Werkstoffkompetenz für Petrochemie und Raffinerien
Werkstoffkompetenz für Petrochemie und Raffinerien
– von der Revision bis zur Restlebensdauer
Für Betreiber petrochemischer Anlagen und Raffinerien: Fitness-For-Service-Analysen, Schadensanalysen, Werkstoffberatung und On-Site-Inspektionen – normgestützt nach API, NACE und ASME, praxisnah und unabhängig.
Schadensanalyse HTHA / Nelson-Kurven Korrosionsberatung On-Site Inspektion Gutachten VDI 3822
Werkstoffberatung
HERAUSFORDERUNG
Petrochemische Anlagen operieren unter Bedingungen, die Werkstoffe systematisch angreifen – Hochtemperatur, aggressive Medien, Druckwechsel, H₂S und Wasserstoff.
-
- Ein Befund während der Revision lässt keinen Spielraum – Weiterbetrieb oder Austausch muss schnell und sicher entschieden werden.
-
- Korrosion, HTHA oder Spannungsrisskorrosion schreiten fort – kritische Mechanismen wurden zu spät erkannt.
-
- Ein Schadensereignis erfordert sofortige Ursachenklärung – für Versicherung, Behörde und sicheren Wiederanlauf.
-
- Eine neue Prozesschemikalie oder geänderte Betriebsparameter erfordern eine neue Werkstoffbewertung für bestehende Komponenten.
Revision läuft, Befund offen oder ungeplanter Anlagenstillstand?
LEISTUNGEN
Unsere Leistungen für Petrochemie und Raffinerien
Fitness-For-Service Analysen
01
Objektive Bewertung der Gebrauchstauglichkeit von Druckbehältern, Rohrleitungen, Wärmetauschern und anderen Komponenten für den sicheren Weiterbetrieb. Abschätzung sicherer Restlebensdauern auf Basis normgestützter Bewertungsverfahren.
- FFS-Bewertung nach API 579-1 / ASME FFS-1
- Korrosions-, Ermüdungs- und Beulbewertung
- Restlebensdauerabschätzung für kritische Systeme
- Bewertung von Eindellungen, Wanddickenverlust, Rissen
- Grundlage für behördliche Weiterbetriebsgenehmigungen
API 579
ASME FFS-1
Restlebensdauer
Forensische Schadensanalyse
02
Systematische Ursachenermittlung bei Schadensereignissen in petrochemischen Anlagen und Raffinerien – Leckagen, Brüche, Korrosionsschäden, Druckbehälterversagen. Klare Handlungsempfehlungen gegen den Wiedereintritt, normgestützte Dokumentation nach VDI 3822.
- Ursachenermittlung nach API 571 (Schädigungsmechanismen)
- Metallografie, REM/EDX, fraktografische Analyse
- Gutachten für Versicherungen, Behörden und Gerichte
- Handlungsempfehlungen für sicheren Wiederanlauf
API 571
VDI 3822
Forensic Engineering
On-Site Inspektion & Revisionsunterstützung
03
Zerstörende und zerstörungsfreie Prüfung direkt an der Anlage – vor Ort, ohne Laborverzug. Praxisnahe Bewertung des realen Anlagenzustands, Befunddokumentation und Handlungsempfehlungen direkt aus der Revision.
API 510
API 570
ZfP / ZP
Werkstoffberatung & Schweißberatung
04
Beratung zur Werkstoffauswahl für Prozesskomponenten unter H₂S-, Wasserstoff-, Hochtemperatur- und Druckbedingungen. Schweißberatung für Reparaturen und Neubauten unter Prozessbedingungen.
NACE MR0175
H₂S-Beständigkeit
Schweißberatung
Korrosionsberatung & Schutzkonzepte
05
Identifikation kritischer Korrosionsmechanismen in petrochemischen Prozessumgebungen. Entwicklung maßgeschneiderter Schutz- und Inspektionskonzepte zur Sicherung der Anlagenverfügbarkeit und Reduzierung ungeplanter Stillstände.
H₂S / SSC
HTHA
Naphthensäure
NORMENKOMPETENZ
API 571 (Schädigungsmechanismen)
API 510 / API 570
NACE SP0169
NACE MR0175
ASME B31.3
Nelson-Kurven (API 941)
VDI 3822
DIN EN 13480
SCHÄDIGUNGSMECHANISMEN – WAS WIR IN PETROCHEMIE UND RAFFINERIE TÄGLICH SEHEN
API 571 listet über 60 Schädigungsmechanismen – wir kennen die kritischen Ihrer Anlage.
-
High-Temperature Hydrogen Attack (HTHA)
HOCHTEMPERATUR
Wasserstoffangriff bei erhöhten Temperaturen und Partialdrücken – Bewertung anhand Nelson-Kurven (API 941), In-situ-Analyse und Schutzmaßnahmen.
-
Sulfide Stress Cracking (SSC) & HIC
H₂S-UMGEBUNG
Wasserstoffinduzierte Rissbildung und Sulfid-Spannungsrisskorrosion nach NACE MR0175 – Werkstoffauswahl, Prüfung und Risikobewertung.
-
Naphthensäurekorrosion
SÄUREANGRIFF
Hochtemperaturkorrosion durch Naphthensäuren in Rohöl – Werkstoffbewertung, TAN-Monitoring und Schutzkonzepte für betroffene Anlagenteile.
-
Thermische Ermüdung & Kriechschäden
ERMÜDUNG
Langzeitschäden durch Temperaturschwankungen und Kriechbeanspruchung an Rohrleitungen, Wärmetauschern und Reaktoren – In-situ-Bewertung und Restlebensdauer.
-
Amine Cracking & Caustic SCC
SPANNUNGSRISSKORROSION
Spannungsrisskorrosion in Aminwäschern und kaustischen Umgebungen – Ursachenanalyse, Wärmebehandlungsempfehlungen und Inspektion.
-
Erosionskorrrosion & Strömungskorrosion
WANDDICKENVERLUST
Wanddickenverlust durch Erosion und turbulente Strömung in Rohren und Armaturen – Bewertung, Schutzmaßnahmen und FFS-Integration.
PROJEKTREFERENZEN (ANONYMISIERT)
Aus der Praxis – was wir für Raffineriebetreiber und Petrochemieanlagen geleistet haben
-
HTHA-Bewertung Reaktordruckbehälter (Cr-Mo-Stahl)
RAFFINERIE
FFS-Bewertung nach API 579 und Nelson-Kurven-Analyse für einen Reaktordruckbehälter nach Befund veränderter Betriebsparameter. In-situ-Analyse auf HTHA-Schädigung.
→ Sicherer Weiterbetrieb für 4 Jahre bestätigt, Inspektionsplan angepasst
-
Schadensanalyse Leckage Prozessrohrleitung (H₂S-Umgebung)
PETROCHEMISCHE ANLAGE
Forensische Analyse nach Leckage einer Prozessrohrleitung. SSC als primärer Mechanismus identifiziert, ungeeignete Werkstoffwahl im ursprünglichen Designprozess nachgewiesen.
→ Gutachten für Versicherungsregulierung, Regressanspruch durchgesetzt
-
Korrosionsschutzkonzept Naphthensäureangriff
RAFFINERIE
Analyse von Naphthensäurekorrosion in der Vakuumdestillation. Werkstoffwechsel auf höherlegierte Stähle, TAN-basiertes Monitoring-Konzept entwickelt und implementiert.
→ Inspektionsintervalle verdoppelt, Produktionsausfälle um 70 % reduziert
ZUSAMMENARBEIT
So läuft eine Zusammenarbeit ab
[receiver]
Anfrage
Kurze Beschreibung des Befunds, der Anlage oder der Fragestellung. Dringlichkeit wird sofort berücksichtigt.
Erstgespräch
Innerhalb von 24 Stunden: erste technische Einschätzung, Klärung des Untersuchungsumfangs und Terminplanung.
Vor-Ort-Termin
On-Site-Inspektion oder Laboranalyse – oder beides. Lückenlose Dokumentation aller Befunde und Probenahmen.
Bericht & Empfehlung
Normgestützter Abschlussbericht mit klaren Handlungsempfehlungen – für Weiterbetrieb, Reparatur oder Austausch.
Akuter Schadensfall oder laufende Revision?
WARUM TECHNICAL CENTER
Was Raffineriebetreiber und Petrochemieanlagen von uns erwarten – und bekommen
-
API-Expertise aus der Praxis
API 579, API 571, API 510, API 570, API 941 – wir wenden diese Regelwerke täglich an, nicht nur im Handbuch.
-
Vor-Ort-Kompetenz
Wir kommen zu Ihrer Anlage – On-Site-Inspektionen und In-situ-Analysen sind kein Sonderfall, sondern Standard für uns.
-
Gerichtsfeste Dokumentation
Alle Berichte nach VDI 3822 – verwendbar für Versicherungen, Behörden, Weiterbetriebsgenehmigungen und Gerichtsverfahren.
-
Branchenspezifisches Schädigungswissen
HTHA, SSC, HIC, Naphthensäure, Amine Cracking – wir kennen die spezifischen Mechanismen der Petrochemie und Raffinerieindustrie.
TYPISCHE ANLÄSSE
Wann Betreiber petrochemischer Anlagen uns kontaktieren
-
Während einer Revision mit offenem Befund – Weiterbetrieb oder Austausch muss schnell entschieden werden
-
Nach einer Leckage, einem Versagen oder einem ungeplanten Stillstand mit Klärungsbedarf
-
Bei geänderten Betriebsparametern oder neuen Prozesschemikalien – Werkstoffeignung muss neu bewertet werden
-
Wenn HTHA-Verdacht besteht und eine Nelson-Kurven-Bewertung oder In-situ-Analyse benötigt wird
-
Bei H₂S-Exposition mit Verdacht auf SSC oder HIC – Werkstoffprüfung und NACE-konforme Bewertung gesucht
-
Für Versicherungs- oder Gewährleistungsverfahren nach einem Schadensereignis
HÄUFIGE FRAGEN
Was Betreiber vor der ersten Anfrage wissen wollen
-
Können Sie eine FFS-Bewertung nach API 579 während einer laufenden Revision durchführen?
Ja. FFS-Bewertungen nach API 579-1 / ASME FFS-1 sind ein Kernangebot für laufende Revisionen. Wir können kurzfristig mobilisieren, Befunddaten vor Ort aufnehmen und eine belastbare Weiterbetriebsempfehlung liefern – innerhalb des Revisionsfensters. Sprechen Sie uns bei Dringlichkeit direkt telefonisch an. -
Was ist eine HTHA-Bewertung und wann ist sie notwendig?
High-Temperature Hydrogen Attack (HTHA) tritt auf, wenn Stähle bei erhöhten Temperaturen und Wasserstoffpartialdrücken betrieben werden, die oberhalb ihrer Nelson-Kurve liegen. Eine HTHA-Bewertung nach API 941 ist notwendig bei Prozessänderungen, nach Betriebsstörungen mit veränderten Temperaturen oder Drücken, bei älteren Anlagen mit historisch unzureichender Dokumentation oder wenn mikroskopische Schäden vermutet werden. Wir führen Nelson-Kurven-Bewertungen und In-situ-Analysen durch. -
Welche Unterlagen brauchen Sie für eine Fitness-For-Service Bewertung?
Idealerweise: Materialzertifikate, Betriebshistorie (Druck, Temperatur, Medium), Wanddickenmessungen, Inspektionsprotokolle und Zeichnungen der betroffenen Komponente. Falls Unterlagen fehlen oder unvollständig sind, können wir mit einer reduzierten Datenbasis arbeiten oder fehlende Parameter konservativ abschätzen – mit entsprechendem Hinweis auf die Unsicherheiten der Bewertung. -
Können Sie auch bei H₂S-Umgebungen und NACE-Anforderungen unterstützen?
Ja. Werkstoffbewertung und -auswahl nach NACE MR0175 / ISO 15156, Prüfung auf SSC- und HIC-Beständigkeit sowie Beratung zur Umsetzung von NACE-Anforderungen sind fester Bestandteil unseres Leistungsportfolios für die Petrochemie. Wir kennen die Anforderungen aus der Praxis und übersetzen sie in konkrete Werkstoff- und Inspektionsentscheidungen.
-
Wie schnell können Sie bei einem ungeplanten Stillstand oder Schadensereignis vor Ort sein?
Bei akutem Handlungsbedarf – ungeplanter Stillstand, Leckage oder Schadensereignis – sind wir in der Regel innerhalb von 24–48 Stunden vor Ort, bundesweit. Bitte schildern Sie in Ihrer Anfrage kurz die Situation und Dringlichkeit, damit wir sofort priorisieren können. Für akute Fälle ist eine direkte telefonische Kontaktaufnahme am schnellsten.
