بررسی جامع وضعیت خوردگی و حالت های حفاظت الکتروشیمیایی خطوط لوله اصلی گاز و نفت موجود. ارزیابی وضعیت خوردگی شبکه های گرمایشی

گونچاروف، الکساندر الکسیویچ

مدرک تحصیلی:

کاندیدای علوم فنی

محل دفاع از پایان نامه:

اورنبورگ

کد تخصصی HAC:

تخصص:

مقاومت شیمیایی مواد و حفاظت در برابر خوردگی

تعدادی از صفحات:

فصل 1. تجزیه و تحلیل شرایط عملیاتی و شرایط فنی ایستگاه ها و تجهیزات ترانسفورماتور در ONGCF.

1.1 شرایط عملیاتی سازه های فلزی.

1.2. اطمینان از ویژگی های عملیاتی تاسیسات OGKM.

1.3. وضعیت خوردگی TP و تجهیزات OGKM.

1.3.1. خوردگی لوله و TP.

1.3.2 خوردگی ارتباطات و تجهیزات تصفیه خانه گاز.

1.3.3 وضعیت خوردگی تجهیزات OGPP.

1.4. روشهای تعیین عمر باقیمانده

فصل 2. تجزیه و تحلیل علل آسیب به تجهیزات و خطوط لوله OOGCF.

2.1. تجهیزات میدانی و خطوط لوله.

2.2. اتصال خطوط لوله

2.3. تجهیزات و خطوط لوله OGPP.

2.4. خطوط لوله گاز تصفیه شده

نتیجه گیری در مورد فصل 2.

فصل 3. تعیین ویژگی های قابلیت اطمینان و پیش بینی نقص تجهیزات و فرآیندهای فناوری در OOGKM.

3.1 تجزیه و تحلیل خرابی تجهیزات و فرآیند.

3.2 تعیین ویژگی های قابلیت اطمینان سازه های فلزی.

3.3 مدل سازی آسیب خوردگی TP بر اساس نتایج آزمایش التراسونیک درون خطی.

3.4 پیش بینی عیوب خط لوله.

نتیجه گیری در مورد فصل 3.

فصل 4. روشهای ارزیابی عمر باقیمانده تجهیزات و فرآیندهای تکنولوژیکی.

4.1. تخمین عمر مفید سازه ها بر اساس تغییرات مقاومت فولادهای SR.

4.2. ویژگی های ارزیابی عملکرد سازه های دارای لایه بندی هیدروژنی.

4.3 تعیین عمر باقیمانده تجهیزات و

TP با سطح آسیب دیده.

4.3.1 پارامترهای توزیع عمق آسیب خوردگی.

4.3.2 ضوابط برای حالت های حدی سازه های دارای آسیب سطحی.

4.3.3. پیش بینی عمر باقیمانده TP.

4.4 روش برای تشخیص تجهیزات و خطوط لوله.

نتیجه گیری در مورد فصل 4.

معرفی پایان نامه (بخشی از چکیده) با موضوع "وضعیت خوردگی و دوام تجهیزات و خطوط لوله میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن"

وجود سولفید هیدروژن در نفت و گاز نیاز به استفاده از گریدهای خاص فولاد و فناوری ویژه برای کار جوشکاری و نصب (W&E) در هنگام توسعه این میادین و هنگام بهره برداری از تجهیزات و خطوط لوله (TP)، مجموعه ای از تشخیصی و ضد اقدامات خوردگی مورد نیاز است. سولفید هیدروژن علاوه بر خوردگی عمومی و حفره‌ای سازه‌های جوشی، باعث ایجاد ترک خوردگی سولفید هیدروژن (HS) و لایه‌بندی هیدروژنی (HS) تجهیزات و خطوط لوله می‌شود.

بهره برداری از سازه های فلزی در میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن با اجرای نظارت چند جانبه از وضعیت خوردگی تجهیزات و خطوط لوله و همچنین با تعداد زیادی کار تعمیر همراه است: حذف شرایط اضطراری؛ اتصال چاه ها و خطوط لوله جدید به چاه های موجود؛ تعویض دستگاه ها، شیرهای قطع، بخش های معیوب خطوط لوله و غیره.

خطوط لوله و تجهیزات میدان نفت، گاز و میعانات گازی اورنبورگ (ONGKM) در حال حاضر به عمر استاندارد طراحی خود رسیده اند. باید انتظار کاهش قابلیت اطمینان این سازه های فلزی در حین کار را به دلیل تجمع آسیب های داخلی و خارجی داشت. مسائل مربوط به تشخیص و ارزیابی تجهیزات TP و ONGCF خطر بالقوهآسیب در این زمان به اندازه کافی مورد مطالعه قرار نگرفته است.

در ارتباط با موارد فوق، تحقیقات مربوط به شناسایی علل اصلی آسیب به سازه‌های فلزی میادین نفت و میعانات گازی حاوی سولفید هیدروژن، توسعه روش‌هایی برای تشخیص خطوط لوله و تجهیزات و ارزیابی عمر باقیمانده آنها مرتبط است.

کار مطابق با انجام شد جهت اولویتتوسعه علم و فناوری (2728p-p8 مورخ 21 ژوئیه 1996) "فناوری برای اطمینان از ایمنی محصولات، تولید و امکانات" و فرمان دولت روسیه مورخ 16 نوامبر 1996 N 1369 در مورد انجام در 1997-2000. تشخیص درون لوله TP در قلمروهای منطقه اورال و منطقه تیومن.

1. تجزیه و تحلیل شرایط بهره برداری و وضعیت فنی پست های ترانسفورماتور و تجهیزات OGKM

نتیجه گیری پایان نامه با موضوع "مقاومت شیمیایی مواد و حفاظت در برابر خوردگی"، گونچاروف، الکساندر آلکسیویچ

نتیجه گیری اصلی

1. علل اصلی آسیب به پست های ترانسفورماتور و تجهیزات طی 20 سال بهره برداری از OOGCF شناسایی شد: کوپلینگ های لوله و لوله در معرض خوردگی حفره ای و SR، تجهیزات درخت کریسمس - SR. VR ها در واحدهای CGTU پس از 10 سال کار رخ می دهند. قطعات دستگاه به دلیل خوردگی حفره ای از کار می افتند. اتصالات جوش داده شده معیوب TP در معرض SR قرار می گیرند، در فلز TP پس از 15 سال کار، SR رخ می دهد. دریچه های خاموش و کنترل به دلیل شکنندگی عناصر آب بندی سفتی خود را از دست می دهند. دستگاه های OGPP در معرض خوردگی حفره ای هستند، خرابی دستگاه به دلیل VR و SR وجود دارد. تجهیزات تبادل حرارتی به دلیل مسدود شدن فضای بین لوله با رسوبات نمک و از طریق خوردگی حفره ای فلز از کار می افتد. خرابی پمپ ها به دلیل از بین رفتن یاتاقان ها و خرابی کمپرسورهای پیستون ناشی از تخریب میله ها و پین های پیستون است. بیشتر خرابی ترانسفورماتور گاز تصفیه شده به دلیل نقص در اتصالات جوشی رخ می دهد.

2. یک پایگاه داده خودکار حاوی بیش از 1450 خرابی TP و تجهیزات ایجاد شد و امکان شناسایی الگوها در توزیع زمانی خرابی های سازه ای را فراهم کرد. همان دلایل: تعداد خرابی های ناشی از خوردگی حفره ای، آسیب مکانیکی، از دست دادن سفتی و فشار خون با افزایش عمر مفید افزایش می یابد. و تعداد خرابی های ناشی از SR در پنج سال اول بهره برداری از OOGCF حداکثر است، سپس کاهش می یابد و تقریباً در همان سطح باقی می ماند.

3. مشخص شده است که میانگین زمان کارکرد بدون خرابی دستگاه های خراب تصفیه خانه و تصفیه خانه گاز 1.3-1.4 برابر پروژه برنامه ریزی شده بیشتر است که بالغ بر 10-2 سال است. میانگین میزان خرابی TP ONGKM

3 1 جزء 1.3-10 "سال" در محدوده مشخصه مقادیر میزان شکست خطوط لوله گاز و خطوط لوله میعانات است. شدت متوسط

3 شکست لوله 1 1.8-10 "سال" است. میانگین میزان خرابی دستگاه های OGPP 5-10 "4 سال" 1 است که نزدیک به این شاخص برای نیروگاه های هسته ای است (4 T0"4 سال) میانگین میزان خرابی دستگاه های CGTP

168 برابر است با 13-10 "4 سال" 1 و 2.6 برابر بیشتر از این مشخصه برای دستگاه های OGPP است که عمدتاً با جایگزینی دستگاه های UKPG که دارای طبقه بندی غیر از طریق هیدروژن هستند توضیح داده می شود.

4. وابستگی تعداد عیوب به حالت عملکرد پست ترانسفورماتور مشخص شد و یک مدل رگرسیونی برای پیش‌بینی تشکیل ضایعات خوردگی بر روی آن ساخته شد. سطح داخلی TP مدل‌سازی وضعیت خوردگی پست‌های ترانسفورماتور بر اساس نتایج تشخیص عیب در خط به ما امکان می‌دهد تا مقرون‌به‌صرفه‌ترین و ایمن‌ترین حالت‌های عملکرد پست‌های ترانسفورماتور را تعیین کنیم.

5. روشهای ارزیابی ایجاد شده است:

عمر باقیمانده تجهیزات و فرآیندهای تکنولوژیکی برای تغییر در مقاومت فلزات در برابر ترک خوردگی سولفید هیدروژن؛

عملکرد سازه هایی که در آنها طبقه بندی هیدروژن شناسایی می شود، مشروط به نظارت دوره ای آنها.

ضوابط برای حالت های حدی سازه های پوسته با آسیب خوردگی سطحی و عیوب متالورژیکی داخلی.

عمر باقیمانده تجهیزات و TP با آسیب خوردگی به سطح.

این روش ها امکان توجیه کاهش تعداد دستگاه های برچیده شده و کاهش تعداد برنامه ریزی شده برش های بخش های معیوب TP را با مرتبه بزرگی فراهم می کند.

6. روشی برای تشخیص تجهیزات و فرآیندهای فناورانه ایجاد شده است که فرکانس، روش ها و دامنه نظارت بر وضعیت فنی تجهیزات و فرآیندهای فناورانه، علائم ارزیابی نوع نقص و خطر احتمالی آنها و شرایط را برای بیشتر تعیین می کند. بهره برداری یا تعمیر سازه ها. مفاد اصلی روش در "مقررات تشخیص تجهیزات فرآیند و خطوط لوله P" گنجانده شده است. Orenburggazprom"، در معرض محیط های حاوی سولفید هیدروژن"، تایید شده توسط RAO GAZPROM و Gosgortekhnadzor روسیه.

فهرست منابع تحقیق پایان نامه کاندیدای علوم فنی گونچاروف، الکساندر آلکسیویچ، 1999

1. آکیموف G.V. تئوری و روش های بررسی خوردگی فلزات. ام. اد. آکادمی علوم اتحاد جماهیر شوروی، 1945، 414 ص.

2. Andreykiv A.E. پاناسیوک وی.وی. مکانیک تردی هیدروژنی فلزات و محاسبه مقاومت عناصر ساختاری / AN اوکراین SSR. فیزیک مکانیکی موسسه - لووف، 1987. -50 ص.

3. Archakov Yu.I.، Teslya B.M.، Starostina M.K. مقاومت در برابر خوردگی تجهیزات تولید مواد شیمیایی. JL: Chemistry, 1990. 400 p.

4. Bolotin V.V. کاربرد روش های نظریه احتمال و تئوری قابلیت اطمینان در محاسبات سازه. -م.: استروییزدات، 1971.-255 ص.

5. VSN 006-89. احداث خطوط لوله اصلی و میدانی. جوشکاری. وزارت ساخت و ساز نفت و گاز. م.، 1989. - 216 ص.

6. Gafarov N.A.، Goncharov A.A.، Grintsov A.S.، Kushnarenko V.M. روش های نظارت بر خوردگی خطوط لوله و تجهیزات // مهندسی شیمی و نفت. 1997. -شماره 2. - ص 70-76.

7. Gafarov N.A.، Goncharov A.A.، Grintsov A.S.، Kushnarenko V.M. بیان-. ارزیابی مقاومت فلز در برابر ترک خوردگی سولفید هیدروژن // مهندسی شیمی و نفت. 1998. - شماره 5. - ص 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. خوردگی و حفاظت از تجهیزات در میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن. م.: ندرا.- 1998.-437 ص.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. روش های نظارت بر اتصالات جوشی سازه ها در تماس با رسانه های حاوی هیدروژن // تولید جوش. 1997. -شماره 12. - ص 18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. مدل‌سازی وضعیت خوردگی TP بر اساس نتایج عیب‌یابی درون خطی/کنگره بین‌المللی زاشچیتا-98. M. 1998. - ص 22.

11. گونچاروف A.A., Ovchinnikov P.A. تجزیه و تحلیل کار تشخیصی برای سال 19998 در تاسیسات شرکت " Orenburggazpromو چشم انداز بهبود آنها از نظر اجرای "مقررات تشخیصی" در سال 1999.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.B. و دیگران مقررات مربوط به تشخیص تجهیزات تکنولوژیکی و خطوط لوله شرکت Orenburggazprom در معرض رسانه های حاوی سولفید هیدروژن M.: 1998.-86 p.

13. گونچاروف A.A. سازمان تشخیص تجهیزات و خطوط لوله P " Orenburggazprom"، که منابع خود را تمام کرده اند. مواد سمینار بین المللی NT. M.: IRC Gazprom. - 1998. - ص 43-47.

14. گونچاروف A.A. قابلیت اطمینان عملیاتی تجهیزات فرآیند و خطوط لوله//صنعت گاز.-1377.-شماره 7. ص 16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. پیش بینی عمر باقیمانده خطوط لوله OGKM مواد سمینار بین المللی NT. M.: IRC Gazprom. - 1998. - ص 112-119.

16. قوانین GOST 11.007-75 برای تعیین تخمین ها و محدودیت های اطمینان برای پارامترهای توزیع Weibull.

17. GOST 14249-89. کشتی ها و دستگاه ها. هنجارها و روش های محاسبات قدرت.

18. GOST 14782-86. آزمایش غیر مخرب اتصالات جوش داده شده روش های اولتراسونیک

19. GOST 17410-78. آزمایش غیر مخرب لوله های فلزی استوانه ای بدون درز. روش های تشخیص نقص اولتراسونیک

20. GOST 18442-80. آزمایش غیر مخرب روش های مویرگی الزامات کلی.

21. GOST 21105-87. آزمایش غیر مخرب روش ذرات مغناطیسی

22. GOST 22727-88. اجاره ورق. روش های تست اولتراسونیک

23. GOST 24289-80. آزمایش جریان گردابی غیر مخرب اصطلاحات و تعاریف.

24. GOST 25221-82. کشتی ها و دستگاه ها. پایین و روکش ها کروی هستند و مهره ای نیستند. هنجارها و روش های محاسبات قدرت.

25. GOST 25859-83. ظروف و دستگاه های فولادی. استانداردها و روش های محاسبه مقاومت تحت بارهای سیکل پایین.

26. GOST 27.302-86. قابلیت اطمینان در فناوری روش های تعیین انحراف مجاز پارامتر شرایط فنی و پیش بینی عمر باقیمانده اجزاءواحدهای ماشینی

27. GOST 28702-90. آزمایش غیر مخرب ضخامت سنج تماس اولتراسونیک. الزامات فنی عمومی

28. GOST 5272-68. خوردگی فلزات. مقررات.

29. GOST 6202-84. کشتی ها و دستگاه ها. استانداردها و روش های محاسبه مقاومت پوسته ها و کف ها تحت تأثیر بارهای پشتیبانی.

30. GOST 9.908-85. فلزات و آلیاژها. روش های تعیین شاخص های خوردگی و مقاومت در برابر خوردگی.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.B., توسعه روش هایی برای افزایش عمر مفید خطوط لوله نفتی طولانی مدت. -M.: VNIIOENG، 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. تأثیر هیدروژن بر خواص مکانیکی فولاد // فولاد. 1974. - T. 7. - N 8. - P. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Shreider A.B. حفاظت در برابر خوردگی سولفید هیدروژن تجهیزات در صنایع پالایش نفت و پتروشیمی. -M.: TsNIITEneftekhim, 1984. 35 p.

34. Zayvochinsky B.I. دوام خطوط لوله اصلی و فرآیندی. تئوری، روش های محاسبه، طراحی. م.: ندرا. 1992. -271 ص.

35. Zakharov Yu.V. تأثیر تنش بر انعطاف پذیری فولاد در محلول سولفید هیدروژن // خوردگی و حفاظت در صنعت نفت و گاز. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. تورم و ترک خوردگی هیدروژن - ترجمه VTsP N B-27457, 1980, Boseku Gijutsu, t.27, N8, 1978, pp. 312-424.

37. دستورالعمل آزمایش جریان گردابی قسمت خطی خطوط لوله گاز اصلی - M.: RAO Gazprom, VNIIGAZ. 1997 - 13 p.

38. دستورالعمل بازرسی ورودی شیرهای مقاوم در برابر سولفید هیدروژن. M.: VNIIGAZ. 1995. - 56 ص.

39. دستورالعمل بازرسی، رد و تعمیر در حین بهره برداری و تعمیرات اساسی قسمت خطی خطوط لوله اصلی گاز. M. VNIIGaz، 1991 -12 ثانیه

40. داده های اولیه حمایت از مواد و فن آوری برای حفاظت از بازدارنده در داخل خطوط لوله میدان. گزارش تحقیق // دونتسک. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 p.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. تأثیر هیدروژن بر خواص فولاد - M.: Metallurgizdat, 1962. 198 p.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. و دیگران، قابلیت اطمینان و دوام ماشین آلات. -"تکنیک". 1975. -408 ص.

43. دیگ بخار ثابت و آب گرم و بخار و خطوط لوله آب گرم. استانداردهای محاسبه مقاومت OST 108.031.02 75. -L.: TsKTI، 1977. -107 p.

44. کوشنارنکو V.M.، Grintsov A.S.، Obolentsev N.V. کنترل برهمکنش فلز با محیط کار OGKM - M.: VNIIEgazprom، 1989. - 49 p.

45. لیوشیتس ال.اس.، باخراخ ال.پی.، استرومووا آر.پی. و دیگران ترک سولفیدی فولادهای آلیاژی کم کربن // خوردگی و حفاظت از خطوط لوله، چاه ها، تولید گاز و تجهیزات پردازش گاز. 1977. - N 5. - ص 23 - 30.

46. ​​Malov E.A. وضعیت حوادث در خطوط لوله اصلی و میدانی صنعت نفت و گاز // چکیده سمینار 23-24 اردیبهشت 96. M. خانه دانش مرکزی روسیه، ص. 3-4.

47. ماناپوف آر.جی. ارزیابی قابلیت اطمینان تجهیزات شیمیایی و نفتی در هنگام تخریب سطحی KhN-1، TsINTIKHIMNEFTEMASH، مسکو، 1988.-38 ص.

48. روش برای ارزیابی و پیش بینی خوردگی برای شرایط تغییر یافته در OGKM. گزارش تحقیق // موسسه تحقیقات گازهای طبیعی همه روسیه.-M.: 1994.28 ص.

49. روش ارزیابی طول عمر باقیمانده کشتی ها / جمع کننده های گرد و غبار، جداکننده های فیلتر و غیره / عملکرد تحت فشار در ایستگاه های کمپرسور و ایستگاه های کمپرسور تقویت کننده RAO GAZPROM.// JSC TsKBN RAO GAZPROM، 1995، 48 p.

50. روش ارزیابی احتمالی عمر باقیمانده خطوط لوله فولادی فناورانه. M.: NTP "Pipeline"، 1995 (تأیید شده توسط Gosgortekhnadzor روسیه در 11 ژانویه 1996)

51. روش تشخیص وضعیت فنی تجهیزات و دستگاه های فعال در محیط های حاوی سولفید هیدروژن. (مصوب 30 نوامبر 1993 وزارت سوخت و انرژی روسیه. موافقت Gosgortekhnadzor روسیه در 30 نوامبر 1993)

52. روش ارزیابی عمر مفید تجهیزات فرآیندی در پالایشگاه نفت، پتروشیمی و کارخانه های شیمیایی، ولگوگراد، تجهیزات پتروشیمی VNIKTI، 1992.

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. قابلیت اطمینان ساختاری و ایمنی زیست محیطی خطوط لوله. م.: ندرا، 1990. - 264 ص.

54. مکانیک شکست / ویرایش. د تمپلینا م.: میر، 1979.- 240 ص 173

55. روش برای پیش بینی عمر باقیمانده خطوط لوله پالایش نفت، کشتی ها، دستگاه ها و بلوک های تکنولوژیکی تصفیه خانه های نفت در معرض خوردگی - M.: MINTOPENERGO. -1993.- 88 ص.

56. روش ارزیابی عمر مفید خطوط لوله گاز. M.IRC Gazprom، 1997 - 84 p.

57. رهنمودهادر بررسی تشخیصی شرایط خوردگی و حفاظت جامع خطوط لوله زیرزمینی در برابر خوردگی. -M.: SOYUZENERGOGAZ، GAZPROM، 1989. 142 ص.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. شروع یک ترک شکستگی در فولادهای فریت-پرلیت در حضور هیدروژن // FKhMM. - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. تعیین و توجیه عمر باقیمانده سازه های ماشین سازی در طول عملیات طولانی مدت. //مشکلات مهندسی مکانیک و قابلیت اطمینان ماشین، N 1، 1995.

61. MSKR-01 -85. روش شناسی برای آزمایش فولادها برای مقاومت در برابر خوردگی سولفید هیدروژن - M.: VNIINMASH، 1985. 7 p.

62. Nekashimo A.، Iino M.، Matsudo H.، Yamada K. ترک خوردگی مرحله‌ای هیدروژنی خطوط لوله فولادی که در محیط‌های حاوی سولفید هیدروژن کار می‌کنند. دفترچه شرکت فولاد نیپون، ژاپن، 1981.P. 2 40.

63. استانداردهای محاسبه قدرت عناصر راکتورها، مولدهای بخار، کشتی ها و خطوط لوله نیروگاه های هسته ای، راکتورها و تاسیسات هسته ای آزمایشی و تحقیقاتی. م.: متالورژی، 1973. - 408 ص.

64. Nurgaliev D.M.، Gafarov N.A.، Akhmetov V.N.، Kushnarenko V.M.، Shchepinov D.N.، Aptikeev T.A. برای ارزیابی نقص خطوط لوله در هنگام تشخیص عیب درون خطی. بین المللی ششم یک جلسه کاری"تشخیص-96". - یالتا 1996 - M.: IRC GAZPROM. ص 35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. روش شناسی تشخیص فنی خطوط لوله. مواد سمینار بین المللی NT. M.: IRC Gazprom. - 1998. - ص 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Kholzakov N.V. تشخیص هیدروژن: تجربه و چشم انداز کاربرد // صنعت گاز. -1989. جلد 3. -S. 30-31

68. پاولوفسکی بی.ر. و دیگران تخصص در مورد مشکل منبع اتصال خطوط لوله انتقال سولفید هیدروژن مرطوب حاوی گاز: گزارش تحقیق // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 p.

69. ص 03-108-96. قوانین طراحی و عملکرد ایمن خطوط لوله فرآیند. M.: NPO OBT، 1997 - 292 p. (تایید شده توسط Gosgortekhnadzor روسیه در 03/02/1995)

70. پرونوف بی.وی.، کوشنارنکو وی.ام. افزایش کارایی ساخت خطوط لوله انتقال رسانه های حاوی سولفید هیدروژن. M.: Informneftegazstroy. 1361. مسئله. 11. - 45 s.

71. پتروف N.A. جلوگیری از ایجاد ترک در خطوط لوله زیرزمینی در هنگام پلاریزاسیون کاتدی M.: VNIIOENG، 1974. - 131 p.

72. PNAE G-7-002-86. استانداردهای محاسبه قدرت تجهیزات و خطوط لوله نیروگاه های هسته ای. M.: ENERGOATOMIZDAT، 1986

73. PNAE G-7-014-89. روش های یکپارچه برای نظارت بر مواد اولیه (نیمه ساخته)، اتصالات جوشی و روکش تجهیزات و خطوط لوله نیروگاه های هسته ای. تست اولتراسونیک. قسمت 1. M.: ENERGOATOMIZDAT، 1990.

74. PNAE G-7-019-89. روش های یکپارچه برای نظارت بر مواد اولیه (نیمه ساخته)، اتصالات جوشی و روکش تجهیزات و خطوط لوله نیروگاه های هسته ای. کنترل سفتی روش های گاز و مایع ENERGOATOMIZDAT، مسکو، 1990

75. پل ماس. گاز بریتانیا مشکلات قدیمی راه حل های جدید "نفت گاز" در نمایشگاه "NEFTEGAZ-96" M.: - 1996. - P. 125-132.

76. Polovko A.M. مبانی نظریه قابلیت اطمینان.-م.: «علم»، 1964.-446 ص.

77. مقررات مربوط به بازرسی ورودی از اتصالات، لوله ها و قطعات اتصال در شرکت " Orenburggazprom" تایید شده " Orenburggazprom» ۵ آبان ۹۶ مورد توافق ناحیه اورنبورگ اداره دولتی معادن و نظارت فنی روسیه در 20 نوامبر 1996175

78. آیین نامه نحوه تشخیص تجهیزات فناورانه تأسیسات تولید مواد منفجره مجتمع سوخت و انرژی. (مصوبه وزارت سوخت و انرژی روسیه در 24 ژانویه 1993. موافقت Gosgortekhnadzor روسیه در 25 دسامبر 1992)

79. مقررات مربوط به سیستم تشخیص فنی دیگ بخار و آب گرم برای انرژی صنعتی. -M.: NGP "DIEX" 1993. 36.

80. مقررات مربوط به سیستم نگهداری و تعمیرات پیشگیرانه برنامه ریزی شده تجهیزات میدانی برای شرکت های تولید گاز - کراسنودار: PA Soyuzorgenergogaz. - 1989. - 165 p.

81. مقررات مربوط به تشخیص فنی متخصص خطوط لوله، اورنبورگ، 1997. 40 ص.

82. پولوزوف V.A. معیارهای خطر آسیب به خطوط لوله اصلی گاز. // م. صنعت گاز شماره 6، 1998

83. قوانین طراحی و عملکرد ایمن مخازن تحت فشار. (ص 10-115-96).- م.: PIO OBT.- 1996.- 232 p.

84. ر 50-54-45-88. محاسبات و تست های قدرت. روش‌های آزمایشی برای تعیین وضعیت تنش-کرنش عناصر و سازه‌های ماشین - M.: VNIINMASH. 1988 -48 ص.

85. ر 54-298-92. محاسبات و تست های قدرت. روش‌های تعیین مقاومت مواد در برابر محیط‌های حاوی سولفید هیدروژن M.: GOSSTANDART OF RUSSIA، VNIINMASH، OrPI. 26 ص.

86. RD 09-102-95. دستورالعمل تعیین عمر باقیمانده اشیاء بالقوه خطرناک تحت نظارت وزارت معادن و نظارت فنی روسیه. -M.: Gosgortekhnadzor. سریع. N 57 مورخ 95/11/17. 14 ص.

87. RD 26-02-62-97. محاسبه قدرت عناصر مخازن و دستگاه های فعال در محیط های خورنده حاوی سولفید هیدروژن. M.: VNIINeftemash، TsKBN، 1997.

88. RD 26-15-88. کشتی ها و دستگاه ها. استانداردها و روش های محاسبه استحکام و سفتی اتصالات فلنجی. M.: NIIKHIMMASH، UkrNII-KHIMMASH، VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 p.

89. RD 34.10.130-96. دستورالعمل های کنترل بصری و اندازه گیری. (تایید شده توسط وزارت سوخت و انرژی فدراسیون روسیه در 15 اوت 1996)

90. RD 39-132-94. قوانین بهره برداری، بازرسی، تعمیر و رد خطوط لوله میدان نفتی. M.: NPO OBT - 1994- 272 p.

92. RD-03-131-97. قوانین سازماندهی و انجام آزمایش انتشار صوتی کشتی ها، دستگاه ها، بویلرها و خطوط لوله فرآیند. (مصوب با قطعنامه Gosgortekhnadzor روسیه مورخ 11 نوامبر 1996 شماره 44.)

93. RD-03-29-93. راهنمای انجام بازرسی فنی دیگهای بخار و آب گرم، مخازن تحت فشار، خطوط لوله بخار و آب گرم M.: NPO OBT، 1994.

94. راهنمای RD26-10-87. ارزیابی قابلیت اطمینان تجهیزات شیمیایی و نفتی در هنگام تخریب سطحی M. OKSTU 1987, 30 p.

95. RD-51-2-97. دستورالعمل بازرسی درون خطی سیستم های خط لوله. M.: IRC Gazprom, 1997, 48 p.

100. روزنفلد آی.ال. بازدارنده های خوردگی.-M.: Chemistry، 1977.-35 e.،

101. سرک وی. شکنندگی هیدروژن و وضعیت ساختاری فولاد //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev N.A. قابلیت اطمینان سیستم های پیچیده در عملیات و آزمایش. -م.: دبیرستان. 1989.- 432 ص.

103. SNiP Sh-42-80. خطوط لوله اصلی. م.: استروییزدات، 1981. - 68 ص.

104. SNiP 2.05.06-85 *. خطوط لوله اصلی M.: وزارت ساخت و ساز روسیه. GUL TsPP، 1997. -60 ص.

105. SNiP 3.05.05-84. تجهیزات تکنولوژیکی و خطوط لوله فرآیند. تایید شده توسط وزارت نفت و صنایع شیمیایی اتحاد جماهیر شوروی در 1 ژانویه 1984.

106. لوله های اصلی فولادی برای انتقال گاز ترش. دفترچه شرکت Nippon Kokan LTD، 1981. 72 p.

107. استاندارد IEC. تکنیک های تجزیه و تحلیل قابلیت اطمینان سیستم روشی برای تحلیل نوع و پیامدهای خرابی. انتشار 812 (1985). م.: 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. آزمایش فولادها و اتصالات جوشی در محیط های غنی از هیدروژن - M.: - متالورژی - 1992. - 128 p.

109. توماشوف ن.د. تئوری خوردگی و حفاظت از فلزات. ام. اد. آکادمی علوم اتحاد جماهیر شوروی، 1960، 590 ص.

110. Ord K.P., Dunford D.H., Mann E.S. تشخیص عیب خطوط لوله موجود برای شناسایی ترک های خوردگی و خستگی. "تشخیص-94". - یالتا 1994 - M.: IRC GAZPROM. - P.44-60.17؟

111. F.A. Khromchenko، قابلیت اطمینان اتصالات جوشی لوله های دیگ بخار و خطوط لوله بخار. M.: Energoizdat, 1982. - 120 p.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. تأثیر هیدروژن بر نفت و تجهیزات شیمیایی - M.: Mashinostroenie, 1979. - 144 p.

113. سوئدی م.م. تغییرات در خواص عملیاتی آهن و فولاد تحت تأثیر هیدروژن. کیف: Naukova Dumka، 1985. - 120 p.

114. Yakovlev A.I. اثر خورنده سولفید هیدروژن بر فلزات. VNIIEgazprom، M.: 1972. 42 p.

115. Yamamota K., Murata T. توسعه لوله های چاه نفت در نظر گرفته شده برای بهره برداری در یک محیط مرطوب گاز ترش // گزارش فنی شرکت "Nippon Steel Corp." - 1979. - 63 p.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. راهنمای تعیین مقاومت باقیمانده خطوط لوله خورده. مثل من. New York.13 0 استاندارد مهندسی گاز بریتانیا BGC/PS/P11. 42 ص.

117. بیفر جی.آی. ترک گام به گام فولاد خط لوله در محیط های ترش // عملکرد مواد، 1982. - ژوئن. - ص 19 - 34.

118. Marvin C.W. تعیین مقاومت لوله خورده شده // حفاظت از مواد و عملکرد. 1972. - V. 11. - P. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97. الزامات مواد. مواد فلزی مقاوم به ترک خوردگی سولفید برای تجهیزات میدان نفتی.l997. 47 ص.

120. Nakasugi H.، Matsuda H. توسعه فولادهای لوله جدید برای سرویس گاز ترش // Nippon Steel Techn. رپ.- 1979. N14.- ص.66-78.

121. O"Grandy T.J.، Hisey D.T.، Kiefner J.F.، محاسبه فشار برای لوله خورده توسعه یافته//Oil and Gas J.-1992.-No. 42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. فولاد هیدروژنه. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., The Hydrogen Induced Cracking Sucseptibilities of Various Tinds of Commercial.Rolled Steels under Wet Hydrogene Sulfide // Environment. جستجوی سومیتومو 1978. - N 19. - ص 103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner محاسبه فشار برای لوله های خورده توسعه یافته مجله نفت و گاز اکتبر 1992 ص 84-89.

125. استاندارد NACE TM0177-96. روش تست استاندارد تست آزمایشگاهی فلزات برای مقاومت در برابر اشکال خاص ترک خوردگی محیطی در محیط های H2S. ساعت 32 بعد از ظهر

126. استاندارد NACE TM0284-96 روش استاندارد Tesn ارزیابی فولادهای مخازن لوله و فشار برای مقاومت در برابر ترک ناشی از هیدروژن. ساعت 10 شب

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Strange Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

لطفاً توجه داشته باشید که متون علمی ارائه شده در بالا فقط برای مقاصد اطلاعاتی ارسال شده اند و از طریق تشخیص متن پایان نامه اصلی (OCR) به دست آمده اند. بنابراین، ممکن است حاوی خطاهای مرتبط با الگوریتم‌های تشخیص ناقص باشند.
که در فایل های PDFدر پایان نامه ها و چکیده هایی که ارائه می دهیم چنین اشتباهی وجود ندارد.

ب. که در. کوشکین, که در. ن. شچرباکوف, که در. YU. واسیلیف, GOUVPO "مسکو حالت موسسه فولاد و آلیاژها (تکنولوژیکی دانشگاه) » ,

شرکت واحد دولتی "Mosgorteplo"

روش‌های الکتروشیمیایی برای ارزیابی، پایش، تشخیص، پیش‌بینی رفتار خوردگی و تعیین نرخ خوردگی، که از لحاظ نظری برای مدت طولانی توسعه یافته و به طور گسترده در شرایط آزمایشگاهی مورد استفاده قرار می‌گیرند، برای ارزیابی وضعیت خوردگی در شرایط عملیاتی شروع به استفاده کردند. فقط در 5-10 سال گذشته

ویژگی متمایزروش های ارزیابی الکتروشیمیایی توانایی تعیین وضعیت خوردگی (از جمله به طور مداوم) در زمان واقعی با پاسخ همزمان ماده و محیط خورنده است.

متداول‌ترین روش‌های مورد استفاده برای ارزیابی حالت خوردگی در شرایط عملیاتی، روش‌های مقاومت قطبی (گالوانو و پتانسیواستاتیک)، مقاومت سنجی و امپدانس هستند. دو مورد اول کاربرد عملی دریافت کرده اند. روش اندازه گیری گالوانوستاتیک در ابزارهای قابل حمل قابل حمل استفاده می شود، در حالی که روش پتانسیواستاتیک عمدتاً در مطالعات آزمایشگاهی به دلیل تجهیزات پیچیده تر و گران تر استفاده می شود.

روش مقاومت پلاریزاسیون بر اساس اندازه گیری نرخ خوردگی با تعیین جریان خوردگی است.

ابزارهای خارجی موجود برای اندازه گیری نرخ خوردگی عمدتاً بر اساس اصل مقاومت قطبی هستند و فقط در شرایط غوطه ور شدن کامل جسم اندازه گیری شده در یک محیط خورنده می توانند نرخ خوردگی را با دقت کافی تعیین کنند. فعالیت خورنده محیط عملا مشخص می شود. این طرح اندازه گیری در ابزارهای خارجی برای ارزیابی نرخ خوردگی (ابزارهای ACM، Ronbaks، Voltalab، Magna و غیره) اجرا می شود. دستگاه ها بسیار گران هستند و با شرایط روسیه سازگار نیستند. خوردگی سنج های خانگی تهاجمی بودن محیط را بدون توجه به فولادهای واقعی که خطوط لوله از آن ساخته شده اند تعیین می کنند و بنابراین نمی توانند مقاومت به خوردگی خطوط لوله را در شرایط عملیاتی تعیین کنند.

در این راستا، MISiS یک دستگاه خوردگی سنج را طراحی کرد که برای تعیین نرخ خوردگی خطوط لوله شبکه گرمایش ساخته شده از فولادهای واقعی ساخته شده است.

خوردگی سنج کوچک "KM-MISiS" (شکل 1) بر روی یک پایه عنصر مدرن مبتنی بر یک میکروولت متر دیجیتال دقیق با مقاومت صفر ساخته شده است. خوردگی متر برای اندازه گیری نرخ خوردگی با استفاده از روش مقاومت پلاریزاسیون با جبران IR بدون جریان طراحی شده است. این دستگاه دارای یک رابط کنترلی ساده و بصری و ورودی/خروجی اطلاعات روی نمایشگر کریستال مایع است.

برنامه خوردگی متر امکان وارد کردن پارامترهایی را فراهم می کند که به شما امکان می دهد نرخ خوردگی انواع فولاد را ارزیابی کرده و صفر را تعیین کنید. این پارامترها در طول ساخت و کالیبراسیون دستگاه خوردگی سنج تنظیم می شوند. خوردگی سنج هم مقدار اندازه گیری شده نرخ خوردگی و هم مقادیر فعلی اختلاف پتانسیل "E 2 - را نشان می دهد. E1» برای کنترل پارامترها

پارامترهای اصلی دستگاه خوردگی سنج مطابق با سیستم یکپارچه حفاظت در برابر خوردگی و پیری (USZKS) است.

دستگاه خوردگی سنج KM-MISiS برای تعیین میزان خوردگی با روش مقاومت قطبی در محیط های رسانای الکترولیتی طراحی شده است و می تواند برای تعیین میزان خوردگی قطعات و تجهیزات فلزی در بخش انرژی، صنایع شیمیایی و پتروشیمی، ساخت و ساز، مهندسی مکانیک استفاده شود. حفاظت از محیط زیست و برای نیازهای آموزشی.

تجربهعمل

خوردگی سنج آزمایشات آزمایشی را در شرایط عملیاتی شبکه های گرمایش در مسکو گذراند.

آزمایشات روی Leninsky Prospekt در اوت - نوامبر 2003 در مدارهای اول و دوم شبکه های گرمایش (مشترک 86/80) انجام شد. در این بخش، نازل‌هایی به مدارهای اول و دوم خطوط لوله شبکه گرمایش جوش داده شد که در آن‌ها حسگرها (الکترودهای کاری) نصب شد و اندازه‌گیری روزانه نرخ خوردگی و پارامترهای الکتروشیمیایی با استفاده از یک دستگاه خوردگی سنج اولیه انجام شد. اندازه گیری ها در قسمت داخلی خطوط لوله با ثبت پارامترهای خنک کننده انجام شد. پارامترهای اصلی مایع خنک کننده در جدول 1 آورده شده است.

برای اندازه گیری با مدت زمان های مختلف از 5 تا 45 دقیقه. پارامترهای اصلی وضعیت خوردگی خطوط لوله شبکه گرمایش را در طول آزمایشات طولانی مدت ثبت کرد. نتایج اندازه گیری در شکل نشان داده شده است. 2 و 3. همانطور که از نتایج آزمایش نشان می‌دهد، مقادیر اولیه نرخ خوردگی با آزمایش‌های طولانی‌مدت هر دو هنگام آزمایش در مدار اول و دوم به خوبی همبستگی دارد. متوسط ​​نرخ خوردگی برای مدار اول حدود 0.025 - 0.05 میلی متر در سال و برای مدار دوم حدود 0.25 - 0.35 میلی متر در سال است. نتایج به‌دست‌آمده، داده‌های تجربی و ادبی موجود در مورد مقاومت به خوردگی خطوط لوله شبکه گرمایش ساخته‌شده از کربن و فولادهای کم آلیاژ را تأیید می‌کند. مقادیر دقیق تری را می توان با تعیین درجه های فولادی خطوط لوله مورد استفاده به دست آورد. بررسی وضعیت خوردگی شبکه های گرمایشی در بخش بزرگراه Entuziastov - خیابان Sayanskaya انجام شد. بخش های اصلی گرمایش در این منطقه (شماره 2208/01 - 2208/03) اغلب خراب می شوند، خطوط لوله در این منطقه
پشته ها در سال 1999 - 2001 گذاشته شدند. لوله اصلی گرمایش از یک نخ رو به جلو و معکوس تشکیل شده است. دمای خط مستقیم اصلی گرمایش حدود 80-120 درجه سانتیگراد در فشار 6 اتمسفر است، و برگشت حدود 30-60 درجه سانتیگراد است. در دوره بهار و پاییز، منبع اصلی گرمایش اغلب با آب های زیرزمینی (نزدیک حوضچه های ترلتسکی) و/یا فاضلاب پر می شود. ماهیت تاسیسات اصلی گرمایش در این منطقه کانالی است، در ناودان های بتنی درب دار و عمق نصب حدود 1.5-2 متر است و اولین نشتی در لوله اصلی گرمایش در بهار سال 1382 مشاهده شد که از کار افتاد و در آگوست - سپتامبر 2003 جایگزین شد. در طول بازرسی، کانال اصلی گرمایش تقریباً 1/3 - 2/3 قطر لوله با آب زیرزمینی یا رواناب پر شد. لوله های اصلی گرمایش با فایبرگلاس عایق بندی شدند.

قطعه شماره 2208/01 - 22008/02. لوله اصلی گرمایش در سال 1999 گذاشته شد، لوله ها به صورت طولی با قطر 159 میلی متر جوش داده شده اند که احتمالاً از خیابان ساخته شده است. 20. خطوط لوله دارای پوشش عایق حرارتی از لاک کوزباس، پشم معدنی و گلاسه (نمد سقف یا فایبرگلاس) می باشد. در این منطقه 11 ناحیه معیوب با ضایعات خوردگی از طریق، عمدتاً در منطقه سیلابی کانال وجود دارد. تراکم ضایعات خوردگی در طول نخ مستقیم 0.62 m-1، معکوس -0.04 m-1 است. در آگوست 2003 از خدمت خارج شد.

قطعه شماره 2208/02 - 2208/03. در سال 2001 گذاشته شد. خوردگی غالب خط مستقیم اصلی گرمایش. طول کل بخش های معیوب خط لوله که باید جایگزین شود 82 متر است. چگالی آسیب خوردگی در یک خط مستقیم 0.54 متر -1 است. به گفته شرکت دولتی موسکورتپلو، خطوط لوله از فولاد 10HSND ساخته شده است.

بند شماره 2208/03 - ایستگاه حرارت مرکزی. در سال 2000، لوله های بدون درز، احتمالاً از Art. 20. تراکم ضایعات خوردگی نخ جلویی -0.13 m-1، نخ برگشتی -0.04 m-1 است. چگالی متوسط ​​ضایعات خوردگی از طریق (مانند خوردگی حفره‌ای غیرمحلی) در سطح خارجی خطوط لوله مستقیم 0.18 - 0.32 m-1 است. نمونه های لوله بریده شده فاقد پوشش در خارج هستند. ماهیت ضایعات خوردگی در سمت خارجی لوله نمونه عمدتاً خوردگی عمومی در حضور ضایعات عبوری مانند خوردگی حفره ای است که شکل مخروطی شکل با اندازه حدود 10-20 سانتی متر از سطح بیرونی دارد. به ضایعات از طریق با قطر حدود 2-7 میلی متر. در داخل لوله خوردگی عمومی کمی وجود دارد، وضعیت رضایت بخش است. نتایج حاصل از تعیین ترکیب نمونه های لوله در جدول 2 آورده شده است.

از نظر ترکیب، مواد نمونه لوله مطابق با فولاد نوع D (یا KhGSA) است.

از آنجایی که برخی از خطوط لوله در یک کانال در آب قرار داشتند، می توان میزان خوردگی قسمت بیرونی لوله را تخمین زد. نرخ خوردگی در نقاط خروجی پوشش کانال، در آب‌های زیرزمینی در مجاورت مستقیم خط لوله و در مکان‌هایی که سریع‌ترین جریان آب زیرزمینی را داشتند، ارزیابی شد. دمای آب زیرزمینی 40 تا 60 درجه سانتی گراد بود.

نتایج اندازه گیری در جدول آورده شده است. 3-4، که در آن داده های به دست آمده در آب آرام با رنگ قرمز مشخص شده است.

نتایج اندازه گیری نشان می دهد که نرخ خوردگی عمومی و محلی افزایش می یابد در طول زمان تغییر می کند، که بیشتر برای خوردگی موضعی در آب آرام مشخص است. نرخ خوردگی عمومی در جریان افزایش می یابد؛ در آب های آرام میزان خوردگی موضعی افزایش می یابد.

داده های به دست آمده امکان تعیین میزان خوردگی خطوط لوله شبکه گرمایش و پیش بینی رفتار خوردگی آنها را فراهم می کند. نرخ خوردگی خطوط لوله در این منطقه > 0.6 میلی متر در سال است. حداکثر طول عمر خطوط لوله در این شرایط با تعمیرات دوره ای در مکان های آسیب خوردگی محلی بیش از 5-7 سال نیست. بیشتر پیش بینی دقیقبا نظارت مداوم خوردگی و با جمع آوری داده های آماری امکان پذیر است.

تحلیل و بررسیعملیاتیآسیب خوردگیتی

-- [ صفحه 1 ] --

UDC 622.691.4.620.193/.197

به عنوان نسخه خطی

آسکاروف آلمانی روبرتوویچ

ارزیابی تاثیر ناپایدار

رژیم دما برای خورنده

وضعیت خطوط لوله گاز با قطر بزرگ

تخصص 25.00.19 ساخت و بهره برداری از خطوط لوله نفت و گاز پایگاه ها و تاسیسات ذخیره سازی پایان نامه داوطلبی علوم فنی

مدیر علمیدکترای علوم فنی، پروفسور هریس نینا الکساندرونا اوفا

مقدمه ……………………………………………………………………………………… 1. ایده های مدرن در مورد تأثیر دما در حالت خوردگی خط لوله گاز ………… …………………………………………………………. 1.1 شرح مختصری از فرآیندهای خوردگی در حمل و نقل خط لوله…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… 1.1.1 عیوب خوردگی معمولی در لوله فولادی…………………. 1.2 نقض خواص حفاظتی پوشش عایق …………………………….. ۱.۳ خورنده بودن خاک…………………………………………... دلایل تشکیل عناصر خورنده بر روی خاک بیرونی 1. سطح خط لوله گاز…………………………………………………………………………………………………………………………………… 1.4.1 شرایط تشکیل عناصر ماکرو خوردگی در سطح خارجی خط لوله گاز……………………………………………………………………………………… …. 1.4.2 تغییر در مقاومت الکتریکی خاک مجاور خط لوله زمانی که رطوبت در لایه خاک خورنده حرکت می کند. 1.5 تأثیر نوسانات دما و دما بر وضعیت خوردگی خط لوله گاز………………………………………………………………… 1.6 تشخیص خطوط لوله گاز با استفاده از ابزارهای درون خطی…. 1.7 مدل‌هایی برای پیش‌بینی فرآیندهای خوردگی…………………… نتیجه‌گیری در فصل ۱ ارزیابی اثر پالسی رطوبت و دما بر روی ۲.

فعالیت خوردگی خاکهای اطراف خط لوله گاز………………… 2.1 مدلسازی فیزیکی و انتخاب پارامترهای کنترلی……………… 2.2 توضیح کوتاهراه اندازی آزمایشی………………………………. 2.3 نتایج تجربی و اثر افزایش فعالیت خوردگی خاک تحت تأثیر دمای پالسی…………………………… 2.4 مطالعه تأثیر فرکانس نوسانات دما و پارامترهای حرارتی در خاکهای فعالیت خوردگی ………………………………… وابستگی سرعت خوردگی در دمای متوسط ​​در 2.

تبادل حرارتی ناپایدار…………………………………………………………… نتیجه گیری در مورد فصل 2………………………………………………………………………………………… 3. پیش‌بینی وضعیت خوردگی یک خط لوله گاز بر اساس داده‌های تشخیص عیب درون لوله……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………. 3.2 تجزیه و تحلیل وضعیت خوردگی بخش خط لوله گاز بر اساس داده های تشخیص عیب درون خطی……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………… 3.2.2 تجزیه و تحلیل نتایج VTD……………………………………………………………… 3.3 شکل گیری و سرعت توسعه کانون های خوردگی روی خطوط لوله با عایق فیلم………………………………………………………………… 3.4 پیش بینی خوردگی عیوب در لوله های با قطر بزرگ……………. نتیجه گیری فصل 3………………………………………………………………………… 4. توسعه روشی برای رتبه بندی مقاطع خط لوله گاز با توجه به درجه خطر حذف برای تعمیرات……………………………………………………………………………………………………………………………………….. 4.1. روش‌شناسی برای رتبه‌بندی بخش‌های خط لوله گاز بر اساس درجه خطر... 4.1.1 VTD خطوط لوله گاز هنگام رتبه‌بندی بر اساس درجه خطر......... 4.1.2 شفاف‌سازی شاخص‌های یکپارچه برای تعیین بخش‌های خط لوله گاز که باید خارج شوند. برای تعمیرات ................................................ ......…………………. 4.2 تشخیص جامع پوشش عایق و ECP به معنی ……… 4.2.1 عوامل خطر برای آسیب خوردگی به خطوط لوله………. 4.2.2 مثالی از محاسبه یک شاخص پیچیده از فعالیت خوردگی .. 4.3 در نظر گرفتن نوسانات دما در خطوط لوله گاز با قطرهای بزرگ .. 4.4 شاخص انتگرال کل ……………………………………… ………………………. 4.4.1 مثالی از محاسبه شاخص کل انتگرال…………………. 4.5 کارایی توسعه………………………………………………………

معرفی

ارتباططول کل مواردی که در سیستم OJSC Gazprom کار می کنند

خطوط لوله اصلی گاز زیرزمینی حدود 164.7 هزار کیلومتر است.

مصالح ساختاری اصلی برای ساخت خطوط لوله گاز در حال حاضر فولاد است که دارای خواص مقاومتی خوبی است، اما مقاومت در برابر خوردگی پایین در شرایط محیطی دارد - خاک، که در صورت وجود رطوبت در فضای منافذ، یک محیط خورنده است.

پس از 30 سال یا بیشتر از بهره برداری از خطوط لوله اصلی گاز، پوشش عایق پیر می شود و از انجام عملکردهای حفاظتی خودداری می کند، در نتیجه وضعیت خورنده خطوط لوله گاز زیرزمینی به طور قابل توجهی بدتر می شود.

برای تعیین وضعیت خوردگی خطوط لوله اصلی گاز، در حال حاضر از تشخیص عیب درون خطی (IPT) استفاده می شود که مکان و ماهیت آسیب خوردگی را به طور دقیق تعیین می کند، که امکان نظارت و پیش بینی شکل گیری و توسعه آنها را فراهم می کند.

وجود آب های زیرزمینی (الکترولیت خاک) نقش بسزایی در توسعه فرآیندهای خوردگی دارد و باید توجه داشت که میزان خوردگی نه در خاک دائماً آبیاری یا خشک، بلکه در خاک با رطوبت دوره ای به میزان بیشتری افزایش می یابد.

تغییرات پالسی در دمای خط لوله گاز و نوسانات رطوبت در لایه خورنده خاک. با این حال، پارامترهای کمی اثرات دمای پالسی بر فعال شدن فرآیندهای خوردگی مشخص نشده است.

مسیر خطوط لوله اصلی گاز تحت تأثیر حرارتی پالس و پیش بینی وضعیت خوردگی خطوط لوله برای صنعت حمل و نقل گاز مرتبط است.

توسعه و بهبود روش‌هایی برای تعیین وضعیت خوردگی بخش‌های خطوط لوله اصلی گاز برای حذف به موقع آنها برای تعمیر.

پایه ای وظایف:

1 تعیین تغییرات در مقاومت الکتریکی خاک در اطراف خط لوله اصلی گاز و تجزیه و تحلیل ویژگی های فرآیندهای خوردگی در حمل و نقل خط لوله.

2 مطالعه در شرایط آزمایشگاهی تأثیر اثرات حرارتی پالسی گاز پمپ شده و رطوبت بر فعالیت خورنده خاک اطراف خط لوله گاز زیرزمینی.

3 مطالعه شکل گیری و توسعه عیوب خوردگی در خط لوله اصلی گاز و پیش بینی وضعیت خوردگی آن بر اساس داده های تشخیص عیب درون لوله.

توسعه روشی برای رتبه بندی بخش های خطوط لوله اصلی گاز بر اساس پیش بینی وضعیت خوردگی آنها برای حذف برای تعمیرات.

تازگی علمی 1 تغییر در مقاومت الکتریکی خاک بسته به رطوبت در امتداد محیط یک خط لوله گاز زیرزمینی با قطر زیاد تعیین و ترسیم شد.

2 حقیقت فعال شدن فرآیندهای خوردگی با تغییر پالسی در دمای گاز پمپ شده در مقایسه با تأثیر دمای پایدار به طور تجربی ثابت شده است و محدوده دمایی که در آن حداکثر نرخ خوردگی تحت تأثیر دمای ناپایدار (پالسی) ایجاد می‌شود. مشخص.

3 یک رابطه عملکردی برای پیش بینی شکل گیری و توسعه عیوب خوردگی در خطوط لوله اصلی گاز تعیین شده است.

ارزش عملیکار بر اساس تحقیقات انجام شده، یک استاندارد سازمانی RD 3-M-00154358-39-821-08 "روش رتبه بندی خطوط لوله گاز Gazprom Transgaz Ufa LLC بر اساس نتایج تشخیص عیب در لوله برای حذف آنها برای تعمیر" توسعه داده شد که براساس آن رتبه بندی بخش های خطوط لوله اصلی گاز بین ایستگاه های جرثقیل به منظور تعیین ترتیب حذف آنها برای تعمیر انجام می شود.

روش های پژوهشمشکلات مطرح شده در کار با استفاده از نظریه شباهت با مدل سازی شرایط انتقال گرما و جرم یک خط لوله گاز زیرزمینی با خاک اطراف حل شد.

نتایج کار تشخیصی با استفاده از روش حداقل مربعات با تحلیل همبستگی پردازش شد. محاسبات با استفاده از بسته برنامه StatGrapfics Plus 5.1 انجام شد.

برای دفاع ارسال شد:

نتایج مطالعات تغییرات مقاومت الکتریکی خاک بسته به رطوبت در امتداد محیط خط لوله اصلی گاز.

نتایج مطالعات آزمایشگاهی اثرات حرارتی پالسی در فعال سازی فرآیندهای خوردگی در یک خط لوله فولادی.

- روشی برای رتبه بندی بخش های خطوط لوله اصلی گاز برای حذف آنها برای تعمیر.

نتایج اصلیکار پایان نامه در 30 مقاله علمی منتشر شد که از این میان چهار مقاله در مجلات علمی معتبر و معتبر توصیه شده توسط کمیسیون عالی گواهی وزارت آموزش و پرورش و علوم فدراسیون روسیه منتشر شد.

ساختار و محدوده کارکار پایان نامه شامل یک مقدمه، چهار فصل، نتیجه گیری اصلی، پیوست ها، فهرست کتابشناختی ادبیات مورد استفاده شامل 141 عنوان، ارائه شده در 146 صفحه متن تایپ شده، شامل 29 شکل و 28 جدول است.

تایید کارمطالب اصلی پایان نامه در آدرس زیر ارائه شد:

شورای علمی و فنی OJSC Gazprom "توسعه و اجرای فناوری ها، تجهیزات و مواد برای تعمیر پوشش های عایق و بخش های معیوب لوله ها، از جمله عیوب SCC، در خطوط لوله اصلی گاز OJSC Gazprom، Ukhta، 2003.

- کنفرانس علمی و فنی متخصصان جوان OJSC Gazprom

"فناوری های جدید در توسعه صنعت گاز"، سامارا، 2003;

کنفرانس علمی و عملی "مشکلات و روش های اطمینان از قابلیت اطمینان و ایمنی تاسیسات حمل و نقل خط لوله برای هیدروکربن ها"، شرکت واحد دولتی IPTER، Ufa، 2004.

کنفرانس بین المللی علمی و فنی synergetics II، USNTU، Ufa، 2004;

دومین کنفرانس بین المللی علمی و فنی "خوانش های نووسلوفسکی"، USNTU، Ufa، 2004;

کنفرانس علمی و فنی مدیران جوان و متخصصان صنعت در شرایط مدرن، سامارا، 1384;

حمل و نقل خط لوله، USNTU، Ufa، 2005، 2006، 2012.

کنفرانس علمی و عملی دانشمندان و متخصصان جوان OJSC Gazprom "پتانسیل نوآورانه دانشمندان و متخصصان جوان OJSC Gazprom"، مسکو، 2006;

کنفرانس بهترین توسعه علمی و فنی جوانان در مورد مشکلات مجتمع سوخت و انرژی "TEK-2006"، مسکو، 2006.

- کنفرانس انجمن بین المللی سوخت و انرژی (IFEA)، مسکو، 2006.

کنفرانس بین المللی علمی و عملی مشکلات مجتمع نفت و گاز قزاقستان، آکتائو، 2011.

وضعیت خوردگی خطوط لوله گاز در مطالعات نظری و تجربی توسط دانشمندانی که مستقیماً در مشکلات حمل و نقل خط لوله دخیل هستند توسعه یافته است: A.B. آینبیندر، م.ز. اسدولینا، وی.ال. برزینا، پی.پ. بوروداوکینا، A.G. گاریوا، N.A. هریس، A.G. گومرووا، ک.م. گومرووا، I.G.

اسماگیلووا، ر.م. Zaripova S.V. کارپووا، M.I. کورولوا، جی.ای. کوروبکووا، V.V.

کوزنتسوا، F.M. مصطفینا، ن.خ. هالیوا، وی. خارینوفسکی و دیگران.

بنابراین، خوردگی زیرزمینی فلزات یکی از پیچیده ترین انواع خوردگی الکتروشیمیایی و بیولوژیکی است.

طبق اسناد نظارتی، شاخص های مختلفی برای ارزیابی خوردگی فلز (از دست دادن جرم فلز در مدت زمان معین، کاهش ضخامت دیواره لوله، سرعت رشد پوسته و غیره) وجود دارد. این مقادیر نشانگر مقاومت فلزات در برابر خوردگی در انواع خاصی از خاک هستند.

1.1.1 عیوب خوردگی مشخصه در لوله فولادی این کار عیوب خوردگی شناسایی شده توسط VTD و ویژگی های تجلی آنها در ارتباط با وضعیت پوشش عایق را مورد بحث قرار می دهد.

تجربه عملیاتی نشان می دهد که آسیب به شکل زخم های بسته شدن گسترده (خوردگی عمومی) در مناطق لایه برداری عایق فیلم که در معرض مرطوب شدن دوره ای با آب های زیرزمینی هستند ایجاد می شود.

حفاظت کاتدی مناطق لایه برداری عایق فیلم، از یک طرف، توسط یک صفحه دی الکتریک به شکل یک فیلم پلی اتیلن، و از سوی دیگر، توسط پارامترهای الکترولیت ناپایدار، که مانع عبور جریان پلاریزه کاتدی از شکاف می شود، پیچیده است. به منطقه شروع و توسعه کلنی های زخم یا ترک. در نتیجه، اغلب ایجاد خوردگی زیر لایه به شکل زنجیره ای از حفره های به هم پیوسته مشاهده می شود که هندسه آن مسیر حرکت الکترولیت زیر عایق را دنبال می کند.

این یک واقعیت شناخته شده است که پس از 10-15 سال کار در خاک های غرق آب، عایق قیر-لاستیک چسبندگی به سطح فلز را از دست می دهد.

با این حال، خوردگی تحت عایق قیر در بسیاری از موارد ایجاد نمی شود. این فقط در مواردی ایجاد می شود که حفاظت کاتدی به خوبی کار نمی کند یا وجود ندارد. اثر حفاظتی به دلیل تشکیل عایق قیر هدایت عرضی یونی در طول عملیات طولانی مدت خط لوله گاز حاصل می شود. شواهد مستقیم از این تغییر در pH الکترولیت خاک در زیر لایه پوشش قیر به 10-12 واحد در نتیجه واکنش با دپلاریزاسیون اکسیژن است.

جای قابل توجهی در تعداد آسیب ها خوردگی موضعی اولسراتیو به شکل حفره های فردی است که به 23-40٪ از تعداد کل آسیب ها می رسد. می توان استدلال کرد که با وجود مساوی بودن سایر موارد، عمق آسیب خوردگی موضعی به طور یکپارچه اثربخشی عمل را ارزیابی می کند. حفاظت کاتدیاز طریق نقص عایق.

1.2 نقض خواص حفاظتی پوشش عایق شرط اصلی برای پوشش های محافظ، قابلیت اطمینان حفاظت خط لوله در برابر خوردگی در طول کل عمر مفید است.

مواد عایق پرکاربرد را می توان به دو گروه بزرگ تقسیم کرد:

پلیمر، از جمله نوارهای عایق، پلی اتیلن اکسترود شده و اسپری شده، مواد اپوکسی و پلی اورتان؛

- ماستیک های قیر با مواد بسته بندی، پوشش های ماستیک ترکیبی.

نوارهای عایق پلیمری از دهه 60 قرن گذشته به طور گسترده برای عایق کاری خطوط لوله در طول ساخت و تعمیر آنها استفاده شده است. بر اساس این گزارش، 74 درصد از کل خطوط لوله ساخته شده با نوارهای پلیمری عایق بندی شده اند. پوشش های ساخته شده از نوارهای عایق پلیمری، سیستم های چند لایه ای هستند که از یک لایه پایه، یک لایه چسب و یک لایه پرایمر چسب (پرایمر) تشکیل شده اند. این مواد محافظ تنها یک مانع انتشار هستند که از نفوذ یک محیط خورنده به سطح فلزی خط لوله جلوگیری می کند و بنابراین عمر مفید آنها محدود است.

علاوه بر این، معایب پوشش های فیلم عبارتند از:

- ناپایداری چسبندگی؛

- شکنندگی پوشش؛

- هزینه نسبتاً بالا

ناپایداری چسبندگی و در نتیجه شکنندگی پوشش با ضخامت ناچیز لایه چسب همراه است.

پایه چسب مواد فیلم چسب محلولی از لاستیک بوتیل در حلال های آلی با افزودنی های خاص است. در این راستا پیری لایه چسب بسیار سریعتر از پایه پلیمری اتفاق می افتد.

هنگامی که ویژگی های عملکرد عایق به 50٪ از مقادیر اولیه کاهش می یابد، اثربخشی پوشش به عنوان یک مانع ضد خوردگی به شدت کاهش می یابد.

نتایج تحقیقات نشان می دهد که 73 درصد از خرابی ها در خطوط لوله گاز در کانادا ناشی از خوردگی تنشی است که در زیر پوشش های پلی اتیلن رخ می دهد. مشخص شده است که پنج برابر بیشتر ترک های تنشی خوردگی در زیر پوشش های پلی اتیلن تک لایه نسبت به پوشش های قیر ایجاد می شود. تحت پوشش های فیلم دو لایه، تعداد کلنی های ترک های تنشی خوردگی در هر متر لوله 9 برابر بیشتر از پوشش های مبتنی بر قیر است.

عمر مفید نوارهای عایق پلیمری 7-15 سال است.

محدودیت و در برخی موارد محرومیت از استفاده از نوارهای عایق پلیمری مطابق با GOST R 51164 با عمر کوتاه آنها مرتبط است.

بر اساس تجربه عایق کاری مجدد خطوط لوله اصلی گاز، مشخص شده است که هیچ گونه نقص یا خوردگی SCC در مناطقی که دارای پوشش عایق کارخانه هستند، شناسایی نشده است.

در نظر گرفتن ویژگی های عملکرد پرکاربردترین پوشش های ضد خوردگی به ما امکان می دهد نتیجه بگیریم که آنها دارای خواصی نیستند که به طور کامل الزامات مواد عایق را که از خطوط لوله در برابر خوردگی خاک محافظت می کنند برآورده کند:

- چسبندگی به فلزات؛

- قدرت مکانیکی؛

مقاومت شیمیایی در برابر عوامل خورنده - اکسیژن، محلول های آبی نمک ها، اسیدها و بازها و غیره.

پارامترهای ذکر شده توانایی مواد ضد خوردگی را در مقاومت در برابر خوردگی و خوردگی تنشی خطوط لوله گاز تعیین می کند.

نقض خواص حفاظتی پوشش عایق در خطوط لوله گاز، با یک پوشش عایق فیلم اعمال شده در طول مسیر، به دلایل زیادی رخ می دهد که بر کیفیت ویژگی های محافظ، چه مستقل از یکدیگر و چه در ترکیب، تأثیر می گذارد. بیایید دلایل تأثیر را روی پوشش عایق فیلم در نظر بگیریم.

فشار عمودی خاک بر روی خط لوله گاز

با توجه به اینکه فشار خاک به طور ناموزون در امتداد محیط لوله توزیع می شود، مشکل سازترین مناطق برای وقوع لایه لایه شدن و ایجاد موج های پوشش عایق در موقعیت های ساعت 3-5 و 7-9 o رخ می دهد. "ساعت در امتداد جریان گاز، با تقسیم مشروط محیط خط لوله به بخش ها (ژنراتیکس بالایی ساعت 0، ساعت پایین تر 6). این امر به این دلیل است که پوشش عایق نیمه بالایی لوله بیشترین و نسبتاً یکنواخت ترین فشار خاک را تجربه می کند که باعث کشیده شدن پوشش فیلم و جلوگیری از ایجاد موج و لایه لایه شدن در این ناحیه می شود. در نیمه پایین لوله تصویر متفاوت است: در موقعیت حدود ساعت 6 لوله بر روی پایین ترانشه قرار می گیرد، به همین دلیل است که احتمال تشکیل راه راه ناچیز است. در موقعیت ساعت 3-5، فشار خاک حداقل است، زیرا لوله در این مکان با خاک پر شده از لبه ترانشه در تماس است (شکل 1.1 را ببینید). بنابراین، در منطقه 3-5 ساعت، تغییر مکان پوشش فیلم در امتداد محیط خط لوله با تشکیل راه راه رخ می دهد. این منطقه را می توان به عنوان مستعدترین منطقه برای ظهور و توسعه فرآیندهای خوردگی در نظر گرفت.

گسترش خطی مواد جفت گیری.

یکی از دلایل ایجاد موج روی یک پوشش عایق فیلم، ضریب متفاوت انبساط خطی مواد، نوار فیلم و فلز لوله است.

اجازه دهید بررسی کنیم که چگونه تأثیر دما بر روی فلز لوله و نوار فیلم در بخش های "گرم" یک خط لوله گاز با قطر بزرگ (خروجی خط لوله گاز از ایستگاه کمپرسور) متفاوت است.

شکل 1.1 - نمودار وقوع موج روی یک پوشش عایق فیلم 1 - خط لوله گاز. 2 - محل احتمالی تشکیل راه راه. 3- ناحیه پشتیبانی خط لوله مقادیر دمای عایق فلز و فیلم لوله در هنگام اجرا را می توان برابر با دمای محیط و در حین کار برابر با دمای گاز در خط لوله گاز در نظر گرفت.

بر اساس داده ها، افزایش طول ورق فولادی و عایق فیلم در امتداد محیط لوله با قطر 1420 میلی متر در هنگام تغییر دما از 20 به C (دمای گاز) به ترتیب 1.6 میلی متر و 25.1 میلی متر خواهد بود. .

بنابراین، در مناطق "گرم"، عایق فیلم می تواند ده ها میلی متر بیشتر از یک ورق فولادی کشیده شود، و شرایط واقعی برای تشکیل لایه های لایه ای با تشکیل راه راه، به ویژه در جهت های کمترین مقاومت در 3-5 و 7 ایجاد می کند. - موقعیت های ساعت 9 محیط یک خط لوله گاز با قطر بزرگ.

کاربرد ضعیف پرایمر روی خط لوله.

کیفیت چسبندگی پوشش عایق طول عمر آن را تعیین می کند.

اختلاط ناکافی قیر در حلال در حین تهیه پرایمر یا نگهداری در ظروف آلوده منجر به ضخیم شدن پرایمر می شود و بنابراین به صورت ناهموار یا با لکه روی خط لوله اعمال می شود.

در شرایط بزرگراه هنگام اعمال انواع مختلفپرایمرهای روی سطح مرطوب لوله ها و در هوای بادی، ممکن است حباب های هوا در لایه پرایمر ایجاد شود که باعث کاهش چسبندگی پرایمر به فلز می شود.

اگر پرایمر به اندازه کافی یا ناهموار روی لوله اعمال شود، برزنت کج شده، به شدت کثیف و فرسوده شده است، ممکن است شکاف هایی در لایه آستر ایجاد شود.

علاوه بر این، فناوری اعمال پوشش های عایق رول دارای اشکال قابل توجهی است. هنگام انجام کار عایق کاری، فاصله زمانی بین اعمال پرایمر روی لوله و سیم پیچی نوار پلی اتیلن برای تبخیر حلال موجود در پرایمر کافی نیست.

فیلم پلی اتیلن با نفوذپذیری کم از تبخیر حلال جلوگیری می کند؛ تورم های متعددی در زیر آن ظاهر می شود و اتصال چسب بین لایه های پوشش را مختل می کند.

به طور کلی این عوامل کیفیت پوشش عایق را به میزان قابل توجهی کاهش داده و باعث کاهش عمر مفید آن می شود.

1.3. خورنده بودن خاک ها هنگامی که پوشش عایق خاصیت حفاظتی خود را از دست می دهد، یکی از دلایل اصلی بروز و توسعه خوردگی و خوردگی تنشی، خورنده بودن خاک ها است.

خوردگی فلزات در خاک به طور مستقیم یا غیرمستقیم تحت تأثیر عوامل بسیاری است: ترکیب شیمیایی و کانی‌شناسی، توزیع اندازه ذرات، رطوبت، نفوذپذیری هوا، محتوای گاز، ترکیب شیمیایی محلول‌های منفذی، pH و pH محیط، مقدار مواد آلی، ترکیب میکروبیولوژیکی، هدایت الکتریکی خاک، دما، خاک یخ زده یا حالت ذوب شده. همه این عوامل می توانند به صورت جداگانه و همزمان در یک مکان خاص عمل کنند. همین عامل در ترکیب های مختلف با عوامل دیگر می تواند در برخی موارد سرعت خوردگی فلز را تسریع و در مواردی کاهش دهد. در نتیجه، ارزیابی فعالیت خورنده محیط بر اساس هر یک از عوامل غیر ممکن است.

روش های زیادی برای ارزیابی تهاجمی خاک وجود دارد. مجموعه پارامترهای مشخصه تعیین شده در ارزیابی کلی تهاجمی خاک شامل ویژگی هایی مانند مقاومت الکتریکی است (جدول 1.1 را ببینید).

جدول 1.1 - خواص خوردگی خاک ها با مقاومت الکتریکی خاک بر حسب اهم متر ارزیابی می شود. با توجه به خاک خاص، اهم متر، مقاومت خاک نشانگر فعالیت خورندگی آن نیست، بلکه به عنوان علامتی است که مناطقی را که در آن شدید است مشخص می کند. ممکن است خوردگی رخ دهد." مقاومت اهمی پایین تنها نشان دهنده احتمال خوردگی است. مقاومت اهمی بالای خاک ها تنها در محیط های خنثی و قلیایی نشانه ای از قدرت خورندگی ضعیف خاک هاست. در خاک های اسیدی با pH پایین، خوردگی فعال امکان پذیر است، اما ترکیبات اسیدی اغلب برای کاهش مقاومت اهمی کافی نیستند. به عنوان مکمل روش های فوق برای مطالعه خوردگی خاک، نویسندگان یک تجزیه و تحلیل شیمیایی از عصاره های آب را پیشنهاد می کنند که به طور کاملاً دقیق درجه شوری خاک را تعیین می کند.

اکثر عوامل مهمفعالیت خورنده خاک ساختار آن (به جدول 1.2 مراجعه کنید) و توانایی عبور آب و هوا، رطوبت، pH و اسیدیته، پتانسیل ردوکس (eH)، ترکیب و غلظت نمک های موجود در خاک است. در این مورد، نقش مهمی نه تنها توسط آنیون ها (Cl-؛ SO 2؛ NO 3 و غیره)، بلکه کاتیون ها نیز ایفا می کنند که به تشکیل فیلم های محافظ و هدایت الکتریکی خاک کمک می کنند.

بر خلاف الکترولیت های مایع، خاک ها هم در مقیاس ریز (ریزساختار خاک ها) و هم در سطح کلان (عدسی ها و لایه های سنگی متناوب با سنگ شناسی متفاوت و جدول 1.2 - فعالیت خورنده خاک ها بسته به نوع، خواص فیزیکی و شیمیایی) ساختار ناهمگن دارند. ). مایعات و گازها در خاک توانایی حرکت محدودی دارند که مکانیسم اکسیژن رسانی به سطح فلز را پیچیده می کند و بر سرعت فرآیند خوردگی تأثیر می گذارد و همانطور که مشخص است اکسیژن محرک اصلی خوردگی فلز است.

جدول 1.3 داده هایی را در مورد فعالیت خورنده خاک ها بسته به pH و محتوا ارائه می دهد عناصر شیمیایی.

SeverNIPIgaz تحقیقاتی را در رابطه با تصادفات انجام داد.داده های مربوط به تصادفات برای سال های 1995-2004 تجزیه و تحلیل شد. (39 حادثه)، ترکیب شیمیایی خاک و الکترولیت خاک بررسی شد. توزیع حوادث ناشی از SCC بر اساس انواع خاک های انباشته شده در شکل 1.2 نشان داده شده است.

جدول 1.3 - فعالیت خورنده خاکها بسته به pH و محتوای عناصر شیمیایی همانطور که از شکل 1.2 مشاهده می شود، اکثر حوادث (61.5%) در مناطقی با خاک سنگین و نسوز رخ داده است، تعداد قابل توجهی کمتر (30%) - در خاک های سبک تر و فقط حوادث مجزا در خاک های ماسه ای و باتلاقی رخ می دهد. بنابراین برای کاهش تصادفات ناشی از SCC، کنترل ترکیب خاک ضروری است که در مرحله طراحی انشعاب خط لوله گاز جدید قابل انجام است. این نیز نشان دهنده نیاز به تحقیقات خاک هنگام تجزیه و تحلیل و انتخاب مکان برای ساخت و ساز و بازسازی است.

شکل 1.2 - توزیع حوادث ناشی از SCC برای سال 1995 - 2004 بر اساس رطوبت خاک نقش دارد. نقش بزرگدر جریان فرآیندهای خوردگی در رطوبت کم، مقاومت الکتریکی خاک زیاد است که باعث کاهش مقدار جریان خورنده جاری می شود. در رطوبت بالا مقاومت الکتریکی خاک کاهش می یابد، اما انتشار اکسیژن به سطح فلز بسیار مشکل می شود و در نتیجه روند خوردگی کند می شود. عقیده ای وجود دارد که حداکثر خوردگی در رطوبت 15-20٪، 10-30٪ مشاهده می شود.

1.4 دلایل تشکیل عناصر ماکرو خوردگی در سطح خارجی خط لوله گاز.

1.4.1 شرایط تشکیل عناصر ماکرو خوردگی در سطح خارجی خط لوله گاز، تخریب خورنده فلز در سطح خارجی خط لوله گاز در مکان هایی که پوشش عایق آسیب دیده است، علیرغم وجود حفاظت کاتدی رخ می دهد. خط لوله گاز اغلب این پدیده ها در بخش های اولیه خطوط لوله گاز (10-20 کیلومتر پس از خروج از ایستگاه کمپرسور)، با زمین ناهموار، محدود به دره ها، خندق ها و مکان هایی با رطوبت دوره ای مشاهده می شود.

تجزیه و تحلیل و سنتز مواد متعدد نشان می دهد که فعال شدن فرآیندهای خوردگی تحت تأثیر رفتار آب های زیرزمینی تحت تأثیر حرارتی یک خط لوله گاز است که با تأثیر ترکیبی (یا تصادفی) حداقل سه عامل افزایش می یابد:

- تغییرات پالس در دمای خط لوله گاز؛

- نقض پوشش عایق خط لوله گاز؛

- قطر خط لوله بزرگ

1. تفاوت اساسی بین قسمت اولیه و قسمت نهایی (در صورت عدم وجود یا پایداری استحصال گاز در طول مسیر) این است که در قسمت اولیه خط لوله گاز است که نوسانات یا تغییرات پالسی دمای گاز بیشتر احساس می شود. . این نوسانات هم به دلیل مصرف ناهموار گاز و هم به دلیل نقص سیستم خنک کننده هوا برای گاز عرضه شده به خط لوله گاز رخ می دهد. هنگام استفاده از دستگاه های خنک کننده هوا، نوسانات هوا در دمای هوا باعث نوسانات مشابه در دمای گاز می شود و مستقیماً از طریق یک موجبر به قسمت اولیه خط لوله گاز منتقل می شود (این پدیده به ویژه در 20 ... 30 کیلومتر اول گاز مشهود است. خط لوله).

در آزمایشات اسماگیلوف I.G. ثبت شد که یک موج دمایی 5 درجه سانتیگراد که به طور مصنوعی با خاموش کردن گاز کولر هوا در Polyanskaya CS ایجاد شد، با کاهش دامنه به 2 0C به ایستگاه CS بعدی Moskovo منتقل شد. در خطوط لوله نفت، که سرعت جریان یک مرتبه کمتر است، به دلیل اینرسی محصول پمپ شده، این پدیده مشاهده نمی شود.

2. اگر پوشش عایق آسیب ببیند، عناصر ماکرو خوردگی در سطح خارجی خط لوله تشکیل می شوند. به عنوان یک قاعده، این در مناطقی با تغییر شدید پارامترهای محیطی رخ می دهد: مقاومت اهمی خاک و محیط های خورنده (شکل 1.3 و شکل 1.4).

شکل 1.3 - مدل عنصر ریز خوردگی 3. اثر "قطر بزرگ". پارامترهای هندسی خط لوله گرم به گونه ای است که هم دما و هم رطوبت خاک و در نتیجه سایر ویژگی ها: مقاومت اهمی خاک، خواص الکترولیت های خاک، پتانسیل های پلاریزاسیون و غیره در طول محیط تغییر می کند.

رطوبت در اطراف محیط از 0.3٪ تا 40٪ تا اشباع کامل متغیر است. مقاومت خاک با ضریب ...100 تغییر می کند.

شکل 1.4 – مدل عناصر ماکرو خوردگی تحقیقات نشان داده است که دمای گاز پمپ شده بر پلاریزاسیون کاتدی فولاد لوله در محلول های کربناته تأثیر می گذارد. وابستگی پتانسیل های حداکثر جریان آند به دما خطی است. افزایش دما منجر به افزایش جریان انحلال می شود و محدوده پتانسیل جریان آندی را به ناحیه منفی منتقل می کند. افزایش دما نه تنها منجر به تغییر در سرعت فرآیندهای الکتروشیمیایی می شود، بلکه مقادیر pH محلول را نیز تغییر می دهد.

با افزایش دمای محلول کربنات، پتانسیل حداکثر جریان آندی مرتبط با تشکیل اکسید، با افزایش دما به میزان 10 درجه سانتیگراد، به سمت مقادیر منفیپتانسیل 25 میلی ولت

به دلیل ناهمگونی خاک، تغییر در رطوبت و هوادهی آن، تراکم ناهموار، گلی شدن و سایر اثرات و همچنین نقص در خود فلز، تعداد زیادی عناصر ماکروخورنده ایجاد می شود. در این حالت، نواحی آندی که پتانسیل مثبت تری دارند، در مقایسه با مناطق کاتدی مستعد تخریب خوردگی هستند که این امر با اثر حرارتی پالسی خط لوله گاز بر فرآیندهای مهاجرت در الکترولیت زمین تسهیل می شود.

فرآیندهای نوسانی دما و رطوبت در خاک باعث خوردگی عمومی می شود. عناصر ماکرو خوردگی موضعی بر روی سطح بر اساس سناریوی SCC یا به عنوان کانون های خوردگی حفره ای توسعه می یابند. اشتراک فرآیند الکتروشیمیایی که منجر به تشکیل گودال‌های خوردگی و ترک می‌شود در نشان داده شده است.

این فرآیندهای ترمودینامیکی غیرتعادلی هستند که با شدت بیشتر و با حداکثر تأثیر تجلی ویژگی های اصلی رخ می دهند. هنگامی که یک اثر دمای پالسی روی خاک اعمال می شود، تقریباً به طور همزمان، پارامترهایی که خورندگی آن را تعیین می کنند تغییر می کنند. از آنجایی که این فرآیند در کل عملیات خط لوله گاز تحت تأثیر شدید پارامترهای غالب رخ می دهد، مکان عنصر ماکرو کاملاً مشخص می شود و در رابطه با علائم هندسی ثابت می شود.

همانطور که در حرکت نوسانی مداوم رطوبت زمین نشان داده شده است، که می توان آن را بر اساس مکانیسم حرکت فیلم ترموکاپیلاری توضیح داد، در کل عملیات خط لوله گاز رخ می دهد.

بنابراین، حتی در صورت وجود حفاظت کاتدی خط لوله گاز، در مکان هایی که پوشش عایق خط لوله گاز با قطر زیاد آسیب دیده است، به دلیل توزیع ناهموار رطوبت خاک در طول محیط لوله، ناگزیر عناصر ماکرو خوردگی ایجاد می شود که باعث تحریک می شود. خوردگی خاک فلز لوله

یکی از شرایط مهموقوع فرآیندهای خوردگی وجود یون های تفکیک شده در الکترولیت خاک است.

عاملی که قبلاً در نظر گرفته نشده بود و تعیین کننده وقوع فرآیندهای غیرتعادلی است، تأثیر دمای پالسی گاز بر روی دیواره خط لوله و تغییر پالس در رطوبت خاک مجاور خط لوله است.

1-4-2 تغییر در مقاومت الکتریکی خاک مجاور خط لوله با حرکت رطوبت در لایه خورنده خاک باعث افزایش گسسته نقص می شود. همانطور که در نشان داده شده است، این فرآیند با اثر حرارتی پالسی خط لوله گاز بر فرآیندهای مهاجرت در الکترولیت زمین تسهیل می شود.

در نتیجه حل مشکل معکوس هدایت حرارتی برای شرایط بخش راهرو خطوط لوله گاز Urengoy در کشش پولیانا - مسکوو، الگوی توزیع رطوبت خاک W در امتداد محیط خط لوله به موقع تعیین شد.

تحقیقات نشان داده است که با افزایش پالسی دما، رطوبت از لوله خارج می شود و با کاهش بعدی دمای دیواره خط لوله، رطوبت لایه خاک فعال مجاور افزایش می یابد.

رطوبت نیز در امتداد محیط سطح مقطع لوله تغییر می کند (شکل 1.5). اغلب، بیشترین رطوبت در امتداد ژنراتیکس پایین لوله، در موقعیت ساعت 6 مشاهده می شود. بیشترین نوسانات رطوبت در سطوح جانبی لوله ثبت می شود، جایی که فرآیندهای مهاجرت بارزترین هستند.

در ادامه این کار (با مشارکت متقاضی) مطالعات انجام و مقاومت الکتریکی لایه خاک خورنده اطراف خط لوله تعیین و نمودارهای الکتریکی ساخته شد.

مقاومت الکتریکی خاک در امتداد محیط خط لوله گاز DN 1400. آنها در مقاطع مختلف از زمان بر اساس نتایج یک آزمایش صنعتی در بخش خط لوله گاز PolyanaMoskovo از کریدور Urengoy ساخته شده اند که نشان داد در دمای عملیاتی 30 ... 40 درجه سانتی گراد خاک زیر لوله همیشه مرطوب می ماند، در حالی که زمان، مانند بالای قسمت بالای لوله، رطوبت خاک به طور قابل توجهی کاهش می یابد.

03.24.00، 04.10.00، 04.21.00 - حالت شبه ساکن 04.7.00 - پس از تعطیلی یک کمپرسور کارگاه شکل 1.5 - توزیع مجدد رطوبت W و مقاومت خاک در مدار خط لوله گاز بر اساس نتایج یک آزمایش صنعتی.

جدول 1.4 - تغییر در رطوبت و مقاومت خاک در امتداد محیط لوله تاریخ tr, g tv, g Q, W/m.g دامنه تغییرات رطوبت لایه خاک در تماس با خط لوله از اشباع کامل تا تقریباً کم آبی متفاوت است. جدول 1.4 را ببینید.

شکل 1.5 ارائه شده نشان می دهد که مساعدترین شرایط برای وقوع خوردگی عمومی و عیوب SCC در ربع پایینی لوله در موقعیت های ساعت 5...7 رخ می دهد، جایی که el حداقل و W حداکثر است، حالت تغییر ضربان دار است، هوادهی ناچیز است.

هنگام ساخت نمودار مقاومت خاک در امتداد خط لوله، نموداری از وابستگی مقاومت خاک به رطوبت استفاده شد (شکل 1.6).

نشان داده شده است که در زمستان، در قسمت اولیه خط لوله گاز، جایی که دما در 25...30 درجه سانتیگراد و بالاتر حفظ می شود، برف ذوب می شود و مدت زمان طولانیمنطقه ای از خاک غرقاب در بالای خط لوله نگهداری می شود که باعث تغذیه مجدد می شود و همچنین فعالیت خورنده خاک را افزایش می دهد.

زمان عمل یا عبور یک پالس حرارتی با نوسانات اندازه گیری می شود). این زمان برای عبور جریان های میکرو اکولایز در یک دوره کوتاه کاملاً کافی است. داده های نشان داده شده در شکل های 1.5، 1.6 و جدول 1.4، به دست آمده در شرایط صنعتی برای یک خط لوله گاز با قطر 1420 میلی متر، نشان می دهد که به دلیل تغییرات رطوبت در امتداد محیط لوله، فعالیت خوردگی موضعی خاک ها تغییر می کند. به مقاومت اهمی بستگی دارد، جدول 1.5 را ببینید.

جدول - 1.5 فعالیت خورنده خاکها نسبت به فولاد کربنی بسته به مقاومت الکتریکی آنها مقاومت، اهم.m شکل 1.6 - وابستگی مقاومت الکتریکی خاک رسی به رطوبت کرت ها بر اساس داده های نقطه اندازه گیری شماره 2 در 1850 کیلومتر رسم شده است. مسیر Urengoy - خط لوله گاز Novopskov، که در مکانی نسبتا خشک، در بالاترین نقطه بالای دره واقع شده است. عایق خط لوله در این بخش در وضعیت مطلوبی قرار داشت.

در دره ها و دره ها که تغییر رطوبت چشمگیرتر است، این اثرات باید بارزتر باشد. این تصویر برای مورد خاک همگن در اطراف محیط لوله معمولی است. با خاک‌های پر ناهمگن توده‌ای، مقاومت اهمی اجزا بسیار متفاوت خواهد بود. شکل 1.7 نمودارهایی از وابستگی مقاومت خاک های مختلف به رطوبت را نشان می دهد.

بنابراین، هنگام تغییر خاک، شکاف هایی در نمودار مقاومت الکتریکی وجود خواهد داشت و عناصر ماکرو خوردگی به وضوح مشخص می شوند.

بنابراین، تغییر دمای یک ریز عنصر منجر به تغییر پتانسیل رطوبت و مقاومت الکتریکی می شود. این پدیده ها مشابه مواردی است که هنگام تغییر حالت نصب حفاظت کاتدی رخ می دهد. جابجایی پتانسیل یا انتقال از طریق نقطه "مرده" معادل خاموش کردن حفاظت کاتدی است و باعث ایجاد جریان های ریز تساوی می شود.

توسعه فرآیندهای خوردگی در شرایط دمایی پالسی منجر به فرسایش یا ترک خوردگی فلز لوله می شود.

شرایطی ایجاد می شود که مقاومت در برابر حرکت یون ها در الکترولیت خاک در طول محیط لوله متغیر است. هر چه بخش مورد نظر در سطح لوله بالاتر باشد، واکنش آندی کندتر رخ می دهد، زیرا رطوبت خاک مجاور کاهش می یابد، مقاومت اهمی افزایش می یابد و حذف یون های فلزی مثبت از قسمت آند دشوارتر می شود. . با کاهش یا نزدیک شدن به موقعیت مدار خط لوله مربوط به ساعت 5...، سرعت واکنش آندی افزایش می یابد.

در موقعیت ساعت 6 خاک متراکم شده است، اغلب گلایه وجود دارد، دسترسی اکسیژن به خط لوله دشوار است، در نتیجه واکنش افزودن الکترون شکل 1.7 - وابستگی مقاومت خاکها به رطوبت آنها:

1- باتلاقی؛ 2 - شنی؛ 3 - رسی

(دپلاریزاسیون هیدروژن یا اکسیژن) با سرعت کمتری اتفاق می افتد. در منطقه ای با دسترسی دشوار به اکسیژن، پتانسیل عنصر خوردگی کمتر مثبت است و خود منطقه یک آند خواهد بود.

تحت چنین شرایطی، فرآیند خوردگی با کنترل کاتدی رخ می دهد که برای اغلب خاک های متراکم و مرطوب (دره ها، تیرها) معمول است.

در اینجا می‌توانیم این فرض را داشته باشیم که ماهیت جریان‌های ریز تساوی و تساوی یکسان است. اما جریان های میکرو اکولایز زودگذر هستند و اینرسی پایینی دارند و بنابراین مخرب ترند.

خاک یک جسم مویین متخلخل است. در حالت همدما، حرکت رطوبت در خاک تحت تأثیر الکترواسموز و فیلتراسیون هیدرومکانیکی رخ می دهد. هنگامی که جریان آندی قابل توجهی جریان می یابد، حذف الکترواسموتیک رطوبت از آند به کاتد رخ می دهد. تحت شرایط خاصی، تعادل بین فیلتراسیون الکترواسموتیک و هیدرومکانیکی ایجاد می شود.

فرآیندهای حرکت رطوبت زمین (الکترولیت ها) در مناطق غیر همدما، به ویژه در حالت های غیر ساکن، بسیار پیچیده تر است. در اینجا، در نزدیکی لوله، در حضور یک گرادیان دما، حرکت فیلم ترموکاپیلار یا ترموکاپیلار رخ می دهد. جهت حرکت آب (الکترولیت) عملاً با جهت جریان گرما منطبق است و عمدتاً در جهت شعاعی از لوله مشاهده می شود. جریانهای همرفتی در دمای 30 ... 40 درجه سانتیگراد ناچیز هستند، اما نمی توان آنها را نادیده گرفت، زیرا بر توزیع رطوبت در امتداد خط لوله و در نتیجه شرایط برای تشکیل زوج های گالوانیکی تأثیر می گذارد.

با اثرات دمای پالسی، شیب دما تغییر می کند، که منجر به توزیع مجدد جریان های مهاجرت می شود. در منطقه ای که خوردگی خاک رخ می دهد، حرکت رطوبت در حالت نوسانی تحت تأثیر نیروهای زیر رخ می دهد:

- حرارتی، - مویرگی، - الکترواسموتیک، - فیلتراسیون، - همرفتی و غیره.

در غیاب فیلتراسیون، یک "منطقه رکود" در موقعیت ساعت 6 تشکیل می شود.

به عنوان یک قاعده، این منطقه ای از شیب های حداقل است که تخلیه رطوبت از آن دشوار است. خاک گرفته شده در زیر ژنراتیکس، از موقعیت ساعت 6، دارای نشانه های مشخصی از گلی است که نشان دهنده فعالیت کم فرآیندهای خوردگی بدون دسترسی به اکسیژن است.

بنابراین، رابطه علت و معلولی نشان می‌دهد که میدان پتانسیل در اطراف خط لوله گاز یک پتانسیل پلاریزاسیون را تشکیل می‌دهد که نه تنها در طول خط لوله، بلکه در طول مقطع و در زمان متغیر است.

از دیدگاه تئوری کربنات سنتی، اعتقاد بر این است که فرآیند خوردگی را می توان با کنترل دقیق پتانسیل قطبش در سراسر خط لوله، که ناکافی به نظر می رسد، جلوگیری کرد. پتانسیل باید در سراسر سطح مقطع لوله ثابت باشد. اما در عمل، اجرای چنین اقداماتی دشوار است.

1.5 تأثیر نوسانات دما و دما بر وضعیت خوردگی خط لوله گاز شرایط دماییبه طور قابل توجهی در طول بهره برداری از سیستم خط لوله اصلی گاز تغییر می کند. در طول دوره سالانه بهره برداری، دمای خاک در عمق تخمگذار H = 1.72 متر از محور خط لوله (DN 1400) در حالت حرارتی دست نخورده در منطقه مسیر خط لوله گاز باشقیرستان در محدوده +0.6 متفاوت است. .. + 14.4 درجه سانتی گراد. در طول سال، دمای هوا به شدت تغییر می کند:

- میانگین ماهانه از -14.6…= +19.3 درجه سانتی گراد;

- حداکثر مطلق +38 درجه سانتیگراد؛

- حداقل مطلق - 44 оС.

تقریباً همزمان با دمای هوا، دمای گاز پس از عبور از واحدهای خنک کننده هوا (ACU) نیز تغییر می کند. با توجه به مشاهدات طولانی مدت، تغییر دمای گاز بعد از دستگاه به دلایل تکنولوژیکی و ثبت شده توسط سرویس اعزام در محدوده +23 ... + 39 درجه سانتیگراد در نوسان است.

نه تنها ماهیت تبادل حرارت بین خط لوله گاز و خاک را تعیین می کند. نوسانات دما باعث توزیع مجدد رطوبت در خاک شده و فرآیندهای خوردگی فولادهای لوله را تحت تأثیر قرار می دهد.

دلایل زیادی وجود دارد که فرض کنیم فعالیت فرآیندهای خوردگی مستقیماً به دما بستگی ندارد بلکه به نوسانات آن بستگی دارد، زیرا ناهمواری فرآیندهای ترمودینامیکی یکی از دلایلی است که فرآیندهای خوردگی را فعال می کند.

برخلاف تخریب شکننده خط لوله تحت تأثیر فشارهای بالا یا ارتعاش که به سرعت رخ می دهد، فرآیندهای مخرب خوردگی اینرسی هستند. آنها نه تنها با واکنش های الکتروشیمیایی یا سایر واکنش ها مرتبط هستند، بلکه با انتقال گرما و جرم و حرکت الکترولیت های زمین نیز تعیین می شوند. بنابراین، تغییر دمای محیط فعال، که طی چند روز (یا ساعت) طولانی شود، می تواند به عنوان یک تکانه برای یک عنصر ریز یا ماکرو خورنده در نظر گرفته شود.

تخریب خطوط لوله گاز به دلیل SCC، به عنوان یک قاعده، در بخش های اولیه مسیر خط لوله گاز، پشت ایستگاه کمپرسور، با حرکات بالقوه خطرناک خط لوله، به عنوان مثال، رخ می دهد. جایی که دمای گاز و نوسانات آن حداکثر است. برای شرایط خطوط لوله گاز شرکت Urengoy - Petrovsk و Urengoy - Novopskov در بخش Polyana - Moskovo، اینها عمدتاً عبور از دره ها و خندق ها با جریان های آب موقت هستند. تحت تأثیر تغییرات دما قابل توجه، به ویژه هنگامی که موقعیت محور خط لوله با طراحی مطابقت ندارد و چسبندگی کافی لوله به زمین وجود ندارد، حرکات خط لوله رخ می دهد.

حرکات مکرر خطوط لوله منجر به اختلال در یکپارچگی پوشش عایق شده و امکان دسترسی آب های زیرزمینی به فلز لوله را فراهم می کند. بنابراین، در نتیجه اثرات دمای متغیر، شرایط برای توسعه فرآیندهای خوردگی ایجاد می شود.

بنابراین، بر اساس تحقیقات انجام شده قبلی، می توان ادعا کرد که تغییر در دمای دیواره لوله مستلزم تغییر در رطوبت و مقاومت الکتریکی خاک اطراف آن است. با این حال، هیچ داده ای در مورد پارامترهای کمی این فرآیندها در ادبیات علمی و فنی وجود ندارد.

1.6 تشخیص خطوط لوله گاز با استفاده از ابزارهای درون لوله.

در سیستم کار تشخیصی در خطوط لوله گاز، نقش کلیدی توسط تشخیص درون خطی ایفا می شود که موثرترین و آموزنده ترین روش معاینه تشخیصی است. در Gazprom Transgaz Ufa LLC، در حال حاضر، تشخیص وضعیت فنی بخش خطی خطوط لوله گاز توسط NPO Spetsneftegaz انجام می شود که در زرادخانه خود تجهیزاتی برای بازرسی خطوط لوله گاز با قطر اسمی 500 - 1400 میلی متر - مجتمع DMTP دارد. (5 پرتابه) که شامل:

- پرتابه تمیز کردن (CO)؛

- تمیز کردن مغناطیسی (MOP)؛

- پروفیل الکترونیکی (PRT)؛

مغناطش عرضی (DMTP)

استفاده از VTD امکان شناسایی خطرناک ترین دسته عیوب - تنش - ترک خوردگی (SCC) را با عمق 20٪ ضخامت دیوار یا بیشتر می دهد. معاینه تشخیصی شیرهای فشار قوی برای خطوط لوله گاز با قطرهای بزرگ که احتمال بروز و توسعه عیوب SCC وجود دارد از اهمیت ویژه ای برخوردار است.

در میان تمام نقص های شناسایی شده بزرگترین عددبر روی عیوب از دست دادن فلز مانند خوردگی عمومی، حفره، گودال، شیار طولی، ترک طولی، منطقه ترک طولی، شیار عرضی، ترک عرضی، آسیب مکانیکی و غیره می افتد.

آشکارساز عیب با احتمال 95 درصد نسبت به ضخامت دیواره لوله "t" در مختصات سه بعدی (طول x عرض x عمق) تعیین می شود و دارای پارامترهای زیر است:

- خوردگی حفره ای 0.5t x 0.5t x 0.2t؛

- ترک های طولی 3t x 0.1t x 0.2t.

- ترک های عرضی 0t x 3t x 0.2t؛

- شیارهای طولی 3t x 1t x 0.1t؛

- شیارهای عرضی 1t x 3t x 0.1t.

ارزیابی خطر عیوب شناسایی شده را می توان با توجه به توصیه های روش شناختی WRD 39 برای ارزیابی کمی وضعیت خطوط لوله اصلی گاز با نقص خوردگی، رتبه بندی آنها با توجه به درجه خطر و تعیین منبع باقیمانده، OJSC Gazprom، انجام داد. .

برای عیوب نوع خوردگی، پارامترهای ارزیابی خطر زیر تعیین می شود:

- سطح فشار ایمن در خط لوله گاز؛

- منبعی برای عملکرد ایمن یک خط لوله با نقص.

ممکن ها. عبور از پرتابه های VTD امکان تعیین قابل اعتماد پارامترهای کمی عیوب دیواره لوله را فراهم می کند؛ پاس های مکرر به ما امکان می دهد پویایی توسعه آنها را تعیین کنیم که این امر امکان پیش بینی توسعه عیوب خوردگی را ممکن می کند.

1.7 مدل هایی برای پیش بینی فرآیندهای خوردگی.

تلاش هایی برای مدل سازی این فرآیند صورت گرفته است. طبق مدل خطی فرآیند متعلق به M. Faraday است و به شکل زیر است:

جایی که: A-const (مقدار ثابت)؛

گروه بزرگی از محققین یک مدل قانون قدرت را ارائه کردند:

جایی که: A=13، a=0.25; 0.5; 1.0.. جدول 1.6 نتایج کلی از مطالعات انجام شده قبلی در مورد سینتیک خوردگی الکتروشیمیایی فلزات - طبقه بندی مدل های ریاضی بر اساس شکل کلی توابع را ارائه می دهد. در مجموع 26 مدل ارائه شده است که عبارتند از: خطی; آرام بخش نمایی; لگاریتمی؛

هذلولی لگاریتم های طبیعی؛ ردیف ها؛ انتگرال سینوسی؛

ترکیبی و غیره

معیارهای مقایسه ای زیر در نظر گرفته شد: از دست دادن جرم فلز، نازک شدن دیواره نمونه، عمق حفره، ناحیه خوردگی، شتاب (کاهش سرعت) فرآیند خوردگی و غیره.

فرآیندهای خوردگی تحت تأثیر عوامل زیادی قرار می گیرند که بسته به آنها فرآیندها می توانند:

- توسعه با سرعت ثابت؛

- افزایش یا کاهش سرعت؛

- در توسعه خود متوقف شوید.

بیایید منحنی جنبشی ارائه شده در مختصات عمق عیوب خوردگی - زمان را در نظر بگیریم (شکل 1.8).

بخش 0-1 منحنی به ما این امکان را می دهد تا ثابت کنیم که تخریب این فلز در یک محیط تهاجمی (الکترولیت) در طول دوره t1 عملاً مشاهده نمی شود.

بخش منحنی 1-2 نشان می دهد که تخریب شدید فلز در بازه t = t2 - t1 آغاز می شود. به عبارت دیگر، شدیدترین فرآیند گذرا خوردگی فلز رخ می دهد که با حداکثر اتلاف ممکن (برای این مورد خاص) فلز و همچنین مشخص می شود. حداکثر سرعت هاو شتاب الکترولیز.

نقطه 2 که خواص ویژه ای دارد، در اصل نقطه عطف منحنی خوردگی جنبشی است. در نقطه 2، نرخ خوردگی تثبیت می شود، مشتق نرخ خوردگی برابر با صفر می شود v2=dk2/dt=0، زیرا از نظر تئوری، عمق حفره خوردگی در این نقطه یک مقدار ثابت k2 = const است. بخش منحنی 2-3 به ما امکان می دهد نتیجه بگیریم که در طول زمان t = t3 - t2 فرآیند خوردگی گذرا شروع به محو شدن می کند. در بازه 3-4، روند تضعیف ادامه می یابد؛ فراتر از منحنی 4، خوردگی در توسعه خود متوقف می شود تا زمانی که یک ضربه جدید این مکانیسم را شروع کند.

تجزیه و تحلیل نشان می دهد که در طول روند طبیعی فرآیند خوردگی الکتروشیمیایی، غیرفعال شدن فلز رخ می دهد که عملاً تخریب خورنده فلز را متوقف می کند.

در بخش هایی از خط لوله اصلی گاز که در معرض تخریب خوردگی قرار دارند، در نتیجه اثرات دمای پالسی (با تغییر دمای گاز)، فرآیندهای متناوب غیرفعال سازی و فعال سازی فرآیندهای خوردگی رخ می دهد.

به همین دلیل است که هیچ یک از مدل های در نظر گرفته شده را نمی توان برای پیش بینی میزان خوردگی در خطوط لوله اصلی گاز استفاده کرد.

در صورت کمبود اطلاعات، که معمولاً مشکل اصلی هنگام تلاش برای پیش‌بینی توسعه فرآیندهای خوردگی است، می‌توان جدول 1.6 - طبقه‌بندی مدل‌های ریاضی سینتیک خوردگی الکتروشیمیایی فلزات با توجه به نوع کلی توابع ( کاهش جرم فلز یا عمق حفره، سرعت و شتاب فرآیند خوردگی).

آی. دنیسون، ای. مارتین، جی.

تورنز، ای. ولنر، دبلیو. جانسون، آی. آپهام، ای. مور، آ. بیکاریس اف. چمپیون، پی. عزیز، جی.

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

آگافونوف، N.P. Zhuravlev شکل 1.8 - نمودار منحنی جنبشی فعالیت خوردگی بر اساس نمایش های فیزیکی فرآیند (شکل 1.9) و با استفاده از عملکرد عیوب حداکثر و متوسط. اما بعید است که این امکان پیش بینی پویایی رشد کمی عیوب خوردگی را فراهم کند.

مدل های ارائه شده فرآیندهای خوردگی را در شرایط خاص، با توجه به شرایط خاص، محیط شیمیایی، دما، فولادهای درجات مختلف، فشار و غیره توصیف می کنند. مدل‌هایی که فرآیندهای خوردگی سیستم‌های مشابه (خطوط لوله اصلی) را با پوشش عایق توصیف می‌کنند که در شرایط مشابه با خطوط لوله گاز کار می‌کنند و نتایج را نیز بر اساس تشخیص درون خطی ثبت می‌کنند، مورد توجه خاص هستند. به عنوان مثال، در روش انجام تحلیل عاملی در خطوط لوله اصلی نفت، صرف نظر از قطر و نوع پوشش عایق، نویسندگان مدلی را پیشنهاد می کنند:

که در آن L ضریب تضعیف فرآیند خوردگی است.

H - عمق آسیب خوردگی، میلی متر؛

از فرمول 1.6 بالا مشخص می شود که نویسندگان این بیانیه را پذیرفته اند که در ابتدای عملیات خط لوله، خوردگی شدیدترین رشد را دارد و سپس به دلیل غیرفعال شدن دارای ویژگی محو شدن است. اشتقاق و توجیه فرمول (1.6) در کار آورده شده است.

بهره برداری از خط لوله کاملا بحث برانگیز است، زیرا پوشش عایق جدید محافظت بسیار مطمئن‌تری نسبت به زمان، زمانی که عایق کهنه می‌شود و خاصیت محافظتی خود را از دست می‌دهد، فراهم می‌کند.

با وجود تحقیقات فراوان، هیچ یک از مدل‌های پیشنهادی برای پیش‌بینی فرآیندهای خوردگی به ما اجازه نمی‌دهد تا به طور کامل تأثیر دما را بر نرخ خوردگی در نظر بگیریم، زیرا تغییر ضربه آن را در حین کار در نظر نگیرید.

این عبارت به ما امکان می دهد تا هدف تحقیق را فرموله کنیم:

برای اثبات تجربی که رژیم دمایی ناپایدار خط لوله گاز علت اصلی فعال شدن فرآیندهای خوردگی در سطح بیرونی خط لوله گاز است.

1. تجزیه و تحلیل منابع ادبی به منظور آشکار کردن تأثیر دمای گاز بر وضعیت خوردگی خط لوله گاز انجام شد:

1.1. ویژگی های فرآیندهای خوردگی در حمل و نقل خط لوله در نظر گرفته شده است.

1.2 نقش فعالیت خوردگی خاک زمانی که پوشش عایق خاصیت حفاظتی خود را از دست می دهد مشخص شده است.

1.3. امکان سنجی فنی تشخیص عیب در خط برای ارزیابی نقص خطوط لوله مورد مطالعه قرار گرفته است.

1.4. مدل های سایر محققین برای پیش بینی فرآیندهای خوردگی در نظر گرفته شده است.

2. دلایل تشکیل عناصر ماکرو خوردگی در سطح خارجی خط لوله بررسی شد.

3. ثابت شده است که وقتی رطوبت در یک لایه خاک خورنده حرکت می کند، مقاومت الکتریکی خاک مجاور خط لوله تغییر می کند.

2. ارزیابی نفوذ پالس رطوبت و

دماهای مربوط به فعالیت خورنده خاک،

اطراف خط لوله گاز

2.1. مدل‌سازی فیزیکی و انتخاب پارامترهای کنترلی این واقعیت که مرطوب‌سازی دوره‌ای خاک، فرآیندهای خوردگی را تسریع می‌کند، با عملکرد خطوط لوله اصلی گاز نشان داده می‌شود.

با مطالعه این پدیده، Ismagilov I.G. ثابت کرد که یک خط لوله گاز با قطر بزرگ منبع قدرتمندی از گرما است که اثر دمایی پالسی روی خاک دارد و باعث حرکات نوسانی رطوبت در لایه فعال خورنده خاک می شود.

با این حال، فرض او مبنی بر اینکه اثرات دمای پالسی فعالیت خوردگی لایه خاک مجاور خط لوله را افزایش می دهد، نیاز به تایید تجربی دارد.

بنابراین، هدف از این مطالعه، راه اندازی آزمایشی برای مطالعه و ارزیابی فعالیت خوردگی خاک ها تحت تأثیر دمای پالسی است.

مشکلات مطالعه فرآیندهای خوردگی معمولاً به صورت تجربی حل می شوند. روش های مختلفی برای ارزیابی اثر خوردگی وجود دارد که از جمله آنها می توان به تست های خوردگی تسریع شده اشاره کرد.

بنابراین، لازم است شرایط تبادل گرما و جرم با خاک اطراف، مشخصه قسمتی از خط لوله گاز که از یک دره عبور می کند، شبیه سازی شود، و در امتداد پایین آن نهری جریان دارد، و مشخص شود که فعالیت خورنده تا چه اندازه است. خاک تحت تأثیر پالس دما و رطوبت تغییر می کند.

بررسی دقیق ترین اثر هر عامل (دما و رطوبت پالس) در شرایط آزمایشگاهی امکان پذیر است، جایی که پارامترهای فرآیند خوردگی با دقت بالا ثابت و کنترل می شوند.

رژیم دمای پالسی یک خط لوله گاز در طول تبادل حرارتی شبه ثابت برای خطوط لوله گازی که از قلمرو باشقورتوستان و مناطق مشابه عبور می‌کنند مدل‌سازی شد. بر اساس تئوری شباهت، اگر اعداد تشابه مشخص کننده فرآیند انتقال حرارت برابر باشند، مشروط به تشابه هندسی، فرآیندهای انتقال حرارت را می توان مشابه در نظر گرفت.

خاک مورد استفاده در آزمایش از مسیر خط لوله گاز اورنگوی - پتروفسک، بخش پولیانا - مسکوو، از موقعیت های ساعت 3، 12 و ساعت در امتداد محیط خط لوله گاز گرفته شد. خواص ترموفیزیکی خاک مورد استفاده در مطالعات آزمایشگاهی مانند درجا است، زیرا

نمونه های خاک از یک بخش خورنده از یک خط لوله گاز در حال اجرا گرفته شد. برای خاک های یکسان، برابری اعداد Lykov Lu و Kovner Kv برای طبیعت و مدل به طور خودکار برآورده شد:

اگر برابری فشارهای دما، هویت خاک ها و همان سطح رطوبت رعایت شود، برابری اعداد کوسوویچ کو و پستنوف Pn برآورده می شود.

بنابراین، وظیفه مدل‌سازی شرایط انتقال گرما و جرم، در در این مورد، به چنین مجموعه ای از پارامترهای نصب خلاصه می شود که برابری اعداد فوریه Fo و Kirpichev Ki را برای واقعی و مدل تضمین می کند.

بهره برداری از یک خط لوله با قطر 1.42 متر، با ضرایب نفوذ حرارتی برابر a = a"، بر اساس (2.5) برای مدل به دست می آوریم:

(2.7) بنابراین، با قطر لوله آزمایش 20 میلی متر، دوره سالانه در نصب باید در 1.7 ساعت "سپری شود".

شرایط انتقال حرارت با معیار Kirpichev با در نظر گرفتن تقریباً جریان گرما مطابق (2.9) در عمق خط لوله گاز به محور لوله Н0 = 1.7 متر و Н0/Rtr = 2، (عمق نسبی خط لوله گاز در بخش پولیانا - مسکوو، بر اساس برابری (2.6)، برای مدل به دست می آوریم:

برای مدل‌سازی یک جریان، باید برابری اعداد رینولدز را برای دنیای واقعی و مدل حفظ کرد:

از آنجایی که مایع یکسان است، آب، بر اساس (2.12) و با در نظر گرفتن شباهت هندسی، برابری را بدست می آوریم:

محاسبات مربوطه با در نظر گرفتن (2.13) نشان می دهد که منبع آب شبیه سازی یک جریان در این تاسیسات باید قطره ای باشد.

از آنجایی که در طول آزمایش لازم است دمای دیواره لوله را در محدوده تغییر واقعی آن 30...40 درجه سانتی گراد تغییر داده و با حفظ حالت پالس، دمای سطح بیرونی فولاد تنظیم شود. لوله - نمونه خیابان به عنوان پارامتر کنترل انتخاب شد. 3.

برای تعیین خورندگی نسبی خاک تحت تأثیر دمای پالسی، در مقایسه با تأثیر دمای پایدار، یک روش آزمایش تسریع شده انتخاب شد که بر اساس آن خورندگی خاک با کاهش وزن نمونه‌های فولادی تعیین می‌شود.

2.2. شرح مختصری از راه اندازی آزمایشی راه اندازی آزمایشی، که نمودار آن در شکل 2.1 نشان داده شده است، از یک جعبه حلبی 1 به ابعاد 90x80x128 میلی متر تشکیل شده است. خاک مخصوص تهیه شده 11 به ارتفاع H در جعبه ریخته می شود که از این شرایط محاسبه می شود که حجم خاک باید برابر باشد:

یک لوله فولادی در زمین قرار می گیرد که از قبل روی ترازوی تحلیلی با دقت 0.001 گرم وزن شده است. پارامترهای لوله های فولادی:

قطر، طول، وزن و سطح لوله ها در جدول 2.1 آورده شده است.

شکل 2.1 - نمودار تنظیم آزمایشی برای مطالعه اثر دمای پالسی بر فعالیت خوردگی خاک ها جدول 2.1 - پارامترهای لوله های فولادی - نمونه ها، هنر. 3.

شماره قطر، طول، سطح، وزن، توجه: لوله با استفاده از درپوش های لاستیکی از جعبه حلبی جدا شد.

نمونه های خاک در ابتدا در تماس با خط لوله اصلی گاز به شرح زیر تهیه شد.

هر نمونه در یک کوره خشک شد. از آنجایی که نمونه های خاک حاوی ترکیبات آلی و احتمالاً باکتری های کاهنده سولفات بودند، دمای خشک شدن از 70 درجه سانتی گراد تجاوز نکرد. خاک خشک خرد شده و از طریق الک با سوراخ های 1 میلی متر الک شد. نمونه خاک تهیه شده به این ترتیب در جعبه ای با لوله نصب شده ریخته شد و تا رطوبت W = 20 ... 25٪ مرطوب شد که مطابق با رطوبت طبیعی خاک در مناطق مسیر خط لوله گاز است. در این آزمایش از آب لوله کشی در دمای طبیعی استفاده شد.

تسریع فرآیند خوردگی با اتصال قطب منفی به بدنه و قطب مثبت منبع 6 ولت DC به نمونه فلزی حاصل شد.

رژیم دمای پالسی با روشن و خاموش کردن دوره ای یک بخاری برقی حرارتی (TEH) نصب شده در داخل لوله نمونه ایجاد شد. مدت چرخه به صورت تجربی تعیین شد. به عنوان مثال، برای شرایط آزمایش اول، در طول کنترل دما، مدت چرخه برابر با c = 22 دقیقه تعیین شد (زمان گرمایش n = 7 دقیقه؛ زمان خنک سازی o = 15 دقیقه). کنترل دما با استفاده از یک ترموکوپل سرد نصب شده بالای ژنراتیکس بالایی لوله، بدون ایجاد مزاحمت در سطح نمونه انجام شد.

در طول آزمایش، یک منبع قطره ای آب از طریق یک قیف به داخل زمین در سطح محور لوله ارائه شد. یک اثر رگبار ایجاد شد که مشخصه زهکشی های عرضی بود. آب از طریق سوراخ های سوراخ شده در دیواره جانبی جعبه (5 سوراخ متقارن واقع در همان سطح) تخلیه شد.

پس از خاموش کردن جریان 24 ساعت پس از شروع آزمایش، از نمونه عکسبرداری شد و با یک پارچه خشک و یک پاک کن لاستیکی از محصولات خوردگی کاملاً تمیز شد. سپس با آب مقطر شسته شد، خشک شد و روی ترازوی تحلیلی با دقت 001/0 گرم وزن شد.

فعالیت خاک تحت تأثیر دمای پالسی شرط لازم برای آزمایش خوردگی تسریع مرحله کنترل فرآیند است. در الکترولیت‌های خنثی، فرآیند خوردگی با سرعت دپلاریزاسیون اکسیژن محدود می‌شود، بنابراین برای تسریع در فرآیند خوردگی، افزایش سرعت فرآیند کاتدی ضروری است.

آزمایش نمونه ها باید به گونه ای انجام شود که با تغییرات دوره ای رطوبت، فلز تا حد امکان در معرض لایه های نازک الکترولیت قرار گیرد.

هنگامی که خاک به دلیل خشک شدن خاک کاملاً کم آب نشده و رطوبت در حالت فیلم باقی می ماند، انتخاب حالت ها مهم است.

در دمای محیط tgr = 20 درجه سانتی گراد و دمای دیواره لوله ttr = 30 ... 40 درجه سانتی گراد، فشار دما در نصب ایجاد می شود که این فشار مطابق با t در شرایط طبیعی حالت عملکرد پاییز - بهار و تابستان است. خط لوله گاز، زمانی که دمای خاک در عمق خط لوله تا سطح 18 درجه سانتیگراد افزایش یابد.

در زمستان فشار دما t به 30 درجه سانتی گراد افزایش می یابد. با این حال، رژیم زمستانی در نصب مدل سازی نشده است، زیرا شرایط تبادل حرارت و خوردگی خاک در زمستان از نظر کیفی متفاوت است: "جریان ها"

یخ می زند و پوشش برف بالای خط لوله تا حدی ذوب می شود و خاک را مرطوب می کند و اثر "ترموس" ظاهر می شود. با این حال، به دلیل رطوبت کافی خاک، دلایل زیادی برای این باور وجود دارد که در زمستان، فرآیندهای خوردگی از جمله SCC نیز فعال هستند.

دمای حدود 30 درجه سانتیگراد سطح آستانه دما برای دوره تابستان، که در زیر آن رطوبت از لوله خارج نمی شود و همانطور که مطالعات نشان داده است در نقاط اندازه گیری شماره 1 و شماره 2 خط لوله گاز در قسمت Polyana CS - Moskovo CS در فاصله کمی از لوله تجمع می یابد. در حالت غیر تعادلی (کوچک فاصله تقریباً 0.2 تا 0.3 متر از دیواره خط لوله با قطر 1.42 متر است). بنابراین هر گونه کاهش جزئی دما منجر به بازگشت رطوبت می شود.

هنگامی که خاک در تماس با لوله در لایه های بسیار نازک کم آب می شود، همراه با تسهیل واکنش کاتدی، ممکن است مهار واکنش آندی رخ دهد که در نهایت روند خوردگی را کند می کند.

فرآیندهای مشابهی در ژنراتیکس بالایی خط لوله گاز رخ می دهد، جایی که ترک خوردگی عملاً مشاهده نمی شود.

جدول 2.2 نتایج مطالعات خوردگی انجام شده بر روی نمونه های لوله فولادی شماره 1-4 را نشان می دهد. آزمایش ها به ترتیب به ترتیب نشان داده شده در این جدول انجام شد.

نمونه های خاک مورد استفاده مجدد قرار نگرفت. دمای محیط از 18...20 درجه سانتی گراد فراتر نمی رفت. شرایط دما در یک گزارش مشاهده ثبت شد. این داده ها در پیوست 1 ارائه شده است.

نمونه شماره 1 تحت دمای پالس قرار گرفت.

حالت واقعی با دمای نمونه فولادی تعیین شد که در محدوده های مختلف تغییر می کرد: tнi…tоi, (پیوست 1). دمای گرمایش tn دمایی است که دمای دیواره نمونه در طول گرمایش n به آن افزایش یافته است. دمای خنک کننده به دمایی است که دمای نمونه در طول زمان o کاهش یافته است. زمان چرخه i = ni + oi ; تعداد چرخه در طول آزمایش n = 66.

جدول 2.2 شرایط و نتایج آزمایشات شماره 1-4 برای تعیین فعالیت خورنده خاک ها دمای متوسط ​​با استفاده از فرمول تعیین شد:

در طول آزمایش، به مدت 24 ساعت. 30 دقیقه، مقادیر متوسط ​​پارامترها حفظ شد:

در طول آزمایش، 24 ساعت و 30 دقیقه، فرآیندی شبیه سازی شد که در شرایط طبیعی به مدت 24.5/1.7 14 سال انجام شد. در طول سال به طور متوسط ​​1.760/22.3 = 4 برابر دما از 30 به 40 درجه سانتی گراد تغییر کرده است.

ماهیت تخریب خوردگی در عکس ها نشان داده شده است (شکل 2.2).

تظاهرات خوردگی عمومی در کل سطح نمونه وجود دارد، اما قابل توجه نیست. کانون های بسیار گسترده، متمرکز و عمیق غالب هستند شکل 2.2 - آسیب خوردگی به نمونه شماره 1 در طول خوردگی حفره ای پالسی. حداکثر عمق ضایعه اولسراتیو در جریان قطره ای مداوم آب از طریق قیف مشخص می شود، نمودار نصب را در شکل 2.1 ببینید. آب به قسمت مرکزی نمونه در سطح محور لوله تامین شد. جریان از طریق زمین، "جریان" به سمت چپ منحرف شد. آب عمدتاً از طریق سوراخ دوم در سمت چپ (اگر 5 سوراخ به طور مساوی سوراخ شده بود) تخلیه می شد. این قسمت از نمونه در معرض حداکثر آسیب خوردگی قرار گرفت.

به دلیل اثر باراژ و افزایش رطوبت، فرسایش در سمت بالادست عمیق تر و گسترده تر است. نمونه همچنین یک منطقه "راکد" را نشان می دهد که در آن عملاً هیچ فرسایشی وجود ندارد. این را می توان به شرح زیر توضیح داد.

از آنجایی که در شرایط آزمایشی، جریانی که به پایین دره می ریزد شبیه سازی شده و آب بدون فشار تامین می شود، سپس به دلیل مقاومت هیدرولیکی بالا، آب از بستر رودخانه دور شده و خاک کاملاً در مجاورت سطح نمونه قرار گرفته است. سطح لوله را در منطقه تماس تنگ شستشو نمی دهد و شدت فرآیندهای خوردگی به طور قابل توجهی کمتر بود. پدیده های مشابهی در شرایط صنعتی در طول مسیر خط لوله گاز مشاهده می شود.

به دلیل تبخیر و جریان های رو به بالا رطوبت از "جریان"

فرآیندهای خوردگی در قسمت سمت چپ بالای نمونه تشدید شد.

این پدیده را می توان با یک عامل مقیاس توضیح داد که به دلیل اندازه کوچک لوله، افزایش مویرگی رطوبت و اثر باراژ است.

تحت تأثیر دمای پالسی و ناهمواری دما، رطوبت، مقاومت اهمی و سایر پارامترها در اطراف محیط لوله، شرایط ایجاد شده مستعد تشکیل عناصر خوردگی میکرو و ماکرو می باشد.

لازم به ذکر است که در طول کل آزمایش، مقدار زیادی هیدروژن آزاد شد. اندازه گیری های مربوطه انجام نشد، اما یک اثر صوتی ثابت مشاهده شد که به وضوح قابل شنیدن بود.

نمونه شماره 2 جنس نمونه دوم به همین صورت است. خاک یکسان است:

نمونه از موقعیت 3 ساعته گرفته شد. رطوبت خاک W = 22%. شرایط آزمایشی در دما و عدم وجود "جریان" متفاوت بود. در کل آزمایش که 24 ساعت به طول انجامید. 30 دقیقه، دما ثابت نگه داشته شد:

آسیب خوردگی در اینجا بسیار کمتر است (شکل 2.3).

از دست دادن جرم نمونه 7 برابر کمتر است (بر حسب واحد نسبی). خوردگی عمومی غالب است. سطح نمونه به طور یکنواخت تحت تأثیر قرار می گیرد. یک ضایعه کانونی کوچک در پایین نمونه مشاهده می شود.

اجازه دهید تفاوت اساسی در ماهیت آسیب خوردگی نمونه های شماره 1 و شماره 2 را متذکر شویم.

شکل 2.3 - آسیب خوردگی به نمونه شماره 2 در دمای ثابت ttr=33 درجه سانتیگراد با اثرات دمای پالسی بر روی فرآیند و وجود آب جاری، خوردگی حفره‌ای شدید و مشخص سطح فولاد با حداکثر آسیب در امتداد جریان ایجاد می‌شود. ".

در دمای پایدار و عدم وجود زهکش، اما با همان رطوبت اولیه، خشک شدن خاک و ایجاد خوردگی عمومی با حداقل زخم مشاهده می شود. سرعت فرآیندهای خوردگی و اتلاف فلز 7 برابر کمتر است.

نمونه شماره 3 مواد نمونه های شماره 3 و شماره 4 یکسان است: St. 3، اما نمونه ها از یک قطعه لوله متفاوت ساخته شده اند. رطوبت خاک در محدوده طبیعی W = 20 ... 25٪ بود. مدت زمان آزمایش 24 ساعت بود.

دما در طول آزمایش در ttr = 33.12 33 درجه سانتیگراد حفظ شد.

نمونه خاک از موقعیت ساعت 6 گرفته شد. خاک دارای تفاوت معنی داری بود که شامل گلی شدن بود که مشخصه لوله های در معرض SCC است. (گلیینگ فرآیند احیای شیمیایی بخش معدنی خاک یا سنگ های افق های عمیق تر، فوق اشباع از آب است، زمانی که ترکیبات اکسیدی آهن تبدیل به ترکیبات اکسیدی شده و توسط آب منتقل می شود و افق های خالی از آهن به رنگ سبز رنگ می شوند. ، تن های سیاه و خاکستری.).

آب با قطره کوچک (6 قطره در دقیقه) عملاً به زیر لوله نمونه نفوذ نمی کند و باعث غرقابی در ناحیه تماس خاک با فلز می شود و در مواقعی در قیف بالا می آید و فشار ساکن ایجاد می کند. آب به صورت نامتقارن و با تغییر به سمت تامین می شد سمت راستنمونه.

برای نمونه شماره 3 (شکل 2.4) که تحت شرایط تبادل حرارتی پایدار در معرض خوردگی قرار می گیرد، زمانی که دمای نمونه در ttr = 33 درجه سانتیگراد ثابت نگه داشته می شود، علائم زیر ذکر شده است:

1) با خوردگی عمومی، تقریباً در کل سطح مشخص می شود.

2) علائم مشخصه خوردگی حفره ای در طول یک معاینه عمومی شناسایی نشد.

3) در ناحیه خراش ها:

2 خراش 30 میلی متری هر 2 خراش 30 میلی متری هر 2 خراش 30 میلی متری هیچ نشانه ای از زخم مشاهده نشد.

4) حداکثر آسیب خوردگی، تعیین شده توسط ضخامت پوسته خوردگی، در سمت فنر، یعنی در سمت راست نمونه، و در امتداد ژنراتیکس پایینی لوله، جایی که رطوبت حداکثر بود، مشاهده شد.

5) به وضوح قابل مشاهده است که رنگ پوسته خوردگی در موقعیت ساعت 6 در امتداد کل ژنراتیکس پایینی لوله و در ناحیه دور تیره تر و به احتمال زیاد قهوه ای تیره است.

6) وجود 3 خراش در یک منطقه پر آب (در سمت راست) و 3 خراش مشابه در خاک کمتر مرطوب (در سمت چپ) به هیچ وجه بر ماهیت توسعه فرآیند خوردگی تأثیری ندارد.

7) لازم به ذکر است که پس از پردازش لوله نمونه بر روی دستگاه تراش، آثار تغییر شکل پلاستیک از نقطه گیره (به صورت سخت شدن سبک) در سمت راست آن قابل مشاهده بود که تأثیری بر ماهیت آسیب خوردگی نداشت.

نمونه شماره 4 نمونه از همان قطعه لوله نمونه شماره 3، هنر ماشین کاری می شود. 3. خاک، شرایط آزمایشی مانند آزمایش شماره 3 است. تنها تفاوت: رژیم دما مطابق با سناریو: 30/40 درجه سانتیگراد پالس شده است. در طول آزمایش که 24 ساعت به طول انجامید، مقادیر میانگین پارامترها با توجه به فرمول های (2.14 - 2.16) تعیین شد:

جریان یک "جریان در دره" با ریختن آب از طریق یک قیف، به طور نامتقارن، به سمت راست نمونه مدل‌سازی شد. تعداد چرخه ها n = 63.

نمونه دارای خراش هایی است، مانند نمونه شماره 3:

2 خراش 30 میلی متری هر 2 خراش 30 میلی متری هر 2 خراش 30 میلی متری ماهیت آسیب خوردگی در شکل 2.5 نشان داده شده است.

با مقایسه نتایج آزمایش‌های شماره 3 و شماره 4 که آنها نیز در شرایط یکسان، اما با تفاوت در شرایط دمایی انجام شده‌اند، متذکر می‌شویم که در خاک با علائم گلی، قرار گرفتن در معرض دمای پالسی نیز روند را تشدید می‌کند. از نظر کاهش جرم نسبی، تفاوت 11 برابر است! (جدول 2.2).

شکل 2.4 – ماهیت آسیب خوردگی به نمونه شماره 3 در دمای ثابت ttr=33 درجه سانتی گراد شکل 2.5 – ماهیت تخریب نمونه شماره 4 با تغییر پالسی دما در حالت 31/42 درجه سانتی گراد همانطور که مشاهده می شود ، در این مورد اثر اتلاف خوردگی فلز به طور قابل توجهی از آنچه در آزمایشات شماره 1 و شماره 2 به دست آمد بیشتر است.

در آزمایش شماره 4، یک پدیده خاص ذکر شده است که به ما امکان می دهد فرآیندهای فیزیکی را که در خاک تحت تأثیر دمای پالسی رخ می دهد توضیح دهیم.

واقعیت فعال شدن فرآیند خوردگی نشان می دهد که "نوسان" رطوبت، که در حالت پالسی، تحت تأثیر نیروهای حرارتی رخ می دهد، در نهایت منجر به تغییر در ساختار خاک، صاف شدن غده ها و حرکت می شود. ذرات بخش گرد و غبار در مویرگ ها، به عنوان مثال.

در واقع کانال های بهبود یافته ای تشکیل می شوند که الکترولیت زمین آزادانه از طریق آنها حرکت می کند. در طول آزمایش، در لحظه ای که آب از سوراخ های سوراخ شده شروع به جریان می کند، حرکت حباب های H2 از طریق مویرگ ها و حذف آنها همراه با آب (بصری) نیز مورد توجه قرار گرفت.

در آزمایش شماره 3 (t = const)، آب وارد شده از طریق قیف عملاً از سوراخ های سوراخ دار نشت نمی کند، حتی گاهی اوقات باعث افزایش سطح آب در قیف می شود و فشار ساکن ایجاد می کند. آب هرگز از سوراخ های سوراخ شده جاری نمی شد. الکترولیت خاک با الکترولیت مایع در مقاومت بیشتر در برابر حرکت یون ها متفاوت است.

در آزمایش شماره 4 (t = 31/42 درجه سانتیگراد)، از همان خاک با گلیینگ، در حالت پوز استفاده شد. تنها تفاوت: حالت دمای پالس. با حرکت در حالت جریان آزاد، آب تقریباً 8 ساعت پس از شروع آزمایش بر مقاومت خاک غلبه کرد. پس از ساعتی دیگر تعادل برقرار شد: هجوم آب برابر با خروجی شد. نصب یک شبه خاموش شد. صبح بعد از روشن کردن نصب، بعد از 50 دقیقه آب از سوراخ های زهکشی چکه می کرد.

این واقعیت نشان دهنده کاهش مقاومت هیدرولیکی مویرگ ها به دلیل تشکیل کانال های بهبود یافته است. در چنین محیطی، یون های الکترولیت تحرک بیشتری دارند، که بدون شک به خوردگی فلز کمک می کند، زیرا تجدید الکترولیت خاک را تضمین می کند. آب جاری.

در این حالت، هر ضربه تغییر در مراحل 1 و 2 تشکیل را تضمین می کند، گویی رشد گسسته فرآیندهای خوردگی را تشدید و تسریع می کند.

به طور طبیعی، این نه تنها توسعه فرآیندهای خوردگی را تشدید می کند، بلکه خوردگی کانونی، حفره و سطح را نیز تشدید می کند، زیرا آنها با فرآیندهای الکتروشیمیایی عمومی مشخص می شوند.

بنابراین، آزمایش‌ها نشان می‌دهند که در شرایط مشابه، قرار گرفتن در معرض دمای پالسی و رطوبت متغیر، فعالیت خورنده خاک را 6.9 برابر افزایش می‌دهد (آزمایش‌های شماره 1 و شماره 2)، و با بدتر شدن ویژگی‌های فیزیکی خاک توسط 11.2 بار (آزمایش شماره 3 و شماره 4).

2.4. مطالعه تأثیر فراوانی نوسانات دما و پارامترهای حرارتی بر فعالیت خوردگی خاک (سری دوم آزمایشات) حالت های عملیاتی خطوط لوله اصلی گاز با نوسانات دمایی مکرر مشخص می شود. در طول ماه، تنها تعداد راه اندازی فن های کولر هوا در سایت های خنک کننده گاز طبیعیبه 30...40 می رسد.

در طول سال با در نظر گرفتن عملیات تکنولوژیکی (تعطیلی کمپرسور، کمپرسور گاز و غیره) و عوامل اقلیمی(باران ها، سیل ها، تغییرات دمای هوا و غیره)، اینها صدها نوسان است و در طول عمر خدمات - هزاران و ده ها هزار.

به منظور بررسی تأثیر بسامد پالس های دما و افزایش میانگین دما بر فعالیت خوردگی خاک، سری دوم آزمایشات (شماره 5 - شماره 8) بر روی نمونه های فولادی در یک الکترولیت خاک انجام شد. شرایط دما در یک گزارش مشاهده ثبت شد. این داده ها در پیوست 2 ارائه شده است.

آزمایش ها بر روی همان تنظیمات آزمایشی انجام شد.

فرآیندهای ترمودینامیکی طولانی مدت که در یک بخش از خط لوله گاز اصلی با عایق آسیب دیده و مرطوب‌سازی دوره‌ای رخ می‌دهد شبیه‌سازی شد (شکل 2.1).

در معرض اثرات دما (رطوبت) پالسی نشان داد که وقتی آب جاری در اطراف یک نمونه جریان دارد، خوردگی حفره‌ای شدید و مشخص سطح فولاد با حداکثر آسیب در طول عبور رطوبت ایجاد می‌شود.

این واقعیت نشان دهنده تأثیر جمع یا برهم نهی تأثیرات دما و رطوبت بر فرآیندهای خوردگی با افزایش شدید فعالیت خورنده محیط است.

در دمای پایدار و عدم وجود زهکشی، با همان رطوبت اولیه خاک، ضایعات اولسراتیو روی سطح حداقل هستند یا وجود ندارند، و اتلاف فلز در اثر خوردگی مرتبه‌ای کمتر است.

نتایج سری اول آزمایش‌ها همچنین دلیلی برای این فرض ایجاد کرد که افزایش تعداد پالس‌های دما منجر به افزایش از دست دادن جرم نمونه‌های اولیه می‌شود. مبنای این بیانیه همچنین این واقعیت بود که الکترولیت های زمین در لایه فعال خورنده خاک در اطراف یک خط لوله گاز با قطر بزرگ رفتار بسیار خاصی دارند، یعنی:

1. در محیط خاک متخلخل کار می کنند که از حرکت یون ها در اشکال اسکلتی خاک جلوگیری می کند.

2. آنها تحت تأثیر نیروهای حرارتی در حرکت نوسانی هستند، زیرا گرادیان های دما به طور مداوم در حال تغییر هستند. در عین حال ، رطوبت مسیر بهینه خود را در محیط متخلخل "هل" می کند ، بی نظمی ها و توبرکل ها را در مجرای مویرگی صاف می کند ، که با گذشت زمان به طور قابل توجهی مقاومت هیدرولیکی مویرگ ها را کاهش می دهد.

3. افزایش تحرک رطوبت زمین و حرکت نوسانی آن فرآیندهای خوردگی را فعال می کند. در حضور زهکش ها (دره ها، تیرها و غیره)، تخلیه فعال محصولات خوردگی از لایه فعال خاک به محیط اطراف و تجدید الکترولیت وجود دارد.

در این حالت، نقایص خوردگی به سرعت توسعه می یابد، ادغام می شود، منطقه آسیب دیده بزرگی را تشکیل می دهد، که منجر به تضعیف ظرفیت تحمل بار دیواره خط لوله گاز می شود، که از این طریق می توان فرض کرد که افزایش تعداد چرخه های دما باعث می شود. به این فرآیند

آزمایش‌های شماره 5-شماره 8 بر روی مخلوطی از خاک‌های رسی و لومی بر روی نمونه‌هایی مشابه نمونه‌های سری اول آزمایش‌ها انجام شد (جدول 2.3).

جدول 2.3 - پارامترهای نمونه‌های سری دوم آزمایش‌ها، با حالت گرمایش چرخه‌ای، خاک‌های آزمایش‌ها هنگام شناسایی عیوب SCC در خط لوله گاز Urengoy - Petrovsk Du 1400 PK 3402+80 از گودال‌ها گرفته شد. نمونه های خاک گرفته شده از موقعیت ساعت 6 آثار گلی شدن را نشان می دهد. بخش خط لوله گاز در گودال PK 3402+80 در معرض اثرات خوردگی و تنش - خوردگی قرار گرفت و در حین کار تعمیر تعویض شد.

رژیم دما مطابق با طرح اثبات شده 45/35 درجه سانتیگراد به صورت پالس تنظیم شد. آب به همه نمونه ها در حالت یکسان تامین شد. میانگین دمای سطح نمونه و شار حرارتی ویژه در جدول 2.4 آورده شده است.

نمونه‌های سری دوم آزمایش‌ها در همان تنظیمات آزمایشی آزمایش شدند، اما بر خلاف آزمایش اول، در شرایط یکسان. آن ها همان خاک ها گرفته شد، تامین آب یکسان از طریق قیف تضمین شد و دمای آب و هوا یکسان بود.

در این آزمایش‌ها، محدوده دمایی قرار گرفتن در معرض در سطح بالاتری حفظ می‌شود: 35...40 درجه سانتی‌گراد (در سری اول آزمایش‌ها، دما در محدوده 30...35 درجه سانتی‌گراد متغیر بود).

جدول 2.4 - حالت‌های گرمایش برای نمونه‌های شماره 5 - تعداد ولتاژ قدرت میانگین ویژه تنها متغیر تعداد چرخه‌های n در طول هر آزمایش بود.

ظرف مدت 0.5±24 ساعت حفظ شد که مربوط به حدود 14 سال بهره برداری از خط لوله گاز در شرایط طبیعی بود (به بند 2.1 مراجعه کنید).

تغییرات چرخه‌ها در این سری آزمایش‌ها با تغییر ولتاژ روی المنت گرمایشی و بنابراین با تغییر شار حرارتی ویژه عرضه‌شده به نمونه‌ها به دست آمد. پارامترهای گرمایش نمونه در جدول 2.7 آورده شده است.

با مدت زمان مشابه آزمایش های مقایسه شده، تعداد چرخه های گرمایش نمونه متفاوت است: n=14 (آزمایش شماره 6) و n=76 (آزمایش شماره 8). بنابراین سرعت گرمایش نمونه در آزمایش شماره 8 بسیار بالا و سرعت سرد شدن آهسته است. در آزمایش شماره 6، برعکس، خنک شدن به سرعت رخ می دهد و گرما توسط خاک به تدریج جمع می شود. به دلیل انتقال حرارت از نظر کیفی متفاوت، میانگین دمای تاو در این آزمایش‌ها متفاوت است.

جدول 2.5 - پارامترهای گرمایش نمونه ها در حالت چرخه ای 35/45 درجه سانتیگراد شماره نمونه از جدول 2.5 می توان دریافت که نسبت زمان گرمایش و زمان سرمایش با تعداد سیکل ها تغییر می کند. و این در ماهیت تغییر درجه حرارت ttr منعکس می شود، تفاوت در دمای متوسط ​​tav، الکترولیت ها و در نهایت، نرخ خوردگی نمونه ها را تعیین می کند.

ماهیت تغییر درجه حرارت ttr در شکل 2.6 نشان داده شده است. تجزیه و تحلیل نمودارها نشان می دهد که با افزایش تعداد سیکل ها، نسبت مدت زمان گرمایش و سرمایش تغییر می کند. شکل 2.7 قطعه ای از آزمایش شماره را با قدرت کم منبع گرمایش نشان می دهد و شکل 2.8 قطعه آزمایش شماره 8 را با قدرت بالای منبع گرمایش نشان می دهد. در آزمایشات شماره 5 (82 سیکل) و شماره 8 (76 سیکل) زمان گرمایش کمتر از زمان سرمایش است و در آزمایشات شماره 6 و شماره 7 بالعکس.

نتایج آزمایشات شماره 5-8 نشان می دهد که کاهش وزن خوردگی نمونه ها متفاوت است. جدول 2.6 - کاهش وزن نمونه های شماره 5-شماره 8 با حالت گرمایش چرخه ای مطابق با 45/35 درجه سانتی گراد این به دلیل شدت های مختلف فرآیندهای شیمیایی الکتریکی رخ می دهد. ماهیت بیوشیمیایی تسریع یا فعال شدن فرآیندهای خوردگی در چنین تنظیمات آزمایشی عملاً حذف شده است.

شکل 2.6 - ماهیت رژیم های دمایی پالسی برای گرم کردن نمونه ها در آزمایشات شماره 5 - شکل 2.7 - بخش آزمایش شماره 6، نشان دهنده نرخ گرمایش و سرمایش در قدرت منبع پایین (q = 46.96 W/m) شکل 2.8 - قطعه آزمایش شماره 8، نشان دهنده نرخ گرمایش و سرمایش در توان منبع بالا (q = 239.29 W/m) شکل 2.9 یک وابستگی گرافیکی از دست دادن جرم نمونه ها به تعداد پالس های حرارتی در آزمایش ها را نشان می دهد.

از دست دادن جرم نمونه ها، g/cm2 0، شکل 2.9 – وابستگی افت جرم نمونه ها به تعداد پالس های حرارتی، اتلاف جرم نمونه ها، g/cm شکل 2.10 – وابستگی افت جرم نمونه ها به توان حرارتی اتلاف جرم نمونه ها، g/cm شکل 2.9 نشان می دهد که با افزایش تعداد چرخه ها در مدت زمان مشابه، فعالیت فرآیندهای خوردگی افزایش می یابد که با افزایش اتلاف جرم نسبی نمونه ها مشهود است. این وابستگی غیرخطی و پیشرونده است.

لازم به ذکر است که علیرغم اینکه در آزمایش شماره 8 از نمونه ای با جرم کمتر و مساحت سطح کمتر نسبت به سایر نمونه ها استفاده شده است، افت جرم مخصوص آن زیاد بوده است. این را می توان با این واقعیت توضیح داد که نمونه شماره 8 در معرض شار حرارتی ویژه بالاتری قرار گرفت، به شکل 2.10 مراجعه کنید. در مقایسه با نمونه شماره 6 که تحت کمترین شار حرارتی ویژه قرار گرفت، نمونه شماره 8 دارای 6 درصد تلفات جرم ویژه بیشتر است.

نرخ خوردگی، که در از دست دادن جرم فلز بیان می‌شود، به میانگین دمای سطح بیرونی نمونه‌ها بستگی دارد (شکل 2.11، شکل 2.12). هنگامی که دما به 43..44 درجه سانتیگراد افزایش می یابد، میزان خوردگی کاهش می یابد. این را می توان با کاهش رطوبت خاک در اطراف لوله و "خشک شدن" آن با بیشتر توضیح داد دمای بالا. با کاهش رطوبت، فعالیت فرآیندهای الکتروشیمیایی خورنده کاهش می یابد.

اثر دمای پالس (n)، بلکه بر روی توان حرارتی منبع (q) و میانگین دمای آن تاو.

2.5 وابستگی نرخ خوردگی به دمای متوسط ​​تحت انتقال حرارت ناپایدار.

تجزیه و تحلیل نتایج تجربی، از جمله در نظر گرفتن ویژگی‌های کیفی و روابط کمی، انتخاب ویژگی‌های عاملی را که بر ویژگی مؤثر مدل تأثیر می‌گذارد، ممکن می‌سازد.

معلوم شد که برای انجام تحلیل رگرسیون همبستگی چندگانه نتایج کافی نیست. با این حال، تجزیه و تحلیل ماتریس ضرایب همبستگی زوجی به‌دست‌آمده در مرحله اول انتخاب، عواملی را نشان داد که ارتباط نزدیکی با یکدیگر دارند، جدول 2.7.

جدول 2.7 - همبستگی پارامترهای x1 (n) و x2 (tav)، در رابطه با y (G/s) نزدیکترین رابطه بین دمای میانگین tav نمونه و از دست دادن جرم آن G/s. ضریب همبستگی جفتی ruх2=-0.96431.

عواملی که ارتباط نزدیکی با یکدیگر داشتند ظاهر شدند و کنار گذاشته شدند.

در نتیجه، تصمیم گرفته شد که وابستگی شکل در نظر گرفته شود:

طبقه بندی پارامتر x1(n) به عنوان بیانگر ناپایداری فرآیند انتقال گرما و جرم.

این امر امکان در نظر گرفتن هر دو سری آزمایش را با هم فراهم کرد. به چهار آزمایش سری دوم شماره 5..8، دو آزمایش دیگر شماره 1 و شماره 4 سری اول اضافه شد.

وابستگی گرافیکی حاصل در شکل 2.13 ارائه شده است.

نمودارهای شکل 2.13 به وضوح روند از دست دادن خوردگی فلز را نشان می دهد.

انتقال گرما و جرم ناپایدار لوله با خاک (و در شرایط طبیعی خط لوله گاز با خاک) باعث افزایش افت خوردگی جرم فلز لوله در مقایسه با حالت های پایدار در هنگام دمای لوله می شود. ثابت نگه داشته شد

ثانیا، با افزایش دما در منطقه بیش از 33 درجه سانتیگراد، سرعت خوردگی کاهش می یابد. این با این واقعیت توضیح داده می شود که در دماهای بالا که به 40 درجه سانتیگراد یا بیشتر می رسد، خروج رطوبت و مهاجرت آن به حاشیه وجود دارد که باعث خشک شدن خاک می شود. هنگامی که خاک مجاور خط لوله کم آب می شود، فعالیت فرآیندهای خوردگی کاهش می یابد.

ثالثاً، می توان فرض کرد که حداکثر فعالیت خوردگی در محدوده دمایی در منطقه 30...33 درجه سانتی گراد رخ می دهد. از آنجایی که مشخص است با کاهش دما از 30 درجه سانتی گراد به 10 درجه سانتی گراد، سرعت خوردگی کاهش می یابد و در 0 درجه سانتی گراد عملاً متوقف می شود.

هنگامی که دما از +20 درجه سانتیگراد به -10 درجه سانتیگراد کاهش می یابد، فعالیت خوردگی تقریباً 10 برابر کاهش می یابد.

که خطرناک ترین، از نقطه نظر خوردگی، می تواند دمای عملیاتی در حدود +30 ... + 33 درجه سانتیگراد در نظر گرفته شود. در این محدوده است که خطوط لوله گاز با قطر بزرگ بهره برداری می شود.

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

مهندس S. D. Fedotov.
کاندیدای علوم فنی، دانشیار A. V. Ulybin *؛
دکترای علوم فیزیک و ریاضی، پروفسور N. N. Shabrov،
دانشگاه پلی تکنیک ایالتی سنت پترزبورگ FSBEI HPE

کلید واژه ها:سایش خورنده؛ سازه های فلزی؛ ضخامت سنج اولتراسونیک؛ بازرسی سازه های ساختمانی

به خوبی شناخته شده است که تلفات خوردگی سازه های فلزی خسارت اقتصادی زیادی ایجاد می کند. تخریب خورنده عناصر سازه های فولادی و آرماتورها در بتن مسلح یکی از عوامل اصلی منجر به وضعیت غیرقابل قبول و اضطراری سازه ها می باشد. نرخ خوردگی به طور گسترده ای از 0.05 تا 1.6 میلی متر در سال متغیر است و به مقاومت در برابر خوردگی فلز، پارامترهای محیط تهاجمی، وجود و شرایط عملیات ضد خوردگی، راه حل های طراحی و سایر عوامل بستگی دارد.

تعریف واقعی سایش خورندهبهره برداری از سازه های فولادی هم برای نظارت بر وضعیت فنی و مرمت به موقع آنها و هم برای جلوگیری از حوادث (شکست و ریزش) ضروری است.

در استانداردهای بازرسی مدرن، ادبیات فنی و آثار علمی، موضوع تعیین صحیح سایش خورنده به طور کامل افشا نشده است. از دستورالعمل های موجود همیشه چگونگی و نحوه اندازه گیری تلفات، انتخاب مناطق و نحوه آماده سازی آنها مشخص نیست. نظر روشنی در مورد نحوه نمایش نتیجه اندازه گیری وجود ندارد. بنابراین، لازم است داده های موجود در ادبیات خلاصه شود و یک تکنیک کنترل با در نظر گرفتن ابزار دقیق مدرن توسعه یابد.

کنترل تلفات خوردگی در عمل به دو وظیفه اصلی خلاصه می شود:

1) تعیین سطح مقطع باقیمانده واقعی عنصر فلزی.

2) مقایسه ضخامت واقعی با ضخامت اصلی (یا اندازه گیری شده در مرحله قبلی معاینه).

به نظر می رسد که هر دوی این مشکلات به راحتی حل می شوند. با این حال، در عمل، مشکلاتی هم هنگام اندازه گیری ضخامت یک سازه آسیب دیده و هم هنگام مقایسه آن با ساختار اصلی ایجاد می شود. همچنین همیشه مشخص نیست که چگونه می توان نتیجه تحقیق را به راحتی و آموزنده نشان داد. این مقاله به حل این مشکلات اختصاص دارد که به صورت شماتیک در شکل 1 ارائه شده است.

شکل 1. روش های تعیین تلفات خوردگی

در این مقاله روش‌های کنترل اصلی اجرا شده در حضور خوردگی مداوم فلز مورد بحث قرار می‌گیرد. مسائل مربوط به اندازه گیری خوردگی موضعی (حفره ای، حفره ای، بین دانه ای و ...) در این مواددر نظر گرفته نمی شوند.

اندازه گیری مکانیکی ضخامت باقیمانده

قبل از بررسی موضوع ضخامت سنج باید توجه داشت که اندازه گیری سازه های فلزی در مقایسه با سازه های ساخته شده از مواد دیگر نیاز به حداکثر دقت اندازه گیری دارد. با توجه به اسناد نظارتی و روش شناختی و ادبیات فنی، دقت اندازه گیری باید حداقل 0.05-0.1 میلی متر باشد.

ساده ترین روش و نیاز به حداقل هزینه تجهیزات، تعیین ضخامت واقعی عناصر سازه فولادی با استفاده از ابزارهای اندازه گیری مکانیکی مختلف است. برای دستیابی به این اهداف ضمن اطمینان از دقت مورد نیاز، استفاده از کولیس، میکرومتر و ضخامت سنج مکانیکی و همچنین گیره های اندازه گیری توصیه می شود.

در عمل، استفاده از در دسترس ترین این وسایل، یعنی کولیس، همیشه راحت و گاهی غیر ممکن نیست. این با این واقعیت توضیح داده می شود که اندازه گیری با کولیس فقط روی آن قابل انجام است مناطق بازپروفیل ها (پرهای گوشه ها، فلنج های تیرهای I و کانال ها و غیره) (شکل 2). به خصوص اغلب نیاز به اندازه گیری ضخامت باقیمانده یک عنصر مقطع نازکتر، که دیوار در کانال ها و تیرهای I است، وجود دارد. در بیشتر موارد، انتهای آزاد پروفیل (در نواحی پشتیبانی) غیرقابل دسترسی است و بر این اساس، اندازه گیری نمی تواند انجام شود. دومین محدودیت مهم طول فک های کولیس است. در این حالت، اندازه گیری ضخامت فلز تنها در نواحی واقع در امتداد لبه پروفیل مورد مطالعه در یک نوار برابر با طول فک ها امکان پذیر است.

شکل 2. اندازه گیری ضخامت باقیمانده با کولیس

شکل 3. اندازه گیری ضخامت باقیمانده BB با یک براکت

شکل 4. میکرومتر - ضخامت سنج

ابزارهای راحت‌تر برای اندازه‌گیری ضخامت سنج با براکت هستند. با استفاده از آنها می توان ضخامت را در مناطق محلی واقع در فاصله ای از لبه های عنصر مورد مطالعه اندازه گیری کرد. در صورت آسیب خوردگی ناهموار، این مزیت در مقایسه با کولیس تعیین کننده خواهد بود. علاوه بر این، هنگام استفاده از ضخامت سنج با جرم (شکل 3)، دقت اندازه گیری را می توان در مقایسه با کولیس مکانیکی تا 0.01 میلی متر یا بیشتر افزایش داد. از طرفی استفاده از ضخامت سنج های مکانیکی به صورت منگنه با محدودیت هایی مانند کولیس همراه است.

بدیهی است که استفاده از ابزار اندازه گیری مکانیکی فوق بر روی عناصر پروفیل بسته - لوله هایی که هر ساله با افزایش حجم استفاده می شوند غیرممکن است. تنها راه ممکن برای اندازه گیری مکانیکی ضخامت پروفیل بسته، سوراخ کردن و اندازه گیری با میکرومتر تخصصی است (شکل 4). در عین حال، دقت اندازه گیری و عملکرد کنترل به شدت کاهش می یابد.

اندازه گیری ضخامت باقیمانده به روش فیزیکی

برای تعیین ضخامت، تداوم و سایر پارامترهای محصولات و پوشش های ساخته شده از مواد مختلف، از طیف گسترده ای از روش های فیزیکی تست غیر مخرب (NDT) استفاده می شود. از آن جمله می توان به روش های مغناطیسی، جریان گردابی، امواج رادیویی و ... اشاره کرد.

یکی از موفق ترین روش های فیزیکی مورد استفاده برای نظارت بر ضخامت و سایر پارامترهای سازه های فولادی، روش اولتراسونیک است. این امر با مطالعه و استفاده گسترده از دستگاه های اولتراسونیک (ضخامت سنج و آشکارسازهای عیب) در عمل داخلی و خارجی تأیید می شود. این روش بر اساس توانایی امواج مافوق صوت برای انعکاس در سطح مشترک بین رسانه ها است. لازم به ذکر است که برای اهداف توصیف شده در این کار، روش اکو اولتراسونیک تنها روش قابل اجرا در بین روش‌های فیزیکی NDT است.

مزایای اصلی استفاده از دستگاه های مدرن که روش اندازه گیری ضخامت اولتراسونیک را اجرا می کنند:

امکان کنترل با دسترسی یک طرفه;

کار در مناطق دور از لبه سازه (بدون لبه های باز)؛

عملکرد بالا؛

دقت اندازه گیری کافی؛

الزامات نسبتاً ساده برای آماده سازی اولیه محل اندازه گیری.

در روسیه، ضخامت سنج های اولتراسونیک از تولید کنندگان داخلی و خارجی به طور گسترده ای استفاده می شود (AKS LLC، Tekhnotest LLC، Konstanta CJSC، Olympus و غیره). راحت ترین برای کار در شرایط میدانیدستگاه ها مونوبلوک هستند (شکل 5).

شکل 5. اندازه گیری ضخامت با استفاده از دستگاه اولتراسونیک

البته معایبی نیز دارند، از جمله محدوده محدودی از ضخامت های اندازه گیری شده، ظرفیت باتری کمتر و موارد دیگر.

برای استفاده از اکثر ضخامت سنج های اولتراسونیک، سطح فولاد باید با تراشیدن یا (ترجیحا) آسیاب کردن ناحیه اندازه گیری آماده شود. از یک طرف، این شرایط عملکرد کنترل را کاهش می دهد، و در صورت عدم وجود منبع تغذیه - کاملاً قابل توجه است. از سوی دیگر، آماده سازی محل اندازه گیری نیز برای اطمینان از دقت کنترل عادی با ضخامت سنج های مکانیکی ضروری است. علاوه بر این، در دسترس بودن ابزارهای ماشینکاری فلزی بی سیم قابل حمل این روزها عملاً این مشکل را برطرف کرده است.

با توجه به موارد فوق می توان نتیجه گرفت که مزیت دستگاه های اولتراسونیک نسبت به ضخامت سنج های مکانیکی آشکار است.

تعیین ضخامت مقطع اولیه

برای درک اینکه تلفات فلز چیست، باید ضخامت اولیه آن را بدانید. ساده ترین و مطمئن ترین راه اندازه گیری ضخامت عنصر مورد مطالعه در یک مقطع دست نخورده است. در صورت دسترسی نامحدود (در فضا) و طولانی مدت یک محیط تهاجمی به عناصر باز، اغلب کل ناحیه عنصر دارای آسیب خوردگی است. در این حالت، تعیین ضخامت اولیه عنصر با اندازه گیری مستقیم غیرممکن است.

در چنین شرایطی، پارامترهای مقطع عناصر یا بر اساس اسناد طراحی و یا مجموعه ای از محصولات فلزی نورد تعیین می شود. این رویکرد قابلیت اطمینان پایینی دارد و در برخی موارد غیرممکن است (فقدان مستندات، استفاده از پروفیل های جوشی غیر استاندارد و غیره). اگر مستندات طراحی برای تجزیه و تحلیل موجود باشد، احتمال تعیین پارامترهای مورد نیاز بیشتر است. با این حال، هیچ تضمینی وجود ندارد که سازه های ساخته شده به طور کامل با راه حل طراحی، و در واقعیت های ساخت و ساز داخلی - با اسناد اجرایی مطابقت داشته باشد.

شناسایی ضخامت عناصر بر اساس طبقه بندی با تعیین ابعاد کلی مقطع (ارتفاع و عرض) نیز همیشه امکان پذیر نیست. اگر سازه ها از کانال ها و تیرهای I ساخته شده باشند، برای حل مشکل، باید مجموعه هایی مطابق با دوره ساخت پروفیل ها وجود داشته باشد. با این حال، هنگام بررسی ساختارها، همیشه نمی توان انطباق پروفیل ها را با یک مجموعه خاص تعیین کرد. هنگام بررسی لوله‌ها و زاویه‌ها، استفاده از سنج برای تعیین ضخامت اولیه غیرممکن است، زیرا محدوده وسیعی از ضخامت‌ها با همان ابعاد مقطع مطابقت دارد. به عنوان مثال، زاویه زاویه مساوی شماره 50 مطابق با GOST 8509-93 می تواند ضخامت اولیه از 3.0 تا 8.0 میلی متر با افزایش 1.0 میلی متر داشته باشد.

روش غیر مستقیم برای پایش تلفات خوردگی

در استانداردها و ادبیات فنی بازرسی ساختمان، می توان توصیه هایی برای استفاده از روش غیرمستقیم برای تخمین تقریبی میزان تلفات خوردگی یافت. ماهیت آن در اندازه گیری ضخامت لایه محصولات خوردگی و برآورد میزان آسیب معادل 1/3 ضخامت اکسیدهای خورنده است.

قابل اعتماد بودن این رویکرد، از دیدگاه ما، به دلایل زیر بسیار مشکوک است. این ایده احتمالاً مبتنی بر این واقعیت است که محصولات خوردگی چگالی قابل توجهی کمتر از فلز تخریب شده دارند. می توان فرض کرد که برای اجرای مطمئن روش، چگالی اکسیدهای خورنده باید 3 برابر کمتر از چگالی فولاد باشد. با این حال، با توجه به نتایج اندازه گیری های انجام شده توسط نویسندگان در اشیاء مختلف، نسبت چگالی محصولات خوردگی (بدون در نظر گرفتن حجم منافذ باز و لایه های هوا) و فولاد در محدوده 2.1 متفاوت است. 2.6 بار (جدول 1).

جدول 1. چگالی اکسیدهای خورنده

	شی انتخاب	عنصر	شرایط استفاده	چگالی اکسید، t/m3	ارتباط با چگالی فولاد
	تیرهای بین طبقات یک ساختمان مسکونی	فلنج تیر	مرطوب کننده در هنگام نشتی
		وب پرتو
	رنده فاضلاب آزمایشگاهی	گوشه گریل	مرطوب سازی دوره ای
	سامپ	پایه سینی	زیر سطح مایع
	تصفیه خانه های فاضلاب	گوشه تخلیه	هیدراتاسیون مداوم

می توان این اظهارات را با این واقعیت رد کرد که دقیقاً به دلیل وجود منافذ و لایه های هوا است که ضخامت محصولات خوردگی دقیقاً سه برابر بیشتر از لایه آسیب دیده فلز است. اما این دومین دلیل عدم امکان اجرای رویکرد غیرمستقیم است. چگالی "بسته بندی" محصولات خوردگی (نسبت لایه ها و منافذ هوا به حجم اکسیدها) به عوامل مختلفی بستگی دارد. این موارد شامل، به درجات مختلف، نوع محیط تهاجمی، فراوانی دسترسی محیط به مواد، وجود میکروارگانیسم‌هایی است که فرآیند را کاتالیز می‌کنند و موارد دیگر. راه حل طراحی نقش بیشتری دارد، یعنی وجود ساختارهای دیگر در مجاورت عنصر خوردگی که از تجمع آزاد محصولات خوردگی جلوگیری می کند.

نویسندگان بیش از یک بار محصولات خوردگی ساختارهای مختلف را هنگام بررسی عناصر ساختاری مشابه مشاهده کرده اند. به عنوان مثال، در یکی از ساختمان های ساخته شده در پایان قرن نوزدهم، چگالی اکسیدهای خورنده تثبیت شده بر روی دیوارهای تیرهای کف به طور قابل توجهی متفاوت بود. دلیل چگالی بالای اکسیدها پر شدن بین تیرها به صورت طاق های آجری بود که از تجمع آزاد لایه های خوردگی جلوگیری می کرد. در طبقه دیگری از همان ساختمان، "پای"های خوردگی در امتداد دیوارهای تیرهای I دارای ضخامت کل 5.0-7.0 سانتی متر با ضخامت افت فولادی 5.0-7.0 میلی متر بودند (شکل 6). در این حالت پرکردن بین تیرها به صورت اریب چوبی ساخته می شد.

شکل 6. اکسیدهای خورنده لایه ای جمع آوری شده از تیرهای کف

به طور خلاصه، لازم به ذکر است که این روش غیرمستقیم تنها در مواردی قابل اجراست که محصولات خوردگی در کل دوره خوردگی تجمع یافته و از محل تشکیل خارج نشوند. در شرایط باز بودن عناصر (خرپاهای فلزی، ستون ها و غیره)، نمی توان به طور واضح ضخامت کل محصولات خوردگی را تعیین کرد که می توانند در حین کار تمیز شوند یا به سادگی از ساختار تحت وزن خود بیفتند.

ارائه نتایج اندازه گیری

موضوع دیگری که در ادبیات به آن پرداخته نشده است، نحوه ارائه نتیجه اندازه گیری سایش است. گزینه های زیر در دسترس هستند: در واحدهای مطلق (mm، میکرومتر). به عنوان درصدی از ضخامت یک عنصر بخش جداگانه (فلنج ها، دیوارها)؛ به عنوان درصدی از مساحت کل بخش. لازم به ذکر است که معیار اضطراری برای سایش خورنده موجود در اسناد به صورت درصدی از سطح مقطع بیان می شود. به عنوان یک قاعده، سایش نرمال شده است زیرا سایش اضطراری 25٪ از منطقه است.

برای انجام محاسبات تأیید، داشتن اطلاعات در مورد از دست دادن سطح مقطع (یا در مورد مساحت واقعی سطح مقطع باقیمانده) کافی نیست. چنین اطلاعاتی ممکن است فقط برای محاسبه عناصر کششی کافی باشد. برای محاسبه عناصر فشرده و منحنی، لازم است ابعاد واقعی تمام عناصر مقطع (قفسه ها، دیوارها، پرهای گوشه و غیره) را بدانید. بنابراین، ارائه نتایج اندازه گیری به عنوان درصدی از سطح مقطع به اندازه کافی آموزنده نیست. نمی توان درصد کاهش سطح مقطع را با اندازه گیری مستقیم تعیین کرد، زیرا این پارامتر فقط با محاسبه مجدد قابل تعیین است. این بیانیه با موارد زیر توجیه می شود: در صورت یکسان بودن نرخ خوردگی تمام عناصر مقطع، میزان تلفات در مقدار مطلق (میلی متر) یکسان خواهد بود، در حالی که سایش بر حسب درصد فقط برای عناصر دارای یکسان خواهد بود. همان ضخامت اولیه با این حال، موارد خوردگی یکنواخت تمام عناصر مقطع با سرعت یکسان نادر است.

غالباً اشتباه محققان به این دلیل است که تلفات فقط در یکی از عناصر بخش اندازه گیری می شود که از آن نتیجه گیری در مورد سایش خورنده بخش به عنوان یک کل می گیرند. این رویکرد اشتباه است، زیرا بسته به موقعیت مکانی، نوع مقطع، دسترسی به محیط تهاجمی و عوامل دیگر، فرسودگی قسمت‌های مختلف مقطع متفاوت خواهد بود. یک مثال معمولی خوردگی پرتوهای I در هوا است. با دسترسی یکنواخت به یک محیط تهاجمی، آنها در معرض سایش بیشتری قرار خواهند گرفت. سطح بالاییقسمت هایی از بخش که به صورت افقی قرار دارند (به عنوان مثال، قفسه ها). این به دلیل تجمع رطوبت، گرد و غبار و محصولات خوردگی روی آنها رخ می دهد و روند تخریب را تسریع می کند.

تحت شرایط خاص، به عنوان یک قاعده، با دسترسی به یک محیط تهاجمی، عمق تلفات خوردگی حتی در یک عنصر بخش بسیار متفاوت است. به عنوان مثال در شکل. 7. مقطعی از یک تیر I از یک طبقه زیرزمین را با تلفات خوردگی نشان می دهد. همانطور که از شکل مشخص است، حداکثر آسیب در لبه های فلنج پایینی رخ می دهد و به 100% ضخامت می رسد. در عین حال، با نزدیک شدن به دیوار، درصد سایش کاهش می یابد. فرض اینکه از اندازه‌گیری‌های لبه‌ها، قفسه، و به‌ویژه کل بخش، کاملاً گم شده است، اساساً اشتباه است.

شکل 7. آسیب خوردگی ناهموار به فلنج پایین تیر I زیرزمین

با توجه به موارد فوق، برای اجرای باکیفیت نظرسنجی و ارائه نتایج آن، لازم است:

ضخامت باقیمانده را در تمام عناصر مقطعی که علائم آسیب دیده می شود اندازه گیری کنید.

در صورت آسیب خوردگی ناهموار در قسمتی از مقطع، حداقل و حداکثر ضخامت را تعیین کنید و همچنین مناطق حداکثر تلفات را شناسایی کنید (پروفایل خاصی از بخش باقیمانده بسازید).

هنگام تعیین افت سطح مقطع، آن را بر اساس اندازه گیری ضخامت هر یک از عناصر مقطع محاسبه کنید.

مطالعه موردی

برای نشان دادن آنچه در بالا توضیح داده شد، ما نتایج یک بررسی را ارائه می کنیم که وظیفه آن تعیین درصد سایش خورنده خرپاهای پوشش بود.

خرپاهای فلزی مورد بررسی (شکل 8) در ساختمان تولید یک کارخانه آجرپزی قرار دارند و دهانه ای به طول 36 متر را پوشش می دهند. عناصر تسمه ها و شبکه های خرپاها عمدتاً از زوایای جفت تشکیل شده اند که یک مقطع T را تشکیل می دهند (شکل 9). وتر بالایی در پانل های بیرونی از یک پرتو I جوش داده شده با عرض های مختلف قفسه ها ساخته شده است. اتصالات المان ها با جوشکاری با گاست ها انجام می شود. طبق اسناد طراحی، عناصر خرپایی از درجه های مختلف فولاد ساخته شده اند: عناصر شبکه از VStZps 6 مطابق با GOST 380-71، عناصر وتر از 14 G 2 مطابق با GOST 19281-73، گاست ها از VStZspb مطابق با GOST 380-71.

شکل 8. نمای کلی مزارع مورد بررسی

شکل 9. مقطع یکی از عناصر خرپایی

تمیز کردن سطح در شکاف بین گوشه ها بسیار کار فشرده است و استفاده از ضخامت سنج های مکانیکی بدون حذف محصولات خوردگی منجر به خطای اندازه گیری قابل توجهی می شود. برای حل مشکل از ضخامت سنج اولتراسونیک A 1207 با فرکانس کاری 2.5 مگاهرتز استفاده شد. محدوده سرعت تنظیم شده از 1000 تا 9000 متر بر ثانیه متغیر است که امکان کالیبره شدن دستگاه را برای فولادهای ساختاری مختلف فراهم می کند.

شکل 10. آسیب خوردگی به یک عنصر خرپا

در حین بازرسی، بازرسی چشمی از عناصر فلزی خرپاها انجام شد که در نتیجه آن مشخص شد که سایش گسترده پوشش های رنگ محافظ و خوردگی کامل عناصر فلزی وجود دارد (شکل 10). اندازه‌گیری‌های ضخامت باقی‌مانده در قسمت‌هایی از عناصر خرپا که بیشتر توسط علائم بصری آسیب دیده بودند، انجام شد.

به دلیل عملیات طولانی مدت بدون تعمیرات دوره ای به موقع و ترمیم پوشش های محافظ، المان های خرپایی در سراسر منطقه دچار آسیب خوردگی شدند.

بنابراین، تعیین ضخامت مقطع اولیه از اندازه‌گیری‌های روی یک ناحیه آسیب‌دیده ممکن نبود. با در نظر گرفتن این موضوع، تلاش شد تا ابعاد واقعی مقاطع با نزدیکترین مقطع بزرگتر (در ضخامت پروفیل) با توجه به مجموعه مقایسه شود. تلفات خوردگی تعیین شده به این ترتیب 25-30٪ است که طبق الزامات استاندارد، علامت اضطراری است.

پس از تجزیه و تحلیل اولیه (مقایسه با مجموعه)، مشتری اسناد طراحی را پیدا کرد و ارائه کرد. در نتیجه تجزیه و تحلیل پروژه مشخص شد که برخی از عناصر خرپا از پروفیل هایی با سطح مقطع بزرگتر (در ضخامت و ابعاد) نسبت به آنچه در پروژه مشخص شده است ساخته شده است. با در نظر گرفتن استفاده اولیه از پروفیل های مقاطع بزرگتر و سایش خورنده آنها، مشخص شد که ضخامت واقعی این عناصر بیشتر از ضخامت طراحی شده است. بنابراین، ظرفیت باربری ارائه شده توسط طراحی برای این عناصر تضمین می شود. تلفات خوردگی آن قسمت از عناصر که سطح مقطع آنها با داده های طراحی مطابقت دارد چندان قابل توجه نیست (بیش از 10٪).

بنابراین، هنگام تعیین سایش خورنده بر اساس مقایسه با اسناد طراحی، مشخص شد که مقدار آن از 10٪ سطح مقطع برخی از عناصر تجاوز نمی کند. در صورت عدم وجود اسناد طراحی و استفاده به عنوان بخش های اولیه با توجه به مجموعه، وضعیت فنی سازه ها به اشتباه به عنوان اضطراری تشخیص داده می شود.

نتیجه

از مطالب ارائه شده می توان نتایج زیر را به دست آورد.

1. نشان داده شده است که راحت ترین و پربازده ترین و گاهی تنها روش ممکن برای تعیین ضخامت باقیمانده سازه های فولادی، روش اکو اولتراسونیک است. استفاده از ضخامت سنج های مکانیکی را می توان تنها در صورت نبود یا عدم امکان استفاده از ضخامت سنج های اولتراسونیک (مثلا در دمای پایین هوا) توصیه کرد.

2. اثبات می شود که روش غیرمستقیم برای تعیین تلفات خوردگی بر اساس اندازه گیری ضخامت محصولات خوردگی به دلیل غیر قابل اعتماد بودن نتایج به دست آمده قابل اجرا نیست.

3. ارائه تلفات خوردگی فلز به صورت درصد، ارزیابی کیفی از وضعیت سازه می دهد، و همچنین امکان تخمین نرخ خوردگی را فراهم می کند.

4. وضعیت سازه ها در بیشتر موارد باید با محاسبات راستی آزمایی تعیین شود. برای این کار لازم است اطلاعاتی در مورد مشخصات هندسی باقیمانده قسمت آسیب دیده داشته باشید.

5. الگوریتمی برای تعیین سایش خورنده ایجاد شده است که برای استفاده در عمل بررسی اشیاء توصیه می شود (شکل 11).

6. لازم است بخش های اسناد نظارتی تنظیم کننده ارزیابی ابزاری سایش خورنده و طبقه بندی وضعیت فنی سازه های فلزی با در نظر گرفتن روش پیشنهادی به روز شود.

شکل 11. الگوریتم ارزیابی سایش خورنده (* برای خوردگی مداوم فلز)

ادبیات

1. Puzanov A.V., Ulybin A.V. روش هایی برای بررسی وضعیت خوردگی تقویت سازه های بتن مسلح // مجله مهندسی و ساخت و ساز. 2011. شماره 7 (25). ص 18-25.

2. Dobromyslov A. N. تشخیص آسیب به ساختمان ها و سازه های مهندسی. M.: ASV, 2006. 256 ص.

3. راهنمای بازرسی سازه های ساختمانی. M.: JSC "TSNIIPROMZDANIY"، 1997. 179 p.

4. Remnev V.V., Morozov A.S., Tonkikh G.P. بازرسی از وضعیت فنی سازه های ساختمانی ساختمان ها و سازه ها: کتاب درسی برای دانشگاه های حمل و نقل ریلی. م.: مسیر، 2005. 196 ص.

5. کتابچه راهنمای نظارت بر وضعیت ساختمان سازه های فلزی ساختمان ها و سازه ها در محیط های تهاجمی، انجام بررسی ها و طراحی بازسازی حفاظت در برابر خوردگی سازه ها (به SNiP 2.03.11-85). M.: GOSSTROY اتحاد جماهیر شوروی، 1987. 23 ص.

6. Gurevich A.K. [و همکاران] جدول: روش ها و وظایف ضخامت سنج // در دنیای NK. 2008. شماره 2 (40). S. 4.

7. Yunnikova V.V. تحقیق و توسعه روش ها و وسایل افزایش قابلیت اطمینان تست ضخامت اولتراسونیک: dis.... cand. فن آوری علمی خاباروفسک، 1999. 107 ص.

8. Yunnikova V.V. در مورد قابلیت اطمینان کنترل ضخامت اولتراسونیک // کنترل و تشخیص. 1378. شماره 9. صص 31-34.

9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. بهبود تشخیص گوشه با آزمایش اولتراسونیک با استفاده از تجزیه و تحلیل فاز // اولتراسونیک. 2013. شماره 53(2). pp. 630-634.

10.Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. تحقیقات تجربی بر روی لوله های فولادی پر شده از بتن با قطر کوچک با تشخیص اولتراسونیک // مکانیک و مواد کاربردی. 2012. جلد. 226-228. pp. 1760-1765.

11. Tang R., Wang S., Zhang Q. مطالعه در تشخیص عیب اولتراسونیک برای لوله فولادی با قطر کوچک با دیواره ضخیم // مجله بین المللی فناوری محتوای دیجیتال و کاربردهای آن. 2012. شماره 6 (16). pp. 17-27.

12. Samokrutov A.A., Shevaldykin V.T. سونوگرافی اکو - توموگرافی سازه های فلزی. وضعیت و روند // آزمایشگاه کارخانه. تشخیص مواد. 1386. شماره 1. ص 50-59.

13. Danilov V. N., Samokrutov A. A. مدل سازی عملکرد مبدل های پیزوالکتریک با تماس نقطه خشک در حالت تابش // نقص سنجی. 1382. شماره 8. ص 11-23.

14. مقدمه ای بر کاربردهای فناوری التراسونیک آرایه فازی: راهنمای فناوری R/D. Quebec: R/D Tech inc., 2004. 368 p.

15. Samokrutov A. A., Kozlov V. N., Shevaldykin V. G. رویکردهای جدید و ابزارهای سخت افزاری اندازه گیری ضخامت اولتراسونیک با استفاده از پروب های تک عنصری // هشتمین کنفرانس اروپایی آزمایش های غیر مخرب، بارسلونا، 17-21 ژوئن، 2002. صص 134-139.

16. Samokrutov A. A., Shevaldykin V. G., Kozlov V. N., Alekhin S. T., Meleshko I. A., Pastushkov P. S. A 1207 - ضخامت سنج اولتراسونیک نسل جدید // در دنیای NK. 2001. شماره 2 (12). ص 23-24.

17. Fowler K.A., Elfbaum G.M., Smith K.A., Nelligan T.J. نظریه و کاربرد ضخامت سنج فراصوتی دقیق [منبع الکترونیکی]. آدرس اینترنتی: http://www.ndt.net/article/w... (تاریخ دسترسی: 01/09/2013).

18. Sorokin Yu. N. روشهای اولتراسونیک آزمایش غیر مخرب // شنبه. VINITI. نتایج علم و فناوری: اندازه‌شناسی و فناوری اندازه‌گیری. 1979. T.4. ص253-290.

19. Gmyrin S. Ya. تأثیر زبری سطح تماس در قرائت ضخامت سنج های اولتراسونیک // Defectoscopy. 1372. شماره 10. ص 29-43.

20. Gmyrin S. Ya. در مورد ضخامت دیواره های محصول و خطای اندازه گیری آن در ضخامت سنج اولتراسونیک در صورت خوردگی قابل توجه سطح ورودی // Defectoscopy. 1375. شماره 11. ص 49-63.

21. Zemlyansky A. A., Vertynsky O. S. تجربه در شناسایی نقص و ترک در مخازن با اندازه بزرگ برای ذخیره هیدروکربن ها // مجله مهندسی و ساخت و ساز. 2011. شماره 7 (25). ص 40-44.

22. GOST R 53778-2010. ساختمان ها و ساختمان ها. قوانین بازرسی و نظارت بر وضعیت فنی. وارد. 01/01/2011. م.، 2010. 60 ص.

23. Startsev S. A. مشکلات بازرسی سازه های ساختمانی با علائم آسیب زیستی // مجله مهندسی و ساخت و ساز. 2010. شماره 7 (17). ص 41-46.

24. TSN 50-302-2004. طراحی پی ساختمان ها و سازه ها در سن پترزبورگ. وارد. 08/05/04. سن پترزبورگ، 2004. 57 ص.

25. Prishchepova N. A. دوام خرپاهای فولادی پوشش های ساختمان های صنعتی شرکت های متالورژی غیر آهنی در شمال دور: چکیده پایان نامه. dis.... cand. فن آوری علمی نوریلسک: نوریلسک صنعتی. inst - t, 1997. 25 p.

ارزیابی وضعیت خوردگی یک خط لوله واقع در میدان الکتریکی یک خط انتقال DC توسط اختلاف پتانسیل بین لوله و زمین و مقدار جریان در خط لوله انجام می شود.
طرح لوک ارزیابی جامع از وضعیت فنی واحد MG. در آینده، ارزیابی وضعیت خوردگی MG LPs باید به بخشی جدایی ناپذیر از یک ارزیابی جامع از وضعیت فنی MG LP تبدیل شود.
طرح پیدایش و تکثیر سرگردان. هنگام ارزیابی وضعیت خوردگی یک خط لوله گاز، دانستن هر دو مقدار میانگین و حداکثر اختلاف پتانسیل مهم است.
ابزار ارزیابی شرایط خوردگی باید شامل حسگرها، سیستم ضبط و منابع برق مناسب باشد. هنگام استفاده از روش های مغناطیسی و الکترومغناطیسی، می توان از سیستم های مغناطیسی مختلف استفاده کرد. مشکل اسکن یا با حرکت تعداد کمی از سنسورها در داخل لوله در امتداد یک خط مارپیچ یا با حرکت تعداد زیادی سنسور همراه با سیستم مغناطیسی و قرار گرفتن در اطراف محیط دستگاه حل می شود. در این مورد، استفاده از سیستم آرایش سنسور دو حلقه ای برای رفع نقص احتمالی در لوله توصیه می شود. دستگاه های نوع Linenalog تولید شده در ایالات متحده از سه بخش تشکیل شده است که توسط لولا به هم متصل می شوند. بخش اول شامل منابع تغذیه و یقه آب بندی، بخش دوم حاوی یک آهنربای الکتریکی با یک سیستم کاست برای سنسورها، و بخش سوم شامل قطعات الکترونیکی و یک دستگاه ضبط است که برای بازرسی خطوط لوله استفاده می شود.
حفاری برای ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله باید با بازکردن کامل لوله و امکان بازرسی مولد زیرین آن انجام شود. طول قسمت باز شده لوله باید حداقل سه قطر باشد.
راه موثرارزیابی وضعیت خوردگی تجهیزات (در مراحل طراحی، بهره برداری، نوسازی) پایش خوردگی است - سیستمی برای مشاهده و پیش بینی وضعیت خوردگی یک جسم به منظور به دست آوردن اطلاعات به موقع در مورد خرابی های احتمالی خوردگی آن.
روی میز 6 ارزیابی وضعیت خوردگی واقعی سیستم های تامین آب گرم از لوله های سیاه در تعدادی از شهرها را ارائه می دهد. علاوه بر این، برای مقایسه، شاخص های محاسبه شده اشباع آب در دمای 60 درجه سانتیگراد، داده های مربوط به محتوای اکسیژن محلول و دی اکسید کربن آزاد در آب و ارزیابی فعالیت خوردگی داده شده است.
توزیع مناطق سرعت حرکت جریان آب - گاز - نفت برای خطوط لوله با قطرهای مختلف. بازرسی های خوردگی رشته های پوشش برای ارزیابی وضعیت خوردگی آنها (هم در عمق و هم در سطح زمین)، تعیین پارامترهای حفاظت الکتروشیمیایی، شناسایی علل نشت رشته پوشش در حین کار و نظارت بر امنیت انجام می شود.
بر اساس تجزیه و تحلیل داده های فوق در مورد ارزیابی وضعیت خوردگی و قابلیت اطمینان تجهیزات و فرآیندهای فناوری در ONGKM، نتایج تشخیص عیب درون خطی و خارجی، آزمون های خوردگی-مکانیکی میدانی و آزمایشگاهی، مطالعات متالوگرافی قالب ها و نمونه ها، نتایج تشخیص فنی سازه ها، و همچنین با در نظر گرفتن اسناد نظارتی و فنی فعلی (NTD)، روشی برای تشخیص تجهیزات و فرآیندهای تکنولوژیکی میادین نفت و گاز حاوی سولفید هیدروژن ایجاد شده است.
در کشور ما و خارج از کشور روش ها و ابزارهایی برای ارزیابی وضعیت خوردگی یک خط لوله بدون باز کردن آن در حال توسعه است. امیدوار کننده ترین روش ها مبتنی بر عبور یک دستگاه مجهز به ویژه از طریق یک خط لوله است که کانون های آسیب خوردگی دیواره لوله را از داخل و خارج تشخیص می دهد. ادبیات، داده هایی را در مورد روش هایی برای نظارت بر وضعیت خطوط لوله ارائه می دهد. توجه اصلی به روش های مغناطیسی و الکترومغناطیسی با اولویت دومی است. روش های سونوگرافی و رادیوگرافی نیز در اینجا به اختصار توضیح داده شده است.
مدل هایی که با هیچ معادله ریاضی توصیف نمی شوند و در قالب مجموعه ای از ضرایب جدولی یا نوموگرام های توصیه شده برای ارزیابی وضعیت خوردگی فلزات ارائه شده اند.

برای ارزیابی وضعیت پوشش روی خط لوله در حین کار، توصیه می شود از مقاومت انتقال خط لوله عایق بندی شده، پارامترهای مشخص کننده نفوذپذیری مواد پوشش و مقدار آنتی اکسیدان (برای ترکیبات تثبیت شده) باقی مانده در پوشش استفاده شود. برای ارزیابی وضعیت خوردگی دیواره لوله، باید از داده‌های اندازه‌گیری تلفات خوردگی فلز در زیر پوشش یا محل‌های نقص آن و همچنین اندازه و موقعیت نسبی ضایعات خوردگی روی دیواره لوله استفاده کرد. دوم شامل خوردگی موضعی (حفره ها، حفره ها، لکه ها)، منفرد (با فاصله بین نزدیکترین لبه های ضایعات مجاور بیش از 15 سانتی متر)، گروهی (با فاصله بین نزدیکترین لبه های ضایعات مجاور از 15 تا 0 5 سانتی متر است. ) و گسترش یافته (با فاصله بین نزدیکترین لبه های ضایعات مجاور کمتر از 0 5 سانتی متر) ضایعات. ضایعات خوردگی منفرد منجر به شکست در خطوط لوله نمی شود.
برای ارزیابی وضعیت پوشش عایق روی خط لوله در حین کار، لازم است از مقادیر مقاومت گذرا خط لوله، پارامترهای مشخص کننده نفوذپذیری مواد پوشش و مقدار آنتی اکسیدان (برای ترکیبات تثبیت شده) باقی مانده در خط لوله استفاده شود. عایق برای ارزیابی وضعیت خوردگی دیواره لوله، لازم است از داده‌های اندازه‌گیری تلفات خوردگی فلز در زیر پوشش یا محل‌های نقص آن و همچنین اندازه و موقعیت نسبی ضایعات خوردگی روی دیواره لوله استفاده شود.
هنگام ارزیابی وضعیت خوردگی یک خط لوله، انواع خوردگی تعیین می شود، میزان آسیب دیواره بیرونی لوله ها در اثر خوردگی با یک مشخصه کلی از بخش ها، حداکثر و سرعت متوسطخوردگی، وضعیت خوردگی سایت را برای 3 تا 5 سال پیش بینی کنید.
روی میز 9.12 ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله را با مجموعه کاملی از عوامل تأثیرگذار و توصیه های مربوطه ارائه می دهد.
در عمل، برای تعیین کمیت مقاومت به خوردگی فلزات، می توان از هر خاصیت یا ویژگی فلزی که در هنگام خوردگی به طور قابل توجه و طبیعی تغییر می کند، استفاده کرد. بنابراین، در سیستم های آبرسانی، وضعیت خوردگی لوله ها را می توان با تغییر در مقاومت هیدرولیکی سیستم یا بخش های آن در طول زمان ارزیابی کرد.
برای یافتن امکان کاهش تلفات فلزات در اثر خوردگی و کاهش تلفات مستقیم و غیرمستقیم قابل توجه ناشی از خوردگی، ارزیابی وضعیت خوردگی دستگاه ها و ارتباطات سیستم های فناوری شیمیایی ضروری است. در این مورد، هم ارزیابی وضعیت خوردگی سیستم شیمیایی-فناوری و هم پیش بینی لازم است. توسعه احتمالیخوردگی و تأثیر این فرآیند بر عملکرد دستگاه‌ها و ارتباطات سیستم‌های فناوری شیمیایی.
تکنیک اندازه گیری در بخش II آورده شده است. دامنه و مجموعه اندازه‌گیری‌های لازم برای ارزیابی وضعیت خوردگی یک سازه توسط دستورالعمل‌های بخش تأیید شده به روش مقرر ارائه می‌شود.
پیچیدگی و اصالت فرآیند خوردگی سازه های فلزی و بتن مسلح زیرزمینی به دلیل شرایط خاص محیط زیرزمینی است که در آن جو، بیوسفر و هیدروسفر در تعامل هستند. با توجه به این توجه ویژهبه توسعه و ایجاد تجهیزات و سیستم هایی برای ارزیابی وضعیت خوردگی اشیاء واقع در زیر زمین اختصاص دارد. چنین ارزیابی را می توان با اندازه گیری میانگین زمانی پتانسیل سازه فلزی نسبت به زمین انجام داد. برای تعیین میانگین مقدار پتانسیل، دستگاه هایی ساخته شده اند - یکپارچه کننده های جریان سرگردان. ساخت آنها آسان است، به منبع تغذیه خاصی نیاز ندارند و در عملکرد قابل اعتماد هستند. استفاده از این دستگاه ها اطلاعاتی در مورد ماهیت توزیع فضایی مناطق آندی، کاتدی و متناوب برای انتخاب محل اتصال وسایل حفاظت الکتروشیمیایی و حسابداری یکپارچه بازده عملیات آن فراهم می کند. این اطلاعات هم در حین طراحی، ساخت و نصب تجهیزات جدید و هم در حین عملیات قابل استفاده است. اجرای اقدامات برنامه ریزی شده برای اطمینان از قابلیت اطمینان بالای سازه های فلزی و بتن مسلح در شرایط عملیات طولانی مدت امکان پذیر می شود.
ارزیابی خطر خوردگی خطوط لوله زیرزمینی فولادی ناشی از تأثیر حمل و نقل برقی که بر جریان متناوب کار می کند باید بر اساس نتایج اندازه گیری اختلاف پتانسیل بین خط لوله و محیط انجام شود. تکنیک اندازه گیری در بخش II آورده شده است. حجم و مجموعه اندازه گیری های لازم برای ارزیابی وضعیت خوردگی خط لوله توسط دستورالعمل های دپارتمان تایید شده به روش مقرر تعیین می شود.
این رژیم بر اساس نتایج تجزیه و تحلیل نمونه های آب و بخار، خوانش pH متر خوراک و آب دیگ، تعیین دوره ای ترکیب کمی و کیفی رسوبات و همچنین ارزیابی وضعیت فلز دیگ از نظر نظارت می شود. از خوردگی پرسنل عملیاتی به طور خاص دو شاخص اصلی رژیم را کنترل می کنند: دوز کمپلکس (بر اساس کاهش سطح در گیج اندازه گیری محلول کاری 7 که برای مصرف آب تغذیه مجدد محاسبه می شود) و pH آب دیگ محفظه تمیز. برش نمونه های نماینده لوله های سطح گرمایش، تجزیه و تحلیل کمی و کیفی رسوبات و ارزیابی وضعیت خوردگی فلز در مقایسه با حالت اولیه آن در 1 تا 2 سال اول بهره برداری از رژیم هر 5 تا 7 هزار انجام می شود. ساعات عملکرد.
بنابراین، مواردی وجود دارد که به دلیل تعیین نادرست محل عیوب خوردگی در سطح و داخل خط لوله به دلیل بیمه اتکایی، جایگزینی غیرموجه خط لوله در مناطق قابل توجهی مجاز است که منجر به صرف بیش از حد زیادی از بودجه عمومی می شود. بنابراین، ارزیابی قابل اعتماد از وضعیت خوردگی خطوط لوله و تعمیرات به موقع و صحیح بر اساس داده های به دست آمده مورد نیاز است. برای این منظور در کشور ما ردیاب‌های عیب ساخته، ساخته و آزمایش شده است تا وضعیت خوردگی خطوط لوله را بدون باز کردن آنها از ترانشه ارزیابی کند.

 

شاید خواندن آن مفید باشد:

• خانواده سلطنتی هلند;
• دوم بعد از پوتین: چرا ولودین به عنوان رئیس دومای دولتی منصوب شد ولودین معاون ساراتوف است;
• مایلی سایروس;
• ولادیسلاو ترتیاک: بیوگرافی، عکس، خانواده;
• مارینا آنیسینا: همسر نیکیتا ژیگوردا، بیوگرافی و زندگی شخصی;
• چرا لانه گزینی جنین اتفاق نمی افتد، چه آزمایش هایی باید انجام شود;
• تلقیح: روزها پس از آن، آماده سازی، آزمایش، درد بعد از آن، ترشحات پس از تلقیح، ته می کشد.;
• عمق واژن و طول آلت تناسلی;