Umfassende Untersuchung des Korrosionszustands und der elektrochemischen Schutzarten bestehender Hauptgas- und Ölpipelines. Beobachtungen zum Korrosionszustand von Rohrleitungen

Fedotov S.D., Ulybin A.V., Shabrov N.N.

Ingenieur S. D. Fedotov;
Kandidat der technischen Wissenschaften, außerordentlicher Professor A. V. Ulybin *;
Doktor der physikalischen und mathematischen Wissenschaften, Professor N. N. Shabrov,
FSBEI HPE Staatliche Polytechnische Universität St. Petersburg

Stichworte: korrosiver Verschleiß; Stahlgerüst; Ultraschall-Dickenmessung; Inspektion von Bauwerken

Es ist bekannt, dass Korrosionsschäden an Metallkonstruktionen große wirtschaftliche Schäden verursachen. Die korrosive Zerstörung von Elementen von Stahlkonstruktionen und der Bewehrung in Stahlbeton ist einer der Hauptfaktoren, die zu einem inakzeptablen und Notzustand von Bauwerken führen. Die Korrosionsrate variiert stark zwischen 0,05 und 1,6 mm pro Jahr und hängt von der Korrosionsbeständigkeit des Metalls, den Parametern der aggressiven Umgebung, dem Vorhandensein und Zustand einer Korrosionsschutzbehandlung, Designlösungen und anderen Faktoren ab.

Die Bestimmung des tatsächlichen Korrosionsverschleißes von in Betrieb befindlichen Stahlkonstruktionen ist sowohl zur Überwachung ihres technischen Zustands und zur rechtzeitigen Wiederherstellung als auch zur Vermeidung von Unfällen (Ausfällen und Einstürzen) erforderlich.

In modernen Prüfnormen, Fachliteratur und wissenschaftliche Arbeiten Die Frage der korrekten Bestimmung des Korrosionsverschleißes wird nicht vollständig geklärt. Aus den verfügbaren Anleitungen ist nicht immer klar, wie und wie man Verluste misst, welche Bereiche man wählt und wie man sie vorbereitet. Es gibt keine klare Meinung darüber, wie das Messergebnis angezeigt werden soll. Daher ist es notwendig, die in der Literatur verfügbaren Daten zusammenzufassen und eine Steuerungstechnik unter Berücksichtigung moderner Instrumentierung zu entwickeln.

Die Kontrolle von Korrosionsverlusten besteht in der Praxis aus zwei Hauptaufgaben:

1) Bestimmung des tatsächlichen Restquerschnitts des Metallelements;

2) Vergleich der tatsächlichen Dicke mit der Originaldicke (oder gemessen in der vorherigen Untersuchungsphase).

Es scheint, dass beide Probleme sehr leicht zu lösen sind. In der Praxis treten jedoch sowohl bei der Messung der Dicke einer beschädigten Struktur als auch beim Vergleich mit der Originalstruktur Probleme auf. Es ist auch nicht immer klar, wie das Forschungsergebnis am bequemsten und informativsten dargestellt werden kann. Der Lösung dieser Probleme widmet sich dieser Artikel, schematisch dargestellt in Abb. 1.

Abbildung 1. Methoden zur Bestimmung von Korrosionsverlusten

In dem Artikel werden die wichtigsten Kontrollmethoden erörtert, die bei kontinuierlicher Metallkorrosion eingesetzt werden. Probleme bei der Messung lokaler Korrosion (Lochfraß, Lochfraß, interkristalline Korrosion usw.) in dieses Material werden nicht berücksichtigt.

Mechanische Messung der Restdicke

Bevor wir uns mit der Dickenmessung befassen, sollte beachtet werden, dass Messungen an Metallstrukturen im Vergleich zu Strukturen aus anderen Materialien eine maximale Messgenauigkeit erfordern. Gemäß regulatorischen und methodischen Dokumenten und Fachliteratur sollte die Messgenauigkeit mindestens 0,05–0,1 mm betragen.

Die einfachste und mit minimalem Geräteaufwand verbundene Methode besteht darin, die tatsächliche Dicke von Stahlkonstruktionselementen mithilfe verschiedener mechanischer Messgeräte zu bestimmen. Um diese Ziele zu erreichen und gleichzeitig die erforderliche Genauigkeit sicherzustellen, empfiehlt sich der Einsatz von Messschiebern, Mikrometern und mechanischen Dickenmessgeräten sowie Messklemmen.

In der Praxis ist die Verwendung der am besten zugänglichen dieser Mittel, nämlich Messschieber, nicht immer bequem und manchmal sogar unmöglich. Dies liegt daran, dass die Messung mit einem Messschieber nur an durchgeführt werden kann Freiflächen Profile (Eckenfedern, Flansche von I-Trägern und Kanälen usw.) (Abb. 2). Besonders häufig besteht die Notwendigkeit, die Restdicke eines Elements mit dünnerem Querschnitt zu messen, bei dem es sich um die Wand in Kanälen und I-Trägern handelt. In den meisten Fällen ist das freie Ende des Profils (an den Auflageflächen) nicht zugänglich und dementsprechend kann die Messung nicht durchgeführt werden. Die zweite wesentliche Einschränkung ist die Länge der Bremssattelbacken. In diesem Fall ist es möglich, die Dicke des Metalls nur in Bereichen zu messen, die sich entlang der Kante des zu untersuchenden Profils innerhalb eines Streifens befinden, der der Länge der Backen entspricht.

Abbildung 2. Restdicke mit Messschiebern messen

Abbildung 3. Messung der Restdicke des BB mit einer Halterung

Abbildung 4. Mikrometer – Dickenmessgerät

Bequemere Messmittel sind Dickenmessgeräte mit Halterung. Mit ihnen ist es möglich, die Dicke in lokalen Bereichen zu messen, die von den Kanten des untersuchten Elements entfernt liegen. Bei ungleichmäßigen Korrosionsschäden wird dieser Vorteil gegenüber Bremssätteln entscheidend sein. Darüber hinaus kann bei Verwendung eines Dickenmessgeräts mit Masse (Abb. 3) die Messgenauigkeit im Vergleich zu einem mechanischen Messschieber auf 0,01 mm oder mehr erhöht werden. Andererseits ist die Verwendung mechanischer Dickenmessgeräte in Form von Klammern mit den gleichen Einschränkungen verbunden wie bei Messschiebern.

Es liegt auf der Hand, dass der Einsatz der oben genannten mechanischen Messgeräte an Elementen mit geschlossenem Profil – Rohren, die jedes Jahr in zunehmendem Umfang eingesetzt werden – nicht möglich ist. Die einzige Möglichkeit, die Dicke eines geschlossenen Profils mechanisch zu messen, besteht darin, ein Loch zu bohren und mit einem speziellen Mikrometer zu messen (Abb. 4). Gleichzeitig werden die Messgenauigkeit und die Regelleistung stark reduziert.

Messung der Restdicke mit physikalischer Methode

Zur Bestimmung der Dicke, Kontinuität und anderer Parameter von Produkten und Beschichtungen aus verschiedenen Materialien wird ein breites Spektrum physikalischer Methoden der zerstörungsfreien Prüfung (NDT) eingesetzt. Darunter sind Magnet-, Wirbelstrom-, Radiowellenmethoden usw. zu nennen.

Eine der am erfolgreichsten eingesetzten physikalischen Methoden zur Überwachung der Dicke und anderer Parameter von Stahlkonstruktionen ist die Ultraschallmethode. Dies wird durch die weit verbreitete Untersuchung und Verwendung von Ultraschallgeräten (Dickenmessgeräte und Fehlerdetektoren) in der in- und ausländischen Praxis bestätigt. Diese Methode basiert auf der Fähigkeit von Ultraschallwellen, an der Grenzfläche zwischen Medien reflektiert zu werden. Es ist zu beachten, dass für die in dieser Arbeit beschriebenen Zwecke die Ultraschall-Echo-Methode unter den physikalischen ZfP-Methoden die einzig anwendbare ist.

Die Hauptvorteile des Einsatzes moderner Geräte, die das Ultraschall-Dickenmessverfahren implementieren:

Möglichkeit der Steuerung mit einseitigem Zugang;

Arbeiten Sie in Bereichen, die vom Rand der Struktur entfernt sind (ohne offene Kanten);

Hochleistung;

Ausreichende Messgenauigkeit;

Relativ einfache Voraussetzungen für die vorbereitende Vorbereitung der Messstelle.

In Russland werden häufig Ultraschalldickenmessgeräte von in- und ausländischen Herstellern verwendet (AKS LLC, Tekhnotest LLC, Konstanta CJSC, Olympus usw.). Am bequemsten zum Arbeiten Feldbedingungen Geräte sind Monoblöcke (Abb. 5).

Abbildung 5. Dickenmessung mit einem Ultraschallgerät

Natürlich haben sie auch Nachteile, darunter einen begrenzten Bereich gemessener Dicken, eine geringere Batteriekapazität und andere.

Um die meisten Ultraschall-Dickenmessgeräte verwenden zu können, muss die Stahloberfläche durch Schaben oder (vorzugsweise) Schleifen des Messbereichs vorbereitet werden. Einerseits verringert dieser Umstand die Leistungsfähigkeit der Steuerung, und zwar bei fehlender Stromversorgung – ganz erheblich. Andererseits ist auch eine Vorbereitung der Messstelle erforderlich, um die normale Kontrollgenauigkeit bei mechanischen Dickenmessgeräten sicherzustellen. Darüber hinaus hat die Verfügbarkeit tragbarer kabelloser Metallbearbeitungswerkzeuge heutzutage dieses Problem praktisch beseitigt.

In Anbetracht des oben Gesagten können wir den Schluss ziehen, dass der Vorteil von Ultraschallgeräten gegenüber mechanischen Dickenmessgeräten offensichtlich ist.

Bestimmung der Anfangsdicke des Abschnitts

Um zu verstehen, was Metallverluste sind, müssen Sie seine anfängliche Dicke kennen. Der einfachste und zuverlässigste Weg besteht darin, die Dicke des untersuchten Elements in einem intakten Abschnitt zu messen. Bei unbegrenztem (im Weltraum) und längerem Zugang einer aggressiven Umgebung zu offenen Elementen weist häufig der gesamte Bereich des Elements Korrosionsschäden auf. In diesem Fall ist es nicht möglich, die anfängliche Dicke des Elements durch direkte Messung zu bestimmen.

In einer solchen Situation werden die Querschnittsparameter der Elemente entweder anhand der Konstruktionsdokumentation oder anhand des Sortiments an Walzprodukten aus Metall bestimmt. Dieser Ansatz weist eine geringe Zuverlässigkeit auf und ist in einigen Fällen unmöglich (fehlende Dokumentation, Verwendung nicht standardmäßiger Schweißprofile usw.). Wenn die Konstruktionsdokumentation zur Analyse verfügbar ist, ist die Wahrscheinlichkeit höher, die erforderlichen Parameter zu ermitteln. Es gibt jedoch keine Garantie dafür, dass die errichteten Bauwerke vollständig der Entwurfslösung und in der Realität des Wohnungsbaus – der Ausführungsdokumentation – entsprechen.

Auch die Ermittlung der Dicke von Elementen nach Sortiment anhand der Gesamtquerschnittsabmessungen (Höhe und Breite) ist nicht immer möglich. Wenn die Strukturen aus Kanälen und I-Trägern bestehen, ist es zur Lösung des Problems erforderlich, über Sortimente zu verfügen, die dem Herstellungszeitraum der Profile entsprechen. Bei der Untersuchung von Strukturen ist es jedoch nicht immer möglich, die Konformität von Profilen mit einem bestimmten Sortiment festzustellen. Bei der Untersuchung von Rohren und Winkeln ist die Bestimmung der Ausgangsdicke mit einem Messgerät nicht möglich, da ein großer Dickenbereich den gleichen Querschnittsabmessungen entspricht. Beispielsweise kann der gleiche Winkelwinkel Nr. 50 gemäß GOST 8509-93 eine Anfangsdicke von 3,0 bis 8,0 mm in Schritten von 1,0 mm haben.

Indirekte Methode zur Überwachung von Korrosionsverlusten

In Normen und Fachliteratur zu Gebäudeinspektionen findet man Empfehlungen, eine indirekte Methode zur groben Schätzung der Korrosionsverluste zu verwenden. Sein Kern besteht darin, die Dicke der Korrosionsproduktschicht zu messen und die Schadensmenge abzuschätzen, die 1/3 der Dicke der korrosiven Oxide entspricht.

Die Zuverlässigkeit dieses Ansatzes ist aus unserer Sicht aus folgenden Gründen sehr zweifelhaft. Die Idee basiert wahrscheinlich auf der Tatsache, dass Korrosionsprodukte eine deutlich geringere Dichte haben als das zerstörte Metall. Es kann davon ausgegangen werden, dass für eine zuverlässige Durchführung des Verfahrens die Dichte korrosiver Oxide dreimal geringer sein sollte als die Dichte von Stahl. Nach den Ergebnissen der von den Autoren an verschiedenen Objekten durchgeführten Messungen schwankt das Verhältnis der Dichten von Korrosionsprodukten (ohne Berücksichtigung des Volumens offener Poren und Luftschichten) und Stahl jedoch im Bereich von 2,1... 2,6-fach (Tabelle 1).

Tabelle 1. Dichte korrosiver Oxide

	Auswahlobjekt	Element	Nutzungsbedingungen	Oxiddichte, t/m3	Zusammenhang mit der Stahldichte
	Balken zwischen den Etagen eines Wohngebäudes	Trägerflansch	Feuchtigkeitsspendend bei Undichtigkeiten
		Balkennetz
	Labor-Abwasserrost	Grillecke	Periodische Befeuchtung
	Sumpf	Tablettstrebe	Unterhalb des Flüssigkeitsspiegels
	Kläranlagen	Ecke abtropfen lassen	Konstante Flüssigkeitszufuhr

Diese Aussagen könnten dadurch widerlegt werden, dass gerade durch das Vorhandensein von Poren und Luftschichten die Dicke der Korrosionsprodukte genau dreimal größer ist als die der beschädigten Metallschicht. Dies ist jedoch der zweite Grund für die Unmöglichkeit der Umsetzung des indirekten Ansatzes. Die Dichte der „Packung“ von Korrosionsprodukten (das Verhältnis von Luftschichten und Poren zum Volumen der Oxide) hängt von verschiedenen Faktoren ab. Dazu gehören in unterschiedlichem Ausmaß die Art der aggressiven Umgebung, die Häufigkeit des Zugriffs der Umgebung auf das Material, das Vorhandensein von Mikroorganismen, die den Prozess katalysieren, und andere. Eine größere Rolle spielt die konstruktive Lösung, nämlich das Vorhandensein weiterer Strukturen neben dem korrodierenden Element, die die freie Ansammlung von Korrosionsprodukten verhindern.

Die Autoren haben bei der Untersuchung ähnlicher Strukturelemente mehr als einmal Korrosionsprodukte unterschiedlicher Struktur beobachtet. Beispielsweise unterschied sich in einem der Ende des 19. Jahrhunderts erbauten Gebäude die Dichte der an den Wänden der Bodenbalken befestigten Korrosionsoxide erheblich. Der Grund für die hohe Oxiddichte war die Zwischenbalkenfüllung in Form von Ziegelgewölben, die die freie Ansammlung von Korrosionsschichten verhinderte. Auf einer anderen Etage desselben Gebäudes hatten die Korrosions-„Kuchen“ entlang der Wände der I-Träger eine Gesamtdicke von 5,0–7,0 cm mit einem Stahlverlust von 5,0–7,0 mm (Abb. 6). In diesem Fall wurde die Füllung zwischen den Balken in Form einer Holzfase ausgeführt.

Abbildung 6. Von Bodenbalken gesammelte geschichtete korrosive Oxide

Zusammenfassend ist festzuhalten, dass diese indirekte Methode nur dann umgesetzt werden könnte, wenn sich Korrosionsprodukte über den gesamten Korrosionszeitraum ansammeln und nicht vom Entstehungsort entfernt werden. Unter Bedingungen offener Elemente (Metallbinder, Säulen usw.) ist es unmöglich, die Gesamtdicke der Korrosionsprodukte eindeutig zu bestimmen, die entweder während des Betriebs entfernt werden könnten oder einfach durch ihr Eigengewicht von der Struktur fallen könnten.

Präsentation der Messergebnisse

Ein weiteres Problem, das in der Literatur nicht behandelt wird, ist die Darstellung des Ergebnisses der Verschleißmessung. Folgende Optionen stehen zur Verfügung: in absoluten Einheiten (mm, µm); als Prozentsatz der Dicke eines einzelnen Profilelements (Flansche, Wände); als Prozentsatz der Fläche des gesamten Abschnitts. Es ist zu beachten, dass das in den Dokumenten verfügbare Notfallkriterium für korrosiven Verschleiß in Prozent der Querschnittsfläche ausgedrückt wird. In der Regel beträgt der als Notfallverschleiß normalisierte Verschleiß 25 % der Fläche.

Für die Durchführung von Nachweisrechnungen reicht es nicht aus, Informationen über den Verlust der Querschnittsfläche (oder über die tatsächliche Fläche des verbleibenden Querschnitts) zu haben. Solche Informationen reichen möglicherweise nur für die Berechnung von Zugelementen aus. Um gestauchte und gekrümmte Elemente zu berechnen, ist es notwendig, die tatsächlichen Abmessungen aller Querschnittselemente (Böden, Wände, Eckfedern usw.) zu kennen. Daher ist die Darstellung der Messergebnisse als Prozentsatz der Querschnittsfläche nicht aussagekräftig genug. Es ist nicht möglich, den Prozentsatz des Querschnittsverlusts durch direkte Messung zu ermitteln, da dieser Parameter nur durch Umrechnung ermittelt werden kann. Diese Aussage wird durch Folgendes begründet: Bei gleicher Korrosionsrate aller Elemente des Abschnitts ist die Verlustmenge in absoluten Werten (mm) gleich, während der prozentuale Verschleiß nur für Elemente mit gleich ist die gleiche Anfangsdicke. Allerdings kommt es selten vor, dass alle Querschnittselemente gleichmäßig und gleichmäßig korrodieren.

Der Fehler der Forscher liegt oft darin begründet, dass Verluste nur in einem der Elemente des Abschnitts gemessen werden, woraus sie auf den korrosiven Verschleiß des gesamten Abschnitts schließen. Dieser Ansatz ist falsch, da der Verschleiß verschiedener Teile des Abschnitts je nach räumlicher Lage, Art des Abschnitts, Zugang zu einer aggressiven Umgebung und anderen Faktoren unterschiedlich ist. Ein typisches Beispiel ist die Korrosion von I-Trägern in Luft. Bei gleichmäßigem Zugang zu einer aggressiven Umgebung unterliegt die Oberseite horizontal angeordneter Abschnittsteile (z. B. Regale) einem stärkeren Verschleiß. Dies geschieht durch die Ansammlung von Feuchtigkeit, Staub und Korrosionsprodukten auf ihnen, was den Zerstörungsprozess beschleunigt.

Unter bestimmten Bedingungen, die in der Regel mit dem Zugang zu einer aggressiven Umgebung verbunden sind, variiert die Tiefe der Korrosionsverluste selbst innerhalb eines Abschnittselements stark. Als Beispiel in Abb. 7. zeigt einen Querschnitt eines I-Trägers eines Kellergeschosses mit Korrosionsverlusten. Wie aus der Abbildung ersichtlich ist, treten die maximalen Schäden an den Kanten des Untergurts auf und erreichen 100 % der Dicke. In diesem Fall nimmt der Verschleißanteil mit zunehmender Annäherung an die Wand ab. Aufgrund der Messungen an den Rändern davon auszugehen, dass das Regal, geschweige denn der gesamte Abschnitt, vollständig verloren gegangen ist, wäre grundsätzlich falsch.

Abbildung 7. Ungleichmäßige Korrosionsschäden am unteren Flansch eines I-Trägers im Keller

Auf dieser Grundlage ist es für eine qualitativ hochwertige Durchführung der Umfrage und Präsentation ihrer Ergebnisse erforderlich:

Messen Sie die Restdicke an allen Querschnittselementen, die Anzeichen von Beschädigungen aufweisen;

Bei ungleichmäßigen Korrosionsschäden innerhalb eines Teilabschnitts die minimale und maximale Dicke bestimmen und Zonen mit maximalen Verlusten identifizieren (konstruieren Sie ein spezifisches Profil des Restabschnitts);

Wenn Sie den Verlust an Querschnittsfläche bestimmen, berechnen Sie ihn anhand der Dickenmessungen der einzelnen Querschnittselemente.

Fallstudie

Zur Veranschaulichung des oben Beschriebenen präsentieren wir die Ergebnisse einer Umfrage, deren Aufgabe es war, den Prozentsatz des korrosiven Verschleißes von Beschichtungsfachwerken zu ermitteln.

Die untersuchten Metallbinder (Abb. 8) befinden sich im Produktionsgebäude einer Ziegelei und decken eine Spannweite von 36 m ab. Die Elemente der Bänder und Gitter der Binder bestehen hauptsächlich aus paarigen Winkeln, die ein T-Profil bilden (Abb . 9). Der Obergurt in den Außenblechen besteht aus einem geschweißten I-Träger mit unterschiedlich breiten Fachböden. Die Verbindungen der Elemente werden durch Schweißen mit Knotenblechen hergestellt. Laut Konstruktionsdokumentation bestehen die Fachwerkelemente aus verschiedene Marken Stahl: Gitterelemente aus VStZps 6 gemäß GOST 380-71, Gürtelelemente aus 14 G 2 gemäß GOST 19281-73, Knotenbleche aus VStZspb gemäß GOST 380-71.

Abbildung 8. Gesamtansicht der befragten Betriebe

Abbildung 9. Querschnitt eines der Fachwerkelemente

Die Reinigung der Oberfläche im Spalt zwischen den Ecken ist sehr arbeitsintensiv und der Einsatz mechanischer Dickenmessgeräte ohne Entfernung von Korrosionsprodukten führt zu einem erheblichen Messfehler. Zur Lösung des Problems wurde ein Ultraschalldickenmessgerät A 1207 mit einer Betriebsfrequenz von 2,5 MHz eingesetzt. Der Bereich der eingestellten Geschwindigkeiten variiert von 1000 bis 9000 m/s, wodurch das Gerät für verschiedene Baustähle kalibriert werden kann.

Abbildung 10. Korrosionsschaden an einem Fachwerkelement

Bei der Inspektion wurde eine Sichtprüfung der Metallelemente der Fachwerkträger durchgeführt, wobei festgestellt wurde, dass es zu einem großflächigen Verschleiß der Schutzlackierungen und zu einer vollständigen Korrosion der Metallelemente kam (Abb. 10). An den durch optische Anzeichen am stärksten beschädigten Bereichen der Fachwerkelemente wurden Restdickenmessungen durchgeführt.

Aufgrund des langjährigen Betriebs ohne rechtzeitige regelmäßige Reparaturen und Wiederherstellung der Schutzbeschichtungen wiesen die Fachwerkelemente im gesamten Bereich Korrosionsschäden auf.

Aus Messungen an einer unbeschädigten Fläche war es daher nicht möglich, die anfängliche Schnittdicke zu ermitteln. Vor diesem Hintergrund wurde versucht, die tatsächlichen Abmessungen der Abschnitte mit dem nächstgrößeren (in der Profildicke) Abschnitt gemäß Sortiment zu vergleichen. Die so ermittelten Korrosionsverluste betrugen 25-30 %, was nach den Anforderungen der Norm ein Notzeichen darstellt.

Nach der ersten Analyse (Vergleich mit dem Sortiment) wurde vom Kunden eine Konstruktionsdokumentation gefunden und bereitgestellt. Als Ergebnis der Projektanalyse wurde festgestellt, dass einige der Fachwerkelemente aus Profilen mit größerem Querschnitt (in Dicke und Abmessungen) als im Projekt angegeben bestanden. Unter Berücksichtigung der anfänglichen Verwendung von Profilen mit größeren Querschnitten und deren korrosivem Verschleiß wurde festgestellt, dass die tatsächlichen Dicken dieser Elemente die Auslegungsdicken übersteigen. Somit ist die konstruktiv vorgesehene Tragfähigkeit dieser Elemente gewährleistet. Die Korrosionsverluste des Teils der Elemente, deren Querschnitt den Auslegungsdaten entspricht, erwiesen sich als nicht so bedeutend (nicht mehr als 10 %).

Bei der Bestimmung des Korrosionsverschleißes anhand eines Vergleichs mit Konstruktionsunterlagen wurde festgestellt, dass sein Wert 10 % der Querschnittsfläche einiger Elemente nicht überschreitet. Mangels Planungsunterlagen und sortimentsgemäßer Verwendung als Ausgangsabschnitte konnte der technische Zustand der Bauwerke fälschlicherweise als Notstand erkannt werden.

Abschluss

Aus dem präsentierten Material lassen sich folgende Schlussfolgerungen ziehen.

1. Es hat sich gezeigt, dass die Ultraschallechomethode die bequemste und produktivste und manchmal auch die einzig mögliche Methode zur Bestimmung der Restdicke von Stahlkonstruktionen ist. Die Verwendung mechanischer Dickenmessgeräte kann nur dann empfohlen werden, wenn die Verwendung von Ultraschall-Dickenmessgeräten nicht möglich oder nicht möglich ist (z. B. bei niedrigen Lufttemperaturen).

2. Es wird begründet, dass die indirekte Methode zur Bestimmung von Korrosionsverlusten, die auf der Messung der Dicke von Korrosionsprodukten basiert, aufgrund der Unzuverlässigkeit der erzielten Ergebnisse nicht anwendbar ist.

3. Die Darstellung der Metallkorrosionsverluste in Prozent ermöglicht eine qualitative Beurteilung des Zustands der Struktur und ermöglicht auch die Abschätzung der Korrosionsrate.

4. Der Zustand von Bauwerken muss in den meisten Fällen durch Nachweisrechnungen ermittelt werden. Hierzu sind Informationen über die verbleibenden geometrischen Eigenschaften des beschädigten Abschnitts erforderlich.

5. Es wurde ein Algorithmus zur Bestimmung des korrosiven Verschleißes entwickelt, der für den Einsatz in der Praxis der Objektuntersuchung empfohlen wird (Abb. 11).

6. Es ist notwendig, die Abschnitte der Regulierungsdokumente, die die instrumentelle Bewertung des Korrosionsverschleißes und die Klassifizierung des technischen Zustands von Metallstrukturen regeln, unter Berücksichtigung der vorgeschlagenen Methodik zu aktualisieren.

Abbildung 11. Algorithmus zur Beurteilung des korrosiven Verschleißes (* für kontinuierliche Metallkorrosion)

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ÖFFENTLICHE AKTIENGESELLSCHAFT
GEMEINSAME AKTIENGESELLSCHAFT
ÜBER ÖLTRANSPORT „TRANSNEFT“
JSC AK TRANSNEFT

TECHNOLOGISCH
VORSCHRIFTEN

REGELN FÜR DIE DURCHFÜHRUNG VON UMFRAGEN
ÄTZENDER ZUSTAND
Hauptölleitungen

Moskau 2003

Die von JSC AK Transneft entwickelten und genehmigten Vorschriften legen branchenweit verbindliche Anforderungen für die Organisation und Durchführung von Arbeiten im Bereich des Hauptölpipelinetransports sowie verbindliche Anforderungen für die Registrierung der Ergebnisse dieser Arbeiten fest.

Im System von JSC AK Transneft werden Vorschriften (Unternehmensstandards) entwickelt, um Zuverlässigkeit, Industrie und Sicherheit zu gewährleisten Umweltsicherheit Hauptölpipelines, Regulierung und Herstellung einer einheitlichen Interaktion zwischen den Abteilungen des Unternehmens und OJSC MN bei der Durchführung von Arbeiten an den Hauptproduktionsaktivitäten, sowohl untereinander als auch mit Auftragnehmern, staatlichen Aufsichtsbehörden sowie Vereinheitlichung der Anwendung und obligatorisch Umsetzung der Anforderungen relevanter Bundes- und Industriestandards, Regeln und anderer regulatorischer Dokumente.

REGELN FÜR DIE DURCHFÜHRUNG VON UMFRAGEN
ÄTZENDER ZUSTAND
Hauptölleitungen

1. ANWENDUNGSBEREICH DER REGELN

1.1. Die Prüfvorschriften gelten für erdverlegte Ölfernleitungen, die über ein aktives Korrosionsschutzsystem und eine geeignete Isolierbeschichtung verfügen.

1.2. Bei der Entwicklung der Regeln wurden folgende Regulierungsdokumente verwendet:

Hauptstahlkonstruktionen. Allgemeine Anforderungen an den Korrosionsschutz.

Hauptstahlrohrleitungen. Allgemeine Anforderungen an den Korrosionsschutz.

RD 153-39.4-039-99 „Standards für die Gestaltung von ECP von Hauptpipelines und Standorten der wichtigsten Ölpipelines.“

2. ZIELE DER UMFRAGE

Die Hauptziele der Umfrage sind:

2.1. Bewertung des Korrosionszustands von Ölpipelines.

2.2. Beurteilung des Zustandes des Korrosionsschutzes.

2.3. Rechtzeitige Erkennung und Beseitigung von Korrosionsschäden.

2.4. Entwicklung und Umsetzung von Maßnahmen zur Erhöhung der Schutzwirksamkeit und Optimierung des Betriebs von ECP-Geräten.

3. ORGANISATION DER KORROSIONSSCHUTZ-INSPEKTIONSARBEITEN

3.1. Eine umfassende Korrosionsschutzprüfung sollte von den Produktionslabors von ECP bei OJSC MN oder von spezialisierten Organisationen durchgeführt werden, die über eine Genehmigung (Lizenz) von Gosgortekhnadzor zur Durchführung dieser Arbeiten verfügen.

3.2. Die Prüfung sollte durchgeführt werden:

Spätestens 6 Monate nach Inbetriebnahme des elektrochemischen Schutzsystems für neu errichtete Ölpipelines mit der obligatorischen Ausstellung eines Zertifikats über die Einhaltung der Qualität des Korrosionsschutzes nach staatlichen Standards;

Mindestens alle 5 Jahre für Ölleitungen, die in Gebieten mit hoher Korrosionsgefahr verlegt werden;

In anderen Gebieten mindestens alle 10 Jahre.

Eine außerordentliche Inspektion, wenn während des Betriebs schädliche Einflüsse von ECP-Systemen neu errichteter nahegelegener und kreuzender unterirdischer Versorgungsleitungen und von elektrifizierten Eisenbahnen festgestellt werden.

3.3. Entsprechend der Häufigkeit der Warenkontrollen sollte OJSC MN ein Programm dagegen entwickeln Korrosionsinspektion für die nächsten 10 Jahre.

3.4. Jedes Jahr muss das Programm vor dem 1. Januar des folgenden Jahres unter Berücksichtigung der im laufenden Jahr abgeschlossenen Erhebungsarbeiten angepasst werden.

3.5. Die Untersuchung sollte mithilfe von ECP-Feldlabors und moderner inländischer und importierter Messausrüstung durchgeführt werden.

3.6. Die Inspektionsmethodik muss den RD „Anweisungen für eine umfassende Inspektion des Korrosionszustands von Hauptölpipelines“ entsprechen.

3.7. Prüfungsverträge mit Drittorganisationen müssen vor dem 1. April des laufenden Jahres abgeschlossen werden.

3.8. Eine obligatorische Anlage zum Vertrag ist das „Programm zur Korrosionsinspektion von Ölpipelines“, das auf der Grundlage der „Anweisungen für eine umfassende Korrosionsinspektion“ erstellt wurde„MN-Zustand“ unter Berücksichtigung der Merkmale des Korrosionszustands und der Korrosionsfaktoren des untersuchten Bereichs.

3.9. Die letzte Frist für die Herausgabe der Korrosionsprüfergebnisse durch Dritte muss spätestens der 1. April des Folgejahres sein. Um investitionspflichtige Aktivitäten rechtzeitig in die Planung für das Folgejahr aufnehmen zu können, muss vor dem 1. November des laufenden Jahres ein Informationsbericht mit den vorläufigen, wichtigsten Ergebnissen vorliegen.

4. ZUSAMMENSETZUNG EINER UMFASSENDEN UMFRAGE

4.1. Die Analyse der Korrosionsgefahr entlang der Trasse der Ölpipeline erfolgt auf der Grundlage von Daten zur Korrosionsgefahr von Böden, einschließlich mikrobiologischer Daten, zum Vorhandensein und der Art von Streuströmungen sowie zum Vorhandensein von seit langem ungeschützten Gebieten.

4.2. Sammlung und Analyse statistischer Daten über die Betriebsbedingungen des Korrosionsschutzes des inspizierten Abschnitts der Ölpipeline für den gesamten Zeitraum vor der umfassenden Untersuchung: technologische Eigenschaften von ECP-Mitteln, Informationen über den Betrieb elektrochemischer Schutzmittel für vergangene Periode Betrieb, Informationen zum Isolationszustand.

4.3. Durchführung eines Komplexes elektrischer Arbeiten:

Durch Lokalisieren von Defekten und Bewerten des Übergangswiderstands der Isolierbeschichtung mithilfe der Potentialgradientenmethode, der Fernelektrodenmethode und anderen Methoden;

Durch Messung des Schutzpotentials nach Länge und in Bereichen mit Streuströmen – nach Länge und Zeit;

Durch Messung der Korrosionseigenschaften des Bodens – Bodenwiderstand, Polarisationseigenschaften des Bodens.

4.4. Identifizierung korrosionsgefährdeter Bereiche anhand der Verarbeitung und Analyse von Vermessungsdaten.

4.5. Öffnen einer Ölpipeline an korrosionsgefährdeten Stellen während des Inspektionsprozesses mit Erstellung von Lochfraßberichten, Beseitigung von Isolationsfehlern und Korrosionsschäden durch Betriebsdienste.

4.6. Lösung von Berechnungs- und Analyseproblemen zur Gewährleistung der Korrosionssicherheit einer Ölpipeline:

4.6.1. Beurteilung des Isolationszustands, einschließlich:

Vorhersage von Veränderungen seiner physikalischen und chemischen Eigenschaften im Laufe der Zeit;

Bewertung der Restlebensdauer der Isolierung;

Bestimmung des optimalen Zeitraums und der Reihenfolge der Reparatur von Isolierbereichen.

4.6.2. Bestimmung des technischen Zustands von ECP-Geräten:

Übereinstimmung der Installationsparameter mit behördlichen Dokumenten;

Technischer Zustand der ECP-Installationselemente;

Vorhersage von Änderungen der Parameter von ECP-Installationen im Laufe der Zeit;

Entwicklung von Maßnahmen zur Optimierung des Betriebs und des Zeitpunkts von Reparaturen von ECP-Geräten.

4.6.3. Beurteilung des Korrosionszustandes einer Ölpipeline.

4.7. Erstellung eines Berichts über die Umfrage mit Abgabe von Empfehlungen zur Verbesserung des umfassenden Schutzes von Ölpipelines.

4.8. Bei Bedarf Entwicklung eines Projekts zur Reparatur und Rekonstruktion von ECP-Anlagen basierend auf den Empfehlungen der Umfrage.

4.9. Die Umfrageergebnisse müssen auf Papier und magnetischen Datenträgern präsentiert werden.

4.10. Nach Erhalt des Berichts muss der ECP-Dienst von OJSC MN die Umfrageergebnisse verwenden, um die Betriebs- und Archivdatenbank zum Stand des Korrosionsschutzes aufzufüllen.

5. GRUNDLEGENDE BESTIMMUNGEN DER ERHEBUNGSMETHODE

5.1. Analyse der Korrosionsgefahr entlang der Ölpipeline-Route

5.1.2. Es wird eine Bewertung der Korrosionsgefahr entlang der Trasse der Ölpipeline durchgeführt, um Bereiche zu identifizieren, die einer vorrangigen Inspektion bedürfen, mit einer erweiterten Liste elektrometrischer Arbeiten.

5.1.3. Eine Korrosionsgefährdungsbeurteilung wird nicht durchgeführt, wenn zuvor korrosionsgefährdete Bereiche identifiziert wurden.

5.1.4. Der elektrische Widerstand des Bodens wird mithilfe einer Wenner-Schaltung mit vier Elektroden gemessen.

5.1.5. Die Korrosionsgefährdung durch biologische Korrosion wird durch mikrobiologische Bodenanalysen mit bestehenden Methoden ermittelt.

5.1.6. Die Korrosionsgefahr durch Streuströme wird anhand von Formeln berechnet, die den Abstand zwischen den elektrifizierten Gleisen berücksichtigen und Ölpipeline, Abstand zwischen Umspannwerken und Art des Bahnstroms (Gleichstrom, Wechselstrom).

5.1.7. Die Gesamtkorrosionsgefahr wird unter Berücksichtigung der in den Absätzen angegebenen Werte berechnet. - . Basierend auf den Ergebnissen der Korrosionsgefährdungsbeurteilung werden Priorität und Umfang der Inspektion von Ölpipelineabschnitten festgelegt.

5.2. Analyse der Daten zu den Betriebsbedingungen des Korrosionsschutzes für die Vorperiode.

5.2.1. Zweck der Analyse:

Identifizierung korrosionsgefährdeter Ölpipelineabschnitte;

Integrale Bewertung des Isolationswiderstandes pro Abschnitt für die gesamte Betriebsdauer.

5.2.2. Zur Analyse ist es notwendig, die Daten zusammenzufassen:

Basierend auf den Ergebnissen der Inspektion der Ölpipeline in den Gruben gemäß den vorgelegten Ausgrabungsberichten;

Zur Inline-Fehlererkennung;

Zu Korrosionsschäden an Ölpipelines;

Basierend auf zuvor durchgeführten Messungen des Schutzpotentials und der Betriebsarten von ECP-Anlagen.

5.2.3. Bereiche mit Korrosionsschäden werden einer detaillierten Untersuchung unterzogen. Alle Korrosionsschäden sollten mit der Korrosionsgefährdungsbeurteilung verglichen werden, die in der ersten Phase der Inspektion ermittelt wurde.

5.2.4. Eine nachträgliche Beurteilung des Isolationszustandes erfolgt anhand des aus den Betriebsdaten von ECP-Anlagen berechneten Isolationswiderstandes und der Verteilung der Potenzialdifferenz entlang der Rohrleitung.

5.3. Durchführung von Elektroarbeiten

5.3.1. Die Suche nach fehlerhaften Stellen in der Isolierung erfolgt mit einer der folgenden Methoden:

Fernelektrode;

Gleichspannungsgradient;

Längsgefälle;

Quergefälle.

5.3.2. Die Messung des Schutzpotentials über die Länge wird durch das Polarisationspotential bestimmt.

5.3.3. Die Messung des Polarisationspotentials erfolgt mit Methoden entsprechend der wissenschaftlich-technischen Dokumentation.

5.3.4. Kontinuierliche Messungen des Schutzpotenzials können wie folgt durchgeführt werden:

Externe Elektrodenmethode;

Durch die Methode intensiver Messungen unter Verwendung der Abschaltung von ECP-Geräten.

5.3.5. Basierend auf den Messungen wird ein Diagramm der Verteilung des Schutzpotentials entlang der Ölpipeline erstellt.

5.4. Lösung von Konstruktionsproblemen zur Gewährleistung der Korrosionssicherheit

5.4.1. Bei der Beurteilung des aktuellen Zustands der Isolierung und der Vorhersage von Änderungen ihrer Parameter werden folgende Aufgaben gelöst:

Sie geben eine integrale Bewertung basierend auf ihrem Gleichstromwiderstand;

Bestimmen Sie die physikalischen und chemischen Eigenschaften der Isolierung;

Berechnen Sie die Restlebensdauer der Isolierung;

Bestimmen Sie den optimalen Zeitraum für die Neuisolierung der Ölpipeline.

5.4.2. Bestimmung der Parameter von ECP-Mitteln und Vorhersage von Änderungen ihrer Parameter im Laufe der Zeit.

Auf Basis der Ausgangsdaten werden Berechnungen durchgeführt:

Elektrische Parameter von Kathoden- und Protektoranlagen;

Zertifizierte Eigenschaften von ECP-Geräten;

Strukturelle und elektrische Parameter von Anodenerdungen;

Daten aus der periodischen Überwachung von ECP-Installationen.

5.4.3. Die Restlebensdauer von Elementen von ECP-Anlagen wird bewertet:

Für Installationen Kathodenschutz:

Anodenerdung;

Kathodenkonverter;

Entwässerungsleitung;

Schutzerdung.

Für Entwässerungsschutzanlagen:

Drainage;

Entwässerungsleitung;

Für Profilinstallationen - Protektoren.

5.4.4. Eine umfassende Zustandsbewertung der Ölpipeline ECP erfolgt nach folgenden Kriterien:

Allgemeine Sicherheit;

Sicherheit der Pipeline entlang ihrer Länge;

Pipeline-Sicherheit im Laufe der Zeit.

5.5. Es wird eine Bewertung des Korrosionszustands einer Ölpipeline durchgeführt, um die korrosionsgefährlichsten Abschnitte der Ölpipelines zu identifizieren.

5.5.1. Die Beurteilung erfolgt durch Zusammenfassung aller Erhebungsdaten und Daten zum Vorliegen von Korrosionsschäden. Zusammenfassende Daten zum Korrosionszustand werden in das durch die normative und technische Dokumentation zur Korrosionsschutzprüfung vorgegebene Formular eingegeben.

5.5.2. Die Korrosionsgefahr wird durch die Summe der Punkte bestimmt, die den Einfluss verschiedener Korrosionsfaktoren bewerten.

5.6.2. Basierend auf der Analyse von Daten zum Zustand der Isolierbeschichtung und Berechnungen der Restlebensdauer der Isolierung sollten Bereiche und Zeitpunkt der Isolierungsreparaturen zugewiesen werden.

5.6.3. Basierend auf Daten zum Betrieb von ECP-Anlagen und technischen und wirtschaftlichen Berechnungen zur Restlebensdauer und Optimierung sollten Maßnahmen zur Verbesserung des ECP-Systems ermittelt werden, um den erforderlichen Schutz hinsichtlich Länge und Zeit sicherzustellen.

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UDC 622.691.4.620.193/.197

Als Manuskript

Askarov German Robertovich

BEWERTUNG DER AUSWIRKUNGEN VON INSTABIL

TEMPERATURREGIME FÜR KORROSIVE

ZUSTAND VON GASLEITUNGEN MIT GROßEM DURCHMESSER

Fachgebiet 25.00.19 Bau und Betrieb von Öl- und Gaspipelines, Stützpunkten und Lageranlagen, Dissertation für den Grad „Kandidat der technischen Wissenschaften“.

Wissenschaftlicher Leiter Doktor der technischen Wissenschaften, Professorin Harris Nina Aleksandrovna Ufa

EINFÜHRUNG……………………………………………………………………………… 1. Moderne Vorstellungen über den Temperatureffekt auf den Korrosionszustand einer Gasleitung……… ………………… ……………………………………. 1.1 Kurzbeschreibung der Korrosionsprozesse im Rohrleitungstransport……………………………………………………………………………………. 1.1.1 Typische Korrosionsfehler an einem Stahlrohr…………………. 1.2 Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung………………….. 1.3 Korrosive Aggressivität von Böden…………………………………... Gründe für die Bildung korrosiver Elemente auf dem äußere 1. Oberfläche der Gasleitung……… ……………………………………………………………………. 1.4.1 Bedingungen für die Bildung von Makrokorrosionselementen auf der Außenfläche der Gasleitung…………………………………………………………………………… …. 1.4.2 Änderung des elektrischen Widerstands des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens bei Feuchtigkeitsbewegung in der korrosiven Bodenschicht…. 1.5 Der Einfluss von Temperatur und Temperaturschwankungen auf den Korrosionszustand der Gasleitung………………………………………………………………. 1.6 Diagnose von Gasleitungen mit Inline-Tools…. 1.7 Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen………………… Schlussfolgerungen zu Kapitel 1 Bewertung der gepulsten Wirkung von Feuchtigkeit und Temperatur auf 2.

Korrosionsaktivität von Böden rund um die Gaspipeline………………… 2.1 Physikalische Modellierung und Auswahl von Kontrollparametern…………... 2.2 Kurze Beschreibung des Versuchsaufbaus…………………………….. 2.3 Experimentelle Ergebnisse und Wirkung, die die Korrosionsaktivität von Böden unter gepulstem Temperatureinfluss erhöhen ………………………… 2.4 Untersuchung des Einflusses der Häufigkeit von Temperaturschwankungen und thermischen Parametern auf die Korrosionsaktivität von Böden … …………………… Abhängigkeit der Korrosionsrate von Durchschnittstemperatur um 2.

Instabiler Wärmeaustausch………………………………………………………. Schlussfolgerungen zu Kapitel 2……………………………………………………………………………. 3. Prognose des Korrosionszustands einer Gasleitung auf der Grundlage von Daten zur Fehlererkennung in der Leitung……………………………………………………… 3.1 Kriterien zur Bewertung der Korrosionsgefahr………… ………………………. 3.2 Analyse des Korrosionszustands des Gasleitungsabschnitts auf der Grundlage von Inline-Fehlererkennungsdaten……………………………………………………… 3.2.1 Eigenschaften des Gasleitungsabschnitts… …………………………………………………… … 3.2.2 Analyse der VTD-Ergebnisse……………………………………………………. 3.3 Entstehung und Entwicklungsgeschwindigkeit von Korrosionsherden an Rohrleitungen mit Folienisolierung……………………………………………………………. 3.4 Korrosionsvorhersage von Rohrfehlern großer Durchmesser……………. Schlussfolgerungen zu Kapitel 3……………………………………………………………. 4. Entwicklung einer Methode zur Einstufung von Gasleitungsabschnitten nach Gefährdungsgrad für die Entfernung zu Reparaturzwecken ………………………………………….. 4.1. Methodik zur Einstufung von Gasleitungsabschnitten nach Gefährdungsgrad... 4.1.1 VTD von Gasleitungen bei der Einstufung nach Gefährdungsgrad... 4.1.2 Klärung integraler Indikatoren zur Bestimmung der herauszunehmenden Gasleitungsabschnitte für Reparaturen................................................. ...... ………………. 4.2 Umfassende Diagnostik von Isolierbeschichtungen und ECP-Mitteln……… 4.2.1 Gefährdungsfaktoren für Korrosionsschäden an Rohrleitungen………. 4.2.2 Beispiel für die Berechnung eines komplexen Indikators der Korrosionsaktivität….. 4.3 Berücksichtigung von Temperaturschwankungen an Gasleitungen mit großen Durchmessern…..….. 4.4 Gesamtintegralindikator………………………………… ……………………. 4.4.1 Beispiel für die Berechnung des Gesamtintegralindikators…………………. 4.5 Entwicklungseffizienz………………………………………………………

EINFÜHRUNG

Relevanz Werke Gesamtlänge derjenigen, die im System von OJSC Gazprom betrieben werden

Die unterirdischen Hauptgasleitungen sind etwa 164,7 Tausend Kilometer lang.

Das Hauptkonstruktionsmaterial für den Bau von Gaspipelines ist derzeit Stahl, der gute Festigkeitseigenschaften, aber eine geringe Korrosionsbeständigkeit unter Umgebungsbedingungen aufweist – Boden, der bei Vorhandensein von Feuchtigkeit im Porenraum eine korrosive Umgebung darstellt.

Nach 30 oder mehr Betriebsjahren der Hauptgasleitungen altert die Isolierbeschichtung und erfüllt keine Schutzfunktionen mehr, wodurch sich der korrosive Zustand der unterirdischen Gasleitungen erheblich verschlechtert.

Zur Bestimmung des Korrosionszustands von Hauptgasleitungen wird derzeit die Inline-Fehlererkennung (IPT) eingesetzt, die den Ort und die Art von Korrosionsschäden genau bestimmt und es so ermöglicht, deren Entstehung und Entwicklung zu überwachen und vorherzusagen.

Das Vorhandensein von Grundwasser (Bodenelektrolyt) spielt eine wesentliche Rolle bei der Entstehung von Korrosionsprozessen, wobei zu beachten ist, dass die Korrosionsrate nicht in ständig bewässerten oder trockenen Böden, sondern in Böden mit periodischer Feuchtigkeit stärker zunimmt.

gepulste Änderungen der Temperatur der Gasleitung und Schwankungen der Luftfeuchtigkeit in der korrosiven Bodenschicht. Die quantitativen Parameter gepulster Temperatureffekte auf die Aktivierung von Korrosionsprozessen wurden jedoch nicht bestimmt.

Für die Gastransportindustrie sind der Verlauf von Hauptgasleitungen unter gepulstem thermischen Einfluss und die Prognose des Korrosionszustands von Rohrleitungen relevant.

Entwicklung und Verbesserung von Methoden zur Bestimmung des Korrosionszustands von Abschnitten von Hauptgasleitungen für deren rechtzeitige Entfernung für Reparaturen.

Basic Aufgaben:

1 Bestimmung von Änderungen des elektrischen Widerstands des Bodens rund um die Hauptgaspipeline und Analyse der Merkmale von Korrosionsprozessen beim Pipelinetransport.

2 Untersuchung des Einflusses gepulster thermischer Effekte des gepumpten Gases und der Feuchtigkeit auf die korrosive Aktivität des Bodens rund um die unterirdische Gasleitung unter Laborbedingungen.

3 Untersuchung der Entstehung und Entwicklung von Korrosionsfehlern an der Hauptgasleitung und Prognose ihres Korrosionszustands auf der Grundlage von Daten zur Fehlererkennung in der Leitung.

Entwicklung einer Methodik zur Einstufung von Abschnitten von Hauptgaspipelines auf der Grundlage der Prognose ihres Korrosionszustands zur Entfernung für Reparaturen.

Wissenschaftliche Neuheit 1 Die Änderung des elektrischen Widerstands des Bodens wurde bestimmt und in Abhängigkeit von der Luftfeuchtigkeit entlang des Umfangs einer unterirdischen Gasleitung mit großem Durchmesser aufgezeichnet.

2 Die Tatsache der Aktivierung von Korrosionsprozessen bei einer gepulsten Änderung der Temperatur des gepumpten Gases im Vergleich zu einem stabilen Temperatureinfluss wurde experimentell nachgewiesen und der Temperaturbereich, in dem sich die maximale Korrosionsrate unter instabilem (gepulstem) Temperatureinfluss entwickelt, wurde ermittelt bestimmt.

3 Es wurde eine funktionale Beziehung ermittelt, um die Entstehung und Entwicklung von Korrosionsfehlern an Hauptgasleitungen vorherzusagen.

Praktischer Wert Arbeit Basierend auf den durchgeführten Untersuchungen wurde ein Unternehmensstandard RD 3-M-00154358-39-821-08 „Methodik zur Einstufung von Gaspipelines von Gazprom Transgaz Ufa LLC auf der Grundlage der Ergebnisse der In-Pipe-Fehlererkennung für deren Beseitigung zur Reparatur“ erstellt. wurde entwickelt, nach dem die Rangfolge der Abschnitte der Hauptgasleitungen zwischen Kranstationen durch Einheiten durchgeführt wird, um die Reihenfolge ihrer Entfernung zur Reparatur zu bestimmen.

Forschungsmethoden Die in der Arbeit gestellten Probleme wurden mithilfe der Ähnlichkeitstheorie gelöst, indem die Bedingungen des Wärme- und Stoffübergangs einer unterirdischen Gasleitung mit dem umgebenden Boden modelliert wurden.

Die Ergebnisse der diagnostischen Arbeit wurden mithilfe der Methode der kleinsten Quadrate mit Korrelationsanalyse verarbeitet. Die Berechnungen wurden mit dem Anwendungspaket StatGrapfis Plus 5.1 durchgeführt.

Zur Verteidigung eingereicht:

Ergebnisse von Studien zu Änderungen des elektrischen Widerstands des Bodens in Abhängigkeit von der Luftfeuchtigkeit entlang des Umfangs der Hauptgasleitung;

Ergebnisse von Laborstudien zu gepulsten thermischen Effekten auf die Aktivierung von Korrosionsprozessen an einer Stahlrohrleitung;

- eine Methode zur Einstufung von Abschnitten von Hauptgasleitungen für deren Ausbau zu Reparaturzwecken.

Hauptergebnisse Die Dissertationsarbeit wurde in 30 wissenschaftlichen Arbeiten veröffentlicht, von denen vier Artikel in führenden, von Experten begutachteten wissenschaftlichen Fachzeitschriften veröffentlicht wurden, die von der Higher Attestation Commission des Ministeriums für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation empfohlen wurden.

Struktur und Umfang der Arbeit Die Dissertationsarbeit besteht aus einer Einleitung, vier Kapiteln, Hauptschlussfolgerungen, Anhängen, einem bibliografischen Verzeichnis der verwendeten Literatur mit 141 Titeln, präsentiert auf 146 Seiten maschinengeschriebenem Text, enthält 29 Abbildungen und 28 Tabellen.

Genehmigung der Arbeit Die Hauptmaterialien der Dissertation wurden präsentiert bei:

Wissenschaftlicher und technischer Rat von OJSC Gazprom „Entwicklung und Implementierung von Technologien, Geräten und Materialien für die Reparatur von Isolierbeschichtungen und defekten Rohrabschnitten, einschließlich SCC-Defekten, an den Hauptgaspipelines von OJSC Gazprom, Uchta, 2003;

- wissenschaftliche und technische Konferenz junger Spezialisten von OJSC Gazprom

„Neue Technologien in der Entwicklung der Gasindustrie“, Samara, 2003;

Wissenschaftliche und praktische Konferenz „Probleme und Methoden zur Gewährleistung der Zuverlässigkeit und Sicherheit von Pipeline-Transportanlagen für Kohlenwasserstoffe“, Staatliches Einheitsunternehmen IPTER, Ufa, 2004;

Internationale wissenschaftliche und technische Konferenz „Synergetics II“, USNTU, Ufa, 2004;

2. Internationale wissenschaftliche und technische Konferenz „Novoselovsky Readings“, USNTU, Ufa, 2004;

Wissenschaftliche und technische Konferenz junger Manager und Branchenspezialisten in moderne Verhältnisse", Samara, 2005;

Pipelinetransport“, USNTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;

Wissenschaftliche und praktische Konferenz junger Wissenschaftler und Spezialisten von OJSC Gazprom „Innovatives Potenzial junger Wissenschaftler und Spezialisten von OJSC Gazprom“, Moskau, 2006;

Konferenz über die beste wissenschaftliche und technische Jugendentwicklung zu den Problemen des Kraftstoff- und Energiekomplexes „TEK-2006“, Moskau, 2006;

- Konferenz der International Fuel and Energy Association (IFEA), Moskau, 2006.

Internationale wissenschaftliche und praktische Konferenz zu den Problemen des Öl- und Gaskomplexes Kasachstans“, Aktau, 2011.

Der Korrosionszustand von Gaspipelines wurde in theoretischen und experimentellen Studien von Wissenschaftlern entwickelt, die sich direkt mit den Problemen des Pipelinetransports befassen: A.B. Ainbinder, M.Z. Asadullina, V.L. Berezina, P.P. Borodavkina, A.G. Gareeva, N.A. Harris, A.G. Gumerova, K.M. Gumerova, I.G.

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

Kuznetsova, F.M. Mustafina, N.Kh. Hallyeva, V.V. Kharionovsky und andere.

Somit ist die Untergrundkorrosion von Metallen eine der komplexesten Arten der elektrochemischen und biologischen Korrosion.

Den behördlichen Dokumenten zufolge gibt es verschiedene Indikatoren zur Beurteilung der Metallkorrosion (Verlust der Metallmasse über einen bestimmten Zeitraum, Verringerung der Rohrwandstärke, Wachstumsrate des Mantels usw.). Diese Werte sind Indikatoren für die Korrosionsbeständigkeit von Metallen in bestimmten Bodenarten.

1.1.1 Charakteristische Korrosionsfehler an einem Stahlrohr In der Arbeit werden die von VTD identifizierten Korrosionsfehler und die Merkmale ihrer Erscheinung im Zusammenhang mit dem Zustand der Isolierbeschichtung erörtert.

Betriebserfahrungen zeigen, dass sich Schäden in Form ausgedehnter, sich schließender Geschwüre (allgemeine Korrosion) in Zonen mit Abblättern der Folienisolierung entwickeln, die einer periodischen Benetzung mit Grundwasser ausgesetzt sind.

Der kathodische Schutz von Zonen mit abblätternder Filmisolierung wird einerseits durch einen dielektrischen Schirm in Form einer Polyethylenfolie und andererseits durch instabile Elektrolytparameter erschwert, die den Durchgang des kathodischen Polarisationsstroms durch den Spalt behindern in den Bereich der Entstehung und Entwicklung von Kolonien von Geschwüren oder Rissen. Infolgedessen wird häufig die Entwicklung einer Unterschichtkorrosion in Form einer Kette ineinandergreifender Hohlräume beobachtet, deren Geometrie dem Bewegungsweg des Elektrolyten unter der Isolierung folgt.

Es ist allgemein bekannt, dass die Bitumen-Gummi-Isolierung nach 10-15 Jahren Betrieb in wassergesättigten Böden die Haftung auf der Metalloberfläche verliert.

Allerdings kommt es in vielen Fällen nicht zu Korrosion unter der Bitumendämmung. Sie entsteht nur dann, wenn der kathodische Schutz nicht gut funktioniert oder fehlt. Die Schutzwirkung wird durch die Bildung einer ionischen Querleitfähigkeits-Bitumenisolierung während des Langzeitbetriebs der Gasleitung erreicht. Ein direkter Beweis dafür ist eine Verschiebung des pH-Wertes des Bodenelektrolyten unter der Bitumenbeschichtungsschicht auf 10-12 Einheiten infolge einer Reaktion mit Sauerstoffdepolarisation.

Einen bedeutenden Platz in der Schadenshöhe nimmt ulzerative lokale Korrosion in Form einzelner Hohlräume ein, die 23-40 % erreicht Gesamtzahl Schaden. Man kann argumentieren, dass unter sonst gleichen Bedingungen die Tiefe des lokalen Korrosionsschadens die Wirksamkeit des kathodischen Schutzes bei Defekten der Durchgangslochisolierung ganzheitlich beurteilt.

1.2 Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung Die Hauptanforderung an Schutzbeschichtungen ist die Zuverlässigkeit des Rohrleitungsschutzes vor Korrosion über die gesamte Lebensdauer.

Weit verbreitete Dämmstoffe lassen sich in zwei große Gruppen einteilen:

Polymer, einschließlich Isolierbänder, extrudierte und gespritzte Polyethylen-, Epoxid- und Polyurethanmaterialien;

-Bitumenmastix mit Umhüllungsmaterialien, kombinierte Mastixbeschichtungen.

Polymerisolierbänder werden seit den 60er Jahren des letzten Jahrhunderts häufig zur Isolierung von Rohrleitungen während ihres Baus und ihrer Reparatur verwendet. Demnach sind 74 % aller gebauten Rohrleitungen mit Polymerbändern isoliert. Beschichtungen aus Polymer-Isolierbändern sind mehrschichtige Systeme, bestehend aus einer Basisfolie, einer Klebeschicht und einer Schicht Haftgrundierung (Primer). Diese Schutzmaterialien stellen lediglich eine Diffusionsbarriere dar, die das Eindringen einer korrosiven Umgebung in die Metalloberfläche der Rohrleitung verhindert, weshalb ihre Lebensdauer begrenzt ist.

Darüber hinaus sind die Nachteile von Filmbeschichtungen:

- Instabilität der Haftung;

- Zerbrechlichkeit der Beschichtung;

- relativ hohe Kosten.

Mit der unbedeutenden Dicke der Klebeschicht ist eine Instabilität der Haftung und damit eine Brüchigkeit der Beschichtung verbunden.

Die Klebebasis von Klebefolienmaterialien ist eine Lösung von Butylkautschuk in organischen Lösungsmitteln mit bestimmten Zusätzen. Dabei erfolgt die Alterung der Klebeschicht deutlich schneller als die der Polymerbasis.

Wenn die Leistungsmerkmale der Isolierung auf 50 % der Ausgangswerte sinken, nimmt die Wirksamkeit der Beschichtung als Korrosionsschutzbarriere stark ab.

Forschungsergebnisse zeigen, dass 73 % aller Ausfälle an Gaspipelines in Kanada durch Spannungskorrosion verursacht werden, die unter Polyethylenfolienbeschichtungen auftritt. Es wurde festgestellt, dass sich unter einschichtigen Polyethylenbeschichtungen fünfmal mehr Spannungsrisskorrosionsrisse bilden als unter Bitumenbeschichtungen. Bei zweischichtigen Folienbeschichtungen ist die Anzahl der Spannungskorrosionsrisskolonien pro Meter Rohr neunmal höher als bei Beschichtungen auf Bitumenbasis.

Die Lebensdauer von Polymerisolierbändern beträgt 7-15 Jahre.

Die Einschränkung und teilweise der Ausschluss der Verwendung von Polymerisolierbändern gemäß GOST R 51164 ist mit deren kurzer Lebensdauer verbunden.

Basierend auf den Erfahrungen mit der Neuisolierung von Hauptgasleitungen wurde festgestellt, dass in Bereichen mit werkseitiger Isolierbeschichtung keine SCC-Defekte oder Korrosion festgestellt wurden.

Die Betrachtung der Leistungsmerkmale der am weitesten verbreiteten Korrosionsschutzbeschichtungen lässt den Schluss zu, dass sie nicht über Eigenschaften verfügen, die die Anforderungen an Isoliermaterialien zum Schutz von Rohrleitungen vor Bodenkorrosion vollständig erfüllen würden:

- Haftung auf Metallen;

- mechanische Festigkeit;

Chemische Beständigkeit gegenüber korrosiven Stoffen – Sauerstoff, wässrige Lösungen von Salzen, Säuren und Basen usw.

Die angegebenen Parameter bestimmen die Fähigkeit des Korrosionsschutzmaterials, Korrosion und Spannungskorrosion von Gasleitungen zu widerstehen.

Eine Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung von Gasleitungen mit einer entlang der Trasse aufgetragenen Filmisolierbeschichtung kommt aus vielen Gründen vor, die sich sowohl unabhängig voneinander als auch in Kombination auf die Qualität der Schutzeigenschaften auswirken. Betrachten wir die Gründe für die Auswirkungen auf die Filmisolierbeschichtung.

Vertikaler Bodendruck auf eine Gasleitung.

Aufgrund der Tatsache, dass der Bodendruck ungleichmäßig entlang des Rohrumfangs verteilt ist, treten die problematischsten Zonen für das Auftreten von Delamination und Wellenbildung der Isolierbeschichtung an den Positionen 3-5 Uhr und 7-9 Uhr auf 'Uhr entlang des Gasstroms, mit einer bedingten Aufteilung des Pipelineumfangs in Sektoren (obere Erzeugende 0 Uhr, untere 6 Uhr). Dies liegt daran, dass die Isolierbeschichtung der oberen Rohrhälfte den größten und relativ gleichmäßigen Bodendruck erfährt, wodurch die Folienbeschichtung gedehnt wird und die Bildung von Wellen und Delaminationen in diesem Bereich verhindert wird. In der unteren Rohrhälfte ergibt sich ein anderes Bild: Bei etwa 6 Uhr liegt das Rohr auf der Grabensohle auf, weshalb die Wahrscheinlichkeit einer Wellenbildung unbedeutend ist. In der 3-5-Uhr-Position ist der Bodendruck minimal, da das Rohr an dieser Stelle Kontakt mit dem vom Rand des Grabens her verfüllten Boden hat (siehe Abbildung 1.1). So kommt es im Bereich von 3–5 Stunden zu einer Verschiebung der Filmbeschichtung entlang des Umfangs der Rohrleitung unter Bildung von Wellen. Dieser Bereich kann als der anfälligste für die Entstehung und Entwicklung von Korrosionsprozessen angesehen werden.

Lineare Ausdehnung passender Materialien.

Einer der Gründe für die Bildung von Wellen auf einer Folienisolierbeschichtung ist der unterschiedliche Längenausdehnungskoeffizient von Materialien, Folienband und Rohrmetall.

Lassen Sie uns analysieren, wie sich der Einfluss der Temperatur auf das Rohrmetall und das Folienband in den „heißen“ Abschnitten einer Gaspipeline mit großem Durchmesser (Gaspipeline-Auslass aus der Kompressorstation) unterscheidet.

Abbildung 1.1 – Diagramm des Auftretens von Wellen auf einer filmisolierenden Beschichtung 1 – Gasleitung; 2 – Ort der wahrscheinlichen Wellenbildung; 3 – Pipeline-Stützzone Temperaturwerte für das Rohrmetall und die Folienisolierung während der Anwendung können gemessen werden gleich der Temperatur Umgebung und während des Betriebs – gleich der Gastemperatur in der Gasleitung.

Den Daten zufolge beträgt die Längenzunahme der Stahlblech- und Folienisolierung entlang des Umfangs eines Rohrs mit einem Durchmesser von 1420 mm bei einem Temperaturwechsel von 20 auf C (Gastemperatur) 1,6 mm bzw. 25,1 mm .

So kann sich die Folienisolierung in „heißen“ Bereichen um mehrere zehn Millimeter mehr ausdehnen als ein Stahlblech, wodurch echte Bedingungen für die Bildung von Delaminationen mit der Bildung von Wellen entstehen, insbesondere in den Richtungen des geringsten Widerstands bei 3-5 und 7 -9-Uhr-Positionen des Umfangs einer Gasleitung mit großem Durchmesser.

Schlechtes Auftragen der Grundierung auf die Rohrleitung.

Die Haftungsqualität der Isolierbeschichtung bestimmt deren Lebensdauer.

Eine unzureichende Vermischung von Bitumen mit dem Lösungsmittel bei der Vorbereitung der Grundierung oder der Lagerung in kontaminierten Behältern führt zu einer Verdickung der Grundierung und wird daher ungleichmäßig oder mit Flecken auf die Rohrleitung aufgetragen.

Unter Streckenbedingungen, beim Auftragen verschiedener Arten von Grundierungen auf die nasse Oberfläche von Rohren und bei windigem Wetter kann es zur Bildung von Luftblasen in der Grundierungsschicht kommen, die die Haftung der Grundierung auf dem Metall verringern.

Wenn die Grundierung unzureichend oder ungleichmäßig auf das Rohr aufgetragen wird, die Plane schief ist, sie stark verschmutzt und abgenutzt ist, können sich Lücken in der Grundierungsschicht bilden.

Darüber hinaus weist die Technologie zum Aufbringen von Rollisolierbeschichtungen einen erheblichen Nachteil auf. Bei Isolierarbeiten reicht die Zeitspanne zwischen dem Auftragen der Grundierung auf das Rohr und dem Aufwickeln des Polyethylenbandes nicht aus, damit das in der Grundierung enthaltene Lösungsmittel verdunsten kann.

Eine Polyethylenfolie mit geringer Permeabilität verhindert, dass das Lösungsmittel verdunstet; darunter entstehen zahlreiche Schwellungen, die die Klebeverbindung zwischen den Beschichtungsschichten stören.

Im Allgemeinen verringern diese Faktoren die Qualität der Isolierbeschichtung erheblich und führen zu einer Verkürzung ihrer Lebensdauer.

1.3. Korrosive Aggressivität von Böden Wenn die Isolierbeschichtung ihre schützenden Eigenschaften verliert, ist die korrosive Aggressivität von Böden einer der Hauptgründe für das Auftreten und die Entwicklung von Korrosion und Spannungskorrosion.

Die Korrosion von Metallen in Böden wird direkt oder indirekt von vielen Faktoren beeinflusst: chemische und mineralogische Zusammensetzung, Partikelgrößenverteilung, Feuchtigkeit, Luftdurchlässigkeit, Gasgehalt, chemische Zusammensetzung von Porenlösungen, pH-Wert und pH-Wert der Umgebung, Menge an organischer Substanz, mikrobiologische Zusammensetzung, elektrische Leitfähigkeit von Böden, Temperatur, gefrorener Boden oder aufgetauter Zustand. Alle diese Faktoren können sowohl einzeln als auch gleichzeitig an einem bestimmten Ort wirken. Derselbe Faktor kann in verschiedenen Kombinationen mit anderen die Geschwindigkeit der Metallkorrosion in manchen Fällen beschleunigen und in anderen Fällen verlangsamen. Folglich ist es unmöglich, die korrosive Aktivität der Umgebung anhand eines einzelnen Faktors zu beurteilen.

Es gibt viele Methoden zur Beurteilung der Bodenaggressivität. Zu den ermittelten charakteristischen Parametern bei der allgemeinen Beurteilung der Bodenaggressivität gehört ein Merkmal wie der elektrische Widerstand (siehe Tabelle 1.1).

Tabelle 1.1 – Die Korrosionseigenschaften von Böden werden anhand des spezifischen elektrischen Widerstands des Bodens in Ohm m bewertet. Der spezifische Bodenwiderstand ist kein Indikator für seine korrosive Aktivität, sondern dient als Zeichen für die Markierung von Bereichen, in denen er intensiv ist Es kann zu Korrosion kommen. Ein geringer ohmscher Widerstand weist lediglich auf die Möglichkeit einer Korrosion hin. Ein hoher Ohmscher Widerstand von Böden ist nur in neutralen und alkalischen Umgebungen ein Zeichen für eine schwache korrosive Aggressivität von Böden. In sauren Böden mit niedrigem pH-Wert ist aktive Korrosion möglich, saure Verbindungen reichen jedoch oft nicht aus, um den Ohmschen Widerstand zu verringern. Als Ergänzung zu den oben genannten Methoden zur Untersuchung der Bodenkorrosion schlagen die Autoren eine chemische Analyse von Wasserextrakten vor, die den Salzgehalt des Bodens recht genau bestimmt.

Die wichtigsten Faktoren für die Korrosivität des Bodens sind seine Struktur (siehe Tabelle 1.2) und die Fähigkeit, Wasser und Luft durchzulassen, Feuchtigkeit, pH-Wert und Säuregehalt, Redoxpotential (eH), Zusammensetzung und Konzentration der im Boden vorhandenen Salze. Dabei spielen nicht nur Anionen (Cl-; SO 2; NO 3 etc.) eine wichtige Rolle, sondern auch Kationen, die zur Bildung von Schutzfilmen und zur elektrischen Leitfähigkeit des Bodens beitragen.

Im Gegensatz zu flüssigen Elektrolyten weisen Böden eine heterogene Struktur sowohl auf Mikroebene (Mikrostruktur von Böden) als auch auf Makroebene (abwechselnde Linsen und Gesteinsschichten mit unterschiedlichen lithologischen und chemischen Eigenschaften) auf. Tabelle 1.2 – Korrosionsaktivität von Böden in Abhängigkeit von ihrer Art, ihren physikalischen und chemischen Eigenschaften ). Flüssigkeiten und Gase in Böden haben eine begrenzte Bewegungsfähigkeit, was den Mechanismus der Sauerstoffversorgung der Metalloberfläche erschwert und die Geschwindigkeit des Korrosionsprozesses beeinflusst, und Sauerstoff ist bekanntlich der Hauptstimulator der Metallkorrosion.

Tabelle 1.3 enthält Daten zur korrosiven Aktivität von Böden in Abhängigkeit von pH-Wert und Gehalt chemische Elemente.

SeverNIPIgaz führte Untersuchungen zum Zusammenhang zwischen Unfällen durch. Es wurden Daten zu Unfällen für 1995–2004 analysiert. (39 Unfälle) wurde die chemische Zusammensetzung des Bodens und des Bodenelektrolyten untersucht. Die Verteilung der Unfälle aufgrund von SCC nach aggregierten Bodenarten ist in Abbildung 1.2 dargestellt.

Tabelle 1.3 – Korrosionsaktivität von Böden in Abhängigkeit vom pH-Wert und Gehalt an chemischen Elementen Wie aus Abbildung 1.2 ersichtlich ist, ereigneten sich die meisten Unfälle (61,5 %) in Gebieten mit schwerem, feuerfestem Boden, eine deutlich geringere Zahl (30 %) – in Auf leichteren Böden kommt es nur vereinzelt zu Unfällen auf sandigen und sumpfigen Böden. Um die Zahl der Unfälle aufgrund von SCC zu reduzieren, ist es daher notwendig, die Zusammensetzung des Bodens zu kontrollieren, was bereits in der Entwurfsphase eines neuen Gasleitungszweigs erfolgen kann. Dies zeigt auch den Bedarf an Bodenforschung bei der Analyse und Auswahl von Standorten für Bau und Wiederaufbau.

Abbildung 1.2 – Verteilung der Unfälle aufgrund von SCC für 1995 – 2004 nach Bodenfeuchtigkeit spielt eine Rolle große Rolle im Zuge von Korrosionsprozessen. Bei niedriger Luftfeuchtigkeit ist der elektrische Widerstand des Bodens hoch, was zu einer Verringerung des Wertes des fließenden Korrosionsstroms führt. Bei hoher Luftfeuchtigkeit nimmt der elektrische Widerstand des Bodens ab, allerdings wird die Diffusion von Sauerstoff zur Metalloberfläche sehr erschwert, wodurch sich der Korrosionsprozess verlangsamt. Es besteht die Meinung, dass die maximale Korrosion bei einer Luftfeuchtigkeit von 15–20 %, 10–30 % beobachtet wird.

1.4 Gründe für die Bildung von Makrokorrosionselementen an der Außenfläche der Gasleitung.

1.4.1 Bedingungen für die Bildung von Makrokorrosionselementen an der Außenfläche der Gasleitung An der Außenfläche der Gasleitung kommt es trotz vorhandenem kathodischen Schutz zu einer korrosiven Zerstörung des Metalls an Stellen, an denen die Isolierbeschichtung beschädigt ist die Gasleitung. Diese Phänomene werden häufig in den ersten Abschnitten von Gaspipelines (10–20 km nach Verlassen der Kompressorstation) in unebenem Gelände beobachtet, das auf Schluchten, Schluchten und Orte mit periodischer Feuchtigkeit beschränkt ist.

Die Analyse und Synthese zahlreicher Materialien zeigt, dass die Aktivierung von Korrosionsprozessen durch das Verhalten des Grundwassers unter dem thermischen Einfluss einer Gasleitung beeinflusst wird, das durch den kombinierten Einfluss (oder das Zusammentreffen) von mindestens drei Faktoren zunimmt:

- Impulsänderungen der Temperatur der Gasleitung;

- Verletzung der Isolierbeschichtung der Gasleitung;

- großer Rohrleitungsdurchmesser.

1. Der grundlegende Unterschied zwischen dem Anfangsabschnitt und dem Endabschnitt (bei fehlender oder stabiler Gasförderung entlang der Trasse) besteht darin, dass Schwankungen oder impulsartige Änderungen der Gastemperatur im Anfangsabschnitt der Gasleitung am stärksten zu spüren sind . Diese Schwankungen entstehen sowohl durch ungleichmäßigen Gasverbrauch als auch durch die Unvollkommenheit des Luftkühlsystems für das der Gasleitung zugeführte Gas. Bei der Verwendung von Luftkühlgeräten verursachen wetterbedingte Schwankungen der Lufttemperatur ähnliche Schwankungen der Gastemperatur und werden direkt über einen Wellenleiter auf den ersten Abschnitt der Gasleitung übertragen (dieses Phänomen tritt besonders deutlich auf den ersten 20 bis 30 km der Gasleitung auf). Pipeline).

In den Experimenten von Ismagilov I.G. Es wurde aufgezeichnet, dass eine Temperaturwelle von 5 °C, die künstlich durch Abschalten des Luftkühlergases an der Poljanskaja-Zentrale erzeugt wurde, mit einer Abnahme der Amplitude auf 2 °C zur nächsten ZS-Station Moskovo überging. Bei Ölpipelines, wo die Strömungsgeschwindigkeiten aufgrund der Trägheit des gepumpten Produkts um eine Größenordnung geringer sind, wird dieses Phänomen nicht beobachtet.

2. Bei Beschädigung der Isolierbeschichtung bilden sich Makrokorrosionselemente an der Außenfläche der Rohrleitung. Dies geschieht in der Regel in Gebieten mit einer starken Änderung der Umweltparameter: Ohmscher Widerstand von Böden und korrosiver Umgebung (Abbildung 1.3 und Abbildung 1.4).

Abbildung 1.3 – Modell des Mikrokorrosionselements 3. Effekt „Großer Durchmesser“. Die geometrischen Parameter der heißen Rohrleitung sind so, dass sich entlang des Umfangs sowohl die Temperatur als auch die Feuchtigkeit des Bodens und damit andere Eigenschaften ändern: ohmscher Widerstand des Bodens, Eigenschaften von Bodenelektrolyten, Polarisationspotentiale usw.

Die Luftfeuchtigkeit um den Umfang herum variiert zwischen 0,3 % und 40 % bis zur vollständigen Sättigung. Der Bodenwiderstand ändert sich um den Faktor ...100.

Abbildung 1.4 – Modell der Makrokorrosionselemente Untersuchungen haben gezeigt, dass die Temperatur des gepumpten Gases die kathodische Polarisation von Rohrstahl in Karbonatlösungen beeinflusst. Die Abhängigkeit der Potentiale des maximalen Anodenstroms von der Temperatur ist linear. Eine Temperaturerhöhung führt zu einem Anstieg des Auflösungsstroms und verschiebt den Potentialbereich des anodischen Stroms in den negativen Bereich. Eine Temperaturerhöhung führt nicht nur zu einer Änderung der Geschwindigkeit elektrochemischer Prozesse, sondern verändert auch den pH-Wert der Lösung.

Mit zunehmender Temperatur der Carbonatlösung verschiebt sich das Potenzial des maximalen anodischen Stroms, der mit der Oxidbildung einhergeht, bei einem Temperaturanstieg um 10 °C in Richtung negative Werte Potential bei 25 mV.

Aufgrund der Heterogenität des Bodens, Veränderungen seiner Feuchtigkeit und Belüftung, ungleichmäßiger Verdichtung, Verklebung und anderer Effekte sowie Defekten im Metall selbst entsteht eine große Anzahl makrokorrosiver Elemente. In diesem Fall sind die anodischen Bereiche, die ein positiveres Potenzial haben, anfälliger für Korrosionszerstörung als die kathodischen, was durch die gepulste thermische Wirkung der Gasleitung auf die Migrationsprozesse im Grundelektrolyten begünstigt wird.

Schwankende Temperatur- und Feuchtigkeitsprozesse im Boden führen zu allgemeiner Korrosion. An der Oberfläche lokalisierte Makrokorrosionselemente entstehen entsprechend dem SCC-Szenario oder als Lochfraßherde. Die Gemeinsamkeit des elektrochemischen Prozesses, der zur Bildung von Korrosionsgruben und -rissen führt, ist in dargestellt.

Es sind thermodynamische Nichtgleichgewichtsprozesse, die intensiver und mit der maximalen Wirkung der Manifestation der Hauptmerkmale ablaufen. Wenn ein gepulster Temperatureinfluss nahezu synchron auf den Boden ausgeübt wird, ändern sich die Parameter, die seine Korrosivität bestimmen. Da dieser Prozess während des gesamten Betriebs der Gaspipeline stattfindet starker Einfluss dominante Parameter, dann wird die Position des Makroelements ziemlich eindeutig und in Bezug auf geometrische Markierungen festgelegt.

Wie gezeigt, findet während des gesamten Betriebs der Gaspipeline eine kontinuierliche oszillierende Bewegung der Bodenfeuchtigkeit statt, die mit dem Thermokapillar-Film-Bewegungsmechanismus erklärt werden kann.

So entstehen selbst bei Vorhandensein eines kathodischen Schutzes der Gasleitung an Stellen, an denen die Isolierbeschichtung einer Gasleitung mit großem Durchmesser aufgrund der ungleichmäßigen Verteilung der Bodenfeuchtigkeit entlang des Rohrumfangs beschädigt ist, zwangsläufig makrokorrosive Elemente, die provozieren Bodenkorrosion des Rohrmetalls.

Einer von wichtige Bedingungen Das Auftreten von Korrosionsprozessen ist das Vorhandensein dissoziierter Ionen im Bodenelektrolyten.

Ein bisher nicht berücksichtigter Faktor, der das Auftreten von Nichtgleichgewichtsprozessen bestimmt, ist der gepulste Temperatureffekt des Gases auf die Wand der Rohrleitung und die gepulste Änderung der Bodenfeuchtigkeit neben der Rohrleitung.

1.4.2 Änderungen des elektrischen Widerstands des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens mit der Bewegung von Feuchtigkeit in der korrosiven Bodenschicht führen zu einer diskreten Vergrößerung des Defekts. Wie in gezeigt, wird dieser Prozess durch die gepulste thermische Wirkung der Gasleitung auf Migrationsprozesse im Grundelektrolyten begünstigt.

Als Ergebnis der Lösung des umgekehrten Problems der Wärmeleitfähigkeit für die Bedingungen des Abschnitts des Urengoi-Korridors der Gaspipelines auf der Strecke Polyana – Moskovo wurde das Muster der zeitlichen Verteilung der Bodenfeuchtigkeit W entlang des Umfangs der Pipeline bestimmt.

Studien haben gezeigt, dass bei einem impulsförmigen Temperaturanstieg Feuchtigkeit aus dem Rohr abfließt und bei einem anschließenden Temperaturabfall an der Rohrleitungswand die Luftfeuchtigkeit der angrenzenden aktiven Bodenschicht zunimmt.

Auch entlang des Umfangs des Rohrquerschnitts ändert sich die Luftfeuchtigkeit (Abbildung 1.5). Am häufigsten wird die höchste Luftfeuchtigkeit entlang der unteren Mantellinie des Rohrs, bei der 6-Uhr-Position, beobachtet. Die größten Schwankungen der Luftfeuchtigkeit sind an den Seitenflächen des Rohres zu verzeichnen, wo Migrationsprozesse am stärksten ausgeprägt sind.

In Fortsetzung dieser Arbeiten (unter Beteiligung des Antragstellers) wurden Untersuchungen durchgeführt und der elektrische Widerstand der korrosiven Bodenschicht um die Rohrleitung bestimmt sowie elektrische Schaltpläne erstellt.

elektrischer Widerstand des Bodens entlang des Umfangs der Gasleitung DN 1400. Sie werden zu verschiedenen Zeitpunkten gebaut, basierend auf den Ergebnissen eines industriellen Experiments am Polyana-Moskovo-Gasleitungsabschnitt des Urengoi-Korridors, das zeigte, dass bei Betriebstemperaturen von 30 ...40 °C bleibt der Boden unter dem Rohr stets feucht, während mit der Zeit, etwa oberhalb des oberen Teils des Rohres, die Bodenfeuchtigkeit deutlich abnimmt.

24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 – quasistationärer Modus 04.7.00 – nach Stilllegung einer Kompressorwerkstatt Abbildung 1.5 – Umverteilung der Feuchtigkeit W und des Bodenwiderstands im Gasleitungskreislauf basierend auf den Ergebnissen eines industriellen Experiments.

Tabelle 1.4 – Änderung der Luftfeuchtigkeit und des Bodenwiderstands entlang des Rohrumfangs Datum tr, g tv, g Q, W/m.g Der Bereich der Änderungen der Feuchtigkeit der Bodenschicht in Kontakt mit der Rohrleitung reicht von vollständiger Sättigung bis hin zu nahezu Dehydrierung , siehe Tabelle 1.4.

Die dargestellte Abbildung 1.5 zeigt, dass die günstigsten Bedingungen für das Auftreten allgemeiner Korrosion und SCC-Defekte im unteren Viertel des Rohrs an den Positionen 5 bis 7 Uhr auftreten, wo el minimal und W maximal ist, der Modus von Der Wandel ist pulsierend, die Belüftung ist unbedeutend.

Bei der Erstellung eines Diagramms des Bodenwiderstands entlang der Rohrkontur wurde ein Diagramm der Abhängigkeit des Bodenwiderstands von der Luftfeuchtigkeit verwendet (Abbildung 1.6).

Es zeigt sich, dass im Winter im Anfangsabschnitt der Gaspipeline, wo die Temperaturen bei 25...30 °C und mehr gehalten werden, der Schnee schmilzt und über der Pipeline für lange Zeit eine Zone mit durchnässtem Boden verbleibt sorgt für Aufladung und erhöht zudem die korrosive Aktivität des Bodens.

Die Einwirkungs- oder Durchgangszeit eines thermischen Impulses wird durch Schwingungen gemessen. Diese Zeit reicht völlig aus, damit über einen kurzen Zeitraum Mikroausgleichsströme fließen können. Die in den Abbildungen 1.5, 1.6 und Tabelle 1.4 gezeigten Daten, die unter industriellen Bedingungen für eine Gasleitung mit einem Durchmesser von 1420 mm ermittelt wurden, zeigen, dass sich aufgrund von Feuchtigkeitsänderungen entlang des Rohrumfangs die lokale Korrosionsaktivität von Böden ändert, was hängt vom ohmschen Widerstand ab, siehe Tabelle 1.5.

Tabelle – 1.5 Korrosionsaktivität von Böden in Bezug auf Kohlenstoffstahl in Abhängigkeit von ihrem spezifischen elektrischen Widerstand Widerstand, Ohm.m Abbildung 1.6 – Abhängigkeit des elektrischen Widerstands von tonigen Böden von der Feuchtigkeit Die Diagramme werden auf der Grundlage von Daten vom Messpunkt Nr. 2 bei 1850 km erstellt der Urengoi-Gaspipeline-Route Novopskov, die an einem ziemlich trockenen Ort am höchsten Punkt über der Schlucht liegt. Die Rohrleitungsisolierung in diesem Abschnitt war in einem zufriedenstellenden Zustand.

In Schluchten und Schluchten, wo die Änderung der Luftfeuchtigkeit stärker ausfällt, dürften diese Effekte stärker ausgeprägt sein. Dieses Bild ist typisch für den Fall von homogenem Boden um den Rohrumfang. Bei heterogenen klumpigen Verfüllböden variiert der ohmsche Widerstand der Komponenten stark. Abbildung 1.7 zeigt Diagramme der Abhängigkeit des spezifischen Widerstands verschiedener Böden von der Luftfeuchtigkeit.

Daher kommt es bei einem Bodenwechsel zu Lücken im elektrischen Widerstandsdiagramm und Makrokorrosionselemente werden deutlich hervorgehoben.

Somit führt eine Änderung der Temperatur eines Mikroelements zu einer Änderung der Feuchtigkeitspotentiale und des elektrischen Widerstands. Diese Phänomene ähneln denen, die beim Ändern der Installationsart des kathodischen Schutzes auftreten. Die Potentialverschiebung bzw. der Übergang durch den „toten“ Punkt kommt einer Abschaltung des kathodischen Schutzes gleich und verursacht Mikroausgleichsströme.

Die Entwicklung von Korrosionsprozessen bei pulsierenden Temperaturbedingungen führt zur Erosion oder Korrosionsrissbildung des Rohrmetalls.

Es entsteht eine Situation, in der der Widerstand gegen die Bewegung von Ionen im Bodenelektrolyten entlang des Rohrumfangs unterschiedlich ist. Je höher der betreffende Abschnitt auf der Rohroberfläche liegt, desto langsamer läuft die anodische Reaktion ab, da der Feuchtigkeitsgehalt des angrenzenden Bodens abnimmt, der ohmsche Widerstand zunimmt und die Entfernung positiver Metallionen aus dem Anodenabschnitt schwieriger wird . Mit einer Verringerung oder Annäherung an die Position auf dem Rohrleitungskreis, die 5... Uhr entspricht, nimmt die Geschwindigkeit der anodischen Reaktion zu.

Bei Position 6 Uhr ist der Boden verdichtet, es kommt häufig zu Gleybildung, der Zugang von Sauerstoff zur Rohrleitung ist erschwert, wodurch die Reaktion der Elektronenaddition abläuft. Abbildung 1.7 – Abhängigkeit des spezifischen Widerstands von Böden von ihrer Feuchtigkeit:

1– sumpfig; 2 – sandig; 3 – lehmig.

(Wasserstoff- oder Sauerstoffdepolarisation) erfolgt langsamer. In einem Bereich mit schwierigem Sauerstoffzugang ist das Potenzial des Korrosionselements weniger positiv und der Bereich selbst fungiert als Anode.

Unter solchen Bedingungen erfolgt der Korrosionsprozess mit kathodischer Kontrolle, was typisch für die meisten dichten, feuchten Böden (Schluchten, Balken) ist.

Hier können wir davon ausgehen, dass die Natur von Mikroausgleichs- und Ausgleichsströmen identisch ist. Mikroausgleichsströme sind jedoch flüchtig, haben eine geringe Trägheit und sind daher zerstörerischer.

Der Boden ist ein kapillarporöser Körper. Im isothermen Modus erfolgt die Bewegung der Feuchtigkeit im Boden unter dem Einfluss von Elektroosmose und hydromechanischer Filterung. Wenn ein erheblicher anodischer Strom fließt, erfolgt eine elektroosmotische Entfernung von Feuchtigkeit von der Anode zur Kathode. Unter bestimmten Bedingungen kann sich ein Gleichgewicht zwischen elektroosmotischer und hydromechanischer Filterung einstellen.

Die Bewegungsprozesse der Bodenfeuchtigkeit (Elektrolyte) in nicht isothermen Bereichen, insbesondere in instationären Modi, sind wesentlich komplexer. Hier, in der Nähe des Rohrs, kommt es bei Vorhandensein eines Temperaturgradienten zu einer Thermokapillar- oder Thermokapillarfilmbewegung. Die Bewegungsrichtung von Wasser (Elektrolyt) stimmt praktisch mit der Richtung des Wärmeflusses überein und wird hauptsächlich in radialer Richtung vom Rohr aus beobachtet. Konvektive Ströme bei Temperaturen in der Größenordnung von 30...40 °C sind unbedeutend, können aber nicht vernachlässigt werden, da sie die Feuchtigkeitsverteilung entlang der Rohrkontur und damit die Bedingungen für die Bildung galvanischer Paare beeinflussen.

Bei gepulsten Temperatureffekten verändern sich Temperaturgradienten, was zu einer Umverteilung der Migrationsströme führt. In der Zone, in der Bodenkorrosion auftritt, erfolgt die Feuchtigkeitsbewegung in einem oszillierenden Modus unter dem Einfluss der folgenden Kräfte:

- thermomotorisch, - kapillar, - elektroosmotisch, - Filtration, - konvektiv usw.

Ohne Filterung bildet sich auf der 6-Uhr-Position eine „Stagnationszone“.

In der Regel handelt es sich hierbei um einen Bereich mit minimalem Gefälle, aus dem die Ableitung von Feuchtigkeit schwierig ist. Der Boden, der unter der unteren Mantellinie ab der 6-Uhr-Position entnommen wurde, weist charakteristische Anzeichen von Gleying auf, was auf die geringe Aktivität von Korrosionsprozessen ohne Sauerstoffzugang hinweist.

Die Ursache-Wirkungs-Beziehung besagt also, dass das Potentialfeld um die Gaspipeline ein Polarisationspotential bildet, das nicht nur entlang der Länge der Pipeline, sondern auch über den Querschnitt und in der Zeit variabel ist.

Aus der Sicht der traditionellen Karbonattheorie geht man davon aus, dass der Korrosionsprozess durch eine genaue Kontrolle des Polarisationspotentials in der gesamten Pipeline verhindert werden kann, was jedoch unzureichend erscheint. Das Potenzial muss über den gesamten Rohrquerschnitt konstant sein. Doch in der Praxis sind solche Maßnahmen schwer umzusetzen.

1.5 Der Einfluss von Temperatur und Temperaturschwankungen auf den Korrosionszustand der Gasleitung Temperaturbedingungen während des Betriebs des Hauptgasleitungssystems erheblich ändern. Über die jährliche Betriebsdauer ist die Bodentemperatur in der Verlegetiefe H = 1,72 m der Rohrleitungsachse (DN 1400) ungestört thermischer Zustand Im Bereich der Baschkortostan-Gaspipeline-Route schwankt sie zwischen +0,6…+14,4°C. Im Laufe des Jahres ändert sich die Lufttemperatur besonders stark:

- Monatsdurchschnitt von –14,6…= +19,3 °C;

- absolutes Maximum +38 °C;

- absolutes Minimum – 44 °C.

Nahezu synchron mit der Lufttemperatur ändert sich auch die Temperatur des Gases nach dem Durchgang durch Luftkühleinheiten (ACU). Langzeitbeobachtungen zufolge schwankt die technologisch bedingte und vom Versanddienst erfasste Änderung der Gastemperatur nach der Apparatur im Bereich von +23...+39 °C.

bestimmt nicht nur die Art des Wärmeaustauschs zwischen der Gasleitung und dem Boden. Temperaturschwankungen führen zu einer Umverteilung der Feuchtigkeit im Boden und beeinflussen die Korrosionsprozesse von Rohrstählen.

Es gibt allen Grund zu der Annahme, dass die Aktivität von Korrosionsprozessen nicht so sehr von der Temperatur als vielmehr von deren Schwankungen abhängt, da die Ungleichmäßigkeit thermodynamischer Prozesse einer der Gründe für die Aktivierung von Korrosionsprozessen ist.

Im Gegensatz zur spröden Zerstörung einer Rohrleitung unter dem Einfluss hoher Drücke oder Vibrationen, die schnell abläuft, sind korrosionszerstörende Prozesse träge. Sie sind nicht nur mit elektrochemischen oder anderen Reaktionen verbunden, sondern werden auch durch den Wärme- und Stofftransport sowie die Bewegung von Grundelektrolyten bestimmt. Daher kann eine Temperaturänderung des Wirkmediums, die sich über mehrere Tage (oder Stunden) erstreckt, als Impuls für ein korrosives Mikro- oder Makroelement angesehen werden.

Zerstörungen von Gasleitungen durch SCC treten in der Regel in den Anfangsabschnitten der Gasleitungsstrecke hinter der Verdichterstation auf, mit potenziell gefährlichen Leitungsbewegungen, d. h. wo die Gastemperatur und ihre Schwankungen maximal sind. Für die Bedingungen der Gaspipelines des Unternehmens Urengoi – Petrowsk und Urengoi – Nowopskow im Abschnitt Poljana – Moskowo handelt es sich hauptsächlich um Durchquerungen von Schluchten und Schluchten mit temporären Wasserläufen. Unter dem Einfluss erheblicher Temperaturänderungen, insbesondere wenn die Lage der Rohrleitungsachse nicht der Auslegung entspricht und die Haftung des Rohrs am Boden unzureichend ist, kommt es zu Rohrleitungsbewegungen.

Wiederholte Bewegungen von Rohrleitungen führen zu einer Störung der Integrität der Isolierbeschichtung und ermöglichen den Zugang des Grundwassers zum Rohrmetall. Durch unterschiedliche Temperatureinflüsse werden somit Bedingungen für die Entstehung von Korrosionsprozessen geschaffen.

Basierend auf früheren Untersuchungen kann daher argumentiert werden, dass eine Änderung der Temperatur der Rohrwand eine Änderung der Luftfeuchtigkeit und des elektrischen Widerstands des sie umgebenden Bodens mit sich bringt. Allerdings liegen in der wissenschaftlichen und technischen Literatur keine Angaben zu den quantitativen Parametern dieser Prozesse vor.

1.6 Diagnose von Gasleitungen mit In-Pipe-Tools.

Im System der Diagnosearbeiten an Gasleitungen spielt die Inline-Diagnose, die effektivste und aussagekräftigste Methode der diagnostischen Untersuchung, eine Schlüsselrolle. Bei Gazprom Transgaz Ufa LLC wird die Diagnose des technischen Zustands des linearen Teils von Gaspipelines derzeit von der NPO Spetsneftegaz durchgeführt, die über Geräte zur Inspektion von Gaspipelines mit einem Nenndurchmesser von 500 - 1400 mm verfügt – den DMTP-Komplex (5 Projektile), darunter:

- Reinigungsprojektil (CO);

- magnetische Reinigung (MOP);

- elektronischer Profiler (PRT);

transversale (DMTP) Magnetisierung.

Der Einsatz von VTD ermöglicht die Identifizierung der gefährlichsten Defektkategorie – Spannungskorrosionsrisse (SCC) mit einer Tiefe von 20 % der Wandstärke oder mehr. Die diagnostische Untersuchung von Hochdruckventilen ist von besonderer Bedeutung für Gasleitungen mit großen Durchmessern, bei denen eine hohe Wahrscheinlichkeit des Auftretens und der Entwicklung von SCC-Defekten besteht.

Unter allen festgestellten Mängeln größte Zahl fällt auf Metallverlustdefekte wie allgemeine Korrosion, Hohlraum, Grube, Längsrille, Längsriss, Längsrisszone, Querrille, Querriss, mechanische Beschädigung usw.

Fehlerdetektor mit 95 %iger Wahrscheinlichkeit, werden relativ zur Rohrwanddicke „t“ in dreidimensionalen Koordinaten (Länge x Breite x Tiefe) bestimmt und haben folgende Parameter:

- Lochfraß 0,5t x 0,5t x 0,2t;

- Längsrisse 3t x 0,1t x 0,2t;

- Querrisse 0t x 3t x 0,2t;

- Längsrillen 3t x 1t x 0,1t;

- Querrillen 1t x 3t x 0,1t.

Die Gefährdungsbeurteilung festgestellter Mängel kann gemäß WRD 39 Methodische Empfehlungen zur quantitativen Bewertung des Zustands von Hauptgasleitungen mit Korrosionsschäden, ihrer Einstufung nach Gefährdungsgrad und Bestimmung der Restressource, OJSC Gazprom, durchgeführt werden. .

Für korrosionsbedingte Mängel werden folgende Gefährdungsbeurteilungsparameter ermittelt:

- sicheres Druckniveau in der Gasleitung;

- Ressource für den sicheren Betrieb einer Pipeline mit Defekten.

Möglichkeiten. Durch das Passieren von VTD-Projektilen können die quantitativen Parameter von Rohrwandfehlern zuverlässig bestimmt werden. Durch wiederholte Durchgänge können wir die Dynamik ihrer Entwicklung bestimmen und so die Entwicklung von Korrosionsfehlern vorhersagen.

1.7 Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen.

Es gab Versuche, diesen Prozess zu modellieren. Nach dem linearen Modell gehört der Prozess zu M. Faraday und hat die Form:

wobei: A-const (konstanter Wert);

Eine große Gruppe von Forschern hat ein Potenzgesetzmodell vorgeschlagen:

wobei: A=13, a=0,25; 0,5; 1.0.. Tabelle 1.6 fasst die Ergebnisse früher durchgeführter Studien zur Kinetik der elektrochemischen Korrosion von Metallen – Klassifizierung zusammen Mathematische Modelle nach der allgemeinen Form der Funktionen. Insgesamt werden 26 Modelle angegeben, darunter: linear; sedieren; exponentiell; logarithmisch;

hyperbolisch; natürliche Logarithmen; Reihen; Integral; sinusförmig;

kombiniert usw.

Folgende Vergleichskriterien wurden berücksichtigt: Verlust der Metallmasse, Ausdünnung der Probenwand, Hohlraumtiefe, Korrosionsfläche, Beschleunigung (Verlangsamung) des Korrosionsprozesses usw.

Korrosionsprozesse werden von vielen Faktoren beeinflusst, je nachdem können die Prozesse:

- sich mit konstanter Geschwindigkeit entwickeln;

- beschleunigen oder verlangsamen;

- Stoppen Sie Ihre Entwicklung.

Betrachten wir die kinetische Kurve, dargestellt in den Koordinaten der Tiefe der Korrosionsfehler – Zeit (Abbildung 1.8).

Der 0-1-Abschnitt der Kurve lässt uns feststellen, dass die Zerstörung dieses Metalls in einer aggressiven Umgebung (Elektrolyt) während des Zeitraums t1 praktisch nicht beobachtet wird.

Der Abschnitt der Kurve 1-2 zeigt, dass die intensive Zerstörung des Metalls im Intervall t = t2 - t1 beginnt. Mit anderen Worten, es findet der intensivste Übergangsprozess der Metallkorrosion statt, der durch den (für diesen speziellen Fall) maximal möglichen Metallverlust sowie die maximalen Geschwindigkeiten und Beschleunigungen der Elektrolyse gekennzeichnet ist.

Punkt 2, haben besondere Eigenschaften ist im Wesentlichen der Wendepunkt der kinetischen Korrosionskurve. An Punkt 2 stabilisiert sich die Korrosionsrate, die Ableitung der Korrosionsrate wird gleich Null v2=dk2/dt=0, weil Theoretisch ist die Tiefe des Korrosionshohlraums an dieser Stelle ein konstanter Wert k2= const. Der Abschnitt der Kurve 2-3 lässt den Schluss zu, dass während der Zeit t = t3 – t2 der transiente Korrosionsprozess zu schwächen beginnt. Im Intervall 3-4 setzt sich der Dämpfungsprozess über Kurve 4 hinaus fort, die Korrosion stoppt in ihrer Entwicklung, bis ein neuer Impuls diesen Mechanismus in Gang setzt.

Die Analyse zeigt, dass es im natürlichen Verlauf des elektrochemischen Korrosionsprozesses zu einer Passivierung des Metalls kommt, die die korrosive Zerstörung des Metalls praktisch stoppt.

In Abschnitten der Hauptgasleitung, die einer Korrosionszerstörung ausgesetzt sind, kommt es infolge gepulster Temperatureffekte (bei Änderung der Gastemperatur) zu abwechselnden Prozessen der Passivierung und Aktivierung von Korrosionsprozessen.

Aus diesem Grund kann keines der betrachteten Modelle verwendet werden, um die Korrosionsrate an Hauptgasleitungen vorherzusagen.

Im Falle mangelnder Informationen, die normalerweise das Hauptproblem bei der Vorhersage der Entwicklung von Korrosionsprozessen darstellen, kann man Tabelle 1.6 – Klassifizierung mathematischer Modelle der Kinetik der elektrochemischen Korrosion von Metallen nach dem allgemeinen Funktionstyp ( Massenverlust des Metalls oder Hohlraumtiefe, Geschwindigkeit und Beschleunigung des Korrosionsprozesses).

I. Denison, E. Martin, G.

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

L.Ya. Tsikerman y= y0 y0, A1=t1/(t1-t2) Yu.V. Demin 12 G.K. Schreiber, L.S. Saakiyan, y= a0+ a1x1+a2x2+…+a7x7 a1, a2,…..a7 x1, x2,…x7 y=f(x1, 14 L.Ya. Tsikerman, Y.P. Shturman, A.V. Turkovskaya, Y.M. Zhuk I.V. Gorman, L.A.

Agafonov, N.P. Zhuravlev Abbildung 1.8 – Diagramm der kinetischen Kurve der Korrosionsaktivität basierend auf den physikalischen Darstellungen des Prozesses (Abbildung 1.9) und unter Verwendung der Operation maximaler und durchschnittlicher Defekte. Eine Vorhersage der Dynamik des quantitativen Wachstums von Korrosionsfehlern ist damit jedoch kaum möglich.

Die vorgestellten Modelle beschreiben Korrosionsprozesse in bestimmten Situationen, abhängig von bestimmten Bedingungen, chemischer Umgebung, Temperatur, Stählen verschiedener Qualitäten, Druck usw. Von besonderem Interesse sind Modelle, die die Korrosionsprozesse ähnlicher Systeme (Hauptleitungen) mit isolierender Beschichtung beschreiben, die unter ähnlichen Bedingungen wie Gasleitungen arbeiten und die Ergebnisse auch auf der Grundlage einer Inline-Diagnose aufzeichnen. Beispielsweise schlagen die Autoren in der Methodik zur Durchführung von Faktorenanalysen an Hauptölpipelines, unabhängig vom Durchmesser und der Art der Isolierbeschichtung, ein Modell vor:

wobei L der Schwächungskoeffizient des Korrosionsprozesses ist;

H – Tiefe des Korrosionsschadens, mm;

Aus der obigen Formel 1.6 geht hervor, dass die Autoren die Aussage akzeptierten, dass die Korrosion zu Beginn des Pipelinebetriebs das intensivste Wachstum aufweist und dann aufgrund der Passivierung einen verblassenden Charakter hat. Die Herleitung und Begründung der Formel (1.6) sind in der Arbeit angegeben.

Der Betrieb der Pipeline ist durchaus umstritten, weil Die neue Isolierbeschichtung bietet einen viel zuverlässigeren Schutz als im Laufe der Zeit, wenn die Isolierung altert und ihre schützenden Eigenschaften verliert.

Trotz der Fülle an Forschung erlaubt uns keines der vorgeschlagenen Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen, den Einfluss der Temperatur auf die Korrosionsrate vollständig zu berücksichtigen, weil Berücksichtigen Sie nicht die Impulsänderung während des Betriebs.

Diese Aussage ermöglicht es uns, den Zweck der Forschung zu formulieren:

experimentell nachzuweisen, dass das instabile Temperaturregime der Gaspipeline die Hauptursache für die Aktivierung von Korrosionsprozessen an der Außenfläche der Gaspipeline ist.

1. Um den Einfluss der Gastemperatur auf den Korrosionszustand der Gasleitung aufzudecken, wurde eine Analyse literarischer Quellen durchgeführt:

1.1. Die Besonderheiten von Korrosionsprozessen im Pipelinetransport werden berücksichtigt;

1.2. Die Rolle der Bodenkorrosionsaktivität beim Verlust der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung wurde bestimmt.

1.3. Die technische Machbarkeit der Inline-Fehlererkennung zur Beurteilung der Fehlerhaftigkeit von Rohrleitungen wurde untersucht.

1.4. Berücksichtigt werden Modelle anderer Forscher zur Vorhersage von Korrosionsprozessen.

2. Die Gründe für die Bildung von Makrokorrosionselementen an der Außenfläche der Rohrleitung wurden untersucht.

3. Es ist erwiesen, dass sich der elektrische Widerstand des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens ändert, wenn sich Feuchtigkeit in einer korrosiven Bodenschicht bewegt.

2. BEWERTUNG DES PULSEINFLUSSES VON FEUCHTIGKEIT UND

TEMPERATUREN AUF KORROSIVE AKTIVITÄT VON BÖDEN,

UMGEBEN DER GASLEITUNG

2.1. Physikalische Modellierung und Auswahl von Steuerparametern Dass periodische Bodenbefeuchtung Korrosionsprozesse beschleunigt, zeigt die Praxis beim Betrieb von Hauptgasleitungen.

Ismagilov I.G. untersuchte dieses Phänomen. bewiesen, dass eine Gasleitung mit großem Durchmesser eine starke Wärmequelle ist, die einen gepulsten Temperatureffekt auf den Boden hat und oszillierende Feuchtigkeitsbewegungen in der korrosiv aktiven Bodenschicht verursacht.

Seine Annahme, dass gepulste Temperatureffekte die Korrosionsaktivität der an die Pipeline angrenzenden Bodenschicht verstärken, bedarf jedoch einer experimentellen Bestätigung.

Ziel der Studie ist daher die Einrichtung eines Experiments zur Untersuchung und Bewertung der Korrosionsaktivität von Böden unter gepulsten Temperatureffekten.

Probleme bei der Untersuchung von Korrosionsprozessen werden in der Regel experimentell gelöst. Es gibt verschiedene Methoden zur Beurteilung der Auswirkungen von Korrosion, einschließlich beschleunigter Korrosionstests.

Daher ist es notwendig, die Bedingungen des Wärme- und Stoffaustauschs mit dem umgebenden Boden zu simulieren, die für einen Abschnitt einer Gasleitung charakteristisch sind, die eine Schlucht durchquert, an deren Grund ein Bach fließt, und zu bestimmen, inwieweit die korrosive Aktivität des Bodenveränderungen unter pulsierendem Einfluss von Temperatur und Luftfeuchtigkeit.

Unter Laborbedingungen, bei denen die Parameter des Korrosionsprozesses mit hoher Präzision festgelegt und gesteuert werden, ist es möglich, die Wirkung jedes Faktors (Pulstemperatur und Luftfeuchtigkeit) am genauesten zu untersuchen.

Das gepulste Temperaturregime einer Gaspipeline während des quasistationären Wärmeaustauschs wurde für Gaspipelines modelliert, die durch das Gebiet von Baschkortostan und ähnlichen Regionen verlaufen. Nach der Ähnlichkeitstheorie können die Wärmeübertragungsprozesse als ähnlich betrachtet werden, wenn die den Wärmeübertragungsprozess charakterisierenden Ähnlichkeitszahlen gleich sind und eine geometrische Ähnlichkeit vorliegt.

Der im Experiment verwendete Boden wurde der Trasse der Gaspipeline Urengoi – Petrowsk, Abschnitt Poljana – Moskowo, an den Positionen 3 Uhr, 12 Uhr und Uhr entlang des Umfangs der Gaspipeline entnommen. Die thermophysikalischen Eigenschaften des Bodens, die in Laborstudien verwendet werden, sind die gleichen wie in situ, weil

Aus einem korrosiven Abschnitt einer in Betrieb befindlichen Gasleitung wurden Bodenproben entnommen. Für identische Böden war die Gleichheit der Lykov-Zahlen Lu und Kovner Kv für Natur und Modell automatisch erfüllt:

Wenn die Gleichheit der Temperaturdrücke, die Identität der Böden und der gleiche Feuchtigkeitsgrad beobachtet wurden, war die Gleichheit der Kossovich-Ko- und Postnov-Zahlen Pn erfüllt.

Somit wurde die Aufgabe der Modellierung der Bedingungen der Wärme- und Stoffübertragung in diesem Fall auf eine solche Auswahl von Installationsparametern reduziert, die die Gleichheit der Fourier-Zahlen Fo und Kirpichev Ki für die Realität und das Modell gewährleisteten.

Betrieb einer Rohrleitung mit einem Durchmesser von 1,42 m, mit gleichen Temperaturleitkoeffizienten a = a“, basierend auf (2.5) ergibt sich für das Modell:

(2.7) Somit sollte bei einem Prüfrohrdurchmesser von 20 mm die Jahresperiode in der Anlage in 1,7 Stunden „vergehen“.

Die Wärmeübertragungsbedingungen wurden nach dem Kirpichev-Kriterium modelliert. Dabei wurde näherungsweise der Wärmefluss gemäß (2.9) berücksichtigt. In der Tiefe der Gasleitung zur Rohrachse Н0 = 1,7 m und Н0/Rtr = 2, (relative Tiefe der Gaspipeline im Abschnitt Polyana - Moskovo), basierend auf der Gleichung (2.6), erhalten wir für das Modell:

Um einen „Strom“ zu modellieren, ist es notwendig, die Gleichheit der Reynolds-Zahlen für die reale Welt und das Modell aufrechtzuerhalten:

Da die Flüssigkeit dieselbe ist, Wasser, erhalten wir basierend auf (2.12) und unter Berücksichtigung der geometrischen Ähnlichkeit die Gleichheit:

Die entsprechenden Berechnungen unter Berücksichtigung von (2.13) zeigen, dass die Wasserversorgung, die in dieser Anlage einen Bach simuliert, Tropfwasser sein muss.

Da es während des Experiments notwendig ist, die Temperatur der Rohrwand im Rahmen ihrer tatsächlichen Änderung von 30...40°C zu ändern und durch Aufrechterhaltung eines Impulsmodus zu regulieren, wird die Temperatur ttr der Außenoberfläche des Stahls gemessen Als Kontrollparameter wurde Röhrchen - Probe St. gewählt. 3.

Zur Bestimmung der relativen Korrosivität von Böden unter gepulstem Temperatureinfluss im Vergleich zu stabilem Temperatureinfluss wurde ein beschleunigtes Prüfverfahren gewählt, auf dessen Grundlage die Korrosivität von Böden durch den Gewichtsverlust von Stahlproben bestimmt wird.

2.2. Kurzbeschreibung des Versuchsaufbaus Der Pilotaufbau, dessen Schema in Abbildung 2.1 dargestellt ist, besteht aus einer Blechdose 1 mit den Abmessungen 90x80x128 mm. Speziell vorbereiteter Boden 11 wird bis zu einer Höhe H in den Kasten gegossen, berechnet aus der Bedingung, dass das Bodenvolumen gleich sein sollte:

Ein Stahlrohr wird in den Boden gelegt und auf einer Analysenwaage mit einer Genauigkeit von 0,001 g vorgewogen. Parameter von Stahlrohren:

Durchmesser, Länge, Gewicht und Oberfläche der Rohre sind in Tabelle 2.1 angegeben.

Abbildung 2.1 – Diagramm des Versuchsaufbaus zur Untersuchung des gepulsten Temperatureffekts auf die Korrosionsaktivität von Böden. Tabelle 2.1 – Parameter von Stahlrohren – Proben, Art.-Nr. 3.

Nr. Durchmesser, Länge, Oberfläche, Gewicht, Hinweis Das Röhrchen wurde mit Gummistopfen von der Blechdose isoliert.

Bodenproben, die zunächst mit der Hauptgasleitung in Kontakt kamen, wurden wie folgt vorbereitet.

Jede Probe wurde in einem Ofen getrocknet. Da die Bodenproben organische Verbindungen und möglicherweise sulfatreduzierende Bakterien enthielten, überschritt die Trocknungstemperatur 70 °C nicht. Der trockene Boden wurde zerkleinert und durch ein Sieb mit 1-mm-Löchern gesiebt. Die so vorbereitete Bodenprobe wurde in eine Box mit eingebautem Rohr gegossen und auf einen Feuchtigkeitsgehalt von W = 20...25 % angefeuchtet, was der natürlichen Bodenfeuchtigkeit in den Bereichen der Gasleitungstrasse entspricht. In den Experimenten haben wir verwendet Leitungswasser mit natürlicher Temperatur.

Die Beschleunigung des Korrosionsprozesses wurde durch den Anschluss des Minuspols an den Körper und des Pluspols einer 6-V-Gleichstromquelle an die Metallprobe erreicht.

Das gepulste Temperaturregime wurde durch periodisches Ein- und Ausschalten einer im Probenröhrchen installierten thermisch-elektrischen Heizung (TEH) erzeugt. Die Zyklusdauer wurde experimentell ermittelt. Beispielsweise wurde für die Bedingungen des 1. Experiments bei der Temperaturkontrolle die Zyklusdauer zu c = 22 min bestimmt (Aufheizzeit n = 7 min; Abkühlzeit o = 15 min). Die Temperaturkontrolle erfolgte mithilfe eines kalten Thermoelements, das über der oberen Mantellinie des Rohrs installiert war, ohne die Oberfläche der Probe zu beeinträchtigen.

Während des Versuchs wurde eine Tropfwasserzufuhr durch einen Trichter in den Boden auf Höhe der Rohrachse vorgenommen. Es entstand ein Staueffekt, der für Querentwässerungen charakteristisch ist. Das Wasser wurde durch perforierte Löcher in der Seitenwand des Kastens abgelassen (fünf symmetrische Löcher auf gleicher Höhe).

Nach Abschalten des Stroms 24 Stunden nach Versuchsbeginn wurde die Probe fotografiert und mit einem trockenen Tuch und einem Gummiradierer gründlich von Korrosionsprodukten gereinigt. Anschließend wurde es mit destilliertem Wasser gewaschen, getrocknet und auf einer Analysenwaage mit einer Genauigkeit von 0,001 g gewogen.

Bodenaktivität unter gepulstem Temperatureinfluss Eine notwendige Bedingung Korrosionstests beschleunigen die Kontrollphase des Prozesses. In neutralen Elektrolyten wird der Korrosionsprozess durch die Geschwindigkeit der Sauerstoffdepolarisierung begrenzt. Um den Korrosionsprozess zu beschleunigen, ist es daher erforderlich, die Geschwindigkeit des kathodischen Prozesses zu erhöhen.

Die Prüfung der Proben sollte so erfolgen, dass das Metall bei periodischen Feuchtigkeitsänderungen möglichst lange dünnen Elektrolytschichten ausgesetzt ist.

Es ist wichtig, Modi zu wählen, wenn der Boden aufgrund der Austrocknung des Bodens nicht vollständig dehydriert ist und die Feuchtigkeit in einem Filmzustand bleibt.

Bei einer Umgebungstemperatur tgr = 20 °C und einer Rohrwandtemperatur ttr = 30...40 °C entsteht in der Anlage ein Temperaturdruck. Dieser Druck entspricht t unter natürlichen Bedingungen der Betriebsarten Herbst – Frühling und Sommer der Gasleitung, wenn die Bodentemperatur in der Tiefe der Leitung auf 18 °C ansteigt.

Im Winter steigt der Temperaturdruck t auf 30 °C. Das Winterregime an der Anlage wird jedoch nicht modelliert, da die Bedingungen des Wärmeaustauschs und der Bodenkorrosion im Winter qualitativ unterschiedlich sind: „Bäche“

gefrieren, und die Schneedecke über der Pipeline schmilzt teilweise, wodurch der Boden befeuchtet wird und der „Thermos“-Effekt auftritt. Aufgrund ausreichender Bodenfeuchtigkeit gibt es jedoch allen Grund zu der Annahme, dass auch im Winter Korrosionsprozesse, einschließlich SCC, aktiv sind.

Temperaturen in der Größenordnung von 30 °C stellen den Grenztemperaturwert für die Sommerperiode dar, unterhalb dessen keine Feuchtigkeit aus dem Rohr entfernt wird, und zwar, wie Untersuchungen gezeigt haben, an den Messpunkten Nr. 1 und Nr. 2 der Gasleitung auf der Strecke des Polyana CS - Moskovo CS, sammelt sich in einem bestimmten kleinen Abstand vom Rohr an und befindet sich in einem Nichtgleichgewichtszustand (klein ist ein Abstand von etwa 0,2 bis 0,3 m von der Wand einer Rohrleitung mit einem Durchmesser von 1,42 m). Daher führt jeder leichte Temperaturabfall zur Rückkehr von Feuchtigkeit.

Wenn der mit dem Rohr in Kontakt stehende Boden in sehr dünnen Schichten entwässert wird, kann es neben der Erleichterung der kathodischen Reaktion auch zu einer Hemmung der anodischen Reaktion kommen, was letztendlich den Korrosionsprozess verlangsamt.

Ähnliche Prozesse finden auf der oberen Mantellinie der Gasleitung statt, wo Korrosionsrisse praktisch nicht beobachtet werden.

Tabelle 2.2 zeigt die Ergebnisse von Korrosionsstudien, die an den Stahlrohrproben Nr. 1–4 durchgeführt wurden. Die Experimente wurden nacheinander in der in dieser Tabelle angegebenen Reihenfolge durchgeführt.

Bodenproben wurden nicht wiederverwendet. Die Umgebungstemperatur stieg nicht über 18...20 °C. Die Temperaturbedingungen wurden in einem Beobachtungsprotokoll aufgezeichnet. Diese Daten sind in Anhang 1 dargestellt.

Probe Nr. 1 wurde einem Temperaturimpuls ausgesetzt.

Der tatsächliche Modus wurde durch die Temperatur der Stahlprobe bestimmt, die innerhalb der Grenzen schwankte: tí…tоi, (Anhang 1). Die Aufheiztemperatur tn ist die Temperatur, auf die sich die Temperatur der Probenwand beim Aufheizen n erhöht. Die Abkühltemperatur tо ist die Temperatur, auf die die Temperatur der Probe während der Zeit o abgefallen ist. Zeitpunkt des i –ten Zyklus i = ni + oi ; Anzahl der Zyklen während des Experiments n = 66.

Tabelle 2.2 Bedingungen und Ergebnisse der Versuche Nr. 1-4 zur Bestimmung der korrosiven Aktivität von Böden. Die Durchschnittstemperaturen wurden nach den Formeln ermittelt:

Während des Experiments dauerte es 24 Stunden. 30 Minuten wurden die Durchschnittswerte der Parameter beibehalten:

Während des Tests, 24 Stunden 30 Minuten, wurde ein Prozess simuliert, der unter natürlichen Bedingungen 24,5/1,7 14 Jahre lang ablief. Im Laufe des Jahres änderte sich die Temperatur durchschnittlich um das 1,760/22,3 = 4-fache von 30 auf 40 °C.

Die Art der Korrosionszerstörung wird in Fotos dargestellt (Abbildung 2.2).

Auf der gesamten Oberfläche der Probe ist eine allgemeine Korrosion zu erkennen, die jedoch nicht signifikant ist. Es überwiegen sehr ausgedehnte, konzentrierte und tiefe Herde. Abbildung 2.2 – Korrosionsschäden an Probe Nr. 1 bei gepulster Lochfraßkorrosion. Die maximale Tiefe der ulzerativen Läsion wird durch die kontinuierliche Tropfzufuhr von Wasser durch den Trichter festgestellt, siehe Installationsdiagramm in Abbildung 2.1. Dem zentralen Teil der Probe wurde auf Höhe der Rohrachse Wasser zugeführt. Der durch den Boden fließende „Strom“ wich nach links ab. Das Wasser floss hauptsächlich durch das 2. Loch links ab (sofern 5 Löcher gleichmäßig perforiert waren). Dieser Teil der Probe war dem größten Korrosionsschaden ausgesetzt.

Aufgrund der Sperrwirkung und der erhöhten Luftfeuchtigkeit ist die Erosion flussaufwärts tiefer und ausgedehnter. Die Probe zeigt auch eine „stagnierende“ Zone, in der es praktisch keine Erosion gibt. Dies lässt sich wie folgt erklären.

Da unter den experimentellen Bedingungen ein Bach simuliert wurde, der eine Schlucht hinunterfließt, und das Wasser drucklos zugeführt wurde, kam das Wasser aufgrund des hohen hydraulischen Widerstands weg vom Flussbett, wobei der Boden eng an der Oberfläche der Probe anliegt, zum Vorschein Die Oberfläche des Rohrs im Bereich des engen Kontakts wurde nicht gewaschen und die Intensität der Korrosionsprozesse war deutlich geringer. Ähnliche Phänomene werden unter industriellen Bedingungen entlang der Gaspipelineroute beobachtet.

Durch Verdunstung und Aufwärtsströme von Feuchtigkeit aus dem „Strom“

Im oberen linken Teil der Probe verstärkten sich die Korrosionsprozesse.

Dieses Phänomen kann durch einen Skalierungsfaktor erklärt werden, der auf die geringe Größe des Rohrs, den kapillaren Aufstieg der Feuchtigkeit und den Sperreffekt zurückzuführen ist.

Unter gepulsten Temperatureinwirkungen und Ungleichmäßigkeiten von Temperatur, Luftfeuchtigkeit, ohmschem Widerstand und anderen Parametern entlang des Rohrumfangs begünstigen die geschaffenen Bedingungen die Bildung von Mikro- und Makrokorrosionselementen.

Zu beachten ist, dass während des gesamten Experiments eine große Menge Wasserstoff freigesetzt wurde. Entsprechende Messungen wurden nicht durchgeführt, es wurde jedoch ein konstanter Geräuscheffekt festgestellt, der deutlich hörbar war.

Probe Nr. 2 Das Material der zweiten Probe ist das gleiche. Der Boden ist derselbe:

Die Probe wurde an der 3-Stunden-Position entnommen. Bodenfeuchtigkeit W = 22 %. Die Versuchsbedingungen unterschieden sich in der Temperatur und im Fehlen eines „Stroms“. Während des gesamten Experiments, das 24 Stunden dauerte. 30 Min. wurde die Temperatur konstant gehalten:

Korrosionsschäden sind hier deutlich geringer (Abbildung 2.3).

Der Massenverlust der Probe ist siebenmal geringer (in relativen Einheiten). Es herrscht allgemeine Korrosion. Die Oberfläche der Probe wird gleichmäßig beeinflusst. Am unteren Rand der Probe ist eine kleine fokale Läsion zu erkennen.

Beachten wir den grundlegenden Unterschied in der Art der Korrosionsschäden an den Proben Nr. 1 und Nr. 2.

Abbildung 2.3 – Korrosionsschaden an Probe Nr. 2 bei konstanter Temperatur ttr=33 OS mit gepulstem Temperatureinfluss auf den Prozess und die Anwesenheit fließendes Wasser Es entsteht eine ausgedehnte, ausgeprägte Lochfraßkorrosion der Stahloberfläche mit maximalem Schaden entlang des „Stroms“.

Bei stabiler Temperatur und ohne Entwässerung, aber bei gleicher Anfangsfeuchtigkeit wird eine Austrocknung des Bodens und die Entwicklung allgemeiner Korrosion mit minimaler Geschwürbildung beobachtet. Die Rate von Korrosionsprozessen und Metallverlust ist siebenmal geringer.

Probe Nr. 3 Das Material der Proben Nr. 3 und Nr. 4 ist das gleiche: St. 3, aber die Proben wurden aus einem anderen Rohrstück hergestellt. Die Bodenfeuchtigkeit lag innerhalb der natürlichen Grenzen W = 20...25 %. Die Versuchsdauer betrug 24 Stunden.

Die Temperatur während des Experiments wurde bei ttr = 33,12 · 33 °C gehalten.

Die Bodenprobe wurde aus der 6-Uhr-Position entnommen. Der Boden wies einen signifikanten Unterschied auf, der in einer Gleybildung bestand, die für Rohre, die SCC unterliegen, charakteristisch ist. (Gleying ist der Prozess der chemischen Wiederherstellung des mineralischen Teils des Bodens oder der Gesteine ​​tieferer Horizonte, die mit Wasser übersättigt sind, wenn Oxidverbindungen von Eisen in Oxidverbindungen umgewandelt und vom Wasser weggetragen werden und an Eisen verarmte Horizonte grünlich gefärbt werden , Schwarz- und Grautöne.).

Wasser mit einer geringen Tropfzufuhr (6 Tropfen pro Minute) sickerte praktisch nicht unter das Probenrohr, was zu Staunässe im Kontaktbereich des Bodens mit dem Metall führte, zeitweise im Trichter aufstieg und einen statischen Druck erzeugte. Die Wasserversorgung erfolgte asymmetrisch, mit einer Verschiebung in Richtung rechte Seite Probe.

Bei Probe Nr. 3 (Abbildung 2.4), die unter stabilen Wärmeaustauschbedingungen Korrosion ausgesetzt war und die Probentemperatur konstant bei ttr = 33 °C gehalten wurde, wurden die folgenden Anzeichen festgestellt:

1) Allgemeine Korrosion ist charakteristisch, praktisch auf der gesamten Oberfläche;

2) Charakteristische Anzeichen von Lochfraß wurden bei einer allgemeinen Untersuchung nicht festgestellt;

3) Im Bereich der Kratzer:

2 Kratzer von je 30 mm 2 Kratzer von je 30 mm 2 Kratzer von je 30 mm Es wurden keine Anzeichen von Ulzeration gefunden.

4) Der maximale Korrosionsschaden, bestimmt durch die Dicke der Korrosionskruste, wurde auf der Seite der Feder, d. h. auf der rechten Seite der Probe, und entlang der unteren Mantellinie des Rohrs beobachtet, wo die Luftfeuchtigkeit am höchsten war;

5) Es ist deutlich zu erkennen, dass die Farbe der Korrosionskruste an der 6-Uhr-Position entlang der gesamten unteren Mantellinie des Rohrs und im Umfangsbereich dunkler ist, höchstwahrscheinlich dunkelbraun;

6) Das Vorhandensein von 3 Kratzern in einem durchnässten Bereich (rechts) und 3 derselben Kratzer in weniger feuchtem Boden (links) hatte keinerlei Einfluss auf die Art der Entwicklung des Korrosionsprozesses;

7) Es ist zu beachten, dass nach der Bearbeitung des Probenrohrs auf einer Drehmaschine auf der rechten Seite Spuren einer plastischen Verformung von der Einspannstelle (in Form einer Lichthärtung) sichtbar waren, die keinen Einfluss auf die Art des Korrosionsschadens hatte.

Probe Nr. 4 Die Probe wurde aus dem gleichen Rohrstück wie Probe Nr. 3, Art.-Nr., gefertigt. 3. Boden, die Versuchsbedingungen sind die gleichen wie in Versuch Nr. 3. Einziger Unterschied: Das Temperaturregime ist gepulst, je nach Szenario: 30/40 °C. Während des Experiments, das 24 Stunden dauerte, wurden die Durchschnittswerte der Parameter beibehalten, ermittelt nach den Formeln (2.14 – 2.16):

Die Strömung eines „Bachs in einer Schlucht“ wurde modelliert, indem Wasser asymmetrisch durch einen Trichter auf die rechte Seite der Probe getropft wurde. Anzahl der Zyklen n = 63.

Die Probe weist Kratzer auf, die gleichen wie bei Probe Nr. 3:

2 Kratzer von je 30 mm 2 Kratzer von je 30 mm 2 Kratzer von je 30 mm Die Art der Korrosionsschäden ist in Abbildung 2.5 dargestellt.

Vergleicht man die Ergebnisse der Experimente Nr. 3 und Nr. 4, die ebenfalls unter identischen Bedingungen, jedoch mit unterschiedlichen Temperaturbedingungen, durchgeführt wurden, stellen wir fest, dass in Böden mit Anzeichen von Vergleichung eine gepulste Temperatureinwirkung den Prozess ebenfalls intensiviert. Bezogen auf den relativen Massenverlust beträgt der Unterschied das 11-fache! (Tabelle 2.2).

Abbildung 2.4 – Art des Korrosionsschadens an Probe Nr. 3 bei einer konstanten Temperatur ttr=33 °C Abbildung 2.5 – Art der Zerstörung von Probe Nr. 4 bei einer gepulsten Temperaturänderung im 31/42 °C-Modus Wie zu sehen ist, In diesem Fall übersteigt der Effekt des Korrosionsverlusts des Metalls den in den Experimenten Nr. 1 und Nr. 2 erzielten Effekt erheblich.

In Experiment Nr. 4 wird ein besonderes Phänomen festgestellt, das es uns ermöglicht, die physikalischen Prozesse zu erklären, die im Boden unter gepulstem Temperatureinfluss ablaufen.

Die Tatsache der Aktivierung des Korrosionsprozesses weist darauf hin, dass das gepulste „Schwingen“ der Feuchtigkeit unter dem Einfluss thermomotorischer Kräfte letztendlich zu einer Veränderung der Bodenstruktur, einer Glättung der Tuberkel und einer Bewegung führt Partikel der Staubfraktion in den Kapillaren, d.h.

Tatsächlich werden verbesserte Kanäle gebildet, durch die sich der Grundelektrolyt frei bewegen kann. Während des Experiments wurde in dem Moment, in dem Wasser durch die perforierten Löcher zu fließen begann, auch die Bewegung von H2-Blasen durch die Kapillaren und deren Entfernung zusammen mit dem Wasser (visuell) beobachtet.

Im Experiment Nr. 3 (t = const) sickerte das durch den Trichter zugeführte Wasser praktisch nicht durch die perforierten Löcher, was manchmal sogar zu einem Anstieg des Wasserspiegels im Trichter führte, wodurch ein statischer Druck entstand. Durch die perforierten Löcher floss nie Wasser. Bodenelektrolyt unterscheidet sich vom flüssigen Elektrolyten durch seinen größeren Widerstand gegen die Bewegung von Ionen.

Im Versuch Nr. 4 (t = 31/42 °C) wurde der gleiche Boden mit Gleying verwendet, bei Pos. Einziger Unterschied: Pulstemperaturmodus. Im Freiflussmodus überwand das Wasser etwa 8 Stunden nach Beginn des Experiments den Bodenwiderstand. Nach einer weiteren Stunde stellte sich das Gleichgewicht ein: Der Wasserzufluss entsprach dem Abfluss. Die Anlage wurde über Nacht ausgeschaltet. Am Morgen, nach dem Einschalten der Anlage, tropfte nach 50 Minuten Wasser durch die Abflusslöcher.

Diese Tatsache weist auf eine Verringerung des hydraulischen Widerstands der Kapillaren aufgrund der Bildung verbesserter Kanäle hin. In einer solchen Umgebung sind Elektrolytionen beweglicher, was zweifellos zur Metallkorrosion beiträgt, da es dafür sorgt, dass der Bodenelektrolyt durch fließendes Wasser erneuert wird.

In diesem Fall sorgt jeder Impuls für eine Veränderung der 1. und 2. Bildungsstufe, als ob er das diskrete Wachstum von Korrosionsprozessen intensivieren und beschleunigen würde.

Dies verstärkt naturgemäß nicht nur die Entstehung von Korrosionsprozessen, sondern auch die Herdkorrosion, Lochfraß und Oberflächenkorrosion, da diese durch allgemeine elektrochemische Prozesse gekennzeichnet sind.

Somit zeigen die Experimente, dass unter sonst gleichen Bedingungen eine gepulste Temperatureinwirkung und eine variable Luftfeuchtigkeit die korrosive Aktivität des Bodens um das 6,9-fache erhöhen (Experimente Nr. 1 und Nr. 2) und sich die physikalischen Eigenschaften des Bodens verschlechtern 11,2-fach (Versuch Nr. 3 und Nr. 4).

2.4. Untersuchung des Einflusses der Häufigkeit von Temperaturschwankungen und thermischer Parameter auf die Korrosionsaktivität von Böden (zweite Versuchsreihe) Die Betriebsarten von Hauptgasleitungen sind durch häufige Temperaturschwankungen gekennzeichnet. Im Laufe des Monats erreicht die Zahl der eingeschalteten Luftkühlerventilatoren allein an Erdgaskühlstandorten 30 bis 40.

Unter Berücksichtigung des technologischen Betriebs (Stilllegung der Kompressorwerkstatt, der Gaskompressoranlagen usw.) und der klimatischen Faktoren (Regenfälle, Überschwemmungen, Änderungen der Lufttemperatur usw.) kommt es im Laufe des Jahres zu Hunderten von Schwankungen, und zwar im gesamten Jahresverlauf Lebensdauer - Tausende und Zehntausende.

Um den Einfluss der Häufigkeit von Temperaturimpulsen und einer Erhöhung der Durchschnittstemperatur auf die Korrosionsaktivität von Böden zu untersuchen, wurde eine zweite Versuchsreihe (Nr. 5 – Nr. 8) an Stahlproben in einem Bodenelektrolyten durchgeführt. Die Temperaturbedingungen wurden in einem Beobachtungsprotokoll aufgezeichnet. Diese Daten sind in Anhang 2 dargestellt.

Die Experimente wurden am gleichen Versuchsaufbau durchgeführt.

Es wurden zeitliche thermodynamische Prozesse simuliert, die in einem Abschnitt einer Hauptgasleitung mit beschädigter Isolierung und periodischer Befeuchtung ablaufen (Abbildung 2.1).

Bei der Einwirkung gepulster Temperatur- (Feuchtigkeits-)Effekte zeigte sich, dass sich beim Umströmen einer Probe mit fließendem Wasser eine ausgedehnte, ausgeprägte Lochfraßkorrosion auf der Stahloberfläche mit maximalem Schaden entlang des Feuchtigkeitsdurchgangs entwickelt.

Diese Tatsache weist auf die Wirkung der Summierung oder Überlagerung der Auswirkungen von Temperatur und Luftfeuchtigkeit auf Korrosionsprozesse mit einem starken Anstieg der korrosiven Aktivität der Umgebung hin.

Bei stabiler Temperatur und fehlender Entwässerung sind bei gleicher anfänglicher Bodenfeuchtigkeit ulzerative Läsionen an der Oberfläche minimal oder fehlen ganz, und der Metallverlust durch Korrosion ist um eine Größenordnung geringer.

Die Ergebnisse der ersten Versuchsreihe gaben zudem Anlass zu der Annahme, dass eine Erhöhung der Anzahl der Temperaturpulse zu einem Anstieg des Massenverlusts der Prototypen führt. Grundlage für diese Aussage war auch die Tatsache, dass sich Bodenelektrolyte in der korrosionsaktiven Bodenschicht rund um eine Gasleitung mit großem Durchmesser auf ganz besondere Weise verhalten, nämlich:

1. Sie arbeiten in einer porösen Bodenumgebung, die die Bewegung von Ionen in den Skelettformen des Bodens verhindert.

2. Sie befinden sich unter dem Einfluss thermomotorischer Kräfte in oszillierender Bewegung, da sich die Temperaturgradienten ständig ändern. Gleichzeitig „drängt“ die Feuchtigkeit ihren optimalen Weg in das poröse Medium, glättet Unregelmäßigkeiten und Tuberkel im Kapillarkanal, was mit der Zeit den hydraulischen Widerstand der Kapillaren deutlich verringert.

3. Eine Erhöhung der Beweglichkeit der Bodenfeuchtigkeit und ihrer oszillierenden Bewegung aktivieren Korrosionsprozesse. Bei Vorhandensein von Abflüssen (Schluchten, Balken usw.) kommt es zu einer aktiven Ableitung von Korrosionsprodukten aus der aktiven Bodenschicht an die Peripherie und zu einer Erneuerung des Elektrolyten.

In diesem Modus entwickeln sich Korrosionsfehler schnell, verschmelzen und bilden einen großen betroffenen Bereich, der zu einer Schwächung führt Tragfähigkeit Wände der Gasleitung, daher kann davon ausgegangen werden, dass eine Erhöhung der Anzahl der Temperaturzyklen zu diesem Prozess beiträgt.

Die Versuche Nr. 5–Nr. 8 wurden auf einer Mischung aus Ton- und Lehmböden an Proben durchgeführt, die mit denen der ersten Versuchsreihe identisch waren (Tabelle 2.3).

Tabelle 2.3 – Parameter der Proben der zweiten Versuchsreihe mit zyklischem Heizmodus. Die Böden für die Experimente wurden aus Gruben entnommen, bei denen SCC-Defekte an der Gaspipeline Urengoi – Petrowsk Du 1400 PK 3402+80 identifiziert wurden. Bodenproben aus der 6-Uhr-Position zeigen Spuren von Vergleyung. Der Abschnitt der Gasleitung in der Grube PK 3402+80 war Korrosion und Spannungskorrosionseinflüssen ausgesetzt und wurde im Zuge der Reparaturarbeiten ausgetauscht.

Das Temperaturregime wurde gepulst eingestellt, nach dem bewährten Schema 45/35°C. Allen Proben wurde im gleichen Modus Wasser zugeführt. Die durchschnittliche Temperatur an der Probenoberfläche und der spezifische Wärmestrom sind in Tabelle 2.4 angegeben.

Proben der zweiten Versuchsreihe wurden im gleichen Versuchsaufbau getestet, jedoch im Gegensatz zur ersten unter identischen Bedingungen. Diese. Es wurden die gleichen Böden entnommen, die gleiche Wasserzufuhr durch den Trichter sichergestellt und die gleichen Wasser- und Lufttemperaturen sichergestellt.

In diesen Experimenten wird der Temperaturbereich der Exposition bei mehr als gehalten hohes Level: 35...40 °C (in der ersten Versuchsreihe schwankte die Temperatur im Bereich von 30...35 °C).

Tabelle 2.4 – Heizmodi für Proben Nr. 5 – Nr. Spannung Stärke Leistung Spezifischer Durchschnitt Die einzige Variable war die Anzahl der Zyklen n während jedes Experiments.

wurde innerhalb von 24 ± 0,5 Stunden aufrechterhalten, was etwa 14 Jahren Betrieb der Gaspipeline unter natürlichen Bedingungen entsprach (siehe Abschnitt 2.1).

Die Variation der Zyklen in dieser Versuchsreihe wurde durch Änderung der Spannung am Heizelement und damit durch Änderung des spezifischen Wärmeflusses erreicht, der den Proben zugeführt wurde. Beispielheizparameter sind in Tabelle 2.7 angegeben.

Bei gleicher Dauer der verglichenen Experimente ist die Anzahl der Probenerwärmungszyklen unterschiedlich: n=14 (Experiment Nr. 6) und n=76 (Experiment Nr. 8). Daher ist die Aufheizgeschwindigkeit der Probe in Experiment Nr. 8 sehr hoch und die Abkühlgeschwindigkeit langsam. Im Experiment Nr. 6 hingegen erfolgt die Abkühlung schnell und die Wärme wird im Boden allmählich gespeichert. Aufgrund der qualitativ unterschiedlichen Wärmeübertragung sind die Durchschnittstemperaturen tav in diesen Versuchen unterschiedlich.

Tabelle 2.5 – Parameter für das Erhitzen von Proben im zyklischen Modus von 35/45 °C Probennummer. Aus Tabelle 2.5 ist ersichtlich, dass sich das Verhältnis von Erhitzungszeit und Abkühlzeit mit der Anzahl der Zyklen ändert. Und dies spiegelt sich in der Art der Temperaturänderung ttr wider, bestimmt die Differenz der Durchschnittstemperaturen tav, Elektrolyte und letztendlich die Korrosionsrate der Proben.

Die Art der Temperaturänderung ttr ist in Abbildung 2.6 dargestellt. Die Analyse der Diagramme zeigt, dass sich mit zunehmender Zyklenzahl das Verhältnis der Heiz- und Kühldauer ändert. Abbildung 2.7 zeigt einen Ausschnitt aus Experiment Nr. mit geringer Leistung der Heizquelle und Abbildung 2.8 zeigt einen Ausschnitt aus Experiment Nr. 8 mit hoher Leistung der Heizquelle. Bei den Versuchen Nr. 5 (82 Zyklen) und Nr. 8 (76 Zyklen) ist die Aufheizzeit kürzer als die Abkühlzeit, bei den Versuchen Nr. 6 und Nr. 7 ist es umgekehrt.

Die Ergebnisse der Experimente Nr. 5–8 zeigen, dass die Korrosionsgewichtsverluste der Proben unterschiedlich sind, siehe Tabelle 2. Tabelle 2.6 – Gewichtsverlust der Proben Nr. 5–Nr. 8 bei einem zyklischen Heizmodus gemäß dem 45/35°C-Modus Dies geschieht aufgrund unterschiedlicher Intensität elektrischer chemischer Prozesse. Die biochemische Natur der Beschleunigung oder Aktivierung von Korrosionsprozessen in einem solchen Versuchsaufbau ist praktisch ausgeschlossen.

Abbildung 2.6 – Die Natur gepulster Temperaturregime zum Erhitzen von Proben in Experiment Nr. 5 – Abbildung 2.7 – Fragment von Experiment Nr. 6, das die Erwärmungs- und Abkühlungsraten bei geringer Quellenleistung (q = 46,96 W/m) veranschaulicht. Abbildung 2.8 – Fragment des Experiments Nr. 8, das die Aufheiz- und Abkühlgeschwindigkeit bei hoher Quellenleistung (q = 239,29 W/m) veranschaulicht. Abbildung 2.9 zeigt eine grafische Abhängigkeit des Massenverlusts der Proben von der Anzahl der thermischen Impulse in den Experimenten.

Massenverlust der Proben, g/cm2 0, Abbildung 2.9 – Abhängigkeit des Massenverlusts der Proben von der Anzahl der thermischen Impulse Massenverlust der Proben, g/cm Abbildung 2.10 – Abhängigkeit des Massenverlusts der Proben von der thermischen Leistung Massenverlust der Proben, g/cm Abbildung 2.9 zeigt, dass mit zunehmender Zyklenzahl im gleichen Zeitraum die Aktivität von Korrosionsprozessen zunimmt, was durch die Zunahme des relativen Massenverlusts der Proben belegt wird. Diese Abhängigkeit ist nichtlinear und progressiv.

Es ist zu beachten, dass trotz der Tatsache, dass in Experiment Nr. 8 eine Probe mit einer geringeren Masse und einer kleineren Oberfläche im Vergleich zu den anderen Proben verwendet wurde, deren spezifischer Massenverlust groß war. Dies kann dadurch erklärt werden, dass Probe Nr. 8 einem höheren spezifischen Wärmestrom ausgesetzt war, siehe Abbildung 2.10. Im Vergleich zu Probe Nr. 6, die dem geringsten spezifischen Wärmestrom ausgesetzt war, weist Probe Nr. 8 einen um 6 % höheren spezifischen Massenverlust auf.

Die Korrosionsrate, ausgedrückt als Metallmasseverlust, hängt von der durchschnittlichen Temperatur tav der Außenoberfläche der Proben ab (Abbildung 2.11, Abbildung 2.12). Wenn die Temperatur auf 43..44 °C steigt, nimmt die Korrosionsrate ab. Dies kann durch eine Abnahme der Bodenfeuchtigkeit um das Rohr herum und dessen „Austrocknung“ bei höheren Temperaturen erklärt werden. Mit abnehmender Luftfeuchtigkeit nimmt die Aktivität korrosiver elektrochemischer Prozesse ab.

Impulstemperatureffekt (n), sondern auch auf die Wärmeleistung der Quelle (q) und ihre Durchschnittstemperatur tav.

2.5 Abhängigkeit der Korrosionsrate von der Durchschnittstemperatur bei instabiler Wärmeübertragung.

Die Analyse der experimentellen Ergebnisse unter Berücksichtigung qualitativer Merkmale und quantitativer Zusammenhänge ermöglichte die Auswahl von Faktormerkmalen, die Einfluss auf die effektive Charakteristik des Modells haben.

erwies sich als unzureichend, um eine multiple Korrelationsregressionsanalyse der Ergebnisse durchzuführen. Die Analyse der in der ersten Auswahlstufe erhaltenen Matrix gepaarter Korrelationskoeffizienten ergab jedoch Faktoren, die eng miteinander verbunden sind, Tabelle 2.7.

Tabelle 2.7 – Beziehung zwischen den Parametern x1 (n) und x2 (tav) in Bezug auf y (G/s). Die engste Beziehung wurde zwischen der durchschnittlichen Probentemperatur tav und ihrem Massenverlust G/s gefunden. Gepaarter Korrelationskoeffizient ruх2=-0,96431.

Faktoren, die eng miteinander verbunden waren, tauchten auf und wurden verworfen.

Daher wurde beschlossen, eine Abhängigkeit der Form zu berücksichtigen:

Klassifizierung des Parameters x1(n) als Ausdruck der Instabilität des Wärme- und Stoffübertragungsprozesses.

Dadurch war es möglich, beide Versuchsreihen gemeinsam zu betrachten. Zu den vier Experimenten der zweiten Serie Nr. 5..8 kamen zwei weitere Experimente Nr. 1 und Nr. 4 der ersten Serie hinzu.

Die resultierende grafische Abhängigkeit ist in Abbildung 2.13 dargestellt.

Die Diagramme in Abbildung 2.13 veranschaulichen deutlich den Prozess des Korrosionsverlusts von Metall.

Ein instabiler Wärme- und Stofftransport des Rohrs mit dem Boden (und unter natürlichen Bedingungen der Gasleitung mit dem Boden) erhöht den Korrosionsverlust der Masse des Rohrmetalls um eine Größenordnung im Vergleich zu stabilen Modi, wenn die Temperatur des Rohrs gleich hoch ist konstant gehalten.

Zweitens verlangsamt sich die Korrosionsrate, wenn die Temperatur in der Region über 33 °C steigt. Dies erklärt sich dadurch, dass es bei hohen Temperaturen, die 40 °C oder mehr erreichen, zu einem Abfluss von Feuchtigkeit und ihrer Wanderung in die Peripherie kommt, was zur Austrocknung des Bodens führt. Wenn der an die Rohrleitung angrenzende Boden austrocknet, nimmt die Aktivität von Korrosionsprozessen ab.

Drittens kann davon ausgegangen werden, dass die maximale Korrosionsaktivität im Temperaturbereich im Bereich von 30...33°C auftritt. Denn es ist bekannt, dass sich die Korrosionsrate verlangsamt, wenn die Temperatur von 30 °C auf 10 °C sinkt, und bei 0 °C praktisch zum Stillstand kommt.

Wenn die Temperatur von +20 °C auf -10 °C sinkt, nimmt die Korrosionsaktivität etwa um das Zehnfache ab.

Das. Als am gefährlichsten gelten unter dem Gesichtspunkt der Korrosion Betriebstemperaturen in der Größenordnung von +30…+33 °C. In diesem Bereich werden Gasleitungen mit großem Durchmesser betrieben.

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Askarov German Robertovich. Bewertung des Einflusses instabiler Temperaturbedingungen auf den Korrosionszustand von Gasleitungen mit großem Durchmesser: Dissertation... Kandidat der technischen Wissenschaften: 25.00.19 / Askarov German Robertovich [Verteidigungsort: Staatliche Erdöltechnische Universität Ufa]. , 2014. - 146 S.

Einführung

1. Moderne Vorstellungen über den Einfluss der Temperatur auf den Korrosionszustand einer Gasleitung 8

1.1 Kurzbeschreibung der Korrosionsprozesse im Pipelinetransport 8

1.1.1 Typische Korrosionsfehler an einem Stahlrohr 10

1.2 Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung 11

1.3 Korrosive Aggressivität von Böden 15

1.4 Gründe für die Bildung korrosiver Elemente an der Außenfläche der Gasleitung 19

1.4.1 Bedingungen für die Bildung von Makrokorrosionselementen auf der Außenfläche der Gasleitung 19

1.4.2 Änderung des elektrischen Widerstands des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens bei Feuchtigkeitsbewegung in der korrosiven Bodenschicht 23

1.5 Der Einfluss von Temperatur und Temperaturschwankungen auf den Korrosionszustand der Gasleitung 31

1.6 Diagnose von Gasleitungen mit In-Pipe-Tools. 32

1.7 Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen 34 Schlussfolgerungen zu Kapitel 1 40

2. Bewertung der gepulsten Wirkung von Feuchtigkeit und Temperatur auf die korrosive Aktivität von Böden rund um die Gaspipeline 42

2.1 Physikalische Modellierung und Auswahl von Steuerparametern. 42

2.2 Kurze Beschreibung des Versuchsaufbaus. 45

2.3 Experimentelle Ergebnisse und die Wirkung einer zunehmenden Bodenkorrosionsaktivität bei gepulster Temperatureinwirkung 48

2.4 Untersuchung des Einflusses der Häufigkeit von Temperaturschwankungen und thermischen Parametern auf die Korrosionsaktivität von Böden 58

2.5 Abhängigkeit der Korrosionsgeschwindigkeit von der Durchschnittstemperatur bei instabiler Wärmeübertragung 67

Schlussfolgerungen zu Kapitel 2 70

3. Vorhersage des Korrosionszustands einer Gaspipeline basierend auf Inline-Fehlererkennungsdaten 71

3.1 Kriterien zur Beurteilung der Korrosionsgefahr. 71

3.2 Analyse des Korrosionszustands eines Gasleitungsabschnitts basierend auf Inline-Fehlererkennungsdaten 74

3.2.1 Eigenschaften des Gasleitungsabschnitts 74

3.2.2 Analyse der VTD-Ergebnisse. 75

3.3 Entstehung und Entwicklungsgeschwindigkeit von Korrosionsherden an Rohrleitungen mit Folienisolierung. 80

3.4 Korrosionsvorhersage von Defekten in Rohren mit großem Durchmesser. 85

Schlussfolgerungen zum Kapitel.3. 100

4. Entwicklung einer Methode zur Einstufung von Gasleitungsabschnitten nach Gefährdungsgrad für die Entfernung zu Reparaturzwecken 102

4.1. Methodik zur Einstufung von Gaspipelineabschnitten nach Gefährdungsgrad 101

4.1.1 VTD von Gasleitungen bei der Rangfolge nach Gefährdungsgrad 101

4.1.2 Klärung integraler Indikatoren zur Bestimmung von Abschnitten von Gasleitungen, die zur Reparatur herausgenommen werden sollen. 103

4.2 Umfassende Diagnostik von Isolierbeschichtungen und ECP-Mitteln 104

4.2.1 Gefährdungsfaktoren für Korrosionsschäden an Rohrleitungen. 105

4.2.2 Beispiel für die Berechnung eines komplexen Indikators der Korrosionsaktivität 106

4.3 Berücksichtigung von Temperaturschwankungen an Gasleitungen mit großem Durchmesser 107

4.4 Gesamtintegralindikator. 109

4.4.1 Beispiel für die Berechnung des Gesamtintegralindikators. 110

4.5 Entwicklungseffizienz 113

Schlussfolgerungen zu Kapitel 4. 115

Literatur 117

Einführung in die Arbeit

Relevanz der Arbeit

Die Gesamtlänge der im System der Gazprom OJSC betriebenen unterirdischen Gaspipelines beträgt etwa 164,7 Tausend Kilometer. Das Hauptkonstruktionsmaterial für den Bau von Gaspipelines ist derzeit Stahl, der gute Festigkeitseigenschaften, aber eine geringe Korrosionsbeständigkeit unter Umgebungsbedingungen aufweist – Boden, der bei Vorhandensein von Feuchtigkeit im Porenraum eine korrosive Umgebung darstellt.

Nach 30 oder mehr Betriebsjahren der Hauptgasleitungen altert die Isolierbeschichtung und erfüllt keine Schutzfunktionen mehr, wodurch sich der korrosive Zustand der unterirdischen Gasleitungen erheblich verschlechtert.

Zur Bestimmung des Korrosionszustands von Hauptgasleitungen wird derzeit die Inline-Fehlererkennung (IPT) eingesetzt, die den Ort und die Art von Korrosionsschäden genau bestimmt und es so ermöglicht, deren Entstehung und Entwicklung zu überwachen und vorherzusagen.

Das Vorhandensein von Grundwasser (Bodenelektrolyt) spielt eine wesentliche Rolle bei der Entstehung von Korrosionsprozessen, wobei zu beachten ist, dass die Korrosionsrate nicht in ständig bewässerten oder trockenen Böden, sondern in Böden mit periodischer Feuchtigkeit stärker zunimmt.

Frühere Studien haben einen Zusammenhang zwischen gepulsten Änderungen der Temperatur der Gaspipeline und Feuchtigkeitsschwankungen in der korrosiven Bodenschicht nachgewiesen. Die quantitativen Parameter gepulster Temperatureffekte auf die Aktivierung von Korrosionsprozessen wurden jedoch nicht bestimmt.

Für die Gastransportindustrie sind die Untersuchung der korrosiven Aggressivität von Böden entlang der Abschnitte der Hauptgaspipelines unter gepulstem thermischen Einfluss und die Prognose des Korrosionszustands von Pipelines relevant.

Ziel der Arbeit

Entwicklung und Verbesserung von Methoden zur Bestimmung des Korrosionszustands von Abschnitten von Hauptgasleitungen für deren rechtzeitige Entfernung für Reparaturen.

Hauptziele:

1 Bestimmung von Änderungen des elektrischen Widerstands des Bodens rund um die Hauptgaspipeline und Analyse der Merkmale von Korrosionsprozessen beim Pipelinetransport.

2 Untersuchung des Einflusses gepulster thermischer Effekte des gepumpten Gases und der Feuchtigkeit auf die korrosive Aktivität des Bodens rund um die unterirdische Gasleitung unter Laborbedingungen.

3 Untersuchung der Entstehung und Entwicklung von Korrosionsfehlern an der Hauptgasleitung und Prognose ihres Korrosionszustands auf der Grundlage von Daten zur Fehlererkennung in der Leitung.

4 Entwicklung einer Methodik zur Einstufung von Abschnitten von Hauptgaspipelines auf der Grundlage der Prognose ihres Korrosionszustands zur Entfernung für Reparaturen.

Wissenschaftliche Neuheit

1 Die Änderung des elektrischen Widerstands des Bodens wurde bestimmt und in Abhängigkeit von der Luftfeuchtigkeit entlang des Umfangs einer unterirdischen Gasleitung mit großem Durchmesser aufgezeichnet.

2 Die Tatsache der Aktivierung von Korrosionsprozessen bei einer gepulsten Änderung der Temperatur des gepumpten Gases im Vergleich zu einem stabilen Temperatureinfluss wurde experimentell nachgewiesen und der Temperaturbereich, in dem sich die maximale Korrosionsrate unter instabilem (gepulstem) Temperatureinfluss entwickelt, wurde ermittelt bestimmt.

3 Es wurde eine funktionale Beziehung ermittelt, um die Entstehung und Entwicklung von Korrosionsfehlern an Hauptgasleitungen vorherzusagen.

Praktischer Wert der Arbeit

Basierend auf den durchgeführten Untersuchungen wurde ein Unternehmensstandard RD 3-M-00154358-39-821-08 „Methodik zur Einstufung von Gaspipelines der Gazprom Transgaz Ufa LLC auf der Grundlage der Ergebnisse der Fehlererkennung in den Rohren für deren Beseitigung zur Reparatur“ entwickelt , wonach die Rangfolge der Abschnitte der Hauptgasleitungen zwischen Ventileinheiten durchgeführt wird, um die Reihenfolge ihrer Entfernung zur Reparatur zu bestimmen.

Forschungsmethoden

Die in der Arbeit gestellten Probleme wurden mithilfe der Ähnlichkeitstheorie gelöst, indem die Bedingungen des Wärme- und Stoffübergangs einer unterirdischen Gasleitung mit dem umgebenden Boden modelliert wurden.

Die Ergebnisse der diagnostischen Arbeit wurden mithilfe der Methode der kleinsten Quadrate mit Korrelationsanalyse verarbeitet. Die Berechnungen wurden mit dem Anwendungspaket StatGrapfis Plus 5.1 durchgeführt.

Zur Verteidigung eingereicht:

Ergebnisse von Studien zu Änderungen des elektrischen Widerstands des Bodens in Abhängigkeit von der Luftfeuchtigkeit entlang des Umfangs der Hauptgasleitung;

Ergebnisse von Laborstudien zu gepulsten thermischen Effekten auf die Aktivierung von Korrosionsprozessen an einer Stahlrohrleitung;

Eine Methode zur Einstufung von Abschnitten von Hauptgasleitungen für deren Ausbau zu Reparaturzwecken.

Veröffentlichungen

Die Hauptergebnisse der Dissertationsarbeit wurden in 30 wissenschaftlichen Arbeiten veröffentlicht, von denen vier Artikel in führenden, von Experten begutachteten wissenschaftlichen Fachzeitschriften veröffentlicht wurden, die von der Higher Attestation Commission des Ministeriums für Bildung und Wissenschaft der Russischen Föderation empfohlen wurden.

Struktur und Umfang der Arbeit

Bedingungen für die Bildung von Makrokorrosionselementen an der Außenfläche der Gasleitung

An der Außenfläche der Gasleitung kommt es an Stellen, an denen die Isolierbeschichtung beschädigt ist, trotz des kathodischen Schutzes der Gasleitung zu einer korrosiven Zerstörung des Metalls. Diese Phänomene werden häufig in den ersten Abschnitten von Gaspipelines (10–20 km nach Verlassen der Kompressorstation) in unebenem Gelände beobachtet, das auf Schluchten, Schluchten und Orte mit periodischer Feuchtigkeit beschränkt ist.

Die Analyse und Synthese zahlreicher Materialien zeigt, dass die Aktivierung von Korrosionsprozessen durch das Verhalten des Grundwassers unter dem thermischen Einfluss einer Gasleitung beeinflusst wird, das durch den kombinierten Einfluss (oder das Zusammentreffen) von mindestens drei Faktoren zunimmt:

Impulsänderungen der Gasleitungstemperatur;

Verstöße gegen die Isolierbeschichtung der Gasleitung;

Großer Rohrleitungsdurchmesser.

1. Der grundlegende Unterschied zwischen dem Anfangsabschnitt und dem Endabschnitt (bei fehlender oder stabiler Gasförderung entlang der Trasse) besteht darin, dass Schwankungen oder impulsartige Änderungen der Gastemperatur im Anfangsabschnitt der Gasleitung am stärksten zu spüren sind . Diese Schwankungen entstehen sowohl durch ungleichmäßigen Gasverbrauch als auch durch die Unvollkommenheit des Luftkühlsystems für das der Gasleitung zugeführte Gas. Bei der Verwendung von Luftkühlgeräten verursachen wetterbedingte Schwankungen der Lufttemperatur ähnliche Schwankungen der Gastemperatur und werden direkt über einen Wellenleiter auf den ersten Abschnitt der Gasleitung übertragen (dieses Phänomen tritt besonders deutlich auf den ersten 20 bis 30 km der Gasleitung auf). Pipeline).

In den Experimenten von Ismagilov I.G. Es wurde aufgezeichnet, dass eine Temperaturwelle von 5 °C, die künstlich durch Abschalten des Luftkühlergases an der Poljanskaja-Zentrale erzeugt wurde, mit einer Abnahme der Amplitude auf 2 °C zur nächsten ZS-Station Moskovo überging. Bei Ölpipelines, wo die Strömungsgeschwindigkeiten aufgrund der Trägheit des gepumpten Produkts um eine Größenordnung geringer sind, wird dieses Phänomen nicht beobachtet.

2. Bei Beschädigung der Isolierbeschichtung bilden sich Makrokorrosionselemente an der Außenfläche der Rohrleitung. Dies geschieht in der Regel in Gebieten mit einer starken Änderung der Umweltparameter: Ohmscher Widerstand von Böden und korrosiver Umgebung (Abbildung 1.3 und Abbildung 1.4).

3. „Großer Durchmesser“-Effekt. Die geometrischen Parameter der heißen Rohrleitung sind so, dass sich entlang des Umfangs sowohl die Temperatur als auch die Feuchtigkeit des Bodens und damit andere Eigenschaften ändern: ohmscher Widerstand des Bodens, Eigenschaften von Bodenelektrolyten, Polarisationspotentiale usw. Die Luftfeuchtigkeit um den Umfang herum variiert zwischen 0,3 % und 40 % bis zur vollständigen Sättigung. Der spezifische Widerstand des Bodens ändert sich um das 10...100-fache.

Abbildung 1.4 – Modell der Makrokorrosionselemente Untersuchungen haben gezeigt, dass die Temperatur des gepumpten Gases die kathodische Polarisation von Rohrstahl in Karbonatlösungen beeinflusst. Die Abhängigkeit der Potentiale des maximalen Anodenstroms von der Temperatur ist linear. Eine Temperaturerhöhung führt zu einem Anstieg des Auflösungsstroms und verschiebt den Potentialbereich des anodischen Stroms in den negativen Bereich. Eine Temperaturerhöhung führt nicht nur zu einer Änderung der Geschwindigkeit elektrochemischer Prozesse, sondern verändert auch den pH-Wert der Lösung.

Mit steigender Temperatur der Carbonatlösung verschiebt sich das Potential des maximalen anodischen Stroms, der mit der Oxidbildung einhergeht, bei einem Temperaturanstieg um 10 °C um 25 mV in Richtung negativer Potentialwerte. Aufgrund der Heterogenität des Bodens, Veränderungen seiner Feuchtigkeit und Belüftung, ungleichmäßiger Verdichtung, Verklebung und anderer Effekte sowie Defekten im Metall selbst entsteht eine große Anzahl makrokorrosiver Elemente. In diesem Fall sind die anodischen Bereiche, die ein positiveres Potenzial haben, anfälliger für Korrosionszerstörung als die kathodischen, was durch die gepulste thermische Wirkung der Gasleitung auf die Migrationsprozesse im Grundelektrolyten begünstigt wird.

Schwankende Temperatur- und Feuchtigkeitsprozesse im Boden führen zu allgemeiner Korrosion. An der Oberfläche lokalisierte Makrokorrosionselemente entstehen entsprechend dem SCC-Szenario oder als Lochfraßherde. Die Gemeinsamkeit des elektrochemischen Prozesses, der zur Bildung von Korrosionsgruben und -rissen führt, ist in dargestellt.

Es sind thermodynamische Nichtgleichgewichtsprozesse, die intensiver und mit der maximalen Wirkung der Manifestation der Hauptmerkmale ablaufen. Wenn ein gepulster Temperatureinfluss nahezu synchron auf den Boden ausgeübt wird, ändern sich die Parameter, die seine Korrosivität bestimmen. Da dieser Prozess während des gesamten Betriebs der Gaspipeline unter dem starken Einfluss dominanter Parameter abläuft, wird die Position des Makroelements ziemlich eindeutig und in Bezug auf geometrische Markierungen festgelegt.

Wie gezeigt, findet während des gesamten Betriebs der Gaspipeline eine kontinuierliche oszillierende Bewegung der Bodenfeuchtigkeit statt, die mit dem Thermokapillar-Film-Bewegungsmechanismus erklärt werden kann.

So entstehen selbst bei Vorhandensein eines kathodischen Schutzes der Gasleitung an Stellen, an denen die Isolierbeschichtung einer Gasleitung mit großem Durchmesser aufgrund der ungleichmäßigen Verteilung der Bodenfeuchtigkeit entlang des Rohrumfangs beschädigt ist, zwangsläufig makrokorrosive Elemente, die provozieren Bodenkorrosion des Rohrmetalls.

Eine der wichtigen Voraussetzungen für das Auftreten von Korrosionsprozessen ist das Vorhandensein dissoziierter Ionen im Bodenelektrolyten.

Ein bisher nicht berücksichtigter Faktor, der das Auftreten von Nichtgleichgewichtsprozessen bestimmt, ist der gepulste Temperatureffekt des Gases auf die Wand der Rohrleitung und die gepulste Änderung der Bodenfeuchtigkeit neben der Rohrleitung.

Experimentelle Ergebnisse und die Wirkung einer zunehmenden Bodenkorrosionsaktivität unter gepulstem Temperatureinfluss

Diagramm der kinetischen Kurve der Aktivität von Korrosionsprozessen im Zeitverlauf. Basierend auf den physikalischen Darstellungen des Prozesses (Abbildung 1.9) und unter Verwendung der Gesetze der kinetischen Kurve extrapolieren Sie die Ergebnisse der Inline-Fehlererkennung auf der Grundlage der maximalen und durchschnittlichen Fehler, die während verschiedener Betriebsperioden identifiziert wurden. Eine Vorhersage der Dynamik des quantitativen Wachstums von Korrosionsfehlern ist damit jedoch kaum möglich.

Die vorgestellten Modelle beschreiben Korrosionsprozesse in bestimmten Situationen, abhängig von bestimmten Bedingungen, chemischer Umgebung, Temperatur, Stählen verschiedener Qualitäten, Druck usw. Von besonderem Interesse sind Modelle, die die Korrosionsprozesse ähnlicher Systeme (Hauptleitungen) mit isolierender Beschichtung beschreiben, die unter ähnlichen Bedingungen wie Gasleitungen arbeiten und die Ergebnisse auch auf der Grundlage einer Inline-Diagnose aufzeichnen. Beispielsweise schlagen die Autoren in der Methodik zur Durchführung von Faktorenanalysen an Hauptölpipelines unabhängig vom Durchmesser und der Art der Isolierbeschichtung ein Modell vor: wobei L der Dämpfungskoeffizient des Korrosionsprozesses ist; H – Tiefe des Korrosionsschadens, mm; Aber – Rohrwandstärke, mm; t – Betriebszeit, Jahr.

Aus der obigen Formel 1.6 geht hervor, dass die Autoren die Aussage akzeptierten, dass die Korrosion zu Beginn des Pipelinebetriebs das intensivste Wachstum aufweist und dann aufgrund der Passivierung einen verblassenden Charakter hat. Die Herleitung und Begründung der Formel (1.6) sind in der Arbeit angegeben.

Die Aussage, dass Korrosionsprozesse mit der Inbetriebnahme der Pipeline beginnen, ist durchaus umstritten, denn Die neue Isolierbeschichtung bietet einen viel zuverlässigeren Schutz als im Laufe der Zeit, wenn die Isolierung altert und ihre schützenden Eigenschaften verliert.

Trotz der Fülle an Forschung erlaubt uns keines der vorgeschlagenen Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen, den Einfluss der Temperatur auf die Korrosionsrate vollständig zu berücksichtigen, weil Berücksichtigen Sie nicht die Impulsänderung während des Betriebs.

Diese Aussage ermöglicht es uns, den Zweck der Forschung zu formulieren: experimentell nachzuweisen, dass das instabile Temperaturregime der Gaspipeline die Hauptursache für die Aktivierung von Korrosionsprozessen an der Außenfläche der Gaspipeline ist.

1. Um den Einfluss der Gastemperatur auf den Korrosionszustand der Gasleitung aufzudecken, wurde eine Analyse literarischer Quellen durchgeführt:

1.1. Die Besonderheiten von Korrosionsprozessen im Pipelinetransport werden berücksichtigt;

1.2. Die Rolle der Bodenkorrosionsaktivität beim Verlust der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung wurde bestimmt. 1.3. Die technische Machbarkeit der Inline-Fehlererkennung zur Beurteilung der Fehlerhaftigkeit von Rohrleitungen wurde untersucht.

1.4. Berücksichtigt werden Modelle anderer Forscher zur Vorhersage von Korrosionsprozessen.

2. Die Gründe für die Bildung von Makrokorrosionselementen an der Außenfläche der Rohrleitung wurden untersucht.

3. Es ist erwiesen, dass sich der elektrische Widerstand des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens ändert, wenn sich Feuchtigkeit in einer korrosiven Bodenschicht bewegt.

Analyse des Korrosionszustands eines Gasleitungsabschnitts basierend auf Fehlererkennungsdaten im Rohr

Dass die periodische Befeuchtung des Bodens Korrosionsprozesse beschleunigt, zeigt die Praxis des Betriebs von Gasleitungen.

Ismagilov I.G. untersuchte dieses Phänomen. bewiesen, dass eine Gasleitung mit großem Durchmesser eine starke Wärmequelle ist, die einen gepulsten Temperatureffekt auf den Boden hat und oszillierende Feuchtigkeitsbewegungen in der korrosiv aktiven Bodenschicht verursacht.

Seine Annahme, dass gepulste Temperatureffekte die Korrosionsaktivität der an die Pipeline angrenzenden Bodenschicht verstärken, bedarf jedoch einer experimentellen Bestätigung.

Ziel der Studie ist daher die Einrichtung eines Experiments zur Untersuchung und Bewertung der Korrosionsaktivität von Böden unter gepulsten Temperatureffekten.

Probleme bei der Untersuchung von Korrosionsprozessen werden in der Regel experimentell gelöst. Es gibt verschiedene Methoden zur Beurteilung der Auswirkungen von Korrosion, einschließlich beschleunigter Korrosionstests.

Daher ist es notwendig, die Bedingungen des Wärme- und Stoffaustauschs mit dem umgebenden Boden zu simulieren, die für einen Abschnitt einer Gasleitung charakteristisch sind, die eine Schlucht durchquert, an deren Grund ein Bach fließt, und zu bestimmen, inwieweit die korrosive Aktivität des Bodenveränderungen unter pulsierendem Einfluss von Temperatur und Luftfeuchtigkeit.

Unter Laborbedingungen, bei denen die Parameter des Korrosionsprozesses mit hoher Präzision festgelegt und gesteuert werden, ist es möglich, die Wirkung jedes Faktors (Pulstemperatur und Luftfeuchtigkeit) am genauesten zu untersuchen. Das gepulste Temperaturregime einer Gaspipeline während des quasistationären Wärmeaustauschs wurde für Gaspipelines modelliert, die durch das Gebiet von Baschkortostan und ähnlichen Regionen verlaufen. Nach der Ähnlichkeitstheorie können die Wärmeübertragungsprozesse als ähnlich betrachtet werden, wenn die den Wärmeübertragungsprozess charakterisierenden Ähnlichkeitszahlen gleich sind und eine geometrische Ähnlichkeit vorliegt.

Der im Experiment verwendete Boden wurde der Trasse der Gaspipeline Urengoi – Petrowsk, Abschnitt Poljana – Moskowo, an den Positionen 3 Uhr, 12 Uhr und 6 Uhr entlang des Umfangs der Gaspipeline entnommen. Die thermophysikalischen Eigenschaften des Bodens, die in Laborstudien verwendet werden, sind die gleichen wie in situ, weil Aus einem korrosiven Abschnitt einer in Betrieb befindlichen Gasleitung wurden Bodenproben entnommen. Für identische Böden war die Gleichheit der Lykov-Zahlen Lu und Kovner Kv für Natur und Modell automatisch erfüllt:

Wenn die Gleichheit der Temperaturdrücke, die Identität der Böden und der gleiche Feuchtigkeitsgrad beobachtet wurden, war die Gleichheit der Kossovich-Ko- und Postnov-Zahlen Pn erfüllt.

Somit wurde die Aufgabe der Modellierung der Bedingungen der Wärme- und Stoffübertragung in diesem Fall auf eine solche Auswahl von Installationsparametern reduziert, die die Gleichheit der Fourier-Zahlen Fo und Kirpichev Ki für die Realität und das Modell gewährleisteten.

Wenn die Fourier-Zahlen Fo = ax/R der jährlichen Betriebsdauer einer Rohrleitung mit einem Durchmesser von 1,42 m entsprechen und die Temperaturleitkoeffizienten a = a gleich sind, ergibt sich nach (2.5) für das Modell:

Somit sollte bei einem Prüfrohrdurchmesser von 20 mm der Jahreszeitraum an der Anlage in 1,7 Stunden „vergehen“.

Die Wärmeübertragungsbedingungen wurden mithilfe des Kirpichev-Kriteriums modelliert

Mit der Tiefe der Gasleitung zur Rohrachse H0 = 1,7 m und H0/Rtr = 2,36 (relative Tiefe der Gasleitung im Abschnitt Poljana – Moskowo) erhalten wir auf der Grundlage der Gleichung (2.6) für das Modell:

Um einen „Strom“ zu modellieren, ist es notwendig, die Gleichheit der Reynolds-Zahlen für die reale Welt und das Modell aufrechtzuerhalten:

Da die Flüssigkeit dieselbe ist, Wasser, erhalten wir basierend auf (2.12) und unter Berücksichtigung der geometrischen Ähnlichkeit die Gleichheit:

Die entsprechenden Berechnungen unter Berücksichtigung von (2.13) zeigen, dass die Wasserversorgung, die in dieser Anlage einen Bach simuliert, Tropfwasser sein muss.

Da es während des Experiments notwendig ist, die Temperatur der Rohrwand im Rahmen ihrer tatsächlichen Änderung von 30...40 °C zu ändern und durch Aufrechterhaltung eines Impulsmodus zu regulieren, beträgt die Temperatur ttr der Außenfläche des Stahlrohrs - Als Kontrollparameter wurde Probe St. gewählt. 3.

Zur Bestimmung der relativen Korrosivität von Böden unter gepulstem Temperatureinfluss im Vergleich zu stabilem Temperatureinfluss wurde ein beschleunigtes Prüfverfahren gewählt, auf dessen Grundlage die Korrosivität von Böden durch den Gewichtsverlust von Stahlproben bestimmt wird.

Klärung der integralen Indikatoren zur Bestimmung der zu reparierenden Gasleitungsabschnitte

Um den Korrosionszustand zu analysieren und die Dynamik des Wachstums von Korrosionsfehlern an einer bestehenden Hauptgasleitung mit einem Durchmesser von 1420 mm zu untersuchen, wurden die Ergebnisse der Diagnose ihres technischen Zustands berücksichtigt. Einer der Schlüsselbereiche der Diagnose ist die VTD, die derzeit die effizienteste und aussagekräftigste Methode zur Diagnose von Hauptgasleitungen ist.

Tabelle 3.1 enthält allgemeine Kriterien zur Identifizierung von Abschnitten von Hauptgasleitungen mit hoher, erhöhter und mäßiger Korrosionsgefahr basierend auf der Korrosionstiefe. Zu den Bereichen mit hoher Korrosionsgefahr (HCH) zählen Bereiche mit einer Korrosionsrate von mehr als 0,3 mm/Jahr und einer Tiefe von mehr als 15 % der Rohrwandstärke.

Bewertungskriterien für die Tiefe des Korrosionsschadens (in Prozent der Wandstärke) werden auf Rohrleitungen angewendet, deren Lebensdauer annähernd 30 % der Abschreibungsdauer (11 Jahre oder mehr) beträgt.

Eine notwendige und hinreichende Voraussetzung für die Einstufung eines Abschnitts der Hauptgasleitungen in einen der drei Korrosionsgefährdungsgrade ist die Einhaltung mindestens eines der drei genannten Kriterien.

Entsprechend den Zonen mit erhöhter Korrosionsgefahr gibt es Abschnitte von Hauptleitungen mit einem Durchmesser von über 1000 mm, auf denen eine verstärkte Schutzbeschichtung verwendet werden sollte.

Basierend auf den Ergebnissen vorbeiziehender Fehlerdetektorgeschosse wird der integrale Indikator für den Korrosionszustand von Abschnitten von Hauptgasleitungen anhand der Dichte von Korrosionsfehlern skd bewertet.

Der integrale Indikator der Dichte von Korrosionsfehlern berücksichtigt nicht die Ungleichmäßigkeit ihrer Verteilung entlang der Länge der Gasleitung und kann nur für eine vorläufige Beurteilung des Korrosionszustands von Hauptgasleitungen mit der obligatorischen Angabe der Gesamtzahl verwendet werden Länge der Abschnitte (in km), für die sie berechnet wird.

Daher wird nach der Bestimmung des integralen Indikators des Korrosionszustands der Hauptgasleitung eine differenzierte Analyse der Abschnitte der Hauptgasleitung nach Tiefe und Intensität des Korrosionsschadens durchgeführt:

Die Art der Verteilung von Korrosionsfehlern entlang der Länge der Gasleitung wird beurteilt;

Es werden Bereiche von VKO und PKO (Korrosionsgefahr) unterschieden;

Es werden Indikatoren für die Intensität von Korrosionsschäden innerhalb der VKO- und PKO-Abschnitte ermittelt;

Für den gesamten kontrollierten Abschnitt der Gasleitung (von der Abschusskammer bis zur Aufnahmekammer des Fehlerdetektorprojektils) wird der Ungleichmäßigkeitskoeffizient der Korrosionsschadensdichte bn berechnet, der gleich ist

das Verhältnis der Gesamtlänge der durch Korrosion unbeschädigten Abschnitte zur Gesamtlänge der Abschnitte mit Schäden (Hohlräume und Risse), die von einem Inline-Fehlerdetektor erfasst wurden:

Der Grad der Korrosionsgefahr (Abdeckung) wird durch den Rohrfehlerkoeffizienten Kd genauer wiedergegeben.

Da die Abmessungen der Rohre bekannt sind, werden auch die linearen Parameter der defekten Abschnitte ermittelt. Wenn die Anzahl der defekten Rohre bekannt ist, kann deren Austausch geplant werden große Renovierung(Neudämmung) der Baustelle. Beim Transport von Ölpipelines verwenden sie beispielsweise bei JSC „TRANSNEFT“ zur Bestimmung des Korrosionszustands von Pipelineabschnitten die „Methode zur Durchführung einer Faktorenanalyse von Korrosionsschäden an Hauptölpipelines auf der Grundlage einer Inline-Diagnose und der Entwicklung von Empfehlungen zu deren Vorbeugung“. „, die auch auf der Bestimmung über die zeitliche Änderung der Geschwindigkeit der Entwicklung von Korrosionsschäden basiert. Die Faktorenanalyse basiert auf der Methode der Einteilung des Hauptölleitungssystems in Abschnitte (Cluster), bei denen die Hauptfaktoren, die die Entstehung von Korrosionsschäden bestimmen, konstant bleiben und die Kinetik der Entstehung von Korrosionsschäden im Zeitverlauf durch Regression beschrieben wird Gleichungen - charakteristische Abhängigkeiten. Basierend auf den ermittelten charakteristischen Abhängigkeiten wird die Tiefe des Korrosionsschadens für den Fall einer einmaligen und wiederholten Inspektion eines Rohrleitungsabschnitts mit Inline-Instrumenten vorhergesagt.

Zur Analyse des Korrosionszustands wurden parallele Abschnitte (1843 – 1914 km) der Gaspipelines Urengoi-Petrowsk und Urengoi-Nowopskow, die sich am Ausgang des Polyanskaya CS befinden, der „heiße Abschnitt“, aktiven und langfristigen Korrosionseinflüssen ausgesetzt , wurden in Erwägung gezogen.

Dies ist möglicherweise das gefährlichste Gebiet auf der Skala von Gazprom Transgaz Ufa LLC, wo sich zwischen 1998 und 2003 aufgrund von SCC sechs Unfälle auf dem Gelände ereigneten (5 Unfälle auf der Gaspipeline Urengoi-Petrowsk, 1 Unfall auf der Gaspipeline Urengoi-Novopskov). ). Nach vier Unfällen im Jahr 1998 wurde eine Inspektion in den langen Gruben von zwölf Abschnitten der Gaspipeline Urengoi-Petrowsk (1844–1857 km) durchgeführt, die in Schluchten und Schluchten liegen. Die Untersuchung ergab 744 CC-Läsionen, darunter solche mit einer Tiefe von bis zu 7,5 mm. Um SCC-Quellen zu beseitigen, wurden 700 m Rohrleitungen ersetzt. Ähnliche Arbeiten wurden im Jahr 2000 an der Gaspipeline Urengoi-Novopskov durchgeführt und dabei 204 SCC-Zentren identifiziert.

Bereiche mit Spannungskorrosionsfehlern werden in der Regulierungsliteratur nicht in die Kriterien einer hohen oder erhöhten Korrosionsgefährdungskategorie eingeordnet. Unter Berücksichtigung des oben Gesagten kann jedoch der Abschnitt im Gaspipeline-Korridor von 1843 bis 1914 km hinsichtlich der Bodenzusammensetzung als korrosiv eingestuft werden.

Trotz der im Jahr 2003 ergriffenen Maßnahmen an der Gaspipeline Urengoi-Petrowsk ereigneten sich im betrachteten Abschnitt zwei weitere Unfälle aufgrund von SCC. Seit 2003 wird die Diagnose des technischen Zustands in der Gastransportindustrie mit Projektilen der neuen Generation von NPO Spetsneftegaz durchgeführt, die bei der ersten Inline-Fehlererkennung 22 Bereiche mit SCC-Defekten aufgedeckt haben, während die maximale Tiefe von Einzelne Risse erreichten die halbe Dicke der Rohrwand. Gemäß den „Regeln für den Betrieb von Ferngasleitungen“ wird empfohlen, die Fehlersuche im Rohr durchschnittlich alle 5 Jahre durchzuführen. Unter Berücksichtigung besonderer Umstände (Unfälle aufgrund von SCC, eine erhebliche Anzahl identifizierter Bereiche mit SCC-Mängeln) hat Gazprom Transgaz Ufa LLC in einem kurzen Zeitraum seit 2003 die Entwicklung von Spannungskorrosionsdefekten überwacht und verhindert. führte im Jahr 2005 den zweiten Durchgang eines Inline-Fehlerprüfgeräts durch.

Es wurde eine umfassende Untersuchung des Korrosionszustands bestehender Hauptgas- und Ölpipelines und ihrer elektrochemischen Schutzsysteme durchgeführt, um die Abhängigkeit des Vorhandenseins von Korrosion und Spannungskorrosionsschäden an der externen CPZ von den Betriebsmodi der ECP-Geräte zu bestimmen. Ermittlung und Beseitigung der Ursachen für das Auftreten und Wachstum von Korrosions- und Spannungskorrosionsschäden. Tatsächlich kommt es bei den wichtigsten Gas- und Ölpipelines im Laufe ihres Betriebs praktisch nicht zu einer Veralterung. Die Zuverlässigkeit ihres Betriebs wird hauptsächlich durch den Grad der Korrosion und des Spannungskorrosionsverschleißes bestimmt. Wenn wir die Dynamik der Unfallrate von Gaspipelines für den Zeitraum von 1995 bis 2003 betrachten, wird deutlich, dass es aufgrund der Bildung von Korrosions- und Spannungskorrosionsdefekten am KZP zu einem Prozess der zunehmenden Unfallrate im Laufe der Zeit kommt.

Reis. 5.1.

Betrachtet man die Dynamik der Beseitigung besonders gefährlicher Mängel an bestehenden Hauptgasleitungen, so wird deutlich, dass es während des Betriebs zu einer Zunahme besonders gefährlicher Mängel kommt, die einer vorrangigen Reparatur bedürfen und durch äußere Korrosion und Spannungsrisskorrosion verursacht werden (Abb. 5.1). Von der in Abb. Aus der Grafik 5.1 geht hervor, dass fast alle beseitigten besonders gefährlichen Mängel korrosiver oder spannungskorrosiver Natur sind. Alle diese Defekte wurden auf der äußeren kathodengeschützten Oberfläche festgestellt.

Die Ergebnisse umfassender Untersuchungen zum Korrosionsschutz von Gas- und Ölleitungen (Vorhandensein von Korrosionsgruben und Spannungskorrosionsrissen, Haftung und Kontinuität der Isolierbeschichtung, Grad des elektrochemischen Schutzes) zeigen, dass die Lösung des Problems liegt Der Korrosionsschutz der wichtigsten Gas- und Ölpipelines durch Isolierbeschichtungen und kathodische Polarisation ist bis heute relevant. Eine direkte Bestätigung hierfür sind die Ergebnisse der Inline-Diagnose. Laut Inline-Diagnosedaten ist in bestimmten Abschnitten der wichtigsten Öl- und Gaspipelines mit einer Lebensdauer von mehr als 30 Jahren der Anteil der Defekte höher äußere Korrosion(einschließlich Spannungskorrosion) erreicht 80 % der Gesamtzahl der erkannten Mängel.

Die Qualität der Isolierung von Hauptgas- und Ölleitungen wird durch den Wert des Übergangswiderstands charakterisiert, der auf der Grundlage der Parameter des elektrochemischen Schutzes bestimmt wird. Einer der Hauptparameter des elektrochemischen Schutzes von Rohrleitungen, der die Qualität der Isolierbeschichtung charakterisiert, ist die Größe des kathodischen Schutzstroms. Daten zum Betrieb von ECP-Geräten zeigen, dass der Wert des Schutzstroms des RMS auf dem linearen Teil von D 1220 mm über 30 Betriebsjahre aufgrund der Alterung der Isolierung fast um das Fünffache gestiegen ist. Stromverbrauch für den elektrochemischen Schutz einer 1 km langen Ölpipeline im Bereich der Schutzpotentiale 1,2...2,1 V m.s. e. stieg von 1,2 auf 5,2 A/km, was auf eine proportionale Abnahme des Übergangswiderstands der Ölpipeline hinweist. Der vorübergehende Isolationswiderstand nach 30 Jahren Betrieb von Gas- und Ölpipelines liegt über die gesamte Länge in der gleichen Größenordnung (2,6-10 3 Ohm - m 2), mit Ausnahme von Bereichen, in denen größere Reparaturen an Gas- und Ölpipelines mit Austausch durchgeführt wurden der Isolierung, während das Ausmaß der Korrosion und Spannung – Korrosionsschäden an der äußeren kathodengeschützten Oberfläche – innerhalb erheblicher Grenzen schwankt – von 0 bis 80 % der Gesamtzahl der mithilfe der Inline-Fehlererkennung identifizierten Fehler, die sowohl an der als auch an der Kathode lokalisiert sind Kreuzungen von Schutzzonen und in der Nähe der Entwässerungspunkte des SCP in Tiefland- und Feuchtgebieten der Route. Das Grundwasser in den Feuchtgebieten des zentralen Teils Westsibiriens zeichnet sich durch eine schwache Mineralisierung (0,04 Gew.-%) und damit einen hohen Ohmschen Widerstand (60...100 Ohm·m) aus. Darüber hinaus sind Sumpfböden sauer. Der pH-Wert von Sumpfwasser erreicht 4. Der hohe Ohmsche Widerstand und der Säuregehalt des Sumpfelektrolyten sind die wichtigsten Faktoren, die die Korrosionsrate von Gas- und Ölleitungen und die Wirksamkeit ihres elektrochemischen Schutzes beeinflussen. Bemerkenswert ist die Tatsache, dass in den Porenlösungen von Sumpfböden der Schwefelwasserstoffgehalt 0,16 mg/l erreicht, was eine Größenordnung höher ist als in gewöhnlichen Böden und Fließgewässern. Wie Umfragedaten zeigen, beeinflusst Schwefelwasserstoff auch den korrosiven Zustand von Gas- und Ölpipelines. Das Auftreten von Schwefelwasserstoffkorrosion aufgrund der Aktivität sulfatreduzierender Bakterien (SRB) wird beispielsweise dadurch angezeigt, dass unter anderen gleichen Bedingungen die maximale Eindringtiefe der äußeren Korrosion durch Defekte in der Gasisolierung erreicht wird und Ölpipelines in stehenden Sümpfen ist einerseits durchschnittlich um 70 % größer als in fließenden Lagerstätten, und fast überall finden sich auch in stehenden Sümpfen mit hohem H 2 S-Gehalt Spannungskorrosionsrisse am äußeren KZP , auf dem anderen. Entsprechend moderne Ideen molekularer Schwefelwasserstoff regt die Hydrierung von Stählen an. Die Elektroreduktion von H 2 S am KZP der Pipeline verläuft über die Reaktionen H,S + 2-»2Н alc + S a ~ c und H,S + V-^Hads + HS“ac, was den Füllgrad der chemisorbierten Schicht mit atomarem Wasserstoff erhöht in c, diffundiert in die Struktur des Rohrstahls. Kohlendioxid ist auch ein wirksamer Hydrierungsstimulator: HC0 3 +e-> 2H adc +C0 3 ". Das Problem der korrosiven und

Die durch Spannungskorrosion verursachte Zerstörung von Öl- und Gaspipelines in sumpfigen Streckenabschnitten ist noch nicht umfassend geklärt und bleibt relevant. Die Ergebnisse einer Korrosionsinspektion der wichtigsten Gas- und Ölpipelines in sumpfigen Gebieten zeigten, dass fast die gesamte Außenfläche der Öl- und Gaspipelines, an Isolationsdefekten und unter abgeblätterter Isolierung, mit braunen Ablagerungen (ähnlich Aluminiumpulver) bedeckt ist. Korrosionsgruben mit maximaler Tiefe sind bei Durchgangsschäden der Isolierung lokalisiert. Die geometrischen Parameter von Korrosionsschäden entsprechen nahezu genau der Geometrie von Schäden durch Isolierung. Unter der abgezogenen Isolierung finden sich im Kontaktbereich der Rohrwand mit Bodenfeuchtigkeit Korrosionsspuren ohne sichtbare Korrosionsgruben mit Spuren von Spannungsrisskorrosion.

Experimentell wurde anhand von Rohrstahlproben, die an der Wand einer Hauptölpipeline mit einem Durchmesser von 1220 mm (an der oberen, seitlichen und unteren Erzeugenden) installiert wurden, festgestellt, dass in den Böden der Taiga-Sumpfregion des zentralen Teils von In Westsibirien erreicht die Korrosionsrate von Proben ohne kathodischen Schutz bei durchgehenden Isolationsdefekten 0,084 mm/Jahr. Unter dem Schutzpotential (mit ohmschem Anteil) minus 1,2 V m.s. Das heißt, wenn die Stromdichte des kathodischen Schutzes die Grenzstromdichte des Sauerstoffs um das 8- bis 12-fache übersteigt, überschreitet die Restkorrosionsrate nicht 0,007 mm/Jahr. Diese Restkorrosionsrate entspricht gemäß einer zehnstufigen Korrosionsbeständigkeitsskala dem Korrosionszustand sehr hartnäckig und für Hauptgas- und Ölpipelines ist akzeptabel. Der Grad des elektrochemischen Schutzes beträgt in diesem Fall:

Bei einer umfassenden Untersuchung des Korrosionszustandes der äußeren kathodengeschützten Oberfläche von Gas- und Ölleitungen in Gruben werden in durchgehenden Isolationsfehlern Korrosionsgruben mit einer Tiefe von 0,5 ... 1,5 mm festgestellt. Es ist einfach, die Zeit zu berechnen, in der der elektrochemische Schutz die Bodenkorrosionsrate nicht auf akzeptable Werte reduziert hat sehr hartnäckig Korrosionszustand von Gas- und Ölpipelines:

bei einer Korrosionseindringtiefe von 0,5 mm bei einer Korrosionseindringtiefe von 1,5 mm

Dies gilt für eine Betriebsdauer von 36 Jahren. Der Grund für die Abnahme der Effizienz des elektrochemischen Korrosionsschutzes von Gas- und Ölleitungen ist mit einer Abnahme des vorübergehenden Isolationswiderstands, dem Auftreten von Durchgangsfehlern in der Isolierung und infolgedessen einer Abnahme der Stromdichte verbunden kathodischer Schutz an den Verbindungsstellen der Schutzzonen des SCZ auf Werte, die die Werte der Grenzstromdichte für Sauerstoff nicht erreichen, die keine Unterdrückung der Bodenkorrosion auf akzeptable Werte bewirken, obwohl die Werte des Schutzes Mit dem ohmschen Anteil gemessene Potenziale entsprechen der Norm. Eine wichtige Reserve, die es ermöglicht, die Geschwindigkeit der Korrosionszerstörung von Gas- und Ölpipelines zu verringern, ist die rechtzeitige Identifizierung von Unterschutzgebieten 1 1 Lr

Die Korrelation von Defekten in der äußeren Korrosion einer Ölpipeline mit der Dauer von Ausfällen an streckenbezogenen Freileitungen weist darauf hin, dass es gerade bei Ausfällen von streckenbezogenen Freileitungen und Stillstandszeiten der VL zu Lochfraßkorrosion durch Isolationsfehler kommt Die Rate davon erreicht 0,084 mm/Jahr.

Reis. 5.2.

Bei einer umfassenden Untersuchung der elektrochemischen Schutzsysteme der wichtigsten Gas- und Ölpipelines wurde festgestellt, dass im Bereich kathodischer Schutzpotentiale von 1,5...3,5 V m.s. e. (mit ohmscher Komponente) kathodische Schutzstromdichte j aübersteigt die Sauerstoffgrenzstromdichte J 20... 100 Mal oder mehr. Darüber hinaus variiert die Stromdichte bei gleichen kathodischen Schutzpotentialen je nach Bodenart (Sand, Torf, Ton) erheblich, nämlich um fast das 3- bis 7-fache. Unter Feldbedingungen beträgt je nach Bodenart und Verlegetiefe der Rohrleitung (Eintauchtiefe der Korrosionsanzeigesonde) die Grenzstromdichte für Sauerstoff, gemessen an einer Arbeitselektrode aus 17GS-Stahl mit einem Durchmesser von 3,0 mm, schwankte zwischen 0,08...0,43 A/m und die Stromdichte des kathodischen Schutzes bei Potentialen mit ohmschem Anteil

1,5...3,5 V m.s. h., gemessen an derselben Elektrode, erreichte Werte von 8... 12 A/m 2, was zu einer starken Wasserstofffreisetzung an der Außenfläche der Rohrleitung führt. Ein Teil der Wasserstoffadatome gelangt bei diesen kathodischen Schutzmodi in die oberflächennahen Schichten der Rohrleitungswand und hydriert diese. Auf den erhöhten Wasserstoffgehalt in Proben, die aus Rohrleitungen entnommen wurden, die der Zerstörung durch Spannungskorrosion ausgesetzt sind, wird in den Werken in- und ausländischer Autoren hingewiesen. Im Stahl gelöster Wasserstoff hat eine erweichende Wirkung, die letztendlich zu Wasserstoffermüdung und dem Auftreten von Spannungskorrosionsrissen in den Schutzzonen unterirdischer Stahlrohrleitungen führt. Das Problem der Wasserstoffermüdung von Rohrstählen (Festigkeitsklasse X42-X70) in letzten Jahren zieht aufgrund der zunehmenden Häufigkeit von Unfällen in Hauptgaspipelines besondere Aufmerksamkeit von Forschern auf sich. Wasserstoffermüdung unter zyklisch wechselndem Betriebsdruck in der Rohrleitung wird bei kathodischem Überschutz nahezu in reiner Form beobachtet j KZ /j >10.

Wenn die kathodische Schutzstromdichte die Grenzstromdichte für Sauerstoff erreicht (oder leicht, nicht mehr als das 3- bis 5-fache, über ce liegt), überschreitet die Restkorrosionsrate nicht 0,003 bis 0,007 mm/Jahr. Erheblicher Überschuss (mehr als das Zehnfache) j K tüber J Dies führt praktisch nicht zu einer weiteren Unterdrückung des Korrosionsprozesses, sondern zu einer Hydrierung der Rohrleitungswand, was zum Auftreten von Spannungsrisskorrosionsrissen am KZP führt. Das Auftreten einer Wasserstoffversprödung bei zyklischen Änderungen des Betriebsdrucks in der Rohrleitung wird als Wasserstoffermüdung bezeichnet. Eine Wasserstoffermüdung von Rohrleitungen tritt auf, wenn die Konzentration des Kathodenwasserstoffs in der Rohrleitungswand nicht unter einen bestimmten Mindestwert sinkt. Wenn die Desorption von Wasserstoff aus der Rohrwand schneller erfolgt als die Entwicklung des Ermüdungsprozesses, wenn der Kurzschluss /pr um nicht mehr als das 3- bis 5-fache überschreitet, kommt es zur Wasserstoffermüdung

nicht sichtbar. In Abb. Abbildung 5.3 zeigt die Ergebnisse der Messung der Stromdichte von Wasserstoffsensoren bei ein- (1) und ausgeschaltetem SCZ (2) an der Gryazovets-Pipeline.

Reis. 5.3.

und getrennte (2) SPS bei CP I; 3 – kathodisches Schutzpotential bei eingeschaltetem SCZ – (a) und die Abhängigkeit der Wasserstoffsensorströme vom Rohrpotential bei ein- und ausgeschaltetem SCZ bei CP 1 – (b)

Das kathodische Schutzpotential lag während des Messzeitraums im Bereich von minus 1,6...1,9 V m.s. e. Der Fortschritt der Ergebnisse der streckenelektrischen Messungen ist in Abb. dargestellt. 5.3, a, gibt an, dass die maximale Wasserstoffflussdichte in die Rohrwand bei eingeschaltetem RMS 6...10 μA/cm 2 betrug. In Abb. 5.3, B Es werden die Bereiche dargestellt, in denen sich die Wasserstoffsensorströme und kathodischen Schutzpotenziale bei ein- und ausgeschaltetem SCZ ändern.

Die Autoren der Arbeit stellen fest, dass das Potenzial der Pipeline bei ausgeschaltetem RMS nicht unter minus 0,9 ... 1,0 V m.s. gesunken ist. h., was auf den Einfluss benachbarter SCZ zurückzuführen ist. Gleichzeitig unterscheiden sich die Stromdichten der Wasserstoffsensoren bei ein- und ausgeschaltetem SCZ

2...3 Mal. In Abb. Abbildung 5.4 zeigt die Kurven der Stromänderungen von Wasserstoffsensoren und kathodischen Schutzpotentialen am KP 08 des Krasnoturinsky-Knotens.

Der Fortschritt der experimentellen Studien ist in Abb. 5.4 gibt an, dass die maximale Wasserstoffflussdichte in die Rohrwand 12... 13 μA/cm 2 nicht überschritt. Die gemessenen kathodischen Schutzpotentiale lagen im Bereich von minus 2,5...3,5 V m.s. e. Oben wurde gezeigt, dass die Menge des am CPC freigesetzten Wasserstoffs vom Wert des dimensionslosen Kriteriums abhängt j K z/u pr. In diesem Zusammenhang ist es von Interesse, die Ergebnisse der In-Pipe-Diagnose bestehender Hauptöl- und Gaspipelines mit kathodischen Schutzmodi zu vergleichen.

Reis. 5.4.

In der Tabelle 5.1 präsentiert einen Vergleich der Ergebnisse der Inline-Diagnostik mit den Ergebnissen einer umfassenden Untersuchung der ECP-Systeme bestehender Öl- und Gaspipelines im zentralen Teil Westsibiriens. Die Ergebnisse elektrochemischer Messungen am linearen Teil bestehender Öl- und Gaspipelines zeigen, dass in verschiedenen Böden bei gleichen Werten des gemessenen Potentials die Stromdichten des kathodischen Schutzes in weiten Grenzen variieren, was eine zusätzliche Kontrolle des kathodischen Schutzes erforderlich macht Schutzstromdichte bei der Auswahl und Anpassung der Schutzpotentiale erdverlegter Rohrleitungen im Vergleich zur Sauerstoffgrenzstromdichte. Zusätzliche elektrochemische Messungen entlang der Trasse bestehender Hauptgas- und Ölpipelines verhindern oder minimieren die Entstehung hoher lokaler Spannungen in der Wand von Pipelines, die durch die Molisierung von Wasserstoff (mit hoher bildlicher Energie) verursacht werden. Ein Anstieg des Niveaus lokaler Spannungen in der Rohrleitungswand ist mit einer Änderung der Triaxialität des Spannungszustands in lokalen Bereichen verbunden, die mit Kathodenwasserstoff angereichert sind, wo sich Mikrorisse bilden, Vorläufer von Spannungskorrosionsrissen am äußeren CCP.

Vergleich der Ergebnisse der In-Pipe-Diagnose mit den Ergebnissen einer umfassenden Anlagenuntersuchung

elektrochemischer Schutz bestehender Gas- und Ölpipelines im zentralen Teil Westsibiriens

Distanz,		Schutzpotenzialverteilung (0WB) (Person A/m 2)		Bedeutung Kriterium J k.z ^Jxvp	Betrieb, mm	Dichte Mängel ein Verlust Methan,	Dichte Mängel Delaminierung,
Lily Teil der Hauptölpipeline D 1220 mm

Distanz,	Grenzstromdichte für Sauerstoff (LrHA/m 2	Verteilung des Schutzpotenzials und Stromdichte des kathodischen Schutzes (Wimper>A/m 2)		Bedeutung Kriterium Ук.з ^ Ур	Maximale Eindringtiefe der Korrosion über den gesamten Zeitraum Betrieb, mm	Dichte Mängel ein Verlust Metall,	Defektdichte Delaminierung, Stück/km	Gesamtdauer der VCS-Ausfallzeit für die gesamte Betriebsdauer (laut Betreiberorganisation), Tage

Analyse der in der Tabelle dargestellten Ergebnisse. 5.1 Unter Berücksichtigung der Ausfallzeit zeigt der RMS einen umgekehrt proportionalen Zusammenhang zwischen der Dichte der Korrosionsfehler und dem Wert des dimensionslosen Kriteriums an j K S/ J, auch wenn dieses Verhältnis gleich war

null. Tatsächlich die maximale Defektdichte äußere Korrosion in Bereichen beobachtet, in denen die Dauer der Ausfallzeit von elektrochemischen Schutzgeräten (nach Angaben der Betreiberorganisationen) die Standardwerte überschreitet. Andererseits die maximale Dichte an Typfehlern Delaminierung beobachtet in sumpfigen Auenabschnitten der Strecke, wo die Ausfallzeit der ECP-Ausrüstung die Standardwerte nicht überschritt. Eine Analyse der Betriebsmodi von SCPs in Bereichen mit minimaler Ausfallzeit vor dem Hintergrund einer großen Datenstreuung zeigt einen nahezu proportionalen Zusammenhang zwischen der Fehlerdichte des Typs Delaminierung und Kriterium j K 3 / / , wenn die Stromdichte des kathodischen Schutzes über einen langen Betriebszeitraum (mit einer Mindestdauer der SCZ-Stillstandszeit) die Grenzstromdichte für Sauerstoff um das Zehnfache oder mehr überstieg. Die Analyse der kathodischen Schutzmodi im Vergleich zu Korrosions- und Spannungskorrosionsdefekten am CPC bestätigt die zuvor getroffenen Schlussfolgerungen zum Verhältnis j K 3 / jnp kann als dimensionsloses Kriterium zur Überwachung der Restkorrosionsrate einer Rohrleitung bei verschiedenen kathodischen Schutzpotentialen dienen, um einerseits die Entstehung von Defekten am PSC zu verhindern äußere Korrosion und um die Intensität der elektrolytischen Hydrierung der Rohrleitungswand zu bestimmen - zum anderen, um die Entstehung und das Wachstum von Defekten wie z Delaminierung in der Nähe der kathodisch geschützten Oberfläche.

Tabellendaten 5.1 weisen darauf hin, dass die maximale Ausfallzeit fast aller SCPs über die gesamte Betriebsdauer der wichtigsten Öl- und Gaspipelines über 36 Jahre durchschnittlich 536 Tage (fast 1,5 Jahre) betrug. Nach Angaben der Betreiberorganisationen betrug die Ausfallzeit des VCS im Jahresdurchschnitt 16,7 Tage, im Quartal 4,18 Tage. Diese Dauer der Ausfallzeit des SCP auf dem linearen Teil der untersuchten Öl- und Gaspipelines entspricht praktisch den Anforderungen der behördlichen und technischen Dokumente (GOST R 51164-98, Abschnitt 5.2).

In der Tabelle Abbildung 6.2 zeigt die Ergebnisse der Messung des Verhältnisses der kathodischen Schutzstromdichte zur Sauerstoffgrenzstromdichte an der oberen Mantellinie der Hauptölpipeline, D 1220 mm. Die Berechnung der Restkorrosionsrate der Rohrleitung bei gegebenen kathodischen Schutzpotentialen erfolgt nach Formel 4.2. In der Tabelle angegeben. 5.1 und 5.2 Daten zeigen, dass für die gesamte Betriebsdauer der Hauptölpipeline unter Berücksichtigung der Ausfallzeit der elektrischen Schutzausrüstung

(nach Angaben des Betreibers) sollte die maximale Eindringtiefe der Korrosion am äußeren KZP 0,12...0,945 mm nicht überschreiten. Tatsächlich variierte die Grenzstromdichte für Sauerstoff auf der Ebene der Verlegung der untersuchten Abschnitte von Öl- und Gaspipelines zwischen 0,08 A/m 2 und 0,315 A/m 2 . Selbst bei einem Maximalwert der Grenzstromdichte für Sauerstoff von 0,315 A/m 2 wird die maximale Korrosionseindringtiefe über 36 Betriebsjahre bei einer geplanten RMS-Stillstandszeit von 1,15 Jahren 0,3623 mm nicht überschreiten. Dies sind 3,022 % der Nennwandstärke der Rohrleitung. In der Praxis sehen wir jedoch ein anderes Bild. In der Tabelle 5.1 präsentiert die Ergebnisse der In-Pipe-Diagnose eines Abschnitts der Hauptölpipeline D u 1220 mm nach 36 Jahren Betrieb. Die Ergebnisse der Inline-Diagnose zeigen, dass der maximale Korrosionsverschleiß der Rohrleitungswand 15 % der Nennwanddicke der Rohrleitung überstieg. Die maximale Korrosionseindringtiefe erreichte 2,0 mm. Dies bedeutet, dass die Ausfallzeit von ECP-Geräten nicht den Anforderungen von GOST R 51164-98, Abschnitt 5.2, entspricht.

Die durchgeführten elektrometrischen Messungen sind in der Tabelle dargestellt. 5.2 zeigen, dass bei einem gegebenen kathodischen Schutzmodus die Restkorrosionsrate 0,006...0,008 mm/Jahr nicht überstieg. Diese Restkorrosionsrate entspricht gemäß einer zehnstufigen Korrosionsbeständigkeitsskala dem Korrosionszustand korrosionsbeständig und für die wichtigsten Öl- und Gaspipelines ist akzeptabel. Dies bedeutet, dass über 36 Jahre Betrieb der Pipeline unter Berücksichtigung von Informationen über Ausfallzeiten von ECP-Geräten nach Angaben der Betreiberorganisation die Eindringtiefe der Korrosion 0,6411 mm nicht überschreiten würde. Tatsächlich betrug die Korrosionseindringtiefe während der geplanten Ausfallzeit der ECP-Ausrüstung (1,15 Jahre) 0,3623 mm. Über die Betriebsdauer der ECP-Anlage (34,85 Jahre) betrug die Korrosionseindringtiefe 0,2788 mm. Die Gesamttiefe der Korrosionseindringung am KZP würde 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm) betragen. Die Ergebnisse der In-Pipe-Diagnose zeigen, dass die tatsächliche maximale Tiefe der Korrosionseindringung über 36 Betriebsjahre im untersuchten Abschnitt der Hauptölpipeline, D u 1220 mm, 1,97 mm betrug. Anhand der verfügbaren Daten lässt sich leicht berechnen, wie lange der elektrochemische Schutz die Bodenkorrosionsrate nicht auf akzeptable Werte senken konnte: T = (1,97 – 0,6411) mm/0,08 mm/Jahr = 16,61 Jahre. Die Dauer der Ausfallzeit der ECP-Ausrüstung an der Hauptgasleitung mit einem Durchmesser von 1020 mm, die in einem technischen Korridor verläuft, auf dem in der Überschwemmungsebene des Flusses verläuft. Ob, Spannungskorrosionsrisse wurden entdeckt, was mit der Dauer der Ausfallzeit des SCP an der Hauptölpipeline zusammenfällt, da das SCP der Gaspipeline und die Ölpipeline von einer entlang der Strecke verlaufenden Freileitung mit Strom versorgt werden.

In der Tabelle In Abb. 5.3 präsentiert die Ergebnisse der Bestimmung der tatsächlichen Ausfallzeit des SCP während der gesamten Betriebsdauer (36 Jahre) der wichtigsten Öl- und Gaspipelines auf der Grundlage elektrometrischer Messungen.

Tabelle 5.2

Verteilung der Restkorrosionsrate in Abschnitten in Betrieb befindlicher Gas- und Ölpipelines im zentralen Teil Westsibiriens

Tabelle 5.3

Ergebnisse der Bestimmung der tatsächlichen Ausfallzeit des SCP während der gesamten Betriebsdauer (36 Jahre) der wichtigsten Gas- und Ölpipelines basierend auf elektrometrischen Messungen

Distanz,	Maximal mögliche Korrosionsrate der Rohrleitung ohne Kurzschluss, mm/Jahr	Restkorrosionsrate der Rohrleitung bei einem bestimmten Kurzschlussmodus, mm/Jahr	Maximale Eindringtiefe der Korrosion auf der kathodisch geschützten Oberfläche, mm	Real
Linearer Teil der Hauptölleitung D 1220 mm
Linearer Teil der Hauptgasleitung D 1020 mm

Analyse der in der Tabelle dargestellten Ergebnisse. 5.3 weist darauf hin, dass die tatsächliche Ausfallzeit der elektrochemischen Schutzmittel den Standardwert deutlich überschreitet, was zu einem starken korrosiven Verschleiß der Rohrleitungswand auf der äußeren, kathodisch geschützten Seite führt.

 

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