Zur Methode zur Bestimmung des korrosiven Verschleißes von Stahlkonstruktionen. Bewertung des Einflusses instabiler Temperaturbedingungen auf den Korrosionszustand von Gasleitungen mit großem Durchmesser Deutsch Robertovich Askarov

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

Einführung

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

1.1 eine kurze Beschreibung von Korrosionsprozesse im Rohrleitungstransport 8

1.1.1 Typische Korrosionsfehler an einem Stahlrohr 10

1.2 Verletzung der Schutzeigenschaften der Isolierbeschichtung 11

1.3 Korrosive Aggressivität von Böden 15

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

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

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

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

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

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

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

2.1 Physikalische Modellierung und Auswahl der Steuerparameter. 42

2.2 Kurzbeschreibung Versuchsaufbau. 45

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

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

2.5 Abhängigkeit der Korrosionsrate von Durchschnittstemperatur mit instabilem Wärmeaustausch 67

Schlussfolgerungen zu Kapitel 2 70

3. Vorhersage des Korrosionszustands einer Gasleitung auf Basis von Daten Inline-Fehlererkennung 71

3.1 Kriterien zur Beurteilung der Korrosionsgefahr. 71

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

3.2.1 Eigenschaften des Gasleitungsabschnitts 74

3.2.2 Analyse der VTD-Ergebnisse. 75

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

3.4 Korrosionsvorhersage von Defekten in Rohren mit großem Durchmesser. 85

Schlussfolgerungen zum Kapitel.3. 100

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

4.1. Methodik zur Einstufung von Gaspipelineabschnitten nach Gefährdungsgrad 101

4.1.1 VTD von Gasleitungen bei der Rangfolge nach Gefährdungsgrad 101

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

4.2 Umfassende Diagnostik von Isolierbeschichtungen und ECP-Mitteln 104

4.2.1 Gefährdungsfaktoren für Korrosionsschäden an Rohrleitungen. 105

4.2.2 Beispiel für die Berechnung eines komplexen Indikators der Korrosionsaktivität 106

4.3 Berücksichtigung von Temperaturschwankungen an Gasleitungen mit großem Durchmesser 107

4.4 Gesamtintegralindikator. 109

4.4.1 Beispiel für die Berechnung des Gesamtintegralindikators. 110

4.5 Entwicklungseffizienz 113

Schlussfolgerungen zu Kapitel 4. 115

Literatur 117

Einführung in die Arbeit

Relevanz der Arbeit

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

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

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

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

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

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

Ziel der Arbeit

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

Hauptziele:

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

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

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

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

Wissenschaftliche Neuheit

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

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

3 Definiert funktionale Abhängigkeit Vorhersage der Entstehung und Entwicklung von Korrosionsschäden an Hauptgasleitungen.

Praktischer Wert der Arbeit

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

Forschungsmethoden

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

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

Zur Verteidigung eingereicht:

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

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

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

Veröffentlichungen

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

Struktur und Umfang der Arbeit

Bedingungen für die Bildung von Makrokorrosionselementen an der Außenfläche der Gasleitung

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

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

Impulsänderungen der Gasleitungstemperatur;

Verstöße gegen die Isolierbeschichtung der Gasleitung;

Großer Rohrleitungsdurchmesser.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Experimentelle Ergebnisse und die Wirkung einer zunehmenden Bodenkorrosionsaktivität unter gepulstem Temperatureinfluss

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

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

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

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

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

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

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

1.1. Die Besonderheiten von Korrosionsprozessen im Pipelinetransport werden berücksichtigt;

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

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

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

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

Analyse des Korrosionszustands eines Gasleitungsabschnitts basierend auf Fehlererkennungsdaten im Rohr

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

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

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

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

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

Daher ist es notwendig, die Bedingungen des Wärme- und Stoffaustauschs mit dem umgebenden Boden zu modellieren, die für einen Abschnitt einer Gasleitung charakteristisch sind, die eine Schlucht durchquert, an deren Grund ein Bach fließt, und zu bestimmen, in welchem Ausmaß sich die Änderung ergibt Korrosivität Boden unter pulsierendem Einfluss von Temperatur und Luftfeuchtigkeit.

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

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

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

Daher besteht die Aufgabe darin, Wärme- und Stoffübertragungsbedingungen zu modellieren in diesem Fall, lief auf eine solche Auswahl von Installationsparametern hinaus, die die Gleichheit der Fourier-Zahlen Fo und Kirpichev Ki für das Reale und das Modell gewährleisteten.

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

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

Die Wärmeübertragungsbedingungen wurden mithilfe des Kirpichev-Kriteriums modelliert

Mit der Tiefe der Gasleitung zur Rohrachse Н0 = 1,7 m und Н0/Rtr = 2,36 (relative Tiefe der Gasleitung im Abschnitt Poljana – Moskowo), basierend auf der Gleichung (2.6), erhalten wir für das Modell:

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

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

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

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

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

Klärung der integralen Indikatoren zur Bestimmung der zu reparierenden Gasleitungsabschnitte

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Diagnostik ist ein häufig verwendetes Wort in moderne Welt. Es ist so fest in unseren täglichen Wortschatzkreislauf integriert, dass wir ihm keine besondere Aufmerksamkeit schenken. Pleite Waschmaschine- Diagnose, Wartung Ihres Lieblingsautos - Diagnose, zum Arzt gehen - Diagnose. Eine gebildete Person wird sagen: „Diagnose“ bedeutet aus dem Griechischen „die Fähigkeit zu erkennen“. Was müssen wir nun eigentlich am technischen Zustand eines korrodierenden Metallobjekts und an elektrochemischen (hauptsächlich kathodischen) Schutzsystemen erkennen, wenn diese am Objekt vorhanden sind? Wir werden in diesem Testbericht kurz darauf eingehen.

Lassen Sie uns zunächst die Bedingungen vereinbaren. Wenn von Korrosionsdiagnostik (Inspektion) die Rede ist, handelt es sich in 90 % der Fälle um die äußere Oberfläche des betreffenden Objekts. Die Diagnostik erfolgt beispielsweise an der Außenfläche von unterirdischen Rohrleitungen, Tanks und anderen Metallkonstruktionen, die Bodenkorrosion oder Korrosion durch Streuströmungen ausgesetzt sind, an der Außenfläche von Liegeplatzstrukturen, die unter dem Einfluss von Salz korrodiert sind, usw frisches Wasser usw. Wenn es um die Analyse von Korrosionsprozessen geht Innenfläche Wenn es sich um dieselben Rohrleitungen oder Tanks handelt, wird anstelle der Begriffe „Diagnose“ oder „Inspektion“ meist der Begriff „Überwachung“ verwendet. Unterschiedliche Begriffe implizieren unterschiedliche Prinzipien zur Gewährleistung der Korrosionssicherheit – die Untersuchung des Korrosionszustands der Außenfläche erfolgt in der Regel diskret, alle 3–5 Jahre, und die Überwachung der Korrosionsprozesse im Inneren des Untersuchungsobjekts erfolgt entweder kontinuierlich oder bei kurze Zeitabstände (einmal im Monat).

Wo beginnen Sie also bei der Diagnose des Korrosionszustands des betreffenden Objekts? Aus der Beurteilung Potenzielle Gefahr und der aktuelle Stand der Dinge. Befindet sich das Objekt beispielsweise unter Wasser, besteht im ersten Schritt möglicherweise die Möglichkeit, eine Sichtprüfung auf das Vorhandensein von Korrosionsfehlern und Korrosionsspuren durchzuführen und bei deren Vorhandensein die aktuelle und prognostizierte Gefahr einzuschätzen. An Stellen, an denen eine Sichtkontrolle nicht möglich ist, erfolgt eine Beurteilung des Gefährdungspotentials gem indirekte Zeichen. Betrachten wir im Folgenden die wichtigsten diagnostizierbaren Parameter einer potenziellen Korrosionsgefahr und ihre Auswirkungen auf den Prozess der Korrosionszerstörung:

Zusätzlich zu den oben genannten Hauptfaktoren werden bei der Diagnose des Korrosionszustands abhängig von den Eigenschaften des Objekts eine Vielzahl weiterer Parameter untersucht, wie zum Beispiel: der pH-Wert des Bodens oder des Wassers (insbesondere mit der potenziellen Gefahr von Stress). Korrosionsrisse), das Vorhandensein ätzender Substanzen, Mikroorganismen, Salzgehalt im Boden oder Wasser, die Möglichkeit der Belüftung und Befeuchtung des Objekts usw. All diese Faktoren können unter bestimmten Bedingungen die Geschwindigkeit der Korrosionszerstörung des untersuchten Objekts stark erhöhen.

Nach der Untersuchung der Parameter potenzieller Korrosionsgefahren werden häufig direkte Messungen der Tiefe des Korrosionsschadens vor Ort durchgeführt. Dabei kommt das gesamte Spektrum der zerstörungsfreien Prüfverfahren zum Einsatz – visuelle und messtechnische Prüfungen, Ultraschallverfahren, magnetometrische Prüfungen etc. Die Kontrollstellen werden aufgrund ihrer potenziellen Gefahr auf der Grundlage der Ergebnisse der in der ersten Stufe durchgeführten Bewertung ausgewählt. Bei unterirdischen Objekten werden Graben ausgehoben, um einen direkten Zugang zum Objekt zu ermöglichen.

In der Endphase können Laborstudien durchgeführt werden, beispielsweise zur Beurteilung der Korrosionsrate unter Laborbedingungen oder metallografische Untersuchungen der Zusammensetzung und Struktur des Metalls an Stellen mit Korrosionsfehlern.

Wenn die Diagnose in einer Anlage durchgeführt wird, die bereits mit Korrosionsschutzsystemen ausgestattet ist Elektrochemischer Schutz, dann wird zusätzlich zur Untersuchung des Korrosionszustands des Objekts selbst eine Diagnose der Gebrauchstauglichkeit und Betriebsqualität des bestehenden ECP-Systems durchgeführt, d.h. seine Leistung im Allgemeinen und die Werte der ausgegebenen und gesteuerten Parameter im Besonderen. Wir beschreiben die wichtigsten Parameter des ECP-Systems, die bei der Durchführung einer umfassenden Untersuchung von ECP-Systemen überwacht werden müssen.

Kathodenpotential. Der wichtigste Leistungsparameter kathodischer und Opferschutzsysteme. Bestimmt den Grad des Korrosionsschutzes eines Objekts mit ECP-Mitteln. Standardwerte werden durch grundlegende Regulierungsdokumente zum Korrosionsschutz festgelegt: GOST 9.602-2005 und GOST R 51164-98. Die Messung erfolgt sowohl an stationären Punkten (Mess- und Leitstellen) als auch entlang der Strecke mit der Fernelektrodenmethode.
Status der ECP-Einrichtungen: Stationen für kathodischen, Opfer- und Entwässerungsschutz, anodische Erdung, Instrumentierung, Isolierflansche, Kabelleitungen usw. Alle Eigenschaften der untersuchten Ausrüstung müssen innerhalb der im Projekt festgelegten Werte liegen. Darüber hinaus sollten Sie eine Prognose der Geräteleistung für den Zeitraum bis zur nächsten Inspektion erstellen. Beispielsweise müssen kathodische Schutzanlagen über eine Stromreserve verfügen, um das Schutzpotenzial eines Objekts während der unvermeidlichen Alterung der Isolierbeschichtung regulieren zu können. Wenn keine Stromreserve vorhanden ist, sollten Sie den Austausch der kathodischen Schutzstation durch eine leistungsstärkere und/oder die Reparatur der anodischen Erdung einplanen.
Auswirkungen des ECP-Systems auf Drittobjekte. Bei Konstruktionsfehlern von ECP-Systemen können diese schädliche Auswirkungen auf Metallkonstruktionen Dritter haben. Dies geschieht besonders häufig bei Öl- und Gasfeldpipelines, Industriestandorten und Anlagen in dicht besiedelten Stadtgebieten. Der Mechanismus dieses Einflusses wird ausführlich beschrieben. Im Rahmen der Diagnostik von ECP-Systemen muss zwingend eine Beurteilung dieses Einflusses durchgeführt werden.

Basierend auf den Ergebnissen der Inspektion ist ein technischer Bericht zu erstellen, der alle numerischen Daten der durchgeführten Messungen, Diagramme von Schutzpotenzialen und sogenannten Spuren, eine Beschreibung der festgestellten Mängel und Mängel, detaillierte Fotos usw. enthalten muss . Außerdem sollte der Bericht eine Schlussfolgerung über die Korrosionsgefahr der Anlage mit der Lokalisierung von Hochrisikobereichen ziehen und technische Lösungen für den Korrosionsschutz entwickeln.

Nach Abschluss aller Diagnoseschritte erhält der Kunde einen Bericht mit den folgenden Angaben genaue Information entsprechend dem Korrosionszustand des Objekts und dem Zustand des ECP-Systems. Aber die von Diagnoseteams gewonnenen Informationen (manchmal unter großen Schwierigkeiten, unter Berücksichtigung der Gelände- und Klimaeigenschaften) verschwinden einfach und werden irrelevant, wenn sie nicht innerhalb einer bestimmten Zeit verarbeitet werden, d. h. Bei der Inspektion festgestellte Mängel wurden nicht rechtzeitig beseitigt oder das Inspektionsobjekt nicht mit zusätzlichen Korrosionsschutzmitteln ausgestattet. Die Korrosionssituation in einer Anlage ändert sich ständig und wenn die empfangenen Diagnoseinformationen nicht sofort verarbeitet werden, können sie sehr veraltet sein. Wenn dem Eigentümer daher die Korrosionssicherheit seiner Anlagen am Herzen liegt, wird sein Korrosionsschutzsystem regelmäßig auf der Grundlage der Ergebnisse regelmäßig durchgeführter Diagnoseuntersuchungen verbessert, und das Risiko eines Korrosionsversagens in solchen Anlagen ist minimal.

Schlagworte: Streuströme, Korrosionsdiagnostik, Korrosionsdiagnostik, Isolierbeschichtung, Induktionseinfluss, Wechselstromquellen, Korrosionsgefahr, korrosionsgefährdende Mikroorganismen, Korrosionsinspektion, Spannungsrisskorrosion, Korrosionszustand, Elektrolytbeständigkeit, Zustand der Isolierbeschichtung, elektrochemischer Schutz, elektrochemisch Potenzial, ECP

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

Reis. 5.1.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Reis. 5.2.

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

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

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

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

Reis. 5.3.

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

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

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

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

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

Reis. 5.4.

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

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

elektrochemischer Schutz der in Betrieb befindlichen Gas- und Ölpipelines im zentralen Teil Westsibiriens

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

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

Analyse der in der Tabelle dargestellten Ergebnisse. 5.1 Unter Berücksichtigung der Ausfallzeit zeigt der RMS einen umgekehrt proportionalen Zusammenhang zwischen der Dichte der Korrosionsfehler und dem Wert des dimensionslosen Kriteriums an 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 von elektrochemischen Schutzgeräten (nach Angaben der Betreiberorganisationen) die Standardwerte überschritt. Andererseits die maximale Dichte an Typfehlern Delaminierung beobachtet in sumpfigen Überschwemmungsgebieten der Strecke, wo die Dauer der Ausfallzeiten der ECP-Ausrüstung die Standardwerte nicht überschritt. Eine Analyse der Betriebsmodi von SCPs in Bereichen mit minimaler Ausfallzeit vor dem Hintergrund einer großen Datenstreuung zeigt einen nahezu proportionalen Zusammenhang zwischen der Defektdichte des Typs Delaminierung und Kriterium jK 3 / / , wenn die Stromdichte des kathodischen Schutzes über einen langen Betriebszeitraum (mit einer Mindestdauer der SCZ-Stillstandszeit) die Grenzstromdichte für Sauerstoff um das Zehnfache oder mehr überstieg. Die Analyse der kathodischen Schutzmodi im Vergleich zu Korrosions- und Spannungskorrosionsdefekten am KZP bestätigt die zuvor getroffenen Schlussfolgerungen zum Verhältnis jK 3 / jnp kann als dimensionsloses Kriterium zur Überwachung der Restkorrosionsrate einer Rohrleitung bei verschiedenen kathodischen Schutzpotentialen dienen, um einerseits die Entstehung von Defekten am PSC zu verhindern äußere Korrosion und um die Intensität der elektrolytischen Hydrierung der Rohrleitungswand zu bestimmen - zum anderen, um die Entstehung und das Wachstum von Defekten wie z Delaminierung in der Nähe der kathodisch geschützten Oberfläche.

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

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

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

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

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

Tabelle 5.2

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

Tabelle 5.3

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

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





Linearer Teil der Hauptgasleitung D 1020 mm

Analyse der in der Tabelle dargestellten Ergebnisse. 5.3 weist darauf hin Echtzeit Die Ausfallzeit der elektrochemischen Schutzmittel überschreitet den Normwert erheblich, was zu einem starken korrosiven Verschleiß der Rohrleitungswand auf der äußeren, kathodisch geschützten Seite führt.

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

TECHNOLOGISCH
VORSCHRIFTEN

REGELN FÜR DIE DURCHFÜHRUNG VON UMFRAGEN
ÄTZENDER ZUSTAND
Hauptölleitungen

Moskau 2003

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

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

REGELN FÜR DIE DURCHFÜHRUNG VON UMFRAGEN
ÄTZENDER ZUSTAND
Hauptölleitungen

1. ANWENDUNGSBEREICH DER REGELN

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

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

Hauptstahlkonstruktionen. Allgemeine Anforderungen an den Korrosionsschutz.

Hauptstahlrohrleitungen. Allgemeine Anforderungen an den Korrosionsschutz.

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

2. ZIELE DER UMFRAGE

Die Hauptziele der Umfrage sind:

2.1. Bewertung des Korrosionszustands von Ölpipelines.

2.2. Beurteilung des Zustandes des Korrosionsschutzes.

2.3. Rechtzeitige Erkennung und Beseitigung von Korrosionsschäden.

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

3. ORGANISATION DER KORROSIONSSCHUTZ-INSPEKTIONSARBEITEN

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

3.2. Die Prüfung sollte durchgeführt werden:

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

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

In anderen Gebieten mindestens alle 10 Jahre.

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

3.3. Entsprechend der Häufigkeit der Inspektionen von Artikeln sollte OJSC MN ein Programm zur Korrosionsschutzinspektion für die nächsten 10 Jahre entwickeln.

3.4. Jedes Jahr vor dem 1. Januar nächstes Jahr Das Programm sollte unter Berücksichtigung der in diesem Jahr abgeschlossenen Umfragearbeiten angepasst werden.

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

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

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

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

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

4. ZUSAMMENSETZUNG EINER UMFASSENDEN UMFRAGE

4.1. Die Analyse der Korrosionsgefahr entlang der Trasse der Ölpipeline erfolgt auf der Grundlage von Daten über die Korrosionsgefahr von Böden, einschließlich mikrobiologischer Daten, des Vorhandenseins und der Art von Streuströmungen sowie des Vorhandenseins von Gebieten lange Zeit die ungeschützt waren.

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

4.3. Durchführung eines Komplexes elektrischer Arbeiten:

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

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

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

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

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

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

4.6.1. Beurteilung des Isolationszustands, einschließlich:

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

Bewertung der Restlebensdauer der Isolierung;

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

4.6.2. Bestimmung des technischen Zustands von ECP-Geräten:

Übereinstimmung der Installationsparameter mit behördlichen Dokumenten;

Technischer Zustand der ECP-Installationselemente;

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

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

4.6.3. Beurteilung des Korrosionszustandes einer Ölpipeline.

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

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

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

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

5. GRUNDLEGENDE BESTIMMUNGEN DER UMFRAGEMETHODE

5.1. Analyse der Korrosionsgefahr entlang der Ölpipeline-Route

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

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

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

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

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

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

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

5.2.1. Zweck der Analyse:

Identifizierung korrosionsgefährdeter Ölpipelineabschnitte;

Integrale Bewertung des Isolationswiderstandes nach Abschnitten für die gesamte Betriebsdauer.

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

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

Zur Inline-Fehlererkennung;

Zu Korrosionsschäden an Ölpipelines;

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

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

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

5.3. Durchführung von Elektroarbeiten

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

Fernelektrode;

Gleichspannungsgradient;

Längsgefälle;

Quergefälle.

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

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

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

Externe Elektrodenmethode;

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

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

5.4. Lösung von Konstruktionsproblemen zur Gewährleistung der Korrosionssicherheit

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

Sie geben eine integrale Bewertung basierend auf ihrem Gleichstromwiderstand;

Bestimmen Sie die physikalischen und chemischen Eigenschaften der Isolierung;

Berechnen Sie die Restlebensdauer der Isolierung;

Bestimmen Sie den optimalen Zeitraum für die Neuisolierung der Ölpipeline.

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

Auf Basis der Ausgangsdaten werden Berechnungen durchgeführt:

Elektrische Parameter von Kathoden- und Protektoranlagen;

Zertifizierte Eigenschaften von ECP-Geräten;

Strukturelle und elektrische Parameter von Anodenerdungen;

Daten aus der periodischen Überwachung von ECP-Installationen.

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

Für kathodische Schutzanlagen:

Anodenerdung;

Kathodenkonverter;

Entwässerungsleitung;

Schutzerdung.

Für Entwässerungsschutzanlagen:

Drainage;

Entwässerungsleitung;

Für Profilinstallationen - Protektoren.

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

Allgemeine Sicherheit;

Sicherheit der Pipeline entlang ihrer Länge;

Pipeline-Sicherheit im Laufe der Zeit.

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

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

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

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

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

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