신뢰성 문제, N 1, 1995.

61. MSKR-01 -85. 황화수소 부식 균열에 대한 내성을 테스트하는 방법론 - M.: VNIINMASH, 1985. 7 p.

62. Nekashimo A., Iino M., Matsudo H., Yamada K. 황화수소 함유 환경에서 작동하는 강철 파이프라인의 수소 단계적 균열. 일본 제철소 투자설명서, 1981.P. 2 40.

63. 원자로, 증기 발생기, 원자력 발전소의 용기 및 파이프라인, 실험 및 연구용 원자로 및 시설의 요소 강도를 계산하기 위한 표준. M .: 야금, 1973. - 408 p.

64. Nurgaliev D.M., Gafarov N.A., Akhmetov V.N., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N., Aptikeev T.A. 인라인 결함 탐지 중 파이프라인의 결함을 평가합니다. 여섯 번째 국제 비즈니스 미팅"진단-96" - Yalta 1996 - M.: IRC GAZPROM. p.35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. 파이프라인의 기술 진단 방법론. 국제 NT 세미나 자료. M.: IRC Gazprom. - 1998. - P. 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Kholzakov N.V. 수소 진단: 응용 경험 및 전망 // 가스 산업. -1989. Vol. 3. -S. 30-31

68. 파블로프스키 B.R. 기타 습식 황화수소 함유 가스를 운반하는 파이프라인 연결 자원 문제에 대한 전문 지식: 연구 보고서 // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 p.

69. PB 03-108-96. 프로세스 파이프라인의 설계 및 안전한 작동을 위한 규칙입니다. M .: NPO OBT, 1997 - 292 p. (1995년 3월 2일 러시아 Gosgortekhnadzor 승인)

70. Perunov B.V., Kushnarenko V.M. 황화수소 함유 매체를 운반하는 파이프라인 건설의 효율성을 높입니다. M.: Informneftegazstroy. 1982. 이슈. 11. - 45초

71. 페트로프 N.A. 음극 분극 시 지하 파이프라인의 균열 형성 방지. M .: VNIIOENG, 1974. - 131 p.

72. PNAE G-7-002-86. 원자력 발전소의 장비 및 파이프라인의 강도를 계산하기 위한 표준입니다. M.: ENERGOATOMIZDAT, 1986

73. PNAE G-7-014-89. 원자력 발전소의 기본 자재(반제품), 용접 조인트, 장비 및 파이프라인 표면 처리를 모니터링하는 통합 방법입니다. 초음파 테스트. 1부. M.: ENERGOATOMIZDAT, 1990.

74. PNAE G-7-019-89. 원자력 발전소의 기본 자재(반제품), 용접 조인트, 장비 및 파이프라인 표면 처리를 모니터링하는 통합 방법입니다. 견고성 제어. 가스 및 액체 방법. ENERGOATOMIZDAT, 모스크바, 1990

75. 폴 모스. 브리티시 가스. 오래된 문제 새로운 솔루션. 전시회 "NEFTEGAZ-96"의 "Neftegaz" M.: - 1996. - P. 125-132.

76. Polovko A.M. 신뢰성 이론의 기초.-M.: "과학", 1964.-446 p.

77. 기업의 피팅, 파이프 및 연결 부품 수입 검사에 관한 규정 " 오렌부르크가스프롬" 승인됨 " 오렌부르크가스프롬» 1996년 11월 26일 1996년 11월 20일 러시아 국가 광업 및 기술 감독부 오렌부르크 지역의 동의175

78. 연료 및 에너지 단지의 폭발물 생산 시설의 기술 장비 진단 절차에 관한 규정. (1993년 1월 24일 러시아 연료에너지부 승인. 1992년 12월 25일 러시아 Gosgortekhnadzor 합의)

79. 산업 에너지용 증기 및 온수 보일러의 기술 진단 시스템에 관한 규정. -M.: NGP "DIEX" 1993. 36초.

80. 시스템 규정 유지가스 생산 기업을 위한 현장 장비의 예정된 예방 유지 관리 - Krasnodar: PA Soyuzorgenergogaz. - 1989. - 165 p.

81. 파이프라인의 전문 기술 진단에 관한 규정, Orenburg, 1997. 40 p.

82. 폴로 조프 V.A. 주요 가스 파이프라인의 손상 위험 기준. // M. 가스산업 1998년 6호

83. 압력 용기의 설계 및 안전한 작동에 관한 규칙. (PB 10-115-96).- M.: PIO OBT.- 1996.- 232 p.

84. R 50-54-45-88. 계산 및 강도 테스트. 기계 요소 및 구조물의 응력-변형 상태를 결정하기 위한 실험 방법 - M.: VNIINMASH. 1988-48p.

85. R 54-298-92. 계산 및 강도 테스트. 황화수소 함유 환경에 대한 재료의 저항성을 결정하는 방법 M.: GOSSTANDART OF RUSSIA, VNIINMASH, OrPI. 26p.

86. RD 09-102-95. 러시아 국가 광업 및 기술 감독국이 감독하는 잠재적으로 위험한 물체의 잔여 수명을 결정하기 위한 지침입니다. -M.: Gosgortekhnadzor. 빠른. N 57(95년 11월 17일자). 14시

87. RD 26-02-62-97. 부식성 황화수소 함유 환경에서 작동하는 용기 및 장치 요소의 강도를 계산합니다. M.: VNIINeftemash, TsKBN, 1997.

88. RD 26-15-88. 선박 및 장치. 플랜지 연결의 강도와 견고성을 계산하는 표준 및 방법. M.: NIIKHIMMASH, UkrNII-KHIMMASH, VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64p.

89. RD 34.10.130-96. 시각 및 측정 제어 지침. (1996년 8월 15일 러시아연방 연료에너지부 승인)

90. RD 39-132-94. 유전 파이프라인의 운영, 검사, 수리 및 거부에 대한 규칙. M .: NPO OBT - 1994- 272 p.

92. RD-03-131-97. 용기, 장비, 보일러 및 프로세스 파이프라인의 음향 방출 테스트를 구성하고 수행하기 위한 규칙입니다. (1996년 11월 11일자 러시아 Gosgortekhnadzor 결의안 No. 44에 의해 승인됨)

93. RD-03-29-93. 증기 및 온수 보일러, 압력 용기, 증기 및 온수 파이프라인의 기술 검사 수행 지침 M.: NPO OBT, 1994.

94. RD26-10-87 지침. 표면 파괴 중 화학 및 석유 장비의 신뢰성을 평가합니다. M.OKSTU 1987, 30p.

95. RD-51-2-97. 파이프라인 시스템의 인라인 검사 지침. M.: IRC Gazprom, 1997, 48p.

100. 로젠펠트 I.L. 부식 억제제.-M.: Chemistry, 1977.-35 e.,

101. 사라크 V.I. 강철의 수소 취성 및 구조 상태 //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev N.A. 운영 및 테스트 시 복잡한 시스템의 신뢰성. -중.: 대학원. 1989.-432p.

103. SNiP Sh-42-80. 주요 파이프라인. M .: Stroyizdat, 1981. - 68 p.

104. SNiP 2.05.06-85*. 주요 파이프라인 M.: 러시아 건설부. GUL TsPP, 1997. -60p.

105. SNiP 3.05.05-84. 공정 장비 및 공정 파이프라인. 1984년 1월 1일 소련 석유화학산업부의 승인을 받았습니다.

106. 산성 석유가스 수송용 강철 주관. Nippon Kokan LTD의 투자 설명서, 1981. 72p.

107. IEC 표준. 시스템 신뢰성 분석 기술. 실패의 유형과 결과를 분석하는 방법. 간행물 812(1985). 남: 1987년.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. 수소가 풍부한 환경에서 강철 및 용접 접합부 테스트 - M.: - 야금 - 1992. - 128 p.

109. 토마쇼프 N.D. 부식 및 금속 보호 이론. M. 에드. 소련 과학 아카데미, 1960, 590p.

110. 오드 K.P., 던포드 D.H., 만 E.S. 부식 및 피로 균열을 식별하기 위한 기존 파이프라인의 결함 탐지. "진단-94" - Yalta 1994 - M.: IRC GAZPROM - P.44-60.17?

111. F.A. Khromchenko, 보일러 파이프 및 증기 파이프라인의 용접 조인트의 신뢰성. M .: Energoizdat, 1982. - 120p.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. 석유 및 화학 장비에 대한 수소의 영향 - M.: Mashinostroenie, 1979. - 144 p.

113. 스웨덴 M.M. 수소의 영향으로 철과 강철의 작동 특성이 변화합니다. 키예프: Naukova Dumka, 1985. - 120p.

114. 야코블레프 A.I. 금속에 대한 황화수소의 부식 효과. VNIIEgazprom, M.: 1972. 42p.

115. Yamamota K., Murata T. 습한 산성 가스 환경에서 작동하기 위한 유정 파이프 개발 // "Nippon Steel Corp."회사의 기술 보고서 ​​- 1979. - 63 p.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. 부식된 파이프라인의 남은 강도를 결정하기 위한 매뉴얼. 저 같은. New York.13 0 영국 가스 공학 표준 BGC/PS/P11. 42p.

117. 비퍼 G.I. 산성 환경에서 파이프 라인 강철의 단계적 균열 // 재료 성능, 1982. - June. - 19~34페이지.

118. 마빈 C.W. 부식된 파이프의 강도를 결정합니다. // 재료 보호 및 성능. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97. 재료 요구 사항. 유전 장비용 황화물 응력 균열 저항 금속 재료.l997. 47p.

120. Nakasugi H., Matsuda H. 사워 가스 서비스를 위한 새로운 다인 파이프 강철 개발 // Nippon Steel Techn. 담당자.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., 개발된 부식된 파이프의 압력 계산//석유 및 가스 J.-1992.-No. 42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. 수소화강. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., 다양한 상업 유형의 수소 유도 균열 민감성. 습식 황화수소 환경에서 압연강재 // 환경. 스미토모 검색. 1978. - N 19. - P. 103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner 부식된 파이프에 대한 압력 계산 개발, 석유 및 가스 저널, 1992년 10월, P. 84-89.

125. NACE 표준 TM0177-96. H2S 환경에서 특정 형태의 환경 균열에 대한 저항성에 대한 금속의 표준 테스트 방법 실험실 테스트. 32p.

126. NACE 표준 TM0284-96 수소 유도 균열에 대한 저항성에 대한 파이프라인 및 압력 용기 강의 표준 시험 방법 평가. 오후 10시.

127. Townsend H. 황화수소 응력 부식 높은 이상한 강철 와이어의 균열 // 부식.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

위에 제시된 과학 텍스트는 정보 제공 목적으로만 게시되었으며 원본 논문 텍스트 인식(OCR)을 통해 얻은 것입니다. 따라서 불완전한 인식 알고리즘과 관련된 오류가 포함될 수 있습니다.
당사가 전달하는 논문 및 초록 PDF 파일에는 이러한 오류가 없습니다.

공유하다: