Evaluación del estado de corrosión de redes térmicas. Reglas para el diagnóstico del estado de corrosión de objetos metálicos y sistemas de protección electroquímica

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CDU 622.691.4.620.193/.197

como un manuscrito

Askarov Germán Robertovich

EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE INESTABLE

CONDICIÓN DE TEMPERATURA PARA CORROSIVOS

ESTADO DE GASODUCTOS DE GRAN DIÁMETRO

Especialidad 25.00.19 Construcción y operación de oleoductos y gasoductos, bases e instalaciones de almacenamiento tesis para el grado de candidato a ciencias técnicas

consejero científico Doctor en Ciencias Técnicas, Profesor Garris Nina Alexandrovna Ufa

INTRODUCCIÓN………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………………… …………….……………………………………. 1.1 una breve descripción de procesos de corrosión en el transporte por tuberías…………………………………………………………………………. 1.1.1 Defectos de corrosión característicos en una tubería de acero……………………. 1.2 Violación de las propiedades protectoras del revestimiento aislante…………………….. 1.3 Agresividad corrosiva de los suelos………………………………………………………………. .. Causas de la formación de elementos corrosivos en la 1. superficie exterior del gasoducto………… …………………………………………………. 1.4.1 Condiciones para la formación de elementos macrocorrosivos en la superficie exterior del gasoducto………………………………………………………………. 1.4.2 Cambio en la resistencia eléctrica del suelo adyacente a la tubería durante el movimiento de humedad en la capa de suelo corrosivo…. 1.5 Influencia de la temperatura y las fluctuaciones de temperatura en el estado de corrosión del gasoducto………………………………………………………………. 1.6 Diagnóstico de gasoductos utilizando pigs…. 1.7 Modelos para predecir procesos de corrosión…………………… Conclusiones del capítulo 1 Evaluación del impacto del impulso de humedad y temperatura en 2.

actividad corrosiva de los suelos aledaños al gasoducto…………………… 2.1 Modelado físico y selección de parámetros de control…………... 2.2 Breve descripción montaje experimental……………………………………………………………… suelos……………………………… Dependencia de la velocidad de corrosión en la temperatura promedio a 2.

Intercambio de calor inestable…………………………………………………………. Conclusiones del capítulo 2……………………………………………………………………. 3. Pronóstico del estado de corrosión del gasoducto basado en los datos de inspección en línea……………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………. 3.2 Análisis del estado de corrosión del tramo de gasoducto según datos de inspección en línea……………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………… … 3.2.2 Análisis de los resultados de VTD……………………………………………………. 3.3 Formación y velocidad de desarrollo de centros de corrosión en tuberías con película aislante………………………………………………. 3.4 Predicción de corrosión de defectos de tuberías de gran diámetro………………. Conclusiones del capítulo 3……………………………………………………………………. 4. Desarrollo de un método de clasificación de tramos de gasoductos según el grado de peligrosidad para su reparación…………………………………………………….. 4.1. Técnica de clasificación de tramos de gasoductos según el grado de peligrosidad… 4.1.1 VTD de gasoductos cuando se clasifican según el grado de peligrosidad……………… 4.1.2 Clarificación de indicadores integrales para determinar los tramos de gasoductos puestos a reparar ……………………………………………………. 4.2 Diagnóstico integral de las instalaciones de revestimiento aislante y ECP……… 4.2.1 Factores de riesgo de daños por corrosión en las tuberías………. 4.2.2 Ejemplo de cálculo del índice complejo de actividad de corrosión….. 4.3 Contabilización de las fluctuaciones de temperatura en gasoductos de gran diámetro…..….. 4.4 Índice integral total…………………………………… ………. 4.4.1 Un ejemplo de cálculo del indicador integral total……………………. 4.5 Eficiencia de desarrollo…………………………………………………………

INTRODUCCIÓN

Relevancia obras La longitud total de la operada en el sistema Gazprom

gasoductos subterráneos es de unos 164,7 mil km.

El principal material estructural para la construcción de gasoductos en la actualidad es el acero, que tiene buenas propiedades de resistencia, pero baja resistencia a la corrosión en condiciones ambientales: suelo, que, en presencia de humedad en el espacio poroso, es un medio corrosivo.

Después de 30 o más años de funcionamiento de los gasoductos principales, el revestimiento aislante envejece y deja de realizar funciones protectoras, como resultado de lo cual el estado corrosivo de los gasoductos subterráneos se deteriora significativamente.

Para determinar el estado de corrosión de los principales gasoductos, actualmente se utiliza la detección de fallas en línea (ITD), que determina la ubicación y la naturaleza del daño por corrosión con suficiente precisión, lo que permite rastrear y predecir su formación y desarrollo.

La presencia de agua subterránea (electrólito del suelo) juega un papel importante en el desarrollo de los procesos de corrosión, y debe tenerse en cuenta que la tasa de corrosión aumenta en mayor medida no en suelos constantemente regados o secos, sino en suelos con humedad periódica.

un cambio de impulso en la temperatura de la tubería de gas y fluctuaciones en la humedad en la capa de suelo corrosivo-activo. Sin embargo, no se han determinado los parámetros cuantitativos del efecto de la temperatura pulsada sobre la activación de los procesos de corrosión.

el tendido de gasoductos principales bajo exposición térmica pulsada y el pronóstico del estado de corrosión de los gasoductos son relevantes para la industria del transporte de gas.

Desarrollo y mejoramiento de métodos para la determinación del estado de corrosión de tramos de gasoductos principales para su retiro oportuno para su reparación.

Principal Tareas:

1 Determinación de cambios en la resistividad eléctrica del suelo alrededor del gasoducto principal y análisis de las características de los procesos de corrosión en el transporte por tubería.

2 Investigación en condiciones de laboratorio del efecto de los efectos térmicos pulsados ​​del gas bombeado y la humedad sobre la actividad corrosiva del suelo que rodea al gasoducto subterráneo.

3 Estudio de la formación y desarrollo de defectos de corrosión en el gasoducto principal y pronóstico de su estado de corrosión según los datos de detección de fallas en línea.

Desarrollo de una metodología para la clasificación de tramos de gasoductos principales en base a la previsión de su estado de corrosión para su reparación.

novedad científica 1 Se determinó el cambio y se trazaron diagramas de la resistividad eléctrica del suelo en función de la humedad a lo largo del perímetro del gasoducto subterráneo de gran diámetro.

2 Se ha probado experimentalmente el hecho de la activación de procesos de corrosión con un cambio de impulso en la temperatura del gas bombeado en comparación con un efecto de temperatura estable, y se ha determinado el rango de temperatura en el que se desarrolla la tasa de corrosión máxima bajo un (impulso) inestable. efecto de la temperatura

3 Se ha determinado una dependencia funcional para predecir la formación y desarrollo de defectos de corrosión en gasoductos principales.

Valor práctico trabajo Basado en la investigación realizada, el estándar empresarial RD 3-M-00154358-39-821-08 "Metodología para clasificar los gasoductos de OOO Gazprom transgaz Ufa" basado en los resultados de la detección de fallas en la tubería para sacarlos para reparación", según el cual las secciones de los gasoductos principales entre las estaciones de grúas se clasifican como nodos para determinar la secuencia de su salida para la reparación.

Métodos de búsqueda Los problemas planteados en el trabajo se resolvieron utilizando la teoría de la similitud mediante el modelado de las condiciones de transferencia de calor y masa de un gasoducto subterráneo con el suelo circundante.

Los resultados del trabajo de diagnóstico se procesaron por el método de mínimos cuadrados con un análisis de correlación. Los cálculos se realizaron utilizando el paquete de software StatGraphics Plus 5.1.

Tomado para la defensa:

resultados de estudios de cambios en la resistividad eléctrica del suelo en función de la humedad a lo largo del perímetro del gasoducto principal;

resultados de estudios de laboratorio de efectos térmicos pulsados ​​sobre la activación de procesos de corrosión en una tubería de acero;

- un método de clasificación de las secciones de los principales gasoductos para llevarlos a reparar.

Resultados principales trabajo de tesis publicado en 30 artículos científicos, incluidos cuatro artículos en revistas científicas líderes revisadas por pares recomendadas por la Comisión Superior de Certificación del Ministerio de Educación y Ciencia de la Federación Rusa.

Estructura y alcance del trabajo. El trabajo de tesis consta de una introducción, cuatro capítulos, principales conclusiones, aplicaciones, lista bibliografica la literatura usada, incluidos 141 títulos, se presenta en 146 páginas de texto mecanografiado, contiene 29 figuras y 28 tablas.

Aprobacion de obra Los principales materiales de la disertación se informaron sobre:

Consejo Científico y Técnico de JSC "Gazprom" "Desarrollo e implementación de tecnologías, equipos y materiales para la reparación de revestimientos aislantes y secciones defectuosas de tuberías, incluidos defectos SCC, en los principales gasoductos de JSC "Gazprom", Ukhta, 2003;

- conferencia científica y técnica de jóvenes especialistas de OAO Gazprom

“Nuevas tecnologías en el desarrollo de la industria del gas”, Samara, 2003;

Conferencia científico-práctica "Problemas y métodos para garantizar la confiabilidad y seguridad de los objetos del transporte por tubería de materias primas de hidrocarburos", Empresa Unitaria Estatal IPTER, Ufa, 2004;

Conferencia Científica y Técnica Internacional Synergetics II”, UGNTU, Ufa, 2004;

2ª conferencia científica y técnica internacional "Lecturas de Novoselovsk", UGNTU, Ufa, 2004;

Jornada científica y técnica de jóvenes directivos y especialistas de la industria en condiciones modernas”, Samara, 2005;

Transporte por tuberías”, UGNTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;

Conferencia científico-práctica de jóvenes científicos y especialistas de OAO Gazprom “Potencial de innovación de jóvenes científicos y especialistas de OAO Gazprom”, Moscú, 2006;

Conferencias para el mejor desarrollo científico y técnico de los jóvenes sobre los problemas del complejo de combustible y energía "TEK-2006", Moscú, 2006;

- conferencias de la Asociación Internacional de Combustibles y Energía (IFEA), Moscú, 2006.

conferencia científica y práctica internacional sobre los problemas del complejo de petróleo y gas de Kazajstán”, Aktau, 2011.

El estado de corrosión de las tuberías de gasoductos se desarrolló en estudios teóricos y experimentales de científicos directamente involucrados en los problemas del transporte por tuberías: A.B. Ainbinder, M. Z. Asadullina, V. L. Berezina, P.P. Borodavkina, A.G. Gareeva, N. A. Harris, A. G. Gumerova, K. M. Gumerova, I. G.

Ismagilova, R. M. Zaripova S.V. Karpova, MI Koroleva, G. E. Korobkova, V. V.

Kuznetsova, FM Mustafina, N. Kh. Khalyeva, V. V. Khariyonovsky y otros.

Así, la corrosión subterránea de los metales es uno de los tipos más complejos de corrosión electroquímica y biológica.

De acuerdo con los documentos reglamentarios, existen varios indicadores para evaluar la corrosión de los metales (pérdida de masa metálica durante tiempo específico, reduciendo el espesor de la pared de la tubería, la tasa de crecimiento de las conchas, etc.). Estos valores son indicadores de la resistencia de los metales a la corrosión en ciertos tipos de suelos.

1.1.1 Defectos de corrosión característicos en una tubería de acero El artículo considera los defectos de corrosión identificados por el VTD y las características de su manifestación asociadas con el estado del revestimiento aislante.

La experiencia operativa muestra que se desarrollan daños en forma de extensas úlceras entrelazadas (corrosión general) en las zonas de desprendimiento de la película aislante, que se encuentran en el modo de humectación periódica por el agua subterránea.

La protección catódica de las zonas de delaminación de la película aislante se ve obstaculizada, por un lado, por una pantalla dieléctrica en forma de película de polietileno y, por otro lado, por parámetros electrolíticos inestables que dificultan la polarización de la corriente catódica. pasar a través de la brecha a la zona de nucleación y desarrollo de colonias de úlceras o grietas. Como resultado, el desarrollo de corrosión debajo de la película se observa muy a menudo en forma de una cadena de cavidades entrelazadas, cuya geometría repite la trayectoria del movimiento del electrolito debajo del aislamiento.

Es ampliamente conocido que el aislamiento de caucho bituminoso después de 10 a 15 años de operación en suelos inundados pierde adherencia a la superficie metálica.

Sin embargo, la corrosión bajo el aislamiento bituminoso no se desarrolla en muchos casos. Se desarrolla solo en los casos en que la protección catódica no funciona bien o está ausente. El efecto de protección se logra debido a la formación de conductividad transversal iónica del aislamiento bituminoso durante la operación a largo plazo del gasoducto. La evidencia directa de esto es el cambio del pH del electrolito del suelo debajo de la capa de revestimiento bituminoso hasta 10-12 unidades como resultado de la reacción con la despolarización del oxígeno.

Un lugar importante en el número de daños lo ocupa la corrosión local por picadura en forma de cavidades individuales, que alcanza el 23-40% del número total de daños. Se puede argumentar que, ceteris paribus, la profundidad del daño por corrosión local evalúa integralmente la efectividad de la protección catódica en defectos de aislamiento.

1.2 Violación de las propiedades protectoras del revestimiento aislante El principal requisito para los revestimientos protectores es la fiabilidad de la protección de las tuberías contra la corrosión durante toda la vida útil.

Los materiales aislantes ampliamente utilizados se pueden dividir condicionalmente en dos grandes grupos:

Materiales poliméricos, incluyendo cintas aislantes, polietileno extruido y rociado, epoxi y poliuretano;

- masillas bituminosas con materiales envolventes, revestimientos de masillas combinadas.

Las cintas aislantes poliméricas han sido ampliamente utilizadas para aislar tuberías durante su construcción y reparación desde los años 60 del siglo pasado. Según , el 74% de todas las tuberías construidas están aisladas con cintas de polímero. Los revestimientos hechos de cintas aislantes poliméricas son sistemas multicapa que consisten en una película base, una capa adhesiva y una capa de imprimación adhesiva (imprimación). Estos materiales protectores son solo una barrera de difusión que evita la penetración de un medio corrosivo en la superficie metálica de la tubería y, por lo tanto, su vida útil es limitada.

Además, las desventajas de los recubrimientos de película son:

- inestabilidad de la adherencia;

- fragilidad del revestimiento;

- costo relativamente alto.

La inestabilidad de la adherencia y, en consecuencia, la fragilidad del recubrimiento está asociada con un espesor insignificante de la capa adhesiva.

La base adhesiva de los materiales de película adhesiva es una solución de caucho butílico en solventes orgánicos con ciertos aditivos. En este sentido, el envejecimiento de la capa adhesiva ocurre mucho más rápido que la base polimérica.

Con una disminución en las características operativas del aislamiento al 50% de los valores iniciales, la efectividad del recubrimiento como barrera anticorrosión disminuye drásticamente.

Los resultados de la investigación muestran que el 73 % de todas las fallas en los principales gasoductos de Canadá se deben a la corrosión bajo tensión que se produce bajo los revestimientos de película de polietileno. Se ha establecido que se forman cinco veces más grietas por tensión-corrosión bajo revestimientos de polietileno de una sola capa que bajo revestimientos bituminosos. Bajo recubrimientos de película de dos capas, el número de colonias de grietas por corrosión bajo tensión por metro de tubería es nueve veces mayor que con recubrimientos a base de betún.

La vida útil de las cintas aislantes poliméricas es de 7 a 15 años.

La limitación, y en algunos casos la exclusión del uso de cintas aislantes poliméricas de acuerdo con GOST R 51164, está asociada con una vida útil corta.

Con base en la experiencia del reaislamiento de gasoductos principales, se estableció que no se detectaron defectos de SCC ni corrosión en áreas con revestimientos aislantes fabricados en fábrica.

La consideración de las características de desempeño de los recubrimientos anticorrosivos más utilizados nos permite concluir que no tienen propiedades que cumplan completamente con los requisitos para los materiales aislantes que protegen la tubería de la corrosión del suelo:

- adherencia a los metales;

- fuerza mecánica;

Resistencia química a agentes corrosivos - oxígeno, soluciones acuosas de sales, ácidos y bases, etc.

Los parámetros anotados determinan la capacidad del material anticorrosivo para resistir la corrosión y la corrosión bajo tensión de las tuberías de gas.

La violación de las propiedades protectoras del revestimiento aislante en tuberías de gas con un revestimiento aislante de película de aplicación de ruta ocurre por muchas razones que afectan la calidad de las propiedades protectoras tanto independientemente entre sí como en combinación. Considere las razones del impacto en el revestimiento aislante de la película.

Presión vertical del suelo en el gasoducto.

Debido al hecho de que la presión del suelo se distribuye de manera desigual a lo largo del perímetro de la tubería, las zonas más problemáticas de deslaminación y la formación de ondulaciones del revestimiento aislante caen en las posiciones de 3-5 horas y 7-9 horas a lo largo del flujo de gas, con división condicional del perímetro de la tubería en sectores (generatriz superior 0 horas, inferior 6 en punto). Esto se debe al hecho de que la mayor y relativamente uniforme presión del suelo recae sobre el revestimiento aislante de la mitad superior de la tubería, lo que estira la película de revestimiento y evita la formación de ondulaciones y delaminaciones en esta área. En la mitad inferior de la tubería, la imagen es diferente: en una posición de alrededor de las 6 en punto, la tubería descansa en el fondo de la zanja, por lo que la probabilidad de ondulación es insignificante. En la posición de las 3 a las 5 en punto, la presión del suelo es mínima, ya que la tubería en este lugar está en contacto con el suelo, rellenado desde el borde de la zanja (consulte la Figura 1.1). Así, en la región de 3-5 horas a lo largo del perímetro de la tubería, se produce un cambio de cambio del revestimiento de película con la formación de ondulaciones. Esta zona puede ser considerada como la más propensa a la ocurrencia y desarrollo de procesos de corrosión.

Expansión lineal de materiales acoplados.

Una de las razones de la formación de ondulaciones en el revestimiento aislante de película es el diferente coeficiente de expansión lineal de los materiales, la cinta de película y el metal de la tubería.

Analicemos cómo difiere el efecto de la temperatura en el metal de la tubería y la cinta de película en las secciones "calientes" de una tubería de gas de gran diámetro (salida de la tubería de gas de la estación compresora).

Figura 1.1 - Esquema de la aparición de ondulaciones en el revestimiento aislante de película 1 - tubería de gas; 2 - el lugar de probable formación de ondulaciones; 3 - zona de soporte de la tubería Los valores de temperatura del metal de la tubería y el aislamiento de la película durante la aplicación se pueden tomar igual a la temperatura ambiente, y durante la operación, igual a la temperatura del gas en la tubería de gas.

Según los datos, el aumento de la longitud de la lámina de acero y la película aislante a lo largo del perímetro de una tubería con un diámetro de 1420 mm cuando la temperatura cambia de 20 a C (temperatura del gas), respectivamente, será de 1,6 mm y 25,1 milímetro

Así, en las zonas "calientes", la película aislante puede alargarse decenas de milímetros más que la chapa de acero, creando condiciones reales para la formación de delaminaciones con formación de corrugaciones, especialmente en las direcciones de menor resistencia en las posiciones 3-5 y 7-9 horas del perímetro de un gasoducto de gran diámetro.

Mala aplicación de imprimación en la tubería.

La calidad de adherencia del revestimiento aislante determina su vida útil.

La mezcla insuficiente de betún en el solvente durante la preparación de la imprimación o el almacenamiento en contenedores contaminados conduce al espesamiento de la imprimación y, por lo tanto, se aplica a la tubería de manera desigual o con manchas.

En condiciones de carretera, cuando se aplican varios tipos de imprimadores a la superficie húmeda de las tuberías y en clima ventoso, se pueden formar burbujas de aire en la capa de imprimación, lo que reduce la adherencia de la imprimación al metal.

En caso de una aplicación insuficiente o desigual de la imprimación en la tubería, la toalla de lona está torcida, muy sucia y desgastada, y pueden formarse brechas en la capa de imprimación.

Además, existe un inconveniente significativo en la tecnología de aplicación de revestimientos aislantes laminados. Durante los trabajos de aislamiento, el intervalo de tiempo entre la aplicación de la imprimación a la tubería y el enrollado de la cinta de polietileno no es suficiente para evaporar el disolvente presente en la imprimación.

La película de polietileno de baja permeabilidad evita que el solvente se evapore, debajo de ella aparecen numerosas ampollas que rompen la unión adhesiva entre las capas de recubrimiento.

En general, estos factores reducen significativamente la calidad del revestimiento aislante y conducen a una reducción de su vida útil.

1.3. Agresividad corrosiva de los suelos Cuando el revestimiento aislante pierde sus propiedades protectoras, una de las principales razones de la aparición y desarrollo de la corrosión y la corrosión bajo tensión es la agresividad corrosiva de los suelos.

La corrosión de los metales en los suelos se ve afectada directa o indirectamente por muchos factores: composición química y mineralógica, composición granulométrica, humedad, permeabilidad al aire, contenido de gas, composición química soluciones porosas, pH y eH del medio, cantidad de materia orgánica, composición microbiológica, conductividad eléctrica de los suelos, temperatura, estado congelado o descongelado. Todos estos factores pueden actuar tanto por separado como simultáneamente en un lugar determinado. El mismo factor, en varias combinaciones con otros, puede en algunos casos acelerar y en otros casos ralentizar la velocidad de corrosión del metal. Por lo tanto, la evaluación de la actividad corrosiva del medio ambiente por cualquier factor es imposible.

Existen muchos métodos para evaluar la agresividad del suelo. En la totalidad de los parámetros característicos determinados en puntaje general la agresividad del suelo incluye una característica como la resistencia eléctrica (ver tabla 1.1).

Tabla 1.1 - Las propiedades corrosivas de los suelos se estiman por el valor de la resistencia eléctrica específica del suelo en Ohm m De acuerdo con el suelo específico, Ohm m, la resistencia del suelo no es un indicador de su actividad corrosiva, sino una señal que marca áreas en las que se puede producir una corrosión intensa”. Una resistencia óhmica baja solo indica la posibilidad de corrosión. La alta resistencia óhmica de los suelos es un signo de débil agresividad corrosiva de los suelos solo en ambientes neutros y alcalinos. En suelos ácidos con un valor de pH bajo, es posible la corrosión activa, pero los compuestos ácidos a menudo no son suficientes para reducir la resistencia óhmica. Como complemento a los métodos anteriores para estudiar la corrosión del suelo, los autores proponen un análisis químico de extractos de agua, que determina con bastante precisión el grado de salinidad del suelo.

Los factores más importantes en la corrosividad del suelo son su estructura (ver Tabla 1.2) y la capacidad de pasar agua y aire, humedad, pH y acidez, potencial redox (eH), composición y concentración de sales presentes en el suelo. En este caso, se asigna un papel importante no solo a los aniones (Cl-; SO 2; NO 3, etc.), sino también a los cationes, que contribuyen a la formación de películas protectoras y conductividad eléctrica del suelo.

A diferencia de los electrolitos líquidos, los suelos tienen una estructura heterogénea tanto a nivel de microescala (microestructura del suelo) como a nivel de macroescala (alternancia de lentes y capas de roca con diferente litología). propiedades físicas y químicas). Los líquidos y gases en los suelos tienen una capacidad limitada para moverse, lo que complica el mecanismo de suministro de oxígeno a la superficie del metal y afecta la velocidad del proceso de corrosión, y el oxígeno, como se sabe, es el principal estimulador de la corrosión del metal.

La Tabla 1.3 proporciona datos sobre la corrosividad de los suelos según el pH y el contenido de elementos químicos.

SeverNIPIgaz realizó estudios que vinculan los accidentes. (39 accidentes), se estudió la composición química del suelo y electrolitos del suelo. La distribución de accidentes por SCC por tipo de suelo agregado se muestra en la Figura 1.2.

Tabla 1.3 - Actividad corrosiva de los suelos según el pH y el contenido de elementos químicos Se producen accidentes aislados en arenas y suelos pantanosos. Por lo tanto, para reducir el número de accidentes por SCC, es necesario controlar la composición del suelo, lo que se puede hacer en la etapa de diseño de un nuevo ramal de gasoducto. También muestra la necesidad de la investigación del suelo en el análisis y selección de sitios para la construcción y reconstrucción.

Figura 1.2 - Distribución de accidentes por SCC para 1995 - 2004 por Juegos de humedad del suelo papel importante en el curso de los procesos de corrosión. A baja humedad, la resistencia eléctrica del suelo es alta, lo que conduce a una disminución en el valor de la corriente de corrosión que fluye. A alta humedad, la resistencia eléctrica del suelo disminuye, pero la difusión de oxígeno a la superficie del metal se ve muy obstaculizada, por lo que el proceso de corrosión se ralentiza. Existe la opinión de que la corrosión máxima se observa a una humedad de 15-20%, 10-30%.

1.4 Causas de la formación de elementos macrocorrosivos en la superficie exterior del gasoducto.

1.4.1 Condiciones para la formación de elementos macrocorrosivos en la superficie exterior del gasoducto El daño por corrosión del metal ocurre en la superficie exterior del gasoducto en lugares donde se rompe el revestimiento aislante, a pesar de la presencia de protección catódica del gas. tubería. A menudo, estos fenómenos se observan en las secciones iniciales de los gasoductos (10-20 km después de la salida de la estación compresora), con terreno accidentado, confinados a barrancos, cárcavas, lugares con humedad periódica.

El análisis y generalización de numerosos materiales muestra que el comportamiento de las aguas subterráneas bajo el efecto térmico del gasoducto incide en la activación de procesos de corrosión, que se incrementa como la influencia combinada (o coincidencia) de al menos tres factores:

- cambio de impulso en la temperatura del gasoducto;

- violaciones del revestimiento aislante del gasoducto;

- gran diámetro de tubería.

1. La diferencia fundamental entre el tramo inicial y el final (en ausencia o estabilidad de tomas de gas a lo largo del recorrido) es que es en el tramo inicial del gasoducto donde se sienten las fluctuaciones o impulsos de cambio de temperatura del gas al máximo. Estas fluctuaciones se producen tanto por el consumo desigual de gas como por la imperfección del sistema de refrigeración por aire del gas suministrado al gasoducto. Cuando se usan enfriadores de aire, las fluctuaciones climáticas en la temperatura del aire provocan fluctuaciones similares en la temperatura del gas y, como una guía de ondas, se transmiten directamente a la sección inicial de la tubería de gas (este fenómeno es especialmente evidente en los primeros 20 ... 30 km de la tubería de gas).

En los experimentos de Ismagilov I.G. Se registró que una onda de temperatura de 5 0С, creada artificialmente por el cierre del sistema de enfriamiento de aire en Polyanskaya CS, pasó a la siguiente estación de Moskovo CS con una disminución en la amplitud a 2 0С. En los oleoductos, donde los caudales son un orden de magnitud inferiores, debido a la inercia del producto bombeado, no se observa este fenómeno.

2. Si se rompe el revestimiento aislante, se forman elementos macrocorrosivos en la superficie exterior de la tubería. Como regla, esto ocurre en áreas con un cambio brusco en los parámetros ambientales: la resistencia óhmica de los suelos y ambientes corrosivos (Figura 1.3 y Figura 1.4).

Figura 1.3 - Modelo de un elemento microcorrosivo 3. El efecto de "gran diámetro". Los parámetros geométricos de la tubería caliente son tales que tanto la temperatura como la humedad del suelo, y por lo tanto otras características: resistencia óhmica del suelo, propiedades de los electrolitos del suelo, potenciales de polarización, etc., cambian a lo largo del perímetro.

La humedad alrededor del perímetro varía de 0,3% a 40% y hasta la saturación total. En este caso, la resistividad del suelo cambia …100 veces.

Figura 1.4 - Modelo de elementos macrocorrosivos Los estudios han demostrado que la temperatura del gas bombeado afecta la polarización catódica del acero de la tubería en soluciones de carbonato. La dependencia de los potenciales de la corriente máxima del ánodo con la temperatura es lineal. Un aumento en la temperatura conduce a un aumento en la corriente de disolución y cambia el rango de potenciales de la corriente del ánodo a la región negativa. Un aumento de la temperatura conduce no solo a un cambio en la velocidad de los procesos electroquímicos, sino que también cambia los valores de pH de la solución.

Con un aumento de la temperatura de la solución de carbonato, el potencial de la corriente anódica máxima asociada con la formación de óxido, con un aumento de la temperatura de 10 °C, se desplaza hacia valores de potencial negativos de 25 mV.

Debido a la heterogeneidad del suelo, los cambios en su humedad y aireación, la compactación desigual, el goteo y otros efectos, así como los defectos en el propio metal, surgen una gran cantidad de elementos macrocorrosivos. Al mismo tiempo, las secciones del ánodo, que tienen un potencial más positivo, son más susceptibles al daño por corrosión que las del cátodo, lo que se ve facilitado por el efecto térmico pulsado del gasoducto sobre los procesos de migración en el electrolito de tierra.

Los procesos oscilatorios de temperatura y humedad en el suelo provocan una corrosión general. Los elementos macrocorrosivos localizados en la superficie se desarrollan según el escenario de SCC o centros de corrosión por picaduras. La generalidad del proceso electroquímico que conduce a la formación de picaduras y grietas por corrosión se indica en.

Son los procesos termodinámicos de no equilibrio los que ocurren con mayor intensidad y con el efecto máximo de la manifestación de las características principales. Con el impacto de la temperatura pulsada en el suelo, casi sincrónicamente, cambian los parámetros que determinan su corrosividad. Dado que este proceso ocurre durante todo el período de operación del gasoducto bajo la fuerte influencia de los parámetros dominantes, la ubicación del macroelemento se vuelve bastante definida, fija en relación con las marcas geométricas.

Como se muestra en el movimiento oscilatorio continuo de la humedad del suelo, que puede explicarse desde el punto de vista del mecanismo de movimiento de la película termocapilar, se produce durante todo el período de funcionamiento del gasoducto.

Por lo tanto, incluso en presencia de protección catódica de la tubería de gas, en lugares dañados del revestimiento aislante de una tubería de gas de gran diámetro, debido a la distribución desigual de la humedad del suelo a lo largo del perímetro de la tubería, inevitablemente surgen elementos macrocorrosivos, provocando la corrosión del suelo del metal de la tubería.

Una de las condiciones importantes para la ocurrencia de procesos de corrosión es la presencia de iones disociados en el electrolito del suelo.

Un factor que no se ha tenido en cuenta anteriormente y que determina el curso de los procesos de desequilibrio es el efecto pulsante de la temperatura del gas en la pared de la tubería y el cambio pulsante del contenido de humedad del suelo adyacente a la tubería.

1.4.2 Los cambios en la resistencia eléctrica del suelo adyacente a la tubería durante el movimiento de la humedad en la capa de suelo corrosivo proporcionan un aumento discreto del defecto. Como se muestra en , este proceso es facilitado por el efecto térmico pulsado del gasoducto sobre los procesos de migración en el electrolito del suelo.

Como resultado de resolver el problema inverso de la conductividad térmica para las condiciones de la sección del corredor del gasoducto Urengoy en el tramo Polyana-Moskovo, se determinó el patrón de distribución de la humedad del suelo W a lo largo del perímetro del gasoducto en el tiempo.

Los estudios han demostrado que con un aumento impulsivo de la temperatura, la humedad sale de la tubería y, con una disminución posterior de la temperatura de la pared de la tubería, aumenta la humedad de la capa de suelo activo adyacente.

A lo largo del perímetro de la sección de tubería, la humedad también cambia (Figura 1.5). Más a menudo, la humedad más alta se observa a lo largo de la generatriz inferior de la tubería, en la posición de las 6 en punto. Las mayores fluctuaciones de humedad se registran en las superficies laterales de la tubería, donde los procesos de migración son más pronunciados.

En continuación de este trabajo (con la participación del solicitante), se realizaron estudios y se determinó la resistencia eléctrica de la capa corrosiva del suelo alrededor de la tubería y se construyeron diagramas de la energía eléctrica.

la resistencia eléctrica del suelo a lo largo del perímetro del gasoducto Du 1400. Se construyeron en diferentes momentos en función de los resultados de un experimento industrial en la sección del gasoducto PolyanaMoskovo del corredor Urengoy, que mostró que en operación temperaturas de 30 ... 40 ° C, el suelo debajo de la tubería siempre permanece húmedo, mientras que el tiempo, como encima de la parte superior de la tubería, la humedad del suelo disminuye significativamente.

24/03/00, 10/04/00, 21/04/00 - modo casi estacionario 07/04/00 - después del cierre de un taller de compresores

Tabla 1.4 - Cambio en la humedad y resistividad suelo alrededor del perímetro de la tubería Fecha tr, gr tv, gr Q, W/m.gr El rango de contenido de humedad de la capa de suelo en contacto con la tubería varía desde la saturación completa hasta la casi deshidratación, consulte la Tabla 1.4.

La figura 1.5 presentada muestra que las condiciones más favorables para la ocurrencia de defectos generales de corrosión y SCC ocurren en el cuarto inferior de la tubería en las posiciones 5 ...

Al construir un gráfico de resistividad del suelo el a lo largo del contorno de la tubería, se utilizó un gráfico de resistividad del suelo frente al contenido de humedad (Figura 1.6).

B muestra que en invierno, en la sección inicial de la tubería de gas, donde las temperaturas se mantienen entre 25 y 30 °C y más, la nieve se derrite y se mantiene una zona de suelo anegado sobre la tubería durante mucho tiempo, lo que proporciona recarga y también mejora la actividad corrosiva de los suelos.

El tiempo de acción o paso de un pulso térmico se mide por fluctuaciones). Este tiempo es suficiente para que las corrientes de microecualización pasen por un pequeño espacio. Los datos proporcionados en las Figuras 1.5, 1.6 y en la Tabla 1.4, obtenidos en condiciones industriales para un gasoducto con un diámetro de 1420 mm, muestran que debido a cambios en la humedad a lo largo del perímetro del tubo, la actividad corrosiva local de los suelos cambia, que depende de la resistencia óhmica, ver Tabla 1.5.

Tabla - 1.5 Actividad corrosiva de los suelos en relación con el acero al carbono, en función de su resistencia eléctrica específica Resistencia específica, Ohm.m Figura 1.6 - Dependencia de la resistencia eléctrica específica del suelo arcilloso con la humedad Novopskov, que se encuentra en un lugar bastante seco, en el punto más alto sobre el barranco. El aislamiento de la tubería en este tramo se encontraba en condiciones satisfactorias.

En barrancos y cárcavas, donde el cambio de humedad es más significativo, estos efectos deberían ser más pronunciados. Este patrón es típico para el caso de suelo homogéneo a lo largo del perímetro de la tubería. Con suelos de relleno heterogéneos con terrones, la resistencia óhmica de los componentes variará mucho. La Figura 1.7 muestra gráficos de la dependencia de la resistividad de varios suelos con la humedad.

Por lo tanto, al cambiar de suelo, habrá discontinuidades en el diagrama de resistividad eléctrica y los elementos macrocorrosivos estarán claramente marcados.

Así, un cambio en la temperatura de un microelemento conduce a un cambio en los potenciales de humedad y resistencia eléctrica. Estos fenómenos son similares a los que ocurren al cambiar el modo de instalación de la protección catódica. Un cambio de potencial o cruce de punto muerto es equivalente a un disparo de protección catódica y provoca microcorrientes de ecualización.

El desarrollo de procesos de corrosión en el régimen de temperatura pulsada conduce a la erosión o al agrietamiento por corrosión del metal de la tubería.

Se crea una situación cuando la resistencia al movimiento de iones en el electrolito del suelo es variable a lo largo del perímetro de la tubería. Cuanto más alta se encuentra la sección en cuestión en la superficie de la tubería, más lenta es la reacción anódica, ya que el contenido de humedad del suelo adyacente disminuye, la resistencia óhmica aumenta y la eliminación de iones metálicos positivos de la sección del ánodo se vuelve más difícil. Con una disminución o aproximación a la posición en el contorno de la tubería correspondiente a 5 ... horas, aumenta la velocidad de la reacción anódica.

En la posición de las 6 en punto, el suelo está compactado, a menudo hay deslizamiento, el acceso de oxígeno a la tubería es difícil, como resultado de lo cual la reacción de adición de electrones Figura 1.7 - Dependencia de la resistividad del suelo en su contenido de humedad:

1 - pantanoso; 2 - arenoso; 3 - arcilloso.

(despolarización de hidrógeno u oxígeno) procede a un ritmo más lento. En el área con acceso limitado al oxígeno, el potencial del elemento corrosivo es menos positivo y el área misma será el ánodo.

En tales condiciones, el proceso de corrosión procede con control catódico, que es típico de la mayoría de los suelos humedecidos densos (barrancos, cárcavas).

Aquí se puede suponer que la naturaleza de las microcorrientes igualadoras y igualadoras es idéntica. Pero las microcorrientes igualadoras son fugaces y tienen poca inercia y, por lo tanto, son más destructivas.

El suelo es un cuerpo capilar-poroso. En el modo isotérmico, el movimiento de la humedad en el suelo se produce bajo la acción de la electroósmosis y la filtración hidromecánica. Con el flujo de una corriente de ánodo significativa, se produce la destilación electroosmótica de la humedad del ánodo al cátodo. Bajo ciertas condiciones, puede ocurrir un equilibrio entre la filtración electroosmótica y la hidromecánica.

Mucho más complicados son los procesos de movimiento de la humedad del suelo (electrolitos) en áreas no isotérmicas, especialmente en modos no estacionarios. Aquí, cerca de la tubería, en presencia de un gradiente de temperatura, se produce un movimiento termocapilar o película termocapilar. La dirección del movimiento del agua (electrolito) prácticamente coincide con la dirección del flujo de calor, y se observa principalmente en dirección radial, alejándose de la tubería. Las corrientes convectivas a temperaturas del orden de 30 a 40 °C son insignificantes, pero no pueden despreciarse, ya que afectan la distribución de la humedad a lo largo del contorno de la tubería y, en consecuencia, las condiciones para la formación de pares galvánicos.

Bajo la acción de la temperatura pulsada, los gradientes de temperatura cambian, lo que conduce a una redistribución de los flujos migratorios. En la zona donde se produce la corrosión del suelo, el movimiento de la humedad se produce de forma oscilatoria bajo la acción de las siguientes fuerzas:

- termomotriz, - capilar, - electroosmótica, - filtración, - convectiva, etc.

En ausencia de filtración en la posición de las 6 en punto, se forma una "zona estancada".

Por regla general, esta es una zona de pendientes mínimas, desde donde la evacuación de la humedad es difícil. El suelo tomado debajo de la generatriz inferior, desde la posición de las 6 en punto, tiene signos característicos de gleing, lo que indica una baja actividad de los procesos de corrosión sin oxígeno.

Así, causalmente conexión de investigación establece que el campo de potencial alrededor del gasoducto forma un potencial de polarización que es variable no solo a lo largo del gasoducto, sino también a lo largo de la sección transversal y en el tiempo.

Se cree, desde el punto de vista de la teoría tradicional del carbonato, que el proceso de corrosión se puede prevenir controlando con precisión el valor del potencial de polarización a lo largo de la tubería, lo que parece ser insuficiente. El potencial también debe ser constante en la sección transversal de la tubería. Pero en la práctica, tales medidas son difíciles de implementar.

1.5 Influencia de la temperatura y las fluctuaciones de temperatura en el estado de corrosión del gasoducto Las condiciones de temperatura cambian significativamente durante la operación del sistema principal de gasoductos. Durante el período anual de operación, la temperatura del suelo a la profundidad de colocación H=1,72 m del eje de la tubería (DN 1400) en un estado térmico no perturbado en el área de la ruta del gasoducto de Bashkortostán varía entre +0,6 ... + 14,4 °C. Durante el año, la temperatura del aire cambia especialmente fuerte:

- promedio mensual de -14,6…= +19,3 °C;

- máximo absoluto +38 °C;

- mínimo absoluto - 44 °C.

Casi sincrónicamente con la temperatura del aire, la temperatura del gas también cambia después de pasar por los enfriadores de aire (ACU). Según observaciones a largo plazo, el cambio en la temperatura del gas después del aparato debido a razones tecnológicas y registrado por el servicio de despacho fluctúa entre +23 ... +39 °C.

determina no solo la naturaleza del intercambio de calor entre la tubería de gas y el suelo. Las fluctuaciones de temperatura provocan una redistribución de la humedad en el suelo y afectan los procesos de corrosión de los aceros de las tuberías.

Hay muchas razones para creer que la actividad de los procesos de corrosión depende directamente no tanto de la temperatura como de sus fluctuaciones, ya que la irregularidad de los procesos termodinámicos es una de las razones que activan los procesos de corrosión.

En contraste con la fractura frágil de la tubería bajo la acción de altas presiones o vibraciones, que ocurren rápidamente, los procesos destructivos por corrosión son inerciales. Están asociados no solo con reacciones electroquímicas o de otro tipo, sino que también están determinados por la transferencia de calor y masa y el movimiento de los electrolitos del suelo. Por lo tanto, un cambio en la temperatura del medio activo, prolongado en el tiempo durante varios días (u horas), puede considerarse como un impulso para un micro o macro elemento corrosivo.

La destrucción de gasoductos debido a SCC, por regla general, ocurre en las secciones iniciales de la ruta del gasoducto, detrás del CS, con movimientos de tubería potencialmente peligrosos, es decir. donde la temperatura del gas y sus fluctuaciones son máximas. Para las condiciones de los gasoductos de la Compañía Urengoy - Petrovsk y Urengoy - Novopskov en el tramo de Polyana - Moskovo, estos son principalmente cruces a través de barrancos y barrancos con cursos de agua temporales. Bajo la influencia de diferencias significativas de temperatura, especialmente cuando la posición del eje de la tubería no corresponde al diseño y la adherencia de la tubería al suelo es insuficiente, las tuberías se mueven.

Los movimientos repetidos de las tuberías conducen a una violación de la integridad del revestimiento aislante y abren el acceso al agua subterránea al metal de la tubería. Así, como resultado de la exposición a temperatura variable, se crean condiciones para el desarrollo de procesos de corrosión.

Así, con base en estudios previos, se puede argumentar que un cambio en la temperatura de la pared de la tubería implica un cambio en la humedad y la resistencia eléctrica del suelo a su alrededor. Sin embargo, no existen datos sobre los parámetros cuantitativos de estos procesos en la literatura científica y técnica.

1.6 Diagnóstico de gasoductos mediante pigs.

En el sistema de trabajo de diagnóstico en gasoductos. papel clave asignado al diagnóstico en línea, que es el más eficaz y metodo informativo examen de diagnostico En LLC Gazprom transgaz Ufa, en la actualidad, el diagnóstico del estado técnico de la parte lineal de los gasoductos lo realiza NPO Spetsneftegaz, que tiene en su arsenal equipos para examinar gasoductos con un diámetro nominal de 500 - 1400 mm - a Complejo DMTP (5 capas), que incluye:

- proyectil de limpieza (CO);

- limpieza magnética (MOS);

- perfilador electrónico (PRT);

magnetización transversal (DMTP).

El uso de VTD le permite identificar la categoría de defectos más peligrosa: grietas por corrosión bajo tensión (SCC), con una profundidad del 20% del espesor de la pared o más. El examen de diagnóstico del VTD es de particular importancia para gasoductos de gran diámetro, donde la probabilidad de ocurrencia y desarrollo de defectos SCC es alta.

Entre todos los defectos detectados el numero mas grande tiene en cuenta los defectos de pérdida de metal, como corrosión general, caverna, fosa, surco longitudinal, grieta longitudinal, zona de grieta longitudinal, surco transversal, grieta transversal, daño mecánico, etc.

detector de fallas con 95% de probabilidad, se determinan en relación con el espesor de pared de la tubería "t" en coordenadas tridimensionales (largo x ancho x profundidad) y tienen los siguientes parámetros:

- corrosión por picadura 0,5t x 0,5t x 0,2t;

- fisuras longitudinales 3t x 0,1t x 0,2t;

- grietas transversales 0t x 3t x 0,2t;

- ranuras longitudinales 3t x 1t x 0,1t;

- ranuras transversales 1t x 3t x 0,1t.

La evaluación de la peligrosidad de los defectos identificados se puede realizar de acuerdo con la DMA 39 Recomendaciones metodológicas para la evaluación cuantitativa del estado de los principales gasoductos con defectos de corrosión, su clasificación según el grado de peligrosidad y la determinación del recurso residual, OAO Gazprom , .

Para los defectos de tipo corrosión, se determinan los siguientes parámetros de evaluación de peligros:

- el nivel de presión segura en el gasoducto;

- recurso de operación segura de la tubería con defectos.

capacidades. El paso de los proyectiles VTD permite determinar de manera confiable los parámetros cuantitativos de los defectos de la pared de la tubería, los pases repetidos, la dinámica de su desarrollo, lo que permite predecir el desarrollo de los defectos de corrosión.

1.7 Modelos para la predicción de procesos de corrosión.

ha habido intentos de modelar este proceso. Según el modelo lineal del proceso pertenecen a M. Faraday y tiene la forma:

donde: A-const (valor constante);

Un gran grupo de investigadores propuso un modelo de poder:

donde: A=13, a=0,25; 0,5; 1.0 .. La tabla 1.6 resume los resultados de estudios previos de la cinética de la corrosión electroquímica de los metales: la clasificación de los modelos matemáticos según la forma general de las funciones. Hay 26 modelos en total, que incluyen: lineal; energía; exponencial; logarítmico;

hiperbólico; logaritmos naturales; rangos; integral; sinusoidal;

combinado, etc

Los siguientes criterios se consideraron como criterios comparativos: pérdida de masa metálica, adelgazamiento de la pared de la muestra, profundidad de la cavidad, área de corrosión, aceleración (desaceleración) del proceso de corrosión, etc.

Los procesos de corrosión están influenciados por muchos factores, dependiendo de qué procesos pueden:

- desarrollarse a un ritmo constante;

- acelerar o reducir la velocidad;

- detenerse en su desarrollo.

Considere la curva cinética presentada en las coordenadas de la profundidad de los defectos de corrosión - tiempo (Figura 1.8).

La sección de la curva 0-1 nos permite establecer que la destrucción de este metal en un ambiente agresivo (electrolito) para el período t1 prácticamente no se observa.

La sección de la curva 1-2 muestra que la intensa destrucción del metal comienza en el intervalo t = t2 - t1. En otras palabras, ocurre el proceso transitorio más intenso de corrosión del metal, caracterizado por la máxima pérdida posible (para este caso particular) de metal, así como por las máximas velocidades y aceleraciones de electrólisis.

El punto 2, que tiene propiedades especiales, es esencialmente el punto de inflexión de la curva cinética de corrosión. En el punto 2, la velocidad de corrosión se estabiliza, la derivada de la velocidad de corrosión se vuelve igual a cero v2=dk2/dt=0, porque teóricamente, la profundidad de la cavidad de corrosión en este punto es un valor constante k2= const. La sección de la curva 2-3 nos permite concluir que durante el tiempo t = t3 - t2 el proceso de corrosión transitoria comienza a desvanecerse. En el intervalo 3-4 continúa el proceso de atenuación, más allá de la curva 4, la corrosión se detiene en su desarrollo hasta que un nuevo impulso pone en marcha este mecanismo.

El análisis realizado muestra que durante el curso natural del proceso de corrosión electroquímica, ocurre la pasivación del metal, lo que prácticamente detiene la destrucción por corrosión del metal.

En las secciones del gasoducto principal sujetas a daños por corrosión, como resultado de la exposición a la temperatura pulsada (cuando cambia la temperatura del gas), se alternan los procesos de pasivación y activación de los procesos de corrosión.

Es por ello que ninguno de los modelos considerados puede utilizarse para predecir la velocidad de corrosión en los principales gasoductos.

En el caso de falta de información, que suele ser el principal problema cuando se trata de predecir el desarrollo de procesos de corrosión, se puede

I. Denison, E. Martín, G.

Thornes, E. Welner, W. Johnson, I. Upham, E. Mohr, A. Biccaris F. Champion, P. Aziz, J.

L.Ya. Tzikerman y= y0 y0, A1=t1/(t1-t2) Yu.V. Demin 12 G.K. Ya.P.Shturman, A.V.Turkovskaya, Yu.M.Zhuk, I.V. Gorman, I.V. Gorman, G.B. Clark, L.A. Shuvakhina, V.V.

Agafonov, N.P. Zhuravlev Figura 1.8 - Gráfico de la curva cinética de la actividad de corrosión basada en las representaciones físicas del proceso (Figura 1.9) y utilizando la operación de defectos máximos y medios. Pero es poco probable que esto permita predecir la dinámica del crecimiento cuantitativo de los defectos de corrosión.

Los modelos presentados describen procesos de corrosión en el marco de situaciones específicas, sujeto a ciertas condiciones, ambiente químico, temperatura, aceros de varios grados, presión, etc. Interés especial presentan modelos que describen los procesos de corrosión de sistemas similares (tuberías principales) con un revestimiento aislante, que operan en condiciones similares a las de las tuberías de gas y registran los resultados también sobre la base de diagnósticos en línea. Por ejemplo, en la metodología para realizar el análisis factorial en los principales oleoductos, independientemente del diámetro y tipo de revestimiento aislante, los autores proponen un modelo:

donde L es el coeficiente de atenuación del proceso de corrosión;

H es la profundidad del daño por corrosión, mm;

De la fórmula 1.6 anterior se puede ver que los autores adoptaron la afirmación de que al comienzo de la operación de las tuberías, la corrosión tiene el crecimiento más intenso y luego se amortigua debido a la pasivación. La derivación y justificación de la fórmula (1.6) se dan en .

operación del oleoducto es bastante controvertida, porque el nuevo revestimiento aislante proporciona una protección mucho más fiable que con el paso del tiempo, cuando el aislamiento envejece y pierde sus propiedades protectoras.

A pesar de la abundancia de investigaciones, ninguno de los modelos propuestos para predecir los procesos de corrosión puede tener en cuenta completamente el efecto de la temperatura en la velocidad de corrosión, porque no tenga en cuenta su cambio de impulso durante el funcionamiento.

Esta afirmación nos permite formular el propósito de la investigación:

demostrar experimentalmente que el régimen de temperatura inestable del gasoducto es la causa raíz de la activación de los procesos de corrosión en la superficie exterior del gasoducto.

1. Se realizó un análisis de fuentes literarias con el fin de revelar el efecto de la temperatura del gas en el estado de corrosión del gasoducto:

1.1. Se consideran las características de los procesos de corrosión en el transporte por tuberías;

1.2 Se determina el papel de la actividad corrosiva de los suelos cuando el revestimiento aislante pierde sus propiedades protectoras.

1.3. Se ha estudiado la viabilidad técnica de la detección de defectos en línea para evaluar los defectos de las tuberías.

1.4. Se consideran los modelos de otros investigadores sobre la predicción de procesos de corrosión.

2. Se investigaron las razones de la formación de elementos macrocorrosivos en la superficie exterior de la tubería.

3. Se ha comprobado que cuando la humedad se mueve en la capa de suelo corrosivo, cambia la resistencia eléctrica del suelo adyacente a la tubería.

2. EVALUACIÓN DEL IMPACTO DEL PULSO DE HUMEDAD Y

TEMPERATURAS SOBRE LA ACTIVIDAD DE CORROSIÓN DE LOS SUELOS,

GASODUCTO ALREDEDOR

2.1. Modelado físico y selección de parámetros de control El hecho de que la humectación periódica del suelo acelera los procesos de corrosión está indicado por la práctica de operación de los principales gasoductos.

Al estudiar este fenómeno, Ismagilov I.G. demostró que el gasoducto principal de gran diámetro es una poderosa fuente de calor, que tiene un efecto de temperatura pulsada en el suelo y provoca movimientos oscilatorios de humedad en la capa de suelo corrosivo-activo.

Sin embargo, su suposición de que el efecto de la temperatura pulsada aumenta la actividad corrosiva de la capa de suelo adyacente a la tubería necesita confirmación experimental.

Por lo tanto, el propósito del estudio es establecer un experimento para estudiar y evaluar la actividad corrosiva de los suelos bajo exposición a temperatura pulsada.

Los problemas de estudio de los procesos de corrosión suelen resolverse experimentalmente. Existen varios métodos para evaluar el efecto de la corrosión, incluidas las pruebas de corrosión acelerada.

Por lo tanto, es necesario simular las condiciones de transferencia de calor y masa con el suelo circundante, que son típicas para una sección de un gasoducto que cruza un barranco, por cuyo fondo fluye una corriente, y determinar en qué medida el corrosivo la actividad del suelo cambia bajo el impacto de la temperatura y la humedad.

El estudio más preciso del impacto de cada factor (impulso de temperatura y humedad) es posible en condiciones de laboratorio, donde los parámetros del proceso de corrosión se fijan y controlan con gran precisión.

El régimen de temperatura pulsada del gasoducto con transferencia de calor casi estacionaria se modeló para gasoductos que pasan por el territorio de Bashkortostán y regiones similares. De acuerdo con la teoría de la similitud, si los números de similitud que caracterizan el proceso de transferencia de calor son iguales, sujetos a la similitud geométrica, los procesos de transferencia de calor pueden considerarse similares.

El suelo utilizado en el experimento se tomó de la ruta del gasoducto Urengoy-Petrovsk del tramo Polyana-Moskovo desde las posiciones de las 3 en punto, las 12 en punto y en punto a lo largo del perímetro del gasoducto. Las propiedades termofísicas del suelo utilizado en los estudios de laboratorio son las mismas que las in situ, ya que

Se tomaron muestras de suelo de la sección corrosiva del gasoducto existente. Para los mismos suelos, automáticamente se cumplió la igualdad de los números Lykov Lu y Kovner Kv para naturaleza y modelo:

Sujeto a la igualdad de las diferencias de temperatura, la identidad de los suelos y el mismo nivel de su contenido de humedad, los números Pn de Kossovich Ko y Postnov eran iguales.

Por lo tanto, la tarea de modelar las condiciones de transferencia de calor y masa, en este caso, se redujo a tal selección de los parámetros de instalación para garantizar la igualdad de los números de Fourier Fo y Kirpichev Ki para la naturaleza y el modelo.

funcionamiento de una tubería de 1,42 m de diámetro, con la igualdad de la difusividad térmica a = a", con base en (2.5) obtenemos para el modelo:

(2.7) Entonces, con un diámetro de probeta de 20 mm, el período anual en la instalación debería “pasar” en 1,7 horas.

Las condiciones de transferencia de calor fueron modeladas por el criterio de Kirpichev Considerando, aproximadamente, el flujo de calor de acuerdo con (2.9) A la profundidad del gasoducto al eje de la tubería Н0 = 1.7 m y Н0/Rtr = 2, (la profundidad relativa del gasoducto en el tramo Polyana-Moskovo), en base a la igualdad (2.6), obtenemos para el modelo:

Para modelar el "arroyo" es necesario mantener la igualdad de los números de Reynolds para naturaleza y modelo:

Dado que el líquido es el mismo, agua, entonces, sobre la base de (2.12) y teniendo en cuenta la similitud geométrica, obtenemos la igualdad:

Los cálculos correspondientes, teniendo en cuenta (2.13), muestran que el suministro de agua, simulando un arroyo en una determinada instalación, debe ser por goteo.

Dado que en el curso del experimento es necesario cambiar la temperatura de la pared de la tubería dentro de los límites de su cambio real de 30 ... 40 ° C, y regular, manteniendo el modo pulsado, entonces la temperatura ttr del exterior superficie del tubo de acero - muestra St. fue elegido como el parámetro de control. 3.

Para determinar la corrosividad relativa del suelo bajo exposición a temperatura pulsada, en comparación con la exposición a temperatura estable, se eligió un método de prueba acelerado, sobre la base del cual se determina la corrosividad de los suelos por la pérdida de peso de las muestras de acero.

2.2. Breve descripción del montaje experimental El montaje experimental, cuyo esquema se muestra en la Figura 2.1, consiste en una caja de hojalata 1 con dimensiones de 90x80x128 mm. El suelo especialmente preparado 11 se vierte en la caja hasta una altura H, calculada a partir de la condición de que el volumen del suelo debe ser igual a:

Se coloca en el suelo un tubo de acero, previamente pesado en una balanza analítica con precisión de 0,001 g.Parámetros de los tubos de acero:

El diámetro, la longitud, la masa y el área superficial de los tubos se dan en la Tabla 2.1.

Figura 2.1 - Esquema del montaje experimental para estudiar el efecto de la temperatura pulsada sobre la corrosividad de los suelos Tabla 2.1 - Parámetros de los tubos de acero - muestras, art. 3.

No. Diámetro, Longitud, Superficie, Peso, Nota El tubo se aisló de la caja de hojalata con tapones de goma.

Las muestras de suelo en estado inicial en contacto con el gasoducto principal se prepararon de la siguiente manera.

Cada una de las muestras se secó en un horno. Dado que las muestras de suelo contenían compuestos orgánicos y, posiblemente, bacterias reductoras de sulfato, la temperatura de secado no superó los 70 °C. El suelo seco se trituró y se tamizó a través de un tamiz con orificios de 1 mm. La muestra de suelo preparada de esta manera se vertió en una caja con un tubo instalado y se humedeció hasta un contenido de humedad W = 20–25%, que corresponde al contenido de humedad natural del suelo en las áreas por donde pasa la ruta del gasoducto. En los experimentos se utilizó agua corriente a temperatura natural.

La aceleración del proceso de corrosión se logró conectando el polo negativo a la caja y el polo positivo de una fuente de corriente continua de 6 V a la muestra de metal.

El régimen de temperatura pulsada se creó encendiendo y apagando periódicamente un calentador termoeléctrico (TEH) instalado dentro del tubo de muestra. La duración del ciclo se estableció empíricamente. Por ejemplo, para las condiciones del 1er experimento, durante el control del régimen de temperatura, se determinó que la duración del ciclo era igual a t = 22 min (tiempo de calentamiento n = 7 min; tiempo de enfriamiento o = 15 min). El control de temperatura se realizó con la ayuda de un termopar instalado encima de la generatriz superior del tubo, sin perturbar la superficie de la muestra.

Durante el experimento, se suministró agua por goteo a través del embudo al suelo al nivel del eje del tubo. Se creó un efecto de barrera, que es característico de los drenajes transversales. El agua se drenaba a través de orificios perforados en la pared lateral de la caja (5 orificios simétricos al mismo nivel).

Después de apagar la corriente 24 horas después del inicio del experimento, se fotografió la muestra, se limpió a fondo de productos de corrosión con un paño seco y una goma de borrar. Luego se lavó con agua destilada, se secó y se pesó en una balanza analítica con precisión de 0,001 g.

actividad del suelo bajo impacto de temperatura pulsada Una condición necesaria para las pruebas de corrosión es la aceleración de la etapa de control del proceso. En electrolitos neutros, el proceso de corrosión está limitado por la tasa de despolarización del oxígeno, por lo tanto, para acelerar el proceso de corrosión, es necesario aumentar la tasa del proceso catódico.

Las pruebas de las muestras deben llevarse a cabo de tal manera que, con cambios periódicos de humedad, el metal esté expuesto durante el mayor tiempo posible a capas delgadas de electrolito.

Es importante elegir modos cuando el suelo no está completamente deshidratado debido al secado del suelo y la humedad permanece en un estado de película.

A una temperatura ambiente tgr = 20 °C y una temperatura de la pared de la tubería ttr = 30...40 °C, se crea una cabeza de temperatura en el nivel de instalación de 18 °C.

En invierno, la diferencia de temperatura t aumenta a 30 °C. Sin embargo, modo invierno no está modelado en la unidad, ya que las condiciones de transferencia de calor y corrosión del suelo en invierno son cualitativamente diferentes: "arroyos"

congelar, y sobre la tubería, la capa de nieve se descongela parcialmente, humedeciendo el suelo, aparece el efecto "termo". Sin embargo, debido a la suficiente humedad del suelo, hay muchas razones para creer que en los períodos invernales, los procesos de corrosión, incluido el SCC, también están activos.

Temperaturas del orden de 30 °C son el nivel de temperatura umbral para período de verano, por debajo del cual la humedad no se aleja de la tubería y, como han demostrado los estudios en los puntos de medición No. 1 y No. 2 del gasoducto en la sección de Polyana CS - Moskovo CS, se acumula a cierta distancia pequeña del tubería, estando en un estado de no equilibrio (pequeña es una distancia de aproximadamente 0.2 ..0.3 m desde la pared de la tubería con un diámetro de 1.42 m). Por lo tanto, cualquier ligero descenso de la temperatura provoca un retorno de la humedad.

Cuando el suelo en contacto con la tubería se deshidrata en capas muy delgadas, además de facilitar la reacción catódica, se puede inhibir la reacción anódica, lo que ralentizará el proceso de corrosión como resultado.

Procesos similares ocurren en la generatriz superior del gasoducto, en el que prácticamente no se observa agrietamiento por corrosión.

La Tabla 2.2 muestra los resultados de los estudios de corrosión realizados en tubos de acero - muestras No. 1-4. Los experimentos se realizaron secuencialmente, en el orden indicado en esta tabla.

Las muestras de suelo no se reutilizaron. La temperatura ambiente no superó los 18…20 °C. El registro de los regímenes de temperatura se realizó en el registro de observación. Estos datos se presentan en el Apéndice 1.

Muestra No. 1 Sometida a temperatura pulsada.

El modo real fue determinado por la temperatura de la muestra de acero, que varió dentro de: tнi…toi, (Apéndice 1). La temperatura de calentamiento tn es la temperatura a la que aumentó la temperatura de la pared de la muestra durante el tiempo de calentamiento n. La temperatura de enfriamiento to es la temperatura a la cual la temperatura de la muestra disminuyó durante el tiempo o. Tiempo del i -ésimo ciclo i = нi +оi ; el número de ciclos durante el experimento n = 66.

Tabla 2.2 Condiciones y resultados de los experimentos No. 1-4 para determinar la actividad corrosiva de los suelos Las temperaturas promedio se determinaron mediante las fórmulas:

Durante el experimento, con una duración de 24 horas. 30 min, se mantuvieron los valores medios de los parámetros:

Durante la prueba, de 24 horas y 30 minutos, se simuló un proceso que se desarrolla en condiciones naturales durante 24,5/1,7 14 años. Durante el año, en promedio, 1.760/22.3 = 4 veces el régimen de temperatura cambió de 30 a 40 °C.

La naturaleza del daño por corrosión se muestra en las fotografías (Figura 2.2).

Hay una manifestación de corrosión general sobre toda la superficie de la muestra, pero no significativa. Predominan los centros bastante extensos, concentrados y profundos. La máxima profundidad de la lesión ulcerosa se anota en el goteo continuo de agua a través del embudo, ver esquema de instalación en la Figura 2.1. Se suministró agua a la parte central de la muestra al nivel del eje del tubo. Fluyendo a través del suelo, el "arroyo" se desvió hacia la izquierda. El flujo de agua se llevó a cabo principalmente a través del segundo orificio a la izquierda (en presencia de 5 orificios perforados uniformemente). Fue esta parte de la muestra la que sufrió el máximo daño por corrosión.

Debido al efecto de barrera y la alta humedad, la erosión es más profunda y extensa en el lado entrante. En la muestra también se aprecia una zona “estancada”, donde la erosión es prácticamente nula. Esto se puede explicar de la siguiente manera.

Dado que bajo las condiciones experimentales se modeló una corriente que fluye por un barranco, y el agua se suministró sin presión, luego lejos del canal, con un ajuste apretado del suelo a la superficie de la muestra, debido a la alta resistencia hidráulica, el agua no fluyó. Lave la superficie del tubo en la zona de estrecho contacto y la intensidad de los procesos de corrosión fue significativamente menor. También se observan fenómenos similares en condiciones industriales a lo largo de la ruta del gasoducto.

Debido a la evaporación y los flujos ascendentes de humedad de la "corriente"

Los procesos de corrosión también se intensificaron en la parte superior izquierda de la muestra.

Este fenómeno puede explicarse por el factor de escala, que se debe al pequeño tamaño del tubo, al ascenso capilar de la humedad y al efecto de barrera.

Con exposición a temperatura pulsada y temperatura, humedad, resistencia óhmica y otros parámetros desiguales a lo largo del perímetro del tubo, las condiciones que se han creado predisponen a la formación de elementos micro y macrocorrosivos.

Cabe señalar que se liberó una gran cantidad de hidrógeno durante todo el experimento. No se realizaron las mediciones adecuadas, pero se notó un efecto de sonido constante, que se escuchó bien.

Muestra No. 2 El material de la segunda muestra es el mismo. el suelo es el mismo

la muestra se tomó de la posición de las 3 en punto. Humedad del suelo W = 22%. Las condiciones del experimento diferían en el régimen de temperatura y la ausencia de una "corriente". Durante todo el experimento, cuya duración fue de 24 horas. 30 min., la temperatura se mantuvo constante:

El daño por corrosión es mucho menor aquí (Figura 2.3).

La pérdida de peso de la muestra es 7 veces menor (en unidades relativas). Predomina la corrosión general. La superficie de la muestra se ve afectada uniformemente. Se observa una pequeña lesión focal en la parte inferior de la muestra.

Notamos la diferencia fundamental en la naturaleza del daño por corrosión de las muestras No. 1 y No. 2.

Figura 2.3 - Lesiones por corrosión de la muestra No. 2 en temperatura constante ttr=33 OC Con el impacto de la temperatura pulsada en el proceso y la presencia de agua corriente, se desarrolla una corrosión extensa y pronunciada por picaduras en la superficie del acero con un daño máximo a lo largo del “arroyo”.

A temperatura estable y ausencia de drenaje, pero a la misma humedad inicial, se observa el secado del suelo y el desarrollo de corrosión general con mínima ulceración. La tasa de procesos de corrosión y pérdida de metal es 7 veces menor.

Muestra No. 3 El material de las muestras No. 3 y No. 4 es el mismo: Art. 3, pero las muestras están hechas de un tubo diferente. El contenido de humedad del suelo estuvo dentro de los límites naturales W = 20…25%. La duración del experimento fue de 24 horas.

La temperatura durante el experimento se mantuvo igual a ttr = 33.12 33 °C.

La muestra de suelo se tomó de la posición de las 6 en punto. El suelo presentó una diferencia significativa, consistente en gleying, que es característico de las tuberías sujetas a SCC. (Gleying es un proceso de restauración química de la parte mineral del suelo o rocas de horizontes más profundos sobresaturados con agua, cuando los compuestos de óxido de hierro se convierten en compuestos de óxido y son llevados por el agua, y los horizontes empobrecidos en hierro se vuelven verdosos, negros y tonos grisáceos).

El agua, con un pequeño aporte de goteo (6 gotas por minuto), prácticamente no se filtraba por debajo del tubo de muestreo, provocando encharcamientos en la zona de contacto entre el suelo y el metal, subiendo en ocasiones en el embudo y creando una cabeza estática. El agua se suministró asimétricamente, con un desplazamiento hacia el lado derecho de la muestra.

Para la muestra No. 3 (Figura 2.4), sometida a corrosión, en condiciones estables de transferencia de calor, cuando la temperatura de la muestra se mantuvo constante a ttr = 33 °C, se notan los siguientes signos:

1) Es característica la corrosión general, prácticamente en toda la superficie;

2) Los signos característicos de corrosión por picaduras no fueron detectados durante un examen general;

3) En la zona de las rozaduras:

2 raspaduras de 30 mm 2 raspaduras de 30 mm 2 raspaduras de 30 mm No se encontraron signos de lesiones ulcerativas.

4) el daño máximo por corrosión, determinado por el espesor de la costra de corrosión, se observó del lado de brotación, es decir, del lado derecho de la muestra, y a lo largo de la generatriz inferior del tubo, donde la humedad era máxima;

5) se ve claramente que el color de la costra de corrosión en la posición de las 6 en punto a lo largo de toda la generatriz inferior del tubo y en la zona de brotación es más oscuro, muy probablemente marrón oscuro;

6) la presencia de 3 rayones en la zona anegada (a la derecha) y 3 de los mismos rayones en suelo menos húmedo (a la izquierda) no afectaron de ninguna manera la naturaleza del desarrollo del proceso de corrosión;

7) debe tenerse en cuenta que después de procesar el tubo de muestra en un torno, en su lado derecho, se observaron rastros de deformación plástica del punto de sujeción (en forma de un ligero endurecimiento por trabajo), lo que no afectó la naturaleza de la daños por corrosión.

Muestra No. 4 La muestra se mecaniza a partir de la misma pieza de tubería que la muestra No. 3, art. 3. Suelo, las condiciones para realizar el experimento son las mismas que en el experimento No. 3. La única diferencia: el régimen de temperatura es pulsado, según el escenario: 30/40 °С. Durante el experimento, con una duración de 24 horas, se mantuvieron los valores medios de los parámetros, determinados por las fórmulas (2.14 - 2.16):

Se modeló el flujo de un “arroyo en un barranco” haciendo gotear agua a través de un embudo, asimétricamente, al lado derecho de la muestra. Número de ciclos n = 63.

La muestra tiene rasguños, al igual que en la muestra No. 3:

2 rayones de 30 mm cada uno 2 rayones de 30 mm cada uno 2 rayones de 30 mm cada uno La naturaleza del daño por corrosión se muestra en la Figura 2.5.

Comparando los resultados de los experimentos No. 3 y No. 4, que también se llevaron a cabo en condiciones idénticas, pero con una diferencia en las condiciones de temperatura, notamos que en el suelo con signos de globulización, el efecto de la temperatura pulsada también intensifica el proceso. De acuerdo con la pérdida de peso relativa, ¡la diferencia es 11 veces! (tabla 2.2).

Figura 2.4 - La naturaleza del daño por corrosión de la muestra No. 3 a una temperatura constante ttr = 33 OS Figura 2.5 - La naturaleza de la destrucción de la muestra No. 4 con un cambio de temperatura pulsado en el modo 31/42 OS Como se puede observar, en este caso, el efecto de las pérdidas por corrosión del metal supera significativamente al obtenido en los experimentos N° 1 y N° 2.

En el experimento No. 4, se observa un fenómeno especial que permite explicar procesos físicos que ocurre en el suelo bajo exposición a temperatura pulsada.

El hecho de la activación del proceso de corrosión indica que el “oscilamiento” de la humedad, que ocurre en forma pulsada, bajo la acción de fuerzas termomotrices, eventualmente conduce a un cambio en la estructura del suelo, alisamiento de las protuberancias y la movimiento de partículas de la fracción limosa en los capilares, es decir

de hecho, se forman canales mejorados a través de los cuales el electrolito molido se mueve libremente. Durante el experimento, en el momento en que el agua comenzó a fluir a través de los orificios perforados, también se observó el movimiento de las burbujas de H2 a lo largo de los capilares y su eliminación junto con el agua (visualmente).

En el experimento No. 3 (t = const), el agua suministrada a través del embudo prácticamente no se filtraba por los orificios perforados, provocando en ocasiones incluso un aumento del nivel del agua en el embudo con la creación de una cabeza estática. El agua no se filtró a través de los agujeros perforados. El electrolito del suelo se diferencia del electrolito líquido en su mayor resistencia al movimiento de iones.

En el experimento No. 4 (t = 31/42 ° С), se usó el mismo suelo con gleing, después de una hora. La única diferencia: el modo de temperatura de pulso. Moviéndose sin presión, el agua superó la resistencia del suelo en aproximadamente 8 horas desde el comienzo del experimento. Una hora más tarde, se estableció un equilibrio: la entrada de agua se hizo igual a la salida. La instalación se apagó por la noche. Por la mañana, después de encender la unidad, goteó agua por los orificios de drenaje después de 50 minutos.

Este hecho indica una disminución de la resistencia hidráulica de los capilares debido a la formación de conductos mejorados. En tal ambiente, los iones de electrolitos son más móviles, lo que sin duda contribuye a la corrosión de los metales, ya que asegura la renovación del electrolito del suelo por el agua corriente.

Al mismo tiempo, cada pulso proporciona un cambio en la 1ª y 2ª etapa de formación, como si se intensificara, ajustando el crecimiento discreto de los procesos de corrosión.

Naturalmente, en este caso, no sólo se potencia el desarrollo de los procesos de corrosión, sino que se intensifica la corrosión focal, el pitting y la corrosión superficial, ya que se caracterizan por procesos electroquímicos comunes.

Así, los experimentos muestran que, en igualdad de condiciones, el efecto de la temperatura pulsada y la humedad variable aumentan la actividad corrosiva del suelo en 6,9 veces (experimentos N° 1 y N° 2), y con el deterioro de las características físicas del suelo suelo por 11.2 veces (experimento No. 3 y No. 4).

2.4. Investigación de la influencia de la frecuencia de las fluctuaciones de temperatura y los parámetros térmicos en la corrosividad de los suelos (segunda serie de experimentos) Los modos operativos de los principales gasoductos se caracterizan por frecuentes fluctuaciones de temperatura. En un mes, solo el número de encendidos de los ventiladores AVO en los sitios de enfriamiento de gas natural alcanza los 30 ... 40.

Durante el año, teniendo en cuenta las operaciones tecnológicas (parada del taller de compresores, GPU, etc.) y los factores climáticos (lluvias, inundaciones, cambios en la temperatura del aire, etc.), estas son cientos de fluctuaciones, y durante todo el período de operación - miles y decenas de miles.

Para estudiar el efecto de la frecuencia de los pulsos de temperatura y el aumento de la temperatura promedio sobre la corrosividad de los suelos, la segunda serie de experimentos (No. 5 - No. 8) se llevó a cabo en muestras de acero, en un electrolito molido. . El registro de los regímenes de temperatura se realizó en el registro de observación. Estos datos se presentan en el Apéndice 2.

Los experimentos se llevaron a cabo en el mismo montaje experimental.

Se modelaron procesos termodinámicos a largo plazo, que ocurren en la sección del gasoducto principal con aislamiento dañado y humectación periódica (Figura 2.1).

sometidos a efectos de temperatura pulsada (humedad) mostraron que cuando fluye alrededor de la muestra con agua corriente, se desarrolla una corrosión por picaduras extensa y pronunciada de la superficie del acero con un daño máximo a lo largo del paso de la humedad.

Este hecho indica el efecto de la suma o superposición de los efectos de la temperatura y la humedad en los procesos de corrosión con fuerte aumento actividad corrosiva del medio ambiente.

A temperatura estable y ausencia de drenaje, con la misma humedad inicial del suelo, las lesiones ulcerativas de la superficie son mínimas o están ausentes, y las pérdidas de metal por corrosión son un orden de magnitud menor.

Los resultados de la primera serie de experimentos también dieron motivos para suponer que un aumento en el número de pulsos de temperatura conduce a un aumento en la pérdida de peso de las muestras de prueba. La base de esta declaración también fue el hecho de que los electrolitos molidos en la capa de suelo corrosivo activo alrededor de un gasoducto de gran diámetro se comportan de una manera muy especial, a saber:

1. Trabajan en un entorno de suelo poroso, lo que impide el movimiento de iones en las formas esqueléticas del suelo.

2. Están en movimiento oscilatorio bajo la acción de fuerzas termomotrices, ya que los gradientes de temperatura están cambiando continuamente. Al mismo tiempo, la humedad "abre paso" el camino óptimo por sí mismo en un medio poroso, suaviza las irregularidades y los tubérculos en el conducto capilar, lo que, con el tiempo, reduce significativamente la resistencia hidráulica de los capilares.

3. Un aumento en la movilidad de la humedad del suelo y su movimiento oscilatorio activan los procesos de corrosión. En presencia de drenajes (barrancos, vigas, etc.), los productos de corrosión se evacuan activamente desde la capa activa del suelo hacia la periferia y se renueva el electrolito.

En este modo, los defectos de corrosión se desarrollan rápidamente, se fusionan y forman una gran área afectada, lo que conduce a un debilitamiento de la capacidad de carga de la pared del gasoducto, por lo que se puede suponer que un aumento en el número de ciclos de temperatura contribuye a esto. proceso.

Los experimentos No. 5-No. 8 se llevaron a cabo en una mezcla de suelos arcillosos y francos sobre muestras idénticas a las muestras de la primera serie de experimentos (tabla 2.3).

Tabla 2.3 - Parámetros de muestras de la segunda serie de experimentos, con un modo de calentamiento cíclico Los suelos para experimentos se tomaron de pozos al identificar defectos de SCC en el gasoducto Urengoy - Petrovsk Du 1400 PK 3402 + 80. Las muestras de suelo tomadas desde la posición de las 6 en punto tienen rastros de gleing. La sección del gasoducto en el pozo PK 3402+80 sufrió efectos de corrosión y corrosión bajo tensión y fue reemplazada durante los trabajos de reparación.

El régimen de temperatura se fijó en pulso, según el esquema probado 45/35OS. Se suministró agua a todas las muestras en el mismo modo. La temperatura promedio en la superficie de la muestra y el flujo de calor específico se dan en la Tabla 2.4.

Las muestras de la segunda serie de experimentos se probaron en la misma configuración experimental, pero a diferencia de la primera, en condiciones idénticas. Aquellos. Se tomaron los mismos suelos, se proporcionó el mismo suministro de agua a través del embudo y se proporcionaron las mismas temperaturas de agua y aire.

En estos experimentos, el rango de temperatura de exposición se mantiene a un nivel más alto: 35...40 °C (en la primera serie de experimentos, la temperatura varió en el rango de 30...35 °C).

Tabla 2.4 - Modos de calentamiento de las muestras No. 5- No. Voltaje Fuerza Potencia Promedio específico Las variables fueron solo el número de ciclos n durante cada experimento.

se mantuvo dentro de las 24±0,5 horas, que correspondieron a aproximadamente 14 años de operación del gasoducto en condiciones naturales (ver cláusula 2.1).

La variación de los ciclos en esta serie de experimentos se logró cambiando el voltaje en el elemento calefactor y, en consecuencia, cambiando el flujo de calor específico suministrado a las muestras. Los parámetros de calentamiento de muestra se dan en la Tabla 2.7.

Con la misma duración de los experimentos comparados, el número de ciclos de calentamiento de la muestra es diferente: n=14 (experimento n° 6) y n=76 (experimento n° 8). Por lo tanto, la velocidad de calentamiento de la muestra en el experimento No. 8 es muy alta y el enfriamiento es lento. En el experimento No. 6, por el contrario, el enfriamiento ocurre rápidamente y el suelo acumula calor gradualmente. Debido a la transferencia de calor cualitativamente diferente, las temperaturas medias tav en estos experimentos son diferentes.

Tabla 2.5 - Parámetros de calentamiento de la muestra en modo cíclico 35/45°С Número de muestra La tabla 2.5 muestra que la relación entre el tiempo de calentamiento n y el tiempo de enfriamiento o cambia con el número de ciclos. Y esto se refleja en la naturaleza del cambio de temperatura ttr, determina la diferencia de temperaturas promedio tav, electrolitos y, en última instancia, en la velocidad de corrosión de las muestras.

La naturaleza del cambio de temperatura ttr se muestra en la Figura 2.6. Un análisis de los gráficos muestra que con un aumento en el número de ciclos, la proporción de la duración de los cambios de calefacción y refrigeración. La Figura 2.7 muestra un fragmento del experimento No. con baja potencia de la fuente de calor, y en la Figura 2.8 un fragmento del experimento No. 8 con alta potencia de la fuente de calor. En el experimento No. 5 (82 ciclos) y No. 8 (76 ciclos), el tiempo de calentamiento es menor que el tiempo de enfriamiento, y viceversa en los experimentos No. 6 y No. 7.

Los resultados de los experimentos N° 5-8 muestran que la pérdida de peso por corrosión de las muestras difieren, ver Tabla 2. Tabla 2.6 - Pérdida de peso de las muestras N° 5-N° 8 con un modo de calentamiento cíclico según el 45/ Esquema de procesos químicos de 35 ° С. La naturaleza bioquímica de la aceleración o activación de los procesos de corrosión en tal escenario del experimento está prácticamente excluida.

Figura 2.6 - La naturaleza de los regímenes de temperatura pulsada para calentar muestras en los experimentos No. 5 - Figura 2.7 - Fragmento de la experiencia No. 6, que ilustra las tasas de calentamiento y enfriamiento a fuente de baja potencia (q = 46.96 W/m) Figura 2.8 - Fragmento de la experiencia N° 8, que ilustra las tasas de calentamiento y enfriamiento a fuente de alta potencia (q = 239,29 W/m).

Pérdida de peso de las muestras, g/cm2 0, Figura 2.9 – Dependencia de la pérdida de peso de las muestras del número de impulsos térmicos Pérdida de peso de las muestras, g/cm Figura 2.10 – Dependencia de la pérdida de peso de las muestras de la potencia térmica Pérdida de peso de las muestras, g/cm La figura 2.9 muestra que a medida que aumenta el número de ciclos para el mismo período de tiempo, aumenta la actividad de los procesos de corrosión, como lo demuestra el aumento de la pérdida de peso relativa de las muestras. Esta dependencia es no lineal y tiene un carácter progresivo.

Cabe señalar que a pesar de que en el experimento No. 8 se utilizó una muestra de menor masa y menor área superficial en comparación con las demás muestras, su pérdida de masa específica fue grande. Esto puede explicarse por el hecho de que la muestra No. 8 estuvo expuesta a un flujo de calor específico más alto, vea la Figura 2.10. En comparación con la muestra n.° 6, que se sometió al flujo de calor específico más bajo, la muestra n.° 8 tiene una pérdida de masa específica de un 6 % más.

La tasa de corrosión, expresada en pérdida de masa de metal, depende de la temperatura promedio tav de la superficie exterior de las muestras (Figura 2.11, Figura 2.12). A medida que la temperatura sube a valores de 43..44 °C, la velocidad de corrosión disminuye. Esto puede explicarse por una disminución de la humedad del suelo alrededor de la tubería y su "secado" a temperaturas más altas. Con una disminución de la humedad, disminuye la actividad de los procesos electroquímicos corrosivos.

efecto de la temperatura pulsada (n), sino también de la potencia térmica de la fuente (q) y su temperatura media tav.

2.5 Dependencia de la velocidad de corrosión de la temperatura media con transferencia de calor inestable.

El análisis realizado de los resultados de los experimentos, incluida la consideración de las características cualitativas y las proporciones cuantitativas, hizo posible llevar a cabo la selección de las características de los factores que afectan la característica efectiva del modelo.

resultó ser insuficiente para realizar un análisis de correlación-regresión múltiple de los resultados. Sin embargo, el análisis de la matriz de coeficientes de correlación apareada obtenida en la primera etapa de selección reveló factores que están estrechamente relacionados entre sí, tabla 2.7.

Tabla 2.7 - La relación de los parámetros x1 (n) y x2 (tav), en relación a y (G/s) La relación más cercana se encontró entre la temperatura promedio de la muestra tav y la pérdida de su masa G/s. Coeficiente de correlación de pares ruх2=-0.96431.

Había factores estrechamente relacionados entre sí, que fueron descartados.

Como resultado, se decidió considerar la dependencia de la forma:

clasificar el parámetro x1(n) como expresión de la inestabilidad del proceso de transferencia de calor y masa.

Esto hizo posible considerar ambas series de experimentos juntos. A cuatro experimentos de la segunda serie No. 5..8, se agregaron dos experimentos más No. 1 y No. 4 de la primera serie.

La dependencia gráfica resultante se muestra en la Figura 2.13.

Los gráficos de la Figura 2.13 ilustran claramente el proceso de pérdidas por corrosión del metal.

la transferencia inestable de calor y masa de la tubería con el suelo (y en condiciones naturales del gasoducto con el suelo), aumenta la pérdida por corrosión de la masa del metal de la tubería en un orden de magnitud en comparación con los modos estables, cuando el temperatura de la tubería se mantiene constante.

En segundo lugar, con un aumento de la temperatura en la región que supera la temperatura de 33°C, la velocidad de corrosión se ralentiza. Esto se explica por el hecho de que a altas temperaturas, que alcanzan los 40 ° C y más, hay una salida de humedad, su migración a la periferia, lo que provoca el secado del suelo. Con la deshidratación del suelo adyacente a la tubería, la actividad de los procesos de corrosión disminuye.

En tercer lugar, se puede suponer que la actividad corrosiva máxima cae en el rango de temperatura en la región de 30...33°C. Ya que se sabe que con una disminución de la temperatura de 30°C a 10°C, la velocidad de corrosión se ralentiza, ya 0°C prácticamente se detiene.

Cuando la temperatura desciende de +20 °C a -10 °C, la corrosividad disminuye unas 10 veces.

Que. Las más peligrosas, desde el punto de vista de la corrosión, pueden considerarse temperaturas de funcionamiento del orden de +30 ... +33 ° C. Es en este rango que operan los principales gasoductos de grandes diámetros.

Se llevó a cabo un examen exhaustivo del estado de corrosión de los gasoductos y oleoductos principales existentes y de los sistemas de su protección electroquímica para determinar la dependencia de la presencia de corrosión y daños por corrosión bajo tensión en el KZP externo en los modos de funcionamiento de las instalaciones ECP. , para identificar y eliminar las causas de la aparición y el crecimiento de la corrosión y el daño por corrosión bajo tensión. De hecho, los principales gasoductos y oleoductos prácticamente no están sujetos a la obsolescencia en el curso de su operación. La fiabilidad de su funcionamiento está determinada principalmente por el grado de corrosión y el desgaste por corrosión bajo tensión. Si consideramos la dinámica de la tasa de accidentes de los gasoductos para el período de 1995 a 2003, se hace evidente que hay un aumento en la tasa de accidentes a lo largo del tiempo debido a la formación de defectos de corrosión y tensión-corrosión en la KZP.

Arroz. 5.1.

Al considerar la dinámica de eliminación de defectos especialmente peligrosos en gasoductos principales existentes, se hace evidente que durante la operación hay un aumento de defectos especialmente peligrosos que requieren reparación prioritaria, causados ​​por corrosión externa y grietas por corrosión bajo tensión (Fig. 5.1) . Del que se muestra en la Fig. 5.1 del gráfico muestra que casi todos los defectos especialmente peligrosos eliminados son de naturaleza corrosiva o corrosiva por tensión. Todos estos defectos se encontraron en la superficie exterior protegida con cátodo.

Los resultados de exámenes exhaustivos de la protección anticorrosiva de gasoductos y oleoductos (presencia de picaduras de corrosión y grietas por tensión-corrosión, adherencia y continuidad del revestimiento aislante, grado de protección electroquímica) indican que la solución del problema de la protección anticorrosiva de Los principales gasoductos y oleoductos con la ayuda de revestimientos aislantes y polarización catódica siguen siendo relevantes. La confirmación directa de lo anterior son los resultados de los diagnósticos en línea. Según los diagnósticos en línea, en algunas secciones de los principales oleoductos y gasoductos con una vida útil de más de 30 años, la proporción de defectos corrosión externa(incluida la corrosión bajo tensión) alcanza el 80% del número total de defectos detectados.

La calidad del aislamiento de los principales gasoductos y oleoductos se caracteriza por el valor de la resistencia transitoria, determinada sobre la base de los parámetros de protección electroquímica. Uno de los principales parámetros de la protección electroquímica de tuberías, que caracteriza la calidad del revestimiento aislante, es la magnitud de la corriente de protección catódica. Los datos de funcionamiento de las instalaciones ECP indican que la magnitud de la corriente de protección del RMS en la parte lineal D a 1220 mm durante 30 años de funcionamiento debido al envejecimiento del aislamiento ha aumentado casi 5 veces. Consumo de corriente para garantizar la protección electroquímica de 1 km del oleoducto en el área de potenciales de protección de 1,2 ... 2,1 V m.s. mi. aumentó de 1,2 a 5,2 A/km, lo que indica una disminución proporcional en la resistencia transitoria del oleoducto. La resistencia de transición del aislamiento después de 30 años de operación de gasoductos y oleoductos tiene el mismo orden (2.6-10 3 Ohm - m 2) en toda la longitud, excepto en las secciones donde se realizó la revisión de gasoductos y oleoductos con la sustitución del aislamiento, mientras que el número de corrosión y estrés (daños por corrosión en la superficie exterior protegida catódicamente varía significativamente) del 0 al 80 % del número total de defectos detectados mediante la detección de fallas en línea, que se localizan tanto en las uniones de las zonas de protección, y cerca de los puntos de drenaje de la SCZ en las tierras bajas y en las secciones pantanosas de la ruta. El agua subterránea de las áreas pantanosas de la parte central de Siberia Occidental se caracteriza por una baja mineralización (0,04% en masa) y, como resultado, una alta resistencia óhmica (60 ... 100 Ohm m). Además, los suelos de las marismas son ácidos. El valor de pH de las aguas de los pantanos llega a 4. La alta resistencia óhmica y la acidez del electrolito de los pantanos son los factores más importantes afectando la velocidad de corrosión de los gasoductos y la eficacia de su protección electroquímica. Se llama la atención sobre el hecho de que en las soluciones de los poros de los suelos de las marismas, el contenido de sulfuro de hidrógeno alcanza los 0,16 mg/l, que es un orden de magnitud mayor que en los suelos ordinarios y cuerpos de agua en movimiento. El sulfuro de hidrógeno, como muestran los datos de la encuesta, también afecta el estado corrosivo de los gasoductos y oleoductos. La aparición de corrosión por sulfuro de hidrógeno debida a la actividad de bacterias sulfato-reductoras (SRB) se indica, por ejemplo, por el hecho de que, en condiciones idénticas, la profundidad máxima de penetración de la corrosión externa en defectos pasantes en el aislamiento de gas y oleoductos en pantanos estancados es mayor que en cuerpos de agua que fluyen en un promedio del 70%, por un lado, y en casi todas partes, también se encuentran grietas por corrosión bajo tensión en el KZP exterior en pantanos estancados con un alto contenido de H 2 S- por el otro. Según los conceptos modernos, el sulfuro de hidrógeno molecular estimula la hidrogenación de los aceros. La electrorreducción de H 2 S en la tubería KZP procede pero por las reacciones H, S + 2-» 2H als + S a ~ c y H, S + en-^ Н ads + HS” ac , lo que aumenta el grado de llenado de la capa quimisorbida con hidrógeno atómico Cía difundiéndose en la estructura de la tubería de acero. Un estimulador eficaz de la hidrogenación es y dióxido de carbono: HC0 3 +e-> 2H ads + C0 3". El problema de la corrosión y

La destrucción por corrosión bajo tensión de oleoductos y gasoductos en secciones pantanosas de la ruta aún no ha tenido una explicación exhaustiva y sigue siendo relevante. Los resultados de la inspección de corrosión de los oleoductos y oleoductos principales en áreas pantanosas mostraron que casi toda la superficie exterior de los oleoductos y gasoductos con defectos de aislamiento y bajo aislamiento pelado está cubierta con depósitos marrones (que recuerdan al polvo de aluminio). Las picaduras de corrosión con una profundidad máxima se localizan por daños en el aislamiento. Los parámetros geométricos del daño por corrosión corresponden casi exactamente a la geometría del daño por aislamiento. Debajo del aislamiento exfoliado, en la zona de contacto entre la pared de la tubería y la humedad del suelo, se encuentran rastros de corrosión sin picaduras de corrosión visibles con rastros de grietas por corrosión bajo tensión.

Experimentalmente, en muestras de tubería de acero instaladas cerca de la pared del oleoducto principal D y 1220 mm (en su generatriz superior, lateral e inferior), se determinó que en los suelos de la región de pantanos de taiga de la parte central de Western Siberia, la tasa de corrosión de muestras sin protección catódica en defectos de aislamiento alcanza los 0,084 mm/año. Bajo potencial de protección (con componente óhmico) menos 1,2 V ms. es decir, cuando la densidad de corriente de la protección catódica supera la densidad de la corriente de oxígeno límite en 8 ... 12 veces, la tasa de corrosión residual no supera los 0,007 mm / año. Tal tasa de corrosión residual, según una escala de diez puntos de resistencia a la corrosión, corresponde a un estado corrosivo muy resistente y para gasoductos y oleoductos principales es aceptable. El grado de protección electroquímica en este caso es:

En un examen exhaustivo del estado de corrosión de la superficie externa protectora del cátodo de gasoductos y oleoductos en pozos, se encuentran hoyos de corrosión de 0,5 ... 1,5 mm de profundidad en defectos de aislamiento. Es fácil calcular el tiempo durante el cual la protección electroquímica no suprimió la tasa de corrosión del suelo a valores aceptables correspondientes a muy persistente estado corrosivo de gasoductos y oleoductos:

con una profundidad de penetración de la corrosión de 0,5 mm con una profundidad de penetración de la corrosión de 1,5 mm

Esto es por 36 años de funcionamiento. El motivo de la disminución de la eficiencia de la protección electroquímica de los gasoductos y oleoductos contra la corrosión está asociado con una disminución de la resistencia transitoria del aislamiento, la aparición de defectos en el aislamiento y, como resultado, una disminución de la corriente. densidad de protección catódica en las uniones de las zonas de protección de la SCZ a valores que no alcanzan los valores de la densidad de corriente límite para el oxígeno, que no proporcionan supresión de la corrosión del suelo a valores aceptables, aunque los valores de los potenciales de protección medidos con la componente óhmica corresponden al estándar. Una reserva importante que permite reducir la tasa de destrucción por corrosión de gasoductos y oleoductos es la identificación oportuna de áreas de subprotección cuando L 1 1 Lr

La correlación de los defectos en la corrosión externa de un oleoducto con la duración de las interrupciones en las líneas aéreas a lo largo de la ruta indica que es durante las interrupciones de las líneas aéreas a lo largo de la ruta y el tiempo de inactividad de SCZ que se produce la corrosión por picadura en los defectos de aislamiento, cuya tasa alcanza 0,084 mm/año.

Arroz. 5.2.

En el curso de un examen exhaustivo de los sistemas de protección electroquímica de los principales gasoductos y oleoductos, se encontró que en el área de los potenciales de protección catódica de 1,5 ... 3,5 V m.s. mi. (con componente óhmico) densidad de corriente de protección catódica ja excede la densidad de corriente límite de oxígeno j 20 ... 100 veces o más. Además, con los mismos potenciales de protección catódica, la densidad de corriente, dependiendo del tipo de suelo (arena, turba, arcilla), difiere significativamente, casi 3...7 veces. En condiciones de campo, según el tipo de suelo y la profundidad de tendido de la tubería (profundidad de inmersión de la sonda indicadora de corrosión), la densidad de corriente límite para el oxígeno, medida en el electrodo de trabajo de acero 17GS con un diámetro de 3,0 mm , varió dentro de 0.08 ... 0, 43 A / m ", y la densidad de corriente de protección catódica en potenciales con un componente óhmico de

1,5...3,5 V ms e., medido en el mismo electrodo, alcanzó valores de 8... 12 A/m 2 , lo que provoca un intenso desprendimiento de hidrógeno en la superficie exterior de la tubería. Parte de los adatomos de hidrógeno bajo estos modos de protección catódica pasan a las capas cercanas a la superficie de la pared de la tubería, suministrándole hidrógeno. Sobre el mayor contenido el hidrógeno en muestras cortadas de tuberías sujetas a destrucción por estrés-corrosión se indica en los trabajos de autores nacionales y extranjeros. El hidrógeno disuelto en el acero tiene un efecto de ablandamiento, lo que en última instancia conduce a la fatiga del hidrógeno y a la aparición de grietas por corrosión bajo tensión en el CFC del subsuelo. tuberías de acero. El problema de la fatiga por hidrógeno de los aceros para tuberías (clase de resistencia X42-X70) en los últimos años ha atraído Atención especial investigadores en relación con los frecuentes accidentes en los principales gasoductos. La fatiga del hidrógeno a una presión operativa que cambia cíclicamente en la tubería se observa casi en su forma pura durante la sobreprotección catódica, cuando jKZ/j >10.

Cuando la densidad de corriente de la protección catódica alcanza los valores de la densidad de corriente límite para el oxígeno (o ligeramente, no más de 3...5 veces, supera ce), la tasa de corrosión residual no supera los 0,003...0,007 mm /año. Exceso significativo (más de 10 veces) jkt arriba j prácticamente no conduce a una mayor supresión del proceso de corrosión, pero conduce a la hidrogenación de la pared de la tubería, lo que provoca la aparición de grietas por corrosión bajo tensión en el CFC. La aparición de fragilización por hidrógeno durante un cambio cíclico en la presión de trabajo en la tubería es fatiga por hidrógeno. La fatiga por hidrógeno de las tuberías se manifiesta bajo la condición de que la concentración de hidrógeno catódico en la pared de la tubería no disminuya por debajo de un cierto nivel mínimo. Si la desorción de hidrógeno de la pared de la tubería ocurre más rápido que el desarrollo del proceso de fatiga, cuando kz excede / pr por no más de 3 ... 5 veces, la fatiga del hidrógeno

no visible. En la fig. 5.3 muestra los resultados de medir la densidad de corriente de los sensores de hidrógeno con el RMS encendido (1) y apagado (2) en la tubería Gryazovets.

Arroz. 5.3.

y deshabilitado (2) VMS en CP I; 3 - potencial de protección catódica con el RMS encendido - (a) y la dependencia de las corrientes del sensor de hidrógeno en el potencial de la tubería con el RMS encendido y apagado en CP 1 - (b)

El potencial de protección catódica durante el período de medición estuvo en el rango de menos 1,6 ... 1,9 V ms. mi. El curso de los resultados de las mediciones eléctricas de trazas, presentado en la fig. 5.3, a, indica que la densidad máxima del flujo de hidrógeno en la pared de la tubería con el SKZ encendido fue de 6 ... 10 μA / cm 2. En la fig. 5.3, b se presentan los rangos de cambios en las corrientes de los sensores de hidrógeno y los potenciales de protección catódica para el RMS encendido y apagado.

Los autores del trabajo señalan que el potencial de la tubería con el RMS apagado no disminuyó por debajo de menos 0,9 ... 1,0 V m.s. e., que se debe a la influencia de SKZ adyacente. Al mismo tiempo, las densidades de corriente de los sensores de hidrógeno con el RMS encendido y apagado difieren en

2...3 veces. En la fig. 5.4 muestra las curvas de cambios en las corrientes de sensores de hidrógeno y potenciales de protección catódica en KP 08 del nodo Krasnoturinsk.

El curso de los estudios experimentales, presentado en las Figs. 5.4, ​​indica que la densidad máxima del flujo de hidrógeno en la pared de la tubería no superó los 12 ... 13 μA / cm 2. Los potenciales de protección catódica medidos oscilaron entre menos 2,5...3,5 V m.s. mi. Se mostró arriba que el volumen de hidrógeno liberado en el CFC depende del valor del criterio adimensional jK c / a pr. En este sentido, es de interés comparar los resultados de los diagnósticos en línea de los principales oleoductos y gasoductos existentes con modos de protección catódica.

Arroz. 5.4.

En mesa. La Figura 5.1 presenta una comparación de los resultados de los diagnósticos en línea con los resultados de una encuesta exhaustiva de los sistemas ECP de oleoductos y gasoductos en funcionamiento en la parte central de Siberia Occidental. Los resultados de las mediciones electroquímicas en la parte lineal de los oleoductos y gasoductos existentes indican que en diferentes suelos a los mismos valores del potencial medido, las densidades de corriente de protección catódica varían en un amplio rango, lo que requiere la selección y ajuste. de potenciales protectores tuberías subterráneas controlar adicionalmente la densidad de corriente de protección catódica en comparación con la densidad de la corriente limitante de oxígeno. Las mediciones electroquímicas adicionales en la ruta de los gasoductos y oleoductos principales existentes evitarán o minimizarán la formación de tensiones locales elevadas en la pared del oleoducto causadas por la molización del hidrógeno (con un valor figurativo alto). Un aumento en el nivel de tensiones locales en la pared de la tubería está asociado con un cambio en la triaxialidad del estado tensional en áreas locales enriquecidas en hidrógeno catódico, donde se forman microfisuras, precursoras de fisuras por tensión-corrosión en el CFC exterior.

Comparación de los resultados de los diagnósticos en línea con los resultados de un examen exhaustivo de los sistemas

protección electroquímica de gasoductos y oleoductos existentes en la parte central de Siberia Occidental

Distancia,		Distribución de Potencial de Protección (0WB) (Persona A/m 2)		Sentido criterios j kz ^ Jxvp	operación, milímetro	Densidad defectos la pérdida metano,	Densidad defectos paquete,
Lileyny parte del oleoducto principal D a 1220 mm

Distancia,	Límite de densidad de corriente para oxígeno (LrHA / m 2	Distribución del potencial protector y densidad de corriente de protección catódica (Latigazo > A/m 2)		Sentido criterios Reino Unido.z ^ Ex	Profundidad máxima de penetración de la corrosión durante todo el período operación, milímetro	Densidad defectos la pérdida metal,	Densidad de defectos paquete, piezas/km	La duración total del tiempo de inactividad del CPS durante todo el período de funcionamiento (según la entidad explotadora), días

Análisis de los resultados presentados en la tabla. 5.1, teniendo en cuenta el tiempo de inactividad, el RMS indica una relación inversamente proporcional entre la densidad de los defectos de corrosión y el valor del criterio adimensional jK s / j, incluso cuando esta relación era igual a

cero. De hecho, la densidad máxima de defectos corrosión externa observado en áreas donde la duración del tiempo de inactividad de la protección electroquímica (según las organizaciones operativas) excedió los valores estándar. Por otra parte, la densidad máxima de defectos del tipo paquete se observa en secciones pantanosas de llanuras aluviales de la ruta, donde el tiempo de inactividad de las instalaciones de ECP no superó los valores estándar. Un análisis de los modos de funcionamiento del VPS en secciones con una duración mínima de su tiempo de inactividad en el contexto de una gran dispersión de datos indica una relación casi proporcional entre la densidad de defectos del tipo paquete y criterio jK 3 / / , cuando la densidad de corriente de la protección catódica superó diez veces o más la densidad de corriente límite para el oxígeno durante un largo período de funcionamiento (con una duración mínima de tiempo de inactividad RMS). El análisis de los regímenes de protección catódica en comparación con los defectos de corrosión y tensión-corrosión en el CFC confirma las conclusiones anteriores de que la relación jK 3 / jnp puede servir como criterio adimensional para monitorear la tasa de corrosión residual de la tubería a varios potenciales de protección catódica, por un lado, para evitar la formación de defectos en el CFC corrosión externa y para determinar la intensidad de la hidrogenación electrolítica de la pared de la tubería - por otro lado, para excluir la formación y el crecimiento de defectos tales como paquete cerca de la superficie protegida catódicamente.

Datos de la tabla. 5.1 indican que la duración máxima del tiempo de inactividad de casi todos los SSC para todo el período de operación de los principales oleoductos y gasoductos, durante 36 años, promedió 536 días (casi 1,5 años). Según los datos de las organizaciones operativas, para el año, el SKZ simple promedió 16,7 días, para el trimestre, 4,18 días. Esta duración del tiempo de inactividad del CPS en la parte lineal de los oleoductos y gasoductos inspeccionados cumple prácticamente con los requisitos de los documentos reglamentarios y técnicos (GOST R 51164-98, cláusula 5.2).

En mesa. 6.2 muestra los resultados de medir la relación entre la densidad de corriente de la protección catódica y la densidad de corriente límite para el oxígeno en la generatriz superior del oleoducto principal D a 1220 mm. El cálculo de la tasa de corrosión residual de la tubería a potenciales de protección catódica dados se determina mediante la fórmula 4.2. Dado en la tabla. 5.1 y 5.2, los datos indican que durante todo el período de operación del oleoducto principal, teniendo en cuenta el tiempo de inactividad de la protección eléctrica y química

(según la organización operadora) la profundidad máxima de penetración de la corrosión en el KZP externo no debe exceder los 0,12...0,945 mm. De hecho, la densidad de corriente límite para el oxígeno en el nivel de tendido de las secciones inspeccionadas de oleoductos y gasoductos varió de 0,08 A/m 2 a 0,315 A/m 2 . Incluso con la densidad de corriente límite máxima para el oxígeno de 0,315 A/m2, la profundidad máxima de penetración de la corrosión durante 36 años de funcionamiento con un tiempo de inactividad RMS planificado de 1,15 años no superará los 0,3623 mm. Esto es 3.022% del espesor nominal de la pared de la tubería. Sin embargo, en la práctica vemos una imagen diferente. En mesa. 5.1 muestra los resultados del diagnóstico en línea de una sección del oleoducto principal D a 1220 mm después de su operación durante 36 años. Los resultados de los diagnósticos en línea indican que el desgaste máximo por corrosión de la pared de la tubería superó el 15 % del espesor nominal de la pared de la tubería. La profundidad máxima de penetración de la corrosión alcanzó los 2,0 mm. Esto significa que el tiempo de inactividad de las instalaciones de ECP no cumple con los requisitos de GOST R 51164-98, cláusula 5.2.

Las mediciones electrométricas conducidas se presentan en la tabla. 5.2, indican que bajo un régimen de protección catódica dado, la velocidad de corrosión residual no superó los 0,006…0,008 mm/año. Tal tasa de corrosión residual, según una escala de diez puntos de resistencia a la corrosión, corresponde a un estado corrosivo resistente a la corrosión y para los principales oleoductos y gasoductos es aceptable. Ego significa que durante 36 años de operación de la tubería, teniendo en cuenta la información sobre el tiempo de inactividad de las instalaciones de ECP, según la organización operadora, la profundidad de penetración de la corrosión no excedería los 0,6411 mm. De hecho, durante el período de inactividad planificado de las instalaciones de ECP (1,15 años), la profundidad de penetración de la corrosión fue de 0,3623 mm. Durante el período de operación de las instalaciones de ECP (34,85 años), la profundidad de penetración de la corrosión fue de 0,2788 mm. La profundidad total de penetración de la corrosión en el KZP sería 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm). Los resultados de los diagnósticos en línea indican que la profundidad máxima real de penetración de la corrosión durante 36 años de operación en la sección inspeccionada del oleoducto principal D a 1220 mm fue de 1,97 mm. Con base en los datos disponibles, es fácil calcular el tiempo durante el cual la protección electroquímica no aseguró la supresión de la tasa de corrosión del suelo a valores aceptables: T = (1,97 - 0,6411) mm / 0,08 mm / año = 16,61 años. La duración del tiempo de inactividad de las instalaciones ECP en el gasoducto principal D y 1020 mm que pasa en un corredor técnico, en el que en la llanura aluvial del río. Se encontraron grietas por corrosión bajo tensión en el río Ob, lo que coincide con la duración del tiempo de inactividad de la SPZ en el oleoducto principal, ya que la SPZ del gasoducto y el oleoducto se alimentan de una línea aérea a lo largo de la ruta.

En mesa. La Figura 5.3 presenta los resultados de determinar el tiempo de inactividad real del VCS durante todo el período de operación (36 años) de los principales oleoductos y gasoductos en base a mediciones electrométricas.

Cuadro 5.2

Distribución de la tasa de corrosión residual en las secciones de gasoductos y oleoductos existentes en la parte central de Siberia Occidental

Cuadro 5.3

Los resultados de determinar el verdadero tiempo de inactividad del RMS durante todo el período de operación (36 años) de los principales gasoductos y oleoductos en base a mediciones electrométricas.

Distancia,	Tasa de corrosión máxima posible de la tubería sin cortocircuito, mm/año	Tasa de corrosión residual de la tubería en un modo de cortocircuito dado, mm/año	Profundidad máxima de penetración de la corrosión en la superficie protegida con cátodo, mm	Real
Parte lineal del oleoducto principal D y 1220 mm
Parte lineal del gasoducto principal D y 1020 mm

Análisis de los resultados presentados en la tabla. 5.3, indica que el tiempo de inactividad real de los medios de protección electroquímica supera significativamente valor normativo, que es la causa del intenso desgaste corrosivo de la pared de la tubería desde el lado exterior protegido por cátodos.

B. A. Koshkin, A. H. Shcherbakov, A. YU. vasiliev, GOUVPO Moscú estado Instituto del Acero y aleaciones (tecnológico Universidad) » ,

DEMANDAR "Mosgorteplo"

Los métodos electroquímicos para evaluar, monitorear, diagnosticar, predecir el comportamiento de la corrosión y determinar las tasas de corrosión, que han sido bien desarrollados teóricamente y ampliamente utilizados en condiciones de laboratorio durante mucho tiempo, comenzaron a usarse para evaluar el estado de corrosión en condiciones operativas solo en el último 5-10 años.

Una característica distintiva de los métodos de evaluación electroquímica es la capacidad de determinar el estado de corrosión (incluso de forma continua) en tiempo real con una respuesta simultánea del material y el ambiente corrosivo.

Los métodos de resistencia a la polarización (galvano y potenciostática), resistométricos y de impedancia tienen la aplicación más amplia para evaluar el estado de corrosión en condiciones de operación. Uso práctico consiguió los dos primeros. El método de medición galvanostático se utiliza en instrumentos portátiles portátiles, el método potenciostático se utiliza principalmente en estudios de laboratorio debido a equipos más complejos y costosos.

El método de resistencia a la polarización se basa en la medición de la velocidad de corrosión mediante la determinación de la corriente de corrosión.

Los instrumentos extranjeros existentes para medir las tasas de corrosión se basan principalmente en el principio de la resistencia a la polarización y pueden determinar la tasa de corrosión con un grado suficiente de precisión solo bajo condiciones inmersión total objeto medido en un ambiente corrosivo, es decir, la actividad corrosiva del medio está prácticamente determinada. Dicho esquema de medición se implementa en instrumentos extranjeros para evaluar la tasa de corrosión (instrumentos de ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna, etc.). Los dispositivos son bastante caros y no están adaptados a las condiciones rusas. Los medidores de corrosión domésticos determinan la agresividad del medio, independientemente de los aceros reales de los que están hechas las tuberías y, por lo tanto, no pueden determinar la resistencia a la corrosión de las tuberías en condiciones de operación.

En este sentido, MISiS desarrolló un medidor de corrosión diseñado para determinar las tasas de corrosión de tuberías de redes de calor de aceros en funcionamiento.

El medidor de corrosión de tamaño pequeño "KM-MISiS" (Fig. 1) se desarrolló sobre una base de elementos modernos basada en un microvoltímetro digital de precisión con resistencia cero. El corrosímetro está diseñado para medir la tasa de corrosión mediante el método de resistencia de polarización con compensación IR sin corriente. El dispositivo tiene una interfaz simple e intuitiva para el control y la entrada/salida de información en una pantalla de cristal líquido.

El programa Corrosionómetro ofrece la posibilidad de introducir parámetros que permitan estimar la tasa de corrosión de varios grados de acero y ponerlos a cero. Estos parámetros se establecen durante la fabricación y calibración del medidor de corrosión. El medidor de corrosión muestra tanto el valor medido de la tasa de corrosión como los valores actuales de la diferencia de potencial "E 2 - E1» para controlar los parámetros.

Los parámetros principales del medidor de corrosión están de acuerdo con Sistema Unificado Protección contra la Corrosión y el Envejecimiento (ESZKS).

El corrosímetro "KM-MISiS" está diseñado para determinar la tasa de corrosión por el método de resistencia de polarización en medios electrolíticamente conductores y se puede utilizar para determinar la tasa de corrosión de piezas y equipos metálicos en las industrias energética, química y petroquímica, construcción, ingeniería, protección del medio ambiente, para las necesidades de la educación.

Una experienciaexplotación

El corrosímetro ha pasado las pruebas piloto en las condiciones de funcionamiento de las redes de calefacción en Moscú.

Las pruebas en Leninsky Prospekt se llevaron a cabo en agosto - noviembre de 2003 en el primer y segundo circuito de las redes de calefacción (suscriptor 86/80). En esta sección, los ramales se soldaron a los circuitos de tuberías I y II de las redes de calefacción, en los que se instalaron sensores (electrodos de trabajo) y se realizaron mediciones diarias de la tasa de corrosión y los parámetros electroquímicos utilizando un medidor de corrosión prototipo. Las mediciones se realizaron en la parte interior de las tuberías con registro de los parámetros del refrigerante. Los principales parámetros del refrigerante se dan en la Tabla 1.

Al medir con diferente duración de 5 a 45 min. registró los principales parámetros del estado de corrosión de las tuberías de las redes de calefacción durante las pruebas a largo plazo. Los resultados de la medición se muestran en la fig. 2 y 3. Como sigue de los resultados de la prueba, valores iniciales Las tasas de corrosión se correlacionan bien con las pruebas a largo plazo en las pruebas del circuito I y II. La tasa de corrosión promedio para el circuito I es de aproximadamente 0,025 - 0,05 mm/año, para el circuito II de aproximadamente 0,25 - 0,35 mm/año. Los resultados obtenidos confirman los datos experimentales y bibliográficos disponibles sobre la resistencia a la corrosión de tuberías de redes de calor fabricadas con aceros al carbono y de baja aleación. Se pueden obtener valores más precisos especificando los grados de acero de las tuberías operadas. El examen del estado de corrosión de las redes de calefacción se llevó a cabo en la sección de la autopista Entuziastov - Sayanskaya st. Las secciones de la tubería principal de calefacción en esta área (No. 2208/01 - 2208/03) a menudo fallan, las tuberías en esta área
stke se colocaron en 1999 - 2001. La calefacción principal consiste en un hilo directo e inverso. La temperatura del hilo directo de la red de calefacción es de unos 80-120 °C a una presión de 6 atm, la de retorno es de unos 30-60 °C. En el período de primavera-otoño, la tubería principal de calefacción a menudo se inunda con agua subterránea (cerca de los estanques de Terletsky) y/o aguas residuales. La naturaleza de la colocación de la tubería principal de calefacción en esta área es canal, en canaletas de hormigón con una cubierta, y una profundidad de colocación de aproximadamente 1,5-2 m. Las primeras fugas en la tubería principal de calefacción se notaron en la primavera de 2003, fallaron y fueron reemplazados en agosto - septiembre de 2003. Durante la inspección, el canal principal de calefacción se inundó en aproximadamente 1/3 - 2/3 del diámetro de la tubería con agua subterránea o aguas residuales. Las tuberías de calefacción estaban aisladas con fibra de vidrio.

Parcela nº 2208/01 - 22008/02. La tubería principal de calefacción se colocó en 1999, las tuberías están soldadas, con costura longitudinal, con un diámetro de 159 mm, presumiblemente hechas de acero inoxidable. 20. Las tuberías tienen un revestimiento aislante térmico de barniz Kuzbass, lana mineral y glassine (material para techos o fibra de vidrio). En este tramo existen 11 zonas defectuosas con lesiones por corrosión, principalmente en la zona de inundación del cauce. La densidad del daño por corrosión a lo largo de la rosca recta es de 0,62 m-1, la inversa es de 0,04 m-1. Desarmado en agosto de 2003.

Parcela nº 2208/02 - 2208/03. Colocado en 2001. Corrosión primaria de la línea recta de la tubería principal de calefacción. La longitud total de las secciones defectuosas de la tubería a reemplazar es de 82 m La densidad del daño por corrosión en la línea recta es de 0,54 m -1 . Según la Empresa Unitaria Estatal Mosgorteplo, las tuberías están hechas de acero 10KhSND.

Parcela nº 2208/03 - TsTP. Colocado en 2000, tubos sin costura, presumiblemente de st. 20. Densidad de lesiones por corrosión del hilo recto -0,13 m -1, hilo inverso -0,04 m -1. La densidad promedio de las lesiones por corrosión (como la corrosión por picadura deslocalizada) de la superficie exterior de las tuberías en línea recta es de 0,18 a 0,32 m -1 . No hay revestimiento en el lado exterior de las muestras cortadas de tuberías. La naturaleza de las lesiones por corrosión en el lado exterior de la tubería de las muestras es principalmente corrosión general en presencia de lesiones transversales como la corrosión por picaduras, que tienen forma de cono con un tamaño de aproximadamente 10 a 20 cm desde la superficie exterior, tornándose en pasantes con un diámetro de aproximadamente 2–7 mm. Hay una ligera corrosión general en el interior de la tubería, la condición es satisfactoria. Los resultados de determinar la composición de las muestras de tubería se muestran en la Tabla 2.

En términos de composición, el material de las muestras de tubería corresponde a aceros de tipo "D" (o KhGSA).

Dado que parte de las tuberías estaba en el canal en el agua, fue posible estimar la tasa de corrosión de la parte exterior de la tubería. La tasa de corrosión se evaluó en los puntos de salida del revestimiento del canal, en las aguas subterráneas en las inmediaciones de la tubería y en los lugares de mayor flujo rápido agua subterránea La temperatura del agua subterránea fue de 40 - 60 °C.

Los resultados de la medición se dan en la tabla. 3-4, donde los datos obtenidos en aguas tranquilas están resaltados en rojo.

Los resultados de la medición muestran que las tasas de corrosión general y local aumentan se expresan en el tiempo, que es más pronunciado para la corrosión local en aguas tranquilas. La tasa de corrosión general tiende a aumentar en la corriente, mientras que en aguas tranquilas aumentan las tasas de corrosión local.

Los datos obtenidos permiten determinar la velocidad de corrosión de las tuberías de la red de calefacción y predecir su comportamiento frente a la corrosión. La tasa de corrosión de las tuberías en esta sección es > 0,6 mm/año. La vida útil máxima de las tuberías en estas condiciones no supera los 5-7 años con reparaciones periódicas en lugares con daños por corrosión local. Un pronóstico más preciso es posible con el monitoreo continuo de la corrosión y con la acumulación de datos estadísticos.

AnálisisOperacionaldaños por corrosiónt

• 1. Conceptos básicos e indicadores de confiabilidad (confiabilidad, operación sin fallas, mantenibilidad, durabilidad, etc.). Característica.
• 2. Relación entre calidad y fiabilidad de máquinas y mecanismos. Posibilidad de combinación óptima de calidad y fiabilidad.
• 3. Métodos para determinar los valores cuantitativos de los indicadores de confiabilidad (calculados, experimentales, operativos, etc.). Tipos de pruebas de fiabilidad.
• 4. Formas de mejorar la confiabilidad de los objetos técnicos en la etapa de diseño, durante la producción y operación.
• 5. Clasificación de los fallos según el nivel de su criticidad (según la gravedad de las consecuencias). Característica.
• 7. Los principales factores destructivos que actúan sobre los objetos durante la operación. Tipos de energía que afectan a la fiabilidad, rendimiento y durabilidad de máquinas y mecanismos. Característica.
• 8. Influencia de la obsolescencia física y en el estado límite de las instalaciones de transporte por oleoductos. Formas de extender el período de funcionamiento adecuado de la estructura.
• 9. Tipos de daños permisibles e inaceptables a partes y partes.
• 10. Esquema de pérdida de eficiencia por parte de un objeto, sistema. Característica del estado límite del objeto.
• 11. Fallos funcionales y paramétricos, potenciales y reales. Característica. Condiciones bajo las cuales se puede prevenir o retrasar la falla.
• 13. Principales tipos de estructuras de sistemas complejos. Características del análisis de la confiabilidad de sistemas complejos en el ejemplo de una tubería principal, una estación de bombeo.
• 14. Métodos para calcular la confiabilidad de sistemas complejos basados ​​en la confiabilidad de elementos individuales.
• 15. Redundancia como forma de mejorar la confiabilidad de un sistema complejo. Tipos de reservas: descargadas, cargadas. Redundancia del sistema: común y separado.
• 16. El principio de redundancia como forma de mejorar la fiabilidad de los sistemas complejos.
• 17. Indicadores de confiabilidad: tiempo de operación, recurso técnico y sus tipos, falla, vida útil y sus indicadores probabilísticos, desempeño, capacidad de servicio.
• 19. Confiabilidad y calidad como categorías técnicas y económicas. Selección del nivel óptimo de confiabilidad o recurso en la etapa de diseño.
• 20. El concepto de "fallo" y su diferencia con el de "daño". Clasificación de las fallas según el momento de su ocurrencia (estructurales, productivas, operativas).
• 22. División de tm en áreas operativas. Protección de tuberías contra sobrecargas de presión.
• 23. Causas y mecanismo de corrosión de tuberías. Factores que contribuyen al desarrollo de la corrosión de los objetos.
• 24. Daños por corrosión en tuberías de oleoductos principales (tm). Variedades de daños por corrosión en tuberías mt. Influencia de los procesos de corrosión en el cambio de las propiedades de los metales.
• 25. Recubrimientos protectores para tuberías. requisitos para ellos.
• 26. Electroquímica. Protección de tuberías contra la corrosión, sus tipos.
• 27. Reparar tuberías a niveles de diseño como forma de mejorar su confiabilidad. Vías de protección de taludes en los alineamientos de cruces submarinos.
• 28. Prevención de la aparición de tuberías. Métodos para fijar tuberías en elevaciones de diseño en secciones inundadas de la ruta.
• 29. Aplicación del sistema de automatización y telemecanización de procesos tecnológicos para asegurar la operación confiable y estable del MT.
• 30. Características del estado técnico de la parte lineal del mt. Defectos ocultos de las tuberías en el momento de la puesta en servicio y sus tipos.
• 31. Fallas de las válvulas de cierre y control mt. Sus causas y consecuencias.
• 32. Fallas de los equipos mecánicos y tecnológicos del PS y sus causas. La naturaleza de las fallas de las bombas principales.
• 33. Análisis de daños en los principales equipos eléctricos de la EP.
• 34. Lo que determina la capacidad portante y la estanqueidad de los tanques. Influencia de defectos latentes, desviaciones del proyecto, modos de operación en la condición técnica y confiabilidad de los tanques.
• 35. Aplicación del sistema de mantenimiento y reparación (TOR) durante la operación del mt. Tareas asignadas al sistema tor. Parámetros diagnosticados al monitorear el estado técnico de los objetos mt.
• 36. Diagnóstico de objetos MT como condición para asegurar su fiabilidad. Control del estado de las paredes de tuberías y accesorios mediante métodos de ensayos destructivos. Pruebas de tuberías.
• 37. Control del estado de las paredes de las tuberías mediante métodos de ensayo no destructivos. Aparato de diagnóstico: autopropulsado y movido por el caudal del líquido bombeado.
• 38. Diagnóstico del estado tensión-deformación de la parte lineal de la tubería.
• 39, 40, 41, 42. Diagnóstico de fugas de fluidos de tuberías. Métodos para el diagnóstico de pequeñas fugas en MNP y MNP.
• 1. visuales
• 2. Método de reducción de presión
• 3. Método de ondas de choque negativas
• 4. Método de comparación de costos
• 5. Método de equilibrio lineal
• 6. Método radiactivo
• 7. Método de emisión acústica
• 8. Método de análisis de gas láser
• 9. Método ultrasónico (sonda)
• 43. Métodos para monitorear el estado de los revestimientos aislantes de las tuberías. Factores que conducen a la destrucción de los revestimientos aislantes.
• 44. Diagnóstico del estado técnico de los tanques. Control visual.
• 45. Determinación de defectos ocultos en el metal y soldaduras del tanque.
• 46. ​​​​Control del estado de corrosión de los tanques.
• 47. Determinación de propiedades mecánicas de metales y uniones soldadas de tanques.
• 48. Control de la forma geométrica y asentamiento de la base del tanque.
• 49. Diagnóstico del estado técnico de las unidades de bombeo.
• 50. Mantenimiento preventivo de MT como forma de mejorar la confiabilidad durante su operación. Estrategias para la reparación.
• 51. El sistema de mantenimiento preventivo (PPR) y su impacto en la confiabilidad y durabilidad de mt. Tipos de reparaciones.
• 52. Lista de medidas incluidas en el sistema de sistemas de tuberías PPR.
• 53. Desventajas del sistema PPR en términos de tiempo de operación y las principales direcciones para su mejora.
• 54. Rehabilitación de la parte lineal del mt, sus principales etapas. Tipos de revisión de oleoductos.
• 55. La secuencia y el contenido del trabajo durante la reparación de la tubería con levantamiento y colocación sobre el lecho en la zanja.
• 56. Accidentes en mt, su clasificación y organización de liquidación de accidentes.
• 57. Causas de accidentes y tipos de defectos en mt.
• 58. Tecnología de emergencia - trabajos de restauración de tuberías.
• 59. Formas de sellar tuberías. Requisitos para los dispositivos de sellado.
• 60. El método de sellar la tubería a través de las "ventanas".

• El grosor de las láminas de las correas superiores, a partir de la cuarta, se verifica a lo largo de la generatriz a lo largo de la escalera del eje a lo largo de la altura de la correa (inferior, central, superior). El grosor de las tres correas inferiores se controla mediante cuatro generadores diametralmente opuestos. El espesor de los ramales colocados sobre las chapas de la primera cinta se mide en la parte inferior, al menos en dos puntos.

  El grosor de las láminas del fondo y del techo se mide en dos direcciones perpendiculares entre sí. El número de medidas en cada hoja debe ser al menos dos. En lugares donde hay destrucción corrosiva de las láminas para techos, se cortan agujeros de 500x500 mm y se miden las secciones de los elementos de las estructuras de soporte. El espesor de las láminas del pantalán y del techo flotante se mide sobre la alfombra, así como sobre los rigidizadores exteriores, interiores y radiales.

  Los resultados de la medición se promedian. Al cambiar el grosor de la hoja en varios puntos, el valor medio aritmético se toma como el valor real. Las mediciones que arrojaron un resultado que difiere de la media aritmética en más de un 10 % se indican adicionalmente. Cuando se mide el espesor de varias láminas dentro de una banda o cualquier otro elemento del tanque, el espesor mínimo medido de una lámina individual se toma como el espesor real.

  Los resultados de la medición se comparan con los espesores máximos permitidos de la pared, el techo, las estructuras de carga, los pontones.

  El desgaste máximo permitido de las láminas del techo y el fondo del tanque no debe exceder el 50%, y los bordes del fondo, el 30% del valor de diseño. Para estructuras de techo de carga (vigas, vigas), el desgaste no debe exceder el 30% del valor de diseño, y para láminas de pontones (techo flotante): 50% en la parte central y 30% para cajas.

  47. Determinación de propiedades mecánicas de metales y uniones soldadas de tanques.

  Para determinar la capacidad de carga real y la idoneidad del tanque para una operación posterior, es muy importante conocer las propiedades mecánicas del metal base y las uniones soldadas.

  Las pruebas mecánicas se llevan a cabo en el caso en que no hay datos sobre la inicial propiedades mecánicas ahs del metal base y de las uniones soldadas, con corrosión importante, con aparición de grietas, así como en todos los demás casos en que se sospeche deterioro de las propiedades mecánicas, fatiga por acción de cargas variables y alternas, sobrecalentamiento, la acción de cargas excesivamente elevadas.

  Las pruebas mecánicas del metal base se llevan a cabo de acuerdo con los requisitos de GOST 1497-73 y GOST 9454-78. Estos incluyen la determinación de la resistencia a la tracción y el límite elástico, el alargamiento y la resistencia al impacto. Durante las pruebas mecánicas de las uniones soldadas (según GOST 6996-66), se realizan la determinación de la resistencia a la tracción, las pruebas de flexión estática y la resistencia al impacto.

  En los casos en que se requiera determinar las causas del deterioro de las propiedades mecánicas del metal y las uniones soldadas, la aparición de grietas en diversos elementos del tanque, así como la naturaleza y tamaño de los daños por corrosión en el interior del metal, metalográficos. se realizan estudios.

  Para los ensayos mecánicos y estudios metalográficos se corta un metal base de 300 mm de diámetro en uno de los cuatro cordones inferiores de la pared del tanque.

  En el proceso de estudios metalográficos, se determinan la composición de fases y tamaños de grano, la naturaleza del tratamiento térmico, la presencia de inclusiones no metálicas y la naturaleza del daño por corrosión (la presencia de corrosión intercristalina).

  Si el pasaporte del depósito no contiene datos sobre el grado de metal del que está hecho, recurra al análisis químico. Para determinar la composición química del metal, se utilizan muestras cortadas para pruebas mecánicas.

  Las propiedades mecánicas y la composición química del metal base y las uniones soldadas deben cumplir con las instrucciones de diseño, así como con los requisitos de las normas y especificaciones.

La evaluación del estado de corrosión de la tubería, ubicada en el campo eléctrico de la línea de transmisión de energía, se realiza de acuerdo a la diferencia de potencial entre la tubería y la tierra y la magnitud de la corriente en la tubería.
Lok-esquema de una evaluación compleja de la condición técnica de LP MG. En el futuro, la evaluación del estado de corrosión de LP MG debería convertirse en una parte integral de una evaluación integral de la condición técnica de LP MG.
Esquema de la aparición y distribución de los vagabundos. Al evaluar el estado de corrosión de un gasoducto, es importante conocer tanto el promedio como el valores máximos diferencia de potencial.
Los instrumentos de evaluación de la corrosión deben incluir sensores, un sistema de registro y fuentes de energía apropiadas. Cuando se utilizan métodos magnéticos y electromagnéticos, es posible utilizar varios sistemas de magnetización. El problema de escaneo se resuelve con una pequeña cantidad de sensores que se mueven a lo largo de una línea helicoidal dentro de la tubería, o con una gran cantidad de sensores que se mueven en traslación junto con el sistema de magnetización y ubicados a lo largo del perímetro del dispositivo. En este caso, lo más conveniente es utilizar una disposición de sensores escalonados de dos anillos para eliminar posibles defectos en la tubería. Los instrumentos Linealog fabricados en los EE. UU. constan de tres secciones conectadas por bisagras. En la primera sección hay fuentes de alimentación y collares de sellado, en la segunda, un electroimán con un sistema de casetes para sensores, en la tercera, componentes electrónicos y un dispositivo de grabación, Se utilizan para inspecciones de tuberías.
Las perforaciones para evaluar el estado de corrosión de la tubería deben realizarse con una apertura completa de la tubería y la posibilidad de inspeccionar su generatriz inferior. La longitud de la parte expuesta de la tubería debe ser al menos tres de sus diámetros.
Manera efectiva la evaluación del estado de corrosión del equipo (en las etapas de su diseño, operación, renovación) es el monitoreo de la corrosión, un sistema para observar y predecir el estado de corrosión de un objeto para obtener información oportuna sobre sus posibles fallas por corrosión.
En mesa. 6 ofrece una evaluación del estado corrosivo real de los sistemas de agua caliente de tuberías negras en varias ciudades. Además, a modo de comparación, se proporcionan los índices calculados de saturación de agua a 60 C, datos sobre el contenido de oxígeno disuelto en agua, dióxido de carbono libre y una evaluación de la actividad de corrosión.
Distribución de áreas de velocidad de movimiento del flujo agua-gas-petróleo para tuberías de varios diámetros. Las inspecciones de corrosión de las sartas de revestimiento se realizan para evaluar su estado de corrosión (tanto en términos de profundidad como de área del campo), determinar los parámetros de protección electroquímica, identificar las causas de fuga de las sartas de revestimiento durante la operación y controlar la seguridad.
Basado en el análisis de los datos anteriores sobre la evaluación del estado de corrosión y la confiabilidad del equipo y TP OOGCF, los resultados de la detección de fallas en línea y externas, pruebas mecánicas de corrosión a gran escala y de laboratorio, estudios metalográficos de plantillas y muestras , los resultados de los diagnósticos técnicos de estructuras, además de tener en cuenta los documentos técnicos y reglamentarios (NTD) vigentes, se ha desarrollado una técnica para diagnosticar equipos y equipos de proceso para campos de petróleo y gas que contienen sulfuro de hidrógeno.
En nuestro país y en el exterior se están desarrollando métodos e instrumentos para evaluar el estado de corrosión de una tubería sin abrirla. Los métodos más prometedores se basan en el paso de un dispositivo especialmente equipado a través de la tubería, que repara los centros de daños por corrosión en la pared de la tubería desde el interior y el exterior. La literatura proporciona datos sobre métodos para monitorear la condición de las tuberías. La atención principal se presta a los métodos magnéticos y electromagnéticos, mientras que se da preferencia a los últimos. Los métodos ultrasónicos y radiográficos también se describen brevemente aquí.
Modelos que no están descritos por ninguna ecuación matemática y se presentan como un conjunto de coeficientes tabulares o nomogramas recomendados para evaluar el estado de corrosión de los metales.

Para evaluar el estado del revestimiento de la tubería durante el funcionamiento, es recomendable utilizar la resistencia de transición de la tubería aislada, los parámetros que caracterizan la permeabilidad del material de revestimiento y la cantidad de antioxidante (para composiciones estabilizadas) que queda en el revestimiento. . Para evaluar el estado de corrosión de la pared de la tubería, se deben utilizar los datos de las mediciones de las pérdidas por corrosión del metal debajo del revestimiento o en los lugares de su defecto, así como el tamaño y la posición relativa de las lesiones por corrosión en la pared de la tubería. Al segundo: corrosión local (cavidades, picaduras, manchas), individual (con una distancia entre los bordes más cercanos de las lesiones adyacentes de más de 15 cm), grupo (con una distancia entre los bordes más cercanos de las lesiones adyacentes de 15 a 0,5 cm ) y lesiones extendidas (con una distancia entre los bordes más cercanos de las lesiones vecinas de menos de 0,5 cm). Las lesiones de corrosión únicas no conducen a fallas en las tuberías.
Para evaluar el estado del revestimiento aislante en la tubería durante la operación, es necesario utilizar los valores de la resistencia de transición de la tubería, los parámetros que caracterizan la permeabilidad del material de revestimiento y la cantidad de antioxidante (para composiciones estabilizadas) restante en el aislamiento. Para evaluar el estado de corrosión de la pared de la tubería, es necesario utilizar datos de mediciones de pérdidas por corrosión del metal debajo del revestimiento o en lugares de su defecto, así como el tamaño y las posiciones relativas de las lesiones por corrosión en la pared de la tubería.
Al evaluar el estado de corrosión de la tubería, se determinan los tipos de corrosión, el grado de daño por corrosión en la pared exterior de las tuberías con una característica generalizada de las secciones, se estiman las tasas de corrosión máxima y promedio, y el estado de corrosión de la sección está prevista para 3-5 años.
En mesa. 9.12 proporciona una evaluación del estado de corrosión de la tubería con un conjunto completo de factores que influyen y las recomendaciones correspondientes.
En la práctica, para cuantificar la resistencia a la corrosión de los metales, puede utilizar cualquier propiedad o característica del metal que cambie significativa y naturalmente durante la corrosión. Así, en los sistemas de abastecimiento de agua, una evaluación del estado de corrosión de las tuberías puede estar dada por el cambio en el tiempo de la resistencia hidráulica del sistema o de sus secciones.
Para encontrar la posibilidad de reducir las pérdidas de metal por corrosión y reducir las pérdidas directas e indirectas significativas por corrosión, es necesario evaluar el estado corrosivo de los aparatos y comunicaciones de los sistemas químico-tecnológicos. En este caso, es necesario realizar tanto una evaluación del estado de corrosión del sistema químico-tecnológico como una predicción del posible desarrollo de la corrosión y el efecto de este proceso en el rendimiento de los aparatos y comunicaciones de los sistemas químico-tecnológicos. .
El procedimiento de medición se da en la sección II. El volumen y el complejo de mediciones requeridas para evaluar el estado de corrosión de una estructura están previstos por instrucciones departamentales aprobadas en la forma prescrita.
La complejidad y originalidad del proceso de corrosión de las estructuras metálicas y de hormigón armado subterráneas se deben a las especiales condiciones del medio subterráneo, donde interactúan la atmósfera, la biosfera y la hidrosfera. En este sentido, se presta especial atención al desarrollo y creación de equipos y sistemas para la evaluación del estado de corrosión de objetos ubicados bajo tierra. Tal evaluación puede llevarse a cabo sobre la base de medir el potencial promediado en el tiempo de una estructura metálica en relación con el suelo. Para determinar el valor promedio del potencial, se han desarrollado dispositivos: integradores de corrientes parásitas. Son fáciles de fabricar, no requieren fuentes de alimentación especiales y su funcionamiento es fiable. El uso de estos dispositivos brinda información sobre la naturaleza de la distribución espacial de las zonas anódica, catódica y alterna para la elección del lugar de conexión de los medios de protección electroquímica y la contabilidad integral de su eficiencia de operación. Esta información se puede utilizar tanto en el proceso de diseño, construcción e instalación de nuevos equipos, como durante la operación. Es posible implementar medidas planificadas para garantizar la alta confiabilidad de las estructuras metálicas y de hormigón armado en operación a largo plazo.
La evaluación del riesgo de corrosión de las tuberías subterráneas de acero causada por la influencia de los vehículos eléctricos que funcionan con corriente alterna debe hacerse sobre la base de los resultados de las mediciones de la diferencia de potencial entre la tubería y el medio ambiente. El procedimiento de medición se da en la sección II. El volumen y el complejo de mediciones necesarias para evaluar el estado de corrosión de la tubería están determinados por instrucciones departamentales aprobadas en la forma prescrita.
El control de modo se lleva a cabo sobre la base de los resultados de los análisis de muestras de agua y vapor, lecturas de pH del agua de alimentación y de la caldera, determinaciones periódicas de la composición cuantitativa y cualitativa de los depósitos, así como una evaluación del estado del metal de la caldera. en términos de corrosión. El personal operativo controla especialmente dos indicadores principales del régimen: la dosis de Compleson (por la disminución del nivel en el tanque de medición de la solución de trabajo 7, recalculada para el consumo agua de alimentación) y pH del agua de caldera del compartimento limpio. El corte de muestras representativas de tuberías de la superficie de calentamiento, el análisis cualitativo y cuantitativo de los depósitos, la evaluación del estado de corrosión del metal en comparación con su estado inicial en los primeros 1 a 2 años de elaboración del régimen se realizan cada 5 a 7 mil horas de funcionamiento.
Por lo tanto, hay casos en los que, debido a la determinación inexacta de la ubicación de los defectos de corrosión en la superficie y en el interior de la tubería, debido al reaseguro, se permite el reemplazo injustificado de la tubería en áreas significativas, lo que conduce a un gran gasto excesivo de fondos públicos. Por lo tanto, se requiere una evaluación confiable del estado de corrosión de las tuberías y una reparación oportuna y correcta en base a los datos obtenidos. Para ello, en nuestro país se han desarrollado, diseñado y ensayado detectores de fallas para evaluar el estado de corrosión de las tuberías sin necesidad de abrirlas desde la zanja.