(Fortsetzung aus Heft 101(2003)1, S.54-58) Mit einer Methode, die auf der Wahrscheinlichkeitsanalyse basiert, kann die Verlässlichkeit einer Pipeline eingeschätzt werden. Korrosion ist die größte Bedrohung für Pipelines. Im ersten Teil des Artikels wurde die Methode vorgestellt. In diesem Teil wird anhand eines Beispieles die Anwendung der Methode beschrieben. Bei der Methode wird hochauflösende ILI (In-line Inspektion) eingesetzt und die Defekte und deren Größe mit der Wahrscheinlichkeit des Versagens verknüpft. Die vorhergesagte Verlässlichkeit wird mit einem vorher bestimmten Verlässlichkeitsniveau verglichen. Daraus werden dann Entscheidungen abgeleitet. Bei dem Beispiel handelt es sich um die 22 Jahre alte Rohöl-Pipeline Dos Bocas-El Castanco (60 km Länge) in Mexiko. Zur In-line-Inspektion wurde ein Ultraschallgerät eingesetzt. Der Zufallsfehler wurde bei der Größenbestimmung der Defekte ermittelt, er lag bei +/- 12 % des Pipelinedurchmessers in 95 % der Messungen. Die Ergebnisse zeigten, dass externe und interne Korrosion die Hauptursache der Defekte ist. 3 % der Defekte beruhen auf Konstruktions- und mechanischen Fehlern. Vom Zeitpunkt der Inspektion an wird die zeitabhängige Wahrscheinlichkeit des Versagens graphisch dargestellt. Daraus wurde deutlich, dass sofort ein Reparaturprogramm geplant werden muss. Dabei werden die Pipelineabschnitte mit dem höchsten Risiko zuerst herausgesucht. Die Segmente werden anhand der Versagenswahrscheinlichkeit und dem Entscheidungsmodell bestimmt. Mit dem Entscheidungsmodell kann auch bestimmt werden, ob es besser ist, gleich eine Reparatur durchzuführen, welche Inspektionsintervalle nötig sind, ob der Durchsatz erhöht werden kann und welche Folgen die Entscheidungen nach sich ziehen. Einige mögliche Entscheidungen und deren Folgen werden vorgestellt. In allen Fällen sollte der sichere Betrieb um 8 Jahre verlängert werden. Dazu gehören: Reduzierung der Korrosionsrate um 50 % und ein Betriebsdruck von 45 kg/m3; Durchführung von 8 Reparaturen, Reduzierung der Korrosionsrate um 30 % und ein Betriebsdruck von 43 kg/cm3; 15 Reparaturen und ein Betriebsdruck von 43 kg/cm 3. Die optimale Strategie wird dann anhand der Kosten-Nutzen-Analyse ausgewählt.


    Zugriff

    Zugriff über TIB

    Verfügbarkeit in meiner Bibliothek prüfen

    Bestellung bei Subito €


    Exportieren, teilen und zitieren



    Titel :

    Reliability-based method assesses corroding oil pipeline. Pipeline inspection - conclusion


    Weitere Titelangaben:

    Die Einschätzung des Versagens einer korrodierenden Pipeline mit einer Methode basierend auf der Wahrscheinlichkeitsanalyse. Pipelineinspektion - Schlussteil


    Beteiligte:
    Caleyo, F. (Autor:in) / Hallen, J.M. (Autor:in) / Gonzalez, J.L. (Autor:in) / Fernandez-Lagos, F. (Autor:in)

    Erschienen in:

    Oil and Gas Journal ; 101 , 2 ; 56-61


    Erscheinungsdatum :

    2003


    Format / Umfang :

    6 Seiten, 5 Bilder, 12 Quellen



    Medientyp :

    Aufsatz (Zeitschrift)


    Format :

    Print


    Sprache :

    Englisch




    Reliability-based method assesses corroding pipelines. Pipeline inspection - 1

    Caleyo, F. / Hallen, J.M. / Gonzalez, J.L. et al. | Tema Archiv | 2003


    Hydrogen entry into pipeline steel under freely corroding conditions in two corroding media

    Dey, S. / Mandhyan, A.K. / Sondhi, S.K. et al. | Tema Archiv | 2006




    Pipeline failure rates - conclusion. Pipeline grouping method improves aggregate data

    Caleyo, Francisco / Alfonso, Lester / Alcantara, Juan et al. | Tema Archiv | 2006