• 1. Conceitos básicos e indicadores de confiabilidade (confiabilidade, operação sem falhas, manutenibilidade, durabilidade, etc.). Característica.
• 2. Relação entre qualidade e confiabilidade de máquinas e mecanismos. Possibilidade de combinação ideal de qualidade e confiabilidade.
• 3. Métodos para determinar os valores quantitativos dos indicadores de confiabilidade (calculados, experimentais, operacionais, etc.). Tipos de testes de confiabilidade.
• 4. Formas de melhorar a confiabilidade dos objetos técnicos na fase de projeto, durante a produção e operação.
• 5. Classificação das falhas de acordo com o nível de criticidade (de acordo com a gravidade das consequências). Característica.
• 7. Os principais fatores destrutivos que atuam em objetos durante a operação. Tipos de energia que afetam a confiabilidade, desempenho e durabilidade de máquinas e mecanismos. Característica.
• 8. Influência da física e da obsolescência no estado limite das instalações de transporte dutoviário. Formas de estender o período de operação adequada da estrutura.
• 9. Tipos de danos permitidos e inaceitáveis ​​em peças e encaixes.
• 10. Esquema de perda de eficiência por um objeto, sistema. Característica do estado limite do objeto.
• 11. Falhas funcionais e paramétricas, potenciais e atuais. Característica. Condições sob as quais a falha pode ser evitada ou atrasada.
• 13. Principais tipos de estruturas de sistemas complexos. Características da análise da confiabilidade de sistemas complexos no exemplo de uma tubulação principal, uma estação de bombeamento.
• 14. Métodos para calcular a confiabilidade de sistemas complexos com base na confiabilidade de elementos individuais.
• 15. Redundância como forma de melhorar a confiabilidade de um sistema complexo. Tipos de reservas: descarregadas, carregadas. Redundância do sistema: comum e separado.
• 16. O princípio da redundância como forma de melhorar a confiabilidade de sistemas complexos.
• 17. Indicadores de confiabilidade: tempo de operação, recurso técnico e seus tipos, falha, vida útil e seus indicadores probabilísticos, desempenho, facilidade de manutenção.
• 19. Confiabilidade e qualidade como categorias técnicas e econômicas. Seleção do nível ideal de confiabilidade ou recurso na fase de projeto.
• 20. O conceito de "falha" e sua diferença de "dano". Classificação das falhas de acordo com o momento de sua ocorrência (estrutural, de produção, operacional).
• 22. Divisão do mt em áreas operacionais. Proteção de tubulações contra sobrecargas de pressão.
• 23. Causas e mecanismo de corrosão de tubulações. Fatores que contribuem para o desenvolvimento da corrosão de objetos.
• 24. Danos por corrosão nas tubulações das tubulações principais (mt). Variedades de danos por corrosão em tubos mt. Influência dos processos de corrosão na alteração das propriedades dos metais.
• 25. Revestimentos de proteção para tubulações. requisitos para eles.
• 26. Eletroquímica. Proteção de tubulações contra corrosão, seus tipos.
• 27. Fixação de tubulações em níveis de projeto como forma de melhorar sua confiabilidade. Formas de proteção de margens nos alinhamentos de travessias submarinas.
• 28. Prevenção do surgimento de oleodutos. Métodos para fixação de tubulações em elevações de projeto em trechos alagados da rota.
• 29. Aplicação do sistema de automação e telemecanização de processos tecnológicos para garantir a operação confiável e estável do MT.
• 30. Características do estado técnico da parte linear do mt. Defeitos ocultos de tubulações no momento do comissionamento e seus tipos.
• 31. Falhas nas válvulas de corte e controle mt. Suas causas e consequências.
• 32. Falhas de equipamentos mecânicos e tecnológicos do PS e suas causas. A natureza das falhas das bombas principais.
• 33. Análise de danos nos principais equipamentos elétricos do PS.
• 34. O que determina a capacidade de carga e estanqueidade dos tanques. Influência de defeitos latentes, desvios do projeto, modos de operação na condição técnica e confiabilidade dos tanques.
• 35. Aplicação do sistema de manutenção e reparo (TOR) durante a operação do mt. Tarefas atribuídas ao sistema tor. Parâmetros diagnosticados ao monitorar a condição técnica dos objetos mt.
• 36. Diagnóstico de objetos MT como condição para garantir sua confiabilidade. Controle do estado das paredes de tubos e conexões por métodos de testes destrutivos. Teste de tubulação.
• 37. Controle do estado das paredes das tubulações por métodos de ensaios não destrutivos. Aparelho para diagnóstico: automotor e movido pelo fluxo do líquido bombeado.
• 38. Diagnóstico do estado de tensão-deformação da parte linear da tubulação.
• 39, 40, 41, 42. Diagnóstico de vazamentos de fluidos em tubulações. Métodos para diagnosticar pequenos vazamentos em MNP e MNP.
• 1. Visual
• 2. Método de redução de pressão
• 3. Método de ondas de choque negativas
• 4. Método de comparação de custos
• 5. Método de equilíbrio linear
• 6. Método radioativo
• 7. Método de emissão acústica
• 8. Método de análise de gás a laser
• 9. Método ultrassônico (sonda)
• 43. Métodos de monitoramento do estado dos revestimentos isolantes de tubulações. Fatores que levam à destruição de revestimentos isolantes.
• 44. Diagnóstico do estado técnico dos tanques. Controlo visual.
• 45. Determinação de defeitos ocultos no metal e soldas do tanque.
• 46. ​​Controle do estado de corrosão dos tanques.
• 47. Determinação das propriedades mecânicas de juntas metálicas e soldadas de tanques.
• 48. Controle da forma geométrica e assentamento da base do tanque.
• 49. Diagnóstico do estado técnico das unidades de bombeamento.
• 50. Manutenção preventiva do MT como forma de melhorar a confiabilidade durante sua operação. Estratégias para reparo.
• 51. O sistema de manutenção preventiva (PPR) e seu impacto na confiabilidade e durabilidade do mt. Tipos de reparos.
• 52. Lista de medidas incluídas no regime de sistemas de condutas PPR.
• 53. Desvantagens do sistema PPR em termos de tempo de funcionamento e principais direcções para o seu aperfeiçoamento.
• 54. Reforma da parte linear do mt, suas principais etapas. Tipos de revisão de oleodutos.
• 55. A sequência e o conteúdo do trabalho durante o reparo da tubulação com içamento e colocação no leito da vala.
• 56. Acidentes em mt, sua classificação e organização de liquidação de acidentes.
• 57. Causas de acidentes e tipos de defeitos no mt.
• 58. Tecnologia de emergência - trabalhos de restauração de dutos.
• 59. Formas de vedação de tubulações. Requisitos para dispositivos de vedação.
• 60. O método de vedação da tubulação através das "janelas".

• A espessura das folhas das esteiras superiores, a partir da quarta, é verificada ao longo da geratriz ao longo da escada do eixo ao longo da altura da esteira (inferior, meio, superior). A espessura das três correias inferiores é verificada por quatro geradores diametralmente opostos. A espessura dos tubos de derivação colocados nas chapas da primeira correia é medida na parte inferior, pelo menos em dois pontos.

  A espessura das chapas do fundo e do telhado é medida em duas direções perpendiculares entre si. O número de medições em cada folha deve ser de pelo menos duas. Nos locais onde há destruição corrosiva das telhas, são feitos furos de 500x500 mm e são feitas medições das seções dos elementos das estruturas de suporte. A espessura das folhas do pontão e do teto flutuante é medida no tapete, bem como nos reforços externos, internos e radiais.

  Os resultados da medição são calculados em média. Ao alterar a espessura da chapa em vários pontos, o valor médio aritmético é considerado o valor real. Medições que deram um resultado que difere da média aritmética em mais de 10% são indicadas adicionalmente. Ao medir a espessura de várias chapas dentro de uma esteira ou qualquer outro elemento do tanque, a espessura mínima medida de uma chapa individual é considerada a espessura real.

  Os resultados da medição são comparados com as espessuras máximas permitidas da parede, telhado, estruturas de suporte de carga, pontões.

  O desgaste máximo permitido das telhas e do fundo do tanque não deve exceder 50% e as bordas do fundo - 30% do valor do projeto. Para estruturas de cobertura de carga (treliças, vigas), o desgaste não deve exceder 30% do valor de projeto e para folhas de pontão (telhado flutuante) - 50% na parte central e 30% para caixas.

  47. Determinação das propriedades mecânicas de juntas metálicas e soldadas de tanques.

  Para determinar a capacidade real de carga e adequação do tanque para operação posterior, é muito importante conhecer as propriedades mecânicas do metal base e das juntas soldadas.

  Os ensaios mecânicos são realizados no caso em que não existam dados sobre as propriedades mecânicas iniciais do metal base e das juntas soldadas, com corrosão significativa, com aparecimento de fissuras, bem como em todos os outros casos em que haja suspeita de deterioração nas propriedades mecânicas, fadiga sob a ação de cargas variáveis ​​e alternadas, superaquecimento, ação de cargas excessivamente altas.

  Os testes mecânicos do metal base são realizados de acordo com os requisitos do GOST 1497-73 e GOST 9454-78. Estes incluem a determinação de resistência à tração e escoamento, alongamento e resistência ao impacto. Durante os testes mecânicos de juntas soldadas (de acordo com GOST 6996-66), são realizados a determinação da resistência à tração, testes de flexão estática e resistência ao impacto.

  Nos casos em que seja necessário determinar as razões da deterioração das propriedades mecânicas do metal e das juntas soldadas, o aparecimento de rachaduras em vários elementos do tanque, bem como a natureza e o tamanho dos danos de corrosão no interior do metal, estudos são realizados.

  Para ensaios mecânicos e estudos metalográficos, um metal base com diâmetro de 300 mm é cortado em uma das quatro cordas inferiores da parede do tanque.

  No processo de estudos metalográficos, são determinados a composição da fase e os tamanhos de grão, a natureza do tratamento térmico, a presença de inclusões não metálicas e a natureza do dano de corrosão (presença de corrosão intercristalina).

  Se o passaporte do reservatório não contiver dados sobre o grau de metal do qual é feito, recorra à análise química. Para determinar a composição química do metal, são utilizadas amostras cortadas para testes mecânicos.

  Propriedades mecânicas e composição química o metal base e as juntas soldadas devem atender às instruções de projeto, bem como aos requisitos das normas e especificações.

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O estado de corrosão e a proteção do invólucro podem ser avaliados pela densidade de corrente que flui do invólucro ou pela queda de tensão. Se a densidade de corrente for negativa, nesta seção da coluna há uma zona anódica na qual ocorre a destruição do metal por corrosão.

O estado de corrosão é determinado por inspeção nas transições e interseções com tubulações com um estado insatisfatório do revestimento protetor, não fornecido com uma polarização catódica contínua do valor protetor.

O estado de corrosão do equipamento deve ser controlado por diversos métodos que se complementam. Um método muito importante é o visual, que permite determinar a natureza da destruição do equipamento, a possibilidade de operação adicional e ajustar os métodos de proteção contra a corrosão. No entanto, uma inspeção interna só pode ser realizada após o equipamento ter sido parado para reparos. Junto com o método visual, são utilizados métodos instrumentais. Às vezes, é usado o método de escarear a parede do equipamento até uma profundidade igual à espessura da parede de projeto, e o momento é definido quando a espessura da parede restante correspondente à tolerância de corrosão é corroída. Na presença de sulfeto de hidrogênio no ambiente de trabalho, sondas de hidrogênio são usadas para determinar o grau de hidrogenação do metal do equipamento.

O estado corrosivo do ambiente é caracterizado pelo valor do pH, pela concentração de oxigênio e dióxido de carbono. Como o oxigênio e o dióxido de carbono são corrosivos, removê-los da água é uma das tarefas críticas ao preparar a água. Ao contrário do oxigênio, o dióxido de carbono reage parcialmente com a água para formar ácido carbônico.

O estado de corrosão da estrutura é determinado pelo comprimento das zonas de risco de corrosão por medições elétricas. Os resultados da determinação das zonas anódicas e catódicas na estrutura existente são apresentados na forma de um gráfico de distribuição de diferenças de potencial.

O estado de corrosão de uma estrutura subterrânea é estabelecido por medições elétricas e sua inspeção minuciosa.

O estado corrosivo dos gasodutos subterrâneos e o perigo de sua destruição são determinados com base em várias medições elétricas.

O estado de corrosão do rotor de cinco rodas pode ser explicado da seguinte forma. Atinge a primeira roda grande quantidade gotas de ácido sulfúrico, mas a temperatura do meio é mais baixa aqui, o que faz com que a agressividade seja menor.

O estado de corrosão das estruturas metálicas subterrâneas da cidade só pode ser caracterizado com precisão após uma série de medições elétricas.

O exame do estado de corrosão de vários tipos de PMEs operando em condições marítimas por mais de 10 anos sem o uso de medidas anticorrosivas mostrou o seguinte.

O estado de corrosão é controlado pela detecção de falhas magnéticas, radiográficas, escutas ultrassônicas ou câmeras de televisão passadas dentro do tubo. O estudo de tensões e deformações é realizado por dispositivos mecânicos lançados através da tubulação no final da construção, pelo método tensométrico, etc. e outros métodos.

CORPORAÇÃO PÚBLICA
SOCIEDADE CONJUNTA
TRANSPORTE DE PETRÓLEO "TRANSNEFT"
OJSC AK TRANSNEFT

TECNOLÓGICA
REGULAMENTOS

REGRAS DA PESQUISA
CONDIÇÃO CORROSIVA
PRINCIPAIS TUBO DE PETRÓLEO

Moscou 2003

Os regulamentos desenvolvidos e aprovados pela OAO AK Transneft estabelecem requisitos obrigatórios para toda a indústria para a organização e execução de trabalhos na área de transporte de oleodutos troncais, bem como requisitos obrigatórios para formalização dos resultados desses trabalhos.

Os regulamentos (normas empresariais) são desenvolvidos no sistema da OAO AK Transneft para garantir a confiabilidade, segurança industrial e ambiental dos oleodutos, regular e estabelecer a uniformidade de interação entre as divisões da Empresa e a OAO MN na realização de trabalhos nas principais atividades de produção tanto entre si e com empreiteiros, órgãos estaduais de fiscalização, bem como unificação da aplicação e implementação obrigatória dos requisitos das normas, normas e outros documentos regulamentares federais e setoriais pertinentes.

REGRAS DA PESQUISA
CONDIÇÃO CORROSIVA
PRINCIPAIS TUBO DE PETRÓLEO

1. ÂMBITO DAS REGRAS

1.1. As regras de inspeção se aplicam a oleodutos subterrâneos que possuem um sistema de proteção contra corrosão ativo e um tipo apropriado de revestimento isolante.

1.2. Ao desenvolver as regras, foram utilizados documentos normativos:

Estruturas de aço principal. Requerimentos geraisà proteção contra corrosão.

Principais tubulações de aço. Requisitos gerais para proteção contra corrosão.

RD 153-39.4-039-99 "Padrões de projeto ECP tubulações principais e locais dos principais oleodutos.

2. OBJETIVOS DA PESQUISA

Os principais objetivos do inquérito são:

2.1. Avaliação do estado de corrosão de oleodutos.

2.2. Avaliação do estado de proteção anticorrosiva.

2.3. Detecção oportuna e eliminação de danos por corrosão.

2.4. Desenvolvimento e implementação de medidas para melhorar a eficiência da proteção, otimizar o funcionamento das instalações da ECP.

3. ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO DE PESQUISA ANTI-CORROSÃO

3.1. Uma pesquisa anticorrosiva abrangente deve ser realizada pelos laboratórios de produção ECP na OAO MN ou organizações especializadas que têm permissão (licença) de Gosgortekhnadzor para realizar esses trabalhos.

3.2. O exame deve ser realizado:

O mais tardar 6 meses após o comissionamento do sistema de proteção eletroquímica para oleodutos recém-construídos com a emissão obrigatória de um certificado de conformidade com a qualidade da proteção anticorrosiva às normas estaduais;

Pelo menos 1 vez em 5 anos para oleodutos instalados em áreas com alto risco de corrosão de acordo com;

Pelo menos uma vez a cada 10 anos em outras áreas.

Inspeção não programada após detecção durante a operação influência nociva de sistemas ECP de utilitários subterrâneos recém-construídos nas proximidades e cruzando e de ferrovias eletrificadas.

3.3. De acordo com a periodicidade da vistoria de acordo com o parágrafo OAO MN, deve ser desenvolvido um programa de vistorias anticorrosivas para os próximos 10 anos.

3.4. Todos os anos, antes de 1º de janeiro do ano seguinte, o Programa deve ser ajustado levando em consideração o trabalho de levantamento realizado no ano em curso.

3.5. O levantamento deve ser realizado em laboratórios de campo da ECP e modernos equipamentos de medição, nacionais e importados.

3.6. A metodologia de levantamento deve estar de acordo com as RD "Instruções para um levantamento abrangente do estado de corrosão dos principais oleodutos".

3.7. Os contratos de vistoria com terceiros devem ser concluídos antes de 1º de abril do ano em curso.

3.8. O anexo obrigatório ao contrato é o "Programa de Inspeção de Corrosão do Oleoduto", elaborado com base nas "Instruções para uma Inspeção Abrangente de Corrosãoestado on-line de MN”, levando em consideração as características do estado de corrosão e fatores de corrosão da área pesquisada.

3.9. O prazo para a emissão dos resultados da pesquisa de corrosão por uma organização terceirizada não deve ser posterior a 1º de abril do ano seguinte. Um relatório de informações com os resultados preliminares e mais importantes deve ser emitido antes de 1º de novembro do ano corrente para a inclusão oportuna no plano de atividades do próximo ano que exigem investimentos de capital.

4. COMPOSIÇÃO DE UMA PESQUISA ABRANGENTE

4.1. A análise do risco de corrosão ao longo do percurso de oleodutos é realizada com base em dados sobre o risco de corrosão dos solos, incluindo dados microbiológicos, a presença e natureza de correntes parasitas, a presença de áreas muito tempo ficaram sem proteção.

4.2. Coleta e análise de dados estatísticos sobre as condições de operação da proteção anticorrosiva do trecho pesquisado do oleoduto para todo o período anterior ao levantamento abrangente: características tecnológicas das instalações ECP, informações sobre a operação das instalações de proteção eletroquímica no período passado de operação, informações sobre o estado de isolamento.

4.3. Realização de um complexo de trabalhos eletrométricos:

Na localização de defeitos e na avaliação da resistência de transição do revestimento isolante pelo método do gradiente de potencial, método do eletrodo remoto e outros métodos;

Medindo o potencial de proteção ao longo do comprimento e nas zonas de correntes parasitas - ao longo do comprimento e do tempo;

Medindo as características de corrosão do solo - a resistência específica do solo, as características de polarização do solo.

4.4. Determinação de locais de risco de corrosão com base no processamento e análise de dados de pesquisa.

4.5. Abertura de oleoduto em locais corrosivos em processo de inspeção com elaboração de laudos de perfuração, eliminação de defeitos de isolamento e danos por corrosão pelos serviços operacionais.

4.6. Solução de problemas computacionais e analíticos para garantir a segurança contra corrosão do oleoduto:

4.6.1. Avaliação de isolamento, incluindo:

Previsão de mudanças em suas propriedades físicas e químicas ao longo do tempo;

Estimativa da vida residual da isolação;

Determinação do período óptimo e sequência de reparações ao isolamento das secções.

4.6.2. Definição condição técnica meio de ECP:

Conformidade dos parâmetros de instalação com os documentos normativos;

Condição técnica dos elementos das instalações ECP;

Previsão de mudanças nos parâmetros das instalações ECP ao longo do tempo;

Desenvolvimento de medidas para otimizar o trabalho e o tempo de reparação das instalações da ECP.

4.6.3. Avaliação do estado de corrosão do oleoduto.

4.7. Elaboração de relatório de vistoria com emissão de recomendações para melhoria da proteção integrada de oleodutos.

4.8. Se necessário, desenvolvimento de um projeto de reparação e reconstrução das instalações da ECP com base nas recomendações do levantamento.

4.9. Os resultados da pesquisa devem ser apresentados em papel e mídia magnética.

4.10. Após a recepção do relatório, o serviço ECP do OJSC MN deverá utilizar os resultados do inquérito para reabastecer a base de dados operacional e arquivística sobre o estado da protecção anticorrosiva.

5. PRINCIPAIS DISPOSIÇÕES DA METODOLOGIA DE PESQUISA

5.1. Análise de risco de corrosão ao longo da rota do oleoduto

5.1.2. A avaliação do risco de corrosão ao longo do percurso do oleoduto é realizada de forma a identificar as áreas que requerem uma vistoria prioritária com uma extensa lista de trabalhos eletrométricos.

5.1.3. A avaliação do risco de corrosão não é realizada no caso em que as áreas corrosivas são estabelecidas anteriormente.

5.1.4. A medição da resistividade elétrica do solo é realizada de acordo com o circuito Wenner de quatro eletrodos.

5.1.5. O risco de corrosão da corrosão biológica é determinado usando análise microbiológica de solos de acordo com os métodos existentes.

5.1.6. O risco de corrosão por correntes parasitas é calculado pelas fórmulas, levando em consideração a distância entre a ferrovia eletrificada e oleoduto, a distância entre as subestações de tração e o tipo de corrente ferroviária (DC, AC).

5.1.7. O risco geral de corrosão é calculado levando em consideração os valores especificados nos parágrafos. - . De acordo com os resultados da avaliação do risco de corrosão, a sequência e o escopo da inspeção de seções de oleodutos são determinados.

5.2. Análise de dados sobre as condições de funcionamento da proteção anticorrosiva para o período anterior.

5.2.1. Objetivo da análise:

Identificação de trechos do oleoduto perigosos em termos de corrosão;

Avaliação integral da resistência de isolamento por seções para todo o período de operação.

5.2.2. Para análise, é necessário resumir os dados:

De acordo com os resultados da inspeção do oleoduto nos poços de acordo com os relatórios de pitting apresentados;

Na detecção de falhas em linha;

Em falhas de corrosão de oleodutos;

Com base em medições anteriores do potencial de proteção e modos de operação das instalações ECP.

5.2.3. As áreas que sofreram danos por corrosão estão sujeitas a estudo detalhado. Todos os danos por corrosão devem ser comparados com a avaliação do risco de corrosão determinada na primeira fase do levantamento.

5.2.4. Uma avaliação retrospectiva do estado da isolação é realizada de acordo com a resistência de isolação calculada a partir dos dados operacionais das unidades ECP e a distribuição da diferença de potencial ao longo da tubulação.

5.3. Realização de trabalho eletrométrico

5.3.1. A busca de locais defeituosos no isolamento é realizada por um dos seguintes métodos:

Eletrodo remoto;

gradiente de tensão CC;

gradiente longitudinal;

gradiente transversal.

5.3.2. A medição do potencial de proteção ao longo do comprimento é determinada pelo potencial de polarização.

5.3.3. O potencial de polarização é medido por métodos de acordo com e NTD.

5.3.4. As medições de potencial de proteção contínua podem ser feitas da seguinte forma:

Método de eletrodo remoto;

O método de medições intensivas com o uso de desligamento de instalações ECP.

5.3.5. Com base nas medições, é elaborado um gráfico da distribuição do potencial de proteção ao longo da tubulação.

5.4. Solução de problemas de cálculo para garantir a segurança contra corrosão

5.4.1. Ao avaliar o estado atual do isolamento e prever mudanças em seus parâmetros, as seguintes tarefas são resolvidas:

Dê uma avaliação integral da resistência à sua corrente contínua;

Determinar propriedades físico-químicas isolamento;

Calcular o recurso residual de isolamento;

Determine o período ideal de re-isolamento do oleoduto.

5.4.2. Determinar os parâmetros das instalações de ECP e prever mudanças em seus parâmetros ao longo do tempo.

Os cálculos são feitos com base nos dados iniciais:

Parâmetros elétricos de instalações catódicas e de banda de rodagem;

Características do passaporte das instalações ECP;

Parâmetros estruturais e elétricos de aterramento anódico;

Dados de controle periódico das instalações ECP.

5.4.3. A avaliação da vida residual dos elementos das instalações ECP é realizada:

Para instalações de proteção catódica:

Aterramento do ânodo;

conversor catódico;

linha de drenagem;

Terra protetora.

Para instalações de proteção de drenagem:

drenagem;

linha de drenagem;

Para instalações de banda de rodagem - protetores.

5.4.4. Uma avaliação abrangente do estado da ECP de um oleoduto é realizada de acordo com os seguintes critérios:

Segurança geral;

Segurança da tubulação em comprimento;

Segurança de pipeline ao longo do tempo.

5.5. A avaliação do estado de corrosão do oleoduto é realizada para identificar as seções mais corrosivas dos oleodutos

5.5.1. A avaliação é feita resumindo todos os dados de pesquisa e dados sobre a presença de danos por corrosão. Os dados resumidos sobre o estado de corrosão são inseridos no formulário determinado pelo NTD para inspeção anticorrosiva.

5.5.2. O risco de corrosão é determinado pela soma de pontos que avaliam a influência de vários fatores de corrosão.

5.6.2. Com base na análise de dados sobre o estado do revestimento isolante e cálculos da vida residual do isolamento, devem ser alocadas áreas e prazos para reparo do isolamento.

5.6.3. Com base nos dados sobre a operação das instalações ECP e estudos de viabilidade sobre a vida residual e otimização, medidas devem ser determinadas para melhorar o sistema ECP para garantir a proteção necessária em comprimento e tempo.

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O exame do estado de corrosão de tubulações e cabos existentes localizados na zona de influência de correntes parasitas é realizado medindo a diferença de potencial entre a tubulação e o solo usando voltímetros de alta resistência. As zonas anódicas de uma estrutura subterrânea são muito perigosas e requerem medidas de proteção urgentes. A avaliação do grau de perigo de corrosão em zonas alternadas é realizada de acordo com o valor do coeficiente de assimetria (Tabela I.

Uma análise do estado de corrosão dos conduítes pré-fabricados mostrou que sua vida útil nos depósitos de Zapadno-Surgutskoye e Solkinskoye não excede 3 a 6 anos. Durante a operação, apenas no sistema de manutenção de pressão do reservatório do campo Zapadno-Surgutskoye, 14 km de dutos foram completamente substituídos. Durante 1978, 30 rupturas e fístulas foram registradas nos oleodutos no campo Solkinskoye e 60 rupturas no Zapadno-Surgutskoye.

Uma análise do estado de corrosão das estruturas metálicas OOGCF indica que delaminações escalonadas que penetram no material das paredes de equipamentos do tipo concha em mais de 50% são inaceitáveis.

Uma análise do estado de corrosão do equipamento GTP no campo de Orenburgskoye mostrou que a superfície interna do equipamento é coberta com uma camada uniforme de cerca de 0 1 mm de espessura, que é depósitos pirofóricos.

Um exame do estado corrosivo do equipamento de produção de HDPE mostra que a principal causa da corrosão do equipamento é a exposição a um ambiente agressivo contendo cloreto de hidrogênio formado durante a decomposição do catalisador. O processo de corrosão dos equipamentos leva à diminuição de sua vida útil, reparos frequentes dos equipamentos e contaminação do polietileno com produtos de corrosão. Os compostos de ferro que entram no polímero afetam negativamente suas propriedades físico-químicas e mecânicas. Causam envelhecimento prematuro (destruição) do polímero, coloração indesejável dos produtos em cor cinza escuro, aumentam a fragilidade e reduzem as propriedades dielétricas do polímero. Além disso, durante a corrosão de equipamentos envernizados, ocorre que partículas de verniz entram no polietileno, o que leva ao seu inchaço ou à formação de poros no interior do polímero.

O estado de corrosão do LP MG é entendido como uma expressão quantitativa dos indicadores de desempenho da seção do LP MG contendo defeitos de corrosão e (ou) origem estresse-corrosão.

Para determinar o estado de corrosão (diagnóstico) e detecção oportuna de possíveis falhas de corrosão, as máquinas em operação são verificadas periodicamente.

A determinação remota do estado de corrosão no futuro permite realizar testes acelerados com a configuração de um experimento controlado e simulação de etapas individuais do processo de corrosão.

As medições elétricas são feitas para determinar o estado de corrosão e escolher um método de proteção para gasodutos recém-construídos antes de serem colocados em operação (antes de serem conectados à rede existente). Os gasodutos recém-instalados são desviados para os que estão em operação, a fim de obter uma imagem real do estado elétrico dos gasodutos, que ocorre após serem conectados à rede existente. Se durante as medições for estabelecido que os potenciais não excedem 0 1 V, geralmente a conexão é feita sem quaisquer condições. Em potenciais acima de OD V (até 0 6 V), é possível ligar um novo gasoduto para gás, desde que a proteção seja realizada dentro de 3-5 meses. Em altos potenciais, é impossível ligar gasodutos recém-construídos para gás antes do dispositivo de proteção, pois após um curto período de tempo o gasoduto pode ser destruído pela corrente, o que por sua vez pode levar a graves consequências. Na prática, são conhecidos numerosos casos em que gasodutos desprotegidos foram destruídos por correntes parasitas 1 a 2 meses após a sua entrada em operação, bem como antes de sua entrada em operação, especialmente nas áreas de subestações de tração ferroviária.

A previsão de longo prazo do estado de corrosão de seções de gasodutos deve ser usada para selecionar pontos característicos para observar a dinâmica da corrosão em sistemas de monitoramento de corrosão estacionários e móveis e para corrigir os regulamentos de monitoramento de parâmetros de corrosão e proteção de gasodutos de vários tipos corrosão.

Para controlar o estado de corrosão, são utilizados métodos de ensaios não destrutivos, que podem ser usados ​​tanto de forma constante e periódica (ou, se necessário, como adicionais) quanto em qualquer estágio de operação dos objetos, independentemente de sua condição. Esses métodos incluem o método de emissão ultrassônica, radiográfica e acústica de detecção de falhas de cor.

Para determinar o estado de corrosão do sistema, são utilizados parâmetros termodinâmicos e experimentais deste sistema, bem como as dependências empíricas. O programa inclui previsão do potencial metálico do sistema, corrente de corrosão, curso das curvas de polarização, áreas de imunidade (ativa e passiva), permite encontrar as combinações mais desfavoráveis ​​de condições que garantem o desenvolvimento da corrosão. Os autores delinearam maneiras de melhorar o programa de previsão de corrosão, o que deve aumentar a precisão e a confiabilidade da previsão para os valores que caracterizam o sistema de corrosão.