Umfassende Untersuchung des Korrosionszustands und der Möglichkeiten des elektrochemischen Schutzes bestehender Hauptgas- und Ölpipelines. Beurteilung des Korrosionszustandes von Heizungsnetzen
Goncharov, Alexander Alekseevich
Akademischer Grad:
Promotion
Ort der Verteidigung der Dissertation:
Orenburg
VAK-Spezialitätencode:
Spezialität:
Chemische Beständigkeit der Materialien und Korrosionsschutz
Seitenzahl:
Kapitel 1. Analyse der Arbeitsbedingungen und des technischen Zustands von TP und Ausrüstung von OOGCF.
1.1 Betriebsbedingungen von Metallkonstruktionen.
1.2. Sicherstellung der Betriebseigenschaften von OGCF-Anlagen.
1.3. Korrosionszustand von TP- und OGCF-Geräten.
1.3.1. Korrosion von Schläuchen und TP.
1.3.2 Korrosion von Kommunikation und Ausrüstung der GTP.
1.3.3 Korrosionszustand der OGPP-Ausrüstung.
1.4. Methoden zur Bestimmung der Restressource.
Kapitel 2. Analyse der Ursachen von Schäden an Ausrüstung und Rohrleitungen bei OOGCF.
2.1. Feldgeräte und Rohrleitungen.
2.2. Rohrleitungen verbinden.
2.3. Ausrüstung und Rohrleitungen von OGPP.
2.4. Gereinigte Gaspipelines.
Schlussfolgerungen zu Kapitel 2.
Kapitel 3
3.1 Analyse von Ausfällen von Ausrüstung und TP.
3.2 Bestimmung der Zuverlässigkeitseigenschaften von Metallstrukturen.
3.3 Modellierung von TS-Korrosionsschäden basierend auf den Ergebnissen der Inline-Ultraschallprüfung.
3.4 Vorhersage der Mangelhaftigkeit von Rohrleitungen.
Schlussfolgerungen zu Kapitel 3.
Kapitel 4. Methoden zur Bewertung der Restlebensdauer von Geräten und TP.
4.1. Schätzung der Ressource von Strukturen durch Änderung des Widerstands von Stählen SR.
4.2. Merkmale zur Bewertung der Leistung von Strukturen mit Wasserstoffschichtung.
4.3 Bestimmung der Restlebensdauer von Geräten und
TP mit beschädigter Oberfläche.
4.3.1 Parameter der Verteilung der "Korrosionsschadenstiefe".
4.3.2 Kriterien für Grenzzustände von Bauwerken mit Oberflächenschäden.
4.3.3. Prognose der Restressource von TP.
4.4 Methoden zur Diagnose von Geräten und Rohrleitungen.
Schlussfolgerungen zu Kapitel 4.
Einführung in die Arbeit (Teil des Abstracts) Zum Thema „Korrosionszustand und Lebensdauer von Ausrüstungen und Rohrleitungen schwefelwasserstoffhaltiger Öl- und Gasfelder“
Das Vorhandensein von Schwefelwasserstoff in Öl und Gas erfordert die Verwendung bestimmter Stahlsorten und einer speziellen Technologie für Schweiß- und Installationsarbeiten (SWR) bei der Entwicklung dieser Felder, und der Betrieb von Geräten und Pipelines (TP) erfordert eine Reihe von Diagnosen und Korrosionsschutzmaßnahmen. Neben allgemeiner und Lochfraßkorrosion von Schweißkonstruktionen verursacht Schwefelwasserstoff Schwefelwasserstoffrisse (SR) und Wasserstoffschichtung (VR) von Ausrüstungen und Rohrleitungen.
Der Betrieb von Metallstrukturen von schwefelwasserstoffhaltigen Öl- und Gasfeldern ist mit der Umsetzung einer vielschichtigen Kontrolle über den korrosiven Zustand von Ausrüstungen und Rohrleitungen sowie mit einer Vielzahl von Reparaturen verbunden: Liquidation von Notsituationen; Anschluss neuer Brunnen und Pipelines an bestehende; Austausch von Geräten, Ventilen, defekten Rohrleitungsabschnitten usw.
Pipelines und Ausrüstung des Orenburger Öl- und Gaskondensatfeldes (ONGCF) haben jetzt den Designstandard für Ressourcen erreicht. Wir sollten mit einer Abnahme der Zuverlässigkeit dieser Metallstrukturen während des Betriebs aufgrund der Anhäufung interner und externer Schäden rechnen. Fragen der Diagnose von TP und Ausrüstung von OOGCF und Bewertung Potenzielle Gefahr Schäden für diesen Zeitraum wurden nicht ausreichend untersucht.
In Verbindung mit dem Vorstehenden sind Studien zur Identifizierung der Hauptursachen von Schäden an Metallstrukturen, die schwefelwasserstoffhaltige Öl- und Gaskondensatfelder enthalten, zur Entwicklung von Methoden zur Diagnose von Pipelines und Ausrüstung und zur Bewertung ihrer Restlebensdauer relevant.
Die Arbeiten wurden gem Priorität Entwicklung von Wissenschaft und Technologie (2728p-p8 vom 21.07.96) „Technologie zur Gewährleistung der Sicherheit von Produkten, Produktion und Anlagen“ und das Dekret der Regierung Russlands vom 16.11.1996 N 1369 über die Durchführung im Jahr 1997 -2000. Inline-Diagnostik von TF in den Gebieten der Uralregion und der Region Tjumen.
1. Analyse der Betriebsbedingungen und des technischen Zustands des TP und der Ausrüstung des OGCF
Abschluss der Dissertation zum Thema "Chemische Beständigkeit von Werkstoffen und Korrosionsschutz", Goncharov, Alexander Alekseevich
Wichtigste Schlussfolgerungen
1. Die Hauptursachen für Schäden an TP und Ausrüstung während des 20-jährigen OOGCF-Betriebs werden ermittelt: Rohre und Rohrkupplungen unterliegen Lochfraßkorrosion und SR, Weihnachtsbäume - SR; nach 10 Betriebsjahren erscheinen VRs in CGTP-Geräten; Teile der Apparatur versagen aufgrund von Lochfraßkorrosion; defekte Schweißnähte von TP werden SR ausgesetzt, VR tritt im TP-Metall nach 15 Betriebsjahren auf; Absperr- und Regelventile verlieren ihre Dichtigkeit durch Versprödung der Dichtelemente; OGPP-Geräte unterliegen Lochfraßkorrosion, es gibt Geräteausfälle aufgrund von VR und SR; Ausfall der Wärmetauschereinrichtung durch Verstopfung des Ringraumes mit Salzablagerungen und durch Lochfraßkorrosion des Metalls; Pumpenausfälle werden durch die Zerstörung von Lagern und Kolbenkompressoren verursacht - durch die Zerstörung von Kolbenstangen und Stehbolzen; Die meisten Ausfälle von behandeltem Gas TP sind auf Defekte in Schweißverbindungen zurückzuführen.
2. Es wurde eine automatisierte Datenbank mit mehr als 1450 Ausfällen von technologischen Prozessen und Geräten erstellt, die es ermöglichte, Muster in der zeitlichen Verteilung von strukturellen Ausfällen zu identifizieren die gleichen Gründe: die Zahl der Ausfälle durch Lochfraß, mechanische Beschädigung, Dichtheitsverlust und VR nimmt mit zunehmender Lebensdauer zu; und die Anzahl der Ausfälle aufgrund von SR ist in den ersten fünf Jahren des OOGCF-Betriebs maximal, nimmt dann ab und bleibt praktisch auf dem gleichen Niveau.
3. Es wurde festgestellt, dass die durchschnittliche Zeit des störungsfreien Betriebs der ausgefallenen CGTP- und OGPP-Geräte die geplante Zeit des Projekts, die 10-2 Jahre beträgt, um das 1,3-1,4-fache überschreitet. Durchschnittliche Ausfallrate von TP OOGCF
3 1 Komponente 1,3-10 "Jahr" liegt innerhalb der für die Werte des Flusses von Ausfällen von Gasleitungen und Kondensatleitungen typischen Grenzen. Durchschnittliche Intensität
3 1 Schlauchausfallrate beträgt 1,8-10 "Jahr". Die durchschnittliche Ausfallrate von OGPP-Geräten beträgt 5-10 "4 Jahre"1, was diesem Indikator für Kernkraftwerke nahe kommt (4 T0"4 Jahre"). Die durchschnittliche Ausfallrate von CGTP-Geräten
168 entspricht 13-10"4 Jahr"1 und übertrifft diese Kennlinie für OGPP-Geräte um das 2,6-fache, was hauptsächlich auf den Ersatz von CGTP-Geräten mit nicht durchgängiger Wasserstoffschichtung zurückzuführen ist.
4. Die Abhängigkeit der Anzahl der Defekte von der Betriebsweise der TP wurde ermittelt und ein Regressionsmodell zur Vorhersage der Entstehung von Korrosionsschäden aufgebaut Innenfläche TP. Die Modellierung des Korrosionszustands des TS basierend auf den Ergebnissen der Inline-Fehlerprüfung ermöglicht es, die wirtschaftlichsten und sichersten Betriebsweisen des TS zu bestimmen.
5. Entwickelte Bewertungsmethoden:
Restlebensdauer der Ausrüstung und des technologischen Verfahrens zur Änderung der Beständigkeit von Metallen gegen Schwefelwasserstoffrisse;
Die Funktionsfähigkeit von Bauwerken, in denen Wasserstoffschichten erfasst werden, vorbehaltlich ihrer regelmäßigen Überwachung;
Kriterien für Grenzzustände von Schalentragwerken mit Oberflächenkorrosionsschäden und inneren metallurgischen Fehlern;
Restlebensdauer von Betriebsmitteln und TS bei Korrosionsschäden an der Oberfläche.
Die Techniken ermöglichten es, die Reduzierung der Anzahl der zerlegten Geräte zu belegen und die geplante Anzahl der Schnitte von defekten Abschnitten des TC um eine Größenordnung zu reduzieren.
6. Es wurde eine Technik zur Diagnose von Geräten und Verfahrenstechnik entwickelt, die Häufigkeit, Methoden und Umfang der Überwachung des technischen Zustands von Geräten und Verfahrenstechnik, Anzeichen für die Beurteilung der Art von Mängeln und ihrer potenziellen Gefahr sowie die Bedingungen für den weiteren Betrieb bestimmt oder Reparatur von Bauwerken. Die wichtigsten Bestimmungen der Methodik wurden in die "Vorschriften zur Diagnose von Prozessgeräten und Rohrleitungen P" aufgenommen. Orenburggazprom", ausgesetzt schwefelwasserstoffhaltigen Umgebungen", genehmigt von RAO "GAZPROM" und Gosgortekhnadzor of Russia.
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B. IN. Koschkin, IN. H. Scherbakow, IN. YU. Wassiljew, GOUVPO Moskau Zustand Stahlinstitut Und Legierungen (technologisch Universität) » ,
VERKLAGEN "Mosgorteplo"
Elektrochemische Methoden zur Bewertung, Überwachung, Diagnose, Vorhersage des Korrosionsverhaltens und zur Bestimmung von Korrosionsraten, die theoretisch gut entwickelt und unter Laborbedingungen seit langem weit verbreitet sind, wurden erst in letzter Zeit zur Bewertung des Korrosionszustands unter Betriebsbedingungen eingesetzt 5-10 Jahre.
Unterscheidungsmerkmal elektrochemische Bewertungsmethoden ist die Fähigkeit, den Korrosionszustand (auch kontinuierlich) in Echtzeit bei gleichzeitiger Reaktion des Materials und der korrosiven Umgebung zu bestimmen.
Die Methoden Polarisationswiderstand (galvano- und potentiostatisch), Resistometrie und Impedanz haben die breiteste Anwendung zur Beurteilung des Korrosionszustandes unter Betriebsbedingungen. Die ersten beiden haben praktische Anwendung gefunden. Die galvanostatische Messmethode wird in tragbaren tragbaren Instrumenten verwendet, die potentiostatische Methode wird aufgrund der komplexeren und teureren Ausrüstung hauptsächlich in Laborstudien verwendet.
Die Polarisationswiderstandsmethode basiert auf der Messung der Korrosionsrate durch Bestimmung des Korrosionsstroms.
Vorhandene ausländische Instrumente zum Messen von Korrosionsraten basieren hauptsächlich auf dem Prinzip des Polarisationswiderstands und können die Korrosionsrate nur unter Bedingungen des vollständigen Eintauchens des Messobjekts in eine korrosive Umgebung, d. h. die korrosive Aktivität des Mediums wird praktisch bestimmt. Ein solches Messschema ist in ausländischen Instrumenten zur Bewertung der Korrosionsrate (Instrumente von ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna usw.) implementiert. Die Geräte sind recht teuer und nicht an russische Verhältnisse angepasst. Haushaltskorrosionsmessgeräte bestimmen die Aggressivität des Mediums, unabhängig davon, aus welchen Stählen die Rohrleitungen tatsächlich bestehen, und können daher die Korrosionsbeständigkeit von Rohrleitungen unter Betriebsbedingungen nicht bestimmen.
In diesem Zusammenhang hat MISiS ein Korrosionsmessgerät entwickelt, mit dem die Korrosionsraten von Rohrleitungen von Wärmenetzen aus tatsächlich in Betrieb befindlichen Stählen bestimmt werden können.
Das kleine Korrosionsmessgerät „KM-MISiS“ (Abb. 1) wurde auf moderner Elementbasis entwickelt, basierend auf einem präzisen digitalen Mikrovoltmeter mit Nullwiderstand. Das Korrosimeter dient zur Messung der Korrosionsrate nach der Methode des Polarisationswiderstands mit stromloser IR-Kompensation. Das Gerät verfügt über eine einfache, intuitive Schnittstelle zur Steuerung und Eingabe/Ausgabe von Informationen auf einer Flüssigkristallanzeige.
Das Corrosionmeter-Programm bietet die Möglichkeit, Parameter einzuführen, die es ermöglichen, die Korrosionsrate verschiedener Stahlsorten abzuschätzen und auf Null zu setzen. Diese Parameter werden während der Herstellung und Kalibrierung des Korrosionsmessers eingestellt. Das Korrosionsmessgerät zeigt sowohl den Messwert der Korrosionsrate als auch die aktuellen Werte der Potentialdifferenz „E 2 – E1» Parameter zu steuern.
Die Hauptparameter des Korrosionsmessgeräts entsprechen dem Einheitlichen Korrosions- und Alterungsschutzsystem (ESZKS).
Das Korrosimeter „KM-MISiS“ dient zur Bestimmung der Korrosionsgeschwindigkeit nach der Methode des Polarisationswiderstands in elektrolytisch leitfähigen Medien und kann zur Bestimmung der Korrosionsgeschwindigkeit von Metallteilen und -geräten in der Energie-, chemischen und petrochemischen Industrie, im Bauwesen, im Maschinenbau, Umweltschutz, für die Bedürfnisse der Bildung.
ErfahrungAusbeutung
Das Korrosimeter hat Pilottests unter den Betriebsbedingungen von Heizungsnetzen in Moskau bestanden.
Tests am Leninsky-Prospekt wurden von August bis November 2003 am ersten und zweiten Stromkreis von Heizungsnetzen (Abonnent 86/80) durchgeführt. In diesem Abschnitt wurden Abzweigrohre in Rohrleitungskreise I und II von Heizungsnetzen eingeschweißt, in die Sensoren (Arbeitselektroden) eingebaut und tägliche Messungen der Korrosionsrate und elektrochemischer Parameter mit einem Prototyp-Korrosionsmessgerät durchgeführt. Die Messungen wurden im inneren Teil der Rohrleitungen mit Registrierung der Kühlmittelparameter durchgeführt. Die Hauptparameter des Kühlmittels sind in Tabelle 1 angegeben.
Bei Messung mit unterschiedlicher Dauer von 5 bis 45 min. erfasste in Langzeitversuchen die wesentlichen Parameter des Korrosionszustandes von Rohrleitungen von Heizungsnetzen. Die Messergebnisse sind in Abb. 1 dargestellt. 2 und 3. Wie aus den Testergebnissen hervorgeht, korrelieren die Anfangswerte der Korrosionsrate bei beiden Tests im I- und II-Kreis gut mit Langzeittests. Die durchschnittliche Korrosionsrate für den I-Kreis beträgt ca. 0,025 - 0,05 mm/Jahr, für den II-Kreis ca. 0,25 - 0,35 mm/Jahr. Die erhaltenen Ergebnisse bestätigen die verfügbaren Versuchs- und Literaturdaten zur Korrosionsbeständigkeit von Wärmenetzleitungen aus Kohlenstoff- und niedriglegierten Stählen. Genauere Werte erhält man durch Angabe der Stahlsorten der betriebenen Rohrleitungen. Die Untersuchung des Korrosionszustands der Heizungsnetze wurde auf dem Abschnitt der Autobahn Entuziastov - Sayanskaya Str. durchgeführt. Teile der Heizungsleitung in diesem Bereich (Nr. 2208/01 - 2208/03) fallen häufig aus, Rohrleitungen in diesem Bereich 
Stke wurden 1999 - 2001 verlegt. Die Heizungsleitung besteht aus einem direkten und einem umgekehrten Gewinde. Die Temperatur des direkten Fadens der Heizungsleitung beträgt etwa 80-120 ° C bei einem Druck von 6 atm, der Rücklauf etwa 30-60 ° C. In der Frühjahr-Herbst-Periode wird die Heizungsleitung oft mit Grundwasser (in der Nähe der Terletsky-Teiche) und / oder Abwasser überflutet. Die Art der Verlegung der Heizungsleitung in diesem Bereich ist Kanal, in Betonrinnen mit Abdeckung und einer Verlegetiefe von ca. 1,5-2 m. Die ersten Lecks in der Heizungsleitung wurden im Frühjahr 2003 festgestellt, versagten und wurden im August - September 2003 erneuert. Bei der Revision wurde der Heizungshauptkanal zu ca. 1/3 - 2/3 des Rohrdurchmessers mit Grundwasser bzw. Abwasser geflutet. Die Heizungsrohre wurden mit Glasfaser isoliert.
Grundstück Nr. 2208/01 - 22008/02. Die Heizungshauptleitung wurde 1999 verlegt, Rohre sind verschweißt, längsnaht, mit einem Durchmesser von 159 mm, vermutlich aus Edelstahl. 20. Rohrleitungen haben eine wärmeisolierende Beschichtung aus Kuzbass-Lack, Mineralwolle und Pergamin (Dachpappe oder Glasfaser). In diesem Abschnitt gibt es 11 schadhafte Zonen mit Durchkorrosionsläsionen, hauptsächlich in der Kanalflutungszone. Die Dichte der Korrosionsschäden entlang der Länge des geraden Gewindes beträgt 0,62 m-1, die Rückseite 0,04 m-1. August 2003 außer Dienst gestellt.
Grundstück Nr. 2208/02 - 2208/03. Verlegt 2001. Primärkorrosion der Heizleitungsgerade. Die Gesamtlänge der zu ersetzenden defekten Rohrleitungsabschnitte beträgt 82 m. Die Korrosionsschadensdichte der Geraden beträgt 0,54 m -1 . Nach Angaben des State Unitary Enterprise Mosgorteplo bestehen die Pipelines aus 10-KhSND-Stahl.
Grundstück Nr. 2208/03 - TsTP. Verlegt im Jahr 2000, nahtlose Rohre, vermutlich aus St. 20. Dichte der Korrosionsläsionen des geraden Gewindes -0,13 m -1, des umgekehrten Gewindes -0,04 m - 1. Die durchschnittliche Dichte von Durchkorrosionsläsionen (wie z. B. delokalisierte Lochfraßkorrosion) der Außenfläche von geradlinigen Pipelines beträgt 0,18–0,32 m –1 . Auf der Außenseite der geschnittenen Rohrproben befindet sich keine Beschichtung. Die Art der Korrosionsläsionen an der Außenseite des Rohrs der Proben ist hauptsächlich allgemeine Korrosion in Gegenwart von durchgehenden Läsionen wie Lochfraß, die kegelförmig mit einer Größe von etwa 10–20 cm von der Außenfläche sind und sich drehen in durchgehende mit einem Durchmesser von etwa 2–7 mm. Es gibt eine leichte allgemeine Korrosion an der Innenseite des Rohres, der Zustand ist befriedigend. Die Ergebnisse der Bestimmung der Zusammensetzung von Rohrproben sind in Tabelle 2 dargestellt.
Das Material der Rohrproben entspricht in seiner Zusammensetzung Stählen des Typs „D“ (bzw. KhGSA).
Da ein Teil der Rohrleitungen im Kanal im Wasser lag, war es möglich, die Korrosionsrate des äußeren Teils des Rohres abzuschätzen. Die Korrosionsrate wurde an den Austrittsstellen der Gerinneauskleidung, im Grundwasser in unmittelbarer Nähe der Pipeline und an Orten mit dem schnellsten Grundwasserfluss bewertet. Die Grundwassertemperatur betrug 40 - 60 °C.
Die Messergebnisse sind in der Tabelle angegeben. 3-4, wo in ruhigem Wasser gewonnene Daten rot hervorgehoben sind.
Die Messergebnisse zeigen, dass die Raten der allgemeinen und lokalen Korrosion zunehmen 
werden in der Zeit ausgedrückt, die bei lokaler Korrosion in ruhigem Wasser am ausgeprägtesten ist. Die Geschwindigkeit der allgemeinen Korrosion nimmt in der Strömung tendenziell zu, während in ruhigem Wasser die Geschwindigkeit der lokalen Korrosion zunimmt.
Die gewonnenen Daten ermöglichen es, die Korrosionsrate von Heizungsnetzleitungen zu bestimmen und deren Korrosionsverhalten vorherzusagen. Die Korrosionsrate der Rohrleitungen in diesem Abschnitt beträgt > 0,6 mm/Jahr. Die maximale Lebensdauer von Rohrleitungen unter diesen Bedingungen beträgt nicht mehr als 5-7 Jahre mit regelmäßigen Reparaturen an Stellen mit lokalen Korrosionsschäden. Mehr Genaue prognose mit kontinuierlicher Korrosionsüberwachung und mit der Sammlung statistischer Daten möglich.
AnalysebetriebsbereitKorrosionsschädenT
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UDC 622.691.4.620.193/.197
Als Manuskript
Askarov Deutscher Robertovich
BEWERTUNG DER AUSWIRKUNGEN VON INSTABIL
TEMPERATURBEDINGUNG FÜR ÄTZEND
ZUSTAND VON GASROHRLEITUNGEN MIT GROSSEM DURCHMESSER
Fachrichtung 25.00.19 Bau und Betrieb von Öl- und Gaspipelines, Stützpunkten und Lagerstätten Diplomarbeit für den Studiengang Technische Wissenschaften
Wissenschaftlicher Leiter Doktor der Technischen Wissenschaften, Professor Garris Nina Alexandrovna Ufa
EINFÜHRUNG………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………. …………………………………. 1.1 Kurze Beschreibung von Korrosionsprozessen beim Pipelinetransport……………………………………………………………………………. 1.1.1 Charakteristische Korrosionsfehler an einem Stahlrohr…………………. 1.2 Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung…………………….. 1.3 Korrosive Aggressivität von Böden………………………………………………………………. .. Ursachen der Bildung von korrosiven Elementen auf der äußeren 1. Oberfläche der Gasleitung ……… …………………………………………………. 1.4.1 Bedingungen für die Bildung von makrokorrosiven Elementen auf der Außenfläche der Gasleitung ………………………………………………………………. 1.4.2 Änderung des elektrischen Widerstands des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens während der Bewegung von Feuchtigkeit in der korrosiven Bodenschicht…. 1.5 Einfluss von Temperatur und Temperaturschwankungen auf den Korrosionszustand der Gasleitung ………………………………………………………………. 1.6 Diagnose von Gasleitungen mit Molchen…. 1.7 Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen…………………… Schlussfolgerungen zu Kapitel 1 Bewertung der Impulswirkung von Feuchte und Temperatur auf 2.korrosive Aktivität von Böden rund um die Gaspipeline ………………… 2.1 Physikalische Modellierung und Auswahl von Kontrollparametern …………... 2.2 Kurzbeschreibung Versuchsaufbau ………………………………………………………………… Böden ……………………………… Abhängigkeit der Korrosionsrate von der mittleren Temperatur bei 2.
Instabiler Wärmeaustausch ………………………………………………………. Schlussfolgerungen zu Kapitel 2 …………………………………………………………………. 3. Prognose des Korrosionszustands der Gasleitung auf der Grundlage der Daten der Inline-Inspektion ………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………. 3.2 Analyse des Korrosionszustands des Gasleitungsabschnitts gemäß den Daten der Inline-Inspektion ………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… … 3.2.2 Analyse der Ergebnisse von VTD……………………………………………………. 3.3 Entstehung und Entwicklungsgeschwindigkeit von Korrosionsherden an Rohrleitungen mit Folienisolierung……………………………………………. 3.4 Korrosionsvorhersage der Mangelhaftigkeit von Rohren mit großem Durchmesser……………. Schlussfolgerungen zu Kapitel 3 ……………………………………………………………………. 4. Entwicklung einer Methode zur Einstufung von Abschnitten von Gaspipelines nach dem Grad der Gefährdung für deren Instandsetzung ……………………………………………………….. 4.1. Technik zur Einstufung von Gasleitungsabschnitten nach Gefährdungsgrad … 4.1.1 VTD von Gasleitungen bei Einstufung nach Gefährdungsgrad …………… 4.1.2 Klärung integraler Indikatoren zur Bestimmung der zur Reparatur vorgesehenen Abschnitte von Gasleitungen ……………………………………… ………………. 4.2 Umfassende Diagnostik der Isolierbeschichtung und ECP-Anlagen……… 4.2.1 Risikofaktoren für Korrosionsschäden an Rohrleitungen………. 4.2.2 Ein Beispiel für die Berechnung des komplexen Index der Korrosionsaktivität….. 4.3 Berücksichtigung von Temperaturschwankungen in Gasleitungen mit großem Durchmesser…..….. 4.4 Integraler Gesamtindex………………………………… ………. 4.4.1 Ein Beispiel für die Berechnung des Gesamtintegralindikators …………………. 4.5 Entwicklungseffizienz…………………………………………………………
EINFÜHRUNG
Relevanz Werke Die Gesamtlänge der im Gazprom-System betriebenenunterirdische Gasleitungen beträgt etwa 164,7 Tausend km.
Das Hauptkonstruktionsmaterial für den Bau von Gasleitungen ist derzeit Stahl, der gute Festigkeitseigenschaften, aber geringe Korrosionsbeständigkeit unter Umweltbedingungen aufweist - Boden, der bei Vorhandensein von Feuchtigkeit im Porenraum ein korrosives Medium ist.
Nach 30 oder mehr Betriebsjahren von Hauptgasleitungen altert die Isolierbeschichtung und erfüllt keine Schutzfunktionen mehr, wodurch sich der Korrosionszustand von unterirdischen Gasleitungen erheblich verschlechtert.
Zur Bestimmung des Korrosionszustands von Hauptgasleitungen wird derzeit die Inline-Fehlerdetektion (ITD) eingesetzt, die den Ort und die Art von Korrosionsschäden mit ausreichender Genauigkeit bestimmt, wodurch ihre Entstehung und Entwicklung verfolgt und vorhergesagt werden kann.
Eine bedeutende Rolle bei der Entwicklung von Korrosionsprozessen spielt das Vorhandensein von Grundwasser (Bodenelektrolyt), und es ist zu beachten, dass die Korrosionsrate nicht in ständig bewässerten oder trockenen Böden, sondern in Böden mit periodischer Feuchtigkeit stärker zunimmt.
eine Impulsänderung der Temperatur der Gasleitung und Feuchtigkeitsschwankungen in der korrosionsaktiven Bodenschicht. Die quantitativen Parameter der gepulsten Temperaturwirkung auf die Aktivierung von Korrosionsprozessen wurden jedoch nicht bestimmt.
Die Verlegung von Hauptgasleitungen unter gepulster thermischer Belastung und die Vorhersage des Korrosionszustands von Pipelines sind für die Gastransportindustrie relevant.
Entwicklung und Verbesserung von Methoden zur Bestimmung des Korrosionszustands von Abschnitten von Hauptgasleitungen für deren rechtzeitige Rücknahme zur Reparatur.
Hauptsächlich Aufgaben:
1 Bestimmung von Änderungen des elektrischen Widerstands des Bodens um die Hauptgasleitung und Analyse der Merkmale von Korrosionsprozessen beim Pipelinetransport.
2 Untersuchung unter Laborbedingungen der Wirkung gepulster thermischer Wirkungen des gepumpten Gases und der Feuchtigkeit auf die korrosive Aktivität des Bodens, der die unterirdische Gasleitung umgibt.
3 Untersuchung der Bildung und Entwicklung von Korrosionsfehlern an der Hauptgasleitung und Vorhersage ihres Korrosionszustands anhand der Daten der Inline-Fehlererkennung.
Entwicklung einer Methode zur Einstufung von Abschnitten von Hauptgasleitungen auf der Grundlage der Prognose ihres Korrosionszustands für die Instandsetzung.
Wissenschaftliche Neuheit 1 Die Änderung wurde bestimmt und Diagramme des spezifischen elektrischen Widerstands des Bodens wurden in Abhängigkeit von der Feuchtigkeit entlang des Umfangs der unterirdischen Gasleitung mit großem Durchmesser aufgetragen.
2 Die Tatsache der Aktivierung von Korrosionsprozessen mit einer Impulsänderung der Temperatur des gepumpten Gases gegenüber einer stabilen Temperatureinwirkung wurde experimentell nachgewiesen und der Temperaturbereich bestimmt, in dem sich die maximale Korrosionsrate unter einer instabilen (Impuls) Temperatur entwickelt. Temperatureffekt.
3 Es wurde eine funktionale Abhängigkeit ermittelt, um die Bildung und Entwicklung von Korrosionsfehlern an Hauptgasleitungen vorherzusagen.
Praktischer Wert Arbeit Basierend auf den durchgeführten Recherchen ist die Unternehmensnorm RD 3-M-00154358-39-821-08 „Methodik zur Einstufung von Gaspipelines der OOO Gazprom transgaz Ufa“ auf der Grundlage der Ergebnisse der In-Pipe-Fehlersuche herauszubringen Reparatur" entwickelt, wonach die Abschnitte der Hauptgasleitungen zwischen den Kranstationen Knotenpunkte sind, um die Reihenfolge ihrer Ausgabe zur Reparatur zu bestimmen.
Forschungsmethoden Die in der Arbeit gestellten Probleme wurden mithilfe der Ähnlichkeitstheorie gelöst, indem die Bedingungen des Wärme- und Stoffaustausches einer unterirdischen Gasleitung mit dem umgebenden Erdreich modelliert wurden.
Die Ergebnisse der diagnostischen Arbeit wurden nach der Methode der kleinsten Quadrate mit einer Korrelationsanalyse verarbeitet. Die Berechnungen wurden mit dem Softwarepaket StatGraphics Plus 5.1 durchgeführt.
Zur Verteidigung genommen:
Ergebnisse von Studien zu Änderungen des elektrischen Widerstands des Bodens in Abhängigkeit von der Feuchtigkeit entlang des Umfangs der Hauptgasleitung;
Ergebnisse von Laboruntersuchungen zu gepulsten thermischen Effekten auf die Aktivierung von Korrosionsprozessen an einer Stahlrohrleitung;
- eine Methode zur Einstufung der Abschnitte der Hauptgaspipelines, um sie zur Reparatur herauszubringen.
Hauptergebnisse Dissertationsarbeit, die in 30 wissenschaftlichen Arbeiten veröffentlicht wurde, darunter vier Artikel in führenden, von Experten begutachteten wissenschaftlichen Zeitschriften, 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, Anwendungen, einem bibliographischen Verzeichnis der verwendeten Literatur mit 141 Titeln, ist auf 146 Seiten maschinengeschriebenen Textes angelegt, enthält 29 Abbildungen und 28 Tabellen.
Approbation der ArbeitÜber die Hauptmaterialien der Dissertation wurde berichtet:
Wissenschaftlich-technischer Rat von JSC „Gazprom“ „Entwicklung und Implementierung von Technologien, Ausrüstung und Materialien für die Reparatur von Isolierbeschichtungen und defekten Rohrabschnitten, einschließlich SCC-Defekten, an den Hauptgasleitungen von JSC „Gazprom“, Ukhta, 2003;
- wissenschaftlich-technische Konferenz junger Spezialisten von OAO Gazprom
"Neue Technologien in der Entwicklung der Gasindustrie", Samara, 2003;
Wissenschaftlich-praktische Konferenz "Probleme und Methoden zur Gewährleistung der Zuverlässigkeit und Sicherheit von Objekten des Pipelinetransports von Kohlenwasserstoffrohstoffen", State Unitary Enterprise IPTER, Ufa, 2004;
International Scientific and Technical Conference Synergetics II“, UGNTU, Ufa, 2004;
2. internationale wissenschaftlich-technische Konferenz „Nowoselowsk-Lesungen“, UGNTU, Ufa, 2004;
Wissenschaftlich-technische Konferenz junger Manager und Branchenspezialisten unter modernen Bedingungen“, Samara, 2005;
Pipelinetransport“, UGNTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;
Wissenschaftlich-praktische Konferenz junger Wissenschaftler und Spezialisten der OAO Gazprom „Innovationspotenzial junger Wissenschaftler und Spezialisten der OAO Gazprom“, Moskau, 2006;
Konferenzen für die beste wissenschaftliche und technische Jugendentwicklung zu den Problemen des Brennstoff- und Energiekomplexes "TEK-2006", Moskau, 2006;
- Konferenzen 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 der Gaspipelines wurde in theoretischen und experimentellen Studien von Wissenschaftlern entwickelt, die direkt mit den Problemen des Pipelinetransports befasst sind: A.B. Ainbinder, M.Z. Asadullina, V.L. Beresina, 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. Khalyeva, V. V. Khariyonovsky und andere.
Somit ist die unterirdische Korrosion von Metallen eine der komplexesten Arten der elektrochemischen und biologischen Korrosion.
Zur Beurteilung der Korrosion von Metallen gibt es laut behördlichen Unterlagen verschiedene Indikatoren (Abnahme der Metallmasse über eine gewisse Zeit, Abnahme der Rohrwandstärke, Schalenwachstumsrate etc.). Diese Werte sind Indikatoren für die Korrosionsbeständigkeit von Metallen in bestimmten Bodenarten.
1.1.1 Charakteristische Korrosionsfehler an einem Stahlrohr Die Arbeit betrachtet die von der VTD festgestellten Korrosionsfehler und die Merkmale ihrer Erscheinung in Verbindung mit dem Zustand der isolierenden Beschichtung.
Die Betriebserfahrung zeigt, dass in den Abschälzonen der Folienisolierung, die im Modus der periodischen Grundwasserbenetzung stehen, Schäden in Form großflächiger ineinandergreifender Geschwüre (allgemeine Korrosion) entstehen.
Der kathodische Schutz der Delaminationszonen der Folienisolation wird einerseits durch eine dielektrische Abschirmung in Form einer Polyethylenfolie erschwert, andererseits durch instabile Elektrolytparameter, die dem kathodischen Polarisationsstrom das Leben schwer machen durch die Lücke in die Zone der Keimbildung und Entwicklung von Kolonien von Geschwüren oder Rissen zu gelangen. Infolgedessen wird die Entwicklung von Unterschichtkorrosion häufig in Form einer Kette ineinandergreifender Hohlräume beobachtet, deren Geometrie den Weg der Elektrolytbewegung unter der Isolierung wiederholt.
Es ist allgemein bekannt, dass die Bitumen-Gummi-Dämmung nach 10-15 Jahren Betrieb in überschwemmten Böden die Haftung an der Metalloberfläche verliert.
Korrosion unter bituminöser Dämmung entsteht jedoch in vielen Fällen nicht. Es entwickelt sich nur in Fällen, in denen der kathodische Schutz nicht gut funktioniert oder fehlt. Die Schutzwirkung wird durch die Bildung einer ionischen Querleitfähigkeit der Bitumenisolierung während des Langzeitbetriebs der Gasleitung erreicht. Ein direkter Beweis dafür ist die Verschiebung des pH-Werts des Bodenelektrolyts unter der Schicht der bituminösen Beschichtung um bis zu 10-12 Einheiten als Folge der Reaktion mit Sauerstoffdepolarisation.
Einen bedeutenden Platz in der Anzahl der Schäden nimmt die lokale Lochfraßkorrosion in Form einzelner Hohlräume ein, die 23-40% der Gesamtzahl der Schäden ausmacht. Es kann argumentiert werden, dass, ceteris paribus, die Tiefe der lokalen Korrosionsschäden integral die Wirksamkeit der Maßnahme bewertet Kathodenschutz durch Isolationsfehler.
1.2 Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung Die Hauptanforderung an Schutzbeschichtungen ist der zuverlässige Korrosionsschutz von Rohrleitungen über die gesamte Lebensdauer.
Weit verbreitete Dämmstoffe können bedingt in zwei große Gruppen eingeteilt werden:
Polymere, einschließlich Isolierbänder, extrudierte und gespritzte Polyethylen-, Epoxid- und Polyurethanmaterialien;
- Bitumenkitt mit Umhüllungsmaterialien, kombinierte Mastixbeschichtungen.
Polymere Isolierbänder werden seit den 60er Jahren des letzten Jahrhunderts häufig zur Isolierung von Rohrleitungen während ihres Baus und ihrer Reparatur verwendet. Laut werden 74 % aller gebauten Rohrleitungen mit Polymerbändern isoliert. Beschichtungen aus polymeren Isolierbändern sind mehrschichtige Systeme, die aus einer Trägerfolie, einer Klebeschicht und einer Haftprimerschicht (Primer) bestehen. Diese Schutzmaterialien sind nur eine Diffusionsbarriere, die das Eindringen eines korrosiven Mediums auf die Metalloberfläche der Rohrleitung verhindert, und daher ist ihre Lebensdauer begrenzt.
Darüber hinaus sind die Nachteile von Filmbeschichtungen:
- Adhäsionsinstabilität;
- Zerbrechlichkeit der Beschichtung;
- relativ hohe Kosten.
Die Instabilität der Haftung und damit die Brüchigkeit der Beschichtung geht mit einer unbedeutenden Dicke der Klebeschicht einher.
Die Klebebasis von klebrigen Folienmaterialien ist eine Lösung von Butylkautschuk in organischen Lösungsmitteln mit bestimmten Additiven. Insofern erfolgt die Alterung der Klebeschicht wesentlich schneller als die Polymerbasis.
Mit einer Abnahme der Betriebseigenschaften der Isolierung auf 50 % der Ausgangswerte nimmt die Wirksamkeit der Beschichtung als Korrosionsschutzbarriere stark ab.
Forschungsergebnisse zeigen, dass 73 % aller Ausfälle an den wichtigsten Gaspipelines in Kanada auf Spannungskorrosion zurückzuführen sind, die unter Polyethylenfolienbeschichtungen auftritt. Es wurde festgestellt, dass unter einlagigen Polyethylenbeschichtungen fünfmal mehr Spannungsrisskorrosion entsteht als unter bituminösen Beschichtungen. Bei zweilagigen Filmbeschichtungen ist die Zahl der Spannungsrisskorrosionskolonien pro Meter Rohr neunmal höher als bei Beschichtungen auf Bitumenbasis.
Die Lebensdauer von Polymer-Isolierbändern beträgt 7-15 Jahre.
Die Einschränkung und in einigen Fällen der Ausschluss der Verwendung von Polymer-Isolierbändern gemäß GOST R 51164 ist mit einer kurzen Lebensdauer verbunden.
Basierend auf den Erfahrungen mit der Nachisolierung von Hauptgasleitungen wurde festgestellt, dass in Bereichen mit werkseitiger Isolierbeschichtung keine SCC-Fehler und Korrosion festgestellt wurden.
Die Betrachtung der Leistungsmerkmale der am weitesten verbreiteten Korrosionsschutzbeschichtungen lässt den Schluss zu, dass sie keine Eigenschaften aufweisen, die die Anforderungen an Dämmstoffe zum Schutz der Pipeline vor Bodenkorrosion vollständig erfüllen würden:
- Haftung auf Metallen;
- mechanische Festigkeit;
Chemische Beständigkeit gegen korrosive Mittel - Sauerstoff, wässrige Lösungen von Salzen, Säuren und Basen usw.
Die angegebenen Parameter bestimmen die Fähigkeit des Korrosionsschutzmaterials, Korrosion und Spannungskorrosion von Gaspipelines zu widerstehen.
Eine Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung auf Gasleitungen mit einer Filmisolierbeschichtung der Streckenanwendung tritt aus vielen Gründen auf, die die Qualität der Schutzeigenschaften sowohl unabhängig voneinander als auch in Kombination beeinflussen. Berücksichtigen Sie die Gründe für die Auswirkungen auf die Filmisolierbeschichtung.
Vertikaler Bodendruck auf der Gasleitung.
Aufgrund der Tatsache, dass der Bodendruck entlang des Rohrumfangs ungleichmäßig verteilt ist, fallen die problematischsten Zonen der Delamination und der Bildung von Wellen der Isolierbeschichtung auf die Positionen von 3-5 Stunden und 7-9 Stunden entlang des Gasstroms. mit bedingter Einteilung des Rohrleitungsumfangs in Sektoren (obere Mantellinie 0 Uhr, untere 6 Uhr). Dies liegt daran, dass auf die isolierende Ummantelung der oberen Rohrhälfte der größte und relativ gleichmäßige Bodendruck wirkt, der die Folienummantelung dehnt und die Bildung von Wellen und Delaminationen in diesem Bereich verhindert. In der unteren Hälfte des Rohres ist das Bild anders: Bei einer Position von etwa 6 Uhr liegt das Rohr auf der Grabensohle auf, weshalb die Wahrscheinlichkeit einer Wellung vernachlässigbar ist. In der 3-5-Uhr-Position ist der Bodendruck minimal, da das Rohr an dieser Stelle mit dem Boden in Kontakt steht und vom Rand des Grabens verfüllt wird (siehe Abbildung 1.1). So kommt es im Bereich von 3-5 Stunden entlang des Umfangs der Pipeline zu einer Verschiebung der Filmbeschichtung mit Wellenbildung. Dieser Bereich kann als am anfälligsten für das Auftreten und die Entwicklung von Korrosionsprozessen angesehen werden.
Lineare Ausdehnung von Paarungsmaterialien.
Einer der Gründe für die Wellenbildung auf der Folienisolierbeschichtung ist der unterschiedliche Längenausdehnungskoeffizient von Materialien, Folienband und Rohrmetall.
Analysieren wir, wie sich die Temperatureinwirkung auf das Rohrmetall und das Folienband in den „heißen“ Abschnitten einer Gasleitung mit großem Durchmesser (Gasleitungsaustritt aus der Verdichterstation) unterscheidet.
Abbildung 1.1 - Schema des Auftretens von Wellen auf der Filmisolierbeschichtung 1 - Gasleitung; 2 - der Ort der wahrscheinlichen Bildung von Wellen; 3 - Pipeline-Stützzone Temperaturwerte der Rohrmetall- und Folienisolierung während der Anwendung können gleich der Umgebungstemperatur und während des Betriebs - gleich der Gastemperatur in der Gasleitung genommen werden.
Den Daten zufolge beträgt die Längenzunahme der Stahlblech- und Folienisolierung entlang des Umfangs eines Rohrs mit einem Durchmesser von 1420 mm bei einer Temperaturänderung von 20 auf C (Gastemperatur) 1,6 mm bzw. 25,1 mm mm.
Somit kann sich die Folienisolierung in den "heißen" Abschnitten um mehrere zehn Millimeter mehr als das Stahlblech ausdehnen, wodurch reale Bedingungen für die Bildung von Delaminationen mit der Bildung von Wellen geschaffen werden, insbesondere in den Richtungen des geringsten Widerstands an den Positionen 3-5 und 7-9 Uhr des Umfangs einer Gaspipeline mit großem Durchmesser.
Schlechter Primerauftrag auf der Pipeline.
Die Haftqualität der isolierenden Beschichtung bestimmt deren Lebensdauer.
Eine unzureichende Beimischung von Bitumen in das Lösungsmittel bei der Herstellung der Grundierung oder die Lagerung in kontaminierten Behältern führt zu einer Verdickung der Grundierung und wird daher ungleichmäßig oder mit Flecken auf die Rohrleitung aufgetragen.
Bei Straßenverhältnissen beim Auftragen verschiedene Sorten Primer auf der nassen Oberfläche von Rohren und bei windigem Wetter können sich Luftblasen in der Primerschicht bilden, die die Haftung des Primers auf dem Metall verringern.
Bei ungenügendem oder ungleichmäßigem Auftrag der Grundierung auf das Rohr, das Planentuch ist schief, es ist stark verschmutzt und abgenutzt, es können sich Lücken in der Grundierungsschicht bilden.
Darüber hinaus gibt es einen erheblichen Nachteil in der Technologie des Aufbringens von gewalzten Isolierbeschichtungen. Bei Isolierarbeiten reicht die Zeitspanne zwischen dem Auftragen der Grundierung auf das Rohr und dem Wickeln des Polyethylenbandes nicht aus, um das in der Grundierung enthaltene Lösungsmittel zu verdunsten.
Die Polyethylenfolie mit geringer Durchlässigkeit verhindert das Verdunsten des Lösungsmittels, darunter entstehen zahlreiche Blasen, die die Haftverbindung zwischen den Lackschichten aufbrechen.
Im Allgemeinen reduzieren diese Faktoren die Qualität der isolierenden Beschichtung erheblich und führen zu einer Verringerung ihrer Lebensdauer.
1.3. Korrosive Aggressivität von Böden Wenn die isolierende Beschichtung ihre schützenden Eigenschaften verliert, ist eine der Hauptursachen für das Auftreten und die Entwicklung von Korrosion und Spannungskorrosion die korrosive Aggressivität von Böden.
Die Korrosion von Metallen in Böden wird direkt oder indirekt von vielen Faktoren beeinflusst: chemische und mineralogische Zusammensetzung, granulometrische Zusammensetzung, Feuchtigkeit, Luftdurchlässigkeit, Gasgehalt, chemische Zusammensetzung von Porenlösungen, pH und eH des Mediums, Menge an organischer Substanz, mikrobiologische Zusammensetzung, elektrische Leitfähigkeit von Böden, Temperatur, gefrorener oder aufgetauter Zustand. All diese Faktoren können an einem bestimmten Ort sowohl einzeln als auch gleichzeitig wirken. Derselbe Faktor kann in verschiedenen Kombinationen mit anderen in einigen Fällen die Geschwindigkeit der Metallkorrosion beschleunigen und in anderen Fällen verlangsamen. Daher ist die Bewertung der korrosiven Aktivität der Umgebung durch einen einzigen Faktor unmöglich.
Es gibt viele Methoden zur Bewertung der Bodenaggressivität. Der Satz von bestimmten charakteristischen Parametern bei der allgemeinen Bewertung der Aggressivität des Bodens umfasst ein solches Merkmal wie den elektrischen Widerstand (siehe Tabelle 1.1).
Tabelle 1.1 - Die korrosiven Eigenschaften von Böden werden anhand des Werts des spezifischen elektrischen Widerstands des Bodens in Ohm m geschätzt. Gemäß dem spezifischen Boden, Ohm m, ist der Bodenwiderstand kein Indikator für seine korrosive Aktivität, sondern ein Zeichen, das markiert Bereiche, in denen intensive Korrosion stattfinden kann". Ein niedriger ohmscher Widerstand weist nur auf die Möglichkeit von 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 eine aktive Korrosion möglich, aber saure Verbindungen reichen oft nicht aus, um den ohmschen Widerstand zu senken. 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 ziemlich genau bestimmt.
Am meisten wichtige Faktoren Die Korrosivität des Bodens ist seine Struktur (siehe Tabelle 1.2) und die Fähigkeit, Wasser und Luft zu passieren, Feuchtigkeit, pH- und Säuregehalt, Redoxpotential (eH), Zusammensetzung und Konzentration der im Boden vorhandenen Salze. Dabei kommt nicht nur Anionen (Cl-; SO 2; NO 3 etc.) eine wichtige Rolle zu, sondern auch Kationen, die zur Bildung von Schutzfilmen und zur elektrischen Leitfähigkeit des Bodens beitragen.
Im Gegensatz zu flüssigen Elektrolyten weisen Böden sowohl auf der Mikroskala (Bodenmikrostruktur) als auch auf der Makroskala (Wechsel von Linsen und Gesteinsschichten mit unterschiedlichen lithologischen und physikalisch-chemischen Eigenschaften) eine heterogene Struktur auf. Flüssigkeiten und Gase in Böden haben eine begrenzte Fähigkeit, sich zu bewegen, was den Mechanismus der Sauerstoffversorgung der Metalloberfläche kompliziert und die Geschwindigkeit des Korrosionsprozesses beeinflusst, und Sauerstoff ist bekanntlich der Hauptstimulator der Metallkorrosion.
Tabelle 1.3 enthält Angaben zur Korrosivität von Böden in Abhängigkeit von pH-Wert und Gehalt chemische Elemente.
SeverNIPIgaz führte Studien zur Verknüpfung von Unfällen durch. (39 Unfälle) wurde die chemische Zusammensetzung von Boden und Bodenelektrolyten untersucht. Die Verteilung der Unfälle durch SCC nach aggregierten Bodenarten ist in Abbildung 1.2 dargestellt.
Tabelle 1.3 - Korrosive Aktivität von Böden in Abhängigkeit von pH-Wert und Gehalt an chemischen Elementen. Vereinzelte Unfälle treten in Sanden und sumpfigen Böden auf. Um die Anzahl der Unfälle aufgrund von SCC zu verringern, ist es daher erforderlich, die Zusammensetzung des Bodens zu kontrollieren, was in der Entwurfsphase eines neuen Gasleitungszweigs erfolgen kann. Es zeigt auch die Notwendigkeit von Bodenuntersuchungen bei der Analyse und Auswahl von Standorten für Bau und Wiederaufbau.
Abbildung 1.2 – Verteilung der Unfälle aufgrund von SCC für 1995–2004 nach Bodenfeuchtigkeitsanteilen große Rolle im Zuge von Korrosionsprozessen. Bei geringer Luftfeuchtigkeit ist der elektrische Widerstand des Bodens hoch, was zu einer Wertminderung des fließenden Korrosionsstroms führt. Bei hoher Luftfeuchtigkeit nimmt der elektrische Widerstand des Bodens ab, aber die Diffusion von Sauerstoff zur Metalloberfläche wird stark behindert, wodurch sich der Korrosionsprozess verlangsamt. Es besteht die Meinung, dass die maximale Korrosion bei einer Feuchtigkeit von 15-20%, 10-30% beobachtet wird.
1.4 Gründe für die Bildung von makrokorrosiven Elementen auf der Außenfläche der Gasleitung.
1.4.1 Bedingungen für die Bildung makrokorrosiver Elemente auf der Außenfläche der Gasleitung Metallkorrosionsschäden treten an der Außenfläche der Gasleitung an Stellen auf, an denen die isolierende Beschichtung gebrochen ist, trotz vorhandenem kathodischen Schutz des Gases Pipeline. Oft werden diese Phänomene in den Anfangsabschnitten von Gaspipelines (10-20 km nach dem Ausgang der Kompressorstation) mit unebenem Gelände beobachtet, das auf Schluchten, Schluchten und Orte mit periodischer Feuchtigkeit beschränkt ist.
Die Analyse und Verallgemeinerung zahlreicher Materialien zeigt, dass das Verhalten des Grundwassers unter der thermischen Wirkung der Gaspipeline die Aktivierung von Korrosionsprozessen beeinflusst, die durch den kombinierten Einfluss (oder das Zusammentreffen) von mindestens drei Faktoren zunimmt:
- Impulsänderung der Temperatur der Gasleitung;
- Verletzungen der Isolierbeschichtung der Gasleitung;
- großer Rohrleitungsdurchmesser.
1. Der grundlegende Unterschied zwischen dem Anfangsabschnitt und dem Endabschnitt (bei fehlender oder stabiler Gasentnahme entlang der Trasse) besteht darin, dass im Anfangsabschnitt der Gasleitung Schwankungen oder Impulsänderungen der Gastemperatur zu spüren sind maximal. Diese Schwankungen treten sowohl aufgrund eines ungleichmäßigen Gasverbrauchs als auch aufgrund der Unvollkommenheit des Luftkühlsystems für das der Gasleitung zugeführte Gas auf. Bei der Verwendung von Luftkühlern verursachen Wetterschwankungen der Lufttemperatur ähnliche Schwankungen der Gastemperatur und werden wie ein Wellenleiter direkt auf den Anfangsabschnitt der Gasleitung übertragen (dieses Phänomen ist besonders deutlich in den ersten 20 ... 30 km des Gas-Pipeline).
In den Experimenten von Ismagilov I.G. Es wurde aufgezeichnet, dass eine Temperaturwelle von 5 0 ° C, die künstlich durch das Abschalten des Luftkühlsystems am Polyanskaya CS erzeugt wurde, mit einer Amplitudenabnahme auf 2 0 ° C zur nächsten Station des Moskovo CS überging. Bei Ölpipelines, bei denen die Durchflussraten aufgrund der Trägheit des Pumpprodukts um eine Größenordnung niedriger sind, wird dieses Phänomen nicht beobachtet.
2. Wenn die isolierende Beschichtung gebrochen ist, bilden sich makrokorrosive Elemente auf der Außenfläche der Rohrleitung. Dies geschieht in der Regel in Bereichen mit einer starken Änderung der Umgebungsparameter: dem ohmschen Widerstand von Böden und korrosiven Umgebungen (Abbildung 1.3 und Abbildung 1.4).
Abbildung 1.3 – Modell eines mikrokorrosiven Elements 3. Die Wirkung des „großen Durchmessers“. Die geometrischen Parameter der heißen Pipeline sind so, dass sich sowohl die Temperatur als auch die Bodenfeuchte und damit andere Eigenschaften: ohmscher Widerstand des Bodens, Eigenschaften von Bodenelektrolyten, Polarisationspotentiale usw. entlang des Umfangs ändern.
Die Luftfeuchtigkeit um den Umfang variiert von 0,3 % bis 40 % und bis zur vollen Sättigung. In diesem Fall ändert sich der Bodenwiderstand um das …100-fache.
Abbildung 1.4 – Modell makrokorrosiver Elemente Studien 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 einer Erhöhung des Auflösungsstroms und verschiebt den Potentialbereich des Anodenstroms in den negativen Bereich. Eine Temperaturerhöhung führt nicht nur zu einer Änderung der Geschwindigkeit elektrochemischer Prozesse, sondern verändert auch die pH-Werte der Lösung.
Mit steigender Temperatur der Carbonatlösung verschiebt sich das Potential des mit der Oxidbildung verbundenen maximalen Anodenstroms bei einer Temperaturerhöhung um 10 °C in Richtung negative Werte Potential bei 25 mV.
Aufgrund der Heterogenität des Bodens, Änderungen seiner Feuchtigkeit und Belüftung, ungleichmäßiger Verdichtung, Vergärung und anderer Effekte sowie Fehlern im Metall selbst entstehen eine Vielzahl von makrokorrosiven Elementen. Gleichzeitig sind die Anodenabschnitte, die ein positiveres Potential haben, anfälliger für Korrosionsschäden als die Kathodenabschnitte, was durch die pulsierende thermische Einwirkung der Gasleitung auf Migrationsvorgänge im Bodenelektrolyt begünstigt wird.
Schwankende Prozesse von Temperatur und Feuchtigkeit im Boden provozieren allgemeine Korrosion. An der Oberfläche lokalisierte Makrokorrosionselemente entwickeln sich entsprechend dem Szenario von SCC oder Lochfraßherden. Die Allgemeinheit des elektrochemischen Prozesses, der zur Bildung von Korrosionsnarben und Rissen führt, ist in angegeben.
Es sind thermodynamische Nichtgleichgewichtsprozesse, die intensiver und mit maximaler Wirkung der Manifestation der Hauptmerkmale auftreten. Bei gepulster Temperatureinwirkung auf den Boden ändern sich nahezu synchron die Parameter, die seine Korrosivität bestimmen. Da dieser Prozess während der gesamten Betriebszeit der Gaspipeline unter starkem Einfluss der dominanten Parameter stattfindet, wird die Position des Makroelements ziemlich eindeutig und in Bezug auf die geometrischen Markierungen festgelegt.
Wie sich aus dem thermokapillaren Filmbewegungsmechanismus erklären lässt, tritt die kontinuierliche Schwingungsbewegung der Bodenfeuchte während der gesamten Betriebszeit der Gaspipeline auf.
Selbst bei kathodischem Schutz der Gasleitung treten daher an Stellen, an denen die Isolierbeschichtung einer Gasleitung mit großem Durchmesser beschädigt ist, aufgrund der ungleichmäßigen Verteilung der Bodenfeuchtigkeit entlang des Rohrumfangs zwangsläufig makrokorrosive Elemente auf. Bodenkorrosion des Rohrmetalls hervorrufen.
Einer von wichtige Bedingungen Das Auftreten von Korrosionsprozessen ist das Vorhandensein von dissoziierten Ionen im Bodenelektrolyten.
Ein bisher nicht berücksichtigter Faktor, der den Verlauf von Nichtgleichgewichtsprozessen bestimmt, ist die pulsierende Temperatureinwirkung von Gas auf die Pipelinewand und die pulsierende Änderung des Feuchtigkeitsgehalts des an die Pipeline angrenzenden Erdreichs.
1.4.2 Änderungen des elektrischen Widerstands des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens während der Bewegung von Feuchtigkeit in der korrosiven Bodenschicht führen zu einer diskreten Zunahme des Fehlers. Wie in gezeigt, wird dieser Prozess durch die gepulste thermische Einwirkung der Gaspipeline auf Migrationsprozesse im Bodenelektrolyten erleichtert.
Als Ergebnis der Lösung des inversen Problems der Wärmeleitfähigkeit für die Bedingungen des Abschnitts des Urengoi-Gaspipeline-Korridors auf der Strecke Polyana-Moskovo wurde das zeitliche Verteilungsmuster der Bodenfeuchtigkeit W entlang des Pipeline-Umfangs bestimmt.
Untersuchungen haben gezeigt, dass bei einer Impulserhöhung der Temperatur Feuchtigkeit aus dem Rohr abfließt und bei einer anschließenden Temperaturabnahme der Rohrleitungswand die Feuchtigkeit der angrenzenden aktiven Bodenschicht zunimmt.
Entlang des Umfangs des Rohrabschnitts ändert sich auch die Feuchtigkeit (Abbildung 1.5). Häufiger wird die höchste Feuchtigkeit entlang der unteren Erzeugenden der Pfeife in der 6-Uhr-Position beobachtet. Die größten Feuchtigkeitsschwankungen werden an den Seitenflächen des Rohres registriert, wo die Migrationsprozesse am ausgeprägtesten sind.
In Fortführung dieser Arbeiten (unter Beteiligung des Antragstellers) wurden Untersuchungen durchgeführt und der elektrische Widerstand der korrosiven Erdschicht um die Rohrleitung herum bestimmt und Diagramme der elektrischen Leistung erstellt.
der elektrische Widerstand des Bodens entlang des Umfangs der Gaspipeline Du 1400. Sie wurden zu verschiedenen Zeitpunkten gebaut, basierend auf den Ergebnissen eines industriellen Experiments auf dem Abschnitt der PolyanaMoskovo-Gaspipeline des Urengoy-Korridors, die zeigten, dass sie in Betrieb sind Temperaturen von 30 ... 40 °C bleibt der Boden unter dem Rohr immer feucht, während mit der Zeit, wie oberhalb des oberen Teils des Rohres, die Bodenfeuchte deutlich abnimmt.
24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 - quasistationärer Betrieb 07.04.00 - nach Abschaltung einer Kompressorwerkstatt
Tabelle 1.4 – Änderung der Bodenfeuchte und des spezifischen Widerstands entlang des Rohrumfangs Datum tr, gr tv, gr Q, W/m.gr
Die dargestellte Abbildung 1.5 zeigt, dass die günstigsten Bedingungen für das Auftreten von allgemeinen Korrosionsfehlern und SCC im unteren Viertel des Rohres an den Positionen 5 ...
Bei der Erstellung eines Diagramms des spezifischen Bodenwiderstands el entlang der Rohrkontur wurde ein Diagramm des spezifischen Bodenwiderstands gegen den Feuchtigkeitsgehalt verwendet (Abbildung 1.6).
B zeigt, dass im Winter am Anfangsabschnitt der Gasleitung, wo die Temperaturen bei 25–30 °C und darüber gehalten werden, Schnee auftaut und lange ZeitÜber der Pipeline wird eine Zone mit wassergesättigtem Boden aufrechterhalten, die für eine Wiederauffüllung sorgt und auch die korrosive Aktivität von Böden verstärkt.
Die Einwirkungs- oder Durchgangszeit eines thermischen Impulses wird durch Schwankungen gemessen). Diese Zeit reicht völlig aus, damit Mikroausgleichsströme über eine kleine Lücke fließen können. Die Daten in den Abbildungen 1.5, 1.6 und in Tabelle 1.4, die unter industriellen Bedingungen für eine Gasleitung mit einem Durchmesser von 1420 mm erhalten wurden, zeigen, dass sich aufgrund von Feuchtigkeitsänderungen entlang des Rohrumfangs die lokale korrosive Aktivität von Böden ändert, die vom ohmschen Widerstand abhängt, siehe Tabelle 1.5.
Tabelle - 1.5 Korrosionsaktivität von Böden in Bezug auf Kohlenstoffstahl in Abhängigkeit von ihrem spezifischen elektrischen Widerstand Spezifischer Widerstand, Ohm.m Abbildung 1.6 - Abhängigkeit des spezifischen elektrischen Widerstands von Lehmboden von der Feuchtigkeit Novopskov, der sich an einem ziemlich trockenen Ort befindet, am höchsten Punkt über der Schlucht. Die Isolierung der Rohrleitung in diesem Abschnitt war in einem zufriedenstellenden Zustand.
In Schluchten und Schluchten, wo die Feuchtigkeitsänderung stärker ausgeprägt ist, sollten diese Effekte stärker ausgeprägt sein. Dieses Muster ist typisch für den Fall von homogenem Boden entlang des Rohrumfangs. Bei heterogen klumpigen Verfüllböden wird der ohmsche Widerstand der Komponenten stark variieren. Abbildung 1.7 zeigt Diagramme der Abhängigkeit des spezifischen Widerstands verschiedener Böden von der Feuchtigkeit.
Daher treten bei einem Wechsel des Bodens Diskontinuitäten im Diagramm des spezifischen elektrischen Widerstands auf, und makrokorrosive Elemente werden deutlich gekennzeichnet.
Somit führt eine Änderung der Temperatur eines Mikroelements zu einer Änderung des Feuchtigkeitspotentials und des elektrischen Widerstands. Diese Phänomene ähneln denen, die auftreten, wenn der Installationsmodus des kathodischen Schutzes geändert wird. Eine Potentialverschiebung oder Totpunktkreuzung entspricht einer kathodischen Schutzauslösung und verursacht Mikroausgleichsströme.
Die Entwicklung von Korrosionsprozessen im gepulsten Temperaturbereich führt zu Erosion oder Korrosionsrissen des Rohrmetalls.
Eine Situation entsteht, wenn der Widerstand gegen die Bewegung von Ionen im Bodenelektrolyten entlang des Umfangs des Rohrs variabel ist. Je höher der betrachtete 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 Abnahme oder Annäherung an die Position auf der Rohrleitungskontur, die 5 ... Stunden entspricht, nimmt die Geschwindigkeit der anodischen Reaktion zu.
In der 6-Uhr-Position ist der Boden verdichtet, es kommt häufig zu Verharzungen, der Sauerstoffzugang zur Rohrleitung ist erschwert, wodurch die Elektronenadditionsreaktion Abbildung 1.7 - Abhängigkeit des Bodenwiderstands von deren Feuchtigkeitsgehalt:
1 - sumpfig; 2 - sandig; 3 - lehmig.
(Wasserstoff- oder Sauerstoffdepolarisation) schreitet langsamer voran. Im Bereich mit begrenztem Zugang zu Sauerstoff ist das Potential des korrosiven Elements weniger positiv, und der Bereich selbst wird zur Anode.
Unter solchen Bedingungen läuft der Korrosionsprozess mit kathodischer Kontrolle ab, was typisch für die meisten dicht befeuchteten Böden (Schluchten, Schluchten) ist.
Hier kann davon ausgegangen werden, dass die Natur von Mikroausgleich und Ausgleichsströmen identisch ist. Aber Mikroausgleichsströme sind flüchtig und haben wenig Trägheit und sind daher zerstörerischer.
Der Boden ist ein kapillarporöser Körper. Im isothermen Modus erfolgt die Bewegung von Feuchtigkeit im Boden unter Einwirkung von Elektroosmose und hydromechanischer Filtration. Beim Fließen eines beträchtlichen Anodenstroms findet eine elektroosmotische Destillation von Feuchtigkeit von der Anode zur Kathode statt. Unter bestimmten Bedingungen kann ein Gleichgewicht zwischen elektroosmotischer und hydromechanischer Filtration auftreten.
Viel komplizierter sind die Prozesse der Bewegung von Bodenfeuchtigkeit (Elektrolyten) in nicht isothermen Gebieten, insbesondere in instationären Modi. Hier kommt es in der Nähe des Rohres bei Vorhandensein eines Temperaturgradienten zu thermokapillaren oder thermokapillaren Filmbewegungen. Die Bewegungsrichtung von Wasser (Elektrolyt) fällt praktisch mit der Richtung des Wärmeflusses zusammen und wird hauptsächlich in radialer Richtung vom Rohr weg beobachtet. Konvektionsströme bei Temperaturen in der Größenordnung von 30–40 °C sind unbedeutend, aber nicht zu vernachlässigen, da sie die Feuchtigkeitsverteilung entlang der Rohrkontur und damit die Bedingungen für die Bildung galvanischer Paare beeinflussen.
Unter gepulster Temperatureinwirkung ändern sich Temperaturgradienten, was zu einer Umverteilung der Migrationsströme führt. In dem Bereich, in dem Bodenkorrosion auftritt, erfolgt die Bewegung von Feuchtigkeit in einem oszillierenden Modus unter Einwirkung der folgenden Kräfte:
- thermomotorisch, - kapillar, - elektroosmotisch, - filtrierend, - konvektiv usw.
Bei fehlender Filtration in der 6-Uhr-Position bildet sich eine „stagnierende Zone“.
In der Regel ist dies ein Bereich mit minimalen Steigungen, aus dem die Feuchtigkeitsableitung schwierig ist. Der Boden, der unter der unteren Erzeugenden ab der Position von 6 Uhr entnommen wurde, weist charakteristische Anzeichen von Vergärung auf, was auf eine geringe Aktivität von Korrosionsprozessen ohne Sauerstoff hinweist.
Die Ursache-Wirkungs-Beziehung besagt also, dass das Potentialfeld um die Gaspipeline ein Polarisationspotential bildet, das nicht nur über die Länge der Pipeline, sondern auch über den Querschnitt und die Zeit veränderlich ist.
Vom Standpunkt der traditionellen Karbonattheorie wird angenommen, dass der Korrosionsprozess verhindert werden kann, indem der Wert des Polarisationspotentials in der gesamten Pipeline genau gesteuert wird, was unzureichend zu sein scheint. Das Potential muss auch im Querschnitt des Rohres konstant sein. In der Praxis sind solche Maßnahmen jedoch schwer umzusetzen.
1.5 Einfluss von Temperatur und Temperaturschwankungen auf den Korrosionszustand der Gasleitung Temperaturbedingungen sich während des Betriebs des Hauptgasleitungssystems erheblich ändern. Während der jährlichen Betriebszeit variiert die Bodentemperatur in der Verlegetiefe H = 1,72 m der Pipelineachse (DN 1400) in einem ungestörten thermischen Zustand im Bereich der Bashkortostan-Gaspipelinetrasse innerhalb von +0,6 ... + 14,4 ° C. Im Laufe des Jahres ändert sich die Lufttemperatur besonders stark:
- Monatsmittel von -14,6…= +19,3 °C;
- absolutes Maximum +38 °C;
- absolutes Minimum - 44 °C.
Nahezu synchron zur Lufttemperatur ändert sich auch die Gastemperatur nach Passieren der Luftkühler (ACUs). Nach langjährigen Beobachtungen schwankt die technisch bedingte und von der Disposition erfasste Gastemperaturänderung nach dem Apparat zwischen +23 ... +39 °C.
bestimmt nicht nur die Art des Wärmeaustauschs zwischen der Gasleitung und dem Boden. Temperaturschwankungen bewirken eine Umverteilung der Feuchtigkeit im Erdreich und beeinflussen die Korrosionsprozesse von Rohrstählen.
Es gibt allen Grund zu der Annahme, dass die Aktivität von Korrosionsprozessen weniger direkt von der Temperatur als von ihren Schwankungen abhängt, da die Ungleichmäßigkeit thermodynamischer Prozesse einer der Gründe für die Aktivierung von Korrosionsprozessen ist.
Im Gegensatz zum Sprödbruch der Rohrleitung unter Einwirkung hoher Drücke oder Vibrationen, die schnell auftreten, sind korrosionszerstörende Prozesse träge. Sie sind nicht nur mit elektrochemischen oder anderen Reaktionen verbunden, sondern werden auch durch Wärme- und Stofftransport und die Bewegung von Bodenelektrolyten bestimmt. Daher kann eine zeitliche Änderung der Temperatur des aktiven Mediums über mehrere Tage (oder Stunden) als Impuls für ein korrosives Mikro- oder Makroelement angesehen werden.
Die Zerstörung von Gaspipelines aufgrund von SCC erfolgt in der Regel an den Anfangsabschnitten der Gaspipelinetrasse hinter dem CS mit potenziell gefährlichen Pipelinebewegungen, d.h. wo die Temperatur des Gases und seine Schwankungen maximal sind. Für die Bedingungen der Gasleitungen der Gesellschaft Urengoi - Petrowsk und Urengoi - Nowopskow im Abschnitt Polyana - Moskovo handelt es sich hauptsächlich um Querungen durch Schluchten und Schluchten mit temporären Wasserläufen. Unter dem Einfluss erheblicher Temperaturunterschiede, insbesondere wenn die Position der Rohrleitungsachse nicht der Auslegung entspricht und die Haftung des Rohres am Boden unzureichend ist, bewegen sich die Rohrleitungen.
Wiederholte Bewegungen von Rohrleitungen führen zu einer Verletzung der Unversehrtheit der Isolierbeschichtung und einem offenen Zugang zum Grundwasser zum Metall des Rohrs. So werden durch wechselnde Temperaturbelastung Bedingungen für die Entwicklung von Korrosionsprozessen geschaffen.
Daher kann auf der Grundlage früherer Studien argumentiert werden, dass eine Änderung der Temperatur der Rohrwand eine Änderung der Feuchtigkeit und des elektrischen Widerstands des Erdreichs um sie herum mit sich bringt. In der wissenschaftlichen und technischen Literatur finden sich jedoch keine Angaben zu den quantitativen Parametern dieser Prozesse.
1.6 Diagnose von Gasleitungen mit Molchen.
Im System der diagnostischen Arbeit an Gasleitungen spielt die Inline-Diagnostik eine Schlüsselrolle, die die effektivste und informativste Methode der diagnostischen Untersuchung ist. In der LLC Gazprom transgaz Ufa wird die Diagnose des technischen Zustands des linearen Teils der Gaspipelines derzeit von der NPO Spetsneftegaz durchgeführt, die in ihrem Arsenal Geräte zur Untersuchung von Gaspipelines mit einem Nenndurchmesser von 500 - 1400 mm hat - a DMTP-Komplex (5 Schalen), der Folgendes beinhaltet:
- Reinigungsprojektil (CO);
- magnetische Reinigung (MOS);
- elektronischer Profiler (PRT);
transversale (DMTP) Magnetisierung.
Die Verwendung von VTD ermöglicht es Ihnen, die gefährlichste Fehlerkategorie zu identifizieren - Spannungskorrosionsrisse (SCC) mit einer Tiefe von 20 % der Wandstärke oder mehr. Die diagnostische Untersuchung des VTD ist von besonderer Bedeutung für Gaspipelines mit großen Durchmessern, bei denen die Wahrscheinlichkeit des Auftretens und der Entwicklung von SCC-Defekten hoch ist.
Unter allen erkannten Mängeln die größte Zahl berücksichtigt Metallverlustfehler wie allgemeine Korrosion, Kaverne, Grube, Längsrille, Längsriss, Längsrisszone, Querrille, Querriss, mechanische Beschädigung usw.
Fehlerdetektor mit 95 % Wahrscheinlichkeit, werden relativ zur Rohrwanddicke „t“ in dreidimensionalen Koordinaten (Länge x Breite x Tiefe) bestimmt und haben folgende Parameter:
- Lochfraß 0,5 t x 0,5 t x 0,2 t;
- Längsrisse 3 t x 0,1 t x 0,2 t;
- Querrisse 0t x 3t x 0,2t;
- Längsrillen 3t x 1t x 0,1t;
- Querrillen 1t x 3t x 0,1t.
Die Gefährdungsbeurteilung der festgestellten Mängel kann gemäß WRRL 39 „Methodische Empfehlungen zur quantitativen Beurteilung des Zustands von Hauptgasleitungen mit Korrosionsmängeln, deren Einstufung nach Gefährdungsgrad und Bestimmung der Restressourcen“, OAO Gazprom, durchgeführt werden , .
Für korrosionsartige Mängel werden die folgenden Gefährdungsbeurteilungsparameter bestimmt:
- das Niveau des sicheren Drucks in der Gasleitung;
- Ressource für den sicheren Betrieb der Pipeline mit Mängeln.
Möglichkeiten. Der Durchgang von VTD-Projektilen ermöglicht die zuverlässige Bestimmung der quantitativen Parameter von Rohrwandfehlern, wiederholter Durchgänge - der Dynamik ihrer Entwicklung, wodurch die Entwicklung von Korrosionsfehlern vorhergesagt werden kann.
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 Machtmodell vorgeschlagen:
wobei: A=13, a=0,25; 0,5; 1,0 .. Tabelle 1.6 fasst die Ergebnisse früherer Studien zur Kinetik der elektrochemischen Korrosion von Metallen zusammen - die Klassifizierung mathematischer Modelle nach der allgemeinen Form von Funktionen. Es gibt insgesamt 26 Modelle, darunter: linear; Leistung; exponentiell; logarithmisch;
hyperbolisch; natürliche Logarithmen; Reihen; Integral; sinusförmig;
kombiniert usw.
Als Vergleichskriterien wurden folgende Kriterien berücksichtigt: Metallmasseverlust, Probenwandverdünnung, Hohlraumtiefe, Korrosionsfläche, Beschleunigung (Verlangsamung) des Korrosionsprozesses usw.
Korrosionsprozesse werden von vielen Faktoren beeinflusst, je nachdem, welche Prozesse:
- sich in einem konstanten Tempo entwickeln;
- beschleunigen oder verlangsamen;
- in seiner Entwicklung zu stoppen.
Betrachten Sie die kinetische Kurve, die in den Koordinaten der Tiefe von Korrosionsfehlern dargestellt ist - Zeit (Abbildung 1.8).
Der Kurvenabschnitt 0-1 lässt uns feststellen, dass die Zerstörung dieses Metalls in einer aggressiven Umgebung (Elektrolyt) für den Zeitraum 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 transiente Prozess der Metallkorrosion statt, gekennzeichnet durch den maximal möglichen (für diesen speziellen Fall) Metallverlust sowie Höchstgeschwindigkeiten und Beschleunigung der Elektrolyse.
Punkt 2, der besondere Eigenschaften hat, ist im Wesentlichen der Wendepunkt der korrosionskinetischen Kurve. Am 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 Kurvenabschnitt 2-3 lässt den Schluss zu, dass während der Zeit t = t3 – t2 der transiente Korrosionsprozess abzuklingen beginnt. Im Intervall 3-4 setzt sich der Dämpfungsprozess fort, jenseits der Kurve 4 hört die Korrosion in ihrer Entwicklung auf, bis ein neuer Impuls diesen Mechanismus startet.
Die durchgeführte Analyse zeigt, dass im natürlichen Verlauf des Prozesses der elektrochemischen Korrosion eine Passivierung des Metalls auftritt, die die Korrosionszerstörung des Metalls praktisch stoppt.
In Abschnitten der Hauptgasleitung, die von Korrosionsschäden betroffen sind, wechseln sich infolge einer gepulsten Temperatureinwirkung (bei Änderung der Gastemperatur) die Prozesse der Passivierung und Aktivierung von Korrosionsprozessen ab.
Aus diesem Grund kann keines der betrachteten Modelle verwendet werden, um die Korrosionsrate an den Hauptgasleitungen vorherzusagen.
Im Falle fehlender Informationen, die normalerweise das Hauptproblem bei der Vorhersage der Entwicklung von Korrosionsprozessen darstellen, kann man dies tun
I. Denison, E. Martin, G.
Thornes, E. Welner, W. Johnson, I. Upham, E. Mohr, A. Biccaris F. Champion, P. Aziz, J.
L. Ya. Tzikerman y= y0 y0, A1=t1/(t1-t2) Yu.V. Demin 12 G. K. Ya.P.Shturman, A.V.Turkovskaya, Yu.M.Zhuk, I.V. Gorman, I.V. Gorman, G.B. Clark, L.A. Shuvakhina, V.V.
Agafonov, N.P. Zhuravlev Abbildung 1.8 - Diagramm der kinetischen Kurve der Korrosionsaktivität basierend auf den physikalischen Darstellungen des Prozesses (Abbildung 1.9) und unter Verwendung des Betriebs von maximalen und durchschnittlichen Defekten. Eine Vorhersage der Dynamik des quantitativen Wachstums von Korrosionsfehlern ist damit aber kaum möglich.
Die vorgestellten Modelle beschreiben Korrosionsprozesse in bestimmten Situationen, abhängig von bestimmten Bedingungen, chemischer Umgebung, Temperatur, Stählen verschiedener Güten, Druck usw. Von besonderem Interesse sind Modelle, die die Korrosionsprozesse ähnlicher Systeme (Hauptleitungen) mit isolierender Beschichtung beschreiben, die unter ähnlichen Bedingungen wie Gasleitungen betrieben werden und die Ergebnisse auch auf der Grundlage einer Inline-Diagnostik erfassen. Beispielsweise schlagen die Autoren in der Methodik zur Durchführung einer Faktorenanalyse an Hauptölpipelines unabhängig vom Durchmesser und der Art der Isolierbeschichtung ein Modell vor:
wobei L der Dämpfungskoeffizient des Korrosionsprozesses ist;
H ist die Tiefe des Korrosionsschadens, mm;
Aus obiger Formel 1.6 ist ersichtlich, dass die Autoren die Aussage übernommen haben, dass zu Beginn des Betriebs von Rohrleitungen die Korrosion am intensivsten wächst und dann durch Passivierung gedämpft wird. Die Herleitung und Begründung von Formel (1.6) sind in angegeben.
Der Betrieb der Pipeline ist ziemlich umstritten, weil Die neue isolierende Beschichtung schützt viel zuverlässiger als im Laufe der Zeit, wenn die Isolierung altert und ihre Schutzeigenschaften verliert.
Trotz der Fülle an Forschung kann keines der vorgeschlagenen Modelle zur Vorhersage von Korrosionsprozessen den Einfluss der Temperatur auf die Korrosionsrate vollständig berücksichtigen, da seine Impulsänderung während des Betriebs nicht berücksichtigen.
Diese Aussage ermöglicht es uns, den Zweck der Forschung zu formulieren:
beweisen experimentell, dass das instabile Temperaturregime der Gasleitung die Hauptursache für die Aktivierung von Korrosionsprozessen an der Außenfläche der Gasleitung ist.
1. Es wurde eine Literaturquellenanalyse durchgeführt, um den Einfluss der Gastemperatur auf den Korrosionszustand der Gasleitung aufzudecken:
1.1. Die Besonderheiten von Korrosionsprozessen beim Pipelinetransport werden berücksichtigt;
1.2 Es wird die Rolle der korrosiven Aktivität von Böden bestimmt, wenn die Isolierbeschichtung ihre Schutzeigenschaften verliert.
1.3. Die technische Machbarkeit einer Inline-Fehlersuche zur Beurteilung der Mangelhaftigkeit von Rohrleitungen wurde untersucht.
1.4. Dabei werden die Modelle anderer Forscher zur Vorhersage von Korrosionsprozessen berücksichtigt.
2. Die Gründe für die Bildung von makrokorrosiven Elementen auf der Außenfläche der Pipeline wurden untersucht.
3. Es ist nachgewiesen, dass sich bei Feuchtigkeitsbewegungen in der korrosiven Bodenschicht der elektrische Widerstand des an die Rohrleitung angrenzenden Bodens ändert.
2. BEWERTUNG DER IMPULSEINWIRKUNG VON FEUCHTIGKEIT UND
TEMPERATUREN AUF DIE KORROSIONSAKTIVITÄT VON BÖDEN,
UMGEBENDE GAS-PIPELINE
2.1. Physikalische Modellierung und Auswahl von Kontrollparametern Die Tatsache, dass periodische Bodenbefeuchtung Korrosionsprozesse beschleunigt, zeigt die Praxis des Betriebs von Hauptgasleitungen.Beim Studium dieses Phänomens hat Ismagilov I.G. bewiesen, dass die Hauptgasleitung mit großem Durchmesser eine starke Wärmequelle ist, die eine pulsierende Temperaturwirkung auf den Boden hat und oszillierende Feuchtigkeitsbewegungen in der korrosiv aktiven Bodenschicht verursacht.
Seine Annahme, dass der gepulste Temperatureffekt die korrosive Aktivität der an die Pipeline angrenzenden Bodenschicht verstärkt, bedarf jedoch einer experimentellen Bestätigung.
Der Zweck der Studie besteht daher darin, ein Experiment zur Untersuchung und Bewertung der korrosiven Aktivität von Böden unter gepulster Temperaturbelastung einzurichten.
Die Probleme der Untersuchung von Korrosionsprozessen werden in der Regel experimentell gelöst. Es gibt verschiedene Methoden zur Bewertung der Korrosionswirkung, einschließlich beschleunigter Korrosionstests.
Daher ist es notwendig, die Bedingungen des Wärme- und Stoffaustausches mit dem umgebenden Boden zu simulieren, die für einen Abschnitt einer Gasleitung typisch sind, der eine Schlucht durchquert, an deren Grund ein Bach fließt, und zu bestimmen, in welchem Ausmaß die Korrosion erfolgt Die Aktivität des Bodens ändert sich unter dem Einfluss von Temperatur und Feuchtigkeit.
Die genaueste Untersuchung des Einflusses jedes Faktors (Impulstemperatur und Feuchtigkeit) ist unter Laborbedingungen möglich, wo die Parameter des Korrosionsprozesses festgelegt und mit hoher Genauigkeit kontrolliert werden.
Das gepulste Temperaturregime der Gaspipeline mit quasistationärer Wärmeübertragung wurde für Gaspipelines modelliert, die durch das Gebiet von Baschkortostan und ähnliche Regionen führen. Gemäß der Ähnlichkeitstheorie können Wärmeübertragungsprozesse, wenn die den Wärmeübertragungsprozess charakterisierenden Ähnlichkeitszahlen gleich sind, vorbehaltlich der geometrischen Ähnlichkeit, als ähnlich angesehen werden.
Der im Experiment verwendete Boden wurde aus der Trasse der Urengoi-Petrovsk-Gaspipeline des Abschnitts Polyana-Moskovo von den Positionen 3 Uhr, 12 Uhr und Uhr entlang des Umfangs der Gaspipeline entnommen. Die thermophysikalischen Eigenschaften des Bodens, der in Laborstudien verwendet wird, sind die gleichen wie in situ, weil
Aus dem korrosiven Abschnitt der bestehenden Gaspipeline wurden Bodenproben entnommen. Für gleiche Böden war die Gleichheit der Lykov-Lu- und Kovner-Kv-Zahlen für Natur und Modell automatisch erfüllt:
Unter der Voraussetzung der Gleichheit der Temperaturunterschiede, der Identität der Böden und des gleichen Feuchtigkeitsgehalts waren die Zahlen Pn von Kossovich Ko und Postnov gleich.
Somit ist das Problem der Modellierung der Bedingungen des Wärme- und Stoffübergangs in dieser Fall, wurde auf eine solche Auswahl der Einbauparameter reduziert, um die Gleichheit der Fourierzahlen Fo und Kirpichev Ki für Natur und Modell zu gewährleisten.
Betrieb einer Rohrleitung mit einem Durchmesser von 1,42 m, mit der Gleichheit der Temperaturleitzahlen a = a", nach (2.5) erhält man für das Modell:
(2.7) Bei einem Reagenzglasdurchmesser von 20 mm sollte die jährliche Verweildauer in der Anlage also in 1,7 Stunden „vergehen“.
Die Wärmeübertragungsbedingungen wurden durch das Kirpichev-Kriterium modelliert. Unter Berücksichtigung näherungsweise des Wärmeflusses gemäß (2.9) In der Tiefe der Gasleitung zur Rohrachse Н0 = 1,7 m und Н0/Rtr = 2, (die relative Tiefe der Gaspipeline im Abschnitt Poljana-Moskovo) erhalten wir aufgrund der Gleichheit (2.6) für das Modell:
Zur Modellierung des "Bachs" ist es notwendig, die Gleichheit der Reynolds-Zahlen für Natur und Modell zu wahren:
Da die Flüssigkeit dieselbe ist, Wasser - dann erhalten wir auf der Grundlage von (2.12) und unter Berücksichtigung der geometrischen Ähnlichkeit die Gleichheit:
Die entsprechenden Berechnungen unter Berücksichtigung von (2.13) zeigen, dass die Wasserversorgung, die einen Strom an einer bestimmten Installation simuliert, tropfend sein sollte.
Da es im Laufe des Experiments erforderlich ist, die Temperatur der Rohrwand im Rahmen ihrer tatsächlichen Änderung von 30 ... 40 ° C zu ändern und unter Beibehaltung des Impulsmodus zu regeln, wird dann die Temperatur ttr der Außenwand Als Kontrollparameter wurde die Oberfläche des Stahlrohres - Probe St. gewählt. 3.
Zur Bestimmung der relativen Korrosivität von Böden unter gepulster Temperaturbelastung im Vergleich zu einer stabilen Temperaturbelastung 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 Versuchsaufbau, dessen Schema in Abbildung 2.1 dargestellt ist, besteht aus einer Blechdose 1 mit den Abmessungen 90 x 80 x 128 mm. In die Kiste wird speziell vorbereiteter Boden 11 bis zu einer Höhe H gegossen, berechnet aus der Bedingung, dass das Bodenvolumen gleich sein sollte:
Ein Stahlrohr wird in den Boden gelegt, das zuvor auf einer Analysenwaage mit einer Genauigkeit von 0,001 g gewogen wurde Parameter von Stahlrohren:
Durchmesser, Länge, Masse und Oberfläche der Rohre sind in Tabelle 2.1 angegeben.
Abbildung 2.1 - Schema des Versuchsaufbaus zur Untersuchung des gepulsten Temperatureffekts auf die Korrosivität von Böden Tabelle 2.1 - Parameter von Stahlrohren - Proben, Art.-Nr. 3.
Nr. Durchmesser, Länge, Oberfläche, Gewicht, Hinweis Das Rohr wurde mit Gummistopfen von der Blechdose isoliert.
Bodenproben im Anfangszustand in Kontakt mit der Hauptgasleitung wurden wie folgt vorbereitet.
Jede der Proben wurde in einem Ofen getrocknet. Da die Bodenproben organische Verbindungen und möglicherweise sulfatreduzierende Bakterien enthielten, überschritt die Trocknungstemperatur 70°C nicht. Trockener Boden wurde zerkleinert und durch ein Sieb mit 1 mm Löchern gesiebt. Die so vorbereitete Bodenprobe wurde in eine Kiste mit eingebautem Rohr gegossen und auf einen Feuchtigkeitsgehalt W = 20–25 % befeuchtet, was dem natürlichen Feuchtigkeitsgehalt des Bodens in den Bereichen entspricht, in denen die Gasleitungstrasse verläuft. In den Experimenten wurde Leitungswasser mit natürlicher Temperatur verwendet.
Eine Beschleunigung des Korrosionsprozesses wurde erreicht, indem der Minuspol mit dem Gehäuse und der Pluspol einer 6-V-Gleichstromquelle mit der Metallprobe verbunden wurden.
Das gepulste Temperaturregime wurde durch periodisches Ein- und Ausschalten einer thermoelektrischen Heizung (TEH), die innerhalb des Probenröhrchens installiert war, erzeugt. Die Dauer des Zyklus wurde empirisch ermittelt. Beispielsweise wurde für die Bedingungen des 1. Experiments während der Steuerung des Temperaturregimes die Zyklusdauer zu t = 22 min bestimmt (Heizzeit n = 7 min; Abkühlzeit o = 15 min). Die Temperaturkontrolle wurde mit Hilfe eines Thermoelements durchgeführt, das über der oberen Mantellinie des Rohrs angebracht war, ohne die Oberfläche der Probe zu stören.
Während des Versuchs wurde Tropfwasser durch den Trichter in Höhe der Rohrachse in den Boden eingeleitet. Es entstand ein Sperreffekt, der charakteristisch für Querdränagen ist. Wasser wurde durch perforierte Löcher an der Seitenwand des Kastens abgelassen (5 symmetrische Löcher auf gleicher Höhe).
Nach dem Abschalten des Stroms 24 Stunden nach Beginn des Experiments wurde die Probe fotografiert und mit einem trockenen Tuch und einem Radiergummi gründlich von Korrosionsprodukten gereinigt. Dann wurde es mit destilliertem Wasser gewaschen, getrocknet und auf einer Analysenwaage auf 0,001 g genau gewogen.
Bodenaktivität unter gepulster Temperatureinwirkung Eine notwendige Bedingung für die Korrosionsprüfung ist die Beschleunigung der Kontrollphase des Prozesses. In neutralen Elektrolyten ist der Korrosionsprozess durch die Geschwindigkeit der Sauerstoffdepolarisation begrenzt, daher muss zur Beschleunigung des Korrosionsprozesses die Geschwindigkeit des kathodischen Prozesses erhöht werden.
Die Prüfung der Proben sollte so erfolgen, dass das Metall bei periodischen Feuchtigkeitswechseln möglichst lange dünnen Elektrolytschichten ausgesetzt wird.
Es ist wichtig, Modi zu wählen, wenn der Boden aufgrund der Bodentrocknung nicht vollständig dehydriert ist und die Feuchtigkeit in einem Filmzustand verbleibt.
Bei einer Umgebungstemperatur tgr = 20 °C und einer Rohrwandtemperatur ttr = 30...40 °C entsteht am Einbauort eine Temperaturhöhe von 18 °C.
Im Winter erhöht sich die Temperaturdifferenz t auf 30 °C. Der Winterbetrieb an der Anlage wird jedoch nicht modelliert, da die Bedingungen der Wärmeübertragung und Bodenkorrosion in der Winterperiode qualitativ anders sind: „Bäche“
gefrieren, und über der Pipeline taut die Schneedecke teilweise auf und befeuchtet den Boden, der „Thermos“ -Effekt tritt auf. Dennoch gibt es aufgrund ausreichender Bodenfeuchte allen Grund zu der Annahme, dass in Winterperioden auch Korrosionsprozesse, einschließlich SCC, aktiv sind.
Temperaturen in der Größenordnung von 30°C sind das Schwellentemperaturniveau für Sommerzeit, unter dem sich die Feuchtigkeit nicht von der Leitung entfernt und sich, wie Untersuchungen an den Messpunkten Nr. 1 und Nr. 2 der Gaspipeline im Abschnitt Polyana CS - Moskovo CS gezeigt haben, in einer bestimmten geringen Entfernung von der ansammelt Rohr, das sich in einem Nichtgleichgewichtszustand befindet (klein ist ein Abstand von etwa 0,2 ..0,3 m von der Rohrleitungswand mit einem Durchmesser von 1,42 m). Daher führt jede geringfügige Temperaturabnahme zu einer Rückkehr von Feuchtigkeit.
Wenn der Boden, der mit dem Rohr in Kontakt kommt, in sehr dünnen Schichten dehydriert wird, kann neben der Erleichterung der kathodischen Reaktion auch die anodische Reaktion gehemmt werden, wodurch der Korrosionsprozess verlangsamt wird.
Ähnliche Prozesse treten an der oberen Mantellinie der Gasleitung auf, an der praktisch keine Korrosionsrisse beobachtet werden.
Tabelle 2.2 zeigt die Ergebnisse von Korrosionsstudien, die an Stahlrohren durchgeführt wurden – Proben Nr. 1–4. Die Experimente wurden nacheinander in der in dieser Tabelle angegebenen Reihenfolge durchgeführt.
Bodenproben wurden nicht wiederverwendet. Die Umgebungstemperatur ging nicht über 18…20 °С hinaus. Die Registrierung der Temperaturregime wurde im Beobachtungsprotokoll durchgeführt. Diese Daten sind in Anhang 1 dargestellt.
Probe Nr. 1 Einer gepulsten Temperatur ausgesetzt.
Der tatsächliche Modus wurde durch die Temperatur der Stahlprobe bestimmt, die innerhalb von: tí…toi, (Anhang 1) variierte. Die Heiztemperatur tn ist die Temperatur, auf die die Temperatur der Probenwand während der Heizzeit n angestiegen ist. Die Abkühltemperatur to ist die Temperatur, auf die die Temperatur der Probe während der Zeit o abgesunken ist. Zeitpunkt des i -ten Zyklus i = нi +оi ; die 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 bestimmt:
Während des Experiments, das 24 Stunden dauert. 30 min wurden die Durchschnittswerte der Parameter beibehalten:
Während des Tests, 24 Stunden und 30 Minuten, wurde ein Prozess simuliert, der unter natürlichen Bedingungen 24,5/1,7 14 Jahre lang abläuft. Im Jahresdurchschnitt änderte sich 1,760/22,3 = 4-mal das Temperaturregime von 30 auf 40 °C.
Die Art des Korrosionsschadens ist in den Fotos dargestellt (Abbildung 2.2).
Es gibt eine Manifestation von allgemeiner Korrosion über der gesamten Oberfläche der Probe, aber nicht signifikant. Es überwiegen ziemlich ausgedehnte, konzentrierte und tiefe Zentren. Die maximale Tiefe der ulzerativen Läsion wird in der kontinuierlichen Tropfwasserzufuhr durch den Trichter festgestellt, siehe Installationsdiagramm in Abbildung 2.1. Wasser wurde dem mittleren Teil der Probe auf Höhe der Rohrachse zugeführt. Durch den Boden fließend, wich der "Bach" nach links ab. Der Wasserfluss wurde hauptsächlich durch das 2. Loch links durchgeführt (bei Vorhandensein von gleichmäßig perforierten 5 Löchern). Es war dieser Teil der Probe, der den maximalen Korrosionsschaden erfuhr.
Aufgrund der Sperrwirkung und der hohen Luftfeuchtigkeit ist die Erosion auf der ankommenden Seite tiefer und umfangreicher. Auf der Probe ist auch eine „stagnierende“ Zone sichtbar, in der die Erosion praktisch nicht vorhanden ist. Dies lässt sich wie folgt erklären.
Da unter den experimentellen Bedingungen ein durch eine Schlucht fließender Strom modelliert und Wasser drucklos zugeführt wurde, kam es aufgrund des hohen hydraulischen Widerstands nicht zu Wasser, wenn der Boden eng an der Oberfläche der Probe anliegt Waschen Sie die Oberfläche des Rohrs in der Zone des engen Kontakts und die Intensität der Korrosionsprozesse war deutlich geringer. Ähnliche Phänomene werden auch unter industriellen Bedingungen entlang der Gaspipelineroute beobachtet.
Durch Verdunstung und nach oben strömende Feuchtigkeit aus dem "Strom"
Korrosionsprozesse verstärkten sich auch im oberen linken Teil der Probe.
Dieses Phänomen kann durch den Skalierungsfaktor erklärt werden, der auf die geringe Größe des Rohrs, den kapillaren Aufstieg von Feuchtigkeit und den Sperreffekt zurückzuführen ist.
Bei gepulster Temperatureinwirkung und ungleichmäßiger Temperatur, Feuchtigkeit, ohmschem Widerstand und anderen Parametern entlang des Rohrumfangs prädisponieren die geschaffenen Bedingungen zur Bildung von mikro- und makrokorrosiven Elementen.
Es ist zu beachten, dass während des gesamten Experiments eine große Menge Wasserstoff freigesetzt wurde. Entsprechende Messungen wurden nicht durchgeführt, jedoch wurde ein konstanter Soundeffekt festgestellt, der gut zu hören war.
Probe Nr. 2 Das Material der zweiten Probe ist das gleiche. Der Boden ist derselbe
die Probe wurde von Position 3 Uhr genommen. Bodenfeuchte W = 22 %. Die Versuchsbedingungen unterschieden sich im Temperaturregime und dem Fehlen eines "Stroms". Während des gesamten Experiments dauerte es 24 Stunden. 30 min. wurde die Temperatur konstant gehalten:
Korrosionsschäden sind hier deutlich geringer (Bild 2.3).
Der Probengewichtsverlust ist 7-mal geringer (in relativen Einheiten). Allgemeine Korrosion herrscht vor. Die Probenoberfläche wird gleichmäßig beeinflusst. Im unteren Teil der Probe ist eine kleine fokale Läsion zu erkennen.
Wir stellen den grundlegenden Unterschied in der Art des Korrosionsschadens der Proben Nr. 1 und Nr. 2 fest.
Abbildung 2.3 - Korrosionsschäden der Probe Nr. 2 bei konstanter Temperatur ttr = 33 °C Bei pulsierender Temperatureinwirkung auf den Prozess und bei Vorhandensein von fließendem Wasser entwickelt sich entlang des "Stroms" eine großflächig ausgeprägte Lochfraßkorrosion der Stahloberfläche mit maximaler Schädigung ".
Bei einer stabilen Temperatur und ohne Abfluss, aber bei gleicher Anfangsfeuchtigkeit, wird ein Austrocknen des Bodens und die Entwicklung einer allgemeinen Korrosion mit minimaler Ulzeration beobachtet. Die Rate von Korrosionsprozessen und Metallverlusten ist 7-mal geringer.
Muster Nr. 3 Das Material der Muster Nr. 3 und Nr. 4 ist gleich: Art.-Nr. 3, aber die Proben stammen aus einem anderen Rohrstück. Die Bodenfeuchte lag innerhalb der natürlichen Grenzen W = 20…25 %. Die Versuchsdauer betrug 24 Stunden.
Die Temperatur während des Experiments wurde gleich ttr = 33,12 33 °C gehalten.
Die Bodenprobe wurde von der 6-Uhr-Position genommen. Der Boden wies einen signifikanten Unterschied auf, der aus Gleying bestand, das für Rohre mit SCC charakteristisch ist. (Gleying ist ein Prozess der chemischen Wiederherstellung des mineralischen Teils des Bodens oder der mit Wasser übersättigten Gesteine tieferer Horizonte, wenn Oxidverbindungen von Eisen in Oxidverbindungen umgewandelt und durch Wasser ausgeführt werden und an Eisen erschöpfte Horizonte grünlich, schwarz und grün werden Grautöne.).
Wasser mit einer geringen Tropfenzufuhr (6 Tropfen pro Minute) sickerte praktisch nicht unter das Probenrohr, was zu Staunässe in der Kontaktzone zwischen Boden und Metall führte, manchmal im Trichter aufstieg und eine statische Druckhöhe erzeugte. Wasser wurde asymmetrisch zugeführt, mit einem Versatz zu rechte Seite Probe.
Für Probe Nr. 3 (Abbildung 2.4), die unter stabilen Wärmeübertragungsbedingungen Korrosion ausgesetzt war und die Temperatur der Probe konstant bei ttr = 33 °C gehalten wurde, werden die folgenden Anzeichen festgestellt:
1) Allgemeine Korrosion ist charakteristisch, praktisch über die gesamte Oberfläche;
2) Die charakteristischen Anzeichen von Lochkorrosion wurden bei einer allgemeinen Untersuchung nicht festgestellt;
3) Im Bereich Kratzer:
2 Kratzer von 30 mm 2 Kratzer von 30 mm 2 Kratzer von 30 mm Es wurden keine Anzeichen von ulzerativen Läsionen gefunden.
4) der maximale Korrosionsschaden, bestimmt durch die Dicke der Korrosionskruste, wurde von der Seite des Springens beobachtet, d. h. von der rechten Seite der Probe, und entlang der unteren Erzeugenden des Rohrs, wo die Feuchtigkeit maximal war;
5) Es ist deutlich zu sehen, dass die Farbe der Korrosionskruste an der 6-Uhr-Position entlang der gesamten unteren Mantellinie des Rohrs und im Bereich der Federung dunkler ist, höchstwahrscheinlich dunkelbraun;
6) Das Vorhandensein von 3 Kratzern in der wassergesättigten Zone (rechts) und 3 derselben Kratzer in weniger feuchtem Boden (links) beeinflusste die Art der Entwicklung des Korrosionsprozesses in keiner Weise;
7) Zu beachten ist, dass nach der Bearbeitung des Probenröhrchens auf einer Drehmaschine auf der rechten Seite Spuren einer plastischen Verformung von der Einspannstelle (in Form einer leichten Kaltverfestigung) sichtbar waren, die die Beschaffenheit nicht beeinträchtigten Korrosionsschäden.
Probe Nr. 4 Die Probe wird aus dem gleichen Rohrstück wie Probe Nr. 3, Art.-Nr. 3. Boden, die Bedingungen für die Durchführung des Experiments sind die gleichen wie in Experiment Nr. 3. Der einzige Unterschied: Das Temperaturregime ist gemäß dem Szenario gepulst: 30/40 °С. Während des 24-stündigen Experiments wurden die Durchschnittswerte der Parameter beibehalten, die durch die Formeln (2.14 - 2.16) bestimmt wurden:
Der Fluss eines „Bachs in einer Schlucht“ wurde modelliert, indem Wasser asymmetrisch durch einen Trichter auf die rechte Seite der Probe tropfte. Anzahl der Zyklen n = 63.
Die Probe hat Kratzer, 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 Versuche Nr. 3 und Nr. 4, die ebenfalls unter identischen Bedingungen, aber unterschiedlichen Temperaturbedingungen durchgeführt wurden, stellt man fest, dass im Boden mit Anzeichen von Vergärung die gepulste Temperatureinwirkung den Prozess zusätzlich verstärkt. Je nach relativem Gewichtsverlust beträgt der Unterschied das 11-fache! (Tabelle 2.2).
Abbildung 2.4 – Die Art der Korrosionsschädigung der Probe Nr. 3 bei einer konstanten Temperatur ttr = 33 OS Abbildung 2.5 – Die Art der Zerstörung der Probe Nr. 4 bei einer gepulsten Temperaturänderung im 31/42 OS-Modus Wie man sieht, übertrifft in diesem Fall die Wirkung der Metallkorrosionsverluste die in den Experimenten Nr. 1 und Nr. 2 erhaltene beträchtlich.
Im Experiment Nr. 4 wird ein besonderes Phänomen festgestellt, das es ermöglicht, die im Boden unter gepulster Temperaturbelastung ablaufenden physikalischen Prozesse zu erklären.
Die Tatsache der Aktivierung des Korrosionsprozesses zeigt, dass das „Schwingen“ von Feuchtigkeit, das im gepulsten Modus unter Einwirkung thermomotorischer Kräfte auftritt, schließlich zu einer Veränderung der Bodenstruktur, einer Glättung der Unebenheiten und der Bewegung von Partikeln der schlammigen Fraktion in den Kapillaren, d.h.
tatsächlich werden verbesserte Kanäle gebildet, durch die sich der Grundelektrolyt frei bewegt. Während des Experiments wurde in dem Moment, in dem Wasser durch die perforierten Löcher zu fließen begann, auch die Bewegung von H2-Blasen entlang der Kapillaren und ihre Entfernung zusammen mit Wasser (visuell) festgestellt.
Bei Versuch Nr. 3 (t = const) sickerte das durch den Trichter zugeführte Wasser praktisch nicht durch die perforierten Löcher, was zeitweise sogar zu einem Anstieg des Wasserspiegels im Trichter unter Aufbau eines statischen Drucks führte. Durch die perforierten Löcher trat kein Wasser aus. Der Bodenelektrolyt unterscheidet sich vom Flüssigelektrolyten durch seinen größeren Widerstand gegen die Bewegung von Ionen.
In Experiment Nr. 4 (t = 31/42 ° C) wurde nach einer Stunde der gleiche Boden mit Gleying verwendet. Einziger Unterschied: der Pulstemperaturmodus. Das Wasser bewegte sich in einem drucklosen Modus und überwand den Widerstand des Bodens in etwa 8 Stunden nach Beginn des Experiments. Eine Stunde später wurde ein Gleichgewicht hergestellt: Der Wasserzufluss wurde gleich dem Abfluss. Die Anlage wurde über Nacht abgeschaltet. Am Morgen nach dem Einschalten des Geräts tropfte nach 50 Minuten Wasser durch die Ablauflöcher.
Diese Tatsache weist auf eine Abnahme des hydraulischen Widerstands von Kapillaren aufgrund der Bildung verbesserter Kanäle hin. In einer solchen Umgebung sind Elektrolytionen mobiler, was zweifellos zur Metallkorrosion beiträgt, da es die Erneuerung des Bodenelektrolyts gewährleistet. fließendes Wasser.
Gleichzeitig sorgt jeder Impuls für eine Veränderung in der 1. und 2. Stufe der Formation, als ob er sich intensiviert und das diskrete Wachstum von Korrosionsprozessen reguliert.
Dabei wird natürlich nicht nur die Entstehung von Korrosionsprozessen gefördert, sondern auch Herdkorrosion, Lochfraß und Flächenkorrosion verstärkt, da sie durch gemeinsame elektrochemische Prozesse gekennzeichnet sind.
Somit zeigen die Experimente, dass unter sonst gleichen Bedingungen der gepulste Temperatureffekt und die variable Feuchtigkeit die korrosive Aktivität des Bodens um das 6,9-fache erhöhen (Experimente Nr. 1 und Nr. 2), und mit der Verschlechterung der physikalischen Eigenschaften des Bodens Erde um das 11,2-fache (Experiment Nr. 3 und Nr. 4).
2.4. Untersuchung des Einflusses der Häufigkeit von Temperaturschwankungen und thermischer Parameter auf die Korrosivität von Böden (zweite Versuchsreihe) Betriebsweisen von Hauptgasleitungen sind durch häufige Temperaturschwankungen gekennzeichnet. Im Laufe des Monats nur die Anzahl der Zuschaltungen von AVO-Lüftern bei Kühlpads Erdgas erreicht 30 ... 40.
Unterjährig unter Berücksichtigung des technologischen Betriebs (Stilllegung des Kompressorshops, der GPU usw.) und klimatische Faktoren(Regen, Überschwemmungen, Änderungen der Lufttemperatur usw.), dies sind Hunderte von Schwankungen und während der gesamten Betriebszeit Tausende und Zehntausende.
Um den Einfluss der Frequenz von Temperaturpulsen und einer Erhöhung der Durchschnittstemperatur auf die Korrosivität von Böden zu untersuchen, wurde die zweite Versuchsreihe (Nr. 5 - Nr. 8) an Stahlproben in einem Grundelektrolyten durchgeführt . Die Registrierung der Temperaturregime wurde im Beobachtungsprotokoll durchgeführt. Diese Daten sind in Anhang 2 dargestellt.
Die Versuche wurden am gleichen Versuchsaufbau durchgeführt.
Es wurden langfristige thermodynamische Prozesse modelliert, die im Abschnitt der Hauptgasleitung mit beschädigter Isolierung und periodischer Befeuchtung auftreten (Abbildung 2.1).
pulsierenden Temperatur-(Feuchtigkeits-)Einwirkungen ausgesetzt, zeigte sich, dass beim Umströmen der Probe mit fließendem Wasser eine großflächige, ausgeprägte Lochfraßkorrosion der Stahloberfläche mit maximaler Schädigung entlang des Feuchtigkeitsdurchgangs entsteht.
Diese Tatsache weist auf die Wirkung der Summierung oder Überlagerung der Einflüsse von Temperatur und Feuchtigkeit auf Korrosionsprozesse mit einem starken Anstieg der korrosiven Aktivität des Mediums hin.
Bei einer stabilen Temperatur und dem Fehlen eines Abflusses sind bei gleicher anfänglicher Bodenfeuchtigkeit ulzerative Läsionen der Oberfläche minimal oder nicht vorhanden, und Metallverluste aufgrund von Korrosion sind um eine Größenordnung geringer.
Auch die Ergebnisse der ersten Versuchsreihe ließen vermuten, dass eine Erhöhung der Anzahl der Temperaturpulse zu einer Erhöhung des Gewichtsverlustes der Prüflinge führt. Grundlage für diese Aussage war auch die Tatsache, dass sich Bodenelektrolyte in der korrosionsaktiven Bodenschicht um eine Gasfernleitung mit großem Durchmesser in einer ganz besonderen Weise verhalten, nämlich:
1. Sie arbeiten in einer porösen Bodenumgebung, die die Bewegung von Ionen in den Skelettformen des Bodens verhindert.
2. sich unter Einwirkung thermomotorischer Kräfte in oszillierender Bewegung befinden, da sich Temperaturgradienten ständig ändern. Gleichzeitig „durchbricht“ Feuchtigkeit in einem porösen Medium den für sich optimalen Weg, glättet Unebenheiten und Höcker im Kapillargang, was mit der Zeit den hydraulischen Widerstand der Kapillaren deutlich reduziert.
3. Eine Erhöhung der Mobilität der Bodenfeuchte und ihre Schwingungsbewegung aktivieren Korrosionsprozesse. Bei Vorhandensein von Abflüssen (Schluchten, Balken usw.) werden Korrosionsprodukte aktiv aus der aktiven Bodenschicht an die Peripherie evakuiert und der Elektrolyt erneuert.
In diesem Modus entwickeln sich Korrosionsfehler schnell, verschmelzen und bilden einen großen betroffenen Bereich, der zu einer Schwächung der Tragfähigkeit der Gasleitungswand führt, von der angenommen werden kann, dass eine Erhöhung der Anzahl von Temperaturzyklen dazu beiträgt Verfahren.
Die Versuche Nr. 5 bis Nr. 8 wurden auf einer Mischung aus tonigen und lehmigen Böden an Proben durchgeführt, die mit den Proben der ersten Versuchsreihe identisch waren (Tabelle 2.3).
Tabelle 2.3 - Parameter von Proben der zweiten Versuchsreihe mit zyklischem Heizmodus Böden für Experimente wurden aus Gruben entnommen, als SCC-Defekte an der Gasleitung Urengoy - Petrovsk Du 1400 PK 3402 + 80 identifiziert wurden. Bodenproben, die von der 6-Uhr-Position entnommen wurden, weisen Spuren von Vergärung auf. Der Abschnitt der Gasleitung in der Grube PK 3402+80 war Korrosions- und Spannungskorrosionseinwirkungen ausgesetzt und wurde während der Instandsetzungsarbeiten ersetzt.
Das Temperaturregime wurde nach dem bewährten Schema 45/35OS auf Puls eingestellt. Wasser wurde allen Proben in der gleichen Weise zugeführt. Die mittlere Temperatur auf der Probenoberfläche und der spezifische Wärmefluss sind in Tabelle 2.4 angegeben.
Proben der zweiten Versuchsreihe wurden auf dem gleichen Versuchsaufbau, aber anders als bei der ersten unter identischen Bedingungen getestet. Diese. Die Böden wurden gleich genommen, die gleiche Wasserzufuhr durch den Trichter wurde bereitgestellt und die gleichen Wasser- und Lufttemperaturen wurden bereitgestellt.
Bei diesen Experimenten wird der Temperaturbereich der Exposition auf einem höheren Niveau gehalten: 35..40 °C (in der ersten Versuchsreihe wurde die Temperatur im Bereich von 30..35 °C variiert).
Tabelle 2.4 – Heizmodi der Proben Nr. 5 – Nr. Spannung Kraft Leistung Spezifische mittlere Variablen waren nur die Anzahl der Zyklen n während jedes Experiments.
innerhalb von 24 ± 0,5 Stunden gehalten wurde, was ungefähr 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 folglich durch Änderung des den Proben zugeführten spezifischen Wärmeflusses erreicht. Probenheizparameter sind in Tabelle 2.7 angegeben.
Bei gleicher Dauer der verglichenen Experimente ist die Anzahl der Probenheizzyklen unterschiedlich: n = 14 (Experiment Nr. 6) und n = 76 (Experiment Nr. 8). Daher ist die Heizrate der Probe in Experiment Nr. 8 sehr hoch und das Abkühlen langsam. Bei Experiment Nr. 6 hingegen tritt eine schnelle Abkühlung auf, und Wärme wird allmählich durch den Boden akkumuliert. Aufgrund des qualitativ unterschiedlichen Wärmeübergangs sind die mittleren Temperaturen tav in diesen Versuchen unterschiedlich.
Tabelle 2.5 - Parameter der Probenerwärmung im zyklischen Modus 35/45°С Proben-Nr. Tabelle 2.5 zeigt, dass sich das Verhältnis von Erwärmungszeit n und Abkühlzeit o 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 über die Korrosionsrate der Proben.
Die Art der Temperaturänderung ttr ist in Abbildung 2.6 dargestellt. Eine Analyse der Graphen zeigt, dass sich mit steigender Zyklenzahl das Verhältnis der Aufheiz- und Abkühldauer ändert. Abbildung 2.7 zeigt einen Ausschnitt aus Experiment Nr. mit geringer Leistung der Heizquelle und in Abbildung 2.8 einen Ausschnitt aus Experiment Nr. 8 mit hoher Leistung der Heizquelle. In Versuch Nr. 5 (82 Zyklen) und Nr. 8 (76 Zyklen) ist die Aufheizzeit kürzer als die Abkühlzeit und umgekehrt in den Versuchen Nr. 6 und Nr. 7.
Die Ergebnisse der Versuche Nr. 5-8 zeigen, dass der Gewichtsverlust durch Korrosion der Proben unterschiedlich ist, siehe Tabelle 2. Tabelle 2.6 - Gewichtsverlust der Proben Nr. 5-Nr. 35 ° С Schema chemische Prozesse. Die biochemische Natur der Beschleunigung oder Aktivierung von Korrosionsprozessen in einer solchen Versuchsanordnung ist praktisch ausgeschlossen.
Abbildung 2.6 - Die Art der gepulsten Temperaturregime zum Erhitzen von Proben in Experimenten Nr. 5 - Abbildung 2.7 - Ein Fragment der Erfahrung Nr. 6, das die Erwärmungs- und Abkühlungsraten bei niedriger Quellenleistung (q = 46,96 W / m) veranschaulicht Abbildung 2.8 - Erfahrungsfragment Nr. 8, das die Erwärmungs- und Abkühlungsraten bei hoher Quellenleistung (q = 239,29 W/m) veranschaulicht.
Gewichtsverlust von Proben, g/cm2 0, Abbildung 2.9 – Abhängigkeit des Gewichtsverlusts von Proben von der Anzahl der thermischen Impulse Gewichtsverlust von Proben, g/cm Abbildung 2.10 – Abhängigkeit des Gewichtsverlusts von Proben von der thermischen Leistung Gewichtsverlust von Proben, g/cm Abb. 2.9 zeigt, dass mit steigender Zyklenzahl bei gleicher Dauer die Aktivität der Korrosionsprozesse zunimmt, was sich in der Zunahme des relativen Gewichtsverlustes der Proben zeigt. Diese Abhängigkeit ist nichtlinear und hat progressiven Charakter.
Es sei darauf hingewiesen, 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, ihr Verlust an spezifischer Masse groß war. Dies lässt sich dadurch erklären, dass Probe Nr. 8 einem höheren spezifischen Wärmefluss ausgesetzt war, siehe Abbildung 2.10. Im Vergleich zu Probe Nr. 6, die dem geringsten spezifischen Wärmefluss ausgesetzt war, weist Probe Nr. 8 einen um 6 % höheren spezifischen Masseverlust auf.
Die Korrosionsrate, ausgedrückt als Metallmasseverlust, hängt von der mittleren Temperatur tav der äußeren Oberfläche der Proben ab (Bild 2.11, Bild 2.12). Mit steigender Temperatur auf Werte von 43..44 °C nimmt die Korrosionsrate ab. Dies kann durch eine Abnahme der Bodenfeuchtigkeit um das Rohr herum und dessen „Austrocknung“ bei mehr erklärt werden hohe Temperaturen. Mit abnehmender Luftfeuchtigkeit nimmt die Aktivität korrosiver elektrochemischer Prozesse ab.
gepulster Temperatureffekt (n), sondern auch von der thermischen Leistung der Quelle (q) und ihrer mittleren Temperatur tav.
2.5 Abhängigkeit der Korrosionsrate von der mittleren Temperatur bei instabiler Wärmeübertragung.
Die durchgeführte Analyse der Ergebnisse der Experimente, einschließlich der Berücksichtigung qualitativer Merkmale und quantitativer Verhältnisse, ermöglichte die Auswahl von Faktormerkmalen, die die effektive Funktion des Modells beeinflussen.
erwies sich als unzureichend, um eine multiple Korrelations-Regressionsanalyse der Ergebnisse durchzuführen. Dennoch ergab die Analyse der Matrix der gepaarten Korrelationskoeffizienten, die in der ersten Auswahlphase erhalten wurde, Faktoren, die eng miteinander verbunden sind, Tabelle 2.7.
Tabelle 2.7 - Das Verhältnis der Parameter x1 (n) und x2 (tav), in Bezug auf y (G / s) Die engste Beziehung wurde zwischen gefunden Durchschnittstemperatur Probe tav und Verlust ihrer Masse G/s. Koeffizient der Paarkorrelation ruх2=-0.96431.
Es gab eng miteinander verwandte Faktoren, die verworfen wurden.
Als Ergebnis wurde beschlossen, die Abhängigkeit des Formulars zu berücksichtigen:
Klassifizieren des Parameters x1(n) als Ausdruck der Instabilität des Wärme- und Stoffübertragungsprozesses.
Dadurch war es möglich, beide Versuchsreihen gemeinsam zu betrachten. Zu vier Experimenten der zweiten Serie Nr. 5..8 wurden zwei weitere Experimente Nr. 1 und Nr. 4 der ersten Serie hinzugefügt.
Die resultierende grafische Abhängigkeit ist in Abbildung 2.13 dargestellt.
Die Grafiken in Abbildung 2.13 verdeutlichen den Prozess der Metallkorrosionsverluste.
Instabile Wärme- und Stoffübertragung des Rohrs mit dem Boden (und unter natürlichen Bedingungen der Gasleitung mit dem Boden) erhöht den Korrosionsverlust der Masse des Metalls des Rohrs um eine Größenordnung im Vergleich zu stabilen Modi, wenn die Die Temperatur des Rohres wird konstant gehalten.
Zweitens verlangsamt sich die Korrosionsrate mit einem Anstieg der Temperatur in dem Bereich, der die Temperatur von 33°C übersteigt. Dies erklärt sich aus der Tatsache, dass bei hohen Temperaturen von 40 ° C und mehr Feuchtigkeit abfließt und an die Peripherie wandert, was zu einer Austrocknung des Bodens führt. Mit der Austrocknung des an die Pipeline angrenzenden Bodens nimmt die Aktivität von Korrosionsprozessen ab.
Drittens ist davon auszugehen, dass die maximale korrosive Aktivität auf den Temperaturbereich im Bereich von 30...33°C fällt. Denn bekanntlich verlangsamt sich bei einem Temperaturabfall von 30°C auf 10°C die Korrosionsrate und bei 0°C hört sie praktisch auf.
Wenn die Temperatur von +20 °C auf -10 °C fällt, nimmt die Korrosivität um etwa das 10-fache ab.
Das. Unter dem Gesichtspunkt der Korrosion sind die Betriebstemperaturen in der Größenordnung von +30 ... +33 ° C am gefährlichsten. In diesem Bereich werden die wichtigsten Gasleitungen mit großem Durchmesser betrieben.
Fedotov S.D., Ulybin A.V., Shabrov N.N.
Ingenieur S. D. Fedotov;
Kandidat der Technischen Wissenschaften, außerordentlicher Professor A. V. Ulybin *;
Doktor der Physik und Mathematik, Professor N. N. Shabrov,
FGBOU VPO Staatliche Polytechnische Universität St. Petersburg
Stichworte: korrosiver Verschleiß; Stahlgerüst; Ultraschalldickenmessung; Inspektion von Bauwerken
Dass Korrosionsverluste in Metallkonstruktionen großen wirtschaftlichen Schaden anrichten, ist hinlänglich bekannt. Die Korrosionszerstörung von Elementen von Stahlkonstruktionen und Bewehrungen in Stahlbeton ist einer der Hauptfaktoren, die zu einem inakzeptablen und Notzustand von Bauwerken führen. Die Korrosionsrate variiert über einen weiten Bereich von 0,05 bis 1,6 mm pro Jahr und hängt von der Korrosionsbeständigkeit des Metalls, den Parametern der aggressiven Umgebung, dem Vorhandensein und dem Zustand der Korrosionsschutzbehandlung, Konstruktionslösungen und anderen Faktoren ab.
Definition von tatsächlich korrosiver Verschleiß von betriebenen Stahlkonstruktionen ist sowohl für die Kontrolle ihres technischen Zustands und die rechtzeitige Wiederherstellung als auch für die Vermeidung von Unfällen (Ausfällen und Einstürzen) erforderlich.
In modernen Prüfnormen, Fachliteratur und wissenschaftlichen Abhandlungen wird die Frage der korrekten Bestimmung des korrosiven Verschleißes nicht vollständig offengelegt. Aus den verfügbaren Anleitungen geht nicht immer klar hervor, was und wie Verluste zu messen sind, welche Abschnitte zu wählen sind und wie sie vorbereitet werden. Es gibt keine eindeutige Meinung darüber, wie das Messergebnis angezeigt werden soll. Daher ist es notwendig, die in der Literatur verfügbaren Daten zu verallgemeinern und eine Steuertechnik unter Berücksichtigung moderner Instrumentierung zu entwickeln.
Die Beherrschung von Korrosionsverlusten in der Praxis läuft auf zwei Hauptaufgaben hinaus:
1) Bestimmung des tatsächlichen Restquerschnitts des Metallelements;
2) Vergleich der tatsächlichen Dicke mit dem Original (oder in der vorherigen Phase der Messung gemessen).
Es scheint, dass diese beiden Aufgaben recht einfach zu lösen sind. In der Praxis treten jedoch Probleme sowohl bei der Messung der Dicke der beschädigten Struktur als auch beim Vergleich mit der ursprünglichen auf. Es ist auch nicht immer offensichtlich, wie das Ergebnis der Studie am bequemsten und informativsten dargestellt werden kann. Dieser Artikel widmet sich der Lösung dieser Probleme, die in Abb. 1 schematisch dargestellt sind.
Abbildung 1. Methoden zur Bestimmung von Korrosionsverlusten
Der Artikel betrachtet die wichtigsten Kontrollmethoden, die bei kontinuierlicher Metallkorrosion angewendet werden. Probleme bei der Messung lokaler Korrosion (Lochfraß, Lochfraß, interkristalline usw.) in dieses Material werden nicht berücksichtigt.
Restdickenmessung nach mechanischer Methode
Bevor wir uns mit dem Thema Dickenmessung befassen, sei darauf hingewiesen, dass die Messungen von Metallstrukturen im Vergleich zu Strukturen aus anderen Materialien eine maximale Messgenauigkeit erfordern. Gemäß den regulatorischen und methodischen Dokumenten und der Fachliteratur sollte die Messgenauigkeit mindestens 0,05-0,1 mm betragen.
Die einfachste und geräteintensivste Methode ist die Bestimmung der tatsächlichen Dicke von Stahlkonstruktionen mit verschiedenen mechanischen Messgeräten. Um diese Ziele mit der erforderlichen Genauigkeit zu erreichen, empfiehlt sich der Einsatz von Messschiebern, Mikrometern und mechanischen Dickenmessgeräten sowie Messzangen.
In der Praxis ist die Verwendung des am leichtesten zugänglichen dieser Werkzeuge, nämlich Messschieber, nicht immer bequem und manchmal unmöglich. Dies erklärt sich dadurch, dass die Messung mit einem Messschieber nur an durchgeführt werden kann offene Bereiche Profile (Eckenfedern, Regale aus I-Trägern und Kanälen usw.) (Abb. 2). Besonders häufig ist es erforderlich, 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 (in den Auflagebereichen) 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 untersuchten Profils innerhalb eines Streifens befinden, der der Länge der Backen entspricht.
Abbildung 2. Restdickenmessung mit einem Messschieber
Abbildung 3. Messung der Restdicke des BHI mit einer Klemme
Abbildung 4. Mikrometer - Dickenmesser
Bequemere Messmittel sind Dickenmessgeräte mit Bügel. Mit ihnen ist es möglich, die Dicke in lokalen Bereichen zu messen, die sich in einem Abstand von den Kanten des zu untersuchenden Elements befinden. Bei ungleichmäßigen Korrosionsschäden wird dieser Vorteil gegenüber einem Bremssattel entscheidend. Darüber hinaus kann bei Verwendung eines Dickenmessgeräts mit Messura (Abb. 3) die Messgenauigkeit gegenüber einem mechanischen Messschieber auf bis zu 0,01 mm oder mehr erhöht werden. Andererseits ist die Verwendung von mechanischen Dickenmessgeräten in Form von Halterungen mit den gleichen Beschränkungen verbunden wie die von Messschiebern.
Es ist offensichtlich, dass die Verwendung der oben genannten mechanischen Messgeräte an den Elementen eines geschlossenen Profils - Rohren, die jedes Jahr in zunehmendem Umfang verwendet werden, unmöglich 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 Regelgüte stark reduziert.
Physikalische Restdickenmessung
Um die Dicke, Kontinuität und andere Parameter von Produkten und Beschichtungen aus verschiedenen Materialien zu bestimmen, wird ein breites Spektrum physikalischer Methoden der zerstörungsfreien Prüfung (ZfP) verwendet. Darunter können Magnet-, Wirbelstrom-, Funkwellenverfahren usw. erwähnt werden.
Eines der erfolgreichsten physikalischen Verfahren zur Kontrolle der Dicke und anderer Parameter von Stahlkonstruktionen ist das Ultraschallverfahren. Dies wurde durch die weit verbreitete Untersuchung und Verwendung von Ultraschallgeräten (Dickenmessgeräte und Fehlerdetektoren) in der in- und ausländischen Praxis bestätigt. Dieses Verfahren basiert auf der Fähigkeit von Ultraschallwellen, an der Grenzfläche zwischen Medien reflektiert zu werden. Es sollte beachtet werden, dass für die in diesem Dokument beschriebenen Zwecke das Ultraschall-Echo-Verfahren das einzig anwendbare unter den physikalischen ZfP-Verfahren ist.
Die Hauptvorteile der Verwendung moderner Geräte, die die Ultraschallmethode zur Dickenmessung implementieren:
Kontrollmöglichkeit bei einseitigem Zugriff;
Arbeiten in randfernen Bereichen (ohne offene Kanten);
Hochleistung;
Ausreichende Messgenauigkeit;
Relativ einfache Anforderungen an die vorbereitende Vorbereitung der Messstelle.
In Russland werden Ultraschall-Dickenmessgeräte sowohl inländischer als auch ausländischer Hersteller häufig verwendet (AKS LLC, Technotest LLC, Konstanta CJSC, Olympus usw.). Am bequemsten zu arbeiten Feldbedingungen sind Geräte - Monoblöcke (Abb. 5).
Abbildung 5. Dickenmessung mit einem Ultraschallgerät
Natürlich haben sie auch Nachteile, darunter ein begrenzter Bereich gemessener Dicken, eine geringere Batteriekapazität und andere.
Die Verwendung der meisten Ultraschall-Dickenmessgeräte erfordert eine Vorbereitung der Stahloberfläche durch Schleifen oder (vorzugsweise) Schleifen des Messbereichs. Einerseits reduziert dieser Umstand die Leistungsfähigkeit der Steuerung, und zwar bei fehlender Stromversorgungsquelle - ganz erheblich. Andererseits ist die Vorbereitung der Messstelle auch notwendig, um die normale Genauigkeit der Kontrolle durch mechanische Dickenmessgeräte zu gewährleisten. Außerdem wird dieses Problem durch die Verfügbarkeit von tragbaren schnurlosen Metalloberflächen-Bearbeitungswerkzeugen heutzutage praktisch eliminiert.
Aus dem oben Gesagten können wir schließen, dass der Vorteil von Ultraschallgeräten gegenüber mechanischen Dickenmessgeräten offensichtlich ist.
Bestimmung der Anfangsschnittdicke
Um zu verstehen, was der Metallverlust ist, ist es notwendig, seine anfängliche Dicke zu kennen. Am einfachsten und zuverlässigsten ist es, die Dicke des zu untersuchenden Elements in einem unbeschädigten Schnitt zu messen. Bei unbegrenztem (räumlichem) und längerem Zutritt eines aggressiven Mediums zu offenen Elementen weist oft die gesamte Fläche des Elements Korrosionsschäden auf. In diesem Fall ist es unmöglich, die Anfangsdicke des Elements durch direkte Messung zu bestimmen.
In einer solchen Situation werden die Parameter des Querschnitts der Elemente entweder gemäß der Konstruktionsdokumentation oder gemäß dem Walzgutsortiment bestimmt. Dieser Ansatz hat eine geringe Zuverlässigkeit und ist in einigen Fällen unmöglich (mangelnde Dokumentation, Verwendung von nicht standardmäßigen geschweißten Profilen usw.). Steht die Projektdokumentation zur Analyse zur Verfügung, ist die Wahrscheinlichkeit höher, die gewünschten Parameter zu ermitteln. Es gibt jedoch keine Garantie dafür, dass die errichteten Strukturen vollständig der Entwurfslösung und den Realitäten des Wohnungsbaus entsprechen - mit Ausführungsdokumentation.
Es ist auch nicht immer möglich, die Dicken der Elemente nach Sortiment zu identifizieren, indem man die Gesamtabmessungen des Abschnitts (Höhe und Breite) bestimmt. Wenn die Strukturen aus Kanälen und I-Trägern bestehen, ist es zur Lösung des Problems erforderlich, Sortimente zu haben, die dem Herstellungszeitraum der Profile entsprechen. Bei der Untersuchung von Strukturen ist es jedoch nicht immer möglich, die Übereinstimmung von Profilen mit einem bestimmten Sortiment festzustellen. Bei der Untersuchung von Rohren und Winkeln ist es nicht möglich, anhand des Sortiments die Ausgangsdicke zu bestimmen, da gleiche Querschnittsabmessungen einem großen Dickenbereich entsprechen. Beispielsweise kann eine Ecke mit gleichem Regal 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 Kontrolle des Korrosionsverlusts
In den Normen und der Fachliteratur zur Inspektion von Gebäuden finden sich Empfehlungen zur Verwendung einer indirekten Methode zur ungefähren Bewertung der Größenordnung von Korrosionsverlusten. Seine Essenz besteht darin, die Dicke der Schicht von Korrosionsprodukten zu messen und die Schadensmenge zu beurteilen, die 1/3 der Dicke der korrosiven Oxide entspricht.
Die Zuverlässigkeit eines solchen Ansatzes ist aus unserer Sicht aus folgenden Gründen höchst zweifelhaft. Die Idee beruht vermutlich darauf, 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 von korrosiven Oxiden dreimal geringer sein sollte als die Dichte von Stahl. Nach den Ergebnissen der von den Autoren an verschiedenen Objekten durchgeführten Messungen variiert jedoch das Verhältnis der Dichten von Korrosionsprodukten (ohne Berücksichtigung des Volumens offener Poren und Luftspalte) und Stahl im Bereich von 2,1 bis 2,6 Zeiten (Tabelle 1).
Tabelle 1. Dichte korrosiver Oxide
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Auswahlobjekt |
Element |
Nutzungsbedingungen |
Dichte von Oxiden, t / m 3 |
Beziehung zur Stahldichte |
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Zwischengeschossbalken eines Wohngebäudes |
Balkenregal |
Befeuchtung bei Leckagen |
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Beam-Web |
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Laborkanalrost |
Gitterecke |
Periodische Befeuchtung |
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Sumpf |
Tablettstrebe |
Unter Flüssigkeitsspiegel |
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Abwasserbehandlungsanlagen |
Wehr Ecke |
Permanente Hydratation |
Diese Aussagen könnten dadurch widerlegt werden, dass gerade durch das Vorhandensein von Poren und Luftspalten die Dicke der Korrosionsprodukte nur dreimal so groß ist wie die der beschädigten Metallschicht. Dies ist jedoch der zweite Grund für die Unmöglichkeit, den indirekten Ansatz umzusetzen. Die Dichte der "Packung" von Korrosionsprodukten (das Verhältnis von Luftschichten und Poren zum Oxidvolumen) hängt von verschiedenen Faktoren ab. Dazu gehören in unterschiedlichem Maße die Art der aggressiven Umgebung, die Häufigkeit des Zugangs des Mediums zum Material, das Vorhandensein von Mikroorganismen, die der Katalysator des Prozesses sind, und andere. In größerem Maße spielt die konstruktive Lösung eine Rolle, nämlich das Vorhandensein anderer Strukturen neben dem korrodierenden Element, die eine freie Ansammlung von Korrosionsprodukten verhindern.
Mehr als einmal mussten die Autoren bei der Untersuchung gleichartiger Bauteile Korrosionsprodukte unterschiedlicher Struktur beobachten. In einem der Gebäude, die Ende des 19. Jahrhunderts gebaut wurden, unterschied sich beispielsweise die Dichte der korrosiven Oxide, die an den Wänden der Deckenbalken befestigt waren, erheblich. Der Grund für die hohe Oxiddichte war die Zwischenbalkenfüllung in Form von Ziegelgewölben, die das freie Ansammeln von Korrosionsschichten verhinderte. Auf einem anderen Stockwerk desselben Gebäudes hatten die „Korrosionskuchen“ entlang der Wände der I-Träger eine Gesamtdicke von 5,0–7,0 cm bei einer Stahlverlustdicke von 5,0–7,0 mm (Bild 6). In diesem Fall wurde die Füllung zwischen den Balken in Form einer Holzrolle hergestellt.
Abbildung 6. Schichtkorrosionsoxide von Bodenbalken
Zusammenfassend ist anzumerken, dass dieses indirekte Verfahren nur dann durchgeführt werden könnte, wenn sich Korrosionsprodukte über die gesamte Korrosionsdauer ansammeln und nicht vom Entstehungsort entfernt werden. Unter den Bedingungen offener Elemente (Metallbinder, Säulen usw.) ist es unmöglich, die Gesamtdicke von Korrosionsprodukten eindeutig zu bestimmen, die entweder während des Betriebs entfernt werden könnten oder einfach unter ihrem eigenen Gewicht von der Struktur abgefallen sind.
Präsentation von Messergebnissen
Ein weiteres Thema, das in der Literatur nicht behandelt wird, ist die Frage, wie Verschleißmessungen dargestellt werden können. Folgende Optionen sind verfügbar: in absoluten Einheiten (mm, µm); in Prozent der Dicke eines einzelnen Profilelements (Regale, 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 Notfall normierte Verschleiß 25 % der Fläche.
Um Überprüfungsberechnungen durchzuführen, reicht es nicht aus, Informationen über den Verlust der Querschnittsfläche (oder über die tatsächliche Fläche des Restquerschnitts) zu haben. Diese Informationen sind möglicherweise nur für die Berechnung von Zugelementen ausreichend. Um gestauchte und gebogene Elemente zu berechnen, müssen die tatsächlichen Abmessungen aller Profilelemente (Regale, Wände, Eckfedern usw.) bekannt sein. Daher ist die Darstellung der Messergebnisse in Prozent der Querschnittsfläche nicht aussagekräftig genug. Der prozentuale Querschnittsverlust kann nicht direkt gemessen werden, da dieser Parameter nur durch Nachrechnung ermittelt werden kann. Diese Aussage wird wie folgt begründet: Bei gleicher Korrosionsrate aller Elemente des Profils ist der Verlust absolut gleich (mm), während der prozentuale Verschleiß nur für Elemente mit gleicher Ausgangsdicke gleich ist . Fälle von gleichmäßiger Korrosion aller Elemente des Abschnitts mit der gleichen Geschwindigkeit sind jedoch selten.
Oft liegt der Fehler der Forscher darin begründet, dass die 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 je nach räumlicher Anordnung, Profiltyp, Zugang zu einer aggressiven Umgebung und anderen Faktoren der Verschleiß verschiedener Teile des Profils unterschiedlich sein wird. Ein typisches Beispiel ist die Korrosion von I-Trägern an Luft. Bei gleichmäßigem Zugang zu einer aggressiven Umgebung wird ein größerer Verschleiß auftreten Oberseite horizontal angeordnete Teile des Abschnitts (z. B. Regale). Dies geschieht aufgrund der Ansammlung von Feuchtigkeit, Staub und Korrosionsprodukten auf ihnen, was den Zerstörungsprozess beschleunigt.
Unter bestimmten Bedingungen, in der Regel verbunden mit dem Zutritt eines aggressiven Mediums, variiert die Tiefe der Korrosionsverluste sogar innerhalb der Grenzen eines Profilelements stark. Als Beispiel in Abb. 7. zeigt einen Schnitt eines I-Trägers über dem Kellergeschoss mit Korrosionsverlusten. Wie aus der Abbildung ersichtlich, tritt die maximale Beschädigung an den Rändern des Untergurtes auf und erreicht 100 % der Dicke. In diesem Fall nimmt der Verschleißprozentsatz ab, wenn Sie sich der Wand nähern. Es wäre grundfalsch, durch Messung an den Rändern anzunehmen, dass das Regal und mehr noch der gesamte Abschnitt vollständig verloren geht.
Abbildung 7. Ungleichmäßiger Korrosionsschaden am unteren Flansch des I-Trägers über dem Kellergeschoss
Auf der Grundlage des Vorstehenden ist für die qualitative Durchführung der Umfrage und die Präsentation ihrer Ergebnisse Folgendes erforderlich:
Messung der Restdicke in allen Elementen des Abschnitts, die Anzeichen von Beschädigung aufweisen;
Bestimmen Sie bei ungleichmäßigen Korrosionsschäden innerhalb eines Teils des Abschnitts die Mindest- und Höchstdicke sowie die Zonen mit maximalen Verlusten (erstellen Sie ein spezifisches Profil des Restabschnitts);
Berechnen Sie den Verlust der Querschnittsfläche bei der Bestimmung anhand der Dickenmessdaten der einzelnen Querschnittselemente.
Praxisbeispiel
Zur Veranschaulichung stellen wir hier die Ergebnisse einer Untersuchung vor, deren Aufgabe es war, den Anteil des korrosiven Verschleißes der Beschichtungsträger zu ermitteln.
Die untersuchten Metallfachwerke (Bild 8) befinden sich in der Produktionshalle einer Ziegelei und überspannen eine Spannweite von 36 m. Der Obergurt in den Endplatten besteht aus einem geschweißten I-Träger mit unterschiedlichen Breiten der Fachböden. Die Verbindungen der Elemente werden durch Schweißen mit Knotenblechen hergestellt. Gemäß der Konstruktionsdokumentation bestehen die Fachwerkelemente aus verschiedenen Stahlsorten: Gitterelemente aus VStZps 6 gemäß GOST 380-71, Gurtelemente 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 aufwendig, und die Verwendung von mechanischen Dickenmessgeräten ohne Entfernung von Korrosionsprodukten führt zu einem erheblichen Messfehler. Zur Lösung des Problems wurde ein Ultraschall-Dickenmessgerät A 1207 mit einer Arbeitsfrequenz von 2,5 MHz verwendet. Der Bereich der eingestellten Geschwindigkeiten variiert von 1000 bis 9000 m/s, wodurch das Instrument für verschiedene Baustähle kalibriert werden kann.
Abbildung 10. Korrosionsschaden am Fachwerkelement
Während der Untersuchung wurde eine Sichtprüfung der Metallelemente der Traversen durchgeführt, wodurch das Vorhandensein einer weit verbreiteten Abnutzung von Schutzlackbeschichtungen und einer kontinuierlichen Korrosion von Metallelementen festgestellt wurde (Abb. 10). Restdickenmessungen wurden an den sichtbarsten Stellen der Fachwerkelemente durchgeführt.
Aufgrund des langjährigen Betriebs ohne rechtzeitige regelmäßige Reparaturen und Wiederherstellung von Schutzbeschichtungen hatten Fachwerkelemente im gesamten Bereich Korrosionsschäden.
Somit konnte aus der Messung im unbeschädigten Bereich nicht auf die Ausgangsdicke des Schliffes geschlossen werden. Vor diesem Hintergrund wurde versucht, die tatsächlichen Abmessungen der Profile mit dem nächstgrößeren (in Bezug auf die Profildicke) Profil gemäß dem Sortiment zu vergleichen. Die so ermittelten Korrosionsverluste betrugen 25-30 %, was nach den Anforderungen der Norm ein Notfallzeichen ist.
Nach der ersten Analyse (Vergleich mit dem Sortiment) hat der Kunde die Projektdokumentation gefunden und bereitgestellt. Als Ergebnis der Analyse des Projekts wurde festgestellt, dass einige der Fachwerkelemente aus Profilen mit einem größeren Querschnitt (in Bezug auf Dicke und Abmessungen) als im Projekt angegeben bestanden. Unter Berücksichtigung der anfänglichen Verwendung von Profilen mit größerem Querschnitt und ihres korrosiven Verschleißes wurde festgestellt, dass die tatsächlichen Dicken dieser Elemente die Konstruktionsdicken überschreiten. Damit ist die konstruktiv vorgesehene Tragfähigkeit dieser Elemente gewährleistet. Die Korrosionsverluste desjenigen Teils der Elemente, dessen Querschnitt den Konstruktionsdaten entspricht, erwiesen sich als nicht so signifikant (nicht mehr als 10%).
Bei der Bestimmung des korrosiven Verschleißes anhand des Vergleichs mit der Konstruktionsdokumentation wurde festgestellt, dass sein Wert 10% der Querschnittsfläche einiger Elemente nicht überschreitet. Mangels Planungsunterlagen und sortimentsgerechter Nutzung als Anfangsstücke könnte der technische Zustand der Bauwerke fälschlicherweise als Notstand erkannt werden.
Abschluss
Die folgenden Schlussfolgerungen können aus dem präsentierten Material gezogen werden.
1. Es hat sich gezeigt, dass das Ultraschall-Echo-Verfahren das bequemste und produktivste und manchmal das einzig mögliche Verfahren zur Bestimmung der Restdicke von Stahlkonstruktionen ist. Die Verwendung von mechanischen Dickenmessgeräten kann nur empfohlen werden, wenn Ultraschall-Dickenmessgeräte nicht oder nicht verwendet werden können (z. B. bei niedrigen Lufttemperaturen).
2. Es wird begründet, dass eine indirekte Methode zur Bestimmung der Korrosionsverluste auf der Grundlage der Messung der Dicke von Korrosionsprodukten aufgrund der Unzuverlässigkeit der erhaltenen Ergebnisse nicht anwendbar ist.
3. Die prozentuale Darstellung der Metallkorrosionsverluste gibt eine qualitative Aussage über den Zustand des Bauwerks und ermöglicht auch die Bewertung der Korrosionsrate.
4. Der Zustand von Bauwerken muss in den meisten Fällen durch Nachweisrechnung ermittelt werden. Dazu ist es notwendig, Informationen über die verbleibenden geometrischen Eigenschaften des beschädigten Abschnitts zu haben.
5. Es wurde ein Algorithmus zur Bestimmung des korrosiven Verschleißes entwickelt, der in der Praxis der Untersuchung von Objekten empfohlen wird (Abb. 11).
6. Es ist erforderlich, die Abschnitte der Regulierungsdokumente zu aktualisieren, die die instrumentelle Bewertung des korrosiven Verschleißes regeln und den technischen Zustand von Metallkonstruktionen unter Berücksichtigung der vorgeschlagenen Methodik klassifizieren.
Abbildung 11. Algorithmus zur Bewertung des Korrosionsverschleißes (* für kontinuierliche Metallkorrosion)
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Die Bewertung des Korrosionszustands der Pipeline, die sich im elektrischen Feld der Stromübertragungsleitung befindet, wird gemäß der Potentialdifferenz zwischen dem Rohr und dem Boden und der Größe des Stroms in der Pipeline durchgeführt.
Lok-Schema einer komplexen Bewertung des technischen Zustands von LP MG. Die Bewertung des Korrosionszustandes von LP-MG soll künftig fester Bestandteil einer umfassenden Bewertung des technischen Zustands von LP-MG werden.
Schema der Entstehung und Verbreitung von Wanderern. Bei der Beurteilung des Korrosionszustands einer Gasleitung ist es wichtig, sowohl den Durchschnitts- als auch den Maximalwert der Potentialdifferenz zu kennen.
Korrosionsbewertungsinstrumente sollten Sensoren, ein Aufzeichnungssystem und geeignete Energiequellen umfassen. Bei der Anwendung magnetischer und elektromagnetischer Verfahren können verschiedene Magnetisierungssysteme verwendet werden. Das Abtastproblem wird entweder durch eine kleine Anzahl von Sensoren gelöst, die sich entlang einer Schraubenlinie innerhalb des Rohrs bewegen, oder durch eine große Anzahl von Sensoren, die sich translatorisch zusammen mit dem Magnetisierungssystem bewegen und entlang des Umfangs der Vorrichtung angeordnet sind. In diesem Fall ist es am sinnvollsten, eine zweiringig versetzte Sensoranordnung zu verwenden, um mögliche Defekte im Rohr auszuschließen. Die in den USA hergestellten Linealog-Instrumente bestehen aus drei Teilen, die durch Scharniere verbunden sind. Im ersten Abschnitt befinden sich Stromquellen und Dichtmanschetten, im zweiten - ein Elektromagnet mit einem System von Kassetten für Sensoren, im dritten - elektronische Komponenten und ein Aufzeichnungsgerät, Sie werden für Rohrleitungsinspektionen verwendet.
Bohrungen zur Beurteilung des Korrosionszustandes der Rohrleitung müssen mit vollständiger Öffnung der Rohrleitung und der Möglichkeit der Inspektion ihrer unteren Mantellinie durchgeführt werden. Die Länge des freiliegenden Teils des Rohrs muss mindestens drei seiner Durchmesser betragen.
Effektiver Weg Die Bewertung des Korrosionszustands der Ausrüstung (in den Phasen ihrer Konstruktion, ihres Betriebs und ihrer Renovierung) ist die Korrosionsüberwachung - ein System zur Beobachtung und Vorhersage des Korrosionszustands eines Objekts, um rechtzeitig Informationen über seine möglichen Korrosionsausfälle zu erhalten.
Im Tisch. 6 gibt eine Einschätzung des tatsächlichen Korrosionszustands von Warmwassersystemen aus schwarzen Rohren in einer Reihe von Städten. Darüber hinaus werden zum Vergleich die berechneten Indizes der Wassersättigung bei 60 ° C, Daten zum Gehalt an gelöstem Sauerstoff im Wasser, freiem Kohlendioxid und eine Bewertung der Korrosionsaktivität angegeben.
Verteilung der Bdes Wasser-Gas-Öl-Stroms für Rohrleitungen mit verschiedenen Durchmessern. Korrosionsinspektionen von Verrohrungssträngen werden durchgeführt, um ihren Korrosionszustand (sowohl in Bezug auf die Tiefe als auch auf die Feldfläche) zu beurteilen, die Parameter des elektrochemischen Schutzes zu bestimmen, die Ursachen für Leckagen von Verrohrungssträngen während des Betriebs zu identifizieren und die Sicherheit zu kontrollieren.
Basierend auf der Analyse der oben genannten Daten zur Bewertung des Korrosionszustands und der Zuverlässigkeit von Geräten und TP OOGCF, den Ergebnissen der Inline- und externen Fehlererkennung, korrosionsmechanischen Tests im Maßstab 1:1 und im Labor, metallografischen Untersuchungen von Vorlagen und Proben , den Ergebnissen der technischen Diagnose von Strukturen sowie unter Berücksichtigung der aktuellen behördlichen und technischen Dokumente (NTD) wurde eine Technik zur Diagnose von Ausrüstung und Prozessausrüstung für schwefelwasserstoffhaltige Öl- und Gasfelder entwickelt.
In unserem Land und im Ausland werden Methoden und Instrumente entwickelt, um den Korrosionszustand einer Rohrleitung zu beurteilen, ohne sie zu öffnen. Die erfolgversprechendsten Methoden basieren auf dem Durchgang einer speziell ausgestatteten Vorrichtung durch die Rohrleitung, die die Zentren von Korrosionsschäden von innen und außen an der Rohrwand fixiert. Die Literatur liefert Daten zu Methoden zur Überwachung des Zustands von Rohrleitungen. Das Hauptaugenmerk wird dabei auf magnetische und elektromagnetische Methoden gelegt, wobei letztere bevorzugt werden. Auch Ultraschall- und Röntgenverfahren werden hier kurz beschrieben.
Modelle, die nicht durch mathematische Gleichungen beschrieben werden und als Satz tabellarischer Koeffizienten oder Nomogramme dargestellt werden, die zur Bewertung des Korrosionszustands von Metallen empfohlen werden.
Zur Beurteilung des Zustands der Beschichtung der Rohrleitung während des Betriebs empfiehlt es sich, den Übergangswiderstand der isolierten Rohrleitung, die die Durchlässigkeit des Beschichtungsmaterials charakterisierenden Parameter und die in der Beschichtung verbleibende Menge an Antioxidans (bei stabilisierten Zusammensetzungen) zu verwenden . Um den Korrosionszustand der Rohrwand zu beurteilen, sollten Daten aus Messungen von Korrosionsverlusten von Metall unter der Beschichtung oder an Stellen ihres Defekts sowie der Größe und relativen Position von Korrosionsläsionen an der Rohrwand verwendet werden. Zum zweiten - lokale Korrosion (Hohlräume, Lochfraß, Flecken), einzeln (mit einem Abstand zwischen den nächstgelegenen Rändern benachbarter Läsionen von mehr als 15 cm), Gruppe (mit einem Abstand zwischen den nächstgelegenen Rändern benachbarter Läsionen von 15 bis 0,5 cm ) und ausgedehnte Läsionen (mit einem Abstand zwischen den nächsten Rändern benachbarter Läsionen von weniger als 0,5 cm). Einzelne Korrosionsläsionen führen nicht zu Ausfällen in Rohrleitungen.
Um den Zustand der Isolierbeschichtung auf der Rohrleitung während des Betriebs zu beurteilen, müssen die Werte des Übergangswiderstands der Rohrleitung, Parameter, die die Durchlässigkeit des Beschichtungsmaterials charakterisieren, und die Menge an Antioxidans (für stabilisierte Zusammensetzungen) verwendet werden. in der Dämmung verbleiben. Um den Korrosionszustand der Rohrwand zu beurteilen, müssen Daten aus Messungen von Korrosionsverlusten von Metall unter der Beschichtung oder an Stellen ihres Defekts sowie die Größe und relative Position von Korrosionsläsionen an der Rohrwand verwendet werden.
Bei der Beurteilung des Korrosionszustands der Rohrleitung werden die Korrosionsarten bestimmt, der Grad der Korrosionsschäden an der Außenwand der Rohre mit einer verallgemeinerten Eigenschaft der Abschnitte, das Maximum und Durchschnittsgeschwindigkeit Korrosion, prognostizieren Sie den korrosiven Zustand des Standorts für 3-5 Jahre.
Im Tisch. 9.12 liefert eine Bewertung des Korrosionszustands der Rohrleitung mit einem vollständigen Satz von Einflussfaktoren und den entsprechenden Empfehlungen.
In der Praxis können Sie zur Quantifizierung der Korrosionsbeständigkeit von Metallen jede Eigenschaft oder Eigenschaft des Metalls verwenden, die sich während der Korrosion erheblich und natürlich ändert. So kann in Wasserversorgungsanlagen durch die zeitliche Änderung des hydraulischen Widerstandes der Anlage oder ihrer Abschnitte eine Aussage über den Korrosionszustand von Rohrleitungen getroffen werden.
Um die Möglichkeit zu finden, Metallverluste durch Korrosion zu reduzieren und signifikante direkte und indirekte Korrosionsverluste zu reduzieren, ist es notwendig, den korrosiven Zustand von Apparaten und Verbindungen von chemisch-technischen Systemen zu bewerten. In diesem Fall ist sowohl eine Bewertung des Korrosionszustandes des chemisch-technologischen Systems als auch eine Vorhersage erforderlich mögliche Entwicklung Korrosion und die Auswirkung dieses Prozesses auf die Leistung von Geräten und Kommunikationen chemisch-technologischer Systeme.
Das Messverfahren ist in Abschnitt II angegeben. Der zur Beurteilung des Korrosionszustands eines Bauwerks erforderliche Umfang und Komplex der Messungen wird durch die in der vorgeschriebenen Weise genehmigten Dienstanweisungen geregelt.
Die Komplexität und Originalität des Korrosionsprozesses von unterirdischen Metall- und Stahlbetonkonstruktionen sind auf die besonderen Bedingungen der unterirdischen Umgebung zurückzuführen, in der Atmosphäre, Biosphäre und Hydrosphäre interagieren. Deswegen Besondere Aufmerksamkeit befasst sich mit der Entwicklung und Herstellung von Geräten und Systemen zur Bewertung des Korrosionszustands von unterirdisch befindlichen Objekten. Eine solche Bewertung kann auf der Grundlage der Messung des zeitlich gemittelten Potentials einer Metallstruktur relativ zum Boden durchgeführt werden. Um den Mittelwert des Potentials zu bestimmen, wurden Geräte entwickelt - Integratoren von Streuströmen. Sie sind einfach herzustellen, benötigen keine speziellen Netzteile und sind zuverlässig im Betrieb. Die Verwendung dieser Geräte liefert Informationen über die Art der räumlichen Verteilung der Anoden-, Kathoden- und Wechselzonen zur Auswahl des Anschlussorts der elektrochemischen Schutzmittel und zur integralen Berücksichtigung ihrer Betriebseffizienz. Diese Informationen können sowohl bei der Konstruktion, dem Bau und der Installation neuer Geräte als auch während des Betriebs verwendet werden. Es wird möglich, geplante Maßnahmen umzusetzen, um die hohe Zuverlässigkeit von Metall- und Stahlbetonkonstruktionen im Langzeitbetrieb sicherzustellen.
Die Bewertung des Korrosionsrisikos von erdverlegten Stahlrohrleitungen durch den Einfluss von Elektrofahrzeugen, die mit Wechselstrom betrieben werden, sollte auf der Grundlage der Ergebnisse von Messungen der Potentialdifferenz zwischen der Rohrleitung und der Umgebung erfolgen. Das Messverfahren ist in Abschnitt II angegeben. Umfang und Umfang der Messungen, die zur Beurteilung des Korrosionszustands der Rohrleitung erforderlich sind, werden durch in der vorgeschriebenen Weise genehmigte Abteilungsanweisungen festgelegt.
Die Modussteuerung erfolgt auf der Grundlage der Ergebnisse von Analysen von Wasser- und Dampfproben, pH-Werten von Speise- und Kesselwasser, periodischen Bestimmungen der quantitativen und qualitativen Zusammensetzung von Ablagerungen sowie einer Bewertung des Zustands des Kesselmetalls in Sachen Korrosion. Das Betriebspersonal kontrolliert insbesondere zwei Hauptindikatoren des Regimes: die Dosis von Compleson (entsprechend der Abnahme des Füllstands im Messbehälter der Arbeitslösung 7, umgerechnet auf den Speisewasserverbrauch) und den pH-Wert des Kesselwassers der sauberes Fach. Alle 5–7 Jahre werden repräsentative Proben von Rohren der Heizfläche geschnitten, qualitative und quantitative Analyse von Ablagerungen, Bewertung des Korrosionszustands des Metalls im Vergleich zu seinem Ausgangszustand in den ersten 1–2 Jahren der Ausarbeitung des Regimes durchgeführt tausend Betriebsstunden.
Daher gibt es Fälle, in denen aufgrund einer ungenauen Bestimmung des Ortes von Korrosionsfehlern an der Oberfläche und im Inneren der Pipeline aufgrund der Rückversicherung ein ungerechtfertigter Austausch der Pipeline in bedeutenden Bereichen zulässig ist, was zu einer großen Überschreitung öffentlicher Mittel führt. Daher sind eine zuverlässige Beurteilung des Korrosionszustands von Rohrleitungen und eine rechtzeitige und korrekte Reparatur auf der Grundlage der gewonnenen Daten erforderlich. Zu diesem Zweck wurden in unserem Land Fehlerdetektoren entwickelt, konstruiert und getestet, um den Korrosionszustand von Pipelines zu beurteilen, ohne sie aus dem Graben zu öffnen.
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