Оценка на корозионното състояние на отоплителните мрежи. Правила за диагностика на корозионното състояние на метални предмети и системи за електрохимична защита

-- [ Страница 1 ] --

УДК 622.691.4.620.193 / .197

Като ръкопис

Аскаров Герман Р.

ОЦЕНКА НА ВЛИЯНИЕТО НА НЕСТАБИЛНИТЕ

ТЕМПЕРАТУРЕН РЕЖИМ НА КОРОЗИВ

СЪСТОЯНИЕ НА ГАЗОВИ ТРЪБИ ГОЛЯМ ДИАМЕТЪР

Специалност 25.00.19 Строителство и експлоатация на нефто- и газопроводи, бази и складови съоръжения дисертация за научна степен кандидат на техническите науки

ръководителДоктор на техническите науки, професор Харис Нина Александровна Уфа

ВЪВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………………… 1. Съвременни идеи за температурния ефект върху корозионното състояние на газопровод …………… …………………………………………………………………. 1.1 кратко описание накорозионни процеси в тръбопроводния транспорт …………………………………………………………………………………. 1.1.1 Типични корозионни дефекти на стоманена тръба …………………. 1.2 Нарушаване на защитните свойства на изолационното покритие ………………… .. 1.3 Корозионна агресивност на почвите ……………………………… Причини за образуване на корозивни елементи върху външната 1. повърхност на газопровода ……………………………………………………………………………. 1.4.1 Условия за образуване на макрокорозионни елементи по външната повърхност на газопровода ……………………………………………………………………. 1.4.2 Промяна в електрическото съпротивление на почвата в непосредствена близост до тръбопровода, когато влагата се движи в корозивен почвен слой.... 1.5 Влияние на температурните и температурните колебания върху корозионното състояние на газопровода ………………………………………………………………………. 1.6 Диагностика на газопроводи с вградени черупки.... 1.7 Модели за прогнозиране на корозионните процеси …………………… Заключения към глава 1 Оценка на импулсния ефект на влажността и температурата върху 2.

корозивност на почвите около газопровода ...................... 2.1 Физическо моделиране и избор на контролни параметри ......... ........ 2.2 Кратко описаниеекспериментална настройка ………………………… ... 2.3 Експериментални резултати и ефект от повишаване на корозивната активност на почвите при импулсно температурно излагане ………………………… 2.4 Изследване на ефекта от честотата на температурните колебания и термичните параметри на почви с корозионна активност ……………………………… Скорост на корозия спрямо средна температура при 2.

Нестабилен топлообмен ……………………………………………………. Заключения към глава 2 …………………………………………………………………. 3. Прогнозиране на състоянието на корозия на газопровод въз основа на данните от линейно откриване на дефекти ……………………………………………………… 3.1 Критерии за оценка на опасността от корозия ……… ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………… 3.2 Анализ на корозионното състояние на газопроводния участък според данните за откриване на дефекти в линията …………………………………………………… 3.2.1 Характеристики на участъка на газопровода … …………………………………………… … 3.2.2 Анализ на резултатите от VTD ………………………………………………………. 3.3 Образуване и скорост на развитие на корозионни огнища по тръбопроводи с филмова изолация …………………………………………. 3.4 Прогнозиране на корозия на дефекти на тръби с голям диаметър ……………. Заключения към глава 3 …………………………………………………………………. 4. Разработване на метод за класиране на участъци от газопровода по степен на опасност за изнасяне за ремонт ………………………………………………………… .. 4.1. Методика за класиране на газопроводни участъци по степен на опасност ... 4.1.1 VTD на газопроводи при класиране по степен на опасност .................... ………………. 4.2 Цялостна диагностика на изолационни покрития и ECP съоръжения ……… 4.2.1 Фактори на опасност от корозионно увреждане на тръбопроводи ………. 4.2.2 Пример за изчисляване на комплексен индикатор за корозивност… .. 4.3 Отчитане на температурните колебания на газопроводи с голям диаметър… ..… .. 4.4 Общ интегрален индикатор …………………………………………… ………. 4.4.1 Пример за изчисляване на общия интегрален индикатор …………………. 4.5 Ефективност на разработката ……………………………………………………………

ВЪВЕДЕНИЕ

Уместностработи Общата продължителност на оперираните в системата на ОАО "Газпром"

подземните газопроводи са около 164,7 хил. км.

Понастоящем основният конструктивен материал за изграждане на газопроводи е стоманата, която има добри якостни свойства, но ниска устойчивост на корозия в околната среда - почвата, която при наличие на влага в порестото пространство е корозивна среда.

След 30 или повече години експлоатация на магистрални газопроводи, изолационното покритие остарява и престава да изпълнява защитни функции, в резултат на което корозионното състояние на подземните газопроводи значително се влошава.

За определяне на състоянието на корозия на магистралните газопроводи понастоящем се използва линейна дефектоскопия (IND), която с достатъчна точност определя местоположението и естеството на корозионните повреди, което дава възможност за проследяване и прогнозиране на тяхното образуване и развитие.

Наличието на подземни води (почвен електролит) играе значителна роля в развитието на корозионните процеси и трябва да се отбележи, че скоростта на корозия се увеличава в по-голяма степен не в постоянно напоявана или суха почва, а в почва с периодична влага.

импулсна промяна в температурата на газопровода и колебания на влажността в корозивния почвен слой. Количествените параметри на импулсния температурен ефект върху активирането на корозионните процеси обаче не са определени.

полагането на магистрални газопроводи при импулсно топлинно въздействие и прогнозата за корозионното състояние на тръбопроводите са от значение за газотранспортната индустрия.

Разработване и усъвършенстване на методи за определяне на корозионното състояние на участъци от магистрални газопроводи за своевременното им изтегляне за ремонт.

Основното задачи:

1 Определяне на промените в специфичното електрическо съпротивление на почвата около магистралния газопровод и анализ на особеностите на корозионните процеси в тръбопроводния транспорт.

2 Изследване в лабораторни условия на влиянието на импулсния топлинен ефект на изпомпвания газ и влага върху корозивността на почвата около подземния газопровод.

3 Изследване на образуването и развитието на корозионни дефекти по магистралния газопровод и прогноза за корозионното му състояние по данни от линейна дефектоскопия.

Разработване на методика за класиране на участъци от магистрални газопроводи въз основа на прогноза за тяхното корозионно състояние за изнасяне за ремонт.

Научна новост 1 Установена е промяната и са нанесени диаграми на специфичното електрическо съпротивление на почвата в зависимост от съдържанието на влага по периметъра на подземен газопровод с голям диаметър.

2 Фактът на активиране на корозионните процеси с импулсна промяна в температурата на изпомпвания газ в сравнение със стабилен температурен ефект е експериментално доказан и температурният диапазон, в който се развива максималната скорост на корозия при нестабилен (пулсов) температурен ефект е определено.

3 Установена е функционална зависимост за прогнозиране на образуването и развитието на корозионни дефекти по магистрални газопроводи.

Практическа стойностВъз основа на проведените проучвания е разработен стандарт на предприятието RD 3-M-00154358-39-821-08 "Методология за класиране на газопроводи на Газпром трансгаз Уфа" въз основа на резултатите от поточното откриване на дефекти за вземането им за ремонт възли, за да се определи последователността на изтеглянето им за ремонт.

Изследователски методиПоставените в работата проблеми са решени с помощта на теорията на подобието чрез моделиране на условията на топло- и масопренос на подземен газопровод с околната почва.

Резултатите от диагностичната работа бяха обработени по метода на най-малките квадрати с корелационен анализ. Изчисленията са извършени с помощта на софтуерния пакет StatGrapfics Plus 5.1.

Привеждат се в защита:

резултатите от изследванията на промените в специфичното електрическо съпротивление на почвата в зависимост от съдържанието на влага по периметъра на магистралния газопровод;

резултатите от лабораторни изследвания на импулсни топлинни въздействия върху активирането на корозионните процеси върху стоманен тръбопровод;

- метод за класиране на участъци от магистрални газопроводи за извеждането им за ремонт.

Основни резултатидисертация, публикувана в 30 научни труда, от които четири статии във водещи рецензирани научни списания, препоръчани от Висшата атестационна комисия на Министерството на образованието и науката на Руската федерация.

Структура и обхват на работаДисертационният труд се състои от въведение, четири глави, основни заключения, приложения, библиографски списъкизползваната литература, включваща 141 заглавия, е представена на 146 страници машинописен текст, съдържа 29 фигури и 28 таблици.

Апробация на работатаОсновните материали на дисертацията бяха представени на:

Научно-технически съвет на АО "Газпром" "Разработване и внедряване на технологии, оборудване и материали за ремонт на изолационни покрития и дефектни тръбни участъци, включително дефекти на SCC, по магистралните газопроводи на АД" Газпром", Ухта, 2003 г.;

- научно-техническа конференция на млади специалисти на АД "Газпром"

„Нови технологии в развитието на газовата индустрия”, Самара, 2003 г.;

Научно-практическа конференция "Проблеми и методи за осигуряване на надеждност и безопасност на обекти за тръбопроводен транспорт на въглеводородни суровини", Държавно унитарно предприятие IPTER, Уфа, 2004 г.;

международна научно-техническа конференция синергетика II", USNTU, Уфа, 2004 г.;

2-ра международна научно-техническа конференция "Новоселовски четения", USPTU, Уфа, 2004 г.;

Научно-техническа конференция на млади лидери и специалисти от индустрията в съвременни условия”, Самара, 2005 г.;

Тръбопроводен транспорт ", USPTU, Уфа, 2005, 2006, 2012 г.;

Научно-практическа конференция на млади учени и специалисти на OJSC Gazprom "Иновационен потенциал на младите учени и специалисти на OJSC Gazprom", Москва, 2006 г.;

Конференции за най-добро младежко научно-техническо развитие по проблемите на горивно-енергийния комплекс "ТЕК-2006", Москва, 2006 г.;

- конференции на Международната асоциация по горива и енергия (MTEA), Москва, 2006 г.

международна научно-практическа конференция по проблема за петролния и газов комплекс на Казахстан", Актау, 2011 г.

Състоянието на корозия на тръбопроводния газопровод е разработено в теоретични и експериментални изследвания на учени, които са пряко ангажирани с проблемите на тръбопроводния транспорт: A.B. Айнбиндер, М.З. Асадулина, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, A.G. Гареева, Н.А. Харис, A.G. Гумерова, К.М. Гумерова, И.Г.

Исмагилова, Р.М. Зарипова С.В. Карпова, М.И. Королева, Г.Е. Коробкова, В.В.

Кузнецова, Ф.М. Мустафина, Н.Х. Халиева, В.В. Харионовски и др.

По този начин подземната корозия на металите е един от най-сложните видове електрохимична и биологична корозия.

Според регулаторните документи има различни показатели за оценка на корозията на метала (загуба на метална маса за определено време, намаляване на дебелината на стената на тръбата, скорост на растеж на черупката и др.). Тези стойности са показатели за устойчивостта на металите към корозия в определени видове почви.

1.1.1 Типични корозионни дефекти на стоманена тръба В статията са разгледани корозионните дефекти, открити при високотемпературна термична работа и особеностите на тяхното проявление, свързани със състоянието на изолационното покритие.

Експлоатационният опит показва, че в зоните на ексфолиране на филмовата изолация, които са в режим на периодично овлажняване с подпочвени води, се развиват повреди под формата на обширни затварящи се ями (обща корозия).

Катодната защита на зоните на отлепване на филмовата изолация е затруднена, от една страна, от диелектричен екран под формата на полиетиленово фолио, а от друга страна, от нестабилни параметри на електролита, които възпрепятстват преминаването на катодния поляризационен ток през процепа в зоната на нуклеация и развитие на колонии язви или пукнатини. В резултат на това развитието на корозия под филма доста често се наблюдава под формата на верига от затварящи кухини, чиято геометрия повтаря пътя на придвижване на електролита под изолацията.

Широко известно е, че битумно-каучуковата изолация след 10-15 години експлоатация в напоени почви губи адхезия към металната повърхност.

Въпреки това, корозия под битумна изолация в много случаи не се развива. Развива се само в случаите, когато катодната защита не работи добре или липсва. Защитният ефект се постига поради образуването на йонна напречна проводимост на битумната изолация при продължителна експлоатация на газопровода. Пряко доказателство за това е изместването на рН на почвения електролит под битумното покритие до 10-12 единици в резултат на реакцията с кислородна деполяризация.

Значително място в броя на щетите заема ямковата локализирана корозия под формата на отделни кухини, която достига 23-40% от общия брой на повредите. Може да се твърди, че при равни други условия дълбочината на локалната корозионна повреда интегрално оценява ефективността на катодната защита при дефекти на изолацията.

1.2 Нарушаване на защитните свойства на изолационното покритие Основното изискване за защитните покрития е надеждността на защитата на тръбопроводите от корозия през целия експлоатационен живот.

Широко използваните изолационни материали могат условно да бъдат разделени на две големи групи:

Полимер, включително изолационни ленти, екструдиран и пръскан полиетилен, епоксидни и полиуретанови материали;

- битумни мастики с опаковъчни материали, комбинирани мастични покрития.

Полимерните изолационни ленти се използват широко за изолация на тръбопроводи при тяхното строителство и ремонт, още от 60-те години на миналия век. Според 74% от всички изградени тръбопроводи са изолирани с полимерни ленти. Покритията от полимерни изолационни ленти са многослойни системи, състоящи се от основен филм, адхезивен слой и адхезивен грунд (грунд) слой. Тези защитни материали са само дифузионна бариера, предотвратяваща проникването на корозивни среди към металната повърхност на тръбопровода и поради това техният експлоатационен живот е ограничен.

В допълнение, недостатъците на филмовите покрития са:

- нестабилност на сцеплението;

- крехкост на покритието;

- относително висока цена.

Нестабилността на адхезията и, като следствие, крехкостта на покритието е свързана с незначителната дебелина на адхезивния слой.

Адхезивната основа на лепкави филмови материали е разтвор на бутилова гума в органични разтворители с определени добавки. В тази връзка стареенето на адхезивния слой става много по-бързо от полимерната основа.

С намаляване на производителността на изолацията до 50% от първоначалните стойности, ефективността на покритието като антикорозионна бариера рязко намалява.

Резултатите от изследванията показват, че 73% от всички повреди на главните газопроводи в Канада са причинени от корозия под напрежението под пластмасовата обвивка. Установено е, че при еднослойни полиетиленови покрития се образуват пет пъти повече пукнатини от корозия под напрежение, отколкото под битумни покрития. При двуслойни филмови покрития броят на колониите от пукнатини от напрежение и корозия на метър тръба е девет пъти по-висок, отколкото при покрития на битумна основа.

Срокът на експлоатация на полимерните изолационни ленти е 7-15 години.

Ограничението, а в някои случаи и изключването на използването на полимерни изолационни ленти в съответствие с GOST R 51164 е свързано с краткия им експлоатационен живот.

Въз основа на опита от преизолация на магистрални газопроводи беше установено, че в зони с фабрични изолационни покрития не са открити дефекти на SCC и корозия.

Разглеждането на експлоатационните характеристики на най-широко използваните антикорозионни покрития ни позволява да заключим, че те нямат свойства, които да отговарят напълно на изискванията за изолационни материали, които предпазват тръбопровода от корозия на почвата:

- адхезия към метали;

- механична сила;

Химическа устойчивост на корозивни агенти - кислород, водни разтвори на соли, киселини и основи и др.

Отбелязаните параметри определят способността на антикорозионния материал да устои на корозия и корозия под напрежение на газопроводи.

Нарушаването на защитните свойства на изолационното покритие на газопроводи, с филмово изолационно покритие на трасето, възниква по различни причини, които влияят върху качеството на защитните свойства както независимо един от друг, така и в комплекс. Помислете за причините за въздействието върху филмовото изолационно покритие.

Вертикално налягане на почвата върху газопровода.

Поради факта, че налягането на почвата се разпределя неравномерно по периметъра на тръбата, най-проблемните зони на разслояване и образуването на гофриране на изолационното покритие попадат в позиции 3-5 часа и 7-9 часа в хода на газа, с условно разбиване на периметъра на тръбопровода на сектори (горната генерираща е 0 часа, долната 6 часа). Това се дължи на факта, че изолационното покритие на горната половина на тръбата е подложено на най-голямото и относително равномерно налягане на почвата, което разтяга филмовото покритие и предотвратява образуването на гофриране и разслояване в тази област. В долната половина на тръбата картината е различна: на позиция около 6 часа тръбата лежи на дъното на изкопа, поради което вероятността от гофриране е незначителна. В позиция 3-5 часа налягането на почвата е минимално, тъй като тръбата на това място влиза в контакт с почвата, засипана от ръба на изкопа (виж фигура 1.1). По този начин, в рамките на 3-5 часа по периметъра на тръбопровода, се получава изместване на филмовото покритие с образуване на гофриране. Тази област може да се счита за най-предразположена към възникване и развитие на корозионни процеси.

Линейно разширение на съчетаващи се материали.

Една от причините за образуването на гофриране върху филмовото изолационно покритие е различният коефициент на линейно разширение на материалите, филмовата лента и тръбния метал.

Нека анализираме как ефектът на температурата върху тръбната метална и филмова лента се различава в "горещите" участъци на газопровод с голям диаметър (изход на газопровода от компресорната станция).

Фигура 1.1 - Диаграма на външния вид на гофри върху филмово изолационно покритие 1 - газопровод; 2 - мястото на вероятното образуване на гофриране; 3 - зона за поддържане на тръбопровода Температурните стойности при металната и филмовата изолация на тръбата по време на полагане могат да се приемат равни на температурата на околната среда, а по време на работа - равни на температурата на газа в газопровода.

Според данните увеличението на дължината на стоманената ламарина и изолацията на филма по периметъра на тръба с диаметър 1420 mm, когато температурата се промени от 20 до C (температура на газа), съответно, ще бъде 1,6 mm и 25,1 мм

Така в "горещите" зони изолацията на филма може да бъде удължена с десетки милиметра повече от стоманената ламарина, създавайки реални условияза образуване на разслояване с образуване на вълни, особено в посоките на най-малко съпротивление в позиции 3-5 и 7-9 часа на периметъра на газопровод с голям диаметър.

Лошо нанасяне на грунд върху тръбопровода.

Качеството на сцепление на изолационното покритие определя неговия експлоатационен живот.

Недостатъчното разбъркване на битума в разтворител по време на приготвянето на грунда или съхранението в замърсен съд води до сгъстяване на грунда и следователно той се нанася върху тръбопровода неравномерно или с петна.

При условия на трасе, когато различни видове грундове се нанасят върху мокра повърхност на тръби и при ветровито време, в грундовия слой могат да се образуват въздушни мехурчета, които намаляват адхезията на грунда към метала.

Недостатъчното или неравномерно нанасяне на грунда върху тръбата, наклонените брезентови кърпи, силното замърсяване и износването могат да доведат до пропуски в грундовия слой.

Освен това има значителен недостатък в технологията на нанасяне на ролкови изолационни покрития. При изолационни работи интервалът от време между нанасянето на грунда върху тръбата и навиването на полиетиленовата лента е недостатъчен, за да се изпари наличният в грунда разтворител.

Полиетиленовото фолио с ниска пропускливост предотвратява изпаряването на разтворителя и под него се появяват множество изпъкналости, които нарушават адхезивната връзка между слоевете на покритието.

Като цяло изброените фактори значително намаляват качеството на изолационното покритие и водят до намаляване на експлоатационния му живот.

1.3. Корозивност на почвите Когато едно изолационно покритие загуби защитните си свойства, една от основните причини за възникване и развитие на корозия и корозия от напрежение е корозионната агресивност на почвите.

Корозията на металите в почвите се влияе пряко или косвено от много фактори: химичен и минералогичен състав, разпределение по размер на частиците, влажност, пропускливост на въздух, газово съдържание, химичен съставпорови разтвори, pH и eH на средата, количество органична материя, микробиологичен състав, електропроводимост на почвите, температура, замръзнало или размразено състояние. Всички тези фактори могат да действат както поотделно, така и едновременно на определено място. Един и същ фактор в различни комбинации с други може в някои случаи да ускори, а в други случаи да забави скоростта на корозия на метала. Поради това е невъзможно да се оцени корозивността на околната среда по нито един фактор.

Има много методи за оценка на агресивността на почвата. Наборът от определени характеристични параметри в цялостна оценкаагресивността на почвата включва такива нейни характеристики като електрическо съпротивление (виж таблица 1.1).

Таблица 1.1 - Корозионните свойства на почвите се оценяват чрез стойността на специфичното електрическо съпротивление на почвата в Ohm · m Според специфичната почва, Ohm · m, съпротивлението на почвата не е показател за нейната корозивна активност, но като знак, който маркира области, в които може да се случи интензивна корозия." Ниското омично съпротивление показва само възможността от корозия. Високото омично съпротивление на почвите е признак за слаба корозивност на почвите само в неутрални и алкални среди. В кисели почви с ниска стойност на рН е възможна активна корозия, но киселинните съединения често са недостатъчни за намаляване на омичното съпротивление. Като допълнение към горните методи за изследване на почвената корозия, авторите предлагат химичен анализ на водни екстракти, който доста точно определя степента на засоляване на почвата.

Най-важните фактори за корозивност на почвата са нейната структура (виж таблица 1.2) и нейната способност да пропуска вода и въздух, влажност, pH и киселинност, редокс потенциал (eH), състав и концентрация на солите, присъстващи в почвата. В този случай важна роля се отдава не само на аниони (Сl-; SO 2; NO 3 и др.), но и на катиони, които допринасят за образуването на защитни филми и електропроводимостта на почвата.

За разлика от течните електролити, почвите имат хетерогенна структура както на микромащаб (микроструктура на почвата), така и на макро ниво (редуване на лещи и слоеве от скали с различни литоложки и Таблица 1.2 - Корозионна активност на почвите в зависимост от вида им физикохимични свойства). Течностите и газовете в почвите имат ограничени възможности за движение, което усложнява механизма за подаване на кислород към металната повърхност и влияе върху скоростта на процеса на корозия, а кислородът, както е известно, е основният стимулатор на корозия на метала.

Таблица 1.3 предоставя данни за корозивността на почвите в зависимост от pH и съдържанието на химични елементи.

СеверНИПИгаз извърши разследвания, свързващи произшествията, анализирани са данни за аварии за 1995-2004 г. (39 аварии) е изследван химичният състав на почвата и земния електролит. Разпределението на авариите, причинени от SCC, по увеличени типове почви е показано на Фигура 1.2.

Таблица 1.3 – Корозионна активност на почвите в зависимост от pH и съдържанието на химични елементи Както се вижда от фигура 1.2, повечето аварии (61,5%) са настъпили в райони с тежки огнеупорни почви, много по-малко от тях (30%) – в по-леки почви и само единични аварии се случват в пясъци и блатисти почви. Следователно, за да се намали броят на авариите, дължащи се на SCC, е необходимо да се контролира съставът на почвата, което може да се направи на етапа на проектиране на ново разклонение на газопровода. Това показва и необходимостта от проучване на почвата при анализа и избора на обекти за строителство и реконструкция.

Фигура 1.2 - Разпределение на авариите, дължащи се на SCC за 1995 - 2004 г. по показатели за влажност на почвата голяма роляв хода на корозионните процеси. При ниска влажност електрическото съпротивление на почвата е високо, което води до намаляване на стойността на протичащия корозионен ток. При висока влажност електрическото съпротивление на почвата намалява, но дифузията на кислород към металната повърхност е много затруднена, в резултат на което процесът на корозия се забавя. Има мнение, че максималната корозия се наблюдава при влажност 15-20%, 10-30%.

1.4 Причини за образуване на макрокорозионни елементи по външната повърхност на газопровода.

1.4.1 Условия за образуване на макрокорозионни елементи по външната повърхност на газопровода Корозионното разрушаване на метала настъпва по външната повърхност на газопровода на места, където изолационното покритие е повредено, въпреки наличието на катодна защита на газопровода. газопровод. Често тези явления се наблюдават в началните участъци от газопроводи (10-20 км след напускане на компресорната станция), с пресечена местност, ограничена до дерета, дерета, места с периодично овлажняване.

Анализът и обобщаването на множество материали показват, че активирането на корозионните процеси се влияе от поведението на подземните води под топлинния ефект на газопровода, който се засилва при комбинирано влияние (или съвпадение) на поне три фактора:

- импулсна промяна в температурата на газопровода;

- нарушения на изолационното покритие на газопровода;

- голям диаметър на тръбопровода.

1. Основната разлика между началния и крайния участък (при липса или стабилност на газоотвеждания по трасето) е, че именно в началния участък от газопровода най-силно се усещат колебанията или импулсивните промени в температурата на газа. Тези колебания възникват както поради неравномерно потребление на газ, така и поради несъвършенства в системата за въздушно охлаждане на газа, подаван към газопровода. При използване на въздушни охладители, метеорологичните колебания в температурата на въздуха причиняват подобни колебания в температурата на газа и се предават директно към началния участък на газопровода чрез вълновод (това явление се проявява особено в първите 20 ... 30 km от газопровода ).

В експериментите на Исмагилов I.G. Беше записано, че температурна вълна от 5 ° C, изкуствено създадена чрез изключване на газа AVO в компресорната станция Polyanskaya, премина към следващата станция на компресорната станция Московско с намаляване на амплитудата до 2 ° C. На нефтопроводи, където дебитът е с порядък по-нисък, поради инерцията на изпомпвания продукт, това явление не се наблюдава.

2. В случай на нарушаване на изолационното покритие, образуването на макрокорозивни елементи се получава по външната повърхност на тръбопровода. По правило това се случва в райони с рязка промяна в параметрите на околната среда: омична устойчивост на почви и корозивна среда (Фигура 1.3 и Фигура 1.4).

Фигура 1.3 - Модел на микрокорозивен елемент 3. Ефект на "голям диаметър". Геометричните параметри на горещия тръбопровод са такива, че както температурата, така и съдържанието на влага в почвата, а следователно и други характеристики: омично съпротивление на почвата, свойства на почвените електролити, поляризационни потенциали и др., се променят по периметъра.

Влажността около периметъра варира от 0,3% до 40% и до пълно насищане. В този случай съпротивлението на почвата се променя с коефициент ... 100.

Фигура 1.4 – Модел на макрокорозионни елементи Изследванията показват, че температурата на изпомпвания газ влияе върху катодната поляризация на тръбната стомана в карбонатни разтвори. Зависимостта на потенциалите на максимума на анодния ток от температурата е линейна. Повишаването на температурата води до увеличаване на тока на разтваряне и измества потенциалния диапазон на анодния ток към отрицателната област. Повишаването на температурата води не само до промяна в скоростта на електрохимичните процеси, но също така променя рН на разтвора.

С повишаване на температурата на карбонатния разтвор, потенциалът на максимума на анодния ток, свързан с образуването на оксид, с повишаване на температурата с 10 ° C, се измества към отрицателни стойности на потенциала с 25 mV.

Поради нееднородността на почвата, промените във влагосъдържанието и аерацията й, неравномерното уплътняване, глеене и други ефекти, както и дефекти в самия метал, възникват голям брой макрокорозионни елементи. В този случай анодните участъци с по-положителен потенциал от катодните са по-изложени на корозионно разрушаване, което се улеснява от импулсния топлинен ефект на газопровода върху миграционните процеси в почвения електролит.

Осцилаторните процеси на температура и влажност в почвата провокират обща корозия. Макрокорозионните елементи, локализирани на повърхността, се развиват по сценарий на SCC или питтингова корозия. Общността на електрохимичния процес, водещ до образуване на корозионни ями и пукнатини, е посочена в.

Именно неравновесните термодинамични процеси протичат по-интензивно и с максимален ефект от проявата на основните характеристики. При импулсно температурно въздействие върху почвата, почти синхронно, се променят параметрите, определящи нейната корозивност. Тъй като този процес протича през цялото време на работа на газопровода под силното влияние на доминиращите параметри, мястото на локализация на макроелемента става съвсем определено, фиксирано по отношение на геометричните знаци.

Както е показано в непрекъснатото осцилаторно движение на земната влага, което може да се обясни от гледна точка на термокапилярния филмов механизъм на движение, се случва през цялото време на работа на газопровода.

По този начин, дори при наличието на катодна защита на газопровод, на места, където изолационното покритие на газопровод с голям диаметър е повредено поради неравномерното разпределение на почвената влага по периметъра на тръбата, неизбежно възникват макрокорозионни елементи, провокиращи почвена корозия на метала на тръбата.

Едно от важните условия за възникване на корозионни процеси е наличието на дисоциирани йони в почвения електролит.

Фактор, който не е бил разглеждан преди това, който определя хода на неравновесните процеси, импулсния температурен ефект на газа върху стената на тръбопровода и импулсната промяна във влагосъдържанието на почвата в близост до тръбопровода.

1.4.2 Промените в електрическото съпротивление на почвата в близост до тръбопровода по време на движението на влагата в корозивния почвен слой осигуряват дискретно увеличаване на дефекта. Както е показано, този процес се улеснява от импулсния топлинен ефект на газопровода върху процесите на миграция в земния електролит.

В резултат на решаването на обратната задача за топлопроводимостта за условията на участъка от коридора на газопровода Уренгой на участъка Поляна - Московско беше определена закономерността на разпределението на почвената влага W по периметъра на тръбопровода във времето.

Проучванията показват, че с импулсно повишаване на температурата, изтичането на влага от тръбата и с последващо намаляване на температурата на стената на тръбопровода, съдържанието на влага в съседния активен почвен слой се увеличава.

Влажността също се променя по периметъра на тръбната секция (Фигура 1.5). Най-често най-високата влажност се наблюдава по долната образуваща на тръбата, в позиция 6 часа. Най-големите колебания на влажността се регистрират на страничните повърхности на тръбата, където процесите на миграция са най-силно изразени.

В продължение на тази работа (с участието на заявителя) бяха извършени проучвания и беше определено електрическото съпротивление на корозионния слой почва около тръбопровода и бяха изградени диаграмите.

електрическо съпротивление на почвата по периметъра на газопровод DN 1400. Те са изградени в различни моменти от време въз основа на резултатите от промишлен експеримент, проведен в участъка на газопровода ПолянаМосково от коридора Уренгой, който показа, че при работни температури от 30 ... 40 ° C, почвата под тръбата винаги остава влажна, докато времето, както над горната част на тръбата, почвената влага се намалява значително.

03.24.00, 04.10.00, 04.21.00 - квазистационарен режим 7.04.00 - след изключване на един компресорен цех Фигура 1.5 - Преразпределение на влага W и съпротивление на почвата по веригата на газопровода според резултатите от промишлен експеримент.

Таблица 1.4 - Промяна на влажността и съпротивлениепочва по периметъра на тръбата Дата tr, gr tv, gr Q, W / m.gr Диапазонът на изменение на влажността в почвения слой при контакт с тръбопровода варира от пълно насищане до почти дехидратация, вижте таблица 1.4.

Фигура 1.5 показва, че най-благоприятните условия за възникване на дефекти от обща корозия и SCC възникват в долната четвърт на тръбата в позиции 5 ... 7 часа, където el е минимално, а W е максимално, режимът на промяната е пулсираща, аерацията е незначителна.

При конструиране на диаграма на съпротивлението на почвата el по контура на тръбата е използвана графика на зависимостта на съпротивлението на почвата от влагата (фигура 1.6).

Показано е, че през зимата, в началния участък на газопровода, където се поддържат температури от 25 ... 30 ° C и по-високи, снегът се топи и зона от преовлажнена почва се поддържа над тръбопровода за дълго време, което осигурява презареждане и също така увеличава корозивната активност на почвите.

Времето на действие или преминаване на топлинен импулс се измерва чрез трептения). Това време е напълно достатъчно, за да преминат микроизравнителните токове през малък интервал. Данните, показани на фигури 1.5, 1.6 и в таблица 1.4, получени при промишлени условия за газопровод с диаметър 1420 mm, показват, че поради промяна на съдържанието на влага по периметъра на тръбата, локалната корозивност на почвите се променя , което зависи от омичното съпротивление, виж Таблица 1.5.

Таблица - 1.5 Корозионна активност на почвите по отношение на въглеродната стомана в зависимост от тяхното специфично електрическо съпротивление Съпротивление, Ohm.m Фигура 1.6 - Зависимост на електрическото съпротивление на глинести почви от влага Новопсков, който се намира на доста сухо място, при най-високата точка над дерето. Изолацията на тръбопровода в този участък беше в задоволително състояние.

В дерета и дерета, където промяната на влагата е по-значителна, тези ефекти трябва да са по-изразени. Тази картина е типична за случая на хомогенна почва по периметъра на тръбата. За различни буци насипни почви, омичното съпротивление на компонентите ще бъде много различно. Фигура 1.7 показва графики на зависимостта на съпротивлението на различни почви от влагата.

Следователно при смяна на почвите ще има прекъсвания на диаграмата на електрическото съпротивление и макрокорозионните елементи ще бъдат ясно обозначени.

По този начин промяната в температурата на микроелемента води до промяна в потенциалите на влагата и електрическото съпротивление. Тези явления са подобни на тези, които възникват при смяна на режима на монтаж на катодната защита. Потенциалното изместване или преминаването на "мъртвата" точка е еквивалентно на изключване на катодната защита и причинява микроизравняващи токове.

Развитието на корозионни процеси в импулсен температурен режим води до ерозия или корозионно напукване на метала на тръбата.

Създава се ситуация, когато съпротивлението на движението на йони в почвения електролит е променливо по периметъра на тръбата. Колкото по-високо се намира разглежданият участък върху повърхността на тръбата, толкова по-бавно протича анодната реакция, тъй като влажността на съседната почва намалява, омичното съпротивление се увеличава и отстраняването на положителни метални йони от анодната секция става по-трудно. С намаляване или приближаване до позицията на тръбопровода, съответстваща на 5 ... часа, скоростта на анодната реакция се увеличава.

В позиция 6 часа почвата е уплътнена, често има огленение, достъпът на кислород до тръбопровода е затруднен, в резултат на което реакцията на прикрепване на електрони Фигура 1.7 - Зависимост на съпротивлението на почвите от тяхното съдържание на влага:

1– блатиста; 2 - пясъчен; 3 - глинеста.

(деполяризация на водород или кислород) протича с по-бавна скорост. В зоната с труден достъп на кислород потенциалът на корозионния елемент е по-малко положителен, а самата зона ще бъде анод.

При такива условия процесът на корозия протича с катоден контрол, което е характерно за повечето плътни влажни почви (дерета, дерета).

Тук може да се приеме, че естеството на микроизравнителния и изравнителния ток е идентично. Но микроизравняващите токове са мимолетни и с ниска инерция и следователно по-разрушителни.

Почвата е капилярно - поресто тяло. При изотермичен режим движението на влагата в почвата става под действието на електроосмоза и хидромеханична филтрация. Когато протича значителен аноден ток, има електроосмотична дестилация на влага от анода към катода. При определени условия може да възникне равновесие между електроосмотично и хидромеханично филтриране.

Процесите на движение на земната влага (електролити) в неизотермични зони, особено в нестационарни режими, са много по-сложни. Тук, близо до тръбата, при наличие на температурен градиент, се получава движение на термокапиларен или термокапиларен филм. Посоката на движение на водата (електролита) практически съвпада с посоката на топлинния поток и се наблюдава главно в радиална посока, от тръбата. Конвективните токове при температури от порядъка на 30 ... 40 ° C са незначителни, но не могат да бъдат пренебрегнати, тъй като влияят на разпределението на влагата по контура на тръбата и следователно на условията за образуване на галванични двойки.

При импулсен температурен ефект се променят температурните градиенти, което води до преразпределение на миграционните потоци. В зоната, където възниква корозия на почвата, движението на влагата се осъществява в осцилаторен режим под действието на следните сили:

- термомотив, - капилярен, - електроосмотичен, - филтрационен, - конвективен и др.

Ако няма филтрация на позиция 6 часа, се образува "застойна зона".

По правило това е зона с минимални наклони, от която е трудно евакуацията на влага. Почвата, взета под долния генератор, от позиция 6 часа, има характерни признаци на оглеене, което показва ниска активност на корозивни процеси без достъп на кислород.

По този начин, причинно - следствена връзкаустановява, че потенциалното поле около газопровода образува поляризационен потенциал, който е променлив не само по дължината на тръбопровода, но и по напречното сечение и във времето.

От гледна точка на традиционната карбонатна теория се смята, че процесът на корозия може да бъде предотвратен чрез точно контролиране на величината на поляризационния потенциал по цялата дължина на тръбопровода, което изглежда недостатъчно. Потенциалът също трябва да е постоянен в напречното сечение на тръбата. Но на практика подобни мерки са трудни за изпълнение.

1.5 Влияние на температурните и температурните колебания върху корозивното състояние на газопровода Температурните условия се променят значително по време на работа на магистралната газопроводна система. През годишния период на експлоатация температурата на почвата на дълбочина H = 1,72 m от оста на тръбопровода (DN 1400) в ненарушено топлинно състояние в района на трасето на Башкортостанския газопровод варира в рамките на +0,6 .. +14,4°С. През годината температурата на въздуха се променя особено силно:

- средномесечно от –14,6… = +19,3 oC;

- абсолютен максимум +38 оС;

- абсолютният минимум е 44°C.

Почти синхронно с температурата на въздуха, температурата на газа също се променя след преминаване през въздушните охладители (AVO). Според дългосрочни наблюдения промяната в температурата на газа след апарата по технологични причини и регистрирана от диспечерската служба се колебае в рамките на + 23 ... + 39 ° C.

определя не само естеството на топлообмена между газопровода и земята. Температурните колебания причиняват преразпределение на влагата в почвата и влияят на корозионните процеси на тръбните стомани.

Има всички основания да се смята, че активността на корозионните процеси пряко зависи не толкова от температурата, колкото от нейните колебания, тъй като неравномерността на термодинамичните процеси е една от причините, които активират корозионните процеси.

За разлика от крехкото разрушаване на тръбопровода под въздействието на високи налягания или вибрационни ефекти, които настъпват бързо, корозивните разрушителни процеси са инерционни. Те са свързани не само с електрохимични или други реакции, но се определят и от пренос на топлина и маса и движението на земните електролити. Следователно промяната в температурата на активната среда, удължена във времето за няколко дни (или часове), може да се разглежда като импулс за корозивен микро- или макроелемент.

Разрушаването на газопроводи поради SCC, като правило, се случва в началните участъци от трасето на газопровода, зад компресорната станция, с потенциално опасни движения на тръбопровода, т.е. където температурата на газа и нейните колебания са максимални. За условията на газопроводите на Дружество Уренгой – Петровск и Уренгой – Новопсков на участъка Поляна – Московско, това са основно прелези над дерета и дерета с временни водотоци. Под влияние на значителни температурни разлики, особено когато положението на оста на тръбопровода не съответства на проектното и недостатъчна адхезия на тръбата към земята, възникват движения на тръбопровода.

Повтарящите се движения на тръбопроводите водят до нарушаване на целостта на изолационното покритие и открит достъп до подземните води до метала на тръбата. Така в резултат на променлива температурна експозиция се създават условия за развитие на корозионни процеси.

По този начин, въз основа на предишни проучвания, може да се твърди, че промяната в температурата на стената на тръбата води до промяна във влагата и електрическото съпротивление на почвата около нея. В научната и техническата литература обаче липсват данни за количествените параметри на тези процеси.

1.6 Диагностика на газопроводи с помощта на вградени черупки.

В системата за диагностична работа по газопроводи ключова ролясе възлага на инлайн диагностика, която е най-ефективна и информативен методдиагностичен преглед. В Gazprom transgaz Ufa LLC в момента NPO Spetneftegaz извършва диагностика на техническото състояние на линейната част на газопроводите, която има в арсенала си оборудване за изследване на газопроводи с номинален диаметър 500 - 1400 mm - комплекс DMTP ( 5 черупки), което включва:

- инструмент за почистване (CO);

- магнитно почистване (MOP);

- електронен профильор (PRT);

напречно (DMTP) намагнитване.

Използването на VTD дава възможност да се идентифицира най-опасната категория дефекти - пукнатини от корозия под напрежение (SCC), с дълбочина 20% от дебелината на стената и повече. Диагностичното изследване на гориво под високо налягане е от особено значение за газопроводи с голям диаметър, където вероятността от възникване и развитие на SCC дефекти е голяма.

Сред всички открити дефекти най-голямото числопада върху дефекти на загуба на метал, като обща корозия, кухина, язва, надлъжен жлеб, надлъжна пукнатина, зона на надлъжна пукнатина, напречен жлеб, напречна пукнатина, механични повреди и др.

дефектоскоп с 95% вероятност, се определят спрямо дебелината на стената на тръбата "t" в триизмерни координати (дължина x ширина x дълбочина) и имат следните параметри:

- питтингова корозия 0,5t x 0,5t x 0,2t;

- надлъжни пукнатини 3t x 0,1t x 0,2t;

- напречни пукнатини 0t x 3t x 0,2t;

- надлъжни канали 3t x 1t x 0.1t;

- напречни канали 1t x 3t x 0.1t.

Оценката на опасността от идентифицираните дефекти може да се извърши съгласно WFD 39 Методологични препоръки за количествена оценка на състоянието на газопроводи с корозионни дефекти, тяхното класиране според степента на опасност и определяне на остатъчния ресурс, OJSC Gazprom.

За дефекти от корозивен тип се определят следните параметри за оценка на опасността:

- нивото на безопасно налягане в газопровода;

- ресурс за безопасна експлоатация на тръбопровод с дефекти.

възможности. Преминаването на VTD снаряди позволява надеждно да се определят количествените параметри на дефектите на стената на тръбата, многократните проходи - динамиката на тяхното развитие, което прави възможно прогнозирането на развитието на корозионни дефекти.

1.7 Модели за прогнозиране на корозионните процеси.

има опити за моделиране на този процес. Според линейния модел на процеса принадлежи на М. Фарадей и има формата:

където: A-const (постоянна стойност);

Голяма група изследователи са предложили модел на степенния закон:

където: А = 13, а = 0,25; 0,5; 1,0 .. Таблица 1.6 обобщава резултатите от по-ранни изследвания на кинетиката на електрохимичната корозия на металите - класификацията на математическите модели по общата форма на функциите. Има общо 26 модела, които включват: линейни; властово право; експоненциален; логаритмичен;

хиперболичен; естествени логаритми; звания; интегрална; синусоидален;

комбинирани и др.

Като сравнителни критерии се разглеждат: загуба на метална маса, изтъняване на стената на пробата, дълбочина на кухината, площ на корозия, ускорение (забавяне) на процеса на корозия и др.

Корозионните процеси се влияят от много фактори, в зависимост от това кои процеси могат:

- развиват се с постоянна скорост;

- ускоряване или забавяне;

- спират в развитието си.

Нека разгледаме кинетичната крива, представена в координатите на дълбочината на корозионните дефекти - време (Фигура 1.8).

Сегментът на кривата 0-1 ни позволява да установим, че разрушаването на този метал в агресивна среда (електролит) за периода t1 практически не се наблюдава.

Разрез на кривата 1-2 показва, че интензивното разрушаване на метала започва в интервала t = t2 - t1. С други думи, възниква най-интензивният преходен процес на метална корозия, характеризиращ се с максимално възможната (за този конкретен случай) загуба на метал, както и с максималните скорости и ускорения на електролизата.

Точка 2, която има специални свойства, е по същество точката на огъване на кривата на кинетичната корозия. В точка 2 скоростта на корозия се стабилизира, производната на скоростта на корозия става равна на нула v2 = dk2 / dt = 0, тъй като теоретично, дълбочината на корозионната кухина в тази точка е постоянна k2 = const. Разрезът на кривата 2-3 ни позволява да заключим, че през времето t = t3 - t2 преходният процес на корозия започва да избледнява. В интервала 3-4 процесът на разпадане продължава, зад крива 4 корозията спира в своето развитие, докато нов импулс не стартира този механизъм.

Извършеният анализ показва, че при естествения ход на електрохимичния корозионен процес металът се пасивира, което на практика спира корозионното разрушаване на метала.

В участъците от главния газопровод, подложени на корозионно разрушаване, в резултат на импулсен температурен ефект (при промяна на температурата на газа), процесите на пасивиране и активиране на корозионните процеси се редуват.

Ето защо нито един от разглежданите модели не може да се използва за прогнозиране на скоростта на корозия по газопроводите.

В случай на липса на информация, която обикновено представлява основният проблем при опит да се предскаже развитието на корозионните процеси, таблица 1.6 - Класификация на математическите модели на кинетиката на електрохимичната корозия на металите според общата форма на функциите (загуба на метална маса или дълбочина на кухината, скорост и ускорение на процеса на корозия).

И. Денисън, Е. Мартин, Г.

Торнс, Е. Уелнър, У. Джонсън, И. Ъпам, Е. Мор, А. Бикарис, Ф. Чемпион, П. Азиз, Дж.

Л. Я. Цикерман y = y0 y0, A1 = t1 / (t1-t2) Ю.В. Демин 12 Г. К. Шрайбер, Л. С. Сахакиян, y = a0 + a1x1 + a2x2 + ... + a7x7 a1, a2, ... ..a7 x1, x2, ... x7 y = f (x1, 14 L.Ya. Цикерман, Я. П. Щурман, А. В. Турковская, Ю. М. Жук И. В., Горман И. В. Горман, Г. Б. Кларк, Л. А. Шувахина, В. В.

Агафонов, Н.П. Журавлев Фигура 1.8 - Графика на кинетичната крива на корозионната активност на базата на физическите представяния на процеса (Фигура 1.9) и използване на операцията на максимални и средни дефекти. Но това едва ли ще позволи да се предвиди динамиката на количествения растеж на корозионните дефекти.

Представените модели описват корозионните процеси в рамките на конкретни ситуации, предмет на определени условия, химическа среда, температура, различни марки стомана, налягане и др. Специален интереспредставят модели, описващи корозионните процеси на подобни системи (магистрални тръбопроводи) с изолационно покритие, работещи при подобни условия на газопроводи и записващи резултатите също на базата на диагностика в линията. Например, при метода за извършване на факторен анализ на главни нефтопроводи, независимо от диаметъра и вида на изолационното покритие, авторите предлагат модел:

където L е коефициентът на затихване на процеса на корозия;

Н - дълбочина на корозионното увреждане, mm;

От горната формула 1.6 се вижда, че авторите приемат твърдението, че в началото на експлоатацията на тръбопровода най-интензивно нараства корозията, а след това има загниващ характер поради пасивиране. Извеждането и обосноваването на формула (1.6) са дадени в работата.

работата на тръбопровода е доста противоречива, тъй като Новото изолационно покритие осигурява много по-добра защита, отколкото с времето, тъй като изолацията остарява и губи своите защитни свойства.

Въпреки изобилието от изследвания, нито един от предложените модели за прогнозиране на корозионните процеси не позволява ефектът на температурата върху скоростта на корозия да бъде напълно взет предвид. не вземайте предвид промяната на импулса му по време на работа.

Това твърдение ни позволява да формулираме целта на изследването:

експериментално да се докаже, че нестабилният температурен режим на газопровода е основната причина за активиране на корозионните процеси по външната повърхност на газопровода.

1. Извършен е анализ на литературни източници, за да се разкрие влиянието на температурата на газа върху корозионното състояние на газопровода:

1.1. Разгледани са особеностите на корозионните процеси в тръбопроводния транспорт;

1.2.Определена е ролята на корозивността на почвите при загуба на защитни свойства от изолационното покритие.

1.3. Проучена е техническата възможност за откриване на дефекти по линия, за да се оцени дефектността на тръбопроводите.

1.4. Разгледани са модели на други изследователи за прогнозиране на корозионните процеси.

2. Изследвани са причините за образуване на макрокорозионни елементи по външната повърхност на тръбопровода.

3. Доказано е, че когато влагата се движи в корозивен почвен слой, има промяна в електрическото съпротивление на почвата в съседство с тръбопровода.

2. ОЦЕНКА НА ИМПУЛСНОТО ВЪЗДЕЙСТВИЕ НА ВЛАГА И

ТЕМПЕРАТУРИ НА КОРОЗИВНАТА АКТИВНОСТ НА ПОЧВИТЕ,

ОКОЛЕН ГАЗОПРОВОД

2.1. Физическо моделиране и избор на контролни параметри Фактът, че периодичното овлажняване на почвата ускорява корозионните процеси, се посочва от практиката на експлоатация на магистрални газопроводи.

Изучавайки това явление, Исмагилов И.Г. доказано, че магистрален газопровод с голям диаметър е мощен източник на топлина, който оказва импулсно температурен ефект върху почвата и предизвиква осцилаторни движения на влагата в корозивния почвен слой.

Въпреки това предположението му, че импулсният температурен ефект засилва корозивността на почвения слой в непосредствена близост до тръбопровода, се нуждае от експериментално потвърждение.

Следователно целта на изследването е да се постави експеримент за изследване и оценка на корозивността на почвите при импулсно температурно излагане.

Проблемите за изследване на корозионните процеси обикновено се решават експериментално. Съществуват различни методи за оценка на ефекта от корозия, включително ускорени тестове за корозия.

По този начин е необходимо да се симулират условията на топло- и масообмен със заобикалящата почва, характерни за участък от газопровод, пресичащ дере, по дъното на който тече поток, и да се определи степента, в която корозивността на почвата се променя при импулсно излагане на температура и влажност.

Най-точното изследване на ефекта на всеки фактор (импулсна температура и влажност) е възможно в лабораторни условия, където параметрите на корозионния процес са фиксирани и високо точно регулирани.

Импулсният температурен режим на газопровод с квазистационарен топлообмен е моделиран за газопроводи, преминаващи през територията на Башкортостан и подобни региони. Според теорията на подобието, ако числата на подобие, характеризиращи процеса на топлопредаване, са равни, при спазване на геометричното сходство, процесите на топлопредаване могат да се считат за сходни.

Използваната в експеримента почва е взета от трасето на газопровода Уренгой - Петровск на участъка Поляна - Московско от позиции 3 часа, 12 часа и часа по периметъра на газопровода. Топлофизичните свойства на почвата, използвана при лабораторни изследвания, са същите като на полето, т.к

са взети почвени проби от корозивния участък на действащия газопровод. За идентични почви равенството на числата на Ликов Lu и Kovner Kv за природа и модел беше автоматично изпълнено:

При еднаквост на температурните глави, идентичността на почвите и еднаквото ниво на тяхното влагосъдържание е изпълнено равенството на числата на Косович Ко и Постнов Pn.

По този начин проблемът за моделиране на условията на топло- и масопренос в този случай се свежда до такъв подбор на параметрите на инсталацията, за да се осигури равенството на числата на Фурие Fo и Кирпичев Ki за природата и модела.

работа на тръбопровод с диаметър 1,42 m, с равни коефициенти на топлопроводимост a = a ", на база (2.5) получаваме за модела:

(2.7) Така че при диаметър на епруветката 20 mm годишният период на инсталацията трябва да „премине“ за 1,7 часа.

Условията на топлопреминаване са моделирани по критерия на Кирпичев Като се има предвид приблизително топлинния поток съгласно (2.9) На дълбочина на газопровода до оста на тръбата H0 = 1,7 m и H0 / Rtr = 2, (относителната дълбочина на газопровод в участъка Поляна - Московско), въз основа на равенство (2.6), получаваме за модела:

За моделиране на "потока" е необходимо да се поддържа равенството на числата на Рейнолдс за природата и модела:

Тъй като течността е една и съща вода, тогава въз основа на (2.12) и като се вземе предвид геометричната прилика, получаваме равенството:

Съответните изчисления, като се вземат предвид (2.13), показват, че подаването на вода, симулиращо поток на дадена инсталация, трябва да бъде капково.

Тъй като в хода на експеримента е необходимо температурата на стената на тръбата да се промени в границите на нейната реална промяна от 30 ... 40 ° C и да се регулира, като се поддържа импулсен режим, температурата ttr на външния повърхност на стоманената тръба - образец Арт. 3.

За определяне на относителната корозивност на почвата при импулсна температурна експозиция в сравнение със стабилна температурна експозиция беше избран ускорен метод за изпитване, въз основа на който корозивността на почвите се определя от загубата на тегло на стоманените проби.

2.2. Кратко описание на експерименталната инсталация Експерименталната инсталация, чиято диаграма е показана на фигура 2.1, се състои от ламарина 1 с размери 90x80x128 mm. Специално подготвена почва 11 се изсипва в кутията на височина H, изчислена от условието, че обемът на почвата трябва да бъде равен на:

В земята се поставя стоманена тръба, предварително претеглена на аналитична везна с точност 0,001 г. Параметри на стоманените тръби:

диаметърът, дължината, теглото и повърхността на тръбите са дадени в таблица 2.1.

Фигура 2.1 - Схема на експериментална установка за изследване на импулсния температурен ефект върху корозионната активност на почвите Таблица 2.1 - Параметри на стоманени тръби - образци, чл. 3.

№ Диаметър, Дължина, Повърхност, Тегло, Забележка Тръбата беше изолирана от ламарина с гумени запушалки.

Почвените проби в изходно състояние в контакт с магистралния газопровод се приготвят по следния начин.

Всяка от пробите се суши в пещ. Тъй като почвените проби съдържат органични съединения и вероятно сулфат-редуциращи бактерии, температурата на сушене не надвишава 70 ° C. Сухата почва се натрошава и се пресява през сито с отвори 1 mm. Така подготвена почвена проба се изсипва в кутия с монтирана тръба и се навлажнява до съдържание на влага W = 20 ... 25%, което съответства на естествената влажност на почвата в зоните на трасето на газопровода. В експериментите е използвана чешмяна вода с естествена температура.

Ускоряването на процеса на корозия се постига чрез свързване на отрицателния полюс към корпуса и положителния полюс на източник 6 V DC към металната проба.

Импулсният температурен режим се създава чрез периодично включване и изключване на термоелектричен нагревател (TEN), инсталиран вътре в тръбата за проба. Продължителността на цикъла е установена емпирично. Например, за условията на 1-ви експеримент, по време на контрола на температурния режим, продължителността на цикъла беше определена равна на t = 22 min (време на нагряване n = 7 min; време на охлаждане o = 15 min). Контролът на температурата се извършва с помощта на HK - термодвойка, инсталирана над горната генерираща на тръбата, без да се нарушава повърхността на пробата.

В хода на експеримента водата се подава на капчици през фуния в земята на нивото на оста на тръбата. Създаден е бараж ефект, характерен за напречните улуци. Водата се източва през перфорираните отвори на страничната стена на кутията (5 симетрични дупки на същото ниво).

След изключване на тока 24 часа след началото на експеримента, пробата се снима, старателно почистена от корозионни продукти със суха кърпа и гумена гума. След това се промива с дестилирана вода, изсушава се и се претегля на аналитична везна с точност 0,001 g.

активност на почвите при импулсно температурно излагане Необходимо условие за корозионните тестове е ускоряването на етапа на управление на процеса. При неутралните електролити процесът на корозия е ограничен от скоростта на деполяризация на кислорода; следователно, за да се ускори процеса на корозия, е необходимо да се увеличи скоростта на катодния процес.

Изпитването на пробите трябва да се извърши по такъв начин, че при периодична промяна на влажността металът да бъде изложен на възможно най-дълго излагане на тънки слоеве електролит.

Важно е да изберете режими, когато почвата не е напълно дехидратирана поради изсъхване на почвата и влагата остава в състояние на филм.

При температура на околната среда tgr = 20 °C и температура на стената на тръбата ttr = 30 ... 40 °C се създава температурна глава на ниво инсталация от 18 °C.

През зимата температурният напор t се повишава до 30 ° C. Но, зимен режимне се симулира при инсталацията, тъй като условията на топлообмен и корозия на почвата през зимата са качествено различни: "потоци"

замръзват, а над тръбопровода снежната покривка частично се размразява, овлажнявайки почвата, се проявява ефектът на "термос". Въпреки това, поради достатъчно влага в почвата, има всички основания да се смята, че корозионните процеси, включително SCC, са активни и през зимните периоди.

Температури от порядъка на 30 ° C - това е праговото температурно ниво за летен периодпод която влагата не се отдалечава от тръбата и, както показват проучвания на измервателни точки № 1 и № 2 на газопровода в участъка на компресорна станция Поляна - компресорна станция Московско, се натрупва на известно малко разстояние. от тръбата, намираща се в неравновесно състояние (малко е разстоянието от около 0,2 .0,3 m от стената на тръбопровода с диаметър 1,42 m). Следователно всяко леко понижение на температурата води до връщане на влагата.

Когато почвата в контакт с тръбата се дехидратира на много тънки слоеве, заедно с улесняването на катодната реакция, анодната реакция може да бъде инхибирана, което в резултат на това забавя процеса на корозия.

Подобни процеси протичат и в горната генерираща на газопровода, където напукване на корозия под напрежение практически не се наблюдава.

Таблица 2.2 показва резултатите от корозионните изследвания, проведени върху стоманени тръби-образци № 1-4. Експериментите бяха проведени последователно, в реда, посочен в тази таблица.

Почвените проби не са използвани повторно. Температурата на околната среда не надвишава 18 ... 20 ° С. Регистрирането на температурните режими се извършва в дневника за наблюдение. Тези данни са представени в Приложение 1.

Проба № 1 беше изложена на импулсно температурно действие.

Действителният режим се определя от температурата на стоманената проба, която варира в рамките на: tнi ... toi, (Приложение 1). Температурата на нагряване tn е температурата, до която температурата на стената на пробата се е повишила по време на нагряването n. Температурата на охлаждане доо е температурата, до която е паднала температурата на пробата за около. Време на i-тия цикъл i = ni + oi; броят на циклите по време на експеримента n = 66.

Таблица 2.2 Условия и резултати от експерименти № 1-4 за определяне на корозивността на почвите Средните температури се определят по формулите:

По време на експеримента с продължителност 24 часа. 30 минути се поддържат средните стойности на параметрите:

По време на теста, 24 часа 30 минути, беше симулиран процес, протичащ в естествени условия за 24,5 / 1,7 14 години. През годината средно 1,760 / 22,3 = 4, температурният режим се промени от 30 на 40 ° C.

Естеството на повредата от корозия е показано на снимките (Фигура 2.2).

Проявата на обща корозия по цялата повърхност на пробата е отбелязана, но не значителна. Доминират много обширни, концентрирани и дълбоки огнища Фигура 2.2 - Разрушаване на корозия на проба № 1 при импулсна питтингова корозия. Максималната дълбочина на язвената лезия се отбелязва при непрекъснато капещо подаване на вода през фунията, вижте диаграмата за инсталиране на фигура 2.1. Водата се подава към централната част на пробата на нивото на оста на тръбата. Течейки през земята, „потокът“ се отклони наляво. Оттичането на водата се осъществява основно през 2-ри отвор вляво (при наличие на равномерно перфорирани 5 отвора). Именно тази част от пробата претърпя максимални повреди от корозия.

Поради баражния ефект и високата влажност ерозията от насрещната страна е по-дълбока и по-обширна. Пробата показва и "застояла" зона, където ерозията практически липсва. Това може да се обясни по следния начин.

Тъй като при експерименталните условия се симулира поток, стичащ се по дере и водата се подава без налягане, след това далеч от канала, с плътно прилепване на почвата към повърхността на пробата, поради високото хидравлично съпротивление, водата не измива повърхността на тръбата в зоната на плътен контакт и интензивността на корозионните процеси е значително по-малка. Подобни явления се наблюдават в промишлени условия по трасето на газопровода.

Поради изпаряване и издигащи се потоци влага от "потока"

корозионните процеси се засилват в горната лява част на пробата.

Това явление може да се обясни с мащабен фактор, който се дължи на малкия размер на тръбата, капилярното повишаване на влагата и баражния ефект.

При импулсен температурен ефект и неравномерност на температурата, влажността, омичното съпротивление и други параметри по периметъра на тръбата, създадените условия предразполагат към образуване на микро- и макрокорозивни елементи.

Трябва да се отбележи, че по време на целия експеримент се отделя голямо количество водород. Съответните измервания не бяха извършени, но имаше постоянен звуков ефект, който се чува добре.

Образец No 2 Материалът на втората проба е същият. Почвата е същата:

пробата е взета от позиция 3 часа. Влажност на почвата W = 22%. Експерименталните условия се различават по температурния режим и отсъствието на "поток". По време на експеримента, чиято продължителност е 24 часа. 30 минути, температурата се поддържа постоянна:

Тук щетите от корозия са много по-малко (Фигура 2.3).

Пробата загуба на тегло е 7 пъти по-малка (в относителни единици). Общата корозия преобладава. Повърхността на пробата е равномерно засегната. В долната част на пробата се отбелязва една малка фокална лезия.

Обърнете внимание на фундаменталната разлика в естеството на корозионните повреди на проби № 1 и № 2.

Фигура 2.3 - Корозионни лезии на проба № 2 при постоянна температура ttr = 33 ° C При импулсен температурен ефект върху процеса и наличието на течаща вода се развива обширна изразена питтингова корозия на повърхността на стоманата с максимално увреждане по протежение на "потока".

При стабилна температура и липса на дренаж, но при същото първоначално съдържание на влага се наблюдава изсъхване на почвата и развитие на обща корозия с минимални язвени увреждания. Скоростта на корозионните процеси и загубата на метал е 7 пъти по-малка.

Образец № 3 Материалът на образци № 3 и № 4 е един и същ: чл. 3, но пробите са направени от различно парче тръба. Влажността на почвата е в естествени граници W = 20 ... 25%. Експериментът продължи 24 часа.

Температурата по време на експеримента се поддържа равна на tfr = 33,12 33 ° C.

Взета е почвена проба от позиция 6 часа. Почвата има значителна разлика, характерна за тръбите, изложени на SCC, оглене. (Оглеенето е процес на химическо възстановяване на минералната част на почвата или скалите от по-дълбоки хоризонти, пренаситени с вода, когато съединенията на железния оксид се превръщат в железни и се отвеждат от водата, а хоризонтите, изчерпани с желязо, се боядисват в зеленикаво , черни и сивкави тонове.).

Водата с малко капково подаване (6 капки в минута) практически не се просмуква под тръбата за проба, причинявайки преовлажняване в зоната на контакт между почвата и метала, като понякога се издига във фунията и създава статична глава. Водата се подава асиметрично, с изместване към дясната страна на пробата.

За проба № 3 (Фигура 2.4), корозирала, при стабилни условия на пренос на топлина, когато температурата на пробата се поддържа постоянна на ниво ttr = 33 ° C, се отбелязват следните признаци:

1) Характерна е общата корозия, практически по цялата повърхност;

2) При общия преглед не са открити характерните признаци на точкова корозия;

3) В областта на драскотини:

2 драскотини по 30 mm всяка 2 драскотини по 30 mm всяка 2 драскотини 30 mm не бяха открити признаци на улцерозна лезия.

4) максималното увреждане от корозия, определено от дебелината на корозионната кора, се наблюдава от страната на пружината, т.е. от дясната страна на пробата, и по долната образуваща на тръбата, където влажността е максимална;

5) ясно се вижда, че цветът на корозионната кора в позиция 6 часа по цялата долна образуваща на тръбата и в областта на овлажняването е по-тъмен, най-вероятно тъмнокафяв цвят;

6) наличието на 3 драскотини в преовлажнената зона (вдясно) и 3 от същите драскотини в по-малко влажна почва (вляво) по никакъв начин не е повлияло на естеството на развитието на корозионния процес;

7) трябва да се отбележи, че след обработка на тръбата за проба на струг, от дясната й страна се виждат следи от пластична деформация от точката на затягане (под формата на леко работно втвърдяване), което не се отразява на естеството на корозионното увреждане.

Образец № 4 Пробата е изрязана от същото парче тръба като образец № 3, чл. 3. Почва, условията на експеримента са същите като в експеримент № 3. Единствената разлика: импулсен температурен режим, според сценария: 30/40°С. В хода на експеримента с продължителност 24 часа се поддържат средните стойности на параметрите, определени по формулите (2.14 - 2.16):

Потокът на "поток в дере" се симулира чрез капково подаване на вода през фуния, асиметрично, от дясната страна на пробата. Броят на циклите n = 63.

Пробата има същите драскотини като образец № 3:

2 драскотини по 30 mm всяка 2 драскотини по 30 mm всяка 2 драскотини 30 mm Естеството на повредата от корозия е показано на фигура 2.5.

Сравнявайки резултатите от експерименти № 3 и № 4, които също бяха проведени при идентични условия, но с разлика в температурните условия, отбелязваме, че в почва, която има признаци на глеене, импулсният температурен ефект също засилва процеса . Според относителната загуба на маса разликата е 11 пъти! (таблица 2.2).

Фигура 2.4 - Естеството на корозионното увреждане на проба № 3 при постоянна температура ttr = 33 ° C Фигура 2.5 - Естеството на разрушаването на проба № 4 с импулсна промяна на температурата в режим 31/42 ° C 1 и № 2.

В експеримент No 4 се отбелязва специален феномен, който прави възможно обяснението физически процесивъзникващи в почвата при импулсно температурно излагане.

Фактът на активиране на процеса на корозия показва, че "люлеенето" на влагата, което се случва в импулсен режим, под въздействието на термодвигателни сили, в крайна сметка води до промяна в структурата на почвата, изглаждане на неравностите и движението на частици от прашната фракция в капилярите, т.е

всъщност се образуват подобрени канали, през които земният електролит се движи безпрепятствено. По време на експеримента, в момента, в който водата започва да тече през перфорираните отвори, се забелязва и движението на мехурчета Н2 по капилярите и отстраняването им заедно с водата (визуално).

В експеримент № 3 (t = const) подаваната през фунията вода практически не се просмуква през перфорираните отвори, причинявайки на моменти дори повишаване на нивото на водата във фунията със създаване на статична глава. Няма изтичане на вода през перфорираните отвори. Почвеният електролит се различава от течния електролит по високата си устойчивост на движение на йони.

В опит № 4 (t = 31/42 °C) почвата е използвана същата с оглеене, с един час. Единствената разлика е импулсният температурен режим. Движейки се в режим без налягане, водата преодолява съпротивлението на земята за около 8 часа от началото на експеримента. След още един час се установи баланс: притокът на вода стана равен на изтичането. Блокът беше спрян през нощта. На сутринта, след включване на уреда, водата капе през дренажните отвори след 50 минути.

Този факт показва намаляване на хидравличното съпротивление на капилярите поради образуването на подобрени канали. В такава среда електролитните йони са по-подвижни, което несъмнено допринася за корозията на метала, тъй като осигурява обновяването на почвения електролит с течаща вода.

В този случай всеки импулс осигурява промяна в 1-вия и 2-ия етап на формиране, сякаш укрепва, регулирайки дискретния растеж на корозионните процеси.

Естествено, това не само засилва развитието на корозионните процеси, но и засилва фокалната корозия, точкова и повърхностна, тъй като те се характеризират с общи електрохимични процеси.

Така проведените експерименти показват, че при равни други условия импулсното температурно излагане и променлива влажност повишава корозивността на почвата с 6,9 пъти (опит № 1 и № 2), а с влошаване на физическите характеристики на почвата. почва с 11,2 пъти (опит № 3 и 4).

2.4. Изследване на влиянието на честотата на температурните колебания и топлинните параметри върху корозионната активност на почвите (втора серия опити) Честите температурни флуктуации са характерни за режимите на работа на магистралните газопроводи. В рамките на един месец само броят на стартиранията на вентилаторите на AVO в обекти за охлаждане на природен газ достига 30 ... 40.

През годината, като се вземат предвид технологичните операции (изключване на компресорния цех, графичния процесор и др.) и климатичните фактори (валежи, наводнения, промени в температурата на въздуха и др.), това са стотици колебания и по време на цялата услуга живот - хиляди и десетки хиляди.

За да се изследва влиянието на честотата на температурните импулси и повишаването на средната температура върху корозионната активност на почвите, е проведена втора серия от експерименти (№ 5 - № 8) върху стоманени проби, в почва електролит. Регистрирането на температурните режими се извършва в дневника за наблюдение. Тези данни са представени в Приложение 2.

Експериментите бяха проведени на същата експериментална инсталация.

Бяха симулирани продължителни термодинамични процеси, протичащи в напречното сечение на главния газопровод с нарушена изолация и периодична влага (фигура 2.1).

експозицията на импулсна температура (влажност) показа, че при обтичане на вода около пробата се развива обширна, изразена язвена корозия на повърхността на стоманата с максимално увреждане по протежение на преминаването на влага.

Този факт показва ефекта от сумирането или наслагването на ефектите на температурата и влажността върху корозионните процеси с рязко увеличениекорозивност на околната среда.

При стабилна температура и без дренаж, при същата начална влажност на почвата, улцеративните лезии по повърхността са минимални или липсват, а загубите на метал поради корозия са с порядък по-малки.

Резултатите от първата серия експерименти също дават основание да се предположи, че увеличаването на броя на температурните импулси води до увеличаване на загубата на тегло на прототипите. Основа за това твърдение беше и фактът, че смлените електролити в корозивен почвен слой около газопровод с голям диаметър се държат по много специален начин, а именно:

1. Те ​​работят в пореста почвена среда, която предотвратява движението на йони в скелетните форми на почвата.

2. Намират се в осцилаторно движение под действието на термодвижещи сили, тъй като температурните градиенти се променят постоянно. В същото време влагата "пробива" своя оптимален път в пореста среда, изглажда неравностите и неравностите в капилярния канал, което с течение на времето значително намалява хидравличното съпротивление на капилярите.

3. Увеличаването на подвижността на почвената влага и нейното осцилаторно движение активират корозионните процеси. При наличие на улуци (дерета, греди и др.) настъпва активно евакуиране на продуктите от корозия от активния почвен слой към периферията и се обновява електролитът.

В този режим корозионните дефекти се развиват бързо, сливат се, образувайки огромна площ на повреда, което води до отслабване на носещата способност на стената на газопровода, от което може да се предположи, че увеличаването на броя на температурните цикли допринася за този процес.

Експерименти № 5-№ 8 са проведени върху смес от глинеста и глинеста почва върху проби, идентични с пробите от първата серия опити (табл. 2.3).

Таблица 2.3 - Параметри на пробите от втората серия експерименти, с режим на циклично нагряване. Почвите за експериментите са взети от ями при идентифициране на дефекти на SCC на газопровода Уренгой - Петровск Ду 1400 PK 3402 + 80. Почвените проби, взети от позиция 6 часа, имат следи от глеене. Участъкът от газопровода в яма PK 3402 + 80 е изложен на корозионно и стрес-корозионно въздействие и е подменен по време на ремонтните дейности.

Температурният режим е настроен на импулсен, съгласно разработената схема 45/35 ° C. Водата се подава към всички проби в същия режим. Средната температура на повърхността на пробата и специфичният топлинен поток са показани в Таблица 2.4.

Пробите от втората серия експерименти са тествани на същата експериментална установка, но за разлика от първата, при идентични условия. Тези. Почвите са взети еднакви, осигурено е същото водоснабдяване през фунията, еднакви температури на водата и въздуха.

При тези експерименти температурният диапазон на експозиция се поддържа на по-високо ниво: 35..40 ° C (в първата серия от експерименти температурата варира в диапазона от 30 ... 35 ° C).

Таблица 2.4 - Режими на нагряване за проби № 5-№ Напрежение Сила Сила Сила Специфична средна променлива е само броят на циклите n по време на всеки експеримент.

се поддържа в рамките на 24 ± 0,5 часа, което съответства на приблизително 14 години експлоатация на газопровода в естествени условия (вж. точка 2.1).

Промяната на циклите в тази серия от експерименти се постига чрез промяна на напрежението в нагревателния елемент и следователно чрез промяна на специфичния топлинен поток, подаван към пробите. Примерните параметри на нагряване са дадени в Таблица 2.7.

При една и съща продължителност на сравняваните експерименти броят на циклите на нагряване на пробите е различен: n = 14 (опит № 6) и n = 76 (опит № 8). Следователно скоростта на нагряване на пробата в експеримент № 8 е много висока, а охлаждането се забавя. При опит No 6, напротив, охлаждането настъпва бързо, а топлината се натрупва в почвата постепенно. Поради качествено различния топлопренос, средните температури tav в тези експерименти са различни.

Таблица 2.5 - Параметри на нагряване на проби в цикличен режим 35/45 °С Проба №. От таблица 2.5 се вижда, че съотношението на времето за нагряване n и времето на охлаждане o се променя с промяна в броя на циклите. И това се отразява в естеството на температурната промяна ttr, определя разликата в средните температури tav, електролитите и в крайна сметка скоростта на корозия на пробите.

Характерът на температурната промяна ttr е показан на Фигура 2.6. Анализът на графиките показва, че с увеличаване на броя на циклите съотношението на продължителността на нагряване и охлаждане се променя. Фигура 2.7 показва фрагмент от експеримент № с ниска мощност на източника на нагряване, а на фигура 2.8 фрагмент от експеримент № 8 с висока мощност на източника на нагряване. При опит No 5 (82 цикъла) и No 8 (76 цикъла) времето за нагряване е по-кратко от времето за охлаждане, а при опити No 6 и No 7, обратно.

Резултатите от опити № 5-8 показват, че корозионната загуба на масата на пробите е различна, виж Таблица 2. Таблица 2.6 - Загубата на масата на проби № 5-No 8 при циклично нагряване режим според схемата 45/35 ° C химически процеси. Биохимичната природа на ускоряването или активирането на корозионните процеси в такава експериментална установка е практически изключена.

Фигура 2.6 - Характерът на импулсните температурни режими на нагряване на проби в експерименти № 5 - Фигура 2.7 - Фрагмент от експеримент № 6, илюстриращ скоростите на нагряване и охлаждане при източник на ниска мощност (q = 46,96 W/m) Фигура 2.8 - Фрагмент от експеримент № 8, илюстриращ скоростите на нагряване и охлаждане при висока мощност на източника (q = 239,29 W/m) Фигура 2.9 показва графична зависимост на загубата на маса на пробата от броя на топлинните импулси в експериментите.

Загуба на тегло на пробата, g/cm2 0, Фигура 2.9 - Зависимост на загубата на тегло на пробата от броя на топлинните импулси. увеличаване на броя на циклите за същия период от време, активността на корозионните процеси се увеличава, което се доказва от увеличаване на относителната загуба на тегло на пробите. Тази връзка е нелинейна и прогресивна.

Трябва да се отбележи, че въпреки факта, че в опит № 8 е използвана проба с по-ниска маса и по-ниска повърхност в сравнение с останалите проби, нейната специфична загуба на тегло е голяма. Това може да се обясни с факта, че проба № 8 е била изложена на по-висок специфичен топлинен поток, виж Фигура 2.10. В сравнение с проба № 6, която е била подложена на най-нисък специфичен топлинен поток, проба № 8 има специфична загуба на тегло с 6% повече.

Скоростта на корозия, изразена в загубата на метална маса, зависи от средната температура tav ​​на външната повърхност на образците (Фигура 2.11, Фигура 2.12). С повишаване на температурата до стойности от 43..44 ° C скоростта на корозия намалява. Това може да се обясни с намаляване на влажността на почвата около тръбата и нейното "изсъхване" при по-високи температури. С намаляване на влажността активността на корозивните електрохимични процеси намалява.

импулсен температурен ефект (n), но и от топлинната мощност на източника (q) и неговата средна температура tav.

2.5 Зависимост на скоростта на корозия от средната температура с нестабилен топлопренос.

Анализът на резултатите от експериментите, включително отчитането на качествените характеристики и количествените връзки, позволи да се изберат факторните атрибути, които влияят на ефективния атрибут на модела.

се оказа недостатъчен за извършване на множествен корелационно-регресионен анализ на резултатите. Независимо от това, анализът на матрицата на сдвоените корелационни коефициенти, получени на първия етап на подбор, разкри фактори, които са тясно свързани помежду си, Таблица 2.7.

Таблица 2.7 - Съотношение на параметрите х1 (n) и х2 (tср) спрямо у (G / s) Най-близката връзка е установена между средната температура на пробата tср и загубата на нейната маса G / s. Коефициент на сдвоена корелация rх2 = -0,96431.

Появиха се фактори, които бяха тясно свързани помежду си, които бяха изхвърлени.

В резултат на това беше решено да се разгледа зависимостта на формата:

класифицирайки параметъра х1 (n) като изразяващ нестабилността на топло- и масопреносния процес.

Това даде възможност да се разгледат и двете серии от експерименти заедно. Към четирите експеримента от втора серия № 5..8 са добавени още два експеримента № 1 и № 4 от първата серия.

Получената графична зависимост е показана на Фигура 2.13.

Графиките на фигура 2.13 ясно илюстрират процеса на загуби от корозия на метала.

нестабилен пренос на топлина и маса на тръбата със земята (и в естествените условия на газопровода със земята), увеличава загубата от корозия на метала на тръбата с порядък в сравнение със стабилни режими, когато температурата на тръбата се поддържа постоянна .

Второ, с повишаване на температурата в района, надвишаващо температурата от 33 ° C, скоростта на корозия се забавя. Това се дължи на факта, че при високи температури, достигащи 40 ° C и повече, има изтичане на влага, нейната миграция към периферията, което води до изсъхване на почвата. С дехидратация на почвата в близост до тръбопровода активността на корозионните процеси намалява.

На трето място, може да се предположи, че максималната корозивна активност пада в температурния диапазон в района от 30 ... 33 ° C. Тъй като е известно, че с намаляване на температурата от 30 ° C до 10 ° C, скоростта на корозия се забавя и при 0 ° C практически спира.

Когато температурата падне от +20 ° C до -10 ° C, корозивността намалява с около 10 пъти.

Че. най-опасните, от гледна точка на корозия, могат да се считат за работни температури от порядъка на + 30 ... + 33 ° C. Именно в този диапазон се експлоатират газопроводи с голям диаметър.

Извършено е цялостно изследване на корозионното състояние на действащите магистрални газо- и нефтопроводи и техните системи за електрохимична защита, за да се определи зависимостта на наличието на корозия и стрес-корозионни повреди на външния SCC от режимите на работа на ECP. , за идентифициране и отстраняване на причините за възникване и нарастване на корозия и стрес-корозионни повреди. Всъщност магистралните газопроводи и нефтопроводи практически не подлежат на остаряване поради тяхната експлоатация. Надеждността на тяхната работа се определя главно от степента на корозивно и стрес-корозионно износване. Ако разгледаме динамиката на аварийността на газопроводите за периода от 1995 г. до 2003 г., става очевидно, че има процес на нарастване на авариите във времето поради образуването на корозионни и стрес-корозионни дефекти в КЗП.

Ориз. 5.1.

При разглеждане на динамиката на отстраняване на особено опасни дефекти по съществуващите магистрални газопроводи става очевидно, че по време на експлоатация се увеличават особено опасните дефекти, изискващи приоритетно отстраняване, причинени от външна корозия и пукнатини от корозия от напрежение (фиг.5.1). От показаното на фиг. 5.1 на графиката може да се види, че почти всички елиминирани особено опасни дефекти са от корозивен или stsss-корозионен характер. Всички тези дефекти са открити на външната катодно защитена повърхност.

Резултатите от изчерпателни проучвания на антикорозионната защита на газо- и нефтопроводи (наличие на ями и пукнатини от корозия под напрежение, адхезия и непрекъснатост на изолационното покритие, степен на електрохимична защита) показват, че решението на проблема с антикорозионната защита на газо- и нефтопроводи, използващи изолационни покрития и катодна поляризация, все още е актуална. Директно потвърждение на горното са резултатите от инлайн диагностика. Според данните от поточната диагностика в някои участъци от главните нефто- и газопроводи с експлоатационен живот над 30 години делът на дефектите външна корозия(включително корозия под напрежение) достига 80% от общия брой открити дефекти.

Качеството на изолацията на магистралните газо- и нефтопроводи се характеризира със стойността на преходното съпротивление, която се определя въз основа на параметрите на електрохимичната защита. Един от основните параметри на електрохимичната защита на тръбопроводите, който характеризира качеството на изолационното покритие, е стойността на тока на катодна защита. Данните за работата на ECP средствата показват, че стойността на защитния ток на RMS на линейна част D при 1220 mm за 30 години експлоатация поради стареене на изолацията се е увеличила почти 5 пъти. Консумация на ток за осигуряване на електрохимична защита на 1 km от нефтопровода в зоната на защитни потенциали 1,2 ... 2,1 V при m. S. NS се увеличава от 1,2 на 5,2 A / km, което показва пропорционално намаляване на преходното съпротивление на нефтопровода. Преходното изолационно съпротивление след 30 години експлоатация на газо- и нефтопроводи има същия ред (2,6-10 3 Ohm - m 2) по цялата дължина, с изключение на участъците, където са ремонтирани газо- и нефтопроводите със смяна на изолацията , докато броят на корозионните и strsss - корозионни увреждания на външната катодно защитена повърхност варира в значителни граници - от 0 до 80% от общия брой дефекти, открити с помощта на линейна дефектоскопия, които са локализирани както в фугите на защитните зони, както и в близост до отводнителните точки на SCZ в низините и по блатисти участъци от трасето ... Подземните води на влажните зони на централната част на Западен Сибир се характеризират с ниска минерализация (0,04% от теглото) и като следствие от това с високо омично съпротивление (60 ... 100 Ohm m). Освен това блатните почви са кисели. Стойността на pH на блатните води достига 4. Високото омично съпротивление и киселинността на блатния електролит са критични факторивлияещи върху скоростта на корозия на газопроводите и ефективността на тяхната електрохимична защита. Обръща се внимание на факта, че в поровите разтвори на блатните почви съдържанието на сероводород достига 0,16 mg / l, което е с порядък по-високо, отколкото в обикновените почви и течащи водоеми. Сероводородът, както показват данните от проучването, също влияе върху състоянието на корозия на газо- и нефтопроводите. Появата на сероводородна корозия, дължаща се на активността на сулфат-редуциращите бактерии (SRB), се посочва например от факта, че при същите условия максималната дълбочина на проникване на външна корозия през дефекти в изолацията на газа и нефтопроводи в застояли блата е по-голямо от това в течащи водни обекти със средно 70%., от една страна, и практически навсякъде, корозионни пукнатини по външния SCB се срещат и в застойни блата с повишено съдържание на H 2 S - от другата. Според съвременните схващания молекулярният сероводород стимулира хидрогенирането на стоманите. Електроредукцията на H 2 S в KZP на тръбопровода протича съгласно реакциите H, S + 2- »2H als + S a ~ c и H, S + v- ^ H ads + HS ”ac, което увеличава степента на запълване на хемосорбирания слой с атомен водород в cдифундира в структурата на тръбната стомана. Ефективен стимулант на хидрогенирането също е въглероден двуокис: HC0 3 + e-> 2Н ads + С0 3". Проблемът с корозията и

Корозионното разрушаване на нефтопроводи и газопроводи по заблатените участъци от трасето все още не е напълно обяснено и остава актуално. Резултатите от корозионната проверка на магистрални газо- и нефтопроводи в блатисти райони показаха, че почти цялата външна повърхност, както на нефтопроводи, така и на газопроводи, е покрита с дефекти на изолацията и под ексфолирана изолация с кафяви (наподобяващи алуминиев прах) отлагания. Корозионните язви с максимална дълбочина се локализират в проникващи увреждания на изолацията. Геометричните параметри на увреждането от корозия почти точно съответстват на геометрията на сквозното увреждане на изолацията. Под ексфолираната изолация, в зоната на контакт на стената на тръбата с почвената влага, има следи от корозия без видими корозионни ями със следи от корозионни пукнатини под напрежение.

Експериментално върху проби от тръбна стомана, монтирани на стената на главния нефтопровод D на 1220 mm (при горната, страничната и долната му генерираща), е установено, че в почвите на тайга-блатистия район на централната част на Западна Сибир, скоростта на корозия на проби без катодна защита при дефекти на изолация достига 0,084 mm / година. Под защитен потенциал (с омичен компонент) минус 1,2 V в m.S. e., когато плътността на тока на катодната защита надвишава граничната плътност на кислородния ток с 8 ... 12 пъти, остатъчната скорост на корозия ns надвишава 0,007 mm / година. Тази остатъчна степен на корозия съответства на състоянието на корозия според 10-точкова скала за устойчивост на корозия. много упорити за магистрални газо- и нефтопроводи е допустимо. В този случай степента на електрохимична защита е:

Цялостно изследване на състоянието на корозия на външната катодно защитена повърхност на газо- и нефтопроводи в ями в дефекти на изолация на проходни отвори разкрива корозионни ями с дълбочина 0,5 ... 1,5 mm. Не е трудно да се изчисли времето, през което електрохимичната защита не е осигурила потискане на степента на корозия на почвата до допустимите стойности, съответстващи на много упориткорозивно състояние на газо- и нефтопроводи:

при дълбочина на проникване на корозия 0,5 mm при дълбочина на проникване на корозия от 1,5 mm

Това е за 36 години експлоатация. Причината за намаляване на ефективността на електрохимичната защита на газо- и нефтопроводи от корозия е свързана с намаляване на преходното изолационно съпротивление, появата на сквозни дефекти в изолацията и в резултат на това намаляване на тока на катодна защита плътност на ставите на защитните зони на SCZ до стойности, които не достигат стойностите на граничната плътност на тока за кислород, които не осигуряват потискане на корозия на почвата до допустимите стойности, въпреки че стойностите на защитната потенциалите, измерени с омичния компонент, отговарят на стандарта. Важен резерв, позволяващ да се намали скоростта на корозионно разрушаване на газопроводи и нефтопроводи, е навременното идентифициране на области с недостатъчна защита, когато L 1 1 Lr

Съотношението на външните корозионни дефекти на нефтопровода с продължителността на прекъсванията на въздушните линии по протежение на трасето показва, че именно по време на спиране на въздушните линии по протежение на трасето и престой на CPS възниква точкова корозия при дефекти на изолацията, скоростта на която достига 0,084 mm / година.

Ориз. 5.2.

В хода на цялостно изследване на системите за електрохимична защита на магистрални газо- и нефтопроводи беше установено, че в областта на потенциалите на катодна защита 1,5 ... 3,5 V при m. S. NS (с омичен компонент) плътност на тока на катодна защита j анадвишава граничната плътност на тока на кислорода j 20 ... 100 пъти или повече. Освен това, при същите потенциали на катодна защита, плътността на тока, в зависимост от вида на почвата (пясък, торф, глина), се различава значително, почти 3 ... 7 пъти. На полето, в зависимост от вида на почвата и дълбочината на полагане на тръбопровода (дълбочината на потапяне на сондата за индикатор за корозия), граничната плътност на тока за кислород, измерена върху работен електрод от стомана 17GS с диаметър 3,0 mm, варира в рамките на 0,08 ... 0, 43 A / m ", а плътността на тока на катодната защита при потенциали с омичен компонент от

1,5 ... 3,5 V на m. S. д., измерени на същия електрод, достигнаха стойности от 8 ... 12 A / m 2, което причинява интензивно отделяне на водород върху външната повърхност на тръбопровода. Някои от водородните адатоми при тези режими на катодна защита преминават в близките до повърхността слоеве на стената на тръбопровода, като го хидрогенират. На увеличено съдържаниеводородът в проби, изрязани от тръбопроводи, подложени на корозионно разрушаване, е посочено в трудовете на местни и чуждестранни автори. Водородът, разтворен в стоманата, има омекотяващ ефект, което в крайна сметка води до водородна умора и поява на стрес-корозионни пукнатини върху SCC под земята стоманени тръбопроводи... Проблемът с водородната умора на тръбните стомани (клас на якост X42-X70) през последните години привлече Специално вниманиеизследователи във връзка с повишената честота на аварии по магистрални газопроводи. Водородната умора при циклично променящо се работно налягане в тръбопровода се наблюдава в почти чист вид при катодно претоварване, когато j KZ / j> 10.

Когато плътността на тока на катодна защита достигне стойностите на граничната плътност на тока за кислород (или леко, не повече от 3 ... 5 пъти, надвишава ce), остатъчната скорост на корозия ns надвишава 0,003 ... 0,007 mm / година. Значителен излишък (повече от 10 пъти) j K tпо-горе jпрактически не води до по-нататъшно потискане на корозионния процес, но води до хидрогениране на стената на тръбопровода, което причинява появата на стрес-корозионни пукнатини при SCC. Появата на водородно крехкост при циклична промяна на работното налягане в тръбопровода е водородна умора. Водородната умора на тръбопроводите се проявява при условие, че концентрацията на катоден водород в стената на тръбопровода не намалява под определено минимално ниво... Ако десорбцията на водород от стената на тръбата се извършва по-бързо от развитието на процеса на умора, когато yc надвиши /pr с не повече от 3 ... 5 пъти, водородната умора

невидим. На фиг. 5.3 са показани резултатите от измерването на плътността на тока на водородните сензори с активиран (1) и изключен (2) SCZ на тръбопровода Грязовец.

Ориз. 5.3.

и инвалиди (2) СКЗ при КП I; 3 - потенциал на катодната защита при включен SCZ - (а) и зависимостта на токовете на водородните сензори от потенциала на тръбата с включен и изключен SCZ при KP 1 - (b)

Потенциалът на катодната защита по време на периода на измерване беше в диапазона от минус 1,6 ... 1,9 V m. S. NS Ходът на резултатите от следови електрически измервания, представени на фиг. 5.3, а, показва, че максималната плътност на водородния поток в стената на тръбата с включен SCZ е 6 ... 10 μA / cm 2. На фиг. 5.3, бса представени областите на изменение на токовете на водородните сензори и потенциалите на катодна защита при включено и изключено RMS.

Авторите на работата отбелязват, че потенциалът на тръбопровода с изключен RMS не е намалял под минус 0,9 ... 1,0 V m. S. Oe., което се дължи на влиянието на съседни RMS. В този случай плътностите на тока на водородните сензори с включен и изключен RMS се различават

2 ... 3 пъти. На фиг. 5.4 са показани кривите на промените в токовете на водородните сензори и потенциалите на катодна защита в КП 08 на блок Краснотурински.

Напредъкът на експерименталните изследвания, представени на фиг. 5.4 показва, че максималната плътност на водородния поток в стената на тръбата не надвишава 12 ... 13 μA / cm 2. Измерените потенциали на катодната защита бяха в диапазона от минус 2,5 ... 3,5 V m. S. NS По-горе беше показано, че обемът на водорода, освободен при QPC, зависи от стойността на безразмерния критерий j K s/y и др. В тази връзка е интересно да се сравнят резултатите от поточната диагностика на работещи нефто- и газопроводи с режими на катодна защита.

Ориз. 5.4.

Таблица 5.1 е представено сравнение на резултатите от поточната диагностика с резултатите от цялостно изследване на ECP системи на работещи нефто- и газопроводи в централната част на Западен Сибир. Резултатите от електрохимичните измервания на линейната част на действащите нефто- и газопроводи показват, че в различни почви при едни и същи стойности на измерения потенциал плътността на тока на катодната защита варира в широк диапазон, което налага да се изберете и регулирайте защитните потенциали подземни тръбопроводидопълнително следете плътността на тока на катодната защита спрямо граничната плътност на тока на кислорода. Допълнителни електрохимични измервания по трасето на съществуващите магистрални газо- и нефтопроводи ще предотвратят или сведат до минимум образуването на високи локални напрежения в стената на тръбопровода, причинени от молизация на водорода (с висока фигуративност). Повишаването на нивото на локалните напрежения в стената на тръбопровода е свързано с промяна в триаксиалността на напрегнатото състояние в локални зони, обогатени с катоден водород, където се образуват микропукнатини, предшественици на пукнатини на напрежение-корозия на външния SCC.

Сравнение на резултатите от интратубалната диагностика с резултатите от цялостно изследване на системите

електрохимична защита на действащите газо- и нефтопроводи в централната част на Западен Сибир

разстояние,		Разпределение на защитния потенциал (0WB) (Лице A / m 2)		смисъл критерий jк.з ^ Jxvp	операция, мм	Плътност дефекти загуба метан,	Плътност дефекти пакет,
Линейна част на главния нефтопровод D u 1220 mm

разстояние,	Гранична плътност на тока за кислород (ЛрХА / m2	Разпределение на защитния потенциал и плътност на тока на катодна защита (ресничка> A / m 2)		смисъл критерий Ukz ^ Контрол	Максимална дълбочина на проникване на корозия за целия период операция, мм	Плътност дефекти загуба метал,	Плътност на дефектите разслояване, бр./км	Общата продължителност на престоя на RMS за целия период на работа (според експлоатационната организация), дни

Анализ на резултатите, представени в табл. 5.1, като се вземе предвид продължителността на престоя на RMS, показва обратно пропорционална връзка между плътността на корозионните дефекти и стойността на безразмерния критерий j Kс / j, включително когато това съотношение е равно на

нула. Всъщност максималната плътност на дефектите външна корозиянаблюдавани в зони, където продължителността на престоя на средствата за електрохимична защита (според експлоатационните организации) надвишава стандартните стойности. От друга страна, максималната плътност на дефектите от типа разслояваненаблюдавано на заблатени заливни участъци от трасето, където продължителността на престоя на средствата на ECP не надвишава стандартните стойности. Анализът на режимите на работа на SCZ в зони с минимална продължителност на престоя им на фона на голям разпръскване на данни показва почти пропорционална връзка между плътността на дефектите от типа разслояванеи критерий j K 3 / /, когато плътността на тока на катодната защита надвиши граничната плътност на тока за кислород десет или повече пъти по време на дълъг период на работа (с минимална продължителност на RMS престой). Извършеният анализ на режимите на катодна защита в сравнение с корозия и стрес-корозионни дефекти при ВКС потвърждава предишните изводи, че съотнош. j K 3 / j npможе да служи като безразмерен критерий за наблюдение на остатъчната скорост на корозия на тръбопровода при различни потенциали на катодна защита, от една страна, за да се предотврати образуването на дефекти на SCC външна корозияи за определяне на интензитета на електролитно хидрогениране на стената на тръбопровода - от друга страна, за да се изключи образуването и нарастването на дефекти от типа разслояванеблизо до катодната защитена повърхност.

Данни от таблицата. 5.1 показват, че максималната продължителност на престоя за почти всички RHC за целия период на експлоатация на нефтопроводи и газопроводи, за 36 години, е средно 536 дни (почти 1,5 години). Според експлоатационните организации през годината времето на престой на VHC е средно 16,7 дни, а за тримесечието - 4,18 дни. Тази продължителност на престоя на SCZ върху линейната част на инспектираните нефто- и газопроводи на практика отговаря на изискванията на регулаторните и технически документи (GOST R 51164-98, стр. 5.2).

Таблица 6.2 са показани резултатите от измерването на съотношението на плътността на тока на катодната защита към граничната плътност на тока за кислород при горната генерираща на главния нефтопровод D при 1220 mm. Изчисляването на остатъчната скорост на корозия на тръбопровода при дадени потенциали на катодна защита се определя по формула 4.2. Посочено в табл. 5.1 и 5.2 данните показват, че за целия период на експлоатация на главния нефтопровод, като се вземе предвид времето за престой на средствата за електрохимична защита

(според експлоатационната организация) максималната дълбочина на проникване на корозия при външния KZP не трябва да надвишава 0,12 ... 0,945 mm. Действително, плътността на ограничителния ток за кислород на нивото на полагане на изследваните участъци от нефтопроводи и газопроводи варира от 0,08 A / m 2 до 0,315 A / m 2. Дори при максимална стойност на ограничителната плътност на тока за кислород от 0,315 A / m 2, максималната дълбочина на проникване на корозия за 36 години работа с планирано RMS на празен ход от 1,15 години няма да надвишава 0,3623 mm. Това е 3,022% от номиналната дебелина на стената на тръбопровода. На практика обаче виждаме друга картина. Таблица 5.1 са представени резултатите от линейна диагностика на участък от главен нефтопровод D на 1220 mm след експлоатацията му в продължение на 36 години. Резултатите от поточната диагностика показват, че максималното корозивно износване на стената на тръбопровода надвишава 15% от номиналната дебелина на стената на тръбата. Максималната дълбочина на проникване на корозия достигна 2,0 mm. Това означава, че продължителността на престоя на ECP средствата не отговаря на изискванията на GOST R 51164-98, точка 5.2.

Извършените електрометрични измервания, представени в табл. 5.2, показват, че при даден режим на катодна защита, остатъчната скорост на корозия не надвишава 0,006 ... 0,008 mm / година. Тази остатъчна степен на корозия съответства на състоянието на корозия според 10-точкова скала за устойчивост на корозия. устойчиви на корозияи за магистрални нефто- и газопроводи е допустимо. Това означава, че за 36 години експлоатация на тръбопровода, като се вземе предвид информацията за времето на престой на ECP, според експлоатационната организация, дълбочината на проникване на корозия няма да надвишава 0,6411 mm. Действително, за периода на планиран престой на съоръженията на ECP (1,15 години), дълбочината на проникване на корозия е 0,3623 mm. За периода на експлоатация на съоръженията на ECP (34,85 години) дълбочината на проникване на корозия е 0,2788 mm. Общата дълбочина на проникване на корозия при KZP би била 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm). Резултатите от поточната диагностика показват, че действителната максимална дълбочина на проникване на корозия за 36 години експлоатация на изследвания участък от главен нефтопровод D при 1220 mm е 1,97 mm. Въз основа на наличните данни е лесно да се изчисли времето, през което електрохимичната защита ns е осигурила потискане на скоростта на корозия на почвата до допустими стойности: T = (1,97 - 0,6411) mm / 0,08 mm / година = 16,61 години. Продължителността на престоя на съоръженията на ЕКП по магистрален газопровод D, преминаващ в един технически коридор, е 1020 мм, на който в заливната част на р. Оби, бяха открити пукнатини от корозия от напрежение, съвпадащи с продължителността на престоя на RPS на главния нефтопровод, тъй като RPS на газопровода и нефтопровода се захранват от една и съща въздушна линия по трасето.

Таблица 5.3 са представени резултатите от определянето на реалния престой на RMS през целия период на експлоатация (36 години) на магистрални нефто- и газопроводи въз основа на електрометрични измервания.

Таблица 5.2

Разпределение на остатъчната скорост на корозия в участъци от действащи газо- и нефтопроводи в централната част на Западен Сибир

Таблица 5.3

Резултати от определяне на истинското време на престой на RMS през целия период на експлоатация (36 години) на магистрални газо- и нефтопроводи въз основа на електрометрични измервания

разстояние,	Максимално възможна скорост на корозия на тръбопровод без късо съединение, mm / година	Остатъчна скорост на корозия на тръбопровода при даден режим на SC, mm / година	Максимална дълбочина на проникване на корозия върху катодно защитена повърхност, mm	Истинският
Линейна част на главния нефтопровод D u 1220 mm
Линейна част на магистрален газопровод D u 1020 mm

Анализ на резултатите, представени в табл. 5.3, показва, че реалното време на престой на средствата за електрохимична защита значително надвишава нормативна стойност, което е причина за интензивно корозионно износване на стената на тръбопровода от външната, катодно защитена страна.

Б. V. Кошкин, V. н. Шчербаков, V. NS. Василиев, GOUVPO „Москва състояние Институт по стомана и Сплави (технологични Университетът) » ,

СЪДЯ Мосгортепло

Електрохимичните методи за оценка, наблюдение, диагностика, прогнозиране на корозионното поведение и определяне на скоростите на корозия, които са добре разработени теоретично от дълго време и се използват широко в лабораторни условия, започнаха да се използват за оценка на състоянието на корозия само при работни условия през последните 5-10 години.

Отличителна черта на електрохимичните методи за оценка е способността да се определя състоянието на корозия (включително непрекъснато) в реално време с едновременна реакция на материала и корозивната среда.

Методите за поляризационно съпротивление (галванични и потенциостатични), резистометрични и импедансни методи са най-широко използвани за оценка на състоянието на корозия в работни условия. Практическа употребаполучиха първите две. Галваностатичният метод на измерване се използва в преносими преносими устройства, потенциостатичният метод се използва главно в лабораторни изследвания поради по-сложно и скъпо оборудване.

Методът на поляризационно съпротивление се основава на измерване на скоростта на корозия чрез определяне на корозионния ток.

Съществуващите чужди инструменти за измерване на скоростта на корозия се основават главно на принципа на поляризационна устойчивост и с достатъчна степен на точност могат да определят скоростта на корозия само при условия пълно потапянеизмервания обект в корозивна среда, т.е. корозивността на средата е практически определена. Такава измервателна схема е внедрена в чужди устройства за оценка на скоростта на корозия (устройства от ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna и др.). Устройствата са доста скъпи и не са адаптирани към руските условия. Домашните измервателни уреди за корозия определят агресивността на околната среда, независимо от истинските стомани, от които са направени тръбопроводите, и следователно не могат да определят корозионната устойчивост на тръбопроводите при експлоатационни условия.

В тази връзка в MISiS беше разработен уред за корозия, предназначен да определя скоростта на корозия на тръбопроводи на отоплителни мрежи, изработени от реално работещи стомани.

Малоразмерният уред за корозия "КМ-МИСиС" (фиг. 1) е разработен на съвременна елементна база на базата на прецизен цифров микроволтметър с нулево съпротивление. Корозиметърът е проектиран да измерва скоростта на корозия чрез метода на поляризационно съпротивление с безтокова IR компенсация. Устройството има прост, интуитивен интерфейс за управление и въвеждане/извеждане на информация на течнокристалния дисплей.

Програмата на корозионния уред предвижда възможност за въвеждане на параметри, които позволяват да се оцени скоростта на корозия на различни марки стомана и да се зададе нула. Тези параметри се задават по време на производството и калибрирането на уреда за корозия. Корозиметърът показва както измерената стойност на скоростта на корозия, така и текущите стойности на потенциалната разлика "E 2 - E1» за контрол на параметрите.

Основните параметри на корозионния уред са в съответствие с Единна системаЗащита от корозия и стареене (ESZKS).

Корозиметър "KM-MISiS" е предназначен за определяне на скоростта на корозия по метода на поляризационно съпротивление в електролитно проводими среди и може да се използва за определяне на скоростта на корозия на метални части и оборудване в енергетиката, химическата и нефтохимическата промишленост, строителството , машиностроене, опазване на околната среда, за образователни нужди.

Опитексплоатация

Корозиметърът е преминал пилотни тестове в работните условия на московските отоплителни мрежи.

Тестовете на Ленински проспект бяха проведени през август - ноември 2003 г. на първия и втория кръг на отоплителните мрежи (абонат 86/80). В този участък бяха заварени дюзи в I и II кръг на тръбопроводи на отоплителни мрежи, в които бяха монтирани сензори (работни електроди) и се извършваха ежедневни измервания на скоростта на корозия и електрохимичните параметри с помощта на прототип на корозионния уред. Измерванията са извършени във вътрешната част на тръбопроводите с регистриране на параметрите на охлаждащата течност. Основните параметри на охлаждащата течност са показани в таблица 1.

За измервания с различна продължителност от 5 до 45 минути. записва основните параметри на корозионното състояние на тръбопроводите на отоплителните мрежи по време на дългосрочни тестове. Резултатите от измерването са показани на фиг. 2 и 3. Както следва от резултатите от теста, начални стойностискоростите на корозия корелират добре с дългосрочни тестове както при тестове в I и II вериги. Средната скорост на корозия за първи контур е около 0,025 - 0,05 mm / година, за втория кръг - около 0,25 - 0,35 mm / година. Получените резултати потвърждават наличните експериментални и литературни данни за устойчивостта на корозия на тръбопроводи на отоплителни мрежи от въглеродни и нисколегирани стомани. По-точни стойности могат да бъдат получени чрез посочване на марките стомана на използваните тръбопроводи. Извършена е проверка на корозионното състояние на отоплителните мрежи в участъка от магистрала Ентузиастов - улица Саянская. Отоплителните главни участъци в тази зона (№ 2208/01 - 2208/03) често се отказват, тръбопроводите в тази зона
stke са положени през 1999 - 2001 г. Отоплителната магистрала се състои от права и обратна линия. Температурата на правата линия на отоплителната магистрала е около 80-120 ° C при налягане 6 atm, температурата на връщането е около 30-60 ° C. През пролетно-есенния период отоплителната магистрала често е наводнена с подпочвени води (близо до Терлетски езера) и / или канализация. Характерът на полагането на топлотраса в този участък е канален, в бетонни улуци с капак и дълбочина на полагане около 1,5-2 м. Първите течове в топлотраса са забелязани през пролетта на 2003 г., провалят се и са сменени през август - септември 2003 г. При обследването каналът на топлопровода е наводнен с около 1/3 - 2/3 от диаметъра на тръбата с подпочвени води или отток. Тръбите за отопление бяха изолирани с фибростъкло.

Парцел No 2208/01 - 22008/02. Топломагистралата е положена през 1999 г., тръби са заварени, надлъжен шев, диаметър 159 мм, вероятно от Св. 20. Тръбопроводите са с топлоизолационно покритие от лак Кузбас, минерална ватаи пергамин (покривен материал или фибростъкло). В този район има 11 дефектни зони с корозионни поражения, предимно в наводнената зона на канала. Плътността на корозивните лезии по дължината на правата линия е 0,62 m-1, обратната е -0,04 m-1. Изключен през август 2003 г.

Парцел No 2208/02 - 2208/03. Монтирана 2001 г. Преференциална корозия на топлопровода. Общата дължина на дефектните участъци от тръбопровода за подмяна е 82 м. Плътността на корозивните лезии на права линия е 0,54 m -1. Според GUP Mosgorteplo тръбопроводите са изработени от стомана 10KhSND.

Раздел No 2208/03 - ТЕЦ. Положени през 2000 г., безшевни тръби, вероятно от Св. 20. Плътност на корозивните лезии на права линия -0,13 m -1, обратна линия -0,04 m-1. Средната плътност на корозивните лезии (като делокализирана питингова корозия) на външната повърхност на праволинейните тръбопроводи е 0,18 - 0,32 m -1. Образците на отрязаните тръби не са покрити отвън. Характерът на корозивните лезии от външната страна на тръбата за проби е основно обща корозия при наличие на проходни лезии като точкова корозия, които имат конична форма с размер около 10-20 см от външната повърхност, преминаваща в проходна лезии с диаметър около 2-7 мм. От вътрешната страна на тръбата има лека обща корозия, състоянието е задоволително. Резултатите от определянето на състава на пробите от тръби са показани в Таблица 2.

По отношение на състава материалът на тръбните проби съответства на стомани от тип "D" (или KhGSA).

Тъй като някои от тръбопроводите бяха в канал във водата, беше възможно да се оцени скоростта на корозия на външната част на тръбата. Оценката на степента на корозия е извършена на местата на излизане на полагането на канала, в подземните води в непосредствена близост до тръбопровода и в местата с най-много бърз потокподземни води. Температурата на подземните води е 40-60°C.

Резултатите от измерването са показани в табл. 3-4, където данните за спокойната вода са подчертани в червено.

Резултатите от измерването показват, че скоростта на обща и локализирана корозия се увеличава Те варират във времето, което е най-силно изразено при локализирана корозия в спокойна вода. Скоростта на обща корозия има тенденция да се увеличава в течението; в спокойна вода скоростта на локална корозия се увеличава.

Получените данни позволяват да се определи степента на корозия на тръбопроводите за подаване на топлина и да се предвиди тяхното корозионно поведение. Скоростта на корозия на тръбопроводите в тази зона е> 0,6 mm / година. Максималният експлоатационен живот на тръбопроводите при тези условия е не повече от 5-7 години с периодични ремонти в местата на локални повреди от корозия. По-точно прогнозиране е възможно при непрекъснат мониторинг на корозия и с натрупване на статистически данни.

Анализоперативенкорозивни лезииT

• 1. Основни понятия и показатели за надеждност (надеждност, надеждност, поддръжка, издръжливост и др.). Характеристика.
• 2. Връзката между качеството и надеждността на машините и механизмите. Възможност за оптимална комбинация от качество и надеждност.
• 3. Методи за определяне на количествени стойности на показателите за надеждност (изчислени, експериментални, експлоатационни и др.). Видове тестове за надеждност.
• 4. Начини за подобряване на надеждността на техническите обекти на етапа на проектиране, в процеса на производство и експлоатация.
• 5. Класификация на отказите според степента на тяхната критичност (според тежестта на последствията). Характеристика.
• 7. Основните разрушителни фактори, действащи върху обекти по време на работа. Видове енергия, които влияят върху надеждността, производителността и издръжливостта на машините и механизмите. Характеристика.
• 8. Влияние на физическото и остаряването върху пределното състояние на тръбопроводните транспортни съоръжения. Начини за удължаване на периода на добра експлоатация на конструкцията.
• 9. Приемливи и неприемливи видове повреди на части и интерфейси.
• 10. Схема на загуба на производителност от обект, система. Характеристики на граничното състояние на обекта.
• 11. Отказите са функционални и параметрични, потенциални и действителни. Характеристика. Условия, при които неуспехът може да бъде предотвратен или отложен.
• 13. Основните видове структури на сложни системи. Характеристики на анализа на надеждността на сложни системи на примера на главен тръбопровод, помпена станция.
• 14. Методи за изчисляване на надеждността на сложни системи за надеждност на отделни елементи.
• 15. Резервирането като начин за подобряване на надеждността на сложна система. Видове резерви: разтоварени, натоварени. Системно резервиране: общо и отделно.
• 16. Принципът на резервирането като начин за подобряване на надеждността на сложни системи.
• 17. Показатели за надеждност: време на работа, технически ресурс и неговите видове, отказ, експлоатационен живот и неговите вероятностни показатели, работоспособност, изправност.
• 19. Надеждност и качество като технически и икономически категории. Избор на оптимално ниво на надеждност или ресурс на етапа на проектиране.
• 20. Понятието „провал“ и неговата разлика от „повреда“. Класификация на повредите по момента на тяхното възникване (структурни, производствени, експлоатационни).
• 22. Разделяне на МТ на оперативни секции. Защита от свръхналягане на тръбопроводи.
• 23. Причини и механизъм на корозията на тръбопровода. Фактори, допринасящи за развитието на корозия на обекти.
• 24. Повреда от корозия на тръби на магистрални тръбопроводи (mt). Разновидности на повреди от корозия на тръби mt. Влиянието на корозионните процеси върху промяната в свойствата на металите.
• 25. Защитни покрития за тръбопроводи. Изисквания към тях.
• 26. Електрохимични. Защита на тръбопроводи от корозия, нейните видове.
• 27. Фиксиране на тръбопроводи на проектни коти като начин за повишаване на тяхната надеждност. Методи за защита на брегове в участъците на подводните прелези.
• 28. Предотвратяване на плаване на тръбопровода. Методи за закрепване на тръбопроводи на проектни коти върху водоносни участъци от трасето.
• 29. Прилагане на системата за автоматизация и телемеханизация на технологичните процеси за осигуряване на надеждна и стабилна работа на м.т.
• 30. Характеристика на техническото състояние на линейната част на МТ. Скрити дефекти на тръбопроводи по време на въвеждане в експлоатация и техните видове.
• 31. Неизправности на спирателни и управляващи вентили mt. Техните причини и последствия.
• 32. Аварии на механичното и технологичното оборудване на НПК и техните причини. Естеството на неизправността на основните помпи.
• 33. Анализ на повредите на основното електрообзавеждане на НПС.
• 34. Какво определя носещата способност и херметичността на резервоарите. Влияние на скрити дефекти, отклонения от проекта, режими на работа върху техническото състояние и надеждността на резервоарите.
• 35. Приложение на системата за поддръжка и ремонт (tor) при експлоатация на МТ. Задачи, възложени на системния тор. Параметри, диагностицирани при наблюдение на техническото състояние на м.т.
• 36. Диагностика на МТ обекти като условие за осигуряване на тяхната надеждност. Мониторинг на състоянието на стените на тръбите и фитингите с помощта на разрушителни методи за изпитване. Тестване на тръбопровод.
• 37. Мониторинг на състоянието на стените на тръбопровода чрез методи за безразрушителен контрол. Диагностични устройства: самоходни и придвижвани от потока на изпомпваната течност.
• 38. Диагностика на напрегнато-деформирано състояние на линейната част на тръбопровода.
• 39, 40, 41, 42. Диагностика на наличие на течове на течности от тръбопроводи. Методи за диагностициране на малки течове в MNP и MNP.
• 1. Визуален
• 2. Метод за намаляване на налягането
• 3. Метод на отрицателни ударни вълни
• 4. Метод за сравнение на разходите
• 5. Метод на линеен баланс
• 6. Радиоактивен метод
• 7. Метод на акустично излъчване
• 8. Метод за лазерен газов анализ
• 9. Ултразвуков метод (сонда)
• 43. Методи за наблюдение на състоянието на изолационните покрития на тръбопроводи. Фактори, водещи до разрушаване на изолационните покрития.
• 44. Диагностика на техническото състояние на резервоарите. Визуален контрол.
• 45. Определяне на скрити дефекти в метала и заварените шевове на резервоара.
• 46. ​​Контрол на корозионното състояние на резервоарите.
• 47. Определяне на механичните свойства на метал и заварени съединения на резервоари.
• 48. Контрол на геометричната форма и слягане на основата на резервоара.
• 49. Диагностика на техническото състояние на помпени агрегати.
• 50. Превантивна поддръжка на МТ като начин за подобряване на надеждността при експлоатацията му. Ремонтни стратегии.
• 51. Системата за планова превантивна поддръжка (ППР) и нейното влияние върху надеждността и издръжливостта на МТ. Видове това и ремонт.
• 52. Списък на дейностите, включени в системата PPR на тръбопроводни системи.
• 53. Недостатъци на системата PPR за време на работа и основните насоки за нейното усъвършенстване.
• 54. Основен ремонт на линейната част на МТ, основните му етапи. Видове основен ремонт на нефтопроводи.
• 55. Последователността и съдържанието на работата по време на ремонта на тръбопровода с издигането и полагането му върху леглото в изкопа.
• 56. Аварии в МТ, тяхната класификация и организация на аварийното реагиране.
• 57. Причини за аварии и видове дефекти на м.т.
• 58. Технология на аварийно-възстановителните работи на тръбопроводи.
• 59. Методи за уплътняване на тръбопроводи. Изисквания към уплътнителните устройства.
• 60. Методът за запечатване на тръбопровода през "прозорците".

• Дебелината на листовете на горните ремъци, започвайки от четвъртия, се проверява по протежение на генератрисата по стълбата на мината по височината на лентата (отдолу, средно, отгоре). Дебелината на долните три колана се проверява спрямо четири диаметрално противоположни генератори. Дебелината на дюзите, разположени върху листовете на първия хорд, се измерва отдолу, най-малко в две точки.

  Дебелината на дъното и покрива се измерва в две взаимно перпендикулярни посоки. Броят на измерванията на всеки лист трябва да бъде най-малко две. На места, където има корозивно разрушаване на покривните листове, се изрязват отвори с размери 500x500 mm и се правят измервания на сеченията на елементите на носещите конструкции. Дебелината на понтонните и плаващи покривни листове се измерва върху килима, както и на външните, вътрешните и радиалните усилватели.

  Резултатите от измерването се осредняват. Когато дебелината на листа се промени в няколко точки, средноаритметичната стойност се приема за действителна стойност. Допълнително се посочват измервания, които дават резултат, който се различава от средноаритметичната стойност с повече от 10% надолу. При измерване на дебелината на няколко листа в рамките на една лента или всеки друг елемент от резервоара, действителната дебелина се приема като минималната измерена дебелина на отделен лист.

  Резултатите от измерването се сравняват с максимално допустимите дебелини на стената, покрива, носещите конструкции, понтони.

  Максимално допустимото износване на листовете на покрива и дъното на резервоара не трябва да надвишава 50%, а на цветовете на дъното - 30% от проектната стойност. За носещи конструкции на покритието (ферми, греди) износването не трябва да надвишава 30% от проектната стойност, а за понтонни листове (плаващ покрив) - 50% в централната част и 30% за кутиите.

  47. Определяне на механичните свойства на метал и заварени съединения на резервоари.

  За да се определи действителната носеща способност и пригодността на резервоара за по-нататъшна експлоатация, е много важно да се познават механичните свойства на основния метал и заварените съединения.

  Механичните тестове се извършват, когато няма данни за първоначалното механични свойстваах на основния метал и заварените съединения, със значителна корозия, с поява на пукнатини, както и във всички други случаи, когато има съмнение за влошаване на механичните свойства, умора при действие на редуващи се и редуващи се натоварвания, прегряване, прекомерно високи натоварвания.

  Механичните изпитвания на основния метал се извършват в съответствие с изискванията на GOST 1497-73 и GOST 9454-78. Те включват определяне на пределна якост и граница на провлачване, удължение и якост на удар. По време на механични изпитвания на заварени съединения (съгласно GOST 6996-66) се извършват изпитвания на якост на опън, статично огъване и ударна якост.

  В случаите, когато е необходимо да се определят причините за влошаване на механичните свойства на метала и заварените съединения, появата на пукнатини в различни елементи на резервоара, както и естеството и размера на повредите от корозия вътре в метала, металографски изследвания се изпълняват.

  За механични изпитвания и металографски изследвания основният метал с диаметър 300 mm се изрязва в една от четирите долни корди на стената на резервоара.

  В процеса на металографски изследвания се определят фазовият състав и размерът на зърната, естеството на термична обработка, наличието на неметални включвания и естеството на разрушаване на корозия (наличие на междукристална корозия).

  Ако в паспорта на резервоара няма данни за степента на метала, от който е направен, прибягват до химичен анализ. За определяне на химичния състав на метала се използват проби, изрязани за механично изпитване.

  Механичните свойства и химичния състав на основния метал и заварените съединения трябва да отговарят на указанията на проекта, както и на изискванията на стандартите и техническите спецификации.

Оценката на състоянието на корозия на тръбопровода, разположен в електрическото поле на PT преносната линия, се извършва според потенциалната разлика между тръбата и земята и стойността на тока в тръбопровода.
Блокова схема на комплексна оценка на техническото състояние на LP MG. В бъдеще оценката на състоянието на корозия на MG LP трябва да стане неразделна част от цялостната оценка на техническото състояние на MG LP.
Схема на възникване и разпространение на скитането. При оценката на състоянието на корозия на газопровода е важно да се знае както средното, така и максимални стойностиразлика в потенциалите.
Инструментите за оценка на корозията трябва да включват сензори, система за запис и свързани енергийни източници. При използване на магнитни и електромагнитни методи е възможно да се използват различни системи за намагнитване. Проблемът със сканирането се решава или чрез малък брой сензори, движещи се вътре в тръбата по спираловидна линия, или чрез голям брой сензори, движещи се транслационно заедно със системата за намагнитване и разположени по периметъра на устройството. В този случай е най-целесъобразно да се използва шахматна система с два пръстена за местоположението на сензори, за да се елиминират възможни пропуски на дефекти на тръбата. Устройствата Linealog, произведени в САЩ, се състоят от три секции, свързани с панти. В първия раздел има захранвания и уплътнителни маншети, във втория - електромагнит със система от касети за сензори, в третия - електронни възли и записващо устройство. Използват се за проверки на тръбопроводи.
Издълбаването за оценка на корозионното състояние на тръбопровода трябва да се извърши с пълно отваряне на тръбата и възможност за проверка на нейната долна генерираща. Дължината на отворената част на тръбата трябва да бъде най-малко три от нейните диаметри.
Ефективен начиноценката на корозионното състояние на оборудването (на етапите на неговото проектиране, експлоатация, обновяване) е мониторинг на корозия - система за наблюдение и прогнозиране на състоянието на корозия на обект с цел получаване на навременна информация за възможните му корозионни повреди.
Таблица 6 е дадена оценка на действителното корозионно състояние на системите за топла вода от черни тръби в редица градове. Освен това за сравнение са дадени изчислените индекси на насищане с вода при 60 С, данни за съдържанието на разтворен кислород и свободен въглероден диоксид във водата и оценка на корозивността.
Разпределение на областите на скоростта на движение на потока вода-газ-нефт за тръбопроводи с различни диаметри. Проучванията на корозия на обсадните колони се извършват за оценка на тяхното корозионно състояние (както в дълбочина, така и в зоната на полето), за определяне на параметрите на електрохимичната защита, за идентифициране на причините за изтичане на колонните колони по време на работа и за контролират сигурността.
Въз основа на анализа на горните данни за оценка на състоянието на корозия и надеждността на оборудването и ТР на OOGCF, резултатите от линейна и външна дефектоскопия, пълномащабни и лабораторни корозионно-механични изпитвания, металографски изследвания на шаблони и проби, резултатите от техническата диагностика на конструкциите, както и като се вземат предвид действащите нормативни и технически документи (НТД), е разработен метод за диагностика на оборудване и ТР на нефтени и газови находища, съдържащи сероводород.
У нас и в чужбина се разработват методи и устройства за оценка на корозионното състояние на тръбопровод без отварянето му. Най-обещаващите методи се основават на преминаване през тръбопровода на специално оборудвано устройство, което фиксира центровете на корозионно увреждане на стената на тръбата от вътрешната и външната страна. Литературата предоставя данни за методите за наблюдение на състоянието на тръбопроводите. Основният акцент е върху магнитните и електромагнитните методи, като последните са за предпочитане. Тук накратко са описани ултразвукови и радиографски техники.
Модели, които не са описани с никакви математически уравнения и са представени като набор от таблични коефициенти или номограми, препоръчани за оценка на състоянието на корозия на металите.

За да се оцени състоянието на покритието на тръбопровода по време на работа, е препоръчително да се използва преходното съпротивление на изолирания тръбопровод, параметрите, характеризиращи пропускливостта на материала на покритието, и количеството антиоксидант (за стабилизирани състави), оставащи в покритието . За да се оцени корозионното състояние на стената на тръбата, трябва да се използват данните от измерванията на корозионните загуби на метала под покритието или в местата на неговия дефект, както и размера и местоположението на корозионното увреждане на стената на тръбата. Втората - локална корозия (каверни, ями, петна), единична (с разстояние между най-близките ръбове на съседни лезии повече от 15 cm), групова (с разстояние между най-близките ръбове на съседни лезии от 15 до 0 5 cm) и разширени (с разстояние между най-близките ръбове на съседни лезии по-малко от 0,5 cm) лезии. Единичните корозивни лезии не водят до повреди на тръбопровода.
За да се оцени състоянието на изолационното покритие на тръбопровода по време на работа, е необходимо да се използват стойностите на преходното съпротивление на тръбопровода, параметрите, характеризиращи пропускливостта на материала на покритието, и количеството антиоксидант (за стабилизирани състави ) остават в изолацията. За да се оцени корозионното състояние на стената на тръбата, е необходимо да се използват данните от измерванията на корозионните загуби на метала под покритието или в местата на неговия дефект, както и размерите и разположението на корозионните лезии върху стената на тръбата .
При оценката на корозионното състояние на тръбопровода се определят видовете корозия, степента на корозионно увреждане на външната стена на тръбите с обобщена характеристика на секциите, оценяват се максималната и средната скорост на корозия и състоянието на корозия на тръбопровода. сечението се предвижда за 3 - 5 години.
Таблица 9.12 дава оценка на състоянието на корозия на тръбопровода с пълен набор от влияещи фактори и съответните препоръки.
На практика, за да определите количествено устойчивостта на корозия на металите, можете да използвате всяко свойство или характеристика на метал, което значително и редовно се променя по време на корозия. Така че във водоснабдителните системи оценка на корозионното състояние на тръбите може да се даде чрез промяната във времето на хидравличното съпротивление на системата или нейните участъци.
За да се намери възможността за намаляване на загубите на метал в резултат на корозия и намаляване на значителните преки и косвени загуби от корозия, е необходимо да се оцени състоянието на корозия на апаратите и комуникациите на химико-технологичните системи. В този случай е необходимо да се оцени както състоянието на корозия на химическата технологична система, така и да се предвиди възможното развитие на корозия и ефектът от този процес върху работата на устройствата и комуникациите на химико-технологичните системи.
Процедурата за измерване е дадена в раздел II. Обемът и комплексът от измервания, необходими за оценка на състоянието на корозия на конструкцията, се определят от ведомствени инструкции, одобрени по установения ред.
Сложността и оригиналността на процеса на корозия на подземни метални и стоманобетонни конструкции се дължат на специалните условия на подземната среда, където взаимодействат атмосферата, биосферата и хидросферата. В тази връзка се отделя специално внимание на разработването и създаването на оборудване и системи за оценка на корозионното състояние на обекти, разположени под земята. Такава оценка може да се направи чрез измерване на осреднения по време потенциал на металната конструкция спрямо земята. За определяне на средната стойност на потенциала са разработени устройства - интегратори на блуждаещи токове. Те са лесни за производство, не изискват специални захранвания и са надеждни при работа. Използването на тези устройства предоставя информация за естеството на пространственото разпределение на анодни, катодни и редуващи се зони за избор на място за свързване на средства за електрохимична защита и интегрално отчитане на ефективността на неговата работа. Тази информация може да се използва както при проектирането, изграждането и монтажа на ново оборудване, така и по време на експлоатация. Става възможно да се извършат планирани мерки за осигуряване на висока надеждност на метални и стоманобетонни конструкции в условия на дългосрочна експлоатация.
Оценката на риска от корозия на подземни стоманени тръбопроводи, причинена от влиянието на електрифицирани превозни средства, работещи на променлив ток, трябва да се основава на резултатите от измерванията на потенциалната разлика между тръбопровода и околната среда. Процедурата за измерване е дадена в раздел II. Обемът и комплексът от измервания, необходими за оценка на корозионното състояние на тръбопровода, се определят от ведомствени инструкции, одобрени по предписания начин.
Режимът се следи въз основа на резултатите от анализи на проби от вода и пара, показания на pH-метри на захранваща и котелна вода, периодични определяния на количествения и качествения състав на отлаганията, както и оценка на състоянието на метал на котела в корозивна връзка. Оперативният персонал следи специално два основни показателя на режима: дозата на комплекса (според намаляването на нивото в измервателното устройство на работния разтвор 7, преобразувано в потребление захранваща вода) и pH на водата в котела в чистото отделение. На всеки 5 - 7 се извършва рязане на представителни проби от тръби от нагревателната повърхност, качествен и количествен анализ на отлаганията, оценка на корозионното състояние на метала в сравнение с първоначалното му състояние през първите 1 - 2 години от режима на работа. хиляди часа работа.
Следователно има случаи, когато поради неточно определяне на местоположението на корозионните дефекти на повърхността и вътре в тръбопровода поради презастраховане се допуска неоправдана подмяна на тръбопровода в значителни участъци, което води до голямо преразходване на публични средства . Следователно е необходима надеждна оценка на корозионното състояние на тръбопроводите и навременен и правилен ремонт въз основа на получените данни. За тази цел у нас са разработени, проектирани и се изпитват дефектоскопи за оценка на корозионното състояние на тръбопроводи без отварянето им от изкоп.