Überwachung des Korrosionszustands von Rohrleitungen. Analyse des Korrosionszustands des Gasleitungsabschnitts anhand der Daten der Inline-Fehlererkennung

Umfassende Untersuchung des Korrosionszustandes bestehender Hauptgas- und Ölpipelines und ihre Systeme Elektrochemischer Schutz wurde durchgeführt, um die Abhängigkeit des Vorhandenseins von Korrosion und Spannungskorrosionsschäden am externen FCKW von den Betriebsmodi der ECP-Anlagen zu bestimmen, um die Ursachen für das Auftreten und Wachstum von Korrosions- und Spannungskorrosionsschäden zu identifizieren und zu beseitigen . Tatsächlich unterliegen die wichtigsten Gas- und Ölpipelines im Laufe ihres Betriebs praktisch keiner Veralterung. Die Zuverlässigkeit ihres Betriebs wird hauptsächlich durch den Grad der Korrosion und Beanspruchung bestimmt korrosiver Verschleiß. Betrachtet man die Dynamik der Unfallrate von Gaspipelines für den Zeitraum 1995 bis 2003, so wird deutlich, dass es im Laufe der Zeit zu einem Anstieg der Unfallrate aufgrund der Entstehung von Korrosions- und Spannungskorrosionsfehlern am KZP kommt.

Reis. 5.1.

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

Die Ergebnisse umfassender Untersuchungen zum Korrosionsschutz von Gas- und Ölleitungen (Vorhandensein von Korrosionsgruben und Spannungskorrosionsrissen, Haftung und Kontinuität der Isolierbeschichtung, Grad des elektrochemischen Schutzes) zeigen, dass die Lösung des Problems des Korrosionsschutzes von Die Isolierung von Hauptgas- und Ölpipelines mithilfe von Isolierbeschichtungen und kathodischer Polarisation bleibt weiterhin relevant. Eine direkte Bestätigung des oben Gesagten sind die Ergebnisse der Inline-Diagnose. Laut Inline-Diagnostik ist in einigen Abschnitten der wichtigsten Öl- und Gaspipelines mit einer Lebensdauer von mehr als 30 Jahren der Anteil der Defekte hoch äußere Korrosion(einschließlich Spannungskorrosion) erreicht 80 % der Gesamtzahl der erkannten Mängel.

Die Qualität der Isolierung von Hauptgas- und Ölleitungen wird durch den Wert des Übergangswiderstands charakterisiert, der auf der Grundlage der Parameter des elektrochemischen Schutzes bestimmt wird. Einer der Hauptparameter des elektrochemischen Schutzes von Rohrleitungen, der die Qualität der Isolierbeschichtung charakterisiert, ist die Stromstärke Kathodenschutz. Die Daten zum Betrieb von ECP-Anlagen zeigen, dass sich die Größe des Schutzstroms des RMS am linearen Teil D bei 1220 mm über 30 Betriebsjahre aufgrund der Alterung der Isolierung fast um das Fünffache erhöht hat. Stromverbrauch zur Gewährleistung des elektrochemischen Schutzes von 1 km der Ölpipeline im Bereich von Schutzpotentialen von 1,2 ... 2,1 V m.s. e. stieg von 1,2 auf 5,2 A/km, was auf eine proportionale Abnahme des Übergangswiderstands der Ölpipeline hinweist. Der Übergangswiderstand der Isolierung nach 30 Jahren Betrieb von Gas- und Ölpipelines hat über die gesamte Länge die gleiche Größenordnung (2,6-10 3 Ohm - m 2), mit Ausnahme der Abschnitte, in denen die Überholung von Gas- und Ölpipelines durchgeführt wurde Der Austausch der Isolierung, während die Anzahl der Korrosions- und Spannungsschäden – Korrosionsschäden an der äußeren kathodengeschützten Oberfläche – erheblich schwankt – von 0 bis 80 % Gesamtzahl Durch die Inline-Fehlererkennung festgestellte Mängel, die sowohl an den Kreuzungen der Schutzzonen als auch in der Nähe der Entwässerungspunkte der SCZ im Tiefland und in den sumpfigen Streckenabschnitten lokalisiert sind. Grundwasser von Feuchtgebieten im zentralen Teil Westsibirien zeichnen sich durch eine geringe Mineralisierung (0,04 Masse-%) und dadurch einen hohen ohmschen Widerstand (60 ... 100 Ohm m) aus. Darüber hinaus sind Sumpfböden sauer. Der pH-Wert von Sumpfgewässern erreicht 4. Der hohe Ohmsche Widerstand und der Säuregehalt des Sumpfelektrolyten sind die wichtigsten Faktoren Auswirkungen auf die Korrosionsrate von Gasleitungen und die Wirksamkeit ihres elektrochemischen Schutzes. Es wird darauf hingewiesen, dass in den Porenlösungen von Sumpfböden der Gehalt an Schwefelwasserstoff 0,16 mg/l erreicht, was eine Größenordnung höher ist als in gewöhnlichen Böden und Fließgewässern. Wie Umfragedaten zeigen, beeinflusst Schwefelwasserstoff auch den korrosiven Zustand von Gas- und Ölpipelines. Das Auftreten von Schwefelwasserstoffkorrosion aufgrund der Aktivität sulfatreduzierender Bakterien (SRB) wird beispielsweise dadurch angezeigt, dass unter ansonsten gleichen Bedingungen die maximale Eindringtiefe der äußeren Korrosion in durch Defekte in der Isolierung von Gas- und Ölpipelines in stehenden Sümpfen ist einerseits durchschnittlich um 70 % größer als in Fließgewässern, und auch in stehenden Mooren mit hohem H 2 -Gehalt finden sich fast überall Spannungskorrosionsrisse am äußeren KZP S - auf der anderen Seite. Entsprechend moderne Ideen molekularer Schwefelwasserstoff regt die Hydrierung von Stählen an. Die Elektroreduktion von H 2 S an der KZP-Pipeline verläuft jedoch über die Reaktionen H, S + 2-» 2H als + S a ~ c und H, S + V-^ Н ads + HS“ ac , was den Füllgrad der chemisorbierten Schicht mit atomarem Wasserstoff erhöht in c in die Struktur des Rohrstahls diffundieren. Kohlendioxid ist auch ein wirksamer Hydrierungsstimulator: HC0 3 +e-> 2H Ads + C0 3 ". Das Problem der Korrosion und

Die Zerstörung von Öl- und Gaspipelines auf sumpfigen Streckenabschnitten durch Spannungskorrosion ist noch nicht abschließend geklärt und bleibt relevant. Die Ergebnisse der Korrosionsinspektion von Hauptgas- und Ölpipelines in sumpfigen Gebieten zeigten, dass fast die gesamte Außenfläche sowohl von Ölpipelines als auch von Gaspipelines bei Isolationsfehlern und unter abgeblätterter Isolierung mit braunen (an Aluminiumpulver erinnernden) Ablagerungen bedeckt ist. Korrosionsgruben mit maximaler Tiefe werden durch Schäden an der Isolierung lokalisiert. Die geometrischen Parameter von Korrosionsschäden entsprechen fast genau der Geometrie von Schäden durch Isolierung. Unter der abgeblätterten Isolierung finden sich im Kontaktbereich zwischen Rohrwand und Bodenfeuchtigkeit Korrosionsspuren ohne sichtbare Korrosionsgruben mit Spuren von Spannungsrisskorrosion.

Experimentell wurde an Proben von Rohrstahlrohren, die in der Nähe der Wand der Hauptölpipeline installiert wurden, D y 1220 mm (an ihrer oberen, seitlichen und unteren Mantellinie) festgestellt, dass in den Böden der Taiga-Sumpfregion des zentralen Teils des Westens In Sibirien beträgt die Korrosionsrate von Proben ohne kathodischen Schutz bei durchgehenden Isolationsdefekten 0,084 mm/Jahr. Unter Schutzpotential (mit ohmschem Anteil) minus 1,2 V ms. h., wenn die Stromdichte des kathodischen Schutzes die Dichte des Grenzsauerstoffstroms um das 8- bis 12-fache übersteigt, überschreitet die Restkorrosionsrate 0,007 mm/Jahr nicht. Eine solche Restkorrosionsrate entspricht nach einer zehnstufigen Korrosionsbeständigkeitsskala einem korrosiven Zustand sehr widerstandsfähig und für Hauptgas- und Ölpipelines ist akzeptabel. Der Grad des elektrochemischen Schutzes beträgt in diesem Fall:

Bei einer umfassenden Untersuchung des Korrosionszustandes der äußeren Kathodenschutzoberfläche von Gas- und Ölleitungen in Gruben werden in durchgehenden Isolationsfehlern Korrosionsgruben mit einer Tiefe von 0,5 ... 1,5 mm festgestellt. Es lässt sich leicht berechnen, wie lange der elektrochemische Schutz die Bodenkorrosionsrate nicht unterdrückt hat zulässige Werte dazugehörigen sehr hartnäckig korrosiver Zustand von Gas- und Ölpipelines:

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

Dies gilt für eine Betriebsdauer von 36 Jahren. Der Grund für die Abnahme der Effizienz des elektrochemischen Korrosionsschutzes von Gas- und Ölleitungen ist mit einer Abnahme des Übergangswiderstands der Isolierung, dem Auftreten von Durchgangsfehlern in der Isolierung und infolgedessen einer Abnahme des Stroms verbunden Dichte des kathodischen Schutzes an den Verbindungsstellen der Schutzzonen des SCZ auf Werte, die nicht die Werte der Grenzstromdichte für Sauerstoff erreichen, die keine Unterdrückung der Bodenkorrosion auf akzeptable Werte ermöglichen, obwohl die Werte der mit dem ohmschen Anteil gemessenen Schutzpotenziale entsprechen der Norm. Eine wichtige Reserve, die es ermöglicht, die Geschwindigkeit der Korrosionszerstörung von Gas- und Ölpipelines zu verringern, ist die rechtzeitige Identifizierung von Unterschutzgebieten, wenn L 1 1 Lr

Die Korrelation von Mängeln in der äußeren Korrosion einer Ölpipeline mit der Dauer von Ausfällen an Freileitungen entlang der Trasse zeigt, dass es bei Ausfällen von Freileitungen entlang der Trasse und während der Stillstandszeit von SCZ zu Lochfraßkorrosion durch Isolationsdefekte kommt, deren Häufigkeit erreicht 0,084 mm/Jahr.

Reis. 5.2.

Im Zuge einer umfassenden Untersuchung der elektrochemischen Schutzsysteme der wichtigsten Gas- und Ölpipelines wurde festgestellt, dass im Bereich kathodischer Schutzpotentiale von 1,5 ... 3,5 V m.s. e. (mit ohmscher Komponente) kathodische Schutzstromdichte j aüberschreitet die Grenzstromdichte von Sauerstoff J 20 ... 100 Mal oder mehr. Darüber hinaus unterscheidet sich die Stromdichte bei gleichen kathodischen Schutzpotentialen je nach Bodenart (Sand, Torf, Ton) erheblich, fast um das 3- bis 7-fache. IN Feldbedingungen Abhängig von der Art des Bodens und der Tiefe der Rohrleitung (Eintauchtiefe der Korrosionsanzeigesonde) variierte die Grenzstromdichte für Sauerstoff, gemessen an der Arbeitselektrode aus Stahl 17GS mit einem Durchmesser von 3,0 mm, innerhalb von 0,08 . .. 0,43 A/m“, und die Stromdichte des kathodischen Schutzes bei Potentialen mit ohmschem Anteil ab

1,5...3,5 V m.s. h., gemessen an derselben Elektrode, erreichte Werte von 8 ... 12 A/m 2, was eine intensive Freisetzung von Wasserstoff zur Folge hat äußere Oberfläche Pipeline. Ein Teil der Wasserstoffadatome gelangt bei diesen kathodischen Schutzarten in die oberflächennahen Schichten der Rohrleitungswand und versorgt diese mit Wasserstoff. In den Arbeiten in- und ausländischer Autoren wird auf einen erhöhten Wasserstoffgehalt in Proben hingewiesen, die aus Rohrleitungen entnommen wurden, die der Zerstörung durch Spannungskorrosion ausgesetzt sind. Im Stahl gelöster Wasserstoff hat eine erweichende Wirkung, die letztendlich zu Wasserstoffermüdung und dem Auftreten von Spannungskorrosionsrissen im FCKW unterirdischer Stahlrohrleitungen führt. Das Problem der Wasserstoffermüdung von Rohrstählen (Festigkeitsklasse X42-X70) in letzten Jahren zieht an Besondere Aufmerksamkeit Forscher im Zusammenhang mit den häufigen Unfällen auf den Hauptgaspipelines. Wasserstoffermüdung bei einem sich zyklisch ändernden Betriebsdruck in der Rohrleitung wird bei kathodischem Überschutz nahezu in reiner Form beobachtet j KZ /j >10.

Wenn die Stromdichte des kathodischen Schutzes die Werte der Grenzstromdichte für Sauerstoff erreicht (oder geringfügig, nicht mehr als das 3- bis 5-fache, ce überschreitet), überschreitet die Restkorrosionsrate 0,003 bis 0,007 mm nicht /Jahr. Erheblicher Überschuss (mehr als das Zehnfache) j K tüber J führt praktisch nicht zu einer weiteren Unterdrückung des Korrosionsprozesses, sondern zu einer Hydrierung der Rohrleitungswand, was zum Auftreten von Spannungsrisskorrosionsrissen am FCKW führt. Das Auftreten einer Wasserstoffversprödung während einer zyklischen Änderung des Arbeitsdrucks in der Rohrleitung wird als Wasserstoffermüdung bezeichnet. Eine Wasserstoffermüdung von Rohrleitungen äußert sich unter der Voraussetzung, dass die Konzentration des Kathodenwasserstoffs in der Rohrleitungswand nicht unter ein bestimmtes Mindestniveau sinkt. Erfolgt die Desorption von Wasserstoff aus der Rohrwand schneller als die Entwicklung des Ermüdungsprozesses, wenn kz / pr um nicht mehr als das 3 ... 5-fache überschreitet, kommt es zu Wasserstoffermüdung

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

Reis. 5.3.

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

Das kathodische Schutzpotential lag während des Messzeitraums im Bereich von minus 1,6 ... 1,9 V ms. e. Der Verlauf der Ergebnisse spurenelektrischer Messungen, dargestellt in Abb. 5.3, a, zeigt an, dass die maximale Dichte des Wasserstoffflusses in die Rohrwand bei eingeschaltetem SKZ 6 ... 10 μA / cm 2 betrug. Auf Abb. 5.3, B Die Änderungsbereiche der Ströme von Wasserstoffsensoren und kathodischen Schutzpotentialen werden für den ein- und ausgeschalteten RMS dargestellt.

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

2...3 mal. Auf Abb. In Abb. 5.4 zeigt die Kurven der Änderungen der Ströme von Wasserstoffsensoren und kathodischen Schutzpotentialen am KP 08 des Knotens Krasnoturinsk.

Der Verlauf der experimentellen Studien, dargestellt in den Abb. 5.4 gibt an, dass die maximale Dichte des Wasserstoffflusses in die Rohrwand 12 ... 13 μA / cm 2 nicht überschritt. Die gemessenen kathodischen Schutzpotentiale lagen im Bereich von minus 2,5...3,5 V m.s. e. Oben wurde gezeigt, dass die Menge des am FCKW freigesetzten Wasserstoffs vom Wert des dimensionslosen Kriteriums abhängt jK c / a pr. In diesem Zusammenhang ist es von Interesse, die Ergebnisse der Inline-Diagnose bestehender Hauptöl- und Gaspipelines mit kathodischen Schutzmodi zu vergleichen.

Reis. 5.4.

In der Tabelle. Abbildung 5.1 zeigt einen Vergleich der Ergebnisse der Inline-Diagnose mit den Ergebnissen einer umfassenden Untersuchung der ECP-Systeme in Betrieb befindlicher Öl- und Gaspipelines im zentralen Teil Westsibiriens. Die Ergebnisse elektrochemischer Messungen am linearen Teil bestehender Öl- und Gaspipelines zeigen, dass in verschiedenen Böden bei gleichen Werten des gemessenen Potentials die kathodischen Schutzstromdichten stark variieren, was eine zusätzliche Regelung des kathodischen Schutzstroms erforderlich macht Dichte bei der Auswahl und Anpassung der Schutzpotentiale unterirdischer Rohrleitungen. im Vergleich zur Grenzstromdichte von Sauerstoff. Durch zusätzliche elektrochemische Messungen an der Trasse bestehender Hauptgas- und Ölpipelines wird die Entstehung hoher lokaler Spannungen in der Pipelinewand durch Wasserstoffmolisierung (mit hohem figurativem Wert) verhindert bzw. minimiert. Eine Erhöhung des Niveaus lokaler Spannungen in der Rohrleitungswand ist mit einer Änderung der Triaxialität des Spannungszustands in lokalen Bereichen verbunden, die mit kathodischem Wasserstoff angereichert sind, wo sich Mikrorisse bilden, Vorläufer von Spannungskorrosionsrissen am äußeren CFC.

Vergleich der Ergebnisse der Inline-Diagnose mit den Ergebnissen einer umfassenden Systemuntersuchung

Elektrochemischer Schutz Betrieb von Gas- und Ölpipelines zentraler Teil Westsibiriens

Distanz,	Schutzpotentialverteilung (0WB) (Person A/m 2)	Bedeutung Kriterien J k.z ^ Jxvp	Betrieb, mm	Dichte Mängel ein Verlust Methan,	Dichte Mängel bündeln,
Distanz,		Bedeutung Kriterien J k.z ^ Jxvp	Betrieb, mm	Dichte Mängel ein Verlust Methan,	Dichte Mängel bündeln,
Lileyny Teil der Hauptölpipeline D bei 1220 mm

Distanz,	Grenzstromdichte für Sauerstoff (LrHA / m 2	Verteilung des Schutzpotenzials und Stromdichte des kathodischen Schutzes (Wimper > A/m 2)	Bedeutung Kriterien Uk.z ^ Ex	Maximale Eindringtiefe der Korrosion über den gesamten Zeitraum Betrieb, mm	Dichte Mängel ein Verlust Metall,	Dichte der Mängel bündeln, Stück/km	Die Gesamtdauer der Ausfallzeit des CPS für die gesamte Betriebsdauer (laut Betreiberorganisation), Tage

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

null. Tatsächlich die maximale Defektdichte äußere Korrosion in Bereichen beobachtet, in denen die Dauer der Ausfallzeit des elektrochemischen Schutzes (nach Angaben der Betreiberorganisationen) die Standardwerte überschritt. Andererseits die maximale Fehlerdichte des Typs bündeln wird auf sumpfigen Auenabschnitten der Strecke beobachtet, wo die Ausfallzeiten von ECP-Anlagen die Normwerte nicht überschritten. Eine Analyse der Betriebsmodi des VPS in Abschnitten mit minimaler Ausfalldauer vor dem Hintergrund einer großen Datenstreuung weist auf einen nahezu proportionalen Zusammenhang zwischen der Fehlerdichte des Typs hin bündeln und Kriterium jK 3 / / , wenn die Stromdichte des kathodischen Schutzes während einer langen Betriebszeit (mit einer Mindestdauer der RMS-Ausfallzeit) die Grenzstromdichte für Sauerstoff um das Zehnfache oder mehr überstieg. Die Analyse der kathodischen Schutzregime im Vergleich zu Korrosions- und Spannungskorrosionsdefekten am FCKW bestätigt die zuvor getroffenen Schlussfolgerungen zum Verhältnis jK 3 / jnp kann als dimensionsloses Kriterium zur Überwachung der Restkorrosionsrate der Rohrleitung bei verschiedenen kathodischen Schutzpotentialen dienen, um einerseits die Bildung von Defekten am FCKW zu verhindern äußere Korrosion und um die Intensität der elektrolytischen Hydrierung der Rohrleitungswand zu bestimmen – andererseits um die Entstehung und das Wachstum von Defekten wie z bündeln nahe der kathodisch geschützten Oberfläche.

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

In der Tabelle. In Abb. 6.2 zeigt die Ergebnisse der Messung des Verhältnisses der Stromdichte des kathodischen Schutzes zur Grenzstromdichte für Sauerstoff an der oberen Mantellinie der Hauptölleitung D bei 1220 mm. Die Berechnung der Restkorrosionsrate der Rohrleitung bei gegebenen kathodischen Schutzpotentialen erfolgt nach Formel 4.2. In der Tabelle angegeben. 5.1 und 5.2 zeigen die Daten, dass dies für die gesamte Betriebsdauer der Hauptölpipeline unter Berücksichtigung der Ausfallzeiten des elektrischen und chemischen Schutzes gilt

(nach Angaben des Betreibers) sollte die maximale Eindringtiefe der Korrosion am äußeren KZP 0,12...0,945 mm nicht überschreiten. Tatsächlich variierte die Grenzstromdichte für Sauerstoff auf der Ebene der Verlegung der untersuchten Abschnitte von Öl- und Gaspipelines zwischen 0,08 A/m 2 und 0,315 A/m 2 . Auch bei der maximalen Grenzstromdichte für Sauerstoff von 0,315 A/m2 wird die maximale Eindringtiefe der Korrosion über 36 Betriebsjahre bei einer geplanten RMS-Stillstandszeit von 1,15 Jahren 0,3623 mm nicht überschreiten. Dies sind 3,022 % der Nennwandstärke der Rohrleitung. In der Praxis sehen wir jedoch ein anderes Bild. In der Tabelle. In Abb. 5.1 zeigt die Ergebnisse der Inline-Diagnose eines Abschnitts der Hauptölpipeline D bei 1220 mm nach 36 Jahren Betrieb. Die Ergebnisse der Inline-Diagnose zeigen, dass der maximale Korrosionsverschleiß der Rohrleitungswand 15 % der Nenndicke der Rohrwand übersteigt. Die maximale Eindringtiefe der Korrosion erreichte 2,0 mm. Dies bedeutet, dass die Ausfallzeit von ECP-Anlagen nicht den Anforderungen von GOST R 51164-98, Abschnitt 5.2, entspricht.

Durchgeführte elektrometrische Messungen sind in der Tabelle dargestellt. 5.2 geben an, dass unter einem bestimmten kathodischen Schutzsystem die Restkorrosionsrate 0,006 ... 0,008 mm/Jahr nicht überschritt. Eine solche Restkorrosionsrate entspricht nach einer zehnstufigen Korrosionsbeständigkeitsskala einem korrosiven Zustand korrosionsbeständig und für die wichtigsten Öl- und Gaspipelines ist akzeptabel. Ego bedeutet, dass bei 36 Betriebsjahren der Pipeline unter Berücksichtigung von Informationen über die Ausfallzeit von ECP-Anlagen nach Angaben der Betreiberorganisation die Eindringtiefe der Korrosion 0,6411 mm nicht überschreiten würde. Tatsächlich betrug die Eindringtiefe der Korrosion während des geplanten Stillstands der ECP-Anlagen (1,15 Jahre) 0,3623 mm. Über die Betriebsdauer der ECP-Anlagen (34,85 Jahre) betrug die Eindringtiefe der Korrosion 0,2788 mm. Die Gesamteindringtiefe der Korrosion am KZP würde 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm) betragen. Die Ergebnisse der Inline-Diagnose zeigen, dass die tatsächliche maximale Eindringtiefe der Korrosion über 36 Betriebsjahre im untersuchten Abschnitt der Hauptölpipeline D bei 1220 mm 1,97 mm betrug. Anhand der verfügbaren Daten lässt sich leicht die Zeit berechnen, in der der elektrochemische Schutz die Unterdrückung der Bodenkorrosionsrate auf akzeptable Werte nicht gewährleistete: T = (1,97 – 0,6411) mm / 0,08 mm / Jahr = 16,61 Jahre. Die Dauer der Ausfallzeit von ECP-Anlagen an der Hauptgasleitung D y 1020 mm, die in einem technischen Korridor verläuft, auf dem in der Überschwemmungsebene des Flusses verläuft. Spannungskorrosionsrisse wurden im Fluss Ob gefunden, was mit der Dauer der Stillstandszeit der SPZ an der Hauptölpipeline zusammenfällt, da die SPZ der Gaspipeline und der Ölpipeline von einer entlang der Trasse verlaufenden Freileitung mit Strom versorgt werden.

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

Tabelle 5.2

Verteilung der Restkorrosionsrate in den Abschnitten bestehender Gas- und Ölpipelines im zentralen Teil Westsibiriens

Tabelle 5.3

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

Distanz,	Maximal mögliche Korrosionsrate der Rohrleitung ohne Kurzschluss, mm/Jahr	Restkorrosionsrate der Rohrleitung bei einem bestimmten Kurzschlussmodus, mm/Jahr	Maximale Eindringtiefe der Korrosion auf der kathodengeschützten Oberfläche, mm	Real
Linearer Teil der Hauptölpipeline D y 1220 mm





Linearer Teil der Hauptgasleitung D y 1020 mm

Analyse der in der Tabelle dargestellten Ergebnisse. 5.3 zeigt das Echtzeit Die Ausfallzeit der elektrochemischen Schutzmittel überschreitet den Normwert erheblich, was zu einem intensiven korrosiven Verschleiß der Rohrleitungswand von der äußeren, kathodengeschützten Seite führt.

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Die Untersuchung des Korrosionszustands bestehender Rohrleitungen und Kabel, die sich im Einflussbereich von Streuströmen befinden, erfolgt durch Messung der Potentialdifferenz zwischen Rohr und Erde mit hochohmigen Voltmetern. Die Anodenzonen eines unterirdischen Bauwerks sind sehr gefährlich und erfordern dringend Schutzmaßnahmen. Die Beurteilung des Korrosionsgefährdungsgrades in Wechselzonen erfolgt nach dem Wert des Asymmetriekoeffizienten (Tabelle I).

Eine Analyse des Korrosionszustands vorgefertigter Leitungen ergab, dass ihre Lebensdauer in den Lagerstätten Zapadno-Surgutskoye und Solkinskoye 3–6 Jahre nicht überschreitet. Während des Betriebs wurden lediglich 14 km Rohrleitungen im Reservoir-Druckerhaltungssystem des Vorkommens Zapadno-Surgutskoye komplett ersetzt. Im Jahr 1978 wurden 30 Brüche und Fisteln in den Pipelines im Solkinskoje-Feld und 60 Brüche im Zapadno-Surgutskoje-Feld registriert.

Eine Analyse des Korrosionszustands der OOGCF-Metallstrukturen zeigt, dass stufenförmige Delaminationen, die das Material der Wände von gehäuseartigen Geräten um mehr als 50 % durchdringen, nicht akzeptabel sind.

Dies zeigte eine Analyse des Korrosionszustands der GTP-Ausrüstung im Orenburg-Feld Innenfläche Die Ausrüstung ist mit einer gleichmäßigen Schicht mit einer Dicke von etwa 0,1 mm bedeckt, bei der es sich um pyrophore Ablagerungen handelt.

Eine Untersuchung des korrosiven Zustands von HDPE-Produktionsanlagen zeigt, dass die Hauptursache für die Korrosion der Anlagen darin liegt, dass sie einer aggressiven Umgebung ausgesetzt sind, die Chlorwasserstoff enthält, der bei der Zersetzung des Katalysators entsteht. Der Korrosionsprozess von Geräten führt zu einer Verkürzung der Lebensdauer, häufigen Reparaturen von Geräten und einer Kontamination von Polyethylen mit Korrosionsprodukten. Eisenverbindungen, die in das Polymer eindringen, beeinträchtigen seine physikalisch-chemischen und mechanischen Eigenschaften. Sie verursachen eine vorzeitige Alterung (Zerstörung) des Polymers, eine unerwünschte dunkelgraue Verfärbung der Produkte, erhöhen die Zerbrechlichkeit und verringern die dielektrischen Eigenschaften des Polymers. Darüber hinaus kommt es bei der Korrosion lackierter Geräte dazu, dass Lackpartikel in das Polyethylen gelangen, was zu dessen Quellung oder zur Porenbildung im Polymer führt.

Der Korrosionszustand des LP-MG wird als quantitativer Ausdruck der Leistungsindikatoren des Abschnitts des LP-MG verstanden, der Korrosionsfehler und (oder) Spannungskorrosionsfehler aufweist.

Um den Korrosionszustand zu ermitteln (Diagnose) und mögliche Korrosionsausfälle rechtzeitig zu erkennen, werden die in Betrieb befindlichen Maschinen regelmäßig überprüft.

Die Fernbestimmung des Korrosionszustands ermöglicht künftig die Durchführung beschleunigter Tests mit der Einstellung eines kontrollierten Experiments und der Simulation einzelner Phasen des Korrosionsprozesses.

Elektrische Messungen werden durchgeführt, um den Korrosionszustand zu bestimmen und eine Schutzmethode für neu gebaute Gasleitungen auszuwählen, bevor diese in Betrieb genommen werden (bevor sie an das bestehende Netzwerk angeschlossen werden). Zuvor neu verlegte Leitungen werden auf bereits in Betrieb befindliche Leitungen umgeleitet, um ein realistisches Bild vom elektrischen Zustand der Gasleitungen zu erhalten, der sich nach deren Anschluss an das bestehende Netz einstellt. Wird bei Messungen festgestellt, dass die Potentiale 0,1 V nicht überschreiten, erfolgt der Anschluss in der Regel ohne Auflagen. Bei Potentialen über OD V (bis 0,6 V) ist die Inbetriebnahme einer neuen Gasleitung möglich, sofern die Absicherung innerhalb von 3-5 Monaten erfolgt. Bei hohen Potentialen ist es unmöglich, neu errichtete Gasleitungen vor der Schutzeinrichtung einzuschalten, da die Gasleitung nach kurzer Zeit durch Strom zerstört werden kann, was wiederum zu Schäden führen kann schwerwiegende Folgen. Aus der Praxis sind zahlreiche Fälle bekannt, in denen ungeschützte Gasleitungen 1–2 Monate nach der Inbetriebnahme sowie vor der Inbetriebnahme durch vagabundierende Strömungen zerstört wurden, insbesondere im Bereich von Bahnumspannwerken.

Die Langzeitprognose des Korrosionszustandes von Gasleitungsabschnitten muss genutzt werden, um charakteristische Punkte für die Beobachtung der Korrosionsdynamik in stationären und mobilen Korrosionsüberwachungssystemen auszuwählen und die Vorschriften zur Überwachung von Korrosionsparametern und zum Schutz von Gasleitungen zu korrigieren verschiedene Sorten Korrosion.

Zur Kontrolle des Korrosionszustandes werden Methoden der zerstörungsfreien Prüfung eingesetzt, die sowohl ständig als auch periodisch (oder ggf. zusätzlich) und in jeder Betriebsphase von Objekten, unabhängig von deren Zustand, eingesetzt werden können. Zu diesen Methoden gehören Ultraschall-, Röntgen- und Schallemissionsverfahren zur Erkennung von Farbfehlern.

Zur Bestimmung des Korrosionszustandes des Systems werden thermodynamische und experimentelle Parameter dieses Systems sowie empirische Abhängigkeiten herangezogen. Das Programm umfasst die Vorhersage des Metallpotentials des Systems, des Korrosionsstroms, des Verlaufs der Polarisationskurven und der Immunitätsbereiche (aktiv und passiv) und ermöglicht es Ihnen, die ungünstigsten Kombinationen von Bedingungen zu finden, die die Entwicklung von Korrosion gewährleisten. Die Autoren haben Möglichkeiten zur Verbesserung des Korrosionsvorhersageprogramms aufgezeigt, wodurch die Genauigkeit und Zuverlässigkeit der Vorhersage für die das korrodierende System charakterisierenden Werte erhöht werden soll.

Die Beurteilung des Korrosionszustands der Rohrleitung, die sich im elektrischen Feld der Stromübertragungsleitung befindet, erfolgt anhand der Potentialdifferenz zwischen der Rohrleitung und dem Boden und der Stärke des Stroms in der Rohrleitung.
Blockdiagramm integrierte Beurteilung Technischer Zustand des LCH MG. Die Beurteilung des Korrosionszustands von PM LP soll in Zukunft erfolgen Bestandteil eine umfassende Beurteilung des technischen Zustands des LCH MG.
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 Potenzialdifferenz zu kennen.
Instrumente zur Korrosionsbewertung sollten Sensoren, ein Aufzeichnungssystem und geeignete Energiequellen umfassen. Beim Einsatz magnetischer und elektromagnetischer Verfahren ist der Einsatz verschiedener Magnetisierungssysteme möglich. Das Problem des Scannens ist gelöst oder nicht eine große Anzahl Sensoren, die sich innerhalb des Rohrs entlang einer Schraubenlinie bewegen, oder eine große Anzahl von Sensoren, die sich translatorisch zusammen mit dem Magnetisierungssystem bewegen und entlang des Umfangs des Geräts angeordnet sind. In diesem Fall ist es am sinnvollsten, eine zweiringversetzte Sensoranordnung zu verwenden, um mögliche Defekte im Rohr auszuschließen. Die in den USA hergestellten Linealog-Instrumente bestehen aus drei durch Scharniere verbundenen Abschnitten. Im ersten Abschnitt befinden sich Stromquellen und Dichtungsmanschetten, im zweiten ein Elektromagnet mit einem Kassettensystem für Sensoren, im dritten elektronische Komponenten und ein Aufzeichnungsgerät. Sie werden für Rohrleitungsinspektionen verwendet.
Bohrungen zur Beurteilung des Korrosionszustands der Rohrleitung müssen bei vollständiger Öffnung des Rohrs und der Möglichkeit der Inspektion seiner unteren Mantellinie durchgeführt werden. Die Länge des freiliegenden Teils des Rohrs muss mindestens dem Dreifachen seines Durchmessers entsprechen.
Effektiver Weg Die Beurteilung des Korrosionszustands von Geräten (in den Phasen ihrer Konstruktion, ihres Betriebs und ihrer Renovierung) ist Korrosionsüberwachung – ein System zur Beobachtung und Vorhersage des Korrosionszustands eines Objekts, um rechtzeitig Informationen über mögliche Korrosionsfehler zu erhalten.
In der Tabelle. 6 gibt eine Einschätzung des tatsächlichen korrosiven Zustands von Warmwassersystemen aus schwarzen Rohren in einer Reihe von Städten. Darüber hinaus werden zum Vergleich die berechneten Indizes der Wassersättigung bei 60 °C, Angaben zum Gehalt an gelöstem Sauerstoff im Wasser, freiem Kohlendioxid und eine Bewertung der Korrosionsaktivität angegeben.
Verteilung der Geschwindigkeitsbereiche der Wasser-Gas-Öl-Strömung für Rohrleitungen mit verschiedenen Durchmessern. Korrosionsinspektionen von Gehäusesträngen 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 Gehäusesträngen während des Betriebs zu ermitteln 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, groß angelegten und labortechnischen korrosionsmechanischen Tests sowie metallografischen Untersuchungen von Vorlagen und Proben Basierend auf den Ergebnissen der technischen Diagnostik von Bauwerken sowie unter Berücksichtigung der aktuellen regulatorischen und technischen Dokumente (NTD) wurde eine Technik zur Diagnose von Geräten und Prozessanlagen für schwefelwasserstoffhaltige Öl- und Gasfelder entwickelt.
In unserem Land und im Ausland werden Methoden und Instrumente entwickelt, um den Korrosionszustand einer Pipeline zu beurteilen, ohne sie zu öffnen. Die vielversprechendsten Methoden basieren auf dem Durchgang eines speziell ausgestatteten Geräts durch die Rohrleitung, das die Korrosionsschadensherde an der Rohrwand von innen und außen fixiert. Die Literatur liefert Daten zu Methoden zur Überwachung des Zustands von Rohrleitungen. Das Hauptaugenmerk liegt dabei auf magnetischen und elektromagnetischen Verfahren, wobei letzteren der Vorzug gegeben wird. 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 Beurteilung des Korrosionszustands von Metallen empfohlen werden.

Um den Zustand der Beschichtung der Rohrleitung während des Betriebs zu beurteilen, empfiehlt es sich, den Übergangswiderstand der isolierten Rohrleitung, die Parameter, die die Durchlässigkeit des Beschichtungsmaterials charakterisieren, und die in der Beschichtung verbleibende Menge an Antioxidans (bei stabilisierten Zusammensetzungen) heranzuziehen . Um den Korrosionszustand der Rohrwand zu beurteilen, sollten Daten aus Messungen von Korrosionsverlusten von Metall unter der Beschichtung oder an Stellen mit Defekten sowie der Größe und relativen Position von Korrosionsläsionen an der Rohrwand verwendet werden. Zum zweiten - lokale Korrosion (Hohlräume, Grübchen, Flecken), einzeln (mit einem Abstand zwischen den nächsten Rändern benachbarter Läsionen von mehr als 15 cm), Gruppe (mit einem Abstand zwischen den nächsten Rändern benachbarter Läsionen von 15 bis 0,5 cm). ) und ausgedehnte (mit einem Abstand zwischen den nächstgelegenen Rändern benachbarter Läsionen von weniger als 0,5 cm) Läsionen. Einzelne Korrosionsschäden 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 Isolierung verbleiben. Um den Korrosionszustand der Rohrwand zu beurteilen, müssen Daten aus Messungen der Korrosionsverluste von Metall unter der Beschichtung oder an Stellen mit Defekten sowie der Größe und relativen Position von Korrosionsläsionen an der Rohrwand verwendet werden.
Bei der Beurteilung des Korrosionszustands der Rohrleitung werden die Korrosionsarten, der Grad der Korrosionsschädigung der Außenwand der Rohre mit einer verallgemeinerten Charakteristik der Abschnitte, das Maximum und bestimmt Durchschnittsgeschwindigkeit Korrosion, prognostizieren Sie den korrosiven Zustand des Standorts für 3-5 Jahre.
In der Tabelle. 9.12 bietet eine Beurteilung 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 jedes Merkmal des Metalls verwenden, das sich während der Korrosion erheblich und auf natürliche Weise ändert. So kann in Wasserversorgungssystemen eine Beurteilung des Korrosionszustands von Rohren anhand der zeitlichen Änderung des hydraulischen Widerstands des Systems oder seiner Abschnitte erfolgen.
Um die Möglichkeit zu finden, Metallverluste infolge von Korrosion zu reduzieren und erhebliche direkte und indirekte Verluste durch Korrosion zu reduzieren, ist es notwendig, den Korrosionszustand von Apparaten und Kommunikationen chemisch-technologischer Systeme zu bewerten. In diesem Fall ist sowohl eine Beurteilung des Korrosionszustandes des chemisch-technologischen Systems als auch eine Prognose erforderlich mögliche Entwicklung Korrosion und die Auswirkung dieses Prozesses auf die Leistung von Geräten und Kommunikation chemisch-technologischer Systeme.
Das Messverfahren ist in Abschnitt II angegeben. Umfang und Umfang der zur Beurteilung des Korrosionszustandes eines Bauwerks erforderlichen Messungen werden durch in vorgeschriebener Weise genehmigte Abteilungsanweisungen geregelt.
Die Komplexität und Originalität des Korrosionsprozesses von unterirdischen Metall- und Stahlbetonkonstruktionen ist auf die besonderen Bedingungen der unterirdischen Umgebung zurückzuführen, in der Atmosphäre, Biosphäre und Hydrosphäre interagieren. Besonderes Augenmerk wird dabei auf die Entwicklung und Schaffung von Geräten und Systemen zur Beurteilung des Korrosionszustands von unterirdischen Objekten gelegt. Eine solche Bewertung kann auf der Grundlage der Messung des zeitlich gemittelten Potenzials einer Metallstruktur relativ zum Boden durchgeführt werden. Um den Durchschnittswert des Potentials zu bestimmen, wurden Geräte entwickelt – Integratoren von Streuströmen. Sie sind einfach herzustellen, benötigen keine spezielle Stromversorgung und sind zuverlässig im Betrieb. Die Verwendung dieser Geräte liefert Informationen über die Art der räumlichen Verteilung der Anoden-, Kathoden- und Wechselzonen, um den Anschlussort der elektrochemischen Schutzmittel auszuwählen und eine umfassende Berücksichtigung ihrer Betriebseffizienz zu ermöglichen. Diese Informationen können sowohl beim Entwurf, 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 unterirdischen Stahlrohrleitungen durch den Einfluss von Elektrofahrzeugen, die mit Wechselstrom betrieben werden, sollte auf der Grundlage der Ergebnisse von Messungen der Potenzialdifferenz zwischen der Rohrleitung und erfolgen Umfeld. Das Messverfahren ist in Abschnitt II angegeben. Umfang und Umfang der zur Beurteilung des Korrosionszustands der Rohrleitung erforderlichen Messungen werden durch in vorgeschriebener 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 Beurteilung des Zustands des Kesselmetalls in Sachen Korrosion. Das Bedienpersonal kontrolliert insbesondere zwei Hauptindikatoren des Regimes: die Compleson-Dosis (entsprechend der Abnahme des Füllstands im Messbehälter der Arbeitslösung 7, umgerechnet auf den Speisewasserverbrauch) und den pH-Wert des Kesselwassers der sauberes Fach. Das Schneiden repräsentativer Proben von Rohren der Heizfläche, die qualitative und quantitative Analyse von Ablagerungen sowie die Bewertung des Korrosionszustands des Metalls im Vergleich zu seinem Ausgangszustand in den ersten 1–2 Jahren der Ausarbeitung des Regimes werden alle 5–7 Jahre 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 erheblichen Bereichen zulässig ist, was zu einer erheblichen Überschreitung der öffentlichen Mittel führt. Daher ist eine zuverlässige und zeitnahe Beurteilung des Korrosionszustandes von Rohrleitungen erforderlich richtiges Verhalten deren Reparatur anhand der erhaltenen Daten. Zu diesem Zweck wurden in unserem Land Fehlerdetektoren entwickelt, konstruiert und getestet, um den Korrosionszustand von Rohrleitungen zu beurteilen, ohne sie aus dem Graben zu öffnen.

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