Evaluarea stării de coroziune a rețelelor de încălzire. Reguli pentru diagnosticarea stării de coroziune a obiectelor metalice și a sistemelor de protecție electrochimică

-- [ Pagina 1 ] --

UDC 622.691.4.620.193 / .197

Ca manuscris

Askarov German R.

EVALUAREA INFLUENȚEI INSTABILULUI

REGIM DE TEMPERATURĂ PE COROSIV

STAREA TEVILOR DE GAZ DE DIAMETRU MARE

Specialitatea 25.00.19 Constructia si exploatarea conductelor de petrol si gaze, baze si spatii de depozitare lucrare pentru gradul de candidat in stiinte tehnice

consilier științific Doctor în științe tehnice, profesor Harris Nina Aleksandrovna Ufa

INTRODUCERE ………………………………………………………………………………… 1. Idei moderne despre efectul temperaturii asupra stării de coroziune a unei conducte de gaz …………… ……………………………………………. 1.1 o scurtă descriere a procesele de coroziune în transportul prin conducte ……………………………………………………………………. 1.1.1 Defecte tipice de coroziune pe o țeavă de oțel …………………. 1.2 Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator ………………… .. 1.3 Agresivitatea corozivă a solurilor ………………………………………… ... Motive pentru formarea elementelor corozive pe suprafața exterioară 1. a conductei de gaz ……… ………………………………………………………………. 1.4.1 Condiții de formare a elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz ………………………………………………………. 1.4.2 Modificarea rezistenței electrice a solului adiacent conductei atunci când umiditatea se deplasează într-un strat de sol coroziv... 1.5 Influența fluctuațiilor de temperatură și temperatură asupra stării de coroziune a conductei de gaz ……………………………………………………………………. 1.6 Diagnosticarea conductelor de gaze folosind carcase inline…. 1.7 Modele de predicție a proceselor de coroziune …………………… Concluzii la capitolul 1 Evaluarea efectului de impuls al umidității și temperaturii asupra 2.

corozivitatea solurilor din jurul gazoductului ................................ 2.1 Modelarea fizică și selectarea parametrilor de control ............. ........ 2.2 Scurta descriere montaj experimental ………………………… ... 2.3 Rezultatele experimentale și efectul creșterii activității corozive a solurilor sub expunere la temperatură pulsată ………………………… 2.4 Studiul efectului frecvenței a fluctuațiilor de temperatură și a parametrilor termici pe solurile cu activitate corozivă ……………………………… Viteza de coroziune față de temperatura medie la 2.

Schimb instabil de căldură ……………………………………………………. Concluzii la capitolul 2 …………………………………………………………………. 3. Predicția stării de coroziune a unei conducte de gaz pe baza datelor de detectare a defectelor în linie ……………………………………………………… 3.1 Criterii de evaluare a pericolului de coroziune ……… ……………………………………………………………………………………………………………………… ……………… 3.2 Analiza stării de coroziune a secțiunii conductei de gaz conform datelor de detectare a defectelor în linie ……………………………………………………… 3.2.1 Caracteristicile secțiunii conductei de gaz … ………………………………………… … 3.2.2 Analiza rezultatelor VTD ……………………………………………………. 3.3 Formarea și viteza de dezvoltare a centrelor de coroziune pe conductele cu izolație cu peliculă …………………………………………. 3.4 Predicția coroziunii a defectiunii țevilor cu diametru mare ……………. Concluzii la capitolul 3 …………………………………………………………………. 4. Elaborarea unei metode de clasificare a tronsoanelor de gazoduct în funcție de gradul de pericol pentru scoaterea în reparație ……………………………………… .. 4.1. Metodologia de clasificare a tronsoanelor de gazoducte în funcție de gradul de pericol ... 4.1.1 VTD gazoductelor la clasarea în funcție de gradul de pericol .................... . ………………. 4.2 Diagnosticare cuprinzătoare a acoperirii izolatoare și a instalațiilor ECP ……… 4.2.1 Factori de pericol de deteriorare prin coroziune a conductelor ………. 4.2.2 Un exemplu de calcul al unui indicator complex de corozivitate… .. 4.3 Luând în considerare fluctuațiile de temperatură pe conductele de gaze cu diametru mare… ..… .. 4.4 Indicator integral total ………………………………… ………. 4.4.1 Un exemplu de calcul al indicatorului integral total …………………. 4.5 Eficiența dezvoltării …………………………………………………………

INTRODUCERE

Relevanţă lucrări Lungimea totală a operate în sistemul OAO „Gazprom”

conductele subterane de gaze sunt de aproximativ 164,7 mii km.

În prezent, principalul material structural pentru construcția conductelor de gaz este oțelul, care are proprietăți bune de rezistență, dar rezistență scăzută la coroziune în mediu - sol, care, în prezența umidității în spațiul porilor, este un mediu coroziv.

După 30 sau mai mulți ani de funcționare a conductelor principale de gaz, stratul izolator îmbătrânește și încetează să mai îndeplinească funcții de protecție, drept urmare starea de coroziune a conductelor de gaz subterane se deteriorează semnificativ.

Pentru a determina starea de coroziune a conductelor de gaz principale, se utilizează în prezent detectarea defectelor în linie (IND), care determină cu suficientă precizie locația și natura daunelor provocate de coroziune, ceea ce face posibilă urmărirea și prezicerea formării și dezvoltării acestora.

Prezența apei subterane (electrolitul solului) joacă un rol semnificativ în desfășurarea proceselor de coroziune și trebuie remarcat faptul că viteza de coroziune crește într-o măsură mai mare nu în solul udat constant sau uscat, ci în solul cu umiditate periodică.

o modificare de impuls a temperaturii conductei de gaz și fluctuații ale umidității într-un strat de sol coroziv. Cu toate acestea, nu au fost determinați parametrii cantitativi ai efectului temperaturii pulsate asupra activării proceselor de coroziune.

așezarea conductelor principale de gaze sub expunere la căldură pulsată și prognoza stării de coroziune a conductelor sunt relevante pentru industria transportului de gaze.

Dezvoltarea și îmbunătățirea metodelor de determinare a stării de coroziune a secțiunilor principalelor conducte de gaz pentru retragerea lor în timp util pentru reparații.

Principalul sarcini:

1 Determinarea modificărilor rezistenței electrice specifice a solului din jurul conductei principale de gaz și analiza caracteristicilor proceselor de coroziune în transportul prin conducte.

2 Investigarea în condiții de laborator a influenței efectului termic pulsat al gazului pompat și al umidității asupra corozivității solului din jurul conductei subterane de gaz.

3 Investigarea formării și dezvoltării defectelor de coroziune pe conducta principală de gaz și prognozarea stării de coroziune a acesteia conform datelor de detectare a defectelor în linie.

Elaborarea unei metodologii de clasificare a secțiunilor principalelor conducte de gaze pe baza unei prognoze a stării de coroziune a acestora pentru scoaterea în vederea reparației.

Noutate științifică 1 S-a determinat modificarea și s-au trasat diagrame ale rezistenței electrice specifice a solului în funcție de conținutul de umiditate de-a lungul perimetrului unei conducte de gaze subterane de diametru mare.

2 Faptul activării proceselor de coroziune cu o modificare pulsată a temperaturii gazului pompat în comparație cu un efect de temperatură stabil a fost dovedit experimental și intervalul de temperatură în care se dezvoltă viteza maximă de coroziune sub un efect de temperatură instabil (pulsat). a fost determinat.

3 A fost determinată o relație funcțională pentru prezicerea formării și dezvoltării defectelor de coroziune pe conductele principale de gaz.

Valoare practică Pe baza studiilor efectuate, a fost elaborat standardul întreprinderii RD 3-M-00154358-39-821-08 „Metodologie de clasificare a conductelor de gaze ale Gazprom transgaz Ufa” pe baza rezultatelor detectării defecțiunilor în linie pentru preluarea acestora la reparare. .noduri pentru a determina succesiunea retragerii lor pentru reparare.

Metode de cercetare Problemele puse în lucrare au fost rezolvate folosind teoria similarității prin modelarea condițiilor de transfer de căldură și masă a unei conducte de gaz subterane cu solul înconjurător.

Rezultatele lucrărilor de diagnostic au fost prelucrate folosind metoda celor mai mici pătrate cu analiză de corelație. Calculele au fost efectuate folosind pachetul software StatGrapfics Plus 5.1.

Sunt aduși în apărare:

rezultatele studiilor privind modificările rezistenței electrice specifice a solului în funcție de conținutul de umiditate de-a lungul perimetrului conductei principale de gaz;

rezultatele studiilor de laborator ale efectelor termice pulsate asupra activării proceselor de coroziune pe o conductă de oțel;

- o metodă de ierarhizare a tronsoanelor principale ale conductelor de gaz pentru a le scoate pentru reparații.

Principalele rezultate lucrare de disertație publicată în 30 de lucrări științifice, dintre care patru articole în reviste științifice de top, evaluate de colegi, recomandate de Comisia Superioară de Atestare a Ministerului Educației și Științei din Federația Rusă.

Structura și domeniul de activitate Lucrarea de disertație constă dintr-o introducere, patru capitole, concluzii principale, aplicații, lista bibliografica literatura folosită, inclusiv 141 de titluri, este prezentată pe 146 de pagini de text dactilografiat, conține 29 de figuri și 28 de tabele.

Aprobarea lucrării Principalele materiale ale disertației au fost prezentate la:

Consiliul științific și tehnic al SA „Gazprom” „Dezvoltarea și implementarea tehnologiilor, echipamentelor și materialelor pentru repararea straturilor izolatoare și a secțiunilor defecte ale țevilor, inclusiv defectele SCC, pe principalele conducte de gaze ale SA „Gazprom”, Ukhta, 2003 ;

- conferința științifică și tehnică a tinerilor specialiști ai SA „Gazprom”

„Noile tehnologii în dezvoltarea industriei gazelor”, Samara, 2003;

Conferința științifico-practică „Probleme și metode de asigurare a fiabilității și siguranței obiectelor de transport prin conductă a materiilor prime hidrocarburi”, Întreprinderea Unitară de Stat IPTER, Ufa, 2004;

conferința internațională științifică și tehnică sinergetică II”, USNTU, Ufa, 2004;

a II-a conferință științifică și tehnică internațională „Lecturi Novoselovskie”, USPTU, Ufa, 2004;

Conferința științifică și tehnică a tinerilor lideri și specialiști din industrie în condiții moderne”, Samara, 2005;

Transport prin conducte”, USPTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;

Conferința științifico-practică a tinerilor oameni de știință și specialiști ai OJSC Gazprom „Potențialul inovator al tinerilor oameni de știință și specialiști ai OJSC Gazprom”, Moscova, 2006;

Conferințe pentru cea mai bună dezvoltare științifică și tehnică a tinerilor cu privire la problemele complexului de combustibil și energie „TEK-2006”, Moscova, 2006;

- conferințe ale Asociației Internaționale pentru Combustibil și Energie (MTEA), Moscova, 2006.

conferință internațională științifică-practică a problemei complexului de petrol și gaze din Kazahstan ", Aktau, 2011.

Starea de coroziune a conductei de gaz a fost dezvoltată în studii teoretice și experimentale ale oamenilor de știință care sunt direct implicați în problemele transportului prin conducte: A.B. Einbinder, 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, M.I. Koroleva, G.E. Korobkova, V.V.

Kuznetsova, F.M. Mustafina, N.Kh. Khallyeva, V.V. Harionovsky și alții.

Astfel, coroziunea subterană a metalelor este unul dintre cele mai complexe tipuri de coroziune electrochimică și biologică.

Conform documentelor de reglementare, există diverși indicatori pentru evaluarea coroziunii metalelor (pierderea de masă metalică pt anumit timp, scăderea grosimii peretelui conductei, rata de creștere a cochiliei etc.). Aceste valori sunt indicatori ai rezistenței metalelor la coroziune în anumite tipuri de sol.

1.1.1 Defecte tipice de coroziune pe o țeavă de oțel Lucrarea ia în considerare defectele de coroziune detectate prin funcționarea termică la temperatură înaltă și particularitățile manifestării lor asociate cu starea stratului izolator.

Experiența operațională arată că daune sub formă de gropi extinse de închidere (coroziune generală) se dezvoltă în zonele de exfoliere a izolației film, care sunt în modul de umectare periodică cu apa subterană.

Protecția catodică a zonelor de decojire ale izolației filmului este împiedicată, pe de o parte, de un ecran dielectric sub formă de peliculă de polietilenă și, pe de altă parte, de parametrii electroliți instabili care împiedică trecerea curentului de polarizare catodic. prin golul în zona de nucleare și dezvoltarea coloniilor de ulcere sau fisuri. Ca rezultat, dezvoltarea coroziunii subfilm este destul de des observată sub forma unui lanț de cavități de închidere, a cărui geometrie repetă traseul de avans al electrolitului sub izolație.

Este cunoscut faptul că izolația bitum-cauciuc, după 10-15 ani de funcționare în soluri udate, își pierde aderența la suprafața metalică.

Cu toate acestea, coroziunea sub izolația bituminoasă în multe cazuri nu se dezvoltă. Se dezvoltă numai în cazurile în care protecția catodică nu funcționează bine sau este absentă. Efectul de protecție este obținut datorită formării conductivității ionice transversale a izolației de bitum în timpul funcționării pe termen lung a conductei de gaz. Dovada directă a acestui lucru este schimbarea pH-ului electrolitului din sol sub stratul de bitum la 10-12 unități ca urmare a reacției cu depolarizarea oxigenului.

Un loc semnificativ în numărul deteriorărilor îl ocupă coroziunea localizată sub formă de gropi, sub formă de cavități separate, care ajunge la 23-40% din numărul total de avarii. Se poate argumenta că, toate celelalte lucruri fiind egale, adâncimea daunelor locale de coroziune estimează integral eficiența protecției catodice în defectele de izolație.

1.2 Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator Principala cerință pentru acoperirile de protecție este fiabilitatea protecției conductelor împotriva coroziunii pe toată durata de viață.

Materialele izolante utilizate pe scară largă pot fi împărțite condiționat în două grupuri mari:

Polimer, inclusiv benzi izolatoare, materiale din polietilenă extrudată și pulverizată, epoxidice și poliuretanică;

- mastice bituminoase cu materiale de ambalare, acoperiri de mastice combinate.

Benzile izolatoare polimerice au fost utilizate pe scară largă pentru a izola conductele în timpul construcției și reparației lor, încă din anii 60 ai secolului trecut. Potrivit 74% din toate conductele construite sunt izolate cu benzi polimerice. Acoperirile cu bandă izolatoare polimerice sunt sisteme multistrat constând dintr-un film de bază, un strat adeziv și un strat de grund adeziv (grund). Aceste materiale de protecție sunt doar o barieră de difuzie care împiedică pătrunderea mediilor corozive pe suprafața metalică a conductei și, prin urmare, durata lor de viață este limitată.

În plus, dezavantajele acoperirilor de film sunt:

- instabilitatea aderenței;

- fragilitatea stratului de acoperire;

- cost relativ ridicat.

Instabilitatea aderenței și, în consecință, fragilitatea stratului de acoperire este asociată cu grosimea nesemnificativă a stratului adeziv.

Baza adezivă a materialelor film lipicioase este o soluție de cauciuc butilic în solvenți organici cu anumiți aditivi. În acest sens, îmbătrânirea stratului adeziv are loc mult mai rapid decât baza polimerică.

Odată cu o scădere a performanței izolației la 50% din valorile inițiale, eficiența acoperirii ca barieră anticorozivă scade brusc.

Rezultatele cercetării arată că 73% din toate defecțiunile de pe conductele principale de gaz din Canada sunt cauzate de coroziunea sub tensiune sub folie de plastic. S-a stabilit că sub acoperirile de polietilenă cu un singur strat se formează de cinci ori mai multe fisuri de coroziune sub tensiune decât sub acoperirile bituminoase. Sub acoperiri de peliculă cu două straturi, numărul de colonii de fisuri de coroziune sub tensiune pe metru de țeavă este de nouă ori mai mare decât în ​​cazul acoperirilor pe bază de bitum.

Durata de viață a benzilor izolatoare polimerice este de 7-15 ani.

Limitarea și, în unele cazuri, excluderea utilizării benzilor izolatoare polimerice în conformitate cu GOST R 51164 este asociată cu durata de viață scurtă a acestora.

Pe baza experienței de reizolare a conductelor principale de gaz, s-a constatat că în zonele cu acoperiri izolatoare din fabrică, defecte SCC și coroziune nu au fost relevate.

Luarea în considerare a caracteristicilor de performanță ale celor mai utilizate acoperiri anticorozive ne permite să concluzionam că acestea nu au proprietăți care să îndeplinească pe deplin cerințele pentru materialele izolante care protejează conducta de coroziunea solului:

- aderenta la metale;

- Putere mecanică;

Rezistență chimică la agenți corozivi - oxigen, soluții apoase de săruri, acizi și baze etc.

Parametrii menționați determină capacitatea materialului anticoroziv de a rezista coroziunii și coroziunii prin presiune a conductelor de gaz.

Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator pe conductele de gaz, cu un strat izolator de peliculă de aplicare a rutei, are loc dintr-o varietate de motive care afectează calitatea proprietăților de protecție atât independent unele de altele, cât și într-un complex. Luați în considerare motivele impactului asupra stratului izolator al filmului.

Presiunea verticală a solului pe conducta de gaz.

Datorită faptului că presiunea solului este distribuită neuniform de-a lungul perimetrului conductei, cele mai problematice zone de delaminare și formarea de ondulații ale stratului izolator cad în pozițiile 3-5 și 7-9. cursul gazului, cu o defalcare condiționată a perimetrului conductei în sectoare (generatoarea superioară este ora 0, cea de jos la ora 6). Acest lucru se datorează faptului că învelișul izolator al jumătății superioare a țevii este supus la cea mai mare și relativ uniformă presiune a solului, ceea ce întinde stratul de film și previne formarea de ondulații și delaminare în această zonă. În jumătatea inferioară a țevii, imaginea este diferită: la o poziție de aproximativ 6 ore, țeava se sprijină pe fundul șanțului, din cauza căreia probabilitatea de ondulare este neglijabilă. La poziția orelor 3-5, presiunea solului este minimă, deoarece conducta din acest loc intră în contact cu solul umplut de la marginea șanțului (vezi Figura 1.1). Astfel, în regiunea de 3-5 ore de-a lungul perimetrului conductei, are loc o deplasare-deplasare a acoperirii filmului cu formarea de ondulații. Această zonă poate fi considerată cea mai predispusă la apariția și dezvoltarea proceselor de coroziune.

Expansiunea liniară a materialelor de împerechere.

Unul dintre motivele formării ondulațiilor pe stratul izolator al filmului este coeficientul diferit de expansiune liniară a materialelor, a benzii de film și a țevii de metal.

Să analizăm modul în care efectul temperaturii asupra țevii de metal și a benzii de film diferă în secțiunile „fierbinte” ale unei conducte de gaz cu diametru mare (ieșirea conductei de gaz din stația de compresor).

Figura 1.1 - Diagrama aspectului ondulațiilor pe o peliculă izolatoare 1 - conductă de gaz; 2 - locul formării probabile a ondulațiilor; 3 - zona de susținere a conductei Valorile temperaturii la metalul conductei și izolarea filmului în timpul aplicării pot fi luate egale cu temperatura ambiantă, iar în timpul funcționării - egale cu temperatura gazului din conducta de gaz.

Conform datelor, creșterea lungimii tablei de oțel și a izolației film de-a lungul perimetrului unei țevi cu diametrul de 1420 mm atunci când temperatura se schimbă de la 20 la C (temperatura gazului), respectiv, va fi de 1,6 mm și, respectiv, 25,1. mm.

Astfel, în zonele „fierbinte”, izolația filmului poate fi prelungită cu zeci de milimetri mai mult decât tabla de oțel, creând conditii reale pentru formarea delaminării cu formarea ondulațiilor, în special în direcțiile de cea mai mică rezistență la pozițiile 3-5 și 7-9 ale perimetrului unei conducte de gaz de diametru mare.

Aplicare slabă a grundului pe conductă.

Calitatea aderenței stratului izolator determină durata de viață a acestuia.

Agitarea insuficientă a bitumului într-un solvent în timpul preparării grundului sau depozitării într-un recipient contaminat duce la îngroșarea grundului și, prin urmare, se aplică pe conductă în mod neuniform sau cu pete.

În condiții de traseu, atunci când pe suprafața umedă a țevilor sunt aplicate diferite tipuri de grunduri și pe vreme cu vânt, în stratul de grund se pot forma bule de aer, care reduc aderența grundului la metal.

Aplicarea insuficientă sau neuniformă a grundului pe țeavă, prosoape de prelate înclinate, murdărie grea și uzură pot duce la goluri în stratul de grund.

În plus, există un dezavantaj semnificativ în tehnologia de aplicare a acoperirilor izolatoare cu role. În lucrările de izolare, intervalul de timp dintre aplicarea grundului pe țeavă și înfășurarea benzii de polietilenă este insuficient pentru ca solventul prezent în grund să se evapore.

Filmul de polietilenă cu permeabilitate scăzută previne evaporarea solventului, iar sub acesta apar numeroase umflături, care rup legătura adezivă dintre straturile de acoperire.

În general, factorii enumerați reduc semnificativ calitatea stratului izolator și conduc la o reducere a duratei de viață a acestuia.

1.3. Corozivitatea solurilor Atunci când o acoperire izolatoare își pierde proprietățile protectoare, unul dintre principalele motive pentru apariția și dezvoltarea coroziunii și coroziunii la stres este agresivitatea coroziva a solurilor.

Coroziunea metalelor din sol este influențată direct sau indirect de mulți factori: compoziția chimică și mineralogică, distribuția dimensiunii particulelor, umiditatea, permeabilitatea aerului, conținutul de gaze, compoziție chimică soluții de pori, pH și eH al mediului, cantitatea de materie organică, compoziția microbiologică, conductibilitatea electrică a solurilor, temperatura, starea înghețată sau dezghețată. Toți acești factori pot acționa atât separat, cât și simultan într-un anumit loc. Unul și același factor în diferite combinații cu alții poate în unele cazuri să accelereze și în alte cazuri să încetinească viteza de coroziune a metalului. Prin urmare, este imposibil să se evalueze corozivitatea mediului în funcție de un singur factor.

Există multe metode de evaluare a agresivității solului. Setul de parametrii caracteristici determinați în evaluare generală agresivitatea solului include caracteristici precum rezistența electrică (a se vedea tabelul 1.1).

Tabelul 1.1 - Proprietățile corozive ale solurilor se apreciază prin valoarea rezistenței electrice specifice a solului în Ohm · m În funcție de solul specific, Ohm · m, rezistența solului nu este ca indicator al activității sale corozive, ci ca un semn care marchează zonele în care poate avea loc o coroziune intensă.” O rezistență ohmică scăzută indică doar posibilitatea de coroziune. Rezistența ohmică ridicată a solurilor este un semn de corozivitate slabă a solurilor numai în medii neutre și alcaline. În solurile acide cu o valoare scăzută a pH-ului, coroziunea activă este posibilă, dar compușii acizi sunt adesea insuficienti pentru a scădea rezistența ohmică. Ca o completare la metodele de mai sus pentru studierea coroziunii solului, autorii propun o analiză chimică a extractelor de apă, care determină destul de precis gradul de salinitate a solului.

Cei mai importanți factori ai corozivității solului sunt structura acestuia (vezi tabelul 1.2) și capacitatea acestuia de a trece apa și aerul, umiditatea, pH-ul și aciditatea, potențialul redox (eH), compoziția și concentrația sărurilor prezente în sol. În acest caz, un rol important este atribuit nu numai anionilor (Сl-; SO 2; NO 3 etc.), ci și cationilor, care contribuie la formarea peliculelor de protecție și a conductivității electrice a solului.

Spre deosebire de electroliții lichizi, solurile au o structură eterogenă atât la microscală (microstructura solului), cât și la nivel macroscală (alternarea lentilelor și a straturilor de roci cu diferite litologice și Tabel 1.2 - Activitatea de coroziune a solurilor în funcție de tipul lor). proprietăți fizico-chimice). Lichidele și gazele din sol au capacități de mișcare limitate, ceea ce complică mecanismul de alimentare cu oxigen pe suprafața metalului și afectează rata procesului de coroziune, iar oxigenul, așa cum se știe, este principalul stimulator al coroziunii metalului.

Tabelul 1.3 oferă date despre corozivitatea solurilor în funcție de pH și conținutul de elemente chimice.

SeverNIPIgaz a efectuat investigaţii în legătură cu accidentele, au fost analizate date privind accidentele pentru anii 1995-2004. (39 accidente), a fost investigată compoziția chimică a solului și a electrolitului de pământ. Distribuția accidentelor datorate SCC pe tipuri de sol lărgite este prezentată în Figura 1.2.

Tabel 1.3 - Activitatea de coroziune a solurilor în funcție de pH și conținutul de elemente chimice După cum se poate observa din Figura 1.2, cele mai multe accidente (61,5%) s-au produs în zonele cu soluri grele refractare, cu atât mai puțin numărul acestora (30%) - în soluri mai ușoare. iar în nisipuri și soluri mlăștinoase apar numai accidente izolate. Prin urmare, pentru a reduce numărul de accidente din cauza SCC, este necesar să se controleze compoziția solului, ceea ce se poate face în faza de proiectare a unei noi ramuri a conductei de gaz. Aceasta arată, de asemenea, necesitatea cercetării solului în analiza și selecția siturilor pentru construcție și reconstrucție.

Figura 1.2 - Distribuția accidentelor datorate SCC pentru 1995 - 2004 în funcție de umiditatea solului mare rolîn cursul proceselor de coroziune. La umiditate scăzută, rezistența electrică a solului este mare, ceea ce duce la scăderea valorii curentului de coroziune care curge. La umiditate ridicată, rezistența electrică a solului scade, dar difuzia oxigenului pe suprafața metalului este foarte dificilă, drept urmare procesul de coroziune încetinește. Există opinia că coroziunea maximă se observă la o umiditate de 15-20%, 10-30%.

1.4 Motivele formării de elemente macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz.

1.4.1 Condiții de formare a elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz Distrugerea corozivă a metalului are loc pe suprafața exterioară a conductei de gaz în locurile în care stratul de izolație este deteriorat, în ciuda prezenței protecției catodice a conductei de gaz. conducta de gaz. Adesea aceste fenomene se observă la tronsoanele inițiale ale conductelor de gaze (10-20 km după părăsirea stației de compresoare), cu teren accidentat, limitat la râpe, rigole, locuri cu umiditate periodică.

Analiza și generalizarea a numeroase materiale arată că activarea proceselor de coroziune este influențată de comportamentul apelor subterane sub efectul termic al conductei de gaz, care se intensifică pe măsură ce influența combinată (sau coincidența) a cel puțin trei factori:

- modificarea impulsului de temperatură a conductei de gaz;

- încălcări ale stratului izolator al conductei de gaz;

- diametru mare al conductei.

1. Diferența fundamentală dintre secțiunea inițială și cea finală (în absența sau stabilitatea evacuarilor de gaze de-a lungul traseului) este că tocmai la secțiunea inițială a conductei de gaz se resimt cel mai mult fluctuațiile sau modificările impulsive ale temperaturii gazului. Aceste fluctuații apar atât din cauza consumului neuniform de gaz, cât și din cauza imperfecțiunilor sistemului de răcire cu aer a gazului alimentat la conducta de gaz. Când se utilizează răcitoare de aer, fluctuațiile meteorologice ale temperaturii aerului provoacă fluctuații similare ale temperaturii gazului și sunt transmise direct în secțiunea inițială a conductei de gaz prin intermediul unui ghid de undă (acest fenomen se manifestă în special în primii 20 ... 30 km ai unei conducte de gaz). ).

În experimentele lui Ismagilov I.G. S-a înregistrat că un val de temperatură de 5 ° C, creat artificial prin oprirea gazului AVO la stația de compresoare Polyanskaya, a trecut la următoarea stație a stației de compresoare Moskovo cu o scădere a amplitudinii la 2 ° C. Pe conductele de petrol, unde debitul este cu un ordin de mărime mai mic, din cauza inerției produsului pompat, acest fenomen nu se observă.

2. În cazul încălcării învelișului izolator, pe suprafața exterioară a conductei are loc formarea de elemente macro-corozive. De regulă, acest lucru se întâmplă în zonele cu o schimbare bruscă a parametrilor de mediu: rezistența ohmică a solurilor și mediile corozive (Figura 1.3 și Figura 1.4).

Figura 1.3 - Modelul elementului micro-coroziv 3. Efectul „diametrului mare”. Parametrii geometrici ai conductei fierbinți sunt astfel încât atât temperatura, cât și conținutul de umiditate al solului și, prin urmare, alte caracteristici: rezistența ohmică a solului, proprietățile electroliților din sol, potențialele de polarizare etc., se modifică de-a lungul perimetrului.

Umiditatea în jurul perimetrului variază de la 0,3% la 40% și până la saturație completă. În acest caz, rezistivitatea solului se modifică cu un factor de ... 100.

Figura 1.4 - Modelul elementelor macro-corozive Studiile au arătat că temperatura gazului pompat afectează polarizarea catodică a țevilor de oțel în soluții de carbonat. Dependența potențialelor maxime ale curentului anodic de temperatură este liniară. O creștere a temperaturii duce la o creștere a curentului de dizolvare și deplasează domeniul potențial al curentului anodic în regiunea negativă. O creștere a temperaturii duce nu numai la o modificare a vitezei proceselor electrochimice, ci și la modificarea pH-ului soluției.

Odată cu creșterea temperaturii soluției de carbonat, potențialul maxim al curentului anodic asociat cu formarea de oxid, cu o creștere a temperaturii cu 10 ° C, se deplasează către valori negative ale potențialului cu 25 mV.

Datorită eterogenității solului, modificări ale conținutului de umiditate și aerare, compactare neuniformă, gleying și alte efecte, precum și defecte ale metalului în sine, apar un număr mare de elemente macro-corozive. În acest caz, secțiunile anodice cu potențial mai pozitiv decât cele catodice sunt mai expuse distrugerii coroziunii, ceea ce este facilitat de efectul termic de impuls al conductei de gaz asupra proceselor de migrare în electrolitul solului.

Procesele oscilatorii ale temperaturii și umidității în sol provoacă coroziune generală. Elementele macro-corozive localizate la suprafață se dezvoltă conform scenariului SCC sau centrelor de coroziune cu pitting. Generalitatea procesului electrochimic care duce la formarea de gropi și fisuri de coroziune este indicată în.

Procesele termodinamice de neechilibru sunt cele care au loc mai intens și cu efectul maxim al manifestării principalelor caracteristici. Odată cu un impact de temperatură pulsat asupra solului, aproape sincron, se modifică parametrii care determină corozivitatea acestuia. Deoarece acest proces are loc pe toată durata de funcționare a conductei de gaz sub influența puternică a parametrilor dominanti, locul de localizare a macroelementului devine destul de definit, fixat în raport cu marcajele geometrice.

După cum se arată în mișcarea oscilativă continuă a umidității solului, care poate fi explicată din punctul de vedere al mecanismului de mișcare a filmului termocapilar, are loc pe toată durata de funcționare a conductei de gaz.

Astfel, chiar și în prezența protecției catodice a unei conducte de gaz, în locurile în care stratul izolator al unei conducte de gaz cu diametru mare este deteriorat din cauza distribuției neuniforme a umidității solului de-a lungul perimetrului conductei, inevitabil apar elemente macro-corozive, provocând coroziunea solului a conductei metalice.

Una dintre condițiile importante pentru apariția proceselor de coroziune este prezența ionilor disociați în electrolitul solului.

Un factor neconsiderat anterior care determină cursul proceselor de neechilibru, efectul de temperatură impuls al gazului asupra peretelui conductei și modificarea impulsului în conținutul de umiditate al solului adiacent conductei.

1.4.2 Modificările rezistenței electrice a solului adiacent conductei în timpul mișcării umidității în stratul de sol coroziv asigură o creștere discretă a defectului. După cum se arată în, acest proces este facilitat de efectul termic de impuls al conductei de gaz asupra proceselor de migrare în electrolitul de pământ.

Ca urmare a soluționării problemei inverse a conductibilității termice pentru condițiile secțiunii coridorului conductei de gaz Urengoi pe tronsonul Polyana - Moskovo, a fost determinat modelul de distribuție în timp a umidității solului W de-a lungul perimetrului conductei.

Studiile au arătat că, odată cu creșterea pulsată a temperaturii, scurgerea umidității din conductă și cu o scădere ulterioară a temperaturii peretelui conductei, crește conținutul de umiditate al stratului activ de sol adiacent.

Umiditatea se modifică și de-a lungul perimetrului secțiunii conductei (Figura 1.5). Cel mai adesea, cea mai mare umiditate se observă de-a lungul generatricei inferioare a țevii, în poziția ora 6. Cele mai mari fluctuații ale umidității se înregistrează pe suprafețele laterale ale conductei, unde procesele de migrare sunt cele mai pronunțate.

În continuarea acestei lucrări (cu participarea solicitantului), au fost efectuate studii și s-a determinat rezistența electrică a stratului corosiv de sol din jurul conductei și au fost construite diagramele.

rezistența electrică a solului de-a lungul perimetrului gazoductului DN 1400. Acestea au fost construite în momente diferite pe baza rezultatelor unui experiment industrial efectuat pe secțiunea de gazoduct PolyanaMoskovo a coridorului Urengoy, care a arătat că la temperaturi de funcționare de 30 ... 40 ° C, solul de sub țeavă rămâne întotdeauna umed, în timp ce timpul, la fel ca deasupra vârfului țevii, umiditatea solului este redusă semnificativ.

03.24.00, 04.10.00, 04.21.00 - regim cvasi-staționar 7.04.00 - după oprirea unui atelier de compresoare Figura 1.5 - Redistribuirea umidității W și a rezistivității solului pe circuitul conductei de gaz conform rezultatelor unui experiment industrial.

Tabelul 1.4 - Modificarea umidității și rezistivitate sol de-a lungul perimetrului conductei Data tr, gr tv, gr Q, W / m.gr Intervalul de modificare a umidității în stratul de sol în contact cu conducta variază de la saturație completă la aproape deshidratare, vezi tabelul 1.4.

Figura 1.5 arată că cele mai favorabile condiții pentru apariția defectelor de coroziune generală și SCC apar în sfertul inferior al țevii la pozițiile 5 ... 7, unde el este minim, iar W este maxim, modul de schimbarea este pulsatorie, aerarea este nesemnificativă.

La construirea unei diagrame a rezistivității solului el de-a lungul conturului conductei, a fost utilizat un grafic al dependenței rezistivității solului de umiditate (Figura 1.6).

Se arată că iarna, la secțiunea inițială a conductei de gaz, unde temperaturile sunt menținute la 25 ... 30 ° C și peste, zăpada se topește și o zonă de sol plină de apă este menținută peste conductă pentru o lungă perioadă de timp, ceea ce asigură reincarca si de asemenea creste activitatea coroziva a solurilor.

Timpul de acțiune sau trecerea unui impuls de căldură se măsoară prin oscilații). Acest timp este suficient pentru ca curenții de microegalizare să treacă pe un interval mic. Datele prezentate în figurile 1.5, 1.6 și în tabelul 1.4, obținute în condiții industriale pentru o conductă de gaz cu diametrul de 1420 mm, arată că, datorită modificării conținutului de umiditate de-a lungul perimetrului conductei, se modifică corozivitatea locală a solurilor. , care depinde de rezistența ohmică, vezi Tabelul 1.5.

Tabel - 1.5 Activitatea de coroziune a solurilor în raport cu oțelul carbon, în funcție de rezistența electrică specifică a acestora Rezistivitate, Ohm.m Figura 1.6 - Dependența rezistivității electrice a solului argilos de umiditatea Novopskov, care este situat într-un loc destul de uscat, la cel mai înalt punct deasupra râpei. Izolația conductei din această secțiune a fost într-o stare satisfăcătoare.

În râpe și rigole, unde modificarea umidității este mai semnificativă, aceste efecte ar trebui să fie mai pronunțate. Această imagine este tipică pentru cazul solului omogen de-a lungul perimetrului conductei. Pentru soluri de umplere cu cocoloașe diferite, rezistența ohmică a componentelor va fi foarte diferită. Figura 1.7 prezintă grafice ale dependenței rezistivității diverselor soluri de umiditate.

Prin urmare, la schimbarea solurilor, vor exista pauze pe diagrama de rezistivitate electrică și vor fi marcate clar elementele macro-corozive.

Astfel, o modificare a temperaturii unui oligoelement duce la o modificare a potențialelor de umiditate și rezistență electrică. Aceste fenomene sunt similare cu cele care apar la schimbarea modului de instalare a protectiei catodice. Deplasarea potențială sau trecerea punctului „mort” echivalează cu dezactivarea protecției catodice și provoacă curenți de microegalizare.

Dezvoltarea proceselor de coroziune într-un regim de temperatură în impulsuri duce la eroziunea sau fisurarea prin coroziune a conductei metalice.

Se creează o situație când rezistența la mișcarea ionilor în electrolitul solului este variabilă de-a lungul perimetrului conductei. Cu cât secțiunea luată în considerare este situată mai mare pe suprafața țevii, cu atât reacția anodică are loc mai încet, deoarece umiditatea solului adiacent scade, rezistența ohmică crește și îndepărtarea ionilor metalici pozitivi din secțiunea anodului devine mai dificilă. Odată cu scăderea sau apropierea de poziția pe circuitul conductei corespunzătoare la 5 ... ore, viteza reacției anodice crește.

La poziția ora 6, solul este compactat, adesea există gleying, accesul oxigenului la conductă este dificil, drept urmare reacția atașării electronilor Figura 1.7 - Dependența rezistivității solurilor de conținutul lor de umiditate:

1– mlastinoasa; 2 - nisipos; 3 - argilos.

(depolarizarea hidrogenului sau oxigenului) se desfășoară într-un ritm mai lent. În zona cu acces dificil la oxigen, potențialul elementului de coroziune este mai puțin pozitiv, iar zona în sine va fi anodul.

În astfel de condiții, procesul de coroziune se desfășoară cu control catodic, care este tipic pentru majoritatea solurilor umede dense (râpe, rigole).

Aici se poate presupune că natura curenților de micro-egalizare și de egalizare este identică. Dar curenții de microegalizare sunt trecători și cu inerție redusă și, prin urmare, mai distructivi.

Solul este un corp capilar - poros. In regim izoterm miscarea umiditatii in sol are loc sub actiunea electroosmozei si filtrarii hidromecanice. Când curge un curent anodic semnificativ, are loc o distilare electroosmotică a umidității de la anod la catod. În anumite condiții, poate apărea un echilibru între filtrarea electroosmotică și cea hidromecanică.

Procesele de mișcare a umidității solului (electroliților) în zonele neizoterme, în special în modurile nestaționare, sunt mult mai complicate. Aici, în apropierea conductei, în prezența unui gradient de temperatură, are loc mișcarea filmului termocapilar sau termocapilar. Direcția de mișcare a apei (electrolitul) coincide practic cu direcția fluxului de căldură și se observă în principal pe direcția radială, dinspre conductă. Curenții convectivi la temperaturi de ordinul 30 ... 40 ° C sunt nesemnificativi, dar nu pot fi neglijați, deoarece afectează distribuția umidității de-a lungul conturului țevii și, în consecință, condițiile de formare a perechilor galvanice.

Cu un efect de temperatură pulsat, gradienții de temperatură se modifică, ceea ce duce la o redistribuire a fluxurilor de migrație. În zona în care are loc coroziunea solului, mișcarea umidității are loc în mod oscilator sub acțiunea următoarelor forțe:

- termomotoare, - capilare, - electroosmotice, - filtrare, - convective etc.

Dacă nu există filtrare în poziția ora 6, se formează o „zonă stagnantă”.

De regulă, aceasta este o zonă cu gradienți minimi, din care evacuarea umidității este dificilă. Solul prelevat sub generatoarea inferioară, din poziția orei 6, prezintă semne caracteristice de gleying, ceea ce indică o activitate scăzută a proceselor corozive fără acces la oxigen.

Astfel, cauzal - legătura de anchetă stabilește că câmpul potențial din jurul conductei de gaz formează un potențial de polarizare care este variabil nu numai de-a lungul lungimii conductei, ci și de-a lungul secțiunii transversale și în timp.

Se crede, din punctul de vedere al teoriei tradiționale a carbonatului, că procesul de coroziune poate fi prevenit controlând cu precizie mărimea potențialului de polarizare pe toată lungimea conductei, ceea ce pare insuficient. Potențialul trebuie să fie constant și în secțiunea transversală a conductei. Dar, în practică, astfel de măsuri sunt dificil de implementat.

1.5 Influența fluctuațiilor de temperatură și temperatură asupra stării corozive a unei conducte de gaz Condițiile de temperatură se modifică semnificativ în timpul funcționării sistemului principal de conducte de gaz. Pe parcursul perioadei anuale de funcționare, temperatura solului la o adâncime de H = 1,72 m a axei conductei (DN 1400) într-o stare termică netulburată în zona traseului conductei de gaz Bashkortostan variază cu + 0,6 .. + 14,4 ° C. Pe parcursul anului, temperatura aerului se modifică deosebit de puternic:

- medie lunară de la –14,6… = +19,3 oC;

- maxim absolut +38 оС;

- minimul absolut este de 44 ° C.

Aproape sincron cu temperatura aerului, temperatura gazului se modifică și după trecerea prin răcitoarele de aer (AVO). Conform observațiilor pe termen lung, modificarea temperaturii gazului după aparat din motive tehnologice și înregistrată de serviciul de expediere fluctuează în intervalul + 23 ... + 39 ° C.

determină nu numai natura schimbului de căldură dintre conducta de gaz și sol. Fluctuațiile de temperatură provoacă o redistribuire a umidității în sol și afectează procesele de coroziune ale oțelurilor pentru țevi.

Există toate motivele să credem că activitatea proceselor de coroziune depinde în mod direct nu atât de temperatură, cât de fluctuațiile acesteia, deoarece neuniformitatea proceselor termodinamice este unul dintre motivele care activează procesele de coroziune.

Spre deosebire de distrugerea fragilă a unei conducte sub influența unor presiuni mari sau a efectelor vibrațiilor, care au loc rapid, procesele distructive corozive sunt inerțiale. Ele sunt asociate nu numai cu reacții electrochimice sau de altă natură, ci sunt determinate și de transferul de căldură și de masă și de mișcarea electroliților de pământ. Prin urmare, o modificare a temperaturii mediului activ, prelungită în timp pentru câteva zile (sau ore), poate fi considerată ca un impuls pentru un micro- sau macroelement corosiv.

Distrugerea conductelor de gaze din cauza SCC, de regulă, are loc la tronsoanele inițiale ale traseului conductei de gaz, în spatele stației de compresoare, cu mișcări potențial periculoase ale conductei, de exemplu. unde temperatura gazului și fluctuațiile acestuia sunt maxime. Pentru condițiile conductelor de gaze ale Companiei Urengoy - Petrovsk și Urengoy - Novopskov pe tronsonul Polyana - Moskovo, acestea sunt, în principal, traversări peste râpe și rigole cu pâraie temporare. Sub influența unor diferențe semnificative de temperatură, mai ales când poziția axei conductei nu corespunde cu cea de proiectare și aderența insuficientă a conductei la sol, apar mișcări ale conductei.

Mișcările repetate ale conductelor conduc la o încălcare a integrității stratului izolator și la accesul liber la apele subterane la metalul conductei. Deci, ca urmare a expunerii la temperaturi variabile, se creează condiții pentru desfășurarea proceselor de coroziune.

Astfel, pe baza studiilor anterioare, se poate susține că o modificare a temperaturii peretelui conductei implică o modificare a umidității și a rezistenței electrice a solului din jurul acestuia. Cu toate acestea, nu există date despre parametrii cantitativi ai acestor procese în literatura științifică și tehnică.

1.6 Diagnosticarea conductelor de gaze folosind carcase inline.

În sistemul de diagnosticare a conductelor de gaz Rol cheie este atribuit diagnosticului în linie, care este cel mai eficient și metoda informativă examen diagnostic. La Gazprom transgaz Ufa LLC, în prezent, NPO Spetsneftegaz efectuează diagnostice ale stării tehnice a părții liniare a conductelor de gaz, care are în arsenal echipament pentru examinarea conductelor de gaz cu un diametru nominal de 500 - 1400 mm - complexul DMTP ( 5 scoici), care include:

- unealta de curatare (CO);

- curatare magnetica (MOP);

- profiler electronic (PRT);

magnetizare transversală (DMTP).

Utilizarea VTD face posibilă identificarea celei mai periculoase categorii de defecte - fisuri de coroziune-stres (SCC), cu o adâncime de 20% din grosimea peretelui și nu numai. Examinarea de diagnosticare a combustibilului de înaltă presiune este de o importanță deosebită pentru conductele de gaz cu diametru mare, unde probabilitatea apariției și dezvoltării defectelor SCC este mare.

Dintre toate defectele detectate cel mai mare număr cade pe defecte de pierdere a metalului, cum ar fi coroziunea generală, cavitatea, ulcerul, șanțul longitudinal, fisura longitudinală, zona de fisurare longitudinală, șanțul transversal, fisura transversală, deteriorarea mecanică etc.

detector de defecte cu 95% probabilitate, sunt determinate în raport cu grosimea peretelui conductei „t” în coordonate tridimensionale (lungime x lățime x adâncime) și au următorii parametri:

- coroziune prin pitting 0,5t x 0,5t x 0,2t;

- fisuri longitudinale 3t x 0,1t x 0,2t;

- fisuri transversale 0t x 3t x 0,2t;

- caneluri longitudinale 3t x 1t x 0,1t;

- caneluri transversale 1t x 3t x 0,1t.

Evaluarea pericolelor defectelor identificate se poate realiza conform DCA 39 Recomandări metodologice pentru evaluarea cantitativă a stării conductelor de gaze cu defecte de coroziune, clasarea acestora în funcție de gradul de pericol și determinarea resursei reziduale, SA Gazprom,.

Pentru defectele de tip corosiv, se determină următorii parametri de evaluare a pericolului:

- nivelul presiunii sigure în gazoduct;

- resursa de functionare in siguranta a unei conducte cu defecte.

oportunități. Trecerea proiectilelor VTD permite determinarea în mod fiabil a parametrilor cantitativi ai defectelor peretelui conductei, a trecerilor repetate - dinamica dezvoltării lor, ceea ce face posibilă prezicerea dezvoltării defectelor de coroziune.

1.7 Modele de predicție a proceselor de coroziune.

au existat încercări de a modela acest proces. Conform modelului liniar al procesului îi aparține lui M. Faraday și are forma:

unde: A-const (valoare constantă);

Un grup mare de cercetători a propus un model de lege al puterii:

unde: A = 13, a = 0,25; 0,5; 1,0 .. Tabelul 1.6 rezumă rezultatele studiilor anterioare ale cineticii coroziunii electrochimice a metalelor - clasificarea modelelor matematice după forma generală a funcțiilor. Există 26 de modele în total, care includ: liniare; putere-lege; exponențial; logaritmică;

hiperbolic; logaritmi naturali; ranguri; integrală; sinusoidal;

combinate etc.

Au fost considerate criterii comparative: pierderea de masă metalică, subțierea peretelui probei, adâncimea cavității, zona de coroziune, accelerarea (decelerația) procesului de coroziune etc.

Procesele de coroziune sunt influențate de mulți factori, în funcție de procesele care pot:

- se dezvoltă într-un ritm constant;

- accelerează sau încetinește;

- opriti in dezvoltarea lor.

Să luăm în considerare curba cinetică prezentată în coordonatele adâncimii defectelor de coroziune - timp (Figura 1.8).

Segmentul curbei 0-1 ne permite să stabilim că distrugerea acestui metal într-un mediu agresiv (electrolit) pentru perioada t1 practic nu se observă.

Secțiunea curbă 1-2 arată că distrugerea intensivă a metalului începe în intervalul t = t2 - t1. Cu alte cuvinte, are loc cel mai intens proces tranzitoriu de coroziune a metalului, caracterizat prin pierderea maximă posibilă (pentru acest caz particular) de metal, precum și prin ratele și accelerațiile maxime ale electrolizei.

Punctul 2, care are proprietăți speciale, este în esență punctul de inflexiune al curbei de coroziune cinetică. La punctul 2, viteza de coroziune este stabilizată, derivata vitezei de coroziune devine egală cu zero v2 = dk2 / dt = 0, deoarece teoretic, adâncimea cavităţii de coroziune în acest punct este constantă k2 = const. Secțiunea curbei 2-3 ne permite să concluzionam că în timpul t = t3 - t2, procesul de coroziune tranzitorie începe să se estompeze. În intervalul 3-4, procesul de dezintegrare continuă, în spatele curbei 4, coroziunea se oprește în dezvoltarea ei până când un nou impuls declanșează acest mecanism.

Analiza efectuată arată că în cursul natural al procesului de coroziune electrochimică, metalul este pasivizat, ceea ce oprește practic distrugerea prin coroziune a metalului.

În secțiunile conductei principale de gaze care sunt supuse distrugerii coroziunii, ca urmare a unui efect de temperatură pulsată (atunci când temperatura gazului se modifică), alternează procesele de pasivare și activarea proceselor de coroziune.

De aceea, niciunul dintre modelele luate în considerare nu poate fi utilizat pentru a prezice viteza de coroziune pe conductele de gaz.

În cazul lipsei de informații, care constituie de obicei principala problemă atunci când se încearcă prezicerea desfășurării proceselor de coroziune, Tabelul 1.6 - Clasificarea modelelor matematice a cineticii coroziunii electrochimice a metalelor în funcție de forma generală a funcțiilor (pierderea de masa metalică sau adâncimea cavității, viteza și accelerarea procesului de coroziune).

I. Denison, E. Martin, G.

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

L. Da. Tsikerman y = y0 y0, A1 = t1 / (t1-t2) Yu.V. Demin 12 GKShreiber, LS Sahakiyan, y = a0 + a1x1 + a2x2 + ... + a7x7 a1, a2, ... ..a7 x1, x2, ... x7 y = f (x1, 14 L.Ya. Tsikerman, 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 - Graficul curbei cinetice a activității de coroziune pe baza reprezentărilor fizice ale procesului (Figura 1.9) și folosind funcționarea defectelor maxime și medii. Dar este puțin probabil ca acest lucru să permită prezicerea dinamicii creșterii cantitative a defectelor de coroziune.

Modelele prezentate descriu procesele de coroziune în cadrul situatii specifice, sub rezerva anumite condiții, mediu chimic, temperatură, diferite grade de oțel, presiune etc. Interes special prezintă modele care descriu procesele de coroziune ale sistemelor similare (conducte trunchi) cu un strat izolator, care funcționează în condiții similare conductelor de gaz și înregistrează rezultatele și pe baza diagnosticului în linie. De exemplu, în metoda de realizare a analizei factorilor pe conductele petroliere principale, indiferent de diametrul și tipul de acoperire izolatoare, autorii propun un model:

unde L este coeficientul de atenuare al procesului de coroziune;

Н - adâncimea deteriorării coroziunii, mm;

Din formula 1.6 de mai sus, se poate observa că autorii au acceptat afirmația că la începutul funcționării conductei, coroziunea are cea mai intensă creștere, iar apoi are un caracter de degradare datorită pasivării. Derivarea și fundamentarea formulei (1.6) sunt date în lucrare.

operarea conductei este destul de controversată, deoarece Noul strat izolator oferă o protecție mult mai bună decât în ​​timp, pe măsură ce izolația îmbătrânește și își pierde proprietățile de protecție.

În ciuda abundenței de studii, niciunul dintre modelele propuse pentru prezicerea proceselor de coroziune nu permite ca efectul temperaturii asupra vitezei de coroziune să fie pe deplin luat în considerare. nu ține cont de schimbarea lui de impuls în timpul funcționării.

Această afirmație ne permite să formulăm scopul cercetării:

pentru a demonstra experimental că regimul instabil de temperatură al conductei de gaz este cauza principală a activării proceselor de coroziune pe suprafața exterioară a conductei de gaz.

1. Analiza surselor literare a fost efectuată pentru a releva efectul temperaturii gazului asupra stării de coroziune a conductei de gaz:

1.1. Sunt luate în considerare caracteristicile proceselor de coroziune în transportul prin conducte;

1.2.S-a determinat rolul corozivității solurilor în cazul pierderii proprietăților de protecție prin învelișul izolator.

1.3. Fezabilitatea tehnică a detectării defectelor în linie a fost studiată pentru a evalua defectiunile conductelor.

1.4. Sunt luate în considerare modele ale altor cercetători pentru prezicerea proceselor de coroziune.

2. Au fost investigate motivele formării elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei.

3. S-a dovedit că atunci când umiditatea se mișcă într-un strat de sol coroziv, are loc o modificare a rezistenței electrice a solului adiacent conductei.

2. EVALUAREA IMPACTULUI IMPULSULUI UMIDITĂȚII ȘI

TEMPERATURILE PE ACTIVITATEA COROZIVĂ A SOLURILOR,

CONDUCȚIA DE GAZ ÎNCĂJURĂ

2.1. Modelarea fizică și selectarea parametrilor de control Faptul că umezirea periodică a solului accelerează procesele de coroziune este indicat de practica exploatării conductelor principale de gaz.

Studiind acest fenomen, Ismagilov I.G. a demonstrat că o conductă principală de gaz cu diametru mare este o sursă puternică de căldură, exercitând un efect de temperatură pulsată asupra solului și provocând mișcări oscilatorii ale umidității într-un strat de sol coroziv.

Cu toate acestea, sugestia sa că efectul de temperatură pulsată sporește corozivitatea stratului de sol adiacent conductei necesită o confirmare experimentală.

Prin urmare, scopul studiului este de a stabili un experiment pentru studiul și evaluarea coroziunii solurilor sub expunere la temperatură pulsată.

Problemele studierii proceselor de coroziune sunt de obicei rezolvate experimental. Există diferite metode de evaluare a efectului coroziunii, inclusiv testele accelerate de coroziune.

Astfel, este necesar să se simuleze condițiile de transfer de căldură și de masă cu solul înconjurător, tipice pentru o secțiune a unei conducte de gaz care traversează o râpă, de-a lungul căreia curge un pârâu și să se determine măsura în care corozivitatea solul se modifică la expunerea impulsurilor la temperatură şi umiditate.

Cea mai precisă investigare a efectului fiecărui factor (temperatura pulsului și umiditatea) este posibilă în condiții de laborator, unde parametrii procesului de coroziune sunt fixați și reglați cu mare precizie.

Regimul de temperatură în impulsuri al unei conducte de gaz cu schimb de căldură cvasi-staționar a fost modelat pentru conductele de gaz care trec prin teritoriul Bashkortostan și regiuni similare. Conform teoriei asemănării, dacă numerele de similaritate care caracterizează procesul de transfer de căldură sunt egale, cu respectarea asemănării geometrice, procesele de transfer de căldură pot fi considerate similare.

Solul folosit în experiment a fost preluat de pe traseul gazoductului Urengoy - Petrovsk al tronsonului Polyana - Moskovo din pozițiile ora 3, 12 și ora de-a lungul perimetrului conductei de gaz. Proprietățile termofizice ale solului folosit în studiile de laborator sunt aceleași ca în teren, deoarece

au fost prelevate probe de sol din secțiunea corozivă a conductei de gaz în exploatare. Pentru soluri identice, egalitatea numerelor Lykov Lu și Kovner Kv pentru natură și model a fost îndeplinită automat:

Sub rezerva egalității capetelor de temperatură, a identității solurilor și a aceluiași nivel al conținutului de umiditate al acestora, a fost îndeplinită egalitatea numerelor Kossovich Ko și Postnov Pn.

Astfel, problema modelării condițiilor de transfer de căldură și masă, în acest caz, a fost redusă la o astfel de selecție a parametrilor de instalare pentru a asigura egalitatea numerelor Fourier Fo și Kirpichev Ki pentru natură și model.

exploatarea unei conducte cu diametrul de 1,42 m, cu coeficienți de difuzivitate termică egali a = a”, pe baza (2.5) obținem pentru model:

(2.7) Deci, cu un diametru al eprubetei de 20 mm, perioada anuală de instalare ar trebui să „trece” în 1,7 ore.

Condițiile de schimb de căldură au fost modelate după criteriul Kirpichev Considerând, aproximativ, fluxul de căldură conform (2.9) La adâncimea conductei de gaz până la axa conductei H0 = 1,7 m și H0 / Rtr = 2, (adâncimea relativă a gazoduct în secțiunea Polyana - Moskovo), pe baza egalității (2.6), obținem pentru model:

Pentru a modela „fluxul” este necesar să se mențină egalitatea numerelor Reynolds pentru natură și model:

Deoarece lichidul este același, apă, atunci pe baza (2.12) și ținând cont de asemănarea geometrică, obținem egalitatea:

Calculele corespunzătoare, ținând cont de (2.13), arată că alimentarea cu apă care simulează un curs de apă pe o instalație dată trebuie să fie prin picurare.

Deoarece în cursul experimentului este necesar să se schimbe temperatura peretelui conductei în limitele schimbării sale reale de 30 ... 40 ° C și să o regleze în timp ce se menține modul de impuls, temperatura ttr a exteriorului. suprafata tubului de otel - proba Art. 3.

Pentru a determina corozivitatea relativă a solului sub expunere la temperatură pulsată, în comparație cu expunerea la temperatură stabilă, a fost aleasă o metodă de testare accelerată, pe baza căreia se determină corozivitatea solurilor prin pierderea în greutate a probelor de oțel.

2.2. Scurtă descriere a configurației experimentale Montarea experimentală, a cărei diagramă este prezentată în Figura 2.1, constă dintr-o cutie de tablă 1, dimensiunile 90x80x128 mm. Un sol 11 special pregătit este turnat în cutie la o înălțime H, calculată din condiția ca volumul de sol să fie egal cu:

Se pune în pământ un tub de oțel, cântărit în prealabil pe o balanță analitică cu o precizie de 0,001 g. Parametrii tuburilor de oțel:

diametrul, lungimea, greutatea și suprafața tuburilor sunt date în tabelul 2.1.

Figura 2.1 - Diagrama unui montaj experimental pentru studierea efectului temperaturii pulsate asupra activității corozive a solurilor Tabel 2.1 - Parametrii tuburilor de oțel - probe, art. 3.

Nr. Diametru, Lungime, Suprafață, Greutate, Notă Tubul a fost izolat din cutia de tablă cu dopuri de cauciuc.

Probele de sol, în starea inițială în contact cu gazoductul principal, au fost pregătite astfel.

Fiecare dintre probe a fost uscată într-un cuptor. Deoarece probele de sol au conținut compuși organici și, eventual, bacterii reducătoare de sulfat, temperatura de uscare nu a depășit 70 ° C. Pământul uscat a fost zdrobit și cernut printr-o sită cu găuri de 1 mm. O probă de sol pregătită în acest mod a fost turnată într-o cutie cu tub instalat și umezită la un conținut de umiditate de W = 20 ... 25%, ceea ce corespunde umidității naturale a solului în zonele traseului conductei de gaz. În experimente a fost folosită apă de la robinet la temperatură naturală.

Accelerarea procesului de coroziune a fost realizată prin conectarea polului negativ la carcasă și a polului pozitiv al unei surse de 6 V DC la proba de metal.

Regimul de temperatură în impulsuri a fost creat prin pornirea și oprirea periodică a unui încălzitor termoelectric (TEN) instalat în interiorul tubului de probă. Durata ciclului a fost stabilită empiric. De exemplu, pentru condițiile primului experiment, în timpul controlului regimului de temperatură, s-a determinat durata ciclului egală cu t = 22 min (timp de încălzire n = 7 min; timp de răcire o = 15 min). Controlul temperaturii a fost efectuat folosind un termocuplu HK instalat deasupra generatricei superioare a tubului, fără a perturba suprafața probei.

Pe parcursul experimentului, apa a fost furnizată în picături printr-o pâlnie în pământ la nivelul axei tubului. A fost creat un efect de baraj, care este tipic pentru jgheaburile transversale. Apa se scurgea prin orificiile perforate de pe peretele lateral al cutiei (5 orificii simetrice la acelasi nivel).

După oprirea curentului la 24 de ore de la începerea experimentului, proba a fost fotografiată, curățată temeinic de produsele de coroziune cu o cârpă uscată și o gumă de șters. Apoi s-a spălat cu apă distilată, s-a uscat și s-a cântărit pe o balanță analitică cu o precizie de 0,001 g.

activitatea solurilor sub expunere la temperatură pulsată O condiție necesară pentru testele de coroziune este accelerarea etapei de control a procesului. În electroliții neutri, procesul de coroziune este limitat de viteza de depolarizare a oxigenului; prin urmare, pentru a accelera procesul de coroziune, este necesară creșterea ratei procesului catodic.

Testarea probelor trebuie efectuată în așa fel încât, cu o schimbare periodică a umidității, metalul să fie expus la cea mai lungă expunere posibilă la straturi subțiri de electrolit.

Este important să selectați moduri atunci când solul nu este complet deshidratat din cauza uscării solului, iar umiditatea rămâne în stare de film.

La o temperatură ambientală tgr = 20 ° C și o temperatură a peretelui tubului ttr = 30 ... 40 ° C, la instalație se creează un cap de temperatură.nivel de 18 ° C.

În timpul iernii, temperatura capului t crește la 30 ° C. Dar, modul de iarnă nu este simulat la instalație, deoarece condițiile de schimb de căldură și de coroziune a solului în timpul iernii sunt calitativ diferite: „curenți”

îngheață, iar deasupra conductei stratul de zăpadă se dezgheță parțial, umezind solul, se manifestă efectul „termos”. Cu toate acestea, datorită umidității suficiente a solului, există toate motivele să credem că procesele de coroziune, inclusiv SCC, sunt active și în perioadele de iarnă.

Temperaturi de ordinul a 30 ° C - acesta este nivelul pragului de temperatură pentru perioada de vara sub care umiditatea nu se îndepărtează de țeavă și, după cum arată studiile la punctele de măsurare nr. 1 și nr. 2 ale conductei de gaz pe tronsonul stației de compresoare Polyana - stația de compresoare Moskovo, se acumulează la o anumită distanță mică. de conductă, fiind în stare de neechilibru (mică este o distanță de aproximativ 0,2 .0,3 m de peretele conductei cu diametrul de 1,42 m). Prin urmare, orice scădere ușoară a temperaturii duce la revenirea umidității.

Atunci când solul în contact cu conducta este deshidratat în straturi foarte subțiri, odată cu facilitarea reacției catodice, poate fi inhibată reacția anodică, ceea ce, ca urmare, încetinește procesul de coroziune.

Procese similare au loc pe generatoarea superioară a conductei de gaz, unde practic nu se observă fisurarea prin coroziune sub tensiune.

Tabelul 2.2 prezintă rezultatele studiilor de coroziune efectuate pe țevi de oțel-probele Nr. 1-4. Experimentele au fost efectuate secvenţial, în ordinea indicată în acest tabel.

Probele de sol nu au fost refolosite. Temperatura ambiantă nu a depășit 18 ... 20 ° С. Înregistrarea regimurilor de temperatură a fost efectuată în jurnalul de observare. Aceste date sunt prezentate în Anexa 1.

Proba nr. 1 a fost expusă la o acțiune de temperatură pulsată.

Modul real a fost determinat de temperatura probei de oțel, care a variat în: tнi ... tоi, (Anexa 1). Temperatura de încălzire tn este temperatura la care a crescut temperatura peretelui probei în timpul încălzirii n. Temperatura de răcire to este temperatura la care temperatura probei a scăzut în aproximativ. Timpul ciclului i = ni + oi; numărul de cicluri din timpul experimentului n = 66.

Tabelul 2.2 Condiții și rezultate ale experimentelor nr. 1-4 pentru determinarea corozivității solurilor Temperaturile medii au fost determinate prin formulele:

În timpul experimentului, cu durata de 24 de ore. 30 min, s-au menținut valorile medii ale parametrilor:

În timpul testului, 24 ore 30 minute, a fost simulat un proces care a avut loc în condiții naturale timp de 24,5 / 1,7 14 ani. Pe parcursul anului, în medie, 1.760 / 22.3 = 4, regimul de temperatură s-a schimbat de la 30 la 40 ° C.

Natura daunelor cauzate de coroziune este prezentată în fotografii (Figura 2.2).

Se remarcă manifestarea coroziunii generale pe întreaga suprafață a probei, dar nu semnificativă. Dominat de focare foarte extinse, concentrate și profunde Figura 2.2 - Distrugerea prin coroziune a probei nr.1 în timpul coroziunii prin pitting pulsat. Adâncimea maximă a leziunii ulcerative se notează în alimentarea cu apă cu picurare continuă prin pâlnie, vezi schema de instalare din Figura 2.1. A fost furnizată apă în partea centrală a probei la nivelul axei tubului. Curgând prin pământ, „pârâul” a deviat spre stânga. Scurgerea apei s-a efectuat în principal prin a 2-a gaură din stânga (în prezența a 5 găuri perforate uniform). Această parte a probei a fost cea care a suferit daune maxime de coroziune.

Datorită efectului de baraj și umidității ridicate, eroziunea pe partea care se apropie este mai profundă și mai extinsă. Eșantionul prezintă și o zonă „stagnantă”, unde eroziunea este practic absentă. Acest lucru poate fi explicat după cum urmează.

Deoarece, în condițiile experimentale, s-a simulat un pârâu care curge pe o râpă, iar apă a fost furnizată fără presiune, apoi departe de canal, cu o aderență strânsă a solului la suprafața probei, datorită rezistenței hidraulice ridicate, apa nu s-a spălat pe suprafața tubului în zona de contact strâns și intensitatea proceselor de coroziune a fost semnificativ mai mică. Fenomene similare se observă în condiții industriale de-a lungul traseului gazoductului.

Datorită evaporării și a fluxurilor de umiditate în creștere din „flux”

procesele de coroziune s-au intensificat în partea stângă sus a probei.

Acest fenomen poate fi explicat printr-un factor pe scară largă, care se datorează dimensiunii mici a tubului, creșterii capilare a umidității și efectului de baraj.

Cu un efect de temperatură pulsată și neuniformitate a temperaturii, umidității, rezistenței ohmice și a altor parametri de-a lungul perimetrului tubului, condițiile create predispun la formarea de elemente micro și macro-corozive.

Trebuie remarcat faptul că o cantitate mare de hidrogen a fost eliberată pe parcursul întregului experiment. Măsurătorile corespunzătoare nu au fost efectuate, dar a existat un efect sonor constant, care a fost bine auzit.

Proba nr. 2 Materialul celui de-al doilea eșantion este același. Solul este același:

proba a fost prelevată din poziţia de la ora 3. Umiditatea solului W = 22%. Condițiile experimentale au fost diferite în regimul de temperatură și absența unui „flux”. Pe parcursul experimentului, a cărui durată a fost de 24 de ore. 30 min., temperatura a fost menținută constantă:

Daunele de coroziune sunt mult mai mici aici (Figura 2.3).

Pierderea în greutate a probei este de 7 ori mai mică (în unități relative). Predomină coroziunea generală. Suprafața probei este afectată uniform. O mică leziune focală este observată în partea inferioară a specimenului.

Rețineți diferența fundamentală în natura deteriorării prin coroziune a probelor nr. 1 și nr. 2.

Figura 2.3 - Leziuni de coroziune ale probei nr. 2 la temperatura constanta ttr = 33 ° C Sub un efect de temperatură pulsată asupra procesului și prezența apei curgătoare, se dezvoltă o coroziune extinsă și pronunțată a suprafeței de oțel cu deteriorare maximă de-a lungul „fluxului”.

La o temperatură stabilă și absența unui dren, dar la același conținut inițial de umiditate, se observă uscarea solului și dezvoltarea coroziunii generale cu leziuni ulcerative minime. Rata proceselor de coroziune și pierderea metalului este de 7 ori mai mică.

Proba nr. 3 Materialul probelor nr. 3 și nr. 4 este același: art. 3, dar probele sunt făcute dintr-o altă bucată de țeavă. Umiditatea solului a fost în limitele naturale W = 20 ... 25%. Experimentul a durat 24 de ore.

Temperatura în timpul experimentului a fost menținută egală cu tfr = 33,12 33 ° C.

S-a prelevat o probă de sol din poziția ora 6. Solul a avut o diferență semnificativă, ceea ce este tipic pentru țevile expuse la SCC, gleying. (Gleyingul este procesul de recuperare chimică a părții minerale a solului sau rocilor din orizonturile mai adânci, suprasaturate cu apă, când compușii de oxizi de fier sunt transformați în cei feroși și sunt duși de apă, iar orizonturile sărăcite în fier sunt vopsite în verzui. , tonuri de negru și gri.).

Apa, cu o cantitate mică de picurare (6 picături pe minut), practic nu s-a infiltrat sub conducta de probă, provocând îmbinarea apei în zona de contact dintre sol și metal, uneori ridicându-se în pâlnie și creând un cap static. Apa a fost furnizată asimetric, cu un decalaj în partea dreaptă a probei.

Pentru proba nr. 3 (Figura 2.4), corodata, in conditii stabile de transfer termic, cand temperatura probei a fost mentinuta constanta la un nivel de ttr = 33°C, se noteaza urmatoarele semne:

1) Coroziunea generală este caracteristică, practic pe toată suprafața;

2) Semnele caracteristice ale coroziunii prin pitting nu au fost dezvăluite în timpul examinării generale;

3) În zona zgârieturilor:

2 zgârieturi de 30 mm fiecare 2 zgârieturi de 30 mm fiecare 2 zgârieturi de 30 mm nu au fost găsite semne de leziune ulceroasă.

4) deteriorarea maximă de coroziune, determinată de grosimea crustei de coroziune, a fost observată din partea arcului, adică din partea dreaptă a probei, și de-a lungul generatricei inferioare a tubului, unde umiditatea a fost maximă;

5) se vede clar că culoarea crustei de coroziune la poziția ora 6 de-a lungul întregii generatrice inferioară a tubului și în zona de umezire este mai închisă, cel mai probabil de culoare maro închis;

6) prezența a 3 zgârieturi în zona plină de apă (în dreapta) și a 3 din aceleași zgârieturi într-un sol mai puțin umed (în stânga) nu a afectat în niciun fel natura desfășurării procesului de coroziune;

7) trebuie remarcat faptul că, după prelucrarea tubului de probă pe un strung, au fost vizibile urme de deformare plastică din punctul de strângere (sub formă de călire prin lucru ușoară) pe partea dreaptă, ceea ce nu a afectat natura daunelor de coroziune. .

Proba nr. 4 Proba a fost tăiată din aceeași bucată de țeavă ca și proba nr. 3, art. 3. Sol, condițiile experimentului sunt aceleași ca în experimentul nr. 3. Singura diferență: regimul de temperatură a pulsului, conform scenariului: 30/40 ° С. Pe parcursul experimentului, cu o durată de 24 de ore, s-au menținut valorile medii ale parametrilor determinați prin formulele (2.14 - 2.16):

Curgerea unui „pârâu într-o râpă” a fost simulată prin alimentarea prin picurare cu apă printr-o pâlnie, asimetric, în partea dreaptă a probei. Numărul de cicluri n = 63.

Eșantionul are aceleași zgârieturi ca și proba nr. 3:

2 zgârieturi de 30 mm fiecare 2 zgârieturi de 30 mm fiecare 2 zgârieturi de 30 mm Natura deteriorării coroziunii este prezentată în Figura 2.5.

Comparând rezultatele experimentelor nr. 3 și nr. 4, care au fost și ele efectuate în condiții identice, dar cu o diferență în condițiile de temperatură, observăm că într-un sol care prezintă semne de luciu, un efect de temperatură pulsată intensifică și procesul. . Conform pierderii relative de masă, diferența este de 11 ori! (tabelul 2.2).

Figura 2.4 - Natura deteriorării prin coroziune a probei nr. 3 la o temperatură constantă ttr = 33 ° C 1 și # 2.

În experimentul nr. 4 se remarcă un fenomen special care face posibilă explicarea procese fizice care apar în sol sub expunere la temperatură pulsată.

Faptul activării procesului de coroziune indică faptul că „oscilația” umidității, care are loc într-un mod pulsat, sub influența forțelor termomotoare, duce în cele din urmă la o modificare a structurii solului, netezirea denivelărilor și mișcarea. a particulelor fracției de praf în capilare, adică

de fapt, se formează canale îmbunătățite prin care electrolitul de pământ se mișcă nestingherit. În timpul experimentului, în momentul în care apa a început să curgă prin găurile perforate, s-a remarcat și mișcarea bulelor de H2 de-a lungul capilarelor și îndepărtarea lor împreună cu apa (vizual).

În experimentul nr. 3 (t = const), apa furnizată prin pâlnie practic nu s-a infiltrat prin găurile perforate, provocând uneori chiar și o creștere a nivelului apei în pâlnie cu crearea unui cap static. Nu s-a scurs apă prin găurile perforate. Electrolitul din sol diferă de electrolitul lichid prin rezistența sa ridicată la mișcarea ionilor.

În experimentul nr. 4 (t = 31/42 °C), solul a fost folosit la fel cu gleying, cu o oră. Singura diferență este regimul de temperatură în impulsuri. Deplasându-se în regim nepresurizat, apa a depășit rezistența pământului în aproximativ 8 ore de la începutul experimentului. După încă o oră, s-a stabilit un echilibru: afluxul de apă a devenit egal cu scurgerea. Unitatea a fost oprită noaptea. Dimineața, după pornirea unității, apa a picurat prin orificiile de drenaj după 50 de minute.

Acest fapt indică o scădere a rezistenței hidraulice a capilarelor datorită formării de canale îmbunătățite. Într-un astfel de mediu, ionii de electroliți sunt mai mobili, ceea ce contribuie, fără îndoială, la coroziunea metalului, deoarece asigură reînnoirea electrolitului solului cu apă curentă.

În acest caz, fiecare impuls oferă o schimbare în etapele 1 și 2 de formare, ca și cum ar fi întărirea, ajustând creșterea discretă a proceselor de coroziune.

Desigur, acest lucru nu numai că intensifică dezvoltarea proceselor de coroziune, dar intensifică și coroziunea focală, punct și suprafață, deoarece acestea sunt caracterizate de procese electrochimice generale.

Astfel, experimentele efectuate arată că, în condițiile egale, expunerea la temperatură pulsată și umiditatea variabilă crește de 6,9 ​​ori corozivitatea solului (experimentele nr. 1 și nr. 2), iar cu o deteriorare a caracteristicilor fizice ale solului. sol de 11,2 ori (experimentul nr. 3 și 4).

2.4. Investigarea influenței frecvenței fluctuațiilor de temperatură și a parametrilor termici asupra activității corozive a solurilor (serie a doua de experimente) Fluctuațiile frecvente de temperatură sunt caracteristice modurilor de funcționare ale conductelor principale de gaz. În decurs de o lună, doar numărul de porniri ale ventilatoarelor AVO la locurile de răcire pe gaz natural ajunge la 30 ... 40.

Pe parcursul anului, ținând cont de operațiunile tehnologice (închiderea atelierului de compresoare, GPU etc.) și factorii climatici (ploi, inundații, modificări ale temperaturii aerului etc.), acestea sunt sute de fluctuații, iar pe parcursul întregului serviciu. viata - mii si zeci de mii.

Pentru a studia efectul frecvenței impulsurilor de temperatură și al creșterii temperaturii medii asupra activității corozive a solurilor, a fost efectuată o a doua serie de experimente (Nr. 5 - Nr. 8) pe probe de oțel, într-un sol. electrolit. Înregistrarea regimurilor de temperatură a fost efectuată în jurnalul de observare. Aceste date sunt prezentate în Anexa 2.

Experimentele au fost efectuate pe aceeași configurație experimentală.

Procesele termodinamice pe termen lung au fost simulate care au loc în secțiunea transversală a conductei principale de gaze cu izolația deteriorată și umiditatea periodică (Figura 2.1).

expus la temperatură de impuls (umiditate) expunerea a arătat că, atunci când curge apa în jurul probei, coroziunea ulcerativă extinsă și pronunțată a suprafeței de oțel se dezvoltă cu deteriorare maximă de-a lungul trecerii umidității.

Acest fapt indică efectul însumării sau suprapunerii efectelor temperaturii și umidității asupra proceselor de coroziune cu creștere bruscă corozivitatea mediului.

Cu o temperatură stabilă și fără scurgere, cu aceeași umiditate inițială a solului, leziunile ulcerative de la suprafață sunt minime sau absente, iar pierderile de metal din cauza coroziunii sunt cu un ordin de mărime mai mici.

Rezultatele primei serii de experimente au dat, de asemenea, motive să presupunem că o creștere a numărului de impulsuri de temperatură duce la o creștere a pierderii în greutate a prototipurilor. Baza acestei afirmații a fost și faptul că electroliții măcinați dintr-un strat de sol coroziv în jurul unei conducte de gaz cu diametru mare se comportă într-un mod foarte special, și anume:

1. Lucrează într-un mediu de sol poros, care împiedică mișcarea ionilor în formele scheletice ale solului.

2. Sunt în mișcare oscilativă sub acțiunea forțelor termomotoare, deoarece gradienții de temperatură sunt în continuă schimbare. În același timp, umiditatea își „rupe” calea optimă într-un mediu poros, netezește neregulile și denivelările în canalul capilar, ceea ce în timp reduce semnificativ rezistența hidraulică a capilarelor.

3. O creștere a mobilității umidității solului și mișcarea sa oscilativă activează procesele de coroziune. În prezența jgheaburilor (ravene, grinzi etc.), are loc evacuarea activă a produselor de coroziune din stratul activ de sol către periferie și electrolitul este reînnoit.

În acest mod, defectele de coroziune se dezvoltă rapid, se îmbină, formând o zonă vastă de deteriorare, ceea ce duce la o slăbire a capacității portante a peretelui conductei de gaz, din aceasta se poate presupune că o creștere a numărului de cicluri de temperatură contribuie la acest proces.

Experimentele nr.5-nr.8 au fost efectuate pe un amestec de soluri argiloase și argiloase pe probe identice cu probele din prima serie de experimente (Tabelul 2.3).

Tabel 2.3 - Parametrii probelor din seria a doua de experimente, cu un mod de încălzire ciclică Solurile pentru experimente au fost prelevate din gropi în timpul identificării defectelor SCC pe gazoductul Urengoy - Petrovsk Du 1400 PK 3402 + 80. Probele de sol prelevate din poziția ora 6 au urme de gleying. Secțiunea conductei de gaz din cariera PK 3402 + 80 a fost expusă efectelor corozive și corozive la stres și a fost înlocuită în timpul lucrărilor de reparație.

Regimul de temperatură a fost setat la puls, conform schemei elaborate 45/35 ° C. Apa a fost furnizată tuturor probelor în același mod. Temperatura medie pe suprafața probei și fluxul de căldură specific sunt prezentate în Tabelul 2.4.

Probele din a doua serie de experimente au fost testate pe aceeași configurație experimentală, dar spre deosebire de prima, în condiții identice. Acestea. Solurile au fost luate la fel, s-a asigurat aceeași alimentare cu apă prin pâlnie, s-au asigurat aceleași temperaturi de apă și aer.

În aceste experimente, intervalul de temperatură de expunere este menținut la un nivel superior: 35..40 ° C (în prima serie de experimente, temperatura a variat în intervalul 30 ... 35 ° C).

Tabelul 2.4 - Moduri de încălzire pentru probe Nr. 5-Nr. Tensiune Forță Putere Specifică Medie Variabila a fost doar numărul de cicluri n în timpul fiecărui experiment.

a fost menținută în 24 ± 0,5 ore, ceea ce a corespuns la aproximativ 14 ani de funcționare a gazoductului în condiții naturale (a se vedea clauza 2.1).

Variația ciclurilor din această serie de experimente a fost realizată prin modificarea tensiunii pe elementul de încălzire și, în consecință, prin modificarea fluxului de căldură specific furnizat probelor. Exemple de parametri de încălzire sunt dați în Tabelul 2.7.

Cu aceeași durată a experimentelor comparate, numărul de cicluri de încălzire a probelor este diferit: n = 14 (experimentul nr. 6) și n = 76 (experimentul nr. 8). Prin urmare, viteza de încălzire a probei din experimentul nr. 8 este foarte mare, iar răcirea este încetinită. În experimentul nr. 6, dimpotrivă, răcirea are loc rapid, iar căldura se acumulează treptat în sol. Datorită transferului de căldură calitativ diferit, temperaturile medii tav în aceste experimente sunt diferite.

Tabelul 2.5 - Parametrii probelor de încălzire într-un mod ciclic 35/45 ° С Proba Nr. Din tabelul 2.5 se poate observa că raportul dintre timpul de încălzire n și timpul de răcire o se modifică odată cu modificarea numărului de cicluri. Și acest lucru se reflectă în natura schimbării temperaturii ttr, determină diferența de temperaturi medii tav, electroliți și, în cele din urmă, asupra ratei de coroziune a probelor.

Natura schimbării de temperatură ttr este prezentată în Figura 2.6. Analiza graficelor arată că, odată cu creșterea numărului de cicluri, raportul dintre durata încălzirii și răcirii se modifică. Figura 2.7 prezintă un fragment din experimentul nr. cu o putere mică a sursei de încălzire, iar în figura 2.8, un fragment din experimentul nr. 8 cu o putere mare a sursei de încălzire. În experimentul nr. 5 (82 cicluri) și nr. 8 (76 cicluri), timpul de încălzire este mai scurt decât timpul de răcire, iar în experimentele nr. 6 și nr. 7, invers.

Rezultatele experimentelor nr.5-8 arată că pierderea prin coroziune a masei probelor este diferită, vezi Tabelul 2. Tabel 2.6 - Pierderea masei probelor nr.5-nr.8 cu o încălzire ciclică modul conform schemei 45/35°C procese chimice. Natura biochimică a accelerării sau activării proceselor de coroziune într-o astfel de configurație experimentală este practic exclusă.

Figura 2.6 - Natura regimurilor de temperatură în impulsuri ale probelor de încălzire în experimentele nr. 5 - Figura 2.7 - Fragment din experimentul nr. 6, ilustrând ratele de încălzire și răcire la o sursă de putere mică (q = 46,96 W/m) 2.8 - Fragment din experimentul nr. 8, ilustrând ratele de încălzire și răcire la o sursă de putere mare (q = 239,29 W/m) Figura 2.9 prezintă o dependență grafică a pierderii de masă a probei de numărul de impulsuri de căldură din experimente.

Pierderea în greutate a probei, g/cm2 0, Figura 2.9 - Dependența pierderii în greutate a probei de numărul de impulsuri termice Pierderea în greutate a eșantionului, g/cm Figura 2.10 - Dependența pierderii în greutate a eșantionului de puterea termică Pierderea în greutate a probei, g/cm care cu o creșterea numărului de cicluri pentru aceeași perioadă de timp, activitatea proceselor de coroziune crește, fapt dovedit de o creștere a pierderii relative în greutate a probelor. Această relație este neliniară și progresivă.

Trebuie remarcat faptul că, în ciuda faptului că în experimentul nr. 8 a fost utilizată o probă cu o masă mai mică și o suprafață mai mică în comparație cu restul probelor, pierderea sa specifică în greutate a fost mare. Acest lucru poate fi explicat prin faptul că proba nr. 8 a fost expusă la un flux de căldură specific mai mare, vezi Figura 2.10. Comparativ cu proba nr. 6, care a fost supusă celui mai scăzut flux de căldură specific, proba nr. 8 are o pierdere specifică în greutate cu 6% mai mult.

Viteza de coroziune, exprimată în pierderea de masă metalică, depinde de temperatura medie tav a suprafeței exterioare a probelor (Figura 2.11, Figura 2.12). Odată cu creșterea temperaturii la valori de 43..44 ° C, rata de coroziune scade. Acest lucru se poate explica prin scăderea umidității solului din jurul țevii și „uscarea” acesteia la temperaturi mai ridicate. Odată cu scăderea umidității, activitatea proceselor electrochimice corozive scade.

efectul de temperatură de impuls (n), dar și din puterea termică a sursei (q) și temperatura medie a acesteia tav.

2.5 Dependența vitezei de coroziune de temperatura medie cu transfer de căldură instabil.

Analiza rezultatelor experimentelor, inclusiv luarea în considerare a caracteristicilor calitative și a relațiilor cantitative, a făcut posibilă selectarea atributelor factorilor care afectează atributul efectiv al modelului.

s-a dovedit a fi insuficientă pentru efectuarea analizei de corelație-regresie multiplă a rezultatelor. Cu toate acestea, analiza matricei coeficienților de corelație perechi obținute în prima etapă de selecție a relevat factori care sunt strâns legați între ei, Tabelul 2.7.

Tabelul 2.7 - Raportul parametrilor х1 (n) și х2 (tср) în raport cu у (G/s) Cea mai strânsă relație a fost găsită între temperatura medie a probei tср și pierderea masei sale G/s. Coeficient de corelație pereche rх2 = -0,96431.

Au apărut factori care erau strâns legați între ei, care au fost aruncați.

Ca urmare, s-a decis să se ia în considerare dependența formei:

clasificând parametrul х1 (n) ca exprimând instabilitatea procesului de transfer de căldură și masă.

Acest lucru a făcut posibilă luarea în considerare a ambelor serii de experimente împreună. La cele patru experimente din seria a doua nr. 5..8 s-au adăugat încă două experimente nr. 1 și nr. 4 din prima serie.

Dependența grafică rezultată este prezentată în Figura 2.13.

Graficele din Figura 2.13 ilustrează clar procesul de pierderi de coroziune a metalelor.

transferul instabil de căldură și masă al țevii cu pământul (și în condițiile naturale ale conductei de gaz cu pământul), crește pierderea de coroziune a țevii de metal cu un ordin de mărime în comparație cu modurile stabile când temperatura țevii este menținută constantă. .

În al doilea rând, cu o creștere a temperaturii în regiune care depășește temperatura de 33 ° C, viteza de coroziune încetinește. Acest lucru se datorează faptului că la temperaturi ridicate, atingând 40 ° C și mai mult, are loc o ieșire de umiditate, migrarea acesteia la periferie, ceea ce face ca solul să se usuce. Odată cu deshidratarea solului adiacent conductei, activitatea proceselor de coroziune scade.

În al treilea rând, se poate presupune că activitatea corozivă maximă se încadrează în intervalul de temperatură în regiunea de 30 ... 33 ° C. Deoarece se știe că, cu o scădere a temperaturii de la 30 ° C la 10 ° C, viteza de coroziune încetinește, iar la 0 ° C practic se oprește.

Când temperatura scade de la +20 ° C la -10 ° C, corozivitatea scade de aproximativ 10 ori.

Acea. cele mai periculoase, din punct de vedere al coroziunii, pot fi considerate temperaturi de funcționare de ordinul + 30 ... + 33 ° C. În acest interval sunt operate conductele de gaz cu diametru mare.

A fost efectuat un studiu cuprinzător al stării de coroziune a conductelor principale de gaz și petrol și a sistemelor lor de protecție electrochimică pentru a determina dependența prezenței coroziunii și daunelor de coroziune sub tensiune de SCC extern de modurile de funcționare ale ECP. , să identifice și să elimine cauzele apariției și creșterii coroziunii și daunelor de coroziune prin efort. Într-adevăr, conductele principale de gaz și petrol nu sunt practic supuse uzurii din cauza funcționării lor. Fiabilitatea funcționării lor este determinată în principal de gradul de uzură corozivă și corozivă la efort. Dacă luăm în considerare dinamica ratei de accidentare a conductelor de gaze pentru perioada 1995-2003, devine evident că există un proces de creștere a accidentelor în timp datorită formării defectelor de coroziune și coroziune la stres la KZP.

Orez. 5.1.

Luând în considerare dinamica eliminării defectelor deosebit de periculoase pe conductele principale de gaz existente, devine evident că în timpul exploatării se înregistrează o creștere a defectelor deosebit de periculoase care necesită reparații prioritare cauzate de coroziune exterioară și fisuri de coroziune sub tensiune (Fig.5.1). Din ceea ce este arătat în fig. 5.1 al graficului se poate observa că aproape toate defectele eliminate deosebit de periculoase sunt de natură corozivă sau stsss-corozivă. Toate aceste defecte au fost găsite pe suprafața exterioară protejată cu catod.

Rezultatele studiilor cuprinzătoare ale protecției anticorozive a conductelor de gaz și petrol (prezența gropilor și a fisurilor de coroziune sub tensiune, aderența și continuitatea stratului izolator, gradul de protecție electrochimică) indică faptul că soluția problemei protecției anticorozive a conductele de gaz și petrol care utilizează acoperiri izolante și polarizare catodică sunt încă relevante. Confirmarea directă a celor de mai sus este rezultatul diagnosticului în linie. Conform datelor de diagnosticare în linie, în unele secțiuni ale conductelor principale de petrol și gaze cu o durată de viață mai mare de 30 de ani, proporția de defecte coroziunea externă(inclusiv coroziune la tensiune) atinge 80% din numărul total de defecte detectate.

Calitatea izolației principalelor conducte de gaz și petrol este caracterizată de valoarea rezistenței tranzitorii, care este determinată pe baza parametrilor de protecție electrochimică. Unul dintre parametrii principali ai protecției electrochimice a conductelor, care caracterizează calitatea învelișului izolator, este valoarea curentului de protecție catodică. Datele privind funcționarea mijloacelor ECP indică faptul că valoarea curentului de protecție al RMS pe partea liniară D la 1220 mm peste 30 de ani de funcționare din cauza îmbătrânirii izolației a crescut de aproape 5 ori. Consumul de curent pentru a asigura protecția electrochimică a 1 km de conductă de petrol în zona potențialelor de protecție 1,2 ... 2,1 V la m.S. e. a crescut de la 1,2 la 5,2 A / km, ceea ce indică o scădere proporțională a rezistenței tranzitorii a conductei de petrol. Rezistenta tranzitorie de izolare dupa 30 de ani de functionare a gazoductelor si petrolului are aceeasi ordine (2,6-10 3 Ohm - m 2) pe toata lungimea, cu exceptia sectiunilor in care conductele de gaz si petrol au fost reparate cu inlocuirea izolatiei. , în timp ce numărul de daune corozive și strsss - coroziune pe suprafața externă protejată cu catod variază în limite semnificative - de la 0 la 80% din numărul total de defecte detectate folosind detectarea defectelor în linie, care sunt localizate atât la îmbinările de zonele de protecție, precum și în apropierea punctelor de drenaj ale SCZ în zonele joase și pe porțiunile mlaștine ale traseului ... Apele subterane ale zonelor umede din partea centrală a Siberiei de Vest se caracterizează printr-o mineralizare scăzută (0,04% din greutate) și, drept consecință, rezistență ohmică ridicată (60 ... 100 Ohm m). În plus, solurile de mlaștină sunt acide. Valoarea pH-ului apelor de mlaștină ajunge la 4. Rezistența ohmică ridicată și aciditatea electrolitului de mlaștină sunt factori critici afectând viteza de coroziune a conductelor de gaze și eficacitatea protecției lor electrochimice. Se atrage atenția asupra faptului că în soluțiile poroase ale solurilor de mlaștină, conținutul de hidrogen sulfurat ajunge la 0,16 mg/l, ceea ce este cu un ordin de mărime mai mare decât în ​​solurile obișnuite și corpurile de apă curgătoare. Hidrogenul sulfurat, după cum arată datele sondajului, afectează, de asemenea, starea de coroziune a conductelor de gaz și petrol. Apariția coroziunii hidrogenului sulfurat din cauza activității bacteriilor sulfato-reducătoare (SRB) este indicată, de exemplu, de faptul că, celelalte condiții fiind aceleași, adâncimea maximă de penetrare a coroziunii externe prin defecte de izolație a gazelor. iar conductele de petrol din mlaștinile stagnante este mai mare decât cea din corpurile de apă curgătoare cu o medie de 70%. pe de o parte, și practic peste tot, fisurile strss-corozive pe SCB extern se găsesc și în mlaștinile stagnante cu un conținut crescut de H. 2 S - pe de altă parte. Conform conceptelor moderne, hidrogenul sulfurat molecular stimulează hidrogenarea oțelurilor. Electroreducerea H 2 S la KZP al conductei are loc conform reacțiilor H, S + 2- »2H als + S a ~ c și H, S + v- ^ H ads + HS ”ac, care crește gradul de umplere a stratului chimisorbit cu hidrogen atomic în c difuzând în structura țevilor de oțel. Un stimulent eficient al hidrogenării este, de asemenea dioxid de carbon: HC0 3 + e-> 2Н reclame + С0 3 ". Problema coroziunii și

Distrugerea strss-coroziune a conductelor de petrol și gaze de pe tronsoanele mlaștine ale traseului nu a fost încă pe deplin explicată și rămâne relevantă. Rezultatele inspecției la coroziune a conductelor principale de gaz și petrol din zonele mlăștinoase au arătat că aproape întreaga suprafață exterioară, atât pe conductele de petrol, cât și pe conductele de gaz, este acoperită cu defecte de izolare și sub izolație exfoliată cu depuneri brune (asemănătoare cu pulbere de aluminiu). Ulcerele de coroziune cu adâncimea maximă sunt localizate în deteriorarea penetrantă a izolației. Parametrii geometrici ai deteriorării prin coroziune corespund aproape exact cu geometria deteriorării prin izolație. Sub izolația exfoliată, în zona de contact a peretelui țevii cu umiditatea solului, există urme de coroziune fără gropi de coroziune vizibile cu urme de fisuri de coroziune sub tensiune.

Experimental, pe eșantioane de oțel pentru țevi instalate la peretele conductei petroliere principale D la 1220 mm (la generatoarea superioară, laterală și inferioară a acesteia), s-a determinat că în solurile regiunii taiga-mlaștină din partea centrală a Vestului. Siberia, rata de coroziune a probelor fără protecție catodică prin defecte de izolare ajunge la 0,084 mm/an. Sub potențial de protecție (cu componentă ohmică) minus 1,2 V în m.S. e., când densitatea curentului de protecție catodică depășește de 8 ... 12 ori densitatea de curent de oxigen limită, viteza de coroziune reziduală ns depășește 0,007 mm/an. Această viteză de coroziune reziduală corespunde stării de coroziune conform unei scale de rezistență la coroziune în 10 puncte. foarte persistent iar pentru conductele principale de gaz și petrol este permisă. În acest caz, gradul de protecție electrochimică este:

O examinare cuprinzătoare a stării de coroziune a suprafeței externe protejate cu catod a conductelor de gaz și petrol în gropi cu defecte de izolație prin orificiu dezvăluie gropi de coroziune cu o adâncime de 0,5 ... 1,5 mm. Nu este dificil de calculat timpul în care protecția electrochimică nu a asigurat suprimarea vitezei de coroziune a solului la valorile admise corespunzătoare foarte persistent starea corozivă a conductelor de gaz și petrol:

la o adâncime de penetrare a coroziunii de 0,5 mm la o adâncime de penetrare a coroziunii de 1,5 mm

Aceasta este pentru 36 de ani de funcționare. Motivul scăderii eficienței protecției electrochimice a conductelor de gaz și petrol împotriva coroziunii este asociat cu o scădere a rezistenței tranzitorii de izolație, apariția defectelor prin intermediul izolației și, ca urmare, o scădere a curentului de protecție catodică. densitatea la îmbinările zonelor de protecție ale SCZ la valori care nu ating valorile densității limită de curent pentru oxigen, care nu asigură suprimarea coroziunii solului la valori admisibile, deși valorile densității de protecție. potențialele măsurate cu componenta ohmică corespund standardului. O rezervă importantă, care permite reducerea vitezei de distrugere prin coroziune a conductelor de gaz și petrol, este identificarea în timp util a zonelor de subprotecție atunci când L 1 1 Lr

Corelarea defectelor externe de coroziune ale conductei de petrol cu ​​durata întreruperilor pe liniile aeriene de-a lungul rutei indică faptul că în timpul opririlor liniilor aeriene de-a lungul rutei și a timpului de nefuncționare a CPS apare coroziunea prin pitting prin defecte de izolație, a căror viteză. ajunge la 0,084 mm/an.

Orez. 5.2.

În cursul unei examinări cuprinzătoare a sistemelor de protecție electrochimică a conductelor principale de gaz și petrol, s-a constatat că în domeniul potențialelor de protecție catodică 1,5 ... 3,5 V la m. S. e. (cu componenta ohmica) protectie catodica densitatea curentului j a depășește densitatea limită de curent a oxigenului j 20 ... 100 de ori sau mai mult. Mai mult, cu aceleași potențiale de protecție catodică, densitatea de curent, în funcție de tipul de sol (nisip, turbă, argilă), diferă semnificativ, de aproape 3 ... 7 ori. În teren, în funcție de tipul de sol și de adâncimea de așezare a conductei (adâncimea de scufundare a sondei indicator de coroziune), densitatea limită de curent pentru oxigen, măsurată pe un electrod de lucru din oțel 17GS cu diametrul de 3,0. mm, a variat între 0,08 ... 0, 43 A / m ", iar densitatea curentului de protecție catodică la potențiale cu o componentă ohmică de la

1,5 ... 3,5 V pe m. S. e., măsurat pe același electrod, a atins valori de 8 ... 12 A/m 2, ceea ce determină o eliberare intensă de hidrogen pe suprafața exterioară a conductei. Unii dintre adatomii de hidrogen din aceste moduri de protecție catodică trec în straturile apropiate de suprafață ale peretelui conductei, hidrogenându-l. Pe continut crescut hidrogenul din probele tăiate din conducte supuse distrugerii prin coroziune este indicat în lucrările autorilor autohtoni și străini. Hidrogenul dizolvat în oțel are un efect de înmuiere, ceea ce duce în cele din urmă la oboseala cu hidrogen și la apariția fisurilor de coroziune sub tensiune pe SCC subteran. conducte de oțel... Problema oboselii cu hidrogen a oțelurilor pentru țevi (clasa de rezistență X42-X70) în ultimii ani a atras Atentie speciala cercetători în legătură cu frecvenţa crescută a accidentelor pe gazoductele principale. Oboseala cu hidrogen la schimbarea ciclică a presiunii de operare în conductă este observată în formă aproape pură în timpul supraîncărcării catodice, când j KZ / j> 10.

Când densitatea de curent de protecție catodică atinge valorile densității de curent limită pentru oxigen (sau ușor, de cel mult 3 ... 5 ori, depășește ce), rata de coroziune reziduală ns depășește 0,003 ... 0,007 mm / an. Exces semnificativ (de peste 10 ori) j K t de mai sus j practic, nu duce la suprimarea în continuare a procesului de coroziune, dar duce la hidrogenarea peretelui conductei, ceea ce provoacă apariția fisurilor de coroziune sub tensiune la SCC. Apariția fragilizării hidrogenului în timpul unei modificări ciclice a presiunii de funcționare într-o conductă este oboseala cu hidrogen. Oboseala cu hidrogen a conductelor se manifestă cu condiția ca concentrația de hidrogen catodic în peretele conductei să nu scadă sub un anumit nivel minim... Dacă desorbția hidrogenului din peretele conductei are loc mai rapid decât desfășurarea procesului de oboseală, atunci când yc depășește / pr de cel mult 3 ... 5 ori, oboseala cu hidrogen

nu este vizibil. În fig. 5.3 arată rezultatele măsurării densității de curent a senzorilor de hidrogen cu SCZ activat (1) și dezactivat (2) pe conducta Gryazovets.

Orez. 5.3.

și cu handicap (2) SKZ la KP I; 3 - potențialul protecției catodice când SCZ este pornit - (a) și dependența curenților senzorilor de hidrogen de potențialul conductei cu SCZ pornit și oprit la KP 1 - (b)

Potențialul de protecție catodică în timpul perioadei de măsurare a fost în intervalul minus 1,6 ... 1,9 V m. S. e. Cursul rezultatelor măsurătorilor electrice de urme, prezentat în Fig. 5.3, a, indică faptul că densitatea maximă a fluxului de hidrogen în peretele conductei cu SCZ pornit a fost de 6 ... 10 μA / cm 2. În fig. 5.3, b sunt prezentate zonele de variație a curenților senzorilor de hidrogen și potențialele de protecție catodică cu RMS pornit și oprit.

Autorii lucrării notează că potențialul conductei cu RMS oprit nu a scăzut sub minus 0,9 ... 1,0 V m. S. Oe., care se datorează influenței RMS adiacente. În acest caz, densitățile de curent ale senzorilor de hidrogen cu RMS pornit și oprit diferă în

de 2 ... 3 ori. În fig. 5.4 prezintă curbele de modificări ale curenților senzorilor de hidrogen și potențialelor de protecție catodică la KP 08 al unității Krasnoturinsky.

Progresul studiilor experimentale prezentate în Fig. 5.4 indică faptul că densitatea maximă a fluxului de hidrogen în peretele conductei nu a depășit 12 ... 13 μA / cm 2. Potențialele măsurate ale protecției catodice au fost în intervalul de la minus 2,5 ... 3,5 V m. S. e. S-a arătat mai sus că volumul de hidrogen eliberat la QPC depinde de valoarea criteriului adimensional j K s / y etc. În acest sens, este interesant să se compare rezultatele diagnosticării în linie a conductelor de petrol și gaze în funcțiune cu moduri de protecție catodică.

Orez. 5.4.

Masa 5.1 prezintă o comparație a rezultatelor diagnosticului în linie cu rezultatele unui studiu cuprinzător al sistemelor ECP de operare a conductelor de petrol și gaze din partea centrală a Siberiei de Vest. Rezultatele măsurătorilor electrochimice pe partea liniară a conductelor de petrol și gaze în exploatare indică faptul că în soluri diferite la aceleași valori ale potențialului măsurat, densitatea de curent a protecției catodice variază într-un interval larg, ceea ce face necesară selectați și reglați potențialele de protecție conducte subterane monitorizați suplimentar densitatea curentului de protecție catodică în raport cu densitatea limită a curentului de oxigen. Măsurătorile electrochimice suplimentare pe traseul conductelor principale de gaz și petrol existente vor preveni sau minimiza formarea unor tensiuni locale mari în peretele conductei cauzate de molizarea hidrogenului (cu caracter figurativ ridicat). O creștere a nivelului tensiunilor locale în peretele conductei este asociată cu o modificare a triaxialității stării de solicitare în zonele locale îmbogățite cu hidrogen catodic, unde se formează microfisuri, precursori ai fisurilor de coroziune-stres pe SCC extern.

Compararea rezultatelor diagnosticului intratubar cu rezultatele unei examinări cuprinzătoare a sistemelor

protecția electrochimică a conductelor de gaz și petrol în exploatarea în partea centrală a Siberiei de Vest

Distanţă,		Distribuția potențialului de protecție (0WB) (Persoana A/m 2)		Sens criteriu j k.z ^ Jxvp	funcționare, mm	Densitate defecte o pierdere metan,	Densitate defecte pachet,
Parte liniară a conductei principale de petrol D u 1220 mm

Distanţă,	Limitarea densității de curent pentru oxigen (ЛрХА / m2	Distribuția potențialului de protecție si densitatea curentului de protectie catodica (Gine> A/m 2)		Sens criteriu Ukz ^ Control	Adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pentru întreaga perioadă funcționare, mm	Densitate defecte o pierdere metal,	Densitatea defectelor delaminare, buc/km	Durata totală a perioadei de nefuncționare a RMS pentru întreaga perioadă de funcționare (conform organizației de exploatare), zile

Analiza rezultatelor prezentate în tabel. 5.1, ținând cont de durata timpului de nefuncționare a RMS, indică o relație invers proporțională între densitatea defectelor de coroziune și valoarea criteriului adimensional. j K s/ j, inclusiv atunci când acest raport a fost egal cu

zero. Într-adevăr, densitatea maximă a defectelor coroziunea externă observate în zonele în care durata timpului de nefuncţionare a mijloacelor de protecţie electrochimică (conform organizaţiilor de exploatare) a depăşit valorile standard. Pe de altă parte, densitatea maximă a defectelor de tip delaminare observată pe tronsoane de luncă mlaștină ale traseului, unde durata de oprire a mijloacelor ECP nu a depășit valorile standard. O analiză a modurilor de funcționare ale SCZ în zone cu o durată minimă a timpului de nefuncționare pe fondul unei împrăștie mari de date indică o relație aproape proporțională între densitatea defectelor de tip delaminareși criteriu j K 3//, când densitatea de curent a protecției catodice a depășit densitatea limită de curent pentru oxigen de zece sau mai multe ori pe o perioadă lungă de funcționare (cu durata minimă a timpului de oprire RMS). Analiza efectuată a modurilor de protecție catodică în comparație cu defectele de coroziune și coroziune sub tensiune la SCC confirmă concluziile anterioare că raportul j K 3 / j np poate servi drept criteriu adimensional pentru monitorizarea vitezei de coroziune reziduală a unei conducte la diferite potențiale de protecție catodică, pe de o parte, pentru a preveni formarea de defecte la SCC coroziunea externăși pentru a determina intensitatea hidrogenării electrolitice a peretelui conductei - pe de altă parte, pentru a exclude formarea și creșterea defectelor de tip delaminare lângă suprafața protejată cu catod.

Date din tabel. 5.1 indică faptul că durata maximă de nefuncționare pentru aproape toate RHC-urile pe întreaga perioadă de funcționare a conductelor de petrol și gaze, timp de 36 de ani, a fost în medie de 536 de zile (aproape 1,5 ani). Potrivit organizațiilor de exploatare, pe parcursul anului, timpul de nefuncționare al VHC a fost în medie de 16,7 zile, iar pentru trimestrul - 4,18 zile. Această durată a perioadei de nefuncționare a SCZ pe partea liniară a conductelor de petrol și gaze inspectate îndeplinește practic cerințele documentelor de reglementare și tehnice (GOST R 51164-98, p. 5.2).

Masa 6.2 prezintă rezultatele măsurării raportului dintre densitatea curentului de protecție catodică și densitatea limită de curent pentru oxigen la generatoarea superioară a conductei principale de petrol D la 1220 mm. Calculul vitezei de coroziune reziduală a conductei la potențialele de protecție catodică date este determinat de formula 4.2. Date în tabel. 5.1 și 5.2 datele indică faptul că pentru întreaga perioadă de funcționare a conductei petroliere principale, ținând cont de timpul de nefuncționare al mijloacelor de protecție electrochimică

(conform organizației de exploatare) adâncimea maximă de penetrare a coroziunii la KZP extern nu trebuie să depășească 0,12 ... 0,945 mm. Într-adevăr, densitatea curentului de limitare a oxigenului la nivelul așezării secțiunilor studiate ale conductelor de petrol și gaze a variat de la 0,08 A/m2 până la 0,315 A/m2. Chiar și cu o valoare maximă a densității de curent limită pentru oxigen de 0,315 A/m 2, adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pe 36 de ani de funcționare cu un RMS inactiv planificat de 1,15 ani nu va depăși 0,3623 mm. Aceasta este 3,022% din grosimea nominală a peretelui țevii. În practică, însă, vedem o imagine diferită. Masa 5.1 prezintă rezultatele diagnosticării în linie a secțiunii conductei principale de petrol D la 1220 mm după funcționarea sa timp de 36 de ani. Rezultatele diagnosticelor în linie indică faptul că uzura maximă corozivă a peretelui conductei a depășit 15% din grosimea nominală a peretelui conductei. Adâncimea maximă de penetrare a coroziunii a atins 2,0 mm. Aceasta înseamnă că durata de nefuncționare a mijloacelor ECP nu îndeplinește cerințele GOST R 51164-98, clauza 5.2.

Măsurătorile electrometrice efectuate, prezentate în tabel. 5.2, indică faptul că la un mod dat de protecție catodică, viteza de coroziune reziduală nu a depășit 0,006 ... 0,008 mm/an. Această viteză de coroziune reziduală corespunde stării de coroziune conform unei scale de rezistență la coroziune în 10 puncte. rezistent la coroziune iar pentru conductele principale de petrol și gaze este permisă. Aceasta înseamnă că pentru 36 de ani de funcționare a conductei, ținând cont de informațiile despre timpul de inactivitate al ECP, conform organizației de exploatare, adâncimea de penetrare a coroziunii nu ar depăși 0,6411 mm. Într-adevăr, pentru perioada de oprire planificată a instalațiilor ECP (1,15 ani), adâncimea de penetrare a coroziunii a fost de 0,3623 mm. Pe perioada de funcționare a instalațiilor ECP (34,85 ani), adâncimea de penetrare a coroziunii a fost de 0,2788 mm. Adâncimea totală de penetrare a coroziunii la KZP ar fi 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm). Rezultatele diagnosticelor în linie indică faptul că adâncimea maximă reală de penetrare a coroziunii pe parcursul a 36 de ani de funcționare pe secțiunea studiată a conductei principale de petrol D la 1220 mm a fost de 1,97 mm. Pe baza datelor disponibile, este ușor de calculat timpul în care protecția electrochimică ns a asigurat suprimarea vitezei de coroziune a solului la valori admisibile: T = (1,97 - 0,6411) mm / 0,08 mm / an = 16,61 ani. Durata opririi instalațiilor ECP de pe conducta principală de gaze D, care trece pe un coridor tehnic, este de 1020 mm, pe care, în lunca inundabilă a râului. Obi, s-au constatat fisuri de coroziune la efort, care coincid cu durata de oprire a RPS pe conducta principală de petrol, deoarece RPS a conductei de gaz și a conductei de petrol sunt alimentate de la aceeași linie aeriană de-a lungul traseului.

Masa 5.3 prezintă rezultatele determinării timpului de oprire real al RMS pe toată perioada de exploatare (36 de ani) a conductelor trunchi de petrol și gaze pe baza măsurătorilor electrometrice.

Tabelul 5.2

Distribuția vitezei de coroziune reziduală în secțiunile de operare a conductelor de gaz și petrol din partea centrală a Siberiei de Vest

Tabelul 5.3

Rezultatele determinării timpului de nefuncționare real al RMS pe întreaga perioadă de funcționare (36 de ani) a conductelor principale de gaz și petrol pe baza măsurătorilor electrometrice

Distanţă,	Rata maximă de coroziune posibilă a unei conducte fără scurtcircuit, mm/an	Rata de coroziune reziduală a conductei la un anumit mod SC, mm/an	Adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pe o suprafață protejată cu catod, mm	Realul
Parte liniară a conductei principale de petrol D u 1220 mm
Parte liniară a conductei principale de gaz D u 1020 mm

Analiza rezultatelor prezentate în tabel. 5.3, indică faptul că timpul de oprire real al mijloacelor de protecție electrochimică depășește semnificativ valoare normativă, care este cauza uzurii intense prin coroziune a peretelui conductei din partea exterioară, protejată cu catod.

B. V. Koshkin, V. N. Șcherbakov, V. YU. Vasiliev, GOUVPO "Moscova stat Institutul de Oțel și Aliaje (tehnologic Universitatea) » ,

A DA IN JUDECATA Mosgorteplo

Metodele electrochimice pentru evaluarea, monitorizarea, diagnosticarea, prezicerea comportamentului la coroziune și determinarea vitezei de coroziune, care au fost bine dezvoltate teoretic de mult timp și sunt utilizate pe scară largă în condiții de laborator, au început să fie utilizate pentru evaluarea stării de coroziune numai în condiții de funcționare. în ultimii 5-10 ani.

O caracteristică distinctivă a metodelor de evaluare electrochimică este capacitatea de a determina starea de coroziune (inclusiv în mod continuu) în timp real cu un răspuns simultan al materialului și al mediului corosiv.

Metodele de rezistență la polarizare (galvanică și potențiostatică), metodele rezistometrice și de impedanță sunt cele mai utilizate pentru aprecierea stării de coroziune în condiții de funcționare. Uz practic a primit primele două. Metoda galvanostatică de măsurare este utilizată în dispozitivele portabile portabile, metoda potențiostatică este utilizată în principal în studiile de laborator datorită echipamentelor mai complexe și mai costisitoare.

Metoda rezistenței la polarizare se bazează pe măsurarea vitezei de coroziune prin determinarea curentului de coroziune.

Instrumentele străine existente pentru măsurarea vitezei de coroziune se bazează în principal pe principiul rezistenței la polarizare și cu un grad suficient de precizie pot determina viteza de coroziune numai în condiții imersiune completa obiectul măsurat într-un mediu corosiv, de ex. corozivitatea mediului este practic determinată. O astfel de schemă de măsurare este implementată în dispozitivele străine pentru evaluarea vitezei de coroziune (dispozitive de la ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna etc.). Dispozitivele sunt destul de scumpe și nu sunt adaptate condițiilor rusești. Contoarele de coroziune domestice determină agresivitatea mediului, indiferent de oțelurile reale din care sunt fabricate conductele și, prin urmare, nu pot determina rezistența la coroziune a conductelor în condiții de funcționare.

În acest sens, la MISiS a fost dezvoltat un contor de coroziune, conceput pentru a determina vitezele de coroziune ale conductelor rețelelor de încălzire realizate din oțeluri în funcțiune.

Contorul de coroziune de dimensiuni mici „KM-MISiS” (Fig. 1) este dezvoltat pe o bază de element modern pe baza unui microvoltmetru digital de precizie cu rezistență zero. Corosimetrul este proiectat pentru a măsura viteza de coroziune prin metoda rezistenței de polarizare cu compensare IR fără curent. Dispozitivul are o interfață simplă, intuitivă pentru controlul și introducerea/ieșirea informațiilor pe afișajul cu cristale lichide.

Programul contorului de coroziune prevede posibilitatea introducerii unor parametri care permit evaluarea vitezei de coroziune a diferitelor grade de oțel și setarea zero. Acești parametri sunt stabiliți în timpul fabricării și calibrării contorului de coroziune. Corosimetrul arată atât valoarea măsurată a vitezei de coroziune, cât și valorile curente ale diferenței de potențial „E 2 - E1» pentru a controla parametrii.

Parametrii principali ai contorului de coroziune sunt în conformitate cu Sistem unificat Protecție împotriva coroziunii și îmbătrânirii (ESZKS).

Corozimetrul „KM-MISiS” este conceput pentru a determina viteza de coroziune prin metoda rezistenței la polarizare în medii conductoare electrolitic și poate fi utilizat pentru a determina viteza de coroziune a pieselor și echipamentelor metalice din sectorul energetic, industria chimică și petrochimică, construcții , inginerie mecanică, protecția mediului, pentru nevoi educaționale.

Experienţăexploatare

Corosimetrul a trecut testele pilot în condițiile de funcționare ale rețelelor de încălzire din Moscova.

Testele pe Leninsky Prospekt au fost efectuate în august - noiembrie 2003 pe primul și al doilea circuit al rețelelor de încălzire (abonat 86/80). În această secțiune, duzele au fost sudate în circuitul I și II al conductelor rețelelor de încălzire, în care au fost instalați senzori (electrozi de lucru) și au fost efectuate măsurători zilnice ale vitezei de coroziune și ale parametrilor electrochimici cu ajutorul unui prototip de corozometru. Măsurătorile au fost efectuate în partea interioară a conductelor cu înregistrarea parametrilor lichidului de răcire. Principalii parametri ai lichidului de răcire sunt prezentați în Tabelul 1.

Pentru măsurători cu durate diferite de la 5 la 45 min. a înregistrat principalii parametri ai stării de coroziune a conductelor rețelelor de încălzire în timpul testelor pe termen lung. Rezultatele măsurătorilor sunt prezentate în Fig. 2 și 3. După cum rezultă din rezultatele testului, valorile initiale ratele de coroziune se corelează bine cu testele de lungă durată atât în ​​testele din circuitele I cât și din II. Rata medie de coroziune pentru circuitul primar este de aproximativ 0,025 - 0,05 mm/an, pentru al doilea circuit, aproximativ 0,25 - 0,35 mm/an. Rezultatele obținute confirmă datele experimentale și literare disponibile privind rezistența la coroziune a conductelor rețelelor de încălzire din oțeluri carbon și slab aliate. Valori mai precise pot fi obținute prin specificarea claselor de oțel ale conductelor în uz. Inspecția stării de coroziune a rețelelor de încălzire a fost efectuată pe tronsonul autostrăzii Entuziastov - strada Sayanskaya. Secțiunile principale de încălzire din această zonă (Nr. 2208/01 - 2208/03) deseori eșuează, conductele din această zonă
stke au fost puse în 1999 - 2001. Rețeaua de încălzire este formată dintr-o linie dreaptă și o linie inversă. Temperatura liniei drepte a magistralei de încălzire este de aproximativ 80-120 ° C la o presiune de 6 atm, temperatura de retur este de aproximativ 30-60 ° C. În perioada de primăvară-toamnă, conducta de încălzire este adesea inundată cu apă subterană (în apropierea iazurilor Terletskie) și/sau canalizare. Natura așezării conductei de încălzire în această zonă este canal, în jgheaburi de beton cu capac, și o adâncime de așezare de aproximativ 1,5-2 m. Primele scurgeri în conducta de încălzire au fost observate în primăvara anului 2003, au eșuat și au fost înlocuite. în august - septembrie 2003. În timpul controlului, canalul principal de încălzire a fost inundat cu aproximativ 1/3 - 2/3 din diametrul conductei cu apă subterană sau scurgere. Conductele de încălzire au fost izolate cu fibră de sticlă.

Parcela numărul 2208/01 - 22008/02. Conducta de încălzire a fost așezată în 1999, țevile sunt sudate, cu cusătură longitudinală, 159 mm în diametru, probabil din st. 20. Conductele au un strat termoizolant de lac Kuzbass, vata mineralași glassine (material de acoperiș sau fibră de sticlă). În această zonă, există 11 zone defecte cu leziuni transcorozive, în principal în zona inundată a canalului. Densitatea leziunilor corozive de-a lungul lungimii dreptei este de 0,62 m-1, inversul este de -0,04 m -1. Ieșit din funcțiune în august 2003.

Parcela numărul 2208/02 - 2208/03. Instalat în 2001. Coroziune preferenţială a liniei principale de încălzire. Lungimea totală a secțiunilor defecte ale conductei de înlocuit este de 82 m. Densitatea leziunilor corozive ale unei linii drepte este de 0,54 m -1. Potrivit GUP Mosgorteplo, conductele sunt realizate din oțel 10KhSND.

Secția Nr 2208/03 - Centrală termică. Așezat în 2000, țevi fără sudură, probabil din st. 20. Densitatea leziunilor corozive ale unei linii drepte -0,13 m -1, unei linii inverse -0,04 m-1. Densitatea medie a leziunilor prin coroziune (cum ar fi coroziunea delocalizată prin pitting) a suprafeței exterioare a conductelor în linie dreaptă este de 0,18 - 0,32 m -1. Probele de țeavă tăiate nu sunt acoperite la exterior. Natura leziunilor corozive pe partea exterioară a țevii de probă este în principal coroziunea generală în prezența leziunilor traversante, cum ar fi coroziunea prin pitting, care au o formă conică cu o dimensiune de aproximativ 10-20 cm de suprafața exterioară, transformându-se în traversare. leziuni cu diametrul de aproximativ 2-7 mm. Pe interiorul țevii există o ușoară coroziune generală, starea este satisfăcătoare. Rezultatele determinării compoziției probelor de conducte sunt prezentate în Tabelul 2.

În ceea ce privește compoziția, materialul probelor de țevi corespunde oțelurilor de tip „D” (sau KhGSA).

Deoarece unele dintre conducte se aflau într-un canal în apă, a fost posibil să se estimeze viteza de coroziune a părții exterioare a conductei. Evaluarea vitezei de coroziune a fost efectuată în locurile de ieșire a pozatului canalului, în apele subterane din imediata vecinătate a conductei și în locurile cu cele mai multe curgere rapida panza freatica. Temperatura apei subterane a fost de 40-60 ° C.

Rezultatele măsurătorilor sunt prezentate în tabel. 3-4, unde datele de apă calmă sunt evidențiate cu roșu.

Rezultatele măsurătorilor arată că ratele de coroziune generală și localizată cresc Acestea variază în timp, ceea ce este cel mai pronunțat pentru coroziunea localizată în apă calmă. Viteza coroziunii generale tinde să crească în curent; în apa calmă, ratele coroziunii locale cresc.

Datele obținute fac posibilă determinarea vitezei de coroziune a conductelor de alimentare cu căldură și prezicerea comportamentului lor la coroziune. Rata de coroziune a conductelor din această zonă este > 0,6 mm/an. Durata maximă de viață a conductelor în aceste condiții nu este mai mare de 5-7 ani, cu reparații periodice în locurile de deteriorare locală prin coroziune. O predicție mai precisă este posibilă cu monitorizarea continuă a coroziunii și cu acumularea de date statistice.

Analizăoperaționalăleziuni coroziveT

• 1. Concepte de bază și indicatori ai fiabilității (fiabilitatea, fiabilitatea, mentenabilitatea, durabilitatea etc.). Caracteristică.
• 2. Relația dintre calitatea și fiabilitatea mașinilor și mecanismelor. Posibilitatea unei combinații optime de calitate și fiabilitate.
• 3. Metode de determinare a valorilor cantitative ale indicatorilor de fiabilitate (calculate, experimentale, operaționale etc.). Tipuri de teste pentru fiabilitate.
• 4. Modalități de îmbunătățire a fiabilității obiectelor tehnice în faza de proiectare, în procesul de producție și exploatare.
• 5. Clasificarea defecțiunilor în funcție de nivelul de criticitate a acestora (după gravitatea consecințelor). Caracteristică.
• 7. Principalii factori distructivi care acționează asupra obiectelor în timpul funcționării. Tipuri de energie care afectează fiabilitatea, performanța și durabilitatea mașinilor și mecanismelor. Caracteristică.
• 8. Influența fizică și învechirea asupra stării limitative a instalațiilor de transport prin conducte. Modalități de extindere a perioadei de bună funcționare a structurii.
• 9. Tipuri acceptabile și inacceptabile de daune ale pieselor și interfețelor.
• 10. Schema pierderii performanței de către un obiect, un sistem. Caracteristicile stării limitative a obiectului.
• 11. Eșecurile sunt funcționale și parametrice, potențiale și reale. Caracteristică. Condiții în care defecțiunea poate fi prevenită sau amânată.
• 13. Principalele tipuri de structuri ale sistemelor complexe. Caracteristici ale analizei fiabilității sistemelor complexe pe exemplul unei conducte principale, o stație de pompare.
• 14. Metode de calcul a fiabilității sistemelor complexe pentru fiabilitatea elementelor individuale.
• 15. Redundanța ca modalitate de a îmbunătăți fiabilitatea unui sistem complex. Tipuri de rezerve: descărcate, încărcate. Redundanță de sistem: generală și separată.
• 16. Principiul redundanței ca modalitate de îmbunătățire a fiabilității sistemelor complexe.
• 17. Indicatori de fiabilitate: timpul de funcționare, resursa tehnică și tipurile acesteia, defecțiune, durata de viață și indicatorii probabilistici ai acesteia, operabilitate, funcționalitate.
• 19. Fiabilitatea și calitatea ca categorii tehnice și economice. Selectarea nivelului optim de fiabilitate sau de resurse în etapa de proiectare.
• 20. Conceptul de „eșec” și diferența lui de „daune”. Clasificarea defecțiunilor după momentul apariției lor (structurale, de producție, operaționale).
• 22. Împărțirea MT în secțiuni operaționale. Protecția la suprapresiune a conductelor.
• 23. Cauzele și mecanismul coroziunii conductei. Factori care contribuie la dezvoltarea coroziunii obiectelor.
• 24. Deteriorarea prin coroziune a conductelor conductelor principale (mt). Varietăți de deteriorare prin coroziune a conductelor mt. Influența proceselor de coroziune asupra modificării proprietăților metalelor.
• 25. Acoperiri de protecție pentru conducte. Cerințe pentru ei.
• 26. Electro-chimic. Protecția conductelor împotriva coroziunii, tipurile acesteia.
• 27. Fixarea conductelor la cote de proiectare ca o modalitate de a crește fiabilitatea acestora. Metode de protectie a malurilor in sectiunile de treceri subacvatice.
• 28. Prevenirea plutirii conductei. Metode de fixare a conductelor la cote de proiectare pe tronsoane apoase ale traseului.
• 29. Aplicarea sistemului de automatizare și telemecanizare a proceselor tehnologice pentru asigurarea funcționării fiabile și stabile a mt.
• 30. Caracteristici ale stării tehnice a părții liniare a MT. Defecte ascunse ale conductelor la momentul punerii în funcțiune și tipurile acestora.
• 31. Defecțiuni supapelor de închidere și control mt. Cauzele și consecințele lor.
• 32. Defecțiuni ale echipamentelor mecanice și tehnologice ale NPC și cauzele acestora. Natura defecțiunii pompelor principale.
• 33. Analiza deteriorării echipamentelor electrice principale ale SEN.
• 34. Ce determină capacitatea portantă și etanșeitatea rezervoarelor. Influența defectelor ascunse, abaterile de la proiectare, modurile de funcționare asupra stării tehnice și a fiabilității rezervoarelor.
• 35. Aplicarea sistemului de întreținere și reparare (tor) în timpul funcționării MT. Sarcini atribuite torusului sistemului. Parametrii diagnosticați la monitorizarea stării tehnice a mt.
• 36. Diagnosticarea obiectelor MT ca condiție pentru asigurarea fiabilității acestora. Monitorizarea stării pereților și fitingurilor de țeavă folosind metode de testare distructivă. Testarea conductelor.
• 37. Monitorizarea stării pereților conductelor prin metode de încercare nedistructivă. Dispozitive de diagnosticare: autopropulsate și deplasate de debitul lichidului pompat.
• 38. Diagnosticarea stării de tensiune-deformare a părții liniare a conductei.
• 39, 40, 41, 42. Diagnosticarea prezenței scurgerilor de lichid din conducte. Metode de diagnosticare a scurgerilor mici în MNP și MNP.
• 1. Vizual
• 2. Metoda de reducere a presiunii
• 3. Metoda undelor de șoc negative
• 4. Metoda de comparare a costurilor
• 5. Metoda echilibrului liniar
• 6. Metoda radioactivă
• 7. Metoda emisiei acustice
• 8. Metoda de analiză a gazelor laser
• 9. Metoda cu ultrasunete (sonda)
• 43. Metode de monitorizare a stării acoperirilor izolante ale conductelor. Factorii care duc la distrugerea acoperirilor izolante.
• 44. Diagnosticarea stării tehnice a rezervoarelor. Control vizual.
• 45. Determinarea defectelor ascunse ale metalului si sudatelor rezervorului.
• 46. ​​​​Controlul stării de coroziune a rezervoarelor.
• 47. Determinarea proprietăților mecanice ale metalelor și îmbinărilor sudate ale rezervoarelor.
• 48. Controlul formei geometrice si tasarii bazei rezervorului.
• 49. Diagnosticarea stării tehnice a unităților de pompare.
• 50. Întreținerea preventivă a MT ca modalitate de îmbunătățire a fiabilității în timpul funcționării acestuia. Strategii de reparare.
• 51. Sistemul de întreținere preventivă programată (PPR) și impactul acestuia asupra fiabilității și durabilității MT. Tipuri de asta și reparații.
• 52. Lista activităților incluse în sistemul PPR de sisteme de conducte.
• 53. Dezavantajele sistemului PPR pentru timpul de funcționare și direcțiile principale de îmbunătățire a acestuia.
• 54. Revizia părții liniare a MT, etapele sale principale. Tipuri de revizie a conductelor de petrol.
• 55. Secvența și conținutul lucrărilor în timpul reparației conductei cu ridicarea și așezarea acesteia pe patul în șanț.
• 56. Accidentele la MT, clasificarea acestora și organizarea răspunsului la urgență.
• 57. Cauzele accidentelor și tipurile de defecte pe mt.
• 58. Tehnologia lucrărilor de recuperare de urgență a conductelor.
• 59. Metode de etanșare a conductelor. Cerințe pentru dispozitivele de etanșare.
• 60. Metoda de etanșare a conductei prin „ferestre”.

• Grosimea foilor curelelor superioare, începând de la a patra, se verifică de-a lungul generatricei de-a lungul scării de mine de-a lungul înălțimii centurii (jos, mijloc, sus). Grosimea celor trei curele inferioare este verificată în raport cu patru generatrice diametral opuse. Grosimea duzelor amplasate pe foile primei coarde se măsoară în partea de jos, cel puțin în două puncte.

  Grosimea plăcilor inferioare și a acoperișului se măsoară în două direcții reciproc perpendiculare. Numărul de măsurători pe fiecare foaie ar trebui să fie de cel puțin două. În locurile în care se produce o distrugere corozivă a foilor de acoperiș, se decupează găuri de 500x500 mm și se fac măsurători ale secțiunilor elementelor structurilor de susținere. Grosimea pontonului și a foilor de acoperiș plutitoare se măsoară pe covor, precum și pe rigidizările exterioare, interioare și radiale.

  Rezultatele măsurătorilor sunt mediate. Când grosimea tablei se modifică în mai multe puncte, valoarea medie aritmetică este luată ca valoare reală. Măsurătorile care dau un rezultat care diferă de media aritmetică cu mai mult de 10% în jos sunt indicate suplimentar. Când se măsoară grosimea mai multor foi dintr-o centură sau orice alt element al rezervorului, grosimea reală este considerată grosimea minimă măsurată a unei foi individuale.

  Rezultatele măsurătorilor sunt comparate cu grosimile maxime admise ale peretelui, acoperișului, structurilor de susținere, pontoanelor.

  Uzura maximă admisă a foilor acoperișului și fundului rezervorului nu trebuie să depășească 50%, iar culorile fundului - 30% din valoarea de proiectare. Pentru structurile portante ale acoperirii (ferme, grinzi), uzura nu trebuie să depășească 30% din valoarea de proiectare, iar pentru foile de ponton (acoperiș flotant) - 50% în partea centrală și 30% pentru cutii.

  47. Determinarea proprietăților mecanice ale metalelor și îmbinărilor sudate ale rezervoarelor.

  Pentru a determina capacitatea portantă reală și adecvarea rezervorului pentru funcționarea ulterioară, este foarte important să cunoașteți proprietățile mecanice ale metalului de bază și ale îmbinărilor sudate.

  Testele mecanice sunt efectuate atunci când nu există date despre inițial proprietăți mecanice ax din metalul de bază și îmbinările sudate, cu coroziune semnificativă, cu apariția de fisuri, precum și în toate celelalte cazuri când există suspiciunea de deteriorare a proprietăților mecanice, oboseală sub acțiunea sarcinilor alternative și alternative, supraîncălzire, excesiv sarcini mari.

  Testele mecanice ale metalului de bază sunt efectuate în conformitate cu cerințele GOST 1497-73 și GOST 9454-78. Acestea includ determinarea rezistenței finale și a limitei de curgere, alungirea și rezistența la impact. În timpul testelor mecanice ale îmbinărilor sudate (conform GOST 6996-66), se efectuează teste de rezistență la tracțiune, încovoiere statică și rezistență la impact.

  În cazurile în care este necesar să se determine motivele deteriorării proprietăților mecanice ale metalului și îmbinărilor sudate, apariția fisurilor în diferite elemente ale rezervorului, precum și natura și dimensiunea deteriorarii coroziunii în interiorul metalului, studii metalografice Sunt facute.

  Pentru teste mecanice și studii metalografice, metalul de bază cu diametrul de 300 mm este decupat într-una dintre cele patru coarde inferioare ale peretelui rezervorului.

  În procesul studiilor metalografice, se determină compoziția de fază și dimensiunea granulelor, natura tratamentului termic, prezența incluziunilor nemetalice și natura distrugerii coroziunii (prezența coroziunii intercristaline).

  Dacă nu există date despre calitatea metalului din care este fabricat în pașaportul rezervorului, se recurge la analize chimice. Pentru determinarea compoziției chimice a metalului se folosesc probe tăiate pentru testarea mecanică.

  Proprietățile mecanice și compoziția chimică a metalului de bază și a îmbinărilor sudate trebuie să respecte liniile directoare ale proiectului, precum și cerințele standardelor și specificațiilor tehnice.

Evaluarea stării de coroziune a conductei situate în câmpul electric al liniei de transport PT se realizează în funcție de diferența de potențial dintre conductă și pământ și valoarea curentului din conductă.
Schema bloc a unei evaluări cuprinzătoare a stării tehnice a LP MG. În viitor, evaluarea stării de coroziune a MG LP ar trebui să devină o parte integrantă a evaluării cuprinzătoare a stării tehnice a MG LP.
Schema apariției și distribuției rătăcirii. Când se evaluează starea de coroziune a unei conducte de gaz, este important să se cunoască atât media cât și valorile maxime diferenta de potentiale.
Instrumentele de evaluare a coroziunii ar trebui să includă senzori, un sistem de înregistrare și sursele de energie asociate. Atunci când se utilizează metode magnetice și electromagnetice, este posibil să se utilizeze diferite sisteme de magnetizare. Problema scanării este rezolvată fie printr-un număr mic de senzori care se deplasează în interiorul conductei de-a lungul unei linii elicoidale, fie printr-un număr mare de senzori care se deplasează translațional împreună cu sistemul de magnetizare și amplasați de-a lungul perimetrului dispozitivului. În acest caz, cel mai indicat este să folosiți un sistem de șah cu două inele pentru amplasarea senzorilor pentru a elimina eventualele omisiuni ale defecte ale țevii. Dispozitivele Linealog fabricate în SUA constau din trei secțiuni conectate prin balamale. În prima secțiune există surse de alimentare și manșete de etanșare, în a doua - un electromagnet cu un sistem de casete pentru senzori, în a treia - ansambluri electronice și un dispozitiv de înregistrare. Sunt utilizate pentru inspecțiile conductelor.
Pitting pentru a evalua starea de coroziune a conductei trebuie efectuată cu deschiderea completă a conductei și cu posibilitatea de a inspecta generatoarea inferioară a acesteia. Lungimea părții deschise a țevii trebuie să fie de cel puțin trei din diametrele acesteia.
Mod eficient evaluarea stării de coroziune a echipamentelor (în etapele de proiectare, exploatare, renovare) este monitorizarea coroziunii - un sistem de monitorizare și predicție a stării de coroziune a unui obiect pentru a obține informații în timp util despre posibilele defecțiuni ale coroziunii.
Masa 6 oferă o evaluare a stării reale de coroziune a sistemelor de alimentare cu apă caldă din țevi negre într-un număr de orașe. În plus, pentru comparație, sunt furnizați indici calculați de saturație a apei la 60 C, date despre conținutul de oxigen dizolvat și dioxid de carbon liber în apă și o evaluare a corozivității.
Distribuția zonelor de viteză de mișcare a fluxului de apă-gaz-petrol pentru conducte de diferite diametre. Sondajele de coroziune a corzilor de carcasă sunt efectuate pentru a evalua starea lor de coroziune (atât în ​​profunzime, cât și în zona câmpului), pentru a determina parametrii de protecție electrochimică, pentru a identifica cauzele scurgerilor șirurilor de carcasă în timpul funcționării și pentru a controlează securitatea.
Pe baza analizei datelor de mai sus cu privire la evaluarea stării de coroziune și a fiabilității echipamentelor și TP al OOGCF, rezultatele detectării defectelor în linie și externe, teste mecanice de coroziune la scară largă și de laborator, studii metalografice ale șabloanelor și eșantioane, rezultatele diagnosticelor tehnice ale structurilor, precum și ținând cont de documentele de reglementare și tehnice actuale (NTD), a fost elaborată o metodă de diagnosticare a echipamentelor și TP a zăcămintelor de petrol și gaze care conțin hidrogen sulfurat.
În țara noastră și în străinătate se dezvoltă metode și dispozitive pentru evaluarea stării de coroziune a unei conducte fără deschiderea acesteia. Cele mai promițătoare metode se bazează pe trecerea unui dispozitiv special echipat prin conductă, care fixează centrele de deteriorare a coroziunii la peretele conductei de pe părțile interioare și exterioare. Literatura de specialitate oferă date despre metodele de monitorizare a stării conductelor. Accentul principal este pe metodele magnetice și electromagnetice, acestea din urmă fiind preferate. Tehnicile cu ultrasunete și radiografie sunt descrise pe scurt aici.
Modele care nu sunt descrise de nicio ecuație matematică și sunt reprezentate ca un set de coeficienți tabulari sau nomograme recomandate pentru evaluarea stării de coroziune a metalelor.

Pentru a evalua starea acoperirii pe conductă în timpul funcționării, este recomandabil să se folosească rezistența tranzitorie a conductei izolate, parametrii care caracterizează permeabilitatea materialului de acoperire și cantitatea de antioxidant (pentru compozițiile stabilizate) rămasă în acoperire. . Pentru a evalua starea de coroziune a peretelui conductei, ar trebui să se utilizeze datele de măsurători ale pierderilor de coroziune ale metalului sub acoperire sau în locurile defectului acestuia, precum și dimensiunea și poziția deteriorarii coroziunii pe peretele conductei. Al doilea - coroziune locală (caverne, gropi, pete), unică (cu o distanță între marginile cele mai apropiate ale leziunilor adiacente mai mare de 15 cm), grup (cu o distanță între marginile cele mai apropiate ale leziunilor adiacente de la 15 la 0 5 cm) și extins (cu o distanță între cei mai apropiati marginile leziunilor adiacente sunt mai mici de 0 5 cm) ale leziunii. Leziunile corozive unice nu duc la defecțiuni ale conductelor.
Pentru a evalua starea stratului de izolație pe conductă în timpul funcționării, este necesar să se utilizeze valorile rezistenței tranzitorii a conductei, parametrii care caracterizează permeabilitatea materialului de acoperire și cantitatea de antioxidant (pentru compoziții stabilizate). ) rămânând în izolație. Pentru a evalua starea de coroziune a peretelui conductei, este necesar să se utilizeze datele de măsurători ale pierderilor de coroziune ale metalului sub acoperire sau în locurile defectului acestuia, precum și dimensiunea și poziția deteriorarii coroziunii pe peretele conductei. .
La evaluarea stării de coroziune a conductei, se determină tipurile de coroziune, gradul de deteriorare a coroziunii peretelui exterior al conductelor cu o caracteristică generalizată a secțiunilor, se estimează rata de coroziune maximă și medie și starea de coroziune a secțiunea este prevăzută pentru 3 - 5 ani.
Masa 9.12 oferă o evaluare a stării de coroziune a conductei cu un set complet de factori de influență și recomandările corespunzătoare.
În practică, pentru a cuantifica rezistența la coroziune a metalelor, puteți utiliza orice proprietate sau caracteristică a unui metal care se modifică semnificativ și regulat în timpul coroziunii. Deci, în sistemele de alimentare cu apă, o evaluare a stării de coroziune a conductelor poate fi dată de modificarea în timp a rezistenței hidraulice a sistemului sau a secțiunilor sale.
Pentru a găsi posibilitatea reducerii pierderilor de metal ca urmare a coroziunii și reducerea pierderilor semnificative directe și indirecte din coroziune, este necesar să se evalueze starea de coroziune a aparatelor și a comunicațiilor sistemelor chimico-tehnologice. În acest caz, este necesar să se evalueze atât starea de coroziune a sistemului tehnologic chimic, cât și să se prezică posibila dezvoltare a coroziunii și efectul acestui proces asupra performanței dispozitivelor și a comunicațiilor sistemelor tehnologice chimice.
Procedura de măsurare este prezentată în secțiunea II. Volumul și complexul de măsurători necesare pentru evaluarea stării de coroziune a unei structuri sunt prevăzute de instrucțiuni departamentale aprobate în conformitate cu procedura stabilită.
Complexitatea și originalitatea procesului de coroziune a structurilor subterane din metal și beton armat se datorează condițiilor speciale ale mediului subteran, unde atmosfera, biosfera și hidrosfera interacționează. În acest sens, o atenție deosebită se acordă dezvoltării și realizării de echipamente și sisteme de evaluare a stării de coroziune a obiectelor aflate în subteran. O astfel de evaluare poate fi făcută prin măsurarea potențialului mediu în timp al structurii metalice față de sol. Pentru a determina valoarea medie a potențialului s-au dezvoltat dispozitive - integratoare de curenți vagabonzi. Sunt ușor de fabricat, nu necesită surse speciale de alimentare și sunt fiabile în funcționare. Utilizarea acestor dispozitive oferă informații despre natura distribuției spațiale a zonelor anodice, catodice și alternative pentru alegerea unui loc pentru conectarea mijloacelor de protecție electrochimică și contabilizarea integrală a eficacității activității sale. Aceste informații pot fi utilizate atât în ​​timpul proiectării, construcției și instalării echipamentelor noi, cât și în timpul funcționării. Devine posibilă realizarea măsurilor planificate pentru a asigura fiabilitatea ridicată a structurilor metalice și din beton armat în condiții de funcționare pe termen lung.
Evaluarea riscului de coroziune a conductelor subterane din oțel cauzat de influența vehiculelor electrificate care funcționează pe curent alternativ ar trebui să se bazeze pe rezultatele măsurătorilor diferenței de potențial dintre conductă și mediu. Procedura de măsurare este prezentată în secțiunea II. Volumul și complexul de măsurători necesare pentru a evalua starea de coroziune a conductei sunt determinate de instrucțiunile departamentale aprobate în modul prescris.
Regimul este monitorizat pe baza rezultatelor analizelor probelor de apă și abur, citiri ale pH-metrelor apei de alimentare și cazan, determinări periodice ale compoziției cantitative și calitative a depozitelor, precum și evaluarea stării metalul cazanului într-o relație corozivă. Personalul operațional monitorizează în special doi indicatori principali ai regimului: doza complexului (în funcție de scăderea nivelului în dispozitivul de măsurare a soluției de lucru 7, convertită în consum). apa de alimentare) și pH-ul apei cazanului din compartimentul curat. Tăierea probelor reprezentative de țevi ale suprafeței de încălzire, analiza calitativă și cantitativă a depunerilor, evaluarea stării de coroziune a metalului în comparație cu starea sa inițială în primii 1 - 2 ani de funcționare a regimului se efectuează la fiecare 5 - 7 mii de ore de funcționare.
Prin urmare, există cazuri când, din cauza determinării incorecte a localizării defectelor de coroziune la suprafață și în interiorul conductei din cauza reasigurării, este permisă o înlocuire nejustificată a conductei pe tronsoane semnificative, ceea ce duce la o depășire mare a costurilor din fondurile publice. . În consecință, este necesară o evaluare fiabilă a stării de coroziune a conductelor și repararea lor în timp util și corectă pe baza datelor obținute. În acest scop, în țara noastră au fost dezvoltate, proiectate și sunt testate detectoare de defecte pentru evaluarea stării de coroziune a conductelor fără a le deschide dintr-un șanț.