Examinarea cuprinzătoare a stării de coroziune și a modurilor de protecție electrochimică a conductelor principale de gaz și petrol existente. Monitorizarea stării de coroziune a conductelor
Fedotov S.D., Ulybin A.V., Shabrov N.N.
inginer S. D. Fedotov;
Candidat la Științe Tehnice, Conf. univ. A. V. Ulybin *;
Doctor în fizică și matematică, profesorul N. N. Shabrov,
FGBOU VPO Universitatea Politehnică de Stat din Sankt Petersburg
Cuvinte cheie: uzura coroziva; structuri de otel; măsurarea grosimii cu ultrasunete; inspecția structurilor clădirii
Este bine cunoscut faptul că pierderile de coroziune în structurile metalice aduc mari daune economice. Distrugerea prin coroziune a elementelor structurilor din oțel și armăturile din beton armat este unul dintre principalii factori care conduc la o stare inacceptabilă și de urgență a structurilor. Rata de coroziune variază într-un interval larg de la 0,05 la 1,6 mm pe an și depinde de rezistența la coroziune a metalului, parametrii mediului agresiv, prezența și starea tratamentului anticoroziv, soluțiile de proiectare și alți factori.
Determinarea uzurii efective la coroziune a structurilor din oțel operate este necesară atât pentru controlul stării tehnice și refacerea în timp util a acestora, cât și pentru prevenirea accidentelor (defecțiuni și prăbușiri).
În standardele moderne de sondaj, literatura tehnică și lucrări științifice problema definiției corecte a uzurii corozive nu este dezvăluită pe deplin. Din instrucțiunile disponibile, nu este întotdeauna clar ce și cum să măsurați pierderile, ce secțiuni să alegeți și cum să le pregătiți. Nu există o opinie fără echivoc cu privire la modul de afișare a rezultatului măsurării. Astfel, este necesară generalizarea datelor disponibile în literatură și dezvoltarea unei tehnici de control ținând cont de instrumentarul modern.
Controlul pierderilor de coroziune în practică se rezumă la două sarcini principale:
1) determinarea secțiunii reziduale efective a elementului metalic;
2) compararea grosimii reale cu cea originală (sau măsurată în etapa anterioară a sondajului).
S-ar părea că ambele sarcini sunt destul de ușor de rezolvat. Cu toate acestea, în practică, apar probleme atât la măsurarea grosimii structurii deteriorate, cât și la compararea acesteia cu cea originală. De asemenea, nu este întotdeauna evident cum să afișați rezultatul studiului în cel mai convenabil și mai informativ mod. Acest articol este dedicat soluționării acestor probleme, prezentate schematic în Fig. 1.
Figura 1. Metode de determinare a pierderilor de coroziune
Articolul ia în considerare principalele metode de control implementate în prezența coroziunii continue a metalelor. Probleme de măsurare a coroziunii locale (pitting, pitting, intergranular etc.) în acest material nu sunt luate în considerare.
Măsurarea grosimii reziduale prin metoda mecanică
Înainte de a lua în considerare problema măsurării grosimii, trebuie remarcat faptul că măsurătorile structurilor metalice necesită o precizie maximă de măsurare în comparație cu structurile din alte materiale. Conform documentelor de reglementare și metodologice și literaturii tehnice, precizia măsurării trebuie să fie de cel puțin 0,05-0,1 mm.
Cea mai simplă și cea mai puțin intensivă metodă este de a determina grosimea reală a structurilor de oțel folosind diverse instrumente mecanice de măsură. Pentru a atinge aceste obiective cu acuratețea necesară, se recomandă utilizarea șublerelor, micrometrelor și calibrelor mecanice de grosime, precum și cleme de măsurare.
În practică, utilizarea celor mai accesibile dintre aceste instrumente, și anume șublere, nu este întotdeauna convenabilă și uneori imposibilă. Acest lucru se explică prin faptul că măsurarea cu un șubler poate fi efectuată numai pe zone deschise profile (pene de colțuri, rafturi de grinzi în I și canale etc.) (Fig. 2). Mai ales adesea, este nevoie să se măsoare grosimea reziduală a unui element de secțiune mai subțire, care este peretele în canale și grinzi în I. În cele mai multe cazuri, capătul liber al profilului (în zonele de sprijin) nu este accesibil și, în consecință, măsurarea nu poate fi efectuată. A doua limitare semnificativă este lungimea fălcilor etrierului. În acest caz, este posibil să se măsoare grosimea metalului numai în zonele situate de-a lungul marginii profilului investigat în cadrul unei benzi egale cu lungimea fălcilor.
Figura 2. Măsurarea grosimii reziduale cu un șubler
Figura 3. Măsurarea grosimii reziduale a BHI cu o clemă
Figura 4. Micrometru - calibre de grosime
Mijloacele de măsurare mai convenabile sunt calibrele de grosime cu suport. Folosind acestea, este posibilă măsurarea grosimii în zone locale situate la distanță de marginile elementului studiat. Cu daune neuniforme ale coroziunii, acest avantaj va fi decisiv în comparație cu un etrier. În plus, atunci când se folosește un indicator de grosime cu o măsurătoare (Fig. 3), precizia măsurării poate fi mărită în comparație cu un șubler mecanic de până la 0,01 mm sau mai mult. Pe de altă parte, utilizarea calibrelor mecanice de grosime sub formă de console este însoțită de aceleași limitări ca cele ale etrierelor.
Este evident că utilizarea instrumentelor mecanice de măsurare de mai sus este imposibilă pe elementele unui profil închis - țevi, care sunt utilizate în fiecare an în volume crescânde. Singura modalitate posibilă de a măsura mecanic grosimea unui profil închis este să găuriți o gaură și să măsurați cu un micrometru specializat (Fig. 4). În același timp, precizia măsurării și performanța controlului sunt reduse drastic.
Măsurarea fizică a grosimii reziduale
Pentru a determina grosimea, continuitatea și alți parametri ai produselor și acoperirilor din diverse materiale, se utilizează o gamă largă de metode fizice de testare nedistructivă (NDT). Printre acestea se pot remarca metodele magnetice, curenți turbionari, unde radio etc.
Una dintre cele mai utilizate metode fizice pentru controlul grosimii și a altor parametri ai structurilor din oțel este metoda ultrasonică. Acest lucru a fost confirmat de studiul și utilizarea pe scară largă a dispozitivelor cu ultrasunete (calibre de grosime și detectoare de defecte) în practica națională și străină. Această metodă se bazează pe capacitatea undelor ultrasonice de a fi reflectate la interfața dintre medii. Trebuie remarcat faptul că, în scopurile descrise în această lucrare, metoda ecoului ultrasonic este singura aplicabilă dintre metodele fizice NDT.
Principalele avantaje ale utilizării dispozitivelor moderne care implementează metoda ultrasonică de măsurare a grosimii:
Posibilitate de control la acces unilateral;
Lucrați în zone îndepărtate de marginea structurii (fără margini deschise);
Performanta ridicata;
Precizie suficientă de măsurare;
Cerințe relativ simple pentru pregătirea preliminară a locului de măsurare.
În Rusia, calibrele de grosime cu ultrasunete ale producătorilor interni și străini sunt utilizate pe scară largă (AKS LLC, Tekhnotest LLC, Konstanta CJSC, Olympus etc.). Cel mai convenabil pentru a lucra condiţiile de teren sunt dispozitive – monoblocuri (Fig. 5).
Figura 5. Măsurarea grosimii cu un instrument ultrasonic
Desigur, au și dezavantaje, inclusiv o gamă limitată de grosimi măsurate, capacitate mai mică a bateriei și altele.
Utilizarea majorității calibrelor cu ultrasunete necesită pregătirea suprafeței de oțel prin șlefuire sau (de preferință) șlefuire a zonei de măsurare. Pe de o parte, această circumstanță reduce performanța controlului, iar în absența unei surse de alimentare - foarte semnificativ. Pe de altă parte, pregătirea locului de măsurare este, de asemenea, necesară pentru a asigura acuratețea normală a controlului prin calibre mecanice de grosime. În plus, disponibilitatea instrumentelor portabile fără fir pentru prelucrarea suprafețelor metalice în zilele noastre elimină practic această problemă.
Având în vedere cele de mai sus, putem concluziona că avantajul dispozitivelor cu ultrasunete față de calibrele mecanice de grosime este evident.
Determinarea grosimii secțiunii inițiale
Pentru a înțelege care este pierderea de metal, este necesar să cunoașteți grosimea inițială a acestuia. Cel mai simplu și mai fiabil mod este de a măsura grosimea elementului studiat într-o secțiune nedeteriorată. În cazul accesului nelimitat (în spațiu) și prelungit al unui mediu agresiv la elementele deschise, întreaga zonă a elementului are adesea daune de coroziune. În acest caz, este imposibil să se determine grosimea inițială a elementului prin măsurare directă.
Într-o astfel de situație, parametrii secțiunii elementelor sunt determinați fie în funcție de documentația de proiectare, fie în funcție de sortimentul de metal laminat. Această abordare are o fiabilitate scăzută și este imposibilă în unele cazuri (lipsa documentației, utilizarea profilelor sudate nestandardizate etc.). Dacă documentația proiectului este disponibilă pentru analiză, probabilitatea determinării parametrilor doriti este mai mare. Cu toate acestea, nu există nicio garanție că structurile ridicate respectă pe deplin soluția de proiectare, iar în realitățile construcțiilor interne - cu documentație executivă.
De asemenea, nu este întotdeauna posibilă identificarea grosimilor elementelor prin sortiment prin determinarea dimensiunilor totale ale secțiunii (înălțime și lățime). Dacă structurile sunt realizate din canale și grinzi în I, pentru a rezolva problema, este necesar să existe sortimente corespunzătoare perioadei de fabricație a profilelor. Cu toate acestea, atunci când se examinează structuri, nu este întotdeauna posibil să se determine corespondența profilurilor cu un anumit sortiment. Când se examinează țevi și unghiuri, este imposibil să se utilizeze sortimentul pentru a determina grosimea inițială, deoarece aceleași dimensiuni ale secțiunii transversale corespund unei game largi de grosimi. De exemplu, un colț cu raft egal Nr. 50 conform GOST 8509-93 poate avea o grosime inițială de 3,0 până la 8,0 mm în trepte de 1,0 mm.
Metodă indirectă pentru controlul pierderilor de coroziune
În standardele și literatura tehnică privind inspecția clădirilor, se pot găsi recomandări de utilizare a unei metode indirecte pentru o evaluare aproximativă a amplitudinii pierderilor de coroziune. Esența sa constă în măsurarea grosimii stratului de produse de coroziune și în aprecierea cantității de deteriorare egală cu 1/3 din grosimea oxizilor corozivi.
Fiabilitatea unei astfel de abordări, din punctul nostru de vedere, este foarte îndoielnică din următoarele motive. Ideea se bazează probabil pe faptul că produsele de coroziune au o densitate semnificativ mai mică decât cea a metalului distrus. Se poate presupune că, pentru implementarea fiabilă a metodei, densitatea oxizilor corozivi ar trebui să fie de 3 ori mai mică decât densitatea oțelului. Cu toate acestea, conform rezultatelor măsurătorilor efectuate de autori asupra diferitelor obiecte, raportul dintre densitățile produselor de coroziune (fără a lua în considerare volumul porilor deschiși și golurile de aer) și oțel variază în intervalul 2,1...2,6 ori (Tabelul 1).
Tabel 1. Densitatea oxizilor corozivi
|
Obiect de selecție |
Element |
termeni de utilizare |
Densitatea oxizilor, t / m 3 |
Relația cu densitatea oțelului |
|
|
Grinzile interplanare ale unei clădiri rezidențiale |
Raft cu grinzi |
Umidificare în timpul scurgerilor |
|||
|
Pânză fasciculă |
|||||
|
Grătar de canalizare de laborator |
Colț cu zăbrele |
Umidificare periodică |
|||
|
bazin |
Strut de tavă |
Sub nivelul lichidului |
|||
|
instalații de tratare a canalizării |
colț de vârtej |
Hidratare permanenta |
Aceste afirmații ar putea fi infirmate prin faptul că tocmai datorită prezenței porilor și a golurilor de aer grosimea produselor de coroziune este de doar trei ori mai mare decât stratul de metal deteriorat. Acesta este însă al doilea motiv pentru imposibilitatea implementării abordării indirecte. Densitatea „ambalajului” produselor de coroziune (raportul straturilor de aer și porilor cu volumul de oxizi) depinde de diverși factori. Acestea includ, în diferite grade, tipul de mediu agresiv, frecvența de acces al mediului la material, prezența microorganismelor care sunt catalizatorul procesului și altele. Într-o măsură mai mare, soluția constructivă joacă un rol și anume prezența altor structuri adiacente elementului de coroziune, care împiedică acumularea liberă a produselor de coroziune.
Autorii au fost nevoiți de mai multe ori să observe, la examinarea aceluiași tip de elemente structurale, produse de coroziune care sunt diferite ca structură. De exemplu, într-una dintre clădirile construite la sfârșitul secolului al XIX-lea, densitatea oxizilor corozivi fixați pe pereții grinzilor de podea a diferit semnificativ. Motivul pentru densitatea mare a oxizilor a fost umplutura între grinzi sub formă de bolți de cărămidă, care a împiedicat acumularea liberă a straturilor de coroziune. La un alt etaj al aceleiași clădiri, „plăcintele” de coroziune de-a lungul pereților grinzilor în I aveau o grosime totală de 5,0-7,0 cm cu o grosime de pierdere a oțelului de 5,0-7,0 mm (Fig. 6). În acest caz, umplerea dintre grinzi a fost realizată sub formă de sul de lemn.
Figura 6. Oxizi de coroziune stratificati prelevați din grinzile de podea
Rezumând, trebuie menționat că această metodă indirectă ar putea fi implementată numai în cazul în care produsele de coroziune se acumulează pe toată perioada de coroziune și nu sunt îndepărtate de la locul de formare. În condițiile elementelor deschise (ferme metalice, stâlpi etc.), este imposibil să se determine fără ambiguitate grosimea totală a produselor de coroziune, care ar putea fie curățate în timpul funcționării, fie pur și simplu să cadă din structură sub propria greutate.
Prezentarea rezultatelor măsurătorilor
O altă problemă neabordată în literatură este problema modului de reprezentare a măsurătorilor uzurii. Sunt disponibile următoarele opțiuni: în unități absolute (mm, µm); ca procent din grosimea unui element de secțiune individual (rafturi, pereți); ca procent din suprafața întregii secțiuni. De remarcat că criteriul de urgență pentru uzura corozivă, disponibil în documente, este exprimat ca procent din suprafața secțiunii transversale. De regulă, uzura, normalizată ca urgență, reprezintă 25% din suprafață.
Pentru a efectua calcule de verificare, nu este suficient să aveți informații despre pierderea ariei secțiunii transversale (sau despre aria reală a secțiunii reziduale). Astfel de informații pot fi suficiente doar pentru calcularea elementelor de tensiune. Pentru a calcula elementele comprimate și îndoite, este necesar să se cunoască dimensiunile reale ale tuturor elementelor de secțiune (rafturi, pereți, pene de colț etc.). Prin urmare, reprezentarea rezultatelor măsurătorilor ca procent din aria secțiunii transversale nu este suficient de informativă. Nu este posibil să se stabilească procentul de pierdere a ariei secțiunii transversale prin măsurare directă, deoarece acest parametru poate fi determinat doar prin recalculare. Această afirmație este fundamentată astfel: în cazul aceleiași viteze de coroziune a tuturor elementelor secțiunii, pierderea va fi aceeași în valoare absolută (mm), în timp ce uzura procentuală va fi egală doar pentru elementele cu aceeași grosime inițială. . Cu toate acestea, cazurile de coroziune uniformă a tuturor elementelor secțiunii cu aceeași viteză sunt rare.
Adesea eroarea cercetătorilor se datorează faptului că pierderile se măsoară doar într-unul dintre elementele secțiunii, din care fac o concluzie despre uzura corozivă a secțiunii în ansamblu. Această abordare este eronată, deoarece în funcție de aranjarea spațială, tipul secțiunii, accesul la un mediu agresiv și alți factori, uzura diferitelor părți ale secțiunii va fi diferită. Un exemplu tipic este coroziunea grinzilor I în aer. Cu acces uniform la un mediu agresiv, suprafața superioară a părților situate orizontal ale secțiunii (de exemplu, rafturi) va fi supusă la o uzură mai mare. Acest lucru se întâmplă din cauza acumulării de umiditate, praf, produse de coroziune pe ele, accelerând procesul de distrugere.
În anumite condiții, asociate, de regulă, cu accesul unui mediu agresiv, adâncimea pierderilor de coroziune variază foarte mult chiar și în limitele unui element de secțiune. De exemplu, în fig. 7. prezintă o secțiune a unei grinzi în I deasupra etajului subsolului cu pierderi de coroziune. După cum se poate observa din figură, deteriorarea maximă are loc la marginile flanșei inferioare și atinge 100% din grosime. În acest caz, pe măsură ce te apropii de perete, procentul de uzură scade. A accepta, prin măsurarea la margini, că raftul, și cu atât mai mult întreaga secțiune, este complet pierdută, ar fi fundamental greșit.
Figura 7. Deteriorarea neuniformă prin coroziune a flanșei inferioare a grinzii în I deasupra podelei subsolului
Pe baza celor de mai sus, pentru implementarea calitativă a anchetei și prezentarea rezultatelor acestuia, este necesar:
Să măsoare grosimea reziduală în toate elementele secțiunii care prezintă semne de deteriorare;
În cazul deteriorării neuniforme prin coroziune în interiorul unei părți a secțiunii, determinați grosimile minime și maxime, precum și identificați zonele cu pierderi maxime (construiți un profil specific al secțiunii reziduale);
La determinarea pierderii ariei secțiunii transversale, calculați-o în funcție de datele de măsurare a grosimii fiecăruia dintre elementele secțiunii.
Exemplu practic
Pentru a ilustra cele de mai sus, prezentăm rezultatele unui sondaj a cărui sarcină a fost de a determina procentul de uzură corozivă a fermelor de acoperire.
Ferpile metalice examinate (Fig. 8) sunt situate în clădirea de producție a unei fabrici de cărămidă și acoperă o deschidere de 36 m. Cureaua superioară din panourile de capăt este realizată dintr-o grindă în I sudată cu lățimi diferite ale rafurilor. Legăturile elementelor se realizează prin sudură cu gușeuri. Conform documentației de proiect, elementele de ferme sunt realizate din diferite mărci oțel: elemente de zăbrele de la VStZps 6 conform GOST 380-71, elemente de centură de la 14 G 2 conform GOST 19281-73, garnituri de la VStZspb conform GOST 380-71.
Figura 8. Vedere generală a fermelor chestionate
Figura 9. Secțiunea transversală a unuia dintre elementele fermei
Curățarea suprafeței din golul dintre colțuri este foarte laborioasă, iar utilizarea calibrelor mecanice de grosime fără îndepărtarea produselor de coroziune duce la o eroare semnificativă de măsurare. Pentru a rezolva problema, a fost folosit un cadru de grosime ultrasonic A 1207 cu o frecvență de operare de 2,5 MHz. Gama de viteze setate variază de la 1000 la 9000 m/s, ceea ce permite ca instrumentul să fie calibrat pentru diferite oțeluri structurale.
Figura 10. Deteriorarea prin coroziune a elementului de ferme
În timpul sondajului a fost efectuată o inspecție vizuală a elementelor metalice ale fermelor, în urma căreia s-a stabilit prezența uzurii pe scară largă a vopselelor de protecție și coroziunea continuă a elementelor metalice (Fig. 10). Măsurătorile de grosime reziduală au fost efectuate pe zonele cele mai deteriorate vizual ale elementelor de ferme.
Datorită funcționării pe termen lung, fără reparații periodice în timp util și refacerea straturilor de protecție, elementele de ferme din întreaga zonă au suferit daune de coroziune.
Astfel, nu a fost posibilă determinarea grosimii inițiale a secțiunii din măsurare în zona nedeteriorată. Având în vedere acest lucru, s-a încercat compararea dimensiunilor reale ale secțiunilor cu cea mai apropiată secțiune mare (din punct de vedere al grosimii profilului) conform sortimentului. Pierderile de coroziune determinate astfel s-au ridicat la 25-30%, ceea ce, conform cerințelor standardului, este un semn de urgență.
După analiza inițială (comparație cu sortimentul), clientul a găsit și a furnizat documentația proiectului. În urma analizei proiectului, s-a constatat că unele dintre elementele de sarpă au fost realizate din profile de secțiune mai mare (ca grosime și dimensiuni) decât cea indicată în proiect. Ținând cont de utilizarea inițială a profilelor de secțiune transversală mai mare și de uzura lor corozivă, s-a constatat că grosimile efective ale acestor elemente le depășesc pe cele de proiectare. Astfel se asigura capacitatea portanta asigurata de proiectare pentru aceste elemente. Pierderile de coroziune ale acelei părți a elementelor, a cărei secțiune transversală corespunde datelor de proiectare, s-au dovedit a nu fi atât de semnificative (nu mai mult de 10%).
Deci, la determinarea uzurii corozive pe baza comparației cu documentația de proiectare, s-a constatat că valoarea acesteia nu depășește 10% din aria secțiunii transversale a unor elemente. În lipsa documentației de proiectare și a utilizării ca secțiuni inițiale conform sortimentului, starea tehnică a structurilor ar putea fi recunoscută în mod eronat ca fiind de urgență.
Concluzie
Din materialul prezentat se pot trage următoarele concluzii.
1. Se arată că cea mai convenabilă și productivă, și uneori singura metodă posibilă pentru determinarea grosimii reziduale a structurilor din oțel este metoda ecoului ultrasonic. Utilizarea grosimilor mecanice poate fi recomandată numai în absența sau imposibilitatea utilizării grosimilor cu ultrasunete (de exemplu, la temperaturi scăzute ale aerului).
2. Se argumentează că o metodă indirectă de determinare a pierderilor de coroziune bazată pe măsurarea grosimii produselor de coroziune nu este aplicabilă din cauza nefiabilității rezultatelor obținute.
3. Reprezentarea pierderilor de coroziune a metalelor în termeni procentuali oferă o evaluare calitativă a stării structurii și, de asemenea, vă permite să evaluați rata de coroziune.
4. Starea structurilor în majoritatea cazurilor trebuie determinată prin calcul de verificare. Pentru a face acest lucru, este necesar să aveți informații despre caracteristicile geometrice reziduale ale secțiunii deteriorate.
5. A fost elaborat un algoritm pentru determinarea uzurii corozive, care se recomandă a fi utilizat în practica examinării obiectelor (Fig. 11).
6. Se impune actualizarea secțiunilor documentelor de reglementare care reglementează evaluarea instrumentală a uzurii corozive și clasificarea stării tehnice a structurilor metalice, ținând cont de metodologia propusă.
Figura 11. Algoritm pentru evaluarea uzurii corozive (* pentru coroziunea continuă a metalului)
Literatură
1. Puzanov A. V., Ulybin A. V. Metode de examinare a stării de coroziune a armăturii structurilor din beton armat.Inzhenerno-stroitel'nyi zhurnal. 2011. Nr 7(25). pp. 18-25.
2. Dobromyslov A. N. Diagnosticarea deteriorării clădirilor și structurilor de inginerie. M.: ASV, 2006. 256 p.
3. Manual pentru inspectarea structurilor clădirilor. M.: AO TsNIIPROMZDANIY, 1997. 179 p.
4. Remnev V. V., Morozov A. S., Tonkikh G. P. Inspecția stării tehnice a structurilor clădirilor și structurilor: manual pentru universitățile de transport feroviar. M.: Traseu, 2005. 196 p.
5. Manual pentru monitorizarea stării de construcție a structurilor metalice ale clădirilor și structurilor în medii agresive, efectuarea de sondaje și proiectarea refacerii protecției anticorozive a structurilor (la SNiP 2.03.11-85). M.: GOSSTROY URSS, 1987. 23 p.
6. Gurevich A. K. [et al.] Tabel: Metode și sarcini de măsurare a grosimii // În lumea NDT. 2008. Nr 2(40). C. 4.
7. Yunnikova VV Cercetarea și dezvoltarea metodelor și mijloacelor de creștere a fiabilității controlului ultrasonic al grosimii: teză .... cand. tehnologie. Științe. Khabarovsk, 1999. 107 p.
8. Yunnikova V. V. Despre fiabilitatea controlului ultrasonic al grosimii // Control și diagnosticare. 1999. Nr 9. S. 31-34.
9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. Îmbunătățirea detectării colțurilor prin testare cu ultrasunete folosind analiza de fază // Ultrasunete. 2013. Nr 53(2). pp. 630-634.
10. Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. Cercetări experimentale asupra tubului de oțel umplut cu beton de diametru mic prin detecție cu ultrasunete // Mecanică și materiale aplicate. 2012. Vol. 226-228. pp. 1760-1765.
11. Tang R., Wang S., Zhang Q. Studiu în detectarea defectelor cu ultrasunete pentru țevi de oțel de diametru mic cu perete gros // Jurnalul Internațional de Tehnologie de Conținut Digital și Aplicațiile sale. 2012. Nr 6(16). pp. 17-27.
12. Samokrutov A. A., Shevaldykin V.T. Ecografie cu ultrasunete - tomografia structurilor metalice. Starea și tendințele // Laboratorul fabricii. diagnosticarea materialelor. 2007. Nr 1. S. 50-59.
13. Danilov V. N., Samokrutov A. A. Simularea funcționării traductoarelor piezoelectrice cu contact punct uscat în modul de radiație // Defectoscopie. 2003. Nr 8. S. 11-23.
14. Introducere în aplicațiile tehnologiei ultrasunete cu matrice în faze: Ghid tehnologic R/D. Quebec: R/D Tech inc., 2004. 368 p.
15. Samokrutov A. A., Kozlov V. N., Shevaldykin V. G. Noi abordări și mijloace hardware de măsurare a grosimii cu ultrasunete cu utilizarea sondelor cu un singur element // A 8-a conferință europeană privind testarea nedistructivă, Barcelona, 17-21 iunie 2002. pp. 134-139.
16. Samokrutov A. A., Shevaldykin V. G., Kozlov V. N., Alekhin S. T., Meleshko I. A., Pastushkov P. S. A 1207 - Grosimetru cu ultrasunete de o nouă generație // În lumea NK. 2001. Nr. 2(12). pp. 23-24.
17. Fowler K.A., Elfbaum G. M., Smith K. A., Nelligan T. J. Teoria și aplicarea calculării grosimii cu ultrasunete de precizie [Resursa electronică]. URL: http://www.ndt.net/article/w... (Data accesării: 01/09/2013).
18. Sorokin Yu. N. Metode cu ultrasunete de testare nedistructivă. VINITI. Rezultate ale științei și tehnologiei: Metrologie și tehnică de măsurare. 1979. V.4. pp.253-290.
19. Gmyrin S. Ya. Efectul rugozității suprafeței de contact asupra citirilor calibrelor de grosime cu ultrasunete // Defectoscopie. 1993. Nr 10. S. 29-43.
20. Gmyrin S. Ya. Cu privire la problema grosimii peretelui produsului și a erorii de măsurare a acestuia în măsurarea grosimii cu ultrasunete în cazul coroziunii semnificative a suprafeței de intrare // Defectoscopie. 1996. Nr 11. S. 49-63.
21. Zemlyansky A. A., Vertynsky O. S. Experiență în identificarea defectelor și fisurilor în rezervoarele de stocare a hidrocarburilor de dimensiuni mari.Inzhenerno-stroitel'nyi zhurnal. 2011. Nr 7(25). pp. 40-44.
22. GOST R 53778-2010. Clădiri și construcții. Reguli de inspecție și monitorizare a stării tehnice. Introducere 01/01/2011. M., 2010. 60 p.
23. Startsev S. A. Probleme de inspecție a structurilor clădirilor cu semne de deteriorare biologică.Inzhenerno-stroitel'nyi zhurnal. 2010. Nr. 7(17). pp. 41-46.
24. TSN 50-302-2004. Proiectarea fundațiilor pentru clădiri și structuri din Sankt Petersburg. Introducere 05.08.04. SPb., 2004. 57 p.
25. Prishchepova N. A. Durabilitatea fermelor de oțel ale acoperirilor clădirilor industriale ale întreprinderilor de metalurgie neferoasă din nordul îndepărtat: autor. dis.... cand. tehnologie. Științe. Norilsk: industria Norilsk. inst - t, 1997. 25 p.
CORPORATIE PUBLICA
SOCIETATE PE ACŢIUNI
TRANSPORT ULEI „TRANSNEFT”
OJSC AK TRANSNEFT
TEHNOLOGIC
REGULI
REGULI DE SONDAJ
STARE COROZIVĂ
PRINCIPALE CONDUCTE DE PETROLIE
Moscova 2003
Reglementările elaborate și aprobate de OAO AK Transneft stabilesc cerințe obligatorii la nivel de industrie pentru organizarea și efectuarea lucrărilor în domeniul transportului trunchi pe conducte petroliere, precum și cerințe obligatorii pentru oficializarea rezultatelor acestor lucrări.
Reglementări (standarde de întreprindere) sunt dezvoltate în sistemul OAO AK Transneft pentru a asigura fiabilitatea, industria și siguranța mediului conductelor petroliere principale, reglementarea și stabilirea uniformității interacțiunii dintre subdiviziunile Societății și OAO MN la desfășurarea lucrărilor la principalele activități de producție atât între ele, cât și cu contractorii, organele de supraveghere de stat, precum și unificarea aplicării și respectării obligatorii a cerințelor din standardele federale și industriale relevante, regulile și alte documente normative.
REGULI DE SONDAJ
STARE COROZIVĂ
PRINCIPALE CONDUCTE DE PETROLIE
1. DOMENIUL DE APLICARE A REGULILOR
1.1. Regulile de inspecție se aplică conductelor subterane trunchi de petrol care au un sistem activ de protecție împotriva coroziunii și un tip adecvat de acoperire izolatoare.
1.2. La elaborarea regulilor s-au folosit documente normative:
Constructii principale din otel. Cerințe generale pentru protecția împotriva coroziunii.
Principalele conducte din oțel. Cerințe generale pentru protecția împotriva coroziunii.
RD 153-39.4-039-99 „Standarde de proiectare pentru ECP ale conductelor principale și amplasamentelor conductelor petroliere principale”.
2. OBIECTIVELE SONDAJULUI
Principalele obiective ale sondajului sunt:
2.1. Evaluarea stării de coroziune a conductelor de petrol.
2.2. Evaluarea stării de protecție anticorozivă.
2.3. Detectarea în timp util și eliminarea daunelor provocate de coroziune.
2.4. Dezvoltarea și implementarea măsurilor pentru îmbunătățirea eficienței protecției, optimizarea funcționării instalațiilor ECP.
3. ORGANIZAREA LUCRĂRII LA SONDAJUL ANTI-COROZIUNE
3.1. Un studiu anticoroziune cuprinzător ar trebui efectuat de către laboratoarele de producție ECP de la OAO MN sau organizațiile specializate care au autorizație (licență) de la Supravegherea Tehnică și Mineră de Stat pentru a efectua aceste lucrări.
3.2. Examinarea trebuie efectuată:
Nu mai târziu de 6 luni de la punerea în funcțiune a sistemului de protecție electrochimică pentru conductele de petrol nou construite cu eliberarea obligatorie a unui certificat de conformitate cu calitatea protecției anticoroziune la standardele de stat;
Cel puțin 1 dată în 5 ani pentru conductele de petrol așezate în zone cu risc ridicat de coroziune conform;
Cel puțin o dată la 10 ani în alte zone.
Inspecție neprogramată la detectarea în timpul funcționării a efectelor nocive ale sistemelor ECP ale utilităților subterane nou construite din apropiere și care traversează și de la căile ferate electrificate.
3.3. În conformitate cu periodicitatea anchetei conform paragrafului OAO MN, ar trebui elaborat un program de contramăsuri controlul coroziunii pentru următorii 10 ani.
3.4. În fiecare an, înainte de 1 ianuarie a anului următor, Programul trebuie ajustat ținând cont de munca de sondaj efectuată în anul curent.
3.5. Sondajul trebuie efectuat folosind laboratoare de teren ECP și echipamente moderne de măsurare, atât interne, cât și importate.
3.6. Metodologia de cercetare trebuie să respecte RD „Instrucțiuni pentru un studiu cuprinzător al stării de coroziune a conductelor petroliere principale”.
3.7. Contractele de sondaj cu terți trebuie să fie încheiate înainte de 1 aprilie a anului în curs.
3.8. Anexa obligatorie la contract este „Programul de inspecție anticorozivă a conductei de petrol”, întocmit pe baza „Instrucțiunilor pentru o inspecție completă împotriva coroziunii”.starea on-line a MN”, luând în considerare caracteristicile stării de coroziune și factorii de coroziune ai zonei studiate.
3.9. Termenul limită pentru eliberarea rezultatelor studiului de coroziune de către o organizație terță ar trebui să fie cel târziu 1 aprilie a anului următor. Un raport de informare cu rezultatele preliminare, cele mai importante, ar trebui emis înainte de 1 noiembrie a anului curent pentru includerea în timp util în planul pentru anul următor a activităților care necesită cheltuieli de capital.
4. COMPOZIȚIA UNUI SONDAJ CUPRINS
4.1. Analiza pericolului de coroziune de-a lungul traseului conductelor de petrol se realizează pe baza datelor privind pericolul de coroziune al solurilor, inclusiv date microbiologice, prezența și natura curenților vagabonzi și prezența zonelor care au fost neprotejate pentru o lungă perioadă de timp. timp.
4.2. Colectarea și analiza datelor statistice privind condițiile de funcționare a protecției anticorozive a secțiunii studiate a conductei de petrol pentru întreaga perioadă premergătoare studiului complet: caracteristicile tehnologice ale instalațiilor ECP, informații despre funcționarea instalațiilor de protecție electrochimică pt. perioada trecuta funcționare, informații despre starea izolației.
4.3. Efectuarea unui complex de lucrări electrometrice:
Cu privire la localizarea defectelor și evaluarea rezistenței de tranziție a stratului izolator prin metoda gradientului de potențial, metoda electrodului la distanță și alte metode;
Prin măsurarea potențialului de protecție de-a lungul lungimii și în zonele curenților vagabonzi - de-a lungul lungimii și timpului;
Prin măsurarea caracteristicilor de coroziune ale solului - rezistența specifică a solului, caracteristicile de polarizare ale solului.
4.4. Determinarea locurilor periculoase de coroziune pe baza prelucrării și analizei datelor de sondaj.
4.5. Deschiderea unei conducte de petrol în locuri corozive în procesul de inspecție cu întocmirea rapoartelor de foraj, eliminarea defectelor de izolație și deteriorarea coroziunii de către serviciile operaționale.
4.6. Rezolvarea problemelor de calcul și analitice pentru a asigura siguranța la coroziune a conductei de petrol:
4.6.1. Evaluarea izolației, inclusiv:
Prognoza modificări ale proprietăților sale fizice și chimice în timp;
Estimarea duratei reziduale de izolatie;
Determinarea perioadei și succesiunii optime a reparațiilor la izolația secțiunilor.
4.6.2. Determinarea stării tehnice a instalațiilor ECP:
Respectarea parametrilor de instalare cu documentele de reglementare;
Starea tehnică a elementelor instalațiilor ECP;
Prognoza modificări ale parametrilor instalațiilor ECP în timp;
Dezvoltarea măsurilor de optimizare a lucrărilor și a calendarului de reparație a instalațiilor ECP.
4.6.3. Evaluarea stării de coroziune a conductei de petrol.
4.7. Întocmirea unui raport privind sondajul cu emiterea de recomandări pentru îmbunătățirea protecției integrate a conductelor de petrol.
4.8. Dacă este necesar, elaborarea unui proiect pentru repararea și reconstrucția instalațiilor ECP pe baza recomandărilor sondajului.
4.9. Rezultatele sondajului ar trebui să fie prezentate pe hârtie și pe suport magnetic.
4.10. După primirea raportului, serviciul ECP al OJSC MN ar trebui să utilizeze rezultatele sondajului pentru a completa baza de date operațională și arhivă privind starea protecției anticorozive.
5. PRINCIPALE PREVEDERI ALE METODOLOGIEI SONDAJULUI
5.1. Analiza pericolului de coroziune de-a lungul traseului conductei de petrol
5.1.2. Evaluarea pericolului de coroziune de-a lungul traseului conductei de petrol se realizează pentru a identifica zonele care necesită un studiu prioritar cu o listă extinsă de lucrări electrometrice.
5.1.3. Evaluarea pericolului de coroziune nu se efectuează în cazul în care zonele corozive sunt stabilite mai devreme.
5.1.5. Pericolul de coroziune cauzat de coroziunea biologică este determinat utilizând analiza microbiologică a solurilor conform metodelor existente.
5.1.7. Pericolul general de coroziune se calculează luând în considerare valorile specificate în paragrafe. - . În funcție de rezultatele evaluării pericolului de coroziune, se determină secvența și domeniul de aplicare a inspecției secțiunilor conductelor de petrol.
5.2. Analiza datelor privind condițiile de funcționare a protecției anticorozive pentru perioada anterioară.
5.2.1. Scopul analizei:
Identificarea secțiunilor conductei de petrol care sunt periculoase din punct de vedere al coroziunii;
Evaluarea integrală a rezistenței de izolație pe secțiuni pentru întreaga perioadă de funcționare.
5.2.2. Pentru analiză, este necesar să rezumați datele:
Conform rezultatelor inspecției conductei de petrol în cariere conform rapoartelor de pitting depuse;
Detectarea defectelor în linie;
La defecțiunile de coroziune ale conductelor de petrol;
Pe baza măsurătorilor anterioare ale potențialului de protecție și modurilor de funcționare ale instalațiilor ECP.
5.2.3. Zonele care au avut daune prin coroziune sunt supuse unui studiu detaliat. Toate daunele provocate de coroziune trebuie comparate cu evaluarea pericolului de coroziune determinată în prima etapă a anchetei.
5.2.4. O evaluare retrospectivă a stării izolației se efectuează în funcție de rezistența de izolație calculată din datele operaționale ale unităților ECP și distribuția diferenței de potențial de-a lungul conductei.
5.3. Efectuarea lucrărilor electrometrice
5.3.1. Căutarea locurilor defecte în izolație se efectuează prin una dintre următoarele metode:
Electrod de la distanță;
gradient de tensiune DC;
gradient longitudinal;
gradient transversal.
5.3.2. Măsurarea potențialului de protecție pe lungime este determinată de potențialul de polarizare.
5.3.3. Potențialul de polarizare este măsurat prin metode în conformitate cu și NTD.
5.3.4. Măsurătorile continue ale potențialului de protecție pot fi efectuate după cum urmează:
Metoda electrodului de la distanță;
Prin metoda măsurătorilor intensive cu utilizarea opririi instalațiilor ECP.
5.3.5. Pe baza măsurătorilor, se întocmește un grafic al distribuției potențialului de protecție de-a lungul conductei.
5.4. Rezolvarea problemelor de calcul pentru a asigura securitatea la coroziune
5.4.1. Când se evaluează starea curentă a izolației și se anticipează modificările parametrilor acesteia, sunt rezolvate următoarele sarcini:
Oferiți o evaluare integrală a rezistenței la curentul său continuu;
Determinați proprietățile fizico-chimice ale izolației;
Calculați resursa reziduală de izolație;
Determinați perioada optimă de reizolare a conductei de petrol.
5.4.2. Determinarea parametrilor instalațiilor ECP și estimarea modificărilor parametrilor acestuia în timp.
Calculele se fac pe baza datelor inițiale:
Parametrii electrici ai instalatiilor catodice si a benzii de rulare;
Caracteristicile pașapoartelor instalațiilor ECP;
Parametrii structurali și electrici de împământare anodului;
Date de control periodic al instalațiilor ECP.
5.4.3. Evaluarea duratei de viață reziduală a elementelor instalațiilor ECP se realizează:
Pentru instalatii protectie catodica:
Împământarea anodului;
convertor catodic;
linie de drenaj;
Pământ de protecție.
Pentru instalatii de protectie a drenajului:
drenaj;
linie de drenaj;
Pentru instalatii de benzi de rulare - protectoare.
5.4.4. O evaluare cuprinzătoare a stării ECP a unei conducte de petrol este efectuată în conformitate cu următoarele criterii:
securitate generală;
Securitatea conductei în lungime;
Securitatea conductelor în timp.
5.5. Evaluarea stării de coroziune a conductei de petrol se realizează pentru a identifica cele mai corozive secțiuni ale conductelor de petrol.
5.5.1. Evaluarea se face prin rezumarea tuturor datelor sondajului și a datelor privind prezența daunelor provocate de coroziune. Datele rezumative privind starea de coroziune sunt introduse în forma stabilită de NTD pentru inspecția anticoroziune.
5.5.2. Pericolul de coroziune este determinat de suma punctelor care evaluează influența diferiților factori de coroziune.
5.6.2. Pe baza analizei datelor privind starea stratului izolator și a calculelor privind durata de viață reziduală a izolației, ar trebui alocate zone și termene pentru repararea izolației.
5.6.3. Pe baza datelor privind funcționarea instalațiilor ECP și a studiilor de fezabilitate privind durata de viață reziduală și optimizare, ar trebui determinate măsuri de îmbunătățire a sistemului ECP pentru a asigura protecția necesară în lung și timp.
-- [ Pagina 1 ] --
UDC 622.691.4.620.193/.197
Ca manuscris
Askarov German Robertovich
EVALUAREA IMPACTULUI INSTABILULUI
STARE DE TEMPERATURA PENTRU COROSIV
STAREA CONDUCTELOR DE GAZ DE DIAMETR MARE
Specialitatea 25.00.19 Construcția și exploatarea conductelor de petrol și gaze, baze și instalații de depozitare teză pentru gradul de candidat în științe tehnice
Director stiintific Doctor în științe tehnice, profesor Garris Nina Alexandrovna Ufa
INTRODUCERE………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………. …………………………………………. 1.1 Scurtă descriere a proceselor de coroziune în transportul prin conducte…………………………………………………………………………. 1.1.1 Defecte de coroziune caracteristice pe o țeavă de oțel………. 1.2 Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator…………….. 1.3 Agresivitatea corozivă a solurilor……………………………………………………………. .. Cauzele formării elementelor corozive pe suprafața exterioară 1. a conductei de gaz……… …………………………………………………. 1.4.1 Condiții de formare a elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaze…………………………………………………………………. 1.4.2 Modificarea rezistenței electrice a solului adiacent conductei în timpul mișcării umidității în stratul de sol coroziv... 1.5 Influența fluctuațiilor de temperatură și temperatură asupra stării de coroziune a conductei de gaz…………………………………………………………………………. 1.6 Diagnosticarea conductelor de gaze folosind porci…. 1.7 Modele de predicție a proceselor de coroziune…………… Concluzii la capitolul 1 Evaluarea impactului impuls al umidității și temperaturii asupra 2.activitatea corozivă a solurilor din jurul conductei……………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………….creșterea activității corozive a solurilor sub expunere la temperatură pulsată………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… ……………………………………………………………………………… temperatura medie la 2.
Schimb instabil de căldură……………………………………………………. Concluzii la capitolul 2…………………………………………………………………. 3. Prognoza stării de coroziune a conductei de gaz pe baza datelor inspecției în linie……………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………. 3.2 Analiza stării de coroziune a secțiunii conductei de gaz conform datelor inspecției în linie……………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… …………………………………………………………………………………………………………………………………… ………………………… … 3.2.2 Analiza rezultatelor VTD……………………………………………………. 3.3 Formarea și viteza de dezvoltare a centrelor de coroziune pe conductele cu izolație cu peliculă……………………………………………………. 3.4 Predicția coroziunii defectelor conductelor diametru mare……………. Concluzii la capitolul.3…………………………………………………………………. 4. Elaborarea unei metode de clasificare a tronsoanelor de conducte de gaze în funcție de gradul de pericol pentru punerea lor în reparație…………………………………………………….. 4.1. Tehnica de clasificare a tronsoanelor de conducte de gaze în funcție de gradul de pericol… 4.1.1 VTD ale conductelor de gaz la clasarea în funcție de gradul de pericol… 4.1.2 Clarificarea indicatorilor integrali pentru determinarea tronsoanelor de conducte de gaze scoase la reparare ……………………………………… ………………. 4.2 Diagnosticare cuprinzătoare a stratului izolator și a instalațiilor ECP……… 4.2.1 Factori de risc pentru deteriorarea conductelor prin coroziune………. 4.2.2 Un exemplu de calcul al indicelui complex al activității de coroziune….. 4.3 Contabilizarea fluctuațiilor de temperatură în conductele de gaz cu diametre mari…..….. 4.4 Indicele integral total………………………………… ………. 4.4.1 Un exemplu de calcul al indicatorului integral total………. 4.5 Eficiența dezvoltării………………………………………………………
INTRODUCERE
Relevanţă lucrări Lungimea totală a operate în sistemul Gazpromconductele subterane de gaze este de aproximativ 164,7 mii km.
Principalul material structural pentru construcția conductelor de gaz în prezent este oțelul, care are proprietăți bune de rezistență, dar rezistență scăzută la coroziune în condiții de mediu - sol, care, în prezența umidității în spațiul porilor, este un mediu coroziv.
După 30 sau mai mult de ani de funcționare a conductelor principale de gaz, stratul izolator îmbătrânește și încetează să mai îndeplinească funcții de protecție, ca urmare a faptului că starea corozivă a conductelor de gaz subterane se deteriorează semnificativ.
Pentru a determina starea de coroziune a conductelor de gaz principale, se utilizează în prezent detectarea defectelor în linie (ITD), care determină locația și natura daunelor provocate de coroziune cu suficientă precizie, ceea ce face posibilă urmărirea și prezicerea formării și dezvoltării acestora.
Un rol semnificativ în desfășurarea proceselor de coroziune îl joacă prezența apei subterane (electrolitul solului), și trebuie remarcat faptul că viteza de coroziune crește într-o măsură mai mare nu în solul udat constant sau uscat, ci în solul cu umiditate periodică.
o modificare de impuls a temperaturii conductei de gaz și fluctuații ale umidității în stratul de sol coroziv-activ. Cu toate acestea, nu au fost determinați parametrii cantitativi ai efectului temperaturii pulsate asupra activării proceselor de coroziune.
amplasarea conductelor principale de gaze sub expunere termică pulsată și prognoza stării de coroziune a conductelor sunt relevante pentru industria transportului de gaze.
Dezvoltarea și îmbunătățirea metodelor de determinare a stării de coroziune a secțiunilor conductelor principale de gaz pentru retragerea lor în timp util pentru reparații.
Principal sarcini:
1 Determinarea modificărilor rezistivității electrice a solului din jurul conductei principale de gaz și analiza caracteristicilor proceselor de coroziune în transportul prin conducte.
2 Investigarea în condiții de laborator a efectului efectelor termice pulsate ale gazului pompat și al umidității asupra activității corozive a solului din jurul conductei subterane de gaz.
3 Studiul formării și dezvoltării defectelor de coroziune pe conducta principală de gaz și prognozarea stării de coroziune a acesteia conform datelor de detectare a defectelor în linie.
Elaborarea unei metodologii de ierarhizare a secțiunilor principalelor conducte de gaze pe baza prognozei stării lor de coroziune pentru punerea în reparație.
Noutate științifică 1 S-a determinat modificarea și s-au trasat diagrame ale rezistivității electrice a solului în funcție de umiditatea de-a lungul perimetrului conductei de gaze subterane de diametru mare.
2 Faptul activării proceselor de coroziune cu o modificare de impuls a temperaturii gazului pompat în comparație cu un efect de temperatură stabil a fost dovedit experimental și s-a determinat intervalul de temperatură în care rata maximă de coroziune se dezvoltă sub un (impuls) instabil. efectul temperaturii.
3 A fost determinată o dependență funcțională pentru a prezice formarea și dezvoltarea defectelor de coroziune pe conductele principale de gaz.
Valoare practică Lucrări Pe baza cercetărilor efectuate, standardul întreprinderii RD 3-M-00154358-39-821-08 „Metodologie de clasificare a conductelor de gaze ale OOO Gazprom transgaz Ufa” pe baza rezultatelor detectării defectelor în conducte pentru a le scoate la iveală pt. reparație”, conform căreia secțiunile conductelor principale de gaze dintre stațiile de macara sunt noduri clasificate pentru a determina succesiunea ieșirii lor pentru reparație.
Metode de cercetare Problemele prezentate în lucrare au fost rezolvate folosind teoria similitudinii prin modelarea condițiilor de transfer de căldură și masă a unei conducte de gaze subterane cu solul înconjurător.
Rezultatele lucrărilor de diagnosticare au fost prelucrate prin metoda celor mai mici pătrate cu o analiză de corelație. Calculele au fost efectuate folosind pachetul software StatGraphics Plus 5.1.
Luat pentru apărare:
rezultatele studiilor privind modificările rezistivității electrice a solului în funcție de umiditate de-a lungul perimetrului conductei principale de gaze;
rezultatele studiilor de laborator ale efectelor termice pulsate asupra activării proceselor de coroziune pe o conductă de oțel;
- o metodă de ierarhizare a tronsoanelor principale ale conductelor de gaz pentru a le scoate spre reparație.
Principalele rezultate lucrări de disertație publicate în 30 de lucrări științifice, inclusiv patru articole în reviste științifice de top, evaluate de colegi, recomandate de Comisia Superioară de Atestare a Ministerului Educației și Științei din Federația Rusă.
Structura și domeniul de activitate Lucrarea de disertație constă dintr-o introducere, patru capitole, concluzii principale, aplicații, o listă bibliografică a literaturii utilizate, inclusiv 141 de titluri, este așezată pe 146 de pagini de text dactilografiat, conține 29 de figuri și 28 de tabele.
Aprobarea lucrării Principalele materiale ale disertației au fost raportate pe:
Consiliul științific și tehnic al SA „Gazprom” „Dezvoltarea și implementarea tehnologiilor, echipamentelor și materialelor pentru repararea straturilor izolatoare și a secțiunilor defecte ale conductelor, inclusiv defectele SCC, pe principalele conducte de gaze ale SA „Gazprom”, Ukhta, 2003;
- conferinta stiintifica si tehnica a tinerilor specialisti ai OAO Gazprom
„Noile tehnologii în dezvoltarea industriei gazelor”, Samara, 2003;
Conferința științifico-practică „Probleme și metode de asigurare a fiabilității și siguranței obiectelor de transport prin conductă a materiilor prime hidrocarburi”, Întreprinderea Unitară de Stat IPTER, Ufa, 2004;
Conferința Internațională Științifică și Tehnică Synergetics II”, UGNTU, Ufa, 2004;
a II-a conferință științifică și tehnică internațională „Lecturi Novoselovsk”, UGNTU, Ufa, 2004;
Conferința științifică și tehnică a tinerilor manageri și specialiști din industrie în conditii moderne„, Samara, 2005;
Transport prin conducte”, UGNTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;
Conferința științifico-practică a tinerilor oameni de știință și specialiști ai OAO Gazprom „Potențialul de inovare al tinerilor oameni de știință și specialiști ai OAO Gazprom”, Moscova, 2006;
Conferințe pentru cea mai bună dezvoltare științifică și tehnică a tinerilor cu privire la problemele complexului de combustibil și energie „TEK-2006”, Moscova, 2006;
- conferințe ale Asociației Internaționale pentru Combustibil și Energie (IFEA), Moscova, 2006.
Conferință științifică și practică internațională privind problemele complexului de petrol și gaze din Kazahstan”, Aktau, 2011.
Starea de coroziune a conductelor de gaze a fost dezvoltată în studii teoretice și experimentale ale oamenilor de știință direct implicați în problemele transportului prin conducte: A.B. Ainbinder, M.Z. Asadullina, V.L. Berezina, P.P. Borodavkina, A.G. Gareeva, N.A. Harris, A.G. Gumerova, K.M. Gumerova, I.G.
Ismagilova, R.M. Zaripova S.V. Karpova, M.I. Koroleva, G.E. Korobkova, V.V.
Kuznetsova, F.M. Mustafina, N.Kh. Khallyeva, V.V. Khariyonovsky și alții.
Astfel, coroziunea subterană a metalelor este unul dintre cele mai complexe tipuri de coroziune electrochimică și biologică.
Conform documentelor de reglementare, există diverși indicatori pentru evaluarea coroziunii metalelor (pierderea de masă metalică într-un anumit timp, reducerea grosimii peretelui țevii, rata de creștere a carcasei etc.). Aceste valori sunt indicatori ai rezistenței metalelor la coroziune în anumite tipuri de sol.
1.1.1 Defecte de coroziune caracteristice pe o țeavă de oțel Lucrarea ia în considerare defectele de coroziune identificate de VTD și caracteristicile manifestării acestora asociate cu starea stratului izolator.
Experiența de exploatare arată că daune sub formă de ulcere extinse interconectate (coroziune generală) se dezvoltă în zonele de decojire a izolației film, care se află în modul de umezire periodică cu apa subterană.
Protecția catodică a zonelor de delaminare a izolației filmului este îngreunată, pe de o parte, de un ecran dielectric sub formă de peliculă de polietilenă și, pe de altă parte, de parametrii electroliți instabili care îngreunează curentul de polarizare catodic. pentru a trece prin gol în zona de nucleare și dezvoltare a coloniilor de ulcere sau fisuri. Ca urmare, dezvoltarea coroziunii sub peliculă este destul de des observată sub forma unui lanț de cavități interconectate, a cărui geometrie repetă calea mișcării electrolitului sub izolație.
Este larg cunoscut faptul că izolația bitum-cauciuc după 10-15 ani de funcționare în soluri inundate își pierde aderența la suprafața metalică.
Cu toate acestea, coroziunea sub izolația bituminoasă nu se dezvoltă în multe cazuri. Se dezvoltă numai în cazurile în care protecția catodică nu funcționează bine sau este absentă. Efectul de protecție este obținut datorită formării conductivității ionice transversale a izolației de bitum în timpul funcționării pe termen lung a conductei de gaz. Dovada directă a acestui lucru este schimbarea pH-ului electrolitului din sol sub stratul de acoperire bituminoasă până la 10-12 unități ca urmare a reacției cu depolarizarea oxigenului.
Un loc semnificativ în numărul deteriorărilor îl ocupă coroziunea locală sub formă de cavități individuale, care ajunge la 23-40% din numărul total deteriora. Se poate argumenta că, ceteris paribus, adâncimea deteriorării locale de coroziune evaluează integral eficiența protecției catodice în defectele de izolație.
1.2 Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator Principala cerință pentru acoperirile de protecție este fiabilitatea protecției conductelor împotriva coroziunii pe întreaga durată de viață.
Materialele izolante utilizate pe scară largă pot fi împărțite condiționat în două grupuri mari:
Materiale polimerice, inclusiv benzi izolante, polietilenă extrudată și pulverizată, epoxidice și poliuretan;
- mastice bituminoase cu materiale de ambalare, acoperiri combinate de mastice.
Benzile izolatoare polimerice au fost utilizate pe scară largă pentru a izola conductele în timpul construcției și reparațiilor lor încă din anii 60 ai secolului trecut. Potrivit , 74% din toate conductele construite sunt izolate cu benzi polimerice. Acoperirile realizate din benzi izolatoare polimerice sunt sisteme multistrat constând dintr-un film de bază, un strat adeziv și un strat de grund adeziv (grund). Aceste materiale de protecție sunt doar o barieră de difuzie care împiedică pătrunderea unui mediu corosiv pe suprafața metalică a conductei și, prin urmare, durata lor de viață este limitată.
În plus, dezavantajele acoperirilor de film sunt:
- instabilitate de aderență;
- fragilitatea stratului de acoperire;
- cost relativ ridicat.
Instabilitatea aderenței și, ca urmare, fragilitatea stratului de acoperire este asociată cu o grosime nesemnificativă a stratului adeziv.
Baza adezivă a materialelor film lipicioase este o soluție de cauciuc butilic în solvenți organici cu anumiți aditivi. În acest sens, îmbătrânirea stratului adeziv are loc mult mai rapid decât baza polimerică.
Odată cu o scădere a caracteristicilor de funcționare ale izolației la 50% din valorile inițiale, eficiența acoperirii ca barieră anticoroziune scade brusc.
Rezultatele cercetării arată că 73% din toate defecțiunile de pe principalele conducte de gaz din Canada se datorează coroziunii la stres care apare sub acoperirile de peliculă de polietilenă. S-a stabilit că sub acoperirile de polietilenă cu un singur strat se formează de cinci ori mai multe fisuri de coroziune sub tensiune decât sub acoperirile bituminoase. În cazul acoperirilor de peliculă cu două straturi, numărul de colonii de fisuri de coroziune sub tensiune pe metru de țeavă este de nouă ori mai mare decât în cazul acoperirilor pe bază de bitum.
Durata de viață a benzilor izolatoare polimerice este de 7-15 ani.
Limitarea și, în unele cazuri, excluderea utilizării benzilor izolatoare polimerice în conformitate cu GOST R 51164, este asociată cu o durată de viață scurtă.
Pe baza experienței de reizolare a conductelor principale de gaz, s-a stabilit că nu au fost detectate defecte SCC și coroziune în zonele cu acoperiri izolante fabricate din fabrică.
Luarea în considerare a caracteristicilor de performanță ale celor mai utilizate acoperiri anticorozive ne permite să concluzionam că acestea nu au proprietăți care să îndeplinească pe deplin cerințele pentru materialele izolante care protejează conducta de coroziunea solului:
- aderenta la metale;
- Putere mecanică;
Rezistență chimică la agenți corozivi - oxigen, soluții apoase de săruri, acizi și baze etc.
Parametrii menționați determină capacitatea materialului anticoroziv de a rezista coroziunii și coroziunii prin presiune a conductelor de gaz.
Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator pe conductele de gaz cu un strat izolator de peliculă de aplicare a rutei are loc din multe motive care afectează calitatea proprietăților de protecție atât independent unele de altele, cât și în combinație. Luați în considerare motivele impactului asupra stratului izolator al filmului.
Presiunea verticală la sol pe conducta de gaz.
Datorită faptului că presiunea la sol este distribuită neuniform de-a lungul perimetrului conductei, cele mai problematice zone de delaminare și formarea de ondulații ale stratului izolator cad pe pozițiile de 3-5 ore și 7-9 ore de-a lungul fluxului de gaz, cu împărțirea condiționată a perimetrului conductei în sectoare (generatoare superioară 0 ore, inferioară ora 6). Acest lucru se datorează faptului că presiunea la sol cea mai mare și relativ uniformă cade pe stratul izolator al jumătății superioare a țevii, care întinde stratul de film și previne formarea ondulațiilor și delaminațiilor în această zonă. În jumătatea inferioară a țevii, imaginea este diferită: la o poziție de aproximativ 6 ore, țeava se sprijină pe fundul șanțului, motiv pentru care probabilitatea de ondulare este neglijabilă. În poziția orelor 3-5, presiunea solului este minimă, deoarece conducta din acest loc este în contact cu solul, umplut de la marginea șanțului (vezi Figura 1.1). Astfel, în regiunea de 3-5 ore de-a lungul perimetrului conductei, are loc o schimbare-deplasare a acoperirii filmului odată cu formarea de ondulații. Această zonă poate fi considerată cea mai predispusă la apariția și dezvoltarea proceselor de coroziune.
Expansiunea liniară a materialelor de împerechere.
Unul dintre motivele formării ondulațiilor pe stratul izolator al filmului este coeficientul diferit de expansiune liniară a materialelor, a benzii de film și a țevii de metal.
Să analizăm modul în care efectul temperaturii asupra țevii metalice și a benzii de film diferă în secțiunile „fierbinte” ale unei conducte de gaz cu diametru mare (ieșirea conductei de gaz din stația de compresor).
Figura 1.1 - Schema apariției ondulațiilor pe stratul izolator de peliculă 1 - conductă de gaz; 2 - locul de formare probabilă a ondulațiilor; 3 - zona de susținere a conductei Valorile temperaturii la metalul conductei și izolația filmului în timpul aplicării pot fi luate temperatura mediu și în timpul funcționării - egală cu temperatura gazului din conducta de gaz.
Conform datelor, creșterea lungimii tablei de oțel și a izolației foliei de-a lungul perimetrului unei țevi cu diametrul de 1420 mm atunci când temperatura se schimbă de la 20 la C (temperatura gazului), respectiv, va fi de 1,6 mm și respectiv 25,1 mm. mm.
Astfel, în secțiunile „fierbinți”, izolația filmă se poate alungi cu zeci de milimetri mai mult decât tabla de oțel, creând condiții reale pentru formarea delaminațiilor cu formarea ondulațiilor, în special în direcțiile de cea mai mică rezistență în pozițiile 3-5. și ora 7-9 din perimetrul unei conducte de gaz cu diametru mare.
Aplicare slabă a grundului pe conductă.
Calitatea aderenței stratului izolator determină durata de viață a acestuia.
Amestecarea insuficientă a bitumului în solvent în timpul preparării grundului sau depozitării în recipiente contaminate duce la îngroșarea grundului și, prin urmare, se aplică pe conductă în mod neuniform sau cu pete.
În condiții de autostradă, atunci când pe suprafața umedă a țevilor sunt aplicate diferite tipuri de grunduri și pe vreme cu vânt, în stratul de grund se pot forma bule de aer, care reduc aderența grundului la metal.
În cazul aplicării insuficiente sau neuniforme a grundului pe țeavă, prosopul de prelată este înclinat, este foarte murdar și uzat, se pot forma goluri în stratul de grund.
În plus, există un dezavantaj semnificativ în tehnologia de aplicare a acoperirilor izolatoare laminate. În timpul lucrărilor de izolare, intervalul de timp dintre aplicarea grundului pe țeavă și înfășurarea benzii de polietilenă nu este suficient pentru a evapora solventul prezent în grund.
Filmul de polietilenă cu permeabilitate scăzută împiedică evaporarea solventului, sub acesta apar numeroase blistere care rup legătura adeziv dintre straturile de acoperire.
În general, acești factori reduc semnificativ calitatea stratului izolator și conduc la o reducere a duratei de viață a acestuia.
1.3. Agresivitatea corozivă a solurilor Atunci când învelișul izolator își pierde proprietățile protectoare, unul dintre principalele motive pentru apariția și dezvoltarea coroziunii și coroziunii la stres este agresivitatea coroziva a solurilor.
Coroziunea metalelor din sol este afectată direct sau indirect de mulți factori: compoziția chimică și mineralogică, compoziția granulometrică, umiditatea, permeabilitatea aerului, conținutul de gaze, compoziția chimică a soluțiilor de pori, pH și eH a mediului, cantitatea de materie organică, microbiologic. compoziția, conductivitatea electrică a solurilor, temperatura, starea înghețată sau dezghețată. Toți acești factori pot acționa atât separat, cât și simultan într-un anumit loc. Același factor, în diferite combinații cu alții, poate în unele cazuri să accelereze, iar în alte cazuri să încetinească viteza de coroziune a metalului. Prin urmare, evaluarea activității corozive a mediului de către oricare dintre factori este imposibilă.
Există multe metode de evaluare a agresivității solului. Setul de parametrii caracteristici determinați în evaluarea generală a agresivității solului include o astfel de caracteristică precum rezistența electrică (vezi Tabelul 1.1).
Tabelul 1.1 - Proprietățile corozive ale solurilor sunt estimate prin valoarea rezistenței electrice specifice a solului în Ohm m În funcție de solul specific, Ohm m, rezistența solului nu este ca un indicator al activității sale corozive, ci ca un semn care marchează zone în care poate avea loc o coroziune intensă”. Rezistența ohmică scăzută indică doar posibilitatea de coroziune. Rezistența ohmică ridicată a solurilor este un semn al agresivității corozive slabe a solurilor numai în medii neutre și alcaline. În solurile acide cu o valoare scăzută a pH-ului, coroziunea activă este posibilă, dar compușii acizi nu sunt adesea suficienți pentru a scădea rezistența ohmică. Ca o completare la metodele de mai sus pentru studierea coroziunii solului, autorii propun o analiză chimică a extractelor de apă, care determină destul de precis gradul de salinitate a solului.
Cei mai importanți factori în corozivitatea solului sunt structura acestuia (vezi Tabelul 1.2) și capacitatea de a trece apa și aerul, umiditatea, pH-ul și aciditatea, potențialul redox (eH), compoziția și concentrația sărurilor prezente în sol. În acest caz, un rol important este atribuit nu numai anionilor (Cl-; SO 2; NO 3 etc.), ci și cationilor, care contribuie la formarea peliculelor de protecție și la conductibilitatea electrică a solului.
Spre deosebire de electroliții lichizi, solurile au o structură eterogenă atât la scară micro (microstructura solului), cât și la scară macro (alternarea de lentile și straturi de rocă cu proprietăți litologice și fizice și chimice diferite). Lichidele și gazele din sol au o capacitate limitată de a se mișca, ceea ce complică mecanismul de alimentare cu oxigen a suprafeței metalice și afectează rata procesului de coroziune, iar oxigenul, după cum se știe, este principalul stimulator al coroziunii metalului.
Tabelul 1.3 oferă date despre corozivitatea solurilor în funcție de pH și conținut elemente chimice.
SeverNIPIgaz a realizat studii de legătură între accidente. (39 accidente), a fost studiată compoziția chimică a solului și a electrolitului solului. Distribuția accidentelor datorate SCC pe tipuri de sol agregate este prezentată în Figura 1.2.
Tabel 1.3 - Activitatea corozivă a solurilor în funcție de pH și conținutul de elemente chimice izolate accidentele apar în nisipuri și soluri mlăștinoase. Prin urmare, pentru a reduce numărul de accidente din cauza SCC, este necesar să se controleze compoziția solului, ceea ce se poate face în faza de proiectare a unei noi ramuri de gazoduct. De asemenea, arată nevoia de investigare a solului în analiza și selecția site-urilor pentru construcție și reconstrucție.
Figura 1.2 - Distribuția accidentelor cauzate de SCC pentru 1995 - 2004 în funcție de umiditatea solului mare rolîn cursul proceselor de coroziune. La umiditate scăzută, rezistența electrică a solului este mare, ceea ce duce la scăderea valorii curentului de coroziune care curge. La umiditate ridicată, rezistența electrică a solului scade, dar difuzia oxigenului pe suprafața metalului este foarte împiedicată, drept urmare procesul de coroziune încetinește. Există opinia că coroziunea maximă se observă la o umiditate de 15-20%, 10-30%.
1.4 Motivele formării de elemente macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz.
1.4.1 Condiții de formare a elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz Deteriorarea coroziunii metalice are loc pe suprafața exterioară a conductei de gaz în locurile în care stratul izolator este rupt, în ciuda prezenței protecției catodice a gazului conductă. Adesea aceste fenomene se observă în tronsoanele inițiale ale conductelor de gaze (10-20 km după ieșirea din stația de compresoare), cu teren accidentat, limitat la râpe, rigole, locuri cu umiditate periodică.
Analiza și generalizarea a numeroase materiale arată că comportamentul apelor subterane sub efectul termic al conductei de gaz afectează activarea proceselor de coroziune, care crește odată cu influența combinată (sau coincidența) a cel puțin trei factori:
- modificarea de impuls a temperaturii conductei de gaz;
- încălcări ale stratului izolator al conductei de gaz;
- diametru mare al conductei.
1. Diferența fundamentală dintre secțiunea inițială și cea finală (în absența sau stabilitatea evacuarilor de gaze de-a lungul traseului) este că în secțiunea inițială a conductei de gaze sunt resimțite fluctuațiile sau schimbările de impuls ale temperaturii gazului. maxim. Aceste fluctuații apar atât din cauza consumului neuniform de gaz, cât și din cauza imperfecțiunii sistemului de răcire cu aer pentru gazul furnizat conductei de gaz. Când se utilizează răcitoare de aer, fluctuațiile meteorologice ale temperaturii aerului provoacă fluctuații similare ale temperaturii gazului și, ca un ghid de undă, sunt transmise direct în secțiunea inițială a conductei de gaz (acest fenomen este evident mai ales în primii 20 ... 30 km ai gazului). conductă de gaz).
În experimentele lui Ismagilov I.G. S-a înregistrat că un val de temperatură de 5 0С, creat artificial de oprirea sistemului de răcire cu aer la Polyanskaya CS, a trecut la următoarea stație a Moskovo CS cu o scădere a amplitudinii la 2 0С. Pe conductele petroliere, unde debitele sunt cu un ordin de mărime mai mici, din cauza inerției produsului de pompare, acest fenomen nu este observat.
2. Dacă stratul izolator este rupt, pe suprafața exterioară a conductei se formează elemente macrocorozive. De regulă, acest lucru are loc în zonele cu o schimbare bruscă a parametrilor de mediu: rezistența ohmică a solurilor și mediile corozive (Figura 1.3 și Figura 1.4).
Figura 1.3 - Modelul unui element microcoroziv 3. Efectul „diametrului mare”. Parametrii geometrici ai conductei fierbinți sunt astfel încât atât temperatura, cât și umiditatea solului și, prin urmare, alte caracteristici: rezistența ohmică a solului, proprietățile electroliților din sol, potențialele de polarizare etc., se modifică de-a lungul perimetrului.
Umiditatea în jurul perimetrului variază de la 0,3% la 40% și până la saturație completă. În acest caz, rezistivitatea solului se modifică de …100 de ori.
Figura 1.4 - Modelul elementelor macro-corozive Studiile au arătat că temperatura gazului pompat afectează polarizarea catodică a țevilor de oțel în soluții de carbonat. Dependența potențialelor curentului anodic maxim de temperatură este liniară. O creștere a temperaturii duce la o creștere a curentului de dizolvare și deplasează domeniul de potențial al curentului anodic în regiunea negativă. O creștere a temperaturii duce nu numai la o modificare a vitezei proceselor electrochimice, ci și la modificarea valorilor pH-ului soluției.
Odată cu creșterea temperaturii soluției de carbonat, potențialul curentului anodic maxim asociat cu formarea de oxid, cu creșterea temperaturii cu 10 °C, se deplasează spre valori negative potențial la 25 mV.
Datorită eterogenității solului, modificări ale umidității și aerării sale, compactării neuniforme, gleying-ului și altor efecte, precum și defectelor metalului în sine, apar un număr mare de elemente macrocorosive. În același timp, secțiunile anodice, care au un potențial mai pozitiv, sunt mai susceptibile la deteriorarea coroziunii decât cele catodice, ceea ce este facilitat de efectul termic pulsat al conductei de gaz asupra proceselor de migrare în electrolitul de sol.
Procesele oscilatorii ale temperaturii și umidității în sol provoacă coroziune generală. Elementele macrocorozive localizate la suprafață se dezvoltă conform scenariului SCC sau centrelor de coroziune prin pitting. Generalitatea procesului electrochimic care duce la formarea de gropi și fisuri de coroziune este indicată în.
Procesele termodinamice neechilibrate apar mai intens și cu efectul maxim al manifestării principalelor caracteristici. Odată cu impactul de temperatură pulsat asupra solului, aproape sincron, se modifică parametrii care determină corozivitatea acestuia. Deoarece acest proces are loc pe întreaga perioadă de funcționare a conductei de gaz sub impact puternic parametrii dominanti, atunci localizarea macroelementului devine destul de definită, fixată în raport cu semnele geometrice.
După cum se arată în mișcarea oscilativă continuă a umidității solului, care poate fi explicată din punctul de vedere al mecanismului de mișcare a filmului termocapilar, are loc pe toată perioada de funcționare a conductei de gaz.
Astfel, chiar și în prezența protecției catodice a conductei de gaz, în locurile de deteriorare a stratului izolator al unei conducte de gaz cu diametru mare, datorită distribuției neuniforme a umidității solului de-a lungul perimetrului conductei, apar inevitabil elemente macrocorozive, provocând coroziunea solului a conductei metalice.
Unul dintre conditii importante Apariția proceselor de coroziune este prezența ionilor disociați în electrolitul solului.
Un factor care nu a fost luat în considerare anterior, care determină cursul proceselor de neechilibru, este efectul de temperatură în impulsuri al gazului pe peretele conductei și modificarea în impulsuri a conținutului de umiditate al solului adiacent conductei.
1.4.2 Modificările rezistenței electrice a solului adiacent conductei în timpul mișcării umidității în stratul de sol coroziv asigură o creștere discretă a defectului. După cum se arată în , acest proces este facilitat de efectul termic pulsat al conductei de gaz asupra proceselor de migrare în electrolitul de sol.
Ca urmare a rezolvării problemei inverse a conductibilității termice pentru condițiile secțiunii coridorului conductei de gaz Urengoy la tronsonul Polyana-Moskovo, a fost determinat în timp modelul de distribuție a umidității solului W de-a lungul perimetrului conductei.
Studiile au arătat că, odată cu creșterea impulsului a temperaturii, umiditatea curge din conductă și, odată cu o scădere ulterioară a temperaturii peretelui conductei, umiditatea stratului activ de sol adiacent crește.
De-a lungul perimetrului secțiunii conductei se modifică și umiditatea (Figura 1.5). Mai des, cea mai mare umiditate se observă de-a lungul generatricei inferioare a țevii, în poziția ora 6. Cele mai mari fluctuații de umiditate se înregistrează pe suprafețele laterale ale conductei, unde procesele de migrare sunt cele mai pronunțate.
În continuarea acestei lucrări (cu participarea solicitantului), s-au efectuat studii și s-a determinat rezistența electrică a stratului coroziv de sol din jurul conductei și au fost construite diagrame de putere electrică.
rezistența electrică a solului de-a lungul perimetrului conductei de gaz Du 1400. Acestea au fost construite în diferite momente de timp pe baza rezultatelor unui experiment industrial pe secțiunea conductei de gaz PolyanaMoskovo a coridorului Urengoy, care a arătat că la funcționare temperaturi de 30 ... 40 ° C, solul de sub țeavă rămâne întotdeauna umed, în timp ce timpul, ca deasupra părții superioare a țevii, umiditatea solului scade semnificativ.
24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 - regim cvasi-staționar 07.04.00 - după oprirea unui atelier de compresoare
Tabel 1.4 – Variația umidității și rezistivității solului de-a lungul perimetrului conductei Data tr, gr tv, gr Q, W/m.gr
Figura 1.5 prezentată arată că cele mai favorabile condiții pentru apariția defectelor generale de coroziune și SCC apar în sfertul inferior al conductei la pozițiile 5 ...
Când se construiește o diagramă a rezistivității solului el de-a lungul conturului conductei, a fost utilizată o diagramă a rezistivității solului în funcție de conținutul de umiditate (Figura 1.6).
B arată că iarna, la secțiunea inițială a conductei de gaz, unde temperaturile sunt menținute la 25–30 °C și mai mult, se mențin dezghețurile zăpezii și o zonă de sol îmbibat cu apă este menținută peste conductă pentru o lungă perioadă de timp, ceea ce asigură reîncărcare și de asemenea, îmbunătățește activitatea corozivă a solurilor.
Timpul de acțiune sau trecerea unui impuls termic este măsurat prin fluctuații). Acest timp este suficient pentru ca curenții de microegalizare să treacă peste un mic decalaj. Datele prezentate în figurile 1.5, 1.6 și în tabelul 1.4, obținute în condiții industriale pentru o conductă de gaz cu diametrul de 1420 mm, arată că din cauza modificărilor de umiditate de-a lungul perimetrului conductei, activitatea coroziva locală a solurilor se modifică, care depinde de rezistența ohmică, vezi Tabelul 1.5.
Tabelul - 1.5 Activitatea corozivă a solurilor în raport cu oțelul carbon, în funcție de rezistența lor electrică specifică Rezistența specifică, Ohm.m Figura 1.6 - Dependența rezistenței electrice specifice a solului argilos de umiditate Novopskov, care este situat într-un loc destul de uscat, în punctul cel mai înalt deasupra râpei. Izolația conductei din această secțiune a fost într-o stare satisfăcătoare.
În râpe și rigole, unde modificarea umidității este mai semnificativă, aceste efecte ar trebui să fie mai pronunțate. Acest model este tipic pentru cazul solului omogen de-a lungul perimetrului conductei. Cu soluri eterogene de umplutură tulbure, rezistența ohmică a componentelor va varia foarte mult. Figura 1.7 prezintă grafice ale dependenței rezistivității diverselor soluri de umiditate.
Prin urmare, la schimbarea solurilor, vor exista discontinuități pe diagrama de rezistivitate electrică și vor fi marcate clar elementele macrocorozive.
Astfel, o modificare a temperaturii unui microelement duce la o modificare a potențialelor de umiditate și rezistență electrică. Aceste fenomene sunt similare cu cele care apar la schimbarea modului de instalare a protecției catodice. O deplasare potențială sau un punct mort este echivalent cu o declanșare a protecției catodice și provoacă microcurenți de egalizare.
Dezvoltarea proceselor de coroziune în regim de temperatură pulsată duce la eroziunea sau fisurarea prin coroziune a conductei metalice.
Se creează o situație când rezistența la mișcarea ionilor în electrolitul solului este variabilă de-a lungul perimetrului conductei. Cu cât secțiunea luată în considerare este mai mare pe suprafața țevii, cu atât reacția anodică are loc mai încet, deoarece conținutul de umiditate al solului adiacent scade, rezistența ohmică crește și îndepărtarea ionilor metalici pozitivi din secțiunea anodului devine mai dificilă. Odată cu scăderea sau apropierea de poziția pe conturul conductei corespunzătoare la 5 ... ore, viteza reacției anodice crește.
La poziția ora 6, solul este compactat, gleying-ul este adesea prezent, accesul oxigenului la conductă este dificil, drept urmare reacția de adiție de electroni Figura 1.7 - Dependența rezistivității solului de conținutul de umiditate al acestora:
1 - mlastinoasa; 2 - nisipos; 3 - argilos.
(depolarizarea hidrogenului sau oxigenului) se desfășoară într-un ritm mai lent. În zona cu acces limitat la oxigen, potențialul elementului corosiv este mai puțin pozitiv, iar zona în sine va fi anodul.
În astfel de condiții, procesul de coroziune se desfășoară cu control catodic, care este tipic pentru majoritatea solurilor umede dense (râpe, rigole).
Aici se poate presupune că natura microcurenților de egalizare și de egalizare este identică. Dar curenții de microegalizare sunt trecători și au o inerție mică și, prin urmare, sunt mai distructivi.
Solul este un corp capilar-poros. În modul izotermic, mișcarea umidității în sol are loc sub acțiunea electroosmozei și a filtrării hidromecanice. Odată cu fluxul unui curent anodic semnificativ, are loc distilarea electroosmotică a umidității de la anod la catod. În anumite condiții, poate apărea un echilibru între filtrarea electroosmotică și cea hidromecanică.
Mult mai complicate sunt procesele de deplasare a umidității solului (electroliților) în zonele neizoterme, în special în modurile nestaționare. Aici, în apropierea conductei, în prezența unui gradient de temperatură, are loc mișcarea filmului termocapilar sau termocapilar. Direcția de mișcare a apei (electrolitul) coincide practic cu direcția fluxului de căldură și se observă în principal în direcția radială, departe de țeavă. Curenții convectivi la temperaturi de ordinul 30-40 °C sunt nesemnificativi, dar nu pot fi neglijați, deoarece afectează distribuția umidității de-a lungul conturului țevii și, în consecință, condițiile de formare a perechilor galvanice.
Sub acțiunea pulsată a temperaturii, gradienții de temperatură se modifică, ceea ce duce la o redistribuire a fluxurilor de migrație. În zona în care are loc coroziunea solului, mișcarea umidității are loc în mod oscilator sub acțiunea următoarelor forțe:
- termomotor, - capilar, - electroosmotic, - filtrare, - convectiv etc.
În absența filtrării în poziția ora 6, se formează o „zonă stagnantă”.
De regulă, aceasta este o zonă cu gradienți minimi, de unde evacuarea umidității este dificilă. Solul prelevat sub generatoarea inferioară, din poziția orei 6, prezintă semne caracteristice de gleying, ceea ce indică o activitate scăzută a proceselor de coroziune fără oxigen.
Astfel, relația cauză-efect stabilește că câmpul potențial din jurul conductei de gaz formează un potențial de polarizare care este variabil nu numai de-a lungul lungimii conductei, ci și de-a lungul secțiunii transversale și în timp.
Se crede, din punctul de vedere al teoriei tradiționale a carbonatului, că procesul de coroziune poate fi prevenit controlând cu precizie valoarea potențialului de polarizare în toată conducta, ceea ce pare a fi insuficient. Potențialul trebuie să fie constant și în secțiunea transversală a conductei. Dar, în practică, astfel de măsuri sunt greu de implementat.
1.5 Influența fluctuațiilor de temperatură și temperatură asupra stării de coroziune a conductei de gaz Condiții de temperatură se modifică semnificativ în timpul funcționării sistemului principal de conducte de gaz. În perioada anuală de exploatare, temperatura solului la adâncimea de pozare H = 1,72 m din axa conductei (DN 1400) în zona netulburată. stare termicăîn zona de trecere a traseului conductei de gaz din Bashkortostan, variază în intervalul +0,6 ... + 14,4 ° C. Pe parcursul anului, temperatura aerului se modifică deosebit de puternic:
- medie lunară de la -14,6…= +19,3 °C;
- maxim absolut +38 °C;
- minim absolut - 44 °C.
Aproape sincron cu temperatura aerului, temperatura gazului se modifică și după trecerea prin răcitoarele de aer (ACU). Conform observațiilor pe termen lung, modificarea temperaturii gazului după aparat din motive tehnologice și înregistrată de serviciul de dispecerizare variază între +23 ... +39 °C.
determină nu numai natura schimbului de căldură dintre conducta de gaz și sol. Fluctuațiile de temperatură determină o redistribuire a umidității în sol și afectează procesele de coroziune ale oțelurilor pentru țevi.
Există toate motivele să credem că activitatea proceselor de coroziune depinde în mod direct nu atât de temperatură, cât de fluctuațiile acesteia, deoarece neuniformitatea proceselor termodinamice este unul dintre motivele care activează procesele de coroziune.
Spre deosebire de fractura fragilă a conductei sub acțiunea presiunilor ridicate sau a vibrațiilor, care apar rapid, procesele de distrugere a coroziunii sunt inerțiale. Ele sunt asociate nu numai cu reacții electrochimice sau de altă natură, ci sunt determinate și de transferul de căldură și de masă și de mișcarea electroliților de pământ. Prin urmare, o modificare a temperaturii mediului activ, întinsă în timp pentru câteva zile (sau ore), poate fi considerată ca un impuls pentru un micro sau macro element coroziv.
Distrugerea conductelor de gaze din cauza SCC, de regulă, are loc la tronsoanele inițiale ale traseului gazoductului, în spatele CS, cu mișcări potențial periculoase ale conductei, i.e. unde temperatura gazului și fluctuațiile acestuia sunt maxime. Pentru condițiile gazoductelor Companiei Urengoy - Petrovsk și Urengoy - Novopskov în secțiunea Polyana - Moskovo, acestea sunt în principal traversări prin râpe și rigole cu cursuri de apă temporare. Sub influența unor diferențe semnificative de temperatură, mai ales atunci când poziția axei conductei nu corespunde cu cea de proiectare și există o aderență insuficientă a conductei la sol, conductele se deplasează.
Mișcările repetate ale conductelor conduc la o încălcare a integrității stratului izolator și la accesul liber la apa subterană la metalul conductei. Astfel, ca urmare a expunerii la temperaturi variabile, se creează condiții pentru desfășurarea proceselor de coroziune.
Astfel, pe baza studiilor anterioare, se poate susține că o modificare a temperaturii peretelui conductei implică o modificare a umidității și a rezistenței electrice a solului din jurul acestuia. Cu toate acestea, nu există date despre parametrii cantitativi ai acestor procese în literatura științifică și tehnică.
1.6 Diagnosticarea conductelor de gaze cu porci.
În sistemul de diagnosticare a conductelor de gaze, un rol cheie este acordat diagnosticării în linie, care este cea mai eficientă și informativă metodă de examinare a diagnosticului. În SRL Gazprom transgaz Ufa, în prezent, diagnosticarea stării tehnice a părții liniare a conductelor de gaz este efectuată de NPO Spetsneftegaz, care are în arsenal echipament pentru examinarea conductelor de gaz cu un diametru nominal de 500 - 1400 mm - a Complex DMTP (5 shell), care include:
- proiectil de curatare (CO);
- curatare magnetica (MOS);
- profiler electronic (PRT);
magnetizare transversală (DMTP).
Utilizarea VTD vă permite să identificați cea mai periculoasă categorie de defecte - fisuri de coroziune-stres (SCC), cu o adâncime de 20% din grosimea peretelui sau mai mult. Examinarea diagnostică a VTD este de o importanță deosebită pentru conductele de gaz cu diametre mari, unde probabilitatea de apariție și dezvoltare a defectelor SCC este mare.
Dintre toate defectele detectate cel mai mare numărține cont de defecte de pierdere a metalului, cum ar fi coroziunea generală, cavernă, groapă, canelura longitudinală, fisura longitudinală, zona de fisurare longitudinală, canelura transversală, fisura transversală, deteriorarea mecanică etc.
detector de defecte cu 95% probabilitate, sunt determinate în raport cu grosimea peretelui conductei „t” în coordonate tridimensionale (lungime x lățime x adâncime) și au următorii parametri:
- coroziune prin pitting 0,5t x 0,5t x 0,2t;
- fisuri longitudinale 3t x 0,1t x 0,2t;
- fisuri transversale 0t x 3t x 0,2t;
- caneluri longitudinale 3t x 1t x 0,1t;
- caneluri transversale 1t x 3t x 0,1t.
Evaluarea pericolelor defectelor identificate se poate realiza conform DCA 39 Recomandări metodologice pentru evaluarea cantitativă a stării principalelor gazoducte cu defecte de coroziune, clasarea acestora în funcție de gradul de pericol și determinarea resursei reziduale, OAO Gazprom , .
Pentru defectele de tip coroziune, se determină următorii parametri de evaluare a pericolului:
- nivelul presiunii sigure în gazoduct;
- resursa de functionare in siguranta a conductei cu defecte.
posibilităților. Trecerea proiectilelor VTD face posibilă determinarea în mod fiabil a parametrilor cantitativi ai defectelor peretelui conductei, trecerilor repetate - dinamica dezvoltării lor, ceea ce face posibilă prezicerea dezvoltării defectelor de coroziune.
1.7 Modele de predicție a proceselor de coroziune.
au existat încercări de modelare a acestui proces. Conform modelului liniar al procesului aparțin lui M. Faraday și are forma:
unde: A-const (valoare constantă);
Un grup mare de cercetători a prezentat un model de putere:
unde: A=13, a=0,25; 0,5; 1.0 .. Tabelul 1.6 rezumă rezultatele studiilor anterioare ale cineticii coroziunii electrochimice a metalelor - clasificare modele matematiceîn termeni generali ai funcţiilor. Există 26 de modele în total, care includ: liniare; putere; exponențial; logaritmică;
hiperbolic; logaritmi naturali; ranguri; integrală; sinusoidal;
combinate etc.
Au fost considerate criterii comparative următoarele criterii: pierderea de masă a metalului, subțierea peretelui probei, adâncimea cavității, zona de coroziune, accelerarea (decelerația) procesului de coroziune etc.
Procesele de coroziune sunt influențate de mulți factori, în funcție de procesele care pot:
- se dezvolta intr-un ritm constant;
- accelerează sau încetinește;
- să se oprească în dezvoltarea sa.
Se consideră curba cinetică prezentată în coordonatele adâncimii defectelor de coroziune - timp (Figura 1.8).
Secțiunea curbei 0-1 ne permite să stabilim că distrugerea acestui metal într-un mediu agresiv (electrolit) pentru perioada t1 practic nu se observă.
Secțiunea curbei 1-2 arată că distrugerea intensă a metalului începe în intervalul t = t2 - t1. Cu alte cuvinte, are loc cel mai intens proces tranzitoriu de coroziune a metalului, caracterizat prin pierderea maximă posibilă (pentru acest caz particular) de metal, precum și ratele și accelerațiile maxime ale electrolizei.
Punctul 2, care are proprietăți speciale, este în esență punctul de inflexiune al curbei cinetice de coroziune. La punctul 2, viteza de coroziune se stabilizează, derivata vitezei de coroziune devine egală cu zero v2=dk2/dt=0, deoarece teoretic, adâncimea cavităţii de coroziune în acest punct este o valoare constantă k2= const. Secțiunea curbei 2-3 ne permite să concluzionam că în timpul t = t3 - t2 procesul de coroziune tranzitorie începe să se estompeze. În intervalul 3-4, procesul de atenuare continuă, dincolo de curba 4, coroziunea se oprește în dezvoltarea ei până când un nou impuls declanșează acest mecanism.
Analiza efectuată arată că în cursul natural al procesului de coroziune electrochimică are loc pasivarea metalului, ceea ce oprește practic distrugerea prin coroziune a metalului.
În secțiunile conductei principale de gaze supuse deteriorarii coroziunii, ca urmare a expunerii la temperatură în impulsuri (atunci când temperatura gazului se schimbă), procesele de pasivare și activarea proceselor de coroziune alternează.
De aceea, niciunul dintre modelele luate în considerare nu poate fi utilizat pentru a prezice viteza de coroziune pe conductele principale de gaz.
În cazul lipsei de informații, care este de obicei principala problemă atunci când se încearcă să prezică desfășurarea proceselor de coroziune, se poate
I. Denison, E. Martin, G.
Thornes, E. Welner, W. Johnson, I. Upham, E. Mohr, A. Biccaris F. Champion, P. Aziz, J.
L.Da. Tzikerman y= y0 y0, A1=t1/(t1-t2) Yu.V. Demin 12 G.K. Ya.P.Shturman, A.V.Turkovskaya, Yu.M.Zhuk, I.V. Gorman, I.V. Gorman, G.B. Clark, L.A. Shuvakhina, V.V.
Agafonov, N.P. Zhuravlev Figura 1.8 - Graficul curbei cinetice a activității de coroziune pe baza reprezentărilor fizice ale procesului (Figura 1.9) și folosind funcționarea defectelor maxime și medii. Dar este puțin probabil ca acest lucru să facă posibilă prezicerea dinamicii creșterii cantitative a defectelor de coroziune.
Modelele prezentate descriu procesele de coroziune în situații specifice, supuse anumitor condiții, mediu chimic, temperatură, oțeluri de diferite grade, presiune etc. De interes deosebit sunt modelele care descriu procesele de coroziune ale sistemelor similare (conducte principale) cu un strat izolator, care funcționează în condiții similare cu conductele de gaz și care înregistrează rezultatele și pe baza diagnosticului în linie. De exemplu, în metodologia de realizare a analizei factorilor pe conductele petroliere principale, indiferent de diametrul și tipul de acoperire izolatoare, autorii propun un model:
unde L este coeficientul de atenuare al procesului de coroziune;
H este adâncimea deteriorării coroziunii, mm;
Din formula 1.6 de mai sus se poate observa că autorii au adoptat afirmația că la începutul funcționării conductelor, coroziunea are cea mai intensă creștere, iar apoi este amortizată din cauza pasivării. Derivarea și justificarea formulei (1.6) sunt date în .
operarea conductei este destul de controversată, deoarece noul strat izolator asigură o protecție mult mai fiabilă decât în timp, când izolația îmbătrânește și își pierde proprietățile de protecție.
În ciuda abundenței cercetărilor, niciunul dintre modelele propuse pentru prezicerea proceselor de coroziune nu poate lua în considerare pe deplin efectul temperaturii asupra vitezei de coroziune, deoarece nu țineți cont de schimbarea impulsului acestuia în timpul funcționării.
Această afirmație ne permite să formulăm scopul cercetării:
să demonstreze experimental că regimul de temperatură instabil al conductei de gaz este cauza principală a activării proceselor de coroziune pe suprafața exterioară a conductei de gaz.
1. A fost efectuată o analiză a surselor literare pentru a dezvălui efectul temperaturii gazului asupra stării de coroziune a conductei de gaz:
1.1. Sunt luate în considerare caracteristicile proceselor de coroziune în transportul prin conducte;
1.2.Se determină rolul activității corozive a solurilor când stratul izolator își pierde proprietățile protectoare.
1.3. A fost studiată fezabilitatea tehnică a detectării defectelor în linie pentru a evalua defectiunile conductelor.
1.4. Sunt luate în considerare modelele altor cercetători privind predicția proceselor de coroziune.
2. Au fost investigate motivele formării elementelor macrocorozive pe suprafața exterioară a conductei.
3. S-a dovedit că atunci când umiditatea se deplasează în stratul de sol coroziv, rezistența electrică a solului adiacent conductei se modifică.
2. EVALUAREA IMPACTULUI PULSULUI UMIDITĂȚII ȘI
TEMPERATURILE ASUPRA ACTIVITĂȚII DE COROZIUNE A SOLURILOR,
CONDUCȚIA DE GAZ ÎNCĂJURĂ
2.1. Modelarea fizică și selectarea parametrilor de control Faptul că umezirea periodică a solului accelerează procesele de coroziune este indicat de practica exploatării conductelor principale de gaze.Studiind acest fenomen, Ismagilov I.G. a demonstrat că conducta principală de gaz de diametru mare este o sursă puternică de căldură, care are un efect de temperatură pulsată asupra solului și provoacă mișcări oscilatorii ale umidității în stratul de sol coroziv-activ.
Cu toate acestea, presupunerea sa că efectul de temperatură în impulsuri sporește activitatea corozivă a stratului de sol adiacent conductei necesită o confirmare experimentală.
Prin urmare, scopul studiului este de a stabili un experiment pentru studiul și evaluarea activității corozive a solurilor sub expunere la temperatură pulsată.
Problemele studierii proceselor de coroziune sunt de obicei rezolvate experimental. Există diverse metode de evaluare a efectului coroziunii, inclusiv testele accelerate de coroziune.
Astfel, este necesar să se simuleze condițiile de transfer de căldură și de masă cu solul înconjurător, care sunt tipice pentru o secțiune a unei conducte de gaz care traversează o râpă, de-a lungul căreia curge un pârâu și să se determine în ce măsură coroziv activitatea solului se modifică sub influența temperaturii și umidității.
Studiul cel mai precis al impactului fiecărui factor (temperatura de impuls și umiditatea) este posibil în condiții de laborator, unde parametrii procesului de coroziune sunt fixați și controlați cu mare precizie.
Regimul de temperatură în impulsuri al conductei de gaz cu transfer de căldură cvasi-staționar a fost modelat pentru conductele de gaz care trec prin teritoriul Bashkortostan și regiuni similare acestuia. Conform teoriei similitudinii, dacă numerele de similaritate care caracterizează procesul de transfer de căldură sunt egale, sub rezerva similitudinii geometrice, procesele de transfer de căldură pot fi considerate similare.
Solul utilizat în experiment a fost preluat de pe traseul gazoductului Urengoy-Petrovsk al tronsonului Polyana-Moskovo din pozițiile ora 3, 12 și ora de-a lungul perimetrului conductei de gaz. Proprietățile termofizice ale solului utilizat în studiile de laborator sunt aceleași cu cele in situ, deoarece
S-au prelevat probe de sol din secțiunea corozivă a gazoductului existent. Pentru aceleași soluri, egalitatea numerelor Lykov Lu și Kovner Kv pentru natură și model a fost îndeplinită automat:
Sub rezerva egalității diferențelor de temperatură, a identității solurilor și a aceluiași nivel al conținutului de umiditate al acestora, numerele Kossovich Ko și Postnov Pn au fost egale.
Astfel, sarcina de modelare a condițiilor de transfer de căldură și masă, în acest caz, a fost redusă la o astfel de selecție a parametrilor de instalare pentru a asigura egalitatea numerelor Fourier Fo și Kirpichev Ki pentru natură și model.
exploatarea unei conducte cu diametrul de 1,42 m, cu egalitatea difuzivității termice a = a”, pe baza (2.5) obținem pentru model:
(2.7) Deci, cu un diametru al eprubetei de 20 mm, perioada anuală la instalație ar trebui să „trece” în 1,7 ore.
Condițiile de transfer de căldură au fost modelate după criteriul Kirpichev Considerând, aproximativ, fluxul de căldură conform (2.9) La adâncimea conductei de gaz până la axa conductei Н0 = 1,7 m și Н0/Rtr = 2, (adâncimea relativă a gazoduct în tronsonul Polyana-Moskovo), pe baza egalității (2.6), obținem pentru model:
Pentru a modela „pârâul” este necesar să se mențină egalitatea numerelor Reynolds pentru natură și model:
Deoarece lichidul este același, apă - atunci pe baza (2.12) și ținând cont de asemănarea geometrică, obținem egalitatea:
Calculele corespunzătoare, ținând cont de (2.13), arată că alimentarea cu apă, simulând un flux la o instalație dată, ar trebui să fie prin picurare.
Deoarece în cursul experimentului este necesar să se schimbe temperatura peretelui conductei în limitele schimbării sale efective de 30 ... 40 ° C și să se regleze, menținând modul pulsat, apoi temperatura ttr a exteriorului. suprafața tubului de oțel - proba St. a fost aleasă ca parametru de control. 3.
Pentru a determina corozivitatea relativă a solului sub expunere la temperatură pulsată, în comparație cu expunerea la temperatură stabilă, a fost aleasă o metodă de testare accelerată, pe baza căreia se determină corozivitatea solurilor prin pierderea în greutate a probelor de oțel.
2.2. Scurtă descriere a configurației experimentale Montarea experimentală, a cărei schemă este prezentată în Figura 2.1, constă dintr-o cutie de tablă 1 cu dimensiunile de 90x80x128 mm. Solul special pregătit 11 este turnat în cutie până la o înălțime H, calculată din condiția ca volumul de sol să fie egal cu:
Se pune în sol un tub de oțel, cântărit în prealabil pe o balanță analitică cu o precizie de 0,001 g. Parametrii tuburilor de oțel:
diametrul, lungimea, masa și suprafața tuburilor sunt date în tabelul 2.1.
Figura 2.1 - Schema montajului experimental pentru studierea efectului temperaturii pulsate asupra corozivității solurilor Tabel 2.1 - Parametrii tuburilor de oțel - probe, art. 3.
Nr. Diametru, Lungime, Suprafață, Greutate, Notă Tubul a fost izolat din cutia de tablă cu dopuri de cauciuc.
Probele de sol în starea inițială în contact cu conducta principală de gaze au fost pregătite după cum urmează.
Fiecare dintre probe a fost uscată într-un cuptor. Deoarece probele de sol au conținut compuși organici și, eventual, bacterii sulfato-reducătoare, temperatura de uscare nu a depășit 70°C. Pământul uscat a fost zdrobit și cernut printr-o sită cu găuri de 1 mm. Proba de sol astfel pregătită a fost turnată într-o cutie cu tub instalat și umezită la un conținut de umiditate W = 20–25%, ceea ce corespunde conținutului natural de umiditate al solului în zonele pe care trece traseul conductei de gaz. Experimentele folosite apă de la robinet cu temperatura naturala.
Accelerarea procesului de coroziune a fost realizată prin conectarea polului negativ la carcasă și a polului pozitiv al unei surse de curent continuu de 6 V la proba de metal.
Regimul de temperatură în impulsuri a fost creat prin pornirea și oprirea periodică a unui încălzitor termo-electric (TEH) instalat în interiorul tubului de probă. Durata ciclului a fost stabilită empiric. De exemplu, pentru condițiile primului experiment, în timpul controlului regimului de temperatură, durata ciclului a fost determinată a fi egală cu t = 22 min (timp de încălzire n = 7 min; timp de răcire o = 15 min). Controlul temperaturii a fost realizat cu ajutorul unui termocuplu instalat deasupra generatricei superioare a tubului, fără a deranja suprafața probei.
În timpul experimentului, apa prin picurare a fost furnizată prin pâlnie în sol la nivelul axei tubului. A fost creat un efect de baraj, care este caracteristic drenurilor transversale. Apa a fost drenată prin orificii perforate de pe peretele lateral al cutiei (5 orificii simetrice la același nivel).
După oprirea curentului la 24 de ore de la începerea experimentului, proba a fost fotografiată, curățată temeinic de produsele de coroziune cu o cârpă uscată și o gumă de șters. Apoi a fost spălat cu apă distilată, uscat și cântărit pe o balanță analitică cu cel mai apropiat 0,001 g.
activitatea solului sub expunere la temperaturi pulsate Stare necesară testarea coroziunii este o accelerare a etapei de control a procesului. În electroliții neutri, procesul de coroziune este limitat de viteza de depolarizare a oxigenului; prin urmare, pentru a accelera procesul de coroziune, este necesară creșterea ratei procesului catodic.
Testarea probelor trebuie efectuată în așa fel încât, cu modificări periodice ale umidității, metalul să fie expus la cea mai lungă expunere posibilă la straturi subțiri de electrolit.
Este important să alegeți moduri atunci când solul nu este complet deshidratat din cauza uscării solului, iar umiditatea rămâne în stare de film.
La o temperatură ambiantă tgr = 20 °C și o temperatură a peretelui conductei ttr = 30...40 °C se creează un cap de temperatură la instalație.nivel 18 °C.
Iarna, diferența de temperatură t crește la 30 °C. Cu toate acestea, modul de iarnă la instalație nu este modelat, deoarece condițiile de transfer de căldură și coroziunea solului în perioada de iarnă sunt calitativ diferite: „pârâuri”
îngheață, iar deasupra conductei stratul de zăpadă se dezgheță parțial, umezind solul, apare efectul „termos”. Cu toate acestea, datorită umidității suficiente a solului, există toate motivele să credem că în perioadele de iarnă, procesele de coroziune, inclusiv SCC, sunt de asemenea active.
Temperaturile de ordinul a 30 ° С sunt nivelul pragului de temperatură pentru perioada de vară, sub care umiditatea nu se îndepărtează de conductă și, după cum au arătat studiile la punctele de măsurare nr. 1 și nr. 2 ale conductei de gaz de pe porțiunea Polyana CS - Moskovo CS, se acumulează la o anumită distanță mică de conductă, fiind în stare de neechilibru (mică este o distanță de aproximativ 0,2..0,3 m de peretele conductei cu diametrul de 1,42 m). Prin urmare, orice scădere ușoară a temperaturii duce la revenirea umidității.
Atunci când solul în contact cu conducta este deshidratat în straturi foarte subțiri, împreună cu facilitarea reacției catodice, reacția anodică poate fi inhibată, ceea ce va încetini procesul de coroziune ca urmare.
Procese similare au loc pe generatoarea superioară a conductei de gaz, pe care practic nu se observă fisurarea coroziunii.
În tabelul 2.2 sunt prezentate rezultatele studiilor de coroziune efectuate pe țevi de oțel - probe Nr. 1-4. Experimentele au fost efectuate secvenţial, în ordinea indicată în acest tabel.
Probele de sol nu au fost refolosite. Temperatura ambiantă nu a depășit 18…20 °C. Înregistrarea regimurilor de temperatură a fost efectuată în jurnalul de observare. Aceste date sunt prezentate în Anexa 1.
Proba nr. 1 supusă temperaturii pulsate.
Modul real a fost determinat de temperatura probei de oțel, care a variat în: tнi…toi, (Anexa 1). Temperatura de încălzire tn este temperatura la care a crescut temperatura peretelui probei în timpul de încălzire n. Temperatura de răcire to este temperatura la care temperatura probei a scăzut în timpul o. Timpul ciclului i-lea i = нi +оi ; numărul de cicluri din timpul experimentului n = 66.
Tabel 2.2 Condiții și rezultate ale experimentelor nr. 1-4 pentru determinarea activității corozive a solurilor Temperaturile medii au fost determinate prin formulele:
În timpul experimentului, cu durata de 24 de ore. 30 min, s-au menținut valorile medii ale parametrilor:
În timpul testului, 24 de ore și 30 de minute, a fost simulat un proces care are loc în condiții naturale timp de 24,5/1,7 14 ani. Pe parcursul anului, în medie, 1.760/22.3 = de 4 ori regimul de temperatură s-a schimbat de la 30 la 40 °C.
Natura daunelor provocate de coroziune este prezentată în fotografii (Figura 2.2).
Există o manifestare a coroziunii generale pe întreaga suprafață a probei, dar nu semnificativă. Predomină centrii destul de extinsi, concentrați și profundi. Adâncimea maximă a leziunii ulcerative se notează în alimentarea cu apă cu picurare continuă prin pâlnie, vezi schema de instalare din Figura 2.1. A fost furnizată apă în partea centrală a probei la nivelul axei tubului. Curgând prin pământ, „pârâul” a deviat la stânga. Curgerea apei a fost efectuată în principal prin a 2-a gaură din stânga (în prezența a 5 găuri perforate uniform). Această parte a probei a fost cea care a suferit daune maxime de coroziune.
Datorită efectului de baraj și umidității ridicate, eroziunea este mai profundă și mai extinsă pe partea de intrare. Pe eșantion este vizibilă și o zonă „stagnantă”, unde eroziunea este practic absentă. Acest lucru poate fi explicat după cum urmează.
Deoarece în condițiile experimentale s-a modelat un pârâu care curge pe o râpă, iar apa a fost furnizată fără presiune, apoi departe de canal, cu o potrivire strânsă a solului la suprafața probei, datorită rezistenței hidraulice ridicate, apa nu a spălați suprafața tubului în zona de contact strâns și intensitatea proceselor de coroziune a fost semnificativ mai mică. Fenomene similare se observă și în condiții industriale de-a lungul traseului gazoductului.
Datorită evaporării și fluxurilor ascendente de umiditate din „flux”
procesele de coroziune s-au intensificat și în partea stângă sus a probei.
Acest fenomen poate fi explicat prin factorul de scară, care se datorează dimensiunii mici a tubului, creșterii capilare a umidității și efectului de baraj.
Cu expunerea la temperatură pulsată și temperatură neuniformă, umiditate, rezistență ohmică și alți parametri de-a lungul perimetrului tubului, condițiile create predispun la formarea de elemente micro și macro-corozive.
Trebuie remarcat faptul că pe parcursul întregului experiment a fost eliberată o cantitate mare de hidrogen. Nu s-au efectuat măsurători adecvate, dar s-a observat un efect sonor constant, care a fost bine auzit.
Proba nr. 2 Materialul celui de-al doilea eșantion este același. Solul este același
proba a fost prelevată din poziţia ora 3. Umiditatea solului W = 22%. Condițiile experimentului au fost diferite în ceea ce privește regimul de temperatură și absența unui „flux”. Pe parcursul experimentului, a cărui durată a fost de 24 de ore. 30 min., temperatura a fost menținută constantă:
Daunele de coroziune sunt mult mai mici aici (Figura 2.3).
Pierderea în greutate a probei este de 7 ori mai mică (în unități relative). Coroziunea generală predomină. Suprafața probei este afectată uniform. O mică leziune focală este observată în partea inferioară a specimenului.
Remarcăm diferența fundamentală în natura deteriorării prin coroziune a probelor nr. 1 și nr. 2.
Figura 2.3 - Leziuni de coroziune ale probei nr. 2 la o temperatură constantă ttr = 33 OS apa curgatoare coroziunea extinsă pronunțată cu pitting a suprafeței de oțel se dezvoltă cu o deteriorare maximă de-a lungul „fluxului”.
La o temperatură stabilă și absența unui dren, dar la aceeași umiditate inițială, se observă uscarea solului și dezvoltarea coroziunii generale cu ulcerații minime. Rata proceselor de coroziune și pierderea metalului este de 7 ori mai mică.
Proba nr. 3 Materialul probelor nr. 3 și nr. 4 este același: art. 3, dar mostrele sunt făcute dintr-o altă bucată de țeavă. Conținutul de umiditate a solului a fost în limitele naturale W = 20…25%. Durata experimentului a fost de 24 de ore.
Temperatura în timpul experimentului a fost menținută egală cu ttr = 33,12 33 °C.
Proba de sol a fost prelevată din poziția ora 6. Solul a avut o diferență semnificativă, constând în gleying, care este caracteristic țevilor supuse SCC. (Gleying-ul este un proces de refacere chimică a părții minerale a solului sau a rocilor din orizonturile mai adânci suprasaturate cu apă, când compușii oxizi ai fierului se transformă în compuși oxizi și sunt desfășurați de apă, iar orizonturile sărăcite în fier devin verzui, negre și tonuri cenușii.).
Apa, cu o cantitate mică de picurare (6 picături pe minut), practic nu s-a infiltrat sub conducta de probă, provocând aglomerarea în zona de contact dintre sol și metal, uneori ridicându-se în pâlnie și creând un cap static. Apa a fost furnizată asimetric, cu o compensare la partea dreapta probă.
Pentru proba nr. 3 (Figura 2.4), supusă la coroziune, în condiții de transfer termic stabil, când temperatura probei a fost menținută constantă la ttr = 33 °C, se notează următoarele semne:
1) Coroziunea generală este caracteristică, practic pe toată suprafața;
2) Semnele caracteristice ale coroziunii prin pitting nu au fost detectate în timpul unei examinări generale;
3) În zona zgârieturilor:
2 zgârieturi de 30 mm 2 zgârieturi de 30 mm 2 zgârieturi de 30 mm nu au fost găsite semne de leziuni ulcerative.
4) deteriorarea maximă de coroziune, determinată de grosimea crustei de coroziune, a fost observată din partea de arc, adică din partea dreaptă a probei, și de-a lungul generatricei inferioare a tubului, unde umiditatea a fost maximă;
5) se vede clar că culoarea crustei de coroziune la poziția ora 6 de-a lungul întregii generatrice inferioară a tubului și în zona de arc este mai închisă, cel mai probabil maro închis;
6) prezența a 3 zgârieturi în zona plină de apă (în dreapta) și a 3 din aceleași zgârieturi în sol mai puțin umed (în stânga) nu a afectat în niciun fel natura desfășurării procesului de coroziune;
7) trebuie remarcat faptul că, după prelucrarea tubului de probă pe strung, pe partea dreaptă, au fost vizibile urme de deformare plastică din punctul de strângere (sub forma unei ușoare căliri prin muncă), ceea ce nu a afectat natura deteriorarea coroziunii.
Proba nr. 4 Proba este prelucrată din aceeași bucată de țeavă ca și proba nr. 3, art. 3. Sol, condițiile de desfășurare a experimentului sunt aceleași ca în experimentul nr. 3. Singura diferență: regimul de temperatură este pulsat, conform scenariului: 30/40 °С. În timpul experimentului, cu o durată de 24 de ore, s-au menținut valorile medii ale parametrilor, determinate de formulele (2.14 - 2.16):
Curgerea unui „pârâu într-o râpă” a fost modelată prin picurarea apei printr-o pâlnie, asimetric, în partea dreaptă a probei. Numărul de cicluri n = 63.
Eșantionul are zgârieturi, la fel ca pe proba nr. 3:
2 zgârieturi de 30 mm fiecare 2 zgârieturi de 30 mm fiecare 2 zgârieturi de 30 mm fiecare Natura deteriorării coroziunii este prezentată în Figura 2.5.
Comparând rezultatele experimentelor nr. 3 și nr. 4, care au fost și ele efectuate în condiții identice, dar cu o diferență în condițiile de temperatură, observăm că în solul cu semne de gleying, efectul de temperatură pulsată intensifică și procesul. În funcție de pierderea relativă în greutate, diferența este de 11 ori! (tabelul 2.2).
Figura 2.4 - Natura deteriorării prin coroziune a probei nr. 3 la o temperatură constantă ttr = 33 OS Figura 2.5 - Natura distrugerii probei nr. 4 cu o modificare pulsată a temperaturii în modul 31/42 OS După cum se poate observa, în acest caz, efectul pierderilor de coroziune a metalelor îl depășește semnificativ pe cel obținut în experimentele nr. 1 și #2.
În experimentul nr. 4, se remarcă un fenomen special, care face posibilă explicarea proceselor fizice care au loc în sol sub expunere la temperatură pulsată.
Faptul activării procesului de coroziune indică faptul că „oscilația” umidității, care are loc într-un mod pulsat, sub acțiunea forțelor termomotoare, duce în cele din urmă la o modificare a structurii solului, netezirea denivelărilor și mișcarea particulelor fracției mâloase în capilare, adică
de fapt, se formează canale îmbunătățite, prin care electrolitul de pământ se mișcă liber. În timpul experimentului, în momentul în care apa a început să curgă prin găurile perforate, s-a remarcat și mișcarea bulelor de H2 de-a lungul capilarelor și îndepărtarea lor împreună cu apa (vizual).
În experimentul nr. 3 (t = const), apa furnizată prin pâlnie practic nu s-a infiltrat prin găurile perforate, provocând uneori chiar și o creștere a nivelului apei în pâlnie cu crearea unui cap static. Apa nu s-a scurs prin orificiile perforate. Electrolitul din sol diferă de electrolitul lichid prin rezistența sa mai mare la mișcarea ionilor.
În experimentul nr. 4 (t = 31/42 ° С), același sol a fost folosit cu gleying, după o oră. Singura diferență: modul de temperatură puls. Deplasându-se în regim fără presiune, apa a depășit rezistența solului în aproximativ 8 ore de la începutul experimentului. O oră mai târziu, s-a stabilit un echilibru: afluxul de apă a devenit egal cu scurgerea. Instalația a fost oprită pentru noapte. Dimineața, după pornirea unității, apa a picurat prin orificiile de drenaj după 50 de minute.
Acest fapt indică o scădere a rezistenței hidraulice a capilarelor datorită formării de canale îmbunătățite. Într-un astfel de mediu, ionii de electroliți sunt mai mobili, ceea ce contribuie, fără îndoială, la coroziunea metalelor, deoarece asigură reînnoirea electrolitului din sol prin apă curentă.
În același timp, fiecare impuls oferă o schimbare în etapele 1 și 2 de formare, parcă s-ar intensifica, ajustând creșterea discretă a proceselor de coroziune.
Desigur, în acest caz, nu numai dezvoltarea proceselor de coroziune este îmbunătățită, dar coroziunea focală, pitting și coroziunea de suprafață este intensificată, deoarece acestea sunt caracterizate prin procese electrochimice comune.
Astfel, experimentele arată că, în condițiile egale, efectul de temperatură pulsată și umiditatea variabilă cresc de 6,9 ori activitatea corozivă a solului (experimentele nr. 1 și nr. 2), iar odată cu deteriorarea caracteristicilor fizice ale solului. sol de 11,2 ori (experimentul nr. 3 și nr. 4).
2.4. Investigarea influenței frecvenței fluctuațiilor de temperatură și a parametrilor termici asupra corozivității solurilor (a doua serie de experimente) Modurile de funcționare ale conductelor principale de gaze se caracterizează prin fluctuații frecvente de temperatură. În decurs de o lună, doar numărul de porniri a ventilatoarelor AVO la locurile de răcire pe gaz natural ajunge la 30 ... 40.
Pe parcursul anului, luând în considerare operațiunile tehnologice (închiderea atelierului de compresoare, GPU etc.) și factorii climatici (ploaie, inundații, modificări ale temperaturii aerului etc.), acestea sunt sute de fluctuații, iar pe toată perioada de operațiune - mii și zeci de mii.
Pentru a studia efectul frecvenței impulsurilor de temperatură și al creșterii temperaturii medii asupra corozivității solurilor, a fost efectuată a doua serie de experimente (Nr. 5 - Nr. 8) pe probe de oțel, într-un electrolit măcinat. . Înregistrarea regimurilor de temperatură a fost efectuată în jurnalul de observare. Aceste date sunt prezentate în Anexa 2.
Experimentele au fost efectuate pe aceeași configurație experimentală.
Au fost modelate procese termodinamice pe termen lung, care au loc în secțiunea conductei principale de gaze cu izolația deteriorată și umezirea periodică (Figura 2.1).
supus la efecte de temperatură pulsată (umiditate) au arătat că atunci când curge în jurul probei cu apă curentă, coroziunea extinsă și pronunțată a suprafeței de oțel se dezvoltă cu deteriorare maximă de-a lungul trecerii umidității.
Acest fapt indică efectul însumării sau suprapunerii efectelor temperaturii și umidității asupra proceselor de coroziune cu o creștere bruscă a activității corozive a mediului.
La o temperatură stabilă și absența unui dren, cu aceeași umiditate inițială a solului, leziunile ulcerative ale suprafeței sunt minime sau absente, iar pierderile de metal datorate coroziunii sunt cu un ordin de mărime mai mici.
Rezultatele primei serii de experimente au dat, de asemenea, motive să presupunem că o creștere a numărului de impulsuri de temperatură duce la o creștere a pierderii în greutate a probelor de testat. Baza acestei afirmații a fost și faptul că electroliții de pământ din stratul de sol coroziv-activ din jurul unei conducte de gaz cu diametru mare se comportă într-un mod foarte special, și anume:
1. Lucrează într-un mediu de sol poros, care împiedică mișcarea ionilor în formele scheletice ale solului.
2. Sunt în mișcare oscilatorie sub acțiunea forțelor termomotoare, deoarece gradienții de temperatură sunt în continuă schimbare. În același timp, umiditatea „rupe” calea optimă pentru sine într-un mediu poros, netezește neregulile și tuberculii din canalul capilar, ceea ce, în timp, reduce semnificativ rezistența hidraulică a capilarelor.
3. O creștere a mobilității umidității solului și mișcarea sa oscilativă activează procesele de coroziune. În prezența drenurilor (ravene, grinzi etc.), produsele de coroziune sunt evacuate activ din stratul activ de sol către periferie și electrolitul este reînnoit.
În acest mod, defectele de coroziune se dezvoltă rapid, se îmbină, formând o zonă mare afectată, ceea ce duce la slăbire capacitate portantă pereții conductei de gaz, din aceasta se poate presupune că o creștere a numărului de cicluri de temperatură contribuie la acest proces.
Experimentele nr.5-nr.8 au fost efectuate pe un amestec de soluri argiloase si lutoase pe probe identice cu probele din prima serie de experimente (tabelul 2.3).
Tabel 2.3 - Parametrii probelor din a doua serie de experimente, cu un mod de încălzire ciclică Solurile pentru experimente au fost prelevate din gropi la identificarea defectelor SCC pe conducta de gaz Urengoy - Petrovsk Du 1400 PK 3402 + 80. Probele de sol prelevate din poziția ora 6 au urme de gleying. Secțiunea conductei de gaze din cariera PK 3402+80 a fost supusă efectelor de coroziune și coroziune tensionată și a fost înlocuită în timpul lucrărilor de reparație.
Regimul de temperatură a fost setat la puls, conform schemei dovedite 45/35OS. Apa a fost furnizată tuturor probelor în același mod. Temperatura medie pe suprafața probei și fluxul de căldură specific sunt date în Tabelul 2.4.
Probele din a doua serie de experimente au fost testate pe aceeași configurație experimentală, dar spre deosebire de prima, în condiții identice. Acestea. Solurile au fost luate la fel, s-a asigurat aceeași alimentare cu apă prin pâlnie și s-au asigurat aceleași temperaturi de apă și aer.
În aceste experimente, intervalul de temperatură de expunere este menținut pentru mai mult nivel inalt: 35..40 °C (în prima serie de experimente, temperatura a variat în intervalul 30...35 °C).
Tabelul 2.4 - Moduri de încălzire a probelor Nr. 5-Nr. Tensiune Forță Putere Specific Medie Variabilele au fost doar numărul de cicluri n în timpul fiecărui experiment.
a fost menținut în termen de 24±0,5 ore, ceea ce a corespuns la aproximativ 14 ani de funcționare a gazoductului în condiții naturale (vezi clauza 2.1).
Variația ciclurilor din această serie de experimente a fost realizată prin modificarea tensiunii pe elementul de încălzire și, în consecință, prin modificarea fluxului de căldură specific furnizat probelor. Exemple de parametri de încălzire sunt dați în Tabelul 2.7.
Cu aceeași durată a experimentelor comparate, numărul de cicluri de încălzire a probei este diferit: n=14 (experimentul nr. 6) și n=76 (experimentul nr. 8). Prin urmare, viteza de încălzire a probei din experimentul nr. 8 este foarte mare, iar răcirea este lentă. În experimentul nr. 6, dimpotrivă, răcirea are loc rapid, iar căldura este acumulată de sol treptat. Datorită transferului de căldură calitativ diferit, temperaturile medii tav în aceste experimente sunt diferite.
Tabelul 2.5 - Parametrii de încălzire a probei în modul ciclic 35/45°С Proba Nr. Tabelul 2.5 arată că raportul dintre timpul de încălzire n și timpul de răcire o se modifică odată cu numărul de cicluri. Și acest lucru se reflectă în natura schimbării temperaturii ttr, determină diferența de temperaturi medii tav, electroliți și, în cele din urmă, asupra vitezei de coroziune a probelor.
Natura modificării temperaturii ttr este prezentată în Figura 2.6. O analiză a graficelor arată că, odată cu creșterea numărului de cicluri, raportul dintre durata încălzirii și răcirii se modifică. Figura 2.7 prezintă un fragment din experimentul nr. cu o putere mică a sursei de încălzire, iar în figura 2.8 un fragment din experimentul nr. 8 cu o putere mare a sursei de încălzire. În experimentul nr. 5 (82 cicluri) și nr. 8 (76 cicluri), timpul de încălzire este mai mic decât timpul de răcire și invers în experimentele nr. 6 și nr. 7.
Rezultatele experimentelor nr. 5-8 arată că pierderea de greutate prin coroziune a probelor diferă, vezi tabelul 2. Tabel 2.6 - Pierderea în greutate a probelor nr. 5-nr. 8 cu un mod de încălzire ciclică conform 45/ 35 ° С schema proceselor chimice. Natura biochimică a accelerării sau activării proceselor de coroziune într-un astfel de cadru al experimentului este practic exclusă.
Figura 2.6 - Natura regimurilor de temperatură pulsată pentru încălzirea probelor în experimentele nr. 5 - Figura 2.7 - Un fragment din experiența nr. 6, ilustrând ratele de încălzire și răcire la puterea sursei scăzute (q = 46,96 W/m) 2.8 - Fragment de experiență nr. 8, ilustrând ratele de încălzire și răcire la putere mare a sursei (q = 239,29 W/m).
Pierderea în greutate a probelor, g/cm2 0, Figura 2.9 – Dependența pierderii în greutate a probelor de numărul de impulsuri termice Pierderea în greutate a probelor, g/cm Figura 2.10 – Dependența pierderii în greutate a probelor de puterea termică Pierderea în greutate a probelor, g/cm Figura 2.9 arată că odată cu creșterea numărului de cicluri pentru aceeași perioadă de timp, activitatea proceselor de coroziune crește, fapt dovedit de creșterea pierderii relative în greutate a probelor. Această dependență este neliniară și are un caracter progresiv.
Trebuie remarcat faptul că, în ciuda faptului că în experimentul nr. 8 a fost utilizată o probă cu o masă mai mică și o suprafață mai mică în comparație cu celelalte probe, pierderea sa de masă specifică a fost mare. Acest lucru poate fi explicat prin faptul că proba nr. 8 a fost expusă la un flux de căldură specific mai mare, vezi Figura 2.10. Comparativ cu proba nr.6, care a fost supusă celui mai scăzut flux de căldură specific, proba nr.8 are o pierdere de masă specifică cu 6% mai mare.
Viteza de coroziune, exprimată în pierderea de masă a metalului, depinde de temperatura medie tav a suprafeței exterioare a probelor (Figura 2.11, Figura 2.12). Pe măsură ce temperatura crește la valori de 43..44 °C, viteza de coroziune scade. Acest lucru poate fi explicat prin scăderea umidității solului din jurul țevii și „uscarea” acesteia la temperaturi mai ridicate. Odată cu scăderea umidității, activitatea proceselor electrochimice corozive scade.
efectul temperaturii pulsate (n), dar și asupra puterii termice a sursei (q) și a temperaturii medii a acesteia tav.
2.5 Dependența vitezei de coroziune de temperatura medie cu transfer de căldură instabil.
Analiza efectuată a rezultatelor experimentelor, inclusiv luarea în considerare a caracteristicilor calitative și a rapoartelor cantitative, a făcut posibilă selecția caracteristicilor factorilor care afectează caracteristica eficientă a modelului.
s-a dovedit a fi insuficientă pentru a efectua o analiză de corelație-regresie multiplă a rezultatelor. Cu toate acestea, analiza matricei coeficienților de corelație perechi obținute în prima etapă de selecție a relevat factori care sunt strâns legați între ei, tabelul 2.7.
Tabelul 2.7 - Raportul parametrilor x1 (n) și x2 (tav), în raport cu y (G/s) Relația cea mai strânsă a fost găsită între temperatura medie a probei tav și pierderea masei sale G/s. Coeficient de corelație pereche ruх2=-0,96431.
Au existat factori strâns legați între ei, care au fost eliminați.
Ca urmare, s-a decis să se ia în considerare dependența formei:
clasificând parametrul x1(n) ca exprimând instabilitatea procesului de transfer de căldură și masă.
Acest lucru a făcut posibilă luarea în considerare a ambelor serii de experimente împreună. La patru experimente din a doua serie nr. 5..8 s-au adăugat încă două experimente nr. 1 și nr. 4 din prima serie.
Dependența grafică rezultată este prezentată în Figura 2.13.
Graficele din Figura 2.13 ilustrează clar procesul de pierderi de coroziune a metalelor.
transferul instabil de căldură și masă al conductei cu solul (și în condiții naturale ale conductei de gaz cu solul), crește pierderea de coroziune a masei metalului conductei cu un ordin de mărime în comparație cu modurile stabile, când temperatura conductei este menținută constantă.
În al doilea rând, cu o creștere a temperaturii în regiune care depășește temperatura de 33°C, viteza de coroziune încetinește. Acest lucru se explică prin faptul că la temperaturi ridicate, atingând 40 ° C și mai mult, există o ieșire de umiditate, migrarea acesteia la periferie, ceea ce provoacă uscarea solului. Odată cu deshidratarea solului adiacent conductei, activitatea proceselor de coroziune scade.
În al treilea rând, se poate presupune că activitatea corozivă maximă se încadrează în domeniul de temperatură în regiunea 30...33°C. Din moment ce se stie ca odata cu scaderea temperaturii de la 30°C la 10°C, viteza de coroziune incetineste, iar la 0°C practic se opreste.
Când temperatura scade de la +20 °C la -10 °C, corozivitatea scade de aproximativ 10 ori.
Acea. Cele mai periculoase, din punct de vedere al coroziunii, pot fi considerate temperaturi de funcționare de ordinul +30 ... +33 ° C. În acest interval sunt operate principalele conducte de gaz de diametre mari.
480 de ruble. | 150 UAH | 7,5 USD ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Teză - 480 de ruble, transport 10 minute 24 de ore pe zi, șapte zile pe săptămână și de sărbători
Askarov German Robertovich. Evaluarea influenței condițiilor instabile de temperatură asupra stării de coroziune a conductelor de gaz cu diametru mare: disertație ... candidat la științe tehnice: 25.00.19 / German Robertovich Askarov; [Locul de protecție: Universitatea Tehnică a Petrolului de Stat Ufa]. - Ufa , 2014. - 146 p.
Introducere
1. Idei moderne despre efectul temperaturii asupra stării de coroziune a conductei de gaz 8
1.1 Scurtă descriere a proceselor de coroziune în transportul prin conducte 8
1.1.1 Defecte tipice de coroziune pe conducta de oțel 10
1.2 Încălcarea proprietăților de protecție ale stratului izolator 11
1.3 Corozivitatea solurilor 15
1.4 Motivele formării de elemente corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz 19
1.4.1 Condiții de formare a elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz 19
1.4.2 Modificarea rezistenței electrice a solului adiacent conductei în timpul mișcării umidității în stratul de sol coroziv 23
1.5 Influența temperaturii și fluctuațiilor de temperatură asupra stării de coroziune a conductei de gaz 31
1.6 Diagnosticarea conductelor de gaze cu porci. 32
1.7 Modele de predicție a proceselor de coroziune 34 Concluzii la capitolul 1 40
2. Evaluarea impactului impuls al umidității și temperaturii asupra activității corozive a solurilor din jurul conductei de gaz 42
2.1 Modelarea fizică și alegerea parametrilor de control. 42
2.2 Scurtă descriere a configurației experimentale. 45
2.3 Rezultatele experimentelor și efectul creșterii activității corozive a solurilor sub expunere la temperatură pulsată 48
2.4 Studiul influenței frecvenței fluctuațiilor de temperatură și a parametrilor termici asupra corozivității solurilor 58
2.5 Dependența vitezei de coroziune de temperatura medie cu transfer de căldură instabil 67
Concluzii la capitolul 2 70
3. Predicția stării de coroziune a conductei de gaz pe baza datelor de detectare a defectelor în linie 71
3.1 Criterii de evaluare a pericolului de coroziune. 71
3.2 Analiza stării de coroziune a secțiunii conductei de gaz conform datelor de detectare a defectelor în linie 74
3.2.1 Caracteristicile tronsonului de gazoduct 74
3.2.2 Analiza rezultatelor VTD. 75
3.3 Formarea și rata de dezvoltare a centrelor de coroziune pe conductele cu izolație cu peliculă. 80
3.4 Predicția coroziunii a defectiunii țevilor cu diametru mare. 85
Concluzii la capitolul.3. 100
4. Elaborarea unei metode de clasificare a secțiunilor de conducte de gaze în funcție de gradul de pericol pentru punerea lor în reparație 102
4.1. Metodologia de ierarhizare a tronsoanelor de gazoduct in functie de gradul de pericol 101
4.1.1 VTD al conductelor de gaz la clasarea în funcție de gradul de pericol 101
4.1.2 Clarificarea indicatorilor integrali pentru determinarea secțiunilor de conducte de gaze scoase la reparare. 103
4.2 Diagnosticare cuprinzătoare a stratului izolator și a mijloacelor ECP 104
4.2.1 Factori de risc pentru deteriorarea conductelor prin coroziune. 105
4.2.2 Exemplu de calcul al indicelui complex de corozivitate 106
4.3 Contabilizarea fluctuațiilor de temperatură în conductele de gaz cu diametre mari 107
4.4 Indicator integral total. 109
4.4.1 Un exemplu de calcul al indicatorului integral total. 110
4.5 Eficiența dezvoltării 113
Concluzii la capitolul 4 . 115
Literatura 117
Introducere în muncă
Relevanța lucrării
Lungimea totală a gazoductelor principale subterane operate în sistemul Gazprom este de aproximativ 164,7 mii km. Principalul material structural pentru construcția conductelor de gaz în prezent este oțelul, care are proprietăți bune de rezistență, dar rezistență scăzută la coroziune în condiții de mediu - sol, care, în prezența umidității în spațiul porilor, este un mediu coroziv.
După 30 sau mai mult de ani de funcționare a conductelor principale de gaz, stratul izolator îmbătrânește și încetează să mai îndeplinească funcții de protecție, ca urmare a faptului că starea corozivă a conductelor de gaz subterane se deteriorează semnificativ.
Pentru a determina starea de coroziune a conductelor de gaz principale, se utilizează în prezent detectarea defectelor în linie (ITD), care determină locația și natura daunelor provocate de coroziune cu suficientă precizie, ceea ce face posibilă urmărirea și prezicerea formării și dezvoltării acestora.
Un rol semnificativ în desfășurarea proceselor de coroziune îl joacă prezența apei subterane (electrolitul solului), și trebuie remarcat faptul că viteza de coroziune crește într-o măsură mai mare nu în solul udat constant sau uscat, ci în solul cu umiditate periodică.
Studiile anterioare au stabilit o relație între o schimbare de impuls a temperaturii unei conducte de gaz și fluctuațiile umidității într-un strat de sol coroziv-activ. Cu toate acestea, nu au fost determinați parametrii cantitativi ai efectului temperaturii pulsate asupra activării proceselor de coroziune.
Studiul agresivității corozive a solurilor din zonele principalelor conducte de gaze sub expunere termică pulsată și prognoza stării de coroziune a conductelor sunt relevante pentru industria transportului de gaze.
Scopul lucrării
Dezvoltarea și îmbunătățirea metodelor de determinare a stării de coroziune a secțiunilor conductelor principale de gaz pentru retragerea lor în timp util pentru reparații.
Scopuri principale:
1 Determinarea modificărilor rezistivității electrice a solului din jurul conductei principale de gaz și analiza caracteristicilor proceselor de coroziune în transportul prin conducte.
2 Investigarea în condiții de laborator a efectului efectelor termice pulsate ale gazului pompat și al umidității asupra activității corozive a solului din jurul conductei subterane de gaz.
3 Studiul formării și dezvoltării defectelor de coroziune pe conducta principală de gaz și prognozarea stării de coroziune a acesteia conform datelor de detectare a defectelor în linie.
4 Elaborarea unei metodologii de ierarhizare a secțiunilor principalelor conducte de gaze pe baza prognozei stării de coroziune a acestora pentru punerea în reparație.
Noutate științifică
1 S-a determinat modificarea și s-au trasat diagrame ale rezistivității electrice a solului în funcție de umiditatea de-a lungul perimetrului conductei de gaze subterane de diametru mare.
2 Faptul activării proceselor de coroziune cu o modificare de impuls a temperaturii gazului pompat în comparație cu un efect de temperatură stabil a fost dovedit experimental și s-a determinat intervalul de temperatură în care rata maximă de coroziune se dezvoltă sub un (impuls) instabil. efectul temperaturii.
3 A fost determinată o dependență funcțională pentru a prezice formarea și dezvoltarea defectelor de coroziune pe conductele principale de gaz.
Valoarea practică a lucrării
Pe baza studiilor efectuate, standardul întreprinderii RD 3-M-00154358-39-821-08 „Metoda de clasificare a conductelor de gaze ale OOO Gazprom transgaz Ufa” pe baza rezultatelor detectării defectelor în conductă pentru a le scoate la iveală pentru reparare”, a fost elaborată, conform căreia se clasifică tronsoanele conductelor principale de gaze între unitățile de supapă pentru a se determina succesiunea retragerii lor pentru reparație.
Metode de cercetare
Problemele prezentate în lucrare au fost rezolvate folosind teoria similitudinii prin modelarea condițiilor de transfer de căldură și masă a unei conducte de gaze subterane cu solul înconjurător.
Rezultatele lucrărilor de diagnosticare au fost prelucrate prin metoda celor mai mici pătrate cu o analiză de corelație. Calculele au fost efectuate folosind pachetul software StatGraphics Plus 5.1.
Luat pentru apărare:
Rezultatele studiilor privind modificările rezistivității electrice a solului în funcție de umiditate de-a lungul perimetrului conductei principale de gaze;
Rezultatele studiilor de laborator ale efectelor termice pulsate asupra activării proceselor de coroziune pe o conductă de oțel;
Metoda de clasare a secțiunilor principale ale conductelor de gaz pentru a le scoate pentru reparații.
Publicații
Principalele rezultate ale lucrării de disertație au fost publicate în 30 de lucrări științifice, inclusiv patru articole în reviste științifice de top, evaluate de colegi, recomandate de Comisia Superioară de Atestare a Ministerului Educației și Științei din Federația Rusă.
Structura și domeniul de activitate
Condiții pentru formarea elementelor macro-corozive pe suprafața exterioară a conductei de gaz
Distrugerea prin coroziune a metalului are loc pe suprafața exterioară a conductei de gaz în locurile în care stratul izolator este rupt, în ciuda prezenței protecției catodice a conductei de gaz. Adesea aceste fenomene se observă în tronsoanele inițiale ale conductelor de gaze (10-20 km după ieșirea din stația de compresoare), cu teren accidentat, limitat la râpe, rigole, locuri cu umiditate periodică.
Analiza și generalizarea a numeroase materiale arată că comportamentul apelor subterane sub efectul termic al conductei de gaz afectează activarea proceselor de coroziune, care crește odată cu influența combinată (sau coincidența) a cel puțin trei factori:
Schimbarea de impuls a temperaturii conductei de gaz;
Încălcări ale stratului izolator al conductei de gaz;
Diametru mare de conductă.
1. Diferența fundamentală dintre secțiunea inițială și cea finală (în absența sau stabilitatea evacuarilor de gaze de-a lungul traseului) este că în secțiunea inițială a conductei de gaze sunt resimțite fluctuațiile sau schimbările de impuls ale temperaturii gazului. maxim. Aceste fluctuații apar atât din cauza consumului neuniform de gaz, cât și din cauza imperfecțiunii sistemului de răcire cu aer pentru gazul furnizat conductei de gaz. Când se utilizează răcitoare de aer, fluctuațiile meteorologice ale temperaturii aerului provoacă fluctuații similare ale temperaturii gazului și, ca un ghid de undă, sunt transmise direct în secțiunea inițială a conductei de gaz (acest fenomen este evident mai ales în primii 20 ... 30 km ai gazului). conductă de gaz).
În experimentele lui Ismagilov I.G. S-a înregistrat că un val de temperatură de 5 0С, creat artificial de oprirea sistemului de răcire cu aer la Polyanskaya CS, a trecut la următoarea stație a Moskovo CS cu o scădere a amplitudinii la 2 0С. Pe conductele petroliere, unde debitele sunt cu un ordin de mărime mai mici, din cauza inerției produsului de pompare, acest fenomen nu este observat.
2. Dacă stratul izolator este rupt, pe suprafața exterioară a conductei se formează elemente macrocorozive. De regulă, acest lucru are loc în zonele cu o schimbare bruscă a parametrilor de mediu: rezistența ohmică a solurilor și mediile corozive (Figura 1.3 și Figura 1.4).
3. Efectul „diametrului mare”. Parametrii geometrici ai conductei fierbinți sunt astfel încât atât temperatura, cât și umiditatea solului și, prin urmare, alte caracteristici: rezistența ohmică a solului, proprietățile electroliților din sol, potențialele de polarizare etc., se modifică de-a lungul perimetrului. Umiditatea în jurul perimetrului variază de la 0,3% la 40% și până la saturație completă. În acest caz, rezistivitatea solului se modifică cu un factor de 10...100.
Figura 1.4 - Modelul elementelor macro-corozive Studiile au arătat că temperatura gazului pompat afectează polarizarea catodică a țevilor de oțel în soluții de carbonat. Dependența potențialelor curentului anodic maxim de temperatură este liniară. O creștere a temperaturii duce la o creștere a curentului de dizolvare și deplasează domeniul de potențial al curentului anodic în regiunea negativă. O creștere a temperaturii duce nu numai la o modificare a vitezei proceselor electrochimice, ci și la modificarea valorilor pH-ului soluției.
Odată cu creșterea temperaturii soluției de carbonat, potențialul curentului anodic maxim asociat cu formarea de oxid, cu o creștere a temperaturii cu 10 C, se deplasează către valori negative de potențial cu 25 mV. Datorită eterogenității solului, modificări ale umidității și aerării sale, compactării neuniforme, gleying-ului și altor efecte, precum și defectelor metalului în sine, apar un număr mare de elemente macrocorosive. În același timp, secțiunile anodice, care au un potențial mai pozitiv, sunt mai susceptibile la deteriorarea coroziunii decât cele catodice, ceea ce este facilitat de efectul termic pulsat al conductei de gaz asupra proceselor de migrare în electrolitul de sol.
Procesele oscilatorii ale temperaturii și umidității în sol provoacă coroziune generală. Elementele macrocorozive localizate la suprafață se dezvoltă conform scenariului SCC sau centrelor de coroziune prin pitting. Generalitatea procesului electrochimic care duce la formarea de gropi și fisuri de coroziune este indicată în.
Procesele termodinamice neechilibrate apar mai intens și cu efectul maxim al manifestării principalelor caracteristici. Odată cu impactul de temperatură pulsat asupra solului, aproape sincron, se modifică parametrii care determină corozivitatea acestuia. Deoarece acest proces are loc pe întreaga perioadă de funcționare a conductei de gaz sub influența puternică a parametrilor dominanti, locația macroelementului devine destul de definită, fixată în raport cu semnele geometrice.
După cum se arată în mișcarea oscilativă continuă a umidității solului, care poate fi explicată din punctul de vedere al mecanismului de mișcare a filmului termocapilar, are loc pe toată perioada de funcționare a conductei de gaz.
Astfel, chiar și în prezența protecției catodice a conductei de gaz, în locurile de deteriorare a stratului izolator al unei conducte de gaz cu diametru mare, datorită distribuției neuniforme a umidității solului de-a lungul perimetrului conductei, apar inevitabil elemente macrocorozive, provocând coroziunea solului a conductei metalice.
Una dintre condițiile importante pentru apariția proceselor de coroziune este prezența ionilor disociați în electrolitul solului.
Un factor care nu a fost luat în considerare anterior, care determină cursul proceselor de neechilibru, este efectul de temperatură în impulsuri al gazului pe peretele conductei și modificarea în impulsuri a conținutului de umiditate al solului adiacent conductei.
Rezultatele experimentelor și efectul creșterii activității corozive a solurilor sub expunere la temperatură pulsată
Graficul curbei cinetice a activității proceselor de coroziune în timp. Pe baza reprezentărilor fizice ale procesului (Figura 1.9) și folosind regularitățile curbei cinetice, extrapolați rezultatele inspecției în linie pe baza defectelor maxime și medii identificate în diferite perioade de funcționare. Dar este puțin probabil ca acest lucru să facă posibilă prezicerea dinamicii creșterii cantitative a defectelor de coroziune.
Modelele prezentate descriu procesele de coroziune în situații specifice, supuse anumitor condiții, mediu chimic, temperatură, oțeluri de diferite grade, presiune etc. De interes deosebit sunt modelele care descriu procesele de coroziune ale sistemelor similare (conducte principale) cu un strat izolator, care funcționează în condiții similare cu conductele de gaz și care înregistrează rezultatele și pe baza diagnosticului în linie. De exemplu, în metodologia de realizare a analizei factorilor pe conductele petroliere principale, indiferent de diametrul și tipul de acoperire izolatoare, autorii propun un model: unde L este coeficientul de atenuare al procesului de coroziune; H este adâncimea deteriorării coroziunii, mm; Dar – grosimea peretelui conductei, mm; t este timpul de funcționare, an.
Din formula 1.6 de mai sus se poate observa că autorii au adoptat afirmația că la începutul funcționării conductelor, coroziunea are cea mai intensă creștere, iar apoi este amortizată din cauza pasivării. Derivarea și justificarea formulei (1.6) sunt date în .
Afirmația că procesele de coroziune încep odată cu punerea în funcțiune a conductei este destul de controversată, deoarece. noul strat izolator asigură o protecție mult mai fiabilă decât în timp, când izolația îmbătrânește și își pierde proprietățile de protecție.
În ciuda abundenței cercetărilor, niciunul dintre modelele propuse pentru prezicerea proceselor de coroziune nu poate lua în considerare pe deplin efectul temperaturii asupra vitezei de coroziune, deoarece nu țineți cont de schimbarea impulsului acestuia în timpul funcționării.
Această afirmație ne permite să formulăm scopul cercetării: să demonstrăm experimental că regimul instabil de temperatură al conductei de gaz este cauza principală a activării proceselor de coroziune pe suprafața exterioară a conductei de gaz.
1. A fost efectuată o analiză a surselor literare pentru a dezvălui efectul temperaturii gazului asupra stării de coroziune a conductei de gaz:
1.1. Sunt luate în considerare caracteristicile proceselor de coroziune în transportul prin conducte;
1.2.Se determină rolul activității corozive a solurilor când stratul izolator își pierde proprietățile protectoare. 1.3. A fost studiată fezabilitatea tehnică a detectării defectelor în linie pentru a evalua defectiunile conductelor.
1.4. Sunt luate în considerare modelele altor cercetători privind predicția proceselor de coroziune.
2. Au fost investigate motivele formării elementelor macrocorozive pe suprafața exterioară a conductei.
3. S-a dovedit că atunci când umiditatea se deplasează în stratul de sol coroziv, rezistența electrică a solului adiacent conductei se modifică.
Analiza stării de coroziune a secțiunii conductei de gaz conform datelor de detectare a defectelor în linie
Faptul că umezirea periodică a solului accelerează procesele de coroziune este indicat de practica exploatării conductelor de gaz.
Studiind acest fenomen, Ismagilov I.G. a demonstrat că conducta principală de gaz de diametru mare este o sursă puternică de căldură, care are un efect de temperatură pulsată asupra solului și provoacă mișcări oscilatorii ale umidității în stratul de sol coroziv-activ.
Cu toate acestea, presupunerea sa că efectul de temperatură în impulsuri sporește activitatea corozivă a stratului de sol adiacent conductei necesită o confirmare experimentală.
Prin urmare, scopul studiului este de a stabili un experiment pentru studiul și evaluarea activității corozive a solurilor sub expunere la temperatură pulsată.
Problemele studierii proceselor de coroziune sunt de obicei rezolvate experimental. Există diverse metode de evaluare a efectului coroziunii, inclusiv testele accelerate de coroziune.
Astfel, este necesar să se simuleze condițiile de transfer de căldură și de masă cu solul înconjurător, care sunt tipice pentru o secțiune a unei conducte de gaz care traversează o râpă, de-a lungul căreia curge un pârâu și să se determine în ce măsură coroziv activitatea solului se modifică sub influența temperaturii și umidității.
Studiul cel mai precis al impactului fiecărui factor (temperatura de impuls și umiditatea) este posibil în condiții de laborator, unde parametrii procesului de coroziune sunt fixați și controlați cu mare precizie. Regimul de temperatură în impulsuri al conductei de gaz cu transfer de căldură cvasi-staționar a fost modelat pentru conductele de gaz care trec prin teritoriul Bashkortostan și regiuni similare acestuia. Conform teoriei similitudinii, dacă numerele de similaritate care caracterizează procesul de transfer de căldură sunt egale, sub rezerva similitudinii geometrice, procesele de transfer de căldură pot fi considerate similare.
Solul folosit în experiment a fost preluat de pe traseul gazoductului Urengoy-Petrovsk al tronsonului Polyana-Moskovo din pozițiile 3, 12 și 6 de-a lungul perimetrului conductei de gaz. Proprietățile termofizice ale solului utilizat în studiile de laborator sunt aceleași cu cele in situ, deoarece S-au prelevat probe de sol din secțiunea corozivă a gazoductului existent. Pentru aceleași soluri, egalitatea numerelor Lykov Lu și Kovner Kv pentru natură și model a fost îndeplinită automat:
Sub rezerva egalității diferențelor de temperatură, a identității solurilor și a aceluiași nivel al conținutului de umiditate al acestora, numerele Kossovich Ko și Postnov Pn au fost egale.
Astfel, sarcina de modelare a condițiilor de transfer de căldură și masă, în acest caz, a fost redusă la o astfel de selecție a parametrilor de instalare pentru a asigura egalitatea numerelor Fourier Fo și Kirpichev Ki pentru natură și model.
Dacă numerele Fourier Fo = ax/R corespund perioadei anuale de funcționare a unei conducte cu diametrul de 1,42 m, dacă coeficienții de difuzivitate termică a = a sunt egali, pe baza (2.5), obținem pentru model:
Deci, cu un diametru experimental de țeavă de 20 mm, perioada anuală de instalare ar trebui să „trece” în 1,7 ore.
Condițiile de transfer de căldură au fost modelate după criteriul Kirpichev
Cu adâncimea conductei de gaz până la axa conductei H0 = 1,7 m și H0/Rtr = 2,36 (adâncimea relativă a conductei de gaz în secțiunea Polyana-Moskovo), pe baza egalității (2,6), obținem pentru model:
Pentru a modela „pârâul” este necesar să se mențină egalitatea numerelor Reynolds pentru natură și model:
Deoarece lichidul este același, apă - atunci pe baza (2.12) și ținând cont de asemănarea geometrică, obținem egalitatea:
Calculele corespunzătoare, ținând cont de (2.13), arată că alimentarea cu apă, simulând un flux la o instalație dată, ar trebui să fie prin picurare.
Deoarece în cursul experimentului este necesar să se schimbe temperatura peretelui conductei în limitele schimbării sale efective de 30 ... 40 ° C și să se regleze, menținând modul pulsat, apoi temperatura ttr a exteriorului. suprafața tubului de oțel - proba St. a fost aleasă ca parametru de control. 3.
Pentru a determina corozivitatea relativă a solului sub expunere la temperatură pulsată, în comparație cu expunerea la temperatură stabilă, a fost aleasă o metodă de testare accelerată, pe baza căreia se determină corozivitatea solurilor prin pierderea în greutate a probelor de oțel.
Clarificarea indicatorilor integrali pentru a determina secțiunile conductelor de gaze scoase la reparare
Pentru a analiza starea de coroziune și a studia dinamica creșterii defectelor de coroziune pe conducta principală de gaz existentă cu diametrul de 1420 mm, se iau în considerare rezultatele diagnosticării stării sale tehnice. Unul dintre domeniile cheie de diagnosticare este VTD, care este în prezent cea mai eficientă și informativă metodă de diagnosticare a conductelor principale de gaz.
Tabelul 3.1 oferă criterii generale pentru identificarea secțiunilor conductelor principale de gaze cu pericol de coroziune ridicat, crescut și moderat în funcție de adâncimea coroziunii. Conform zonelor cu risc ridicat de coroziune (HCR) includ zonele cu o rată de coroziune mai mare de 0,3 mm/an și o adâncime de peste 15% din grosimea peretelui conductei.
Criteriile de evaluare a adâncimii deteriorării coroziunii (ca procent din grosimea peretelui) se aplică conductelor cu o perioadă de funcționare care se apropie de 30% din durata de viață de amortizare (11 ani sau mai mult).
O condiție necesară și suficientă pentru clasificarea oricărei secțiuni a conductelor principale de gaz ca unul dintre cele trei grade de pericol de coroziune este respectarea a cel puțin unul dintre cele trei criterii specificate.
În funcție de zonele cu risc crescut de coroziune, sunt incluse secțiuni ale conductelor principale cu un diametru mai mare de 1000 mm, pe care trebuie utilizat un tip de acoperire de protecție întărită.
Pe baza rezultatelor trecerii proiectile-defectoscoape, indicele integral al stării de coroziune a secțiunilor conductelor principale de gaze este estimat în funcție de densitatea defectelor de coroziune skd.
Indicatorul integral al densității defectelor de coroziune nu ia în considerare distribuția neuniformă a acestora de-a lungul lungimii conductei de gaz și poate fi utilizat doar pentru o evaluare preliminară a stării de coroziune a conductelor principale de gaze cu indicarea obligatorie a totalului. lungimea tronsoanelor (în km) pentru care se calculează.
Prin urmare, după determinarea indicelui integral al stării de coroziune a conductei principale de gaz, se efectuează o analiză diferențiată a secțiunilor conductei principale de gaz în ceea ce privește adâncimea și intensitatea daunelor coroziunii:
Se estimează natura distribuției defectelor de coroziune de-a lungul lungimii conductei de gaz;
Sunt alocate secțiunile VKO și PKO (pericol de coroziune);
Se determină indicatorii intensității deteriorării coroziunii în zonele VKO și PKO;
Pentru întreaga secțiune controlată a conductei de gaz (de la camera de lansare până la camera de primire a proiectilului-defectoscop), se calculează coeficientul de neuniformitate al densității deteriorării coroziunii bn, care este egal cu
raportul dintre lungimea totală a secțiunilor nedeteriorate de coroziune și lungimea totală a secțiunilor cu deteriorare (cavități și fisuri) înregistrate de un detector de defecte în linie:
Reflectă mai exact gradul de pericol de coroziune (acoperire) al coeficientului de defectivitate al conductelor Kd.
Deoarece dimensiunile conductelor sunt cunoscute, se determină și parametrii liniari ai secțiunilor defecte. Cu un număr cunoscut de țevi defecte, devine posibil să se planifice înlocuirea lor când revizuire(reizolarea) amplasamentului. În transportul conductelor de petrol, de exemplu, în AK „TRANSNEFT” pentru a determina starea de coroziune a secțiunilor de conducte, aceștia folosesc „Metoda de efectuare a unei analize factoriale a deteriorarii coroziunii conductelor principale de petrol în conformitate cu diagnosticarea în linie și dezvoltarea recomandărilor pentru aceasta. prevenire”, care se bazează și pe prevederea privind modificarea în timp a ritmului de dezvoltare a daunelor provocate de coroziune. Analiza factorială se bazează pe metoda de împărțire a sistemului conductelor petroliere principale în secțiuni (clustere), pentru care se menține constanta factorilor principali care determină dezvoltarea daunelor de coroziune și cinetica dezvoltării daunelor de coroziune în timp. este descris prin ecuații de regresie - dependențe caracteristice. În funcție de dependențele caracteristice obținute, prognoza adâncimii deteriorării coroziunii se realizează în cazul unei inspecții unice și repetate a unei secțiuni de conductă cu dispozitive în linie.
Pentru a analiza starea de coroziune, secțiuni paralele (1843 - 1914 km) ale conductelor de gaze Urengoy-Petrovsk și Urengoy-Novopskov, situate la ieșirea din Polyanskaya CS, „secțiune fierbinte”, supuse expunerii la coroziune activă și pe termen lung, au fost luate în considerare.
Aceasta este potențial cea mai periculoasă secțiune de pe scara Gazprom transgaz Ufa, unde din 1998 până în 2003 au avut loc 6 accidente la fața locului din cauza SCC (5 accidente pe gazoductul Urengoi-Petrovsk, 1 accident pe gazoductul Urengoi-Novopskov ). După patru accidente din 1998, a fost efectuat un sondaj în gropi lungi de douăsprezece tronsoane ale gazoductului Urengoi-Petrovsk (1844-1857 km), situate în râpe și rigole. Examinarea a evidențiat 744 de focare de CCR, inclusiv cele cu o adâncime de până la 7,5 mm. Pentru eliminarea surselor SCC au fost înlocuite 700 m de conducte. Lucrări similare au fost efectuate în 2000 la gazoductul Urengoy-Novopskov și au fost identificate 204 SCC.
Zonele cu defecte de coroziune sub tensiune nu sunt clasificate în literatura de reglementare pentru criteriile unei categorii ridicate sau crescute de pericol de coroziune. Dar, ținând cont de cele de mai sus, secțiunea din coridorul conductelor de gaze 1843-1914 km din punct de vedere al compoziției solului poate fi clasificată drept coroziv.
În ciuda măsurilor luate, în anul 2003 pe gazoductul Urengoi-Petrovsk, în tronsonul luat în considerare, au mai avut loc încă 2 accidente din cauza SCC. Din 2003, diagnosticarea stării tehnice în industria transportului de gaze a fost efectuată cu proiectile de nouă generație de la NPO Spetsneftegaz, care, în timpul primei detecție a defectelor în linie, au evidențiat 22 de secțiuni cu defecte SCC, în timp ce adâncimea maximă a individualului. fisurile ajungeau la jumătate din grosimea peretelui conductei. Conform Regulilor pentru exploatarea conductelor principale de gaz, se recomandă efectuarea detectării defectelor în linie în medie o dată la 5 ani. Totuși, ținând cont de circumstanțe deosebite (accidente din cauza SCC, un număr semnificativ de zone identificate cu defecte SCC), OOO Gazprom transgaz Ufa, în vederea monitorizării și prevenirii dezvoltării defectelor la stres-coroziune, într-o perioadă scurtă din 2003. până în 2005 a efectuat a doua trecere a detectorului de defecte în linie.
A fost efectuată o examinare cuprinzătoare a stării de coroziune a conductelor principale de gaz și petrol existente și a sistemelor de protecție electrochimică a acestora pentru a determina dependența prezenței coroziunii și daunelor de coroziune sub tensiune de KZP extern de modurile de funcționare ale instalațiilor ECP. , să identifice și să elimine cauzele apariției și creșterii coroziunii și daunelor de coroziune sub tensiune. Într-adevăr, principalele conducte de gaz și petrol nu sunt practic supuse depășirii în timpul funcționării lor. Fiabilitatea funcționării lor este determinată în principal de gradul de coroziune și de uzură prin coroziune. Dacă luăm în considerare dinamica ratei de accidentare a conductelor de gaz pentru perioada 1995-2003, devine evident că există o creștere a ratei accidentelor în timp datorită formării defectelor de coroziune și de coroziune la stres la KZP.
Orez. 5.1.
Luând în considerare dinamica eliminării defectelor deosebit de periculoase pe conductele principale de gaze existente, devine evident că în timpul funcționării are loc o creștere a defectelor deosebit de periculoase care necesită reparații prioritare, cauzate de coroziune exterioară și fisuri de coroziune sub tensiune (Fig. 5.1). . Din cea prezentată în fig. 5.1 al graficului arată că aproape toate defectele eliminate deosebit de periculoase sunt de natură corozivă sau corozivă la efort. Toate aceste defecte au fost găsite pe suprafața exterioară protejată cu catod.
Rezultatele examinărilor cuprinzătoare ale protecției anticorozive a conductelor de gaz și petrol (prezența gropilor de coroziune și a fisurilor de coroziune sub tensiune, aderența și continuitatea stratului izolator, gradul de protecție electrochimică) indică faptul că soluția problemei protecției anticorozive a conductele principale de gaz și petrol cu ajutorul acoperirilor izolatoare și polarizării catodice rămân încă relevante. Confirmarea directă a celor de mai sus este rezultatul diagnosticului în linie. Conform diagnosticului în linie, în unele secțiuni ale conductelor principale de petrol și gaze cu o durată de viață mai mare de 30 de ani, proporția defectelor coroziunea externă(inclusiv coroziune la tensiune) atinge 80% din numărul total de defecte detectate.
Calitatea izolației conductelor principale de gaz și petrol este caracterizată de valoarea rezistenței tranzitorii, determinată pe baza parametrilor de protecție electrochimică. Unul dintre principalii parametri ai protecției electrochimice a conductelor, care caracterizează calitatea stratului izolator, este mărimea curentului de protecție catodică. Datele privind funcționarea instalațiilor ECP indică faptul că mărimea curentului de protecție al RMS pe partea liniară D la 1220 mm în 30 de ani de funcționare din cauza îmbătrânirii izolației a crescut de aproape 5 ori. Consumul de curent pentru asigurarea protecției electrochimice a 1 km de conductă de petrol în zona potențialelor de protecție de 1,2 ... 2,1 V m.s. e. a crescut de la 1,2 la 5,2 A/km, ceea ce indică o scădere proporțională a rezistenței tranzitorii a conductei de petrol. Rezistența de tranziție a izolației după 30 de ani de funcționare a conductelor de gaz și petrol are aceeași ordine (2,6-10 3 Ohm - m 2) pe toată lungimea, cu excepția secțiunilor în care s-a efectuat revizia conductelor de gaz și petrol cu înlocuirea izolației, în timp ce numărul de coroziune și stres - deteriorarea coroziunii pe suprafața exterioară protejată catodic variază semnificativ - de la 0 la 80% din numărul total de defecte detectate folosind detectarea defectelor în linie, care sunt localizate atât la joncțiuni. a zonelor de protectie, si in apropierea punctelor de drenaj ale SCZ din zonele joase si in tronsoanele mlastinoase ale traseului . Apele subterane din zonele mlăștinoase din partea centrală a Siberiei de Vest se caracterizează printr-o mineralizare scăzută (0,04% din masă) și, ca urmare, o rezistență ohmică ridicată (60 ... 100 Ohm m). În plus, solurile de mlaștină sunt acide. Valoarea pH-ului apelor de mlaștină ajunge la 4. Rezistența ohmică ridicată și aciditatea electrolitului de mlaștină sunt cei mai importanți factori care afectează viteza de coroziune a conductelor de gaz și petrol și eficacitatea protecției lor electrochimice. Se atrage atenția asupra faptului că în soluțiile poroase ale solurilor de mlaștină, conținutul de hidrogen sulfurat ajunge la 0,16 mg/l, ceea ce este cu un ordin de mărime mai mare decât în solurile obișnuite și corpurile de apă curgătoare. Hidrogenul sulfurat, după cum arată datele sondajului, afectează, de asemenea, starea corozivă a conductelor de gaz și petrol. Apariția coroziunii hidrogenului sulfurat din cauza activității bacteriilor reducătoare de sulfat (SRB) este indicată, de exemplu, de faptul că, în condiții altfel identice, adâncimea maximă de penetrare a coroziunii externe prin defecte de izolație a gazului și conductele de petrol din mlaștinile stagnante este mai mare decât cea din corpurile de apă curgătoare cu o medie de 70%, pe de o parte, și aproape peste tot, fisurile de coroziune sub tensiune pe KZP exterior se găsesc și în mlaștinile stagnante cu un conținut ridicat de H 2 S - pe de alta. Conform idei moderne, hidrogenul sulfurat molecular stimulează hidrogenarea oțelurilor. Electroreducerea H 2 S la conducta KZP are loc dar prin reacțiile H, S + 2-» 2H als + S a ~ c și H, S + V-^ Н ads + HS” ac , care crește gradul de umplere a stratului chimisorbit cu hidrogen atomic în c difuzând în structura țevii de oțel. Dioxidul de carbon este, de asemenea, un stimulator eficient al hidrogenării: HC0 3 +e-> Anunturi 2H + C0 3". Problema coroziunii si
Distrugerea prin coroziune sub presiune a conductelor de petrol și gaze pe tronsoane mlăștinoase ale traseului nu a avut încă o explicație exhaustivă și rămâne relevantă. Rezultatele inspecției la coroziune a conductelor principale de gaz și petrol din zonele mlăștinoase au arătat că aproape întreaga suprafață exterioară atât a conductelor de petrol, cât și a conductelor de gaze în defecte de izolație și sub izolație decojită este acoperită cu depozite maro (reminiscență de pulbere de aluminiu). Gropile de coroziune cu o adâncime maximă sunt localizate prin deteriorarea izolației. Parametrii geometrici ai deteriorarii coroziunii corespund aproape exact cu geometria deteriorării prin izolație. Sub izolația exfoliată, în zona de contact dintre peretele țevii și umiditatea solului, se găsesc urme de coroziune fără gropi vizibile de coroziune cu urme de fisuri de coroziune-stres.
Experimental, pe mostre de oțel de țeavă instalate în apropierea peretelui conductei petroliere principale D y 1220 mm (la generatoarea superioară, laterală și inferioară a acesteia), s-a determinat că în solurile regiunii taiga-mlaștină din partea centrală a Vestului Siberia, rata de coroziune a probelor fără protecție catodică prin defecte de izolație ajunge la 0,084 mm/an. Sub potențial de protecție (cu o componentă ohmică) minus 1,2 V ms. e., când densitatea curentului de protecție catodică depășește de 8 ... 12 ori densitatea curentului de oxigen limitator, viteza de coroziune reziduală nu depășește 0,007 mm/an. O astfel de viteză de coroziune reziduală, conform unei scale de zece puncte de rezistență la coroziune, corespunde unei stări corozive. foarte rezistent iar pentru conductele principale de gaz și petrol este acceptabilă. Gradul de protecție electrochimică în acest caz este:
Într-o examinare cuprinzătoare a stării de coroziune a suprafeței externe de protecție catodic a conductelor de gaz și petrol din gropi, gropi de coroziune cu adâncimea de 0,5 ... 1,5 mm se găsesc prin defecte de izolație. Este ușor de calculat timpul în care protecția electrochimică nu a asigurat suprimarea vitezei de coroziune a solului la valori acceptabile corespunzătoare foarte persistente starea corozivă a conductelor de gaz și petrol:
la o adâncime de penetrare a coroziunii de 0,5 mm la o adâncime de penetrare a coroziunii de 1,5 mm
Aceasta este pentru 36 de ani de funcționare. Motivul scăderii eficienței protecției electrochimice a conductelor de gaz și petrol împotriva coroziunii este asociat cu o scădere a rezistenței tranzitorii a izolației, apariția defectelor prin intermediul izolației și, ca urmare, cu o scădere a curentului. densitatea protecției catodice la joncțiunile zonelor de protecție ale SCZ la valori care nu ating valorile densității limită de curent pentru oxigen, care nu asigură suprimarea coroziunii solului la valori acceptabile, deși valorile a potenţialelor de protecţie măsurate cu componenta ohmică corespund standardului. O rezervă importantă care face posibilă reducerea ratei de distrugere prin coroziune a conductelor de gaz și petrol este identificarea în timp util a zonelor de subprotecție atunci când L 1 1 Lr
Corelarea defectelor coroziunii externe a unei conducte de petrol cu durata întreruperilor pe liniile aeriene de-a lungul rutei indică faptul că în timpul întreruperilor liniilor aeriene de-a lungul rutei și timpul de nefuncționare a SCZ apare coroziunea prin pitting prin defecte de izolație, a căror viteză. ajunge la 0,084 mm/an.
Orez. 5.2.
În cursul unei examinări cuprinzătoare a sistemelor de protecție electrochimică ale conductelor principale de gaz și petrol, s-a constatat că în zona potențialelor de protecție catodică de 1,5 ... 3,5 V m.s. e. (cu componenta ohmica) protectie catodica densitatea curentului j a depășește densitatea limită de curent a oxigenului j 20 ... 100 de ori sau mai mult. Mai mult, la aceleasi potentiale de protectie catodica, densitatea de curent, in functie de tipul de sol (nisip, turba, argila), difera semnificativ, de aproape 3...7 ori. În condiții de câmp, în funcție de tipul de sol și de adâncimea de așezare a conductei (adâncimea de scufundare a sondei indicator de coroziune), densitatea limită de curent pentru oxigen, măsurată pe electrodul de lucru din oțel 17GS cu diametrul de 3,0 mm. , a variat între 0,08 ... 0, 43 A / m", iar densitatea de curent a protecției catodice la potențiale cu o componentă ohmică de la
1,5...3,5 V m.s. e., măsurat pe același electrod, a atins valori de 8... 12 A/m 2 , ceea ce determină degajare intensă de hidrogen pe suprafața exterioară a conductei. O parte din atomii de hidrogen din aceste moduri de protecție catodică trece în straturile apropiate de suprafață ale peretelui conductei, furnizându-l cu hidrogen. Un conținut crescut de hidrogen în probele tăiate din conducte supuse distrugerii prin coroziune sub presiune este indicat în lucrările autorilor autohtoni și străini. Hidrogenul dizolvat în oțel are un efect de înmuiere, ceea ce duce în cele din urmă la oboseala cu hidrogen și la apariția fisurilor de coroziune sub tensiune pe CFC ale conductelor de oțel subterane. Problema oboselii cu hidrogen a oțelurilor pentru țevi (clasa de rezistență X42-X70) în anul trecut atrage o atenţie deosebită a cercetătorilor în legătură cu frecventele accidente de pe principalele gazoducte. Oboseala cu hidrogen la o presiune de operare care se schimbă ciclic în conductă este observată aproape în forma sa pură în timpul supraprotecției catodice, când j KZ /j >10.
Când densitatea de curent de protecție catodică atinge valorile densității de curent limită pentru oxigen (sau ușor, nu mai mult de 3...5 ori, depășește ce), rata de coroziune reziduală nu depășește 0,003...0,007 mm /an. Exces semnificativ (de peste 10 ori) j K t de mai sus j practic, nu duce la suprimarea în continuare a procesului de coroziune, dar duce la hidrogenarea peretelui conductei, ceea ce provoacă apariția fisurilor de coroziune sub tensiune pe CFC. Apariția fragilizării hidrogenului în timpul unei modificări ciclice a presiunii de lucru în conductă este oboseala cu hidrogen. Oboseala cu hidrogen a conductelor se manifestă cu condiția ca concentrația de hidrogen catodic în peretele conductei să nu scadă sub un anumit nivel minim. Dacă desorbția hidrogenului din peretele conductei are loc mai rapid decât dezvoltarea procesului de oboseală, atunci când kz depășește / pr de cel mult 3 ... 5 ori, oboseala cu hidrogen
nu este vizibil. Pe fig. 5.3 arată rezultatele măsurării densității de curent a senzorilor de hidrogen cu RMS pornit (1) și oprit (2) pe conducta Gryazovets.
Orez. 5.3.
și dezactivat (2) VMS la CP I; 3 - potențialul de protecție catodic cu RMS pornit - (a) și dependența curenților senzorului de hidrogen de potențialul conductei cu RMS pornit și oprit la CP 1 - (b)
Potențialul de protecție catodică în timpul perioadei de măsurare a fost în intervalul minus 1,6 ... 1,9 V ms. e. Cursul rezultatelor măsurătorilor electrice de urme, prezentat în fig. 5.3, a, indică faptul că densitatea maximă a fluxului de hidrogen în peretele conductei cu SKZ pornit a fost de 6 ... 10 μA / cm 2. Pe fig. 5.3, b sunt prezentate intervalele de modificări ale curenților senzorilor de hidrogen și potențialelor de protecție catodică pentru RMS pornit și oprit.
Autorii lucrării notează că potențialul conductei cu RMS oprit nu a scăzut sub minus 0,9 ... 1,0 V m.s. e., care se datorează influenței SKZ adiacente. În același timp, densitățile de curent ale senzorilor de hidrogen cu RMS pornit și oprit diferă în
de 2...3 ori. Pe fig. 5.4 prezintă curbele de modificări ale curenților senzorilor de hidrogen și potențialelor de protecție catodică la KP 08 al nodului Krasnoturinsk.
Cursul studiilor experimentale, prezentat în Fig. 5.4, indică faptul că densitatea maximă a fluxului de hidrogen în peretele conductei nu a depășit 12 ... 13 μA / cm 2. Potențialele de protecție catodică măsurate au variat între minus 2,5...3,5 V m.s. e. S-a arătat mai sus că volumul de hidrogen eliberat la CFC depinde de valoarea criteriului adimensional j K c/ a pr. În acest sens, este interesant să se compare rezultatele diagnosticării în linie a conductelor principale de petrol și gaze existente cu modurile de protecție catodică.
Orez. 5.4.
În tabel. Figura 5.1 prezintă o comparație a rezultatelor diagnosticului în linie cu rezultatele unui studiu cuprinzător al sistemelor ECP de operare a conductelor de petrol și gaze din partea centrală a Siberiei de Vest. Rezultatele măsurătorilor electrochimice pe partea liniară a conductelor de petrol și gaze existente indică faptul că în soluri diferite la aceleași valori ale potențialului măsurat, densitățile de curent de protecție catodică variază foarte mult, ceea ce face necesară controlul suplimentar al curentului de protecție catodică. densitatea la alegerea şi reglarea potenţialelor de protecţie ale conductelor subterane.în comparaţie cu densitatea limită de curent a oxigenului. Măsurătorile electrochimice suplimentare pe traseul conductelor principale de gaz și petrol existente vor preveni sau minimiza formarea unor tensiuni locale mari în peretele conductei cauzate de molizarea hidrogenului (cu o valoare figurativă ridicată). O creștere a nivelului tensiunilor locale în peretele conductei este asociată cu o modificare a triaxialității stării de tensiuni în zonele locale îmbogățite cu hidrogen catodic, unde se formează microfisuri, precursori ai fisurilor sub tensiune-coroziune pe CFC exterior.
Comparația rezultatelor diagnosticului în linie cu rezultatele unei examinări cuprinzătoare a sistemelor
protecția electrochimică a conductelor de gaz și petrol existente în partea centrală a Siberiei de Vest
|
Distanţă, |
Distribuția potențialului de protecție (0WB) (Persoana A/m 2) |
Sens criterii j k.z ^ Jxvp |
funcționare, mm |
Densitate defecte o pierdere metan, |
Densitate defecte pachet, | |||
|
Lileyny parte a conductei principale de petrol D la 1220 mm |
||||||||
|
Distanţă, |
Limitarea densității de curent pentru oxigen (LrHA / m2 |
Distribuția potențialului de protecție si densitatea curentului de protectie catodica (Gine> A/m 2) |
Sens criterii Uk.z ^ Ex |
Adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pe întreaga perioadă funcționare, mm |
Densitate defecte o pierdere metal, |
Densitatea defectelor pachet, bucăți/km |
Durata totală de nefuncționare a CPS pentru întreaga perioadă de funcționare (conform organizației de exploatare), zile |
|
Analiza rezultatelor prezentate în tabel. 5.1, ținând cont de timpul de nefuncționare, RMS indică o relație invers proporțională între densitatea defectelor de coroziune și valoarea criteriului adimensional j K s/ j, inclusiv atunci când acest raport a fost egal cu
zero. Într-adevăr, densitatea maximă a defectelor coroziunea externă observate în zonele în care durata de nefuncţionare a protecţiei electrochimice (conform organizaţiilor de exploatare) a depăşit valorile standard. Pe de altă parte, densitatea maximă a defectelor de tip pachet se observă pe tronsoane de luncă mlaștină ale traseului, unde timpul de nefuncționare a instalațiilor ECP nu a depășit valorile standard. O analiză a modurilor de funcționare ale VPS-ului în secțiuni cu o durată minimă a timpului lor de nefuncționare pe fundalul unei împrăștie mari de date indică o relație aproape proporțională între densitatea defectelor de tip pachetși criteriu j K 3 / / , când densitatea de curent a protecției catodice a depășit de zece sau mai multe ori densitatea de curent limită pentru oxigen pe o perioadă lungă de funcționare (cu o durată minimă a timpului de oprire RMS). Analiza regimurilor de protecție catodică în comparație cu defectele de coroziune și coroziune la efort pe CFC confirmă concluziile făcute anterior că raportul j K 3 / jnp poate servi drept criteriu adimensional pentru monitorizarea vitezei de coroziune reziduală a conductei la diferite potențiale de protecție catodică, pe de o parte, pentru a preveni formarea de defecte pe CFC coroziunea externăși pentru a determina intensitatea hidrogenării electrolitice a peretelui conductei - pe de altă parte, pentru a exclude formarea și creșterea defectelor precum pachet aproape de suprafaţa protejată catodic.
Date din tabel. 5.1 indică faptul că durata maximă de oprire a aproape tuturor SSC-urilor pentru întreaga perioadă de funcționare a conductelor principale de petrol și gaze, timp de 36 de ani, a fost în medie de 536 de zile (aproape 1,5 ani). Conform datelor organizațiilor de exploatare, pe an, SKZ-ul simplu a fost în medie de 16,7 zile, pe trimestru - 4,18 zile. Această durată de nefuncționare a CPS pe partea liniară a conductelor de petrol și gaze studiate respectă practic cerințele documentelor de reglementare și tehnice (GOST R 51164-98, clauza 5.2).
În tabel. 6.2 prezintă rezultatele măsurării raportului dintre densitatea de curent a protecției catodice și densitatea limită de curent pentru oxigen la generatoarea superioară a conductei principale de petrol D la 1220 mm. Calculul vitezei de coroziune reziduală a conductei la potențialele de protecție catodică date este determinat prin formula 4.2. Date în tabel. 5.1 și 5.2, datele indică faptul că pentru întreaga perioadă de funcționare a conductei petroliere principale, ținând cont de timpul de oprire al protecției electrice și chimice
(conform organizației de exploatare) adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pe KZP extern nu trebuie să depășească 0,12...0,945 mm. Într-adevăr, densitatea limită de curent pentru oxigen la nivelul de amplasare a secțiunilor studiate ale conductelor de petrol și gaze a variat de la 0,08 A/m2 la 0,315 A/m2. Chiar și cu densitatea maximă limită de curent pentru oxigen de 0,315 A/m2, adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pe parcursul a 36 de ani de funcționare cu un timp de oprire RMS planificat de 1,15 ani nu va depăși 0,3623 mm. Aceasta este 3,022% din grosimea nominală a peretelui conductei. Cu toate acestea, în practică vedem o imagine diferită. În tabel. 5.1 arată rezultatele diagnosticării în linie a unei secțiuni a conductei petroliere principale D la 1220 mm după funcționarea sa timp de 36 de ani. Rezultatele diagnosticelor în linie indică faptul că uzura maximă la coroziune a peretelui conductei a depășit 15% din grosimea nominală a peretelui conductei. Adâncimea maximă de penetrare a coroziunii a ajuns la 2,0 mm. Aceasta înseamnă că timpul de nefuncționare al instalațiilor ECP nu îndeplinește cerințele GOST R 51164-98, clauza 5.2.
Măsurătorile electrometrice efectuate sunt prezentate în tabel. 5.2, indică faptul că, într-un anumit regim de protecție catodică, viteza de coroziune reziduală nu a depășit 0,006 ... 0,008 mm/an. O astfel de viteză de coroziune reziduală, conform unei scale de zece puncte de rezistență la coroziune, corespunde unei stări corozive. rezistent la coroziune iar pentru conductele principale de petrol și gaze este acceptabilă. Ego înseamnă că pentru 36 de ani de funcționare a conductei, ținând cont de informațiile despre perioada de nefuncționare a instalațiilor ECP, conform organizației de exploatare, adâncimea de penetrare a coroziunii nu ar depăși 0,6411 mm. Într-adevăr, în perioada de oprire planificată a instalațiilor ECP (1,15 ani), adâncimea de penetrare a coroziunii a fost de 0,3623 mm. Pe perioada de funcționare a instalațiilor ECP (34,85 ani), adâncimea de penetrare a coroziunii a fost de 0,2788 mm. Adâncimea totală de penetrare a coroziunii pe KZP ar fi 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm). Rezultatele diagnosticelor în linie indică faptul că adâncimea maximă reală de penetrare a coroziunii pe parcursul a 36 de ani de funcționare în secțiunea studiată a conductei principale de petrol D la 1220 mm a fost de 1,97 mm. Pe baza datelor disponibile, este ușor de calculat timpul în care protecția electrochimică nu a asigurat suprimarea vitezei de coroziune a solului la valori acceptabile: T = (1,97 - 0,6411) mm / 0,08 mm / an = 16,61 ani. Durata de oprire a instalațiilor ECP pe conducta principală de gaze D y 1020 mm care trece într-un coridor tehnic, pe care în lunca inundabilă a râului. Au fost găsite fisuri de coroziune sub tensiune în râul Ob, ceea ce coincide cu durata de oprire a ZPS pe conducta de petrol principală, deoarece ZPS a conductei de gaz și a conductei de petrol sunt alimentate de la o linie aeriană de-a lungul traseului.
În tabel. Figura 5.3 prezintă rezultatele determinării timpului de nefuncţionare real al VCS pe toată perioada de funcţionare (36 de ani) a conductelor principale de petrol şi gaze pe baza măsurătorilor electrometrice.
Tabelul 5.2
Distribuția vitezei de coroziune reziduală în secțiunile conductelor de gaz și petrol existente în partea centrală a Siberiei de Vest
Tabelul 5.3
Rezultatele determinării timpului de nefuncționare real al RMS pe întreaga perioadă de funcționare (36 de ani) a conductelor principale de gaz și petrol pe baza măsurătorilor electrometrice
|
Distanţă, |
Viteza maximă de coroziune posibilă a conductei fără scurtcircuit, mm/an |
Viteza de coroziune reziduală a conductei la un anumit mod de scurtcircuit, mm/an |
Adâncimea maximă de penetrare a coroziunii pe suprafața protejată cu catod, mm |
Real |
|
Parte liniară a conductei principale de petrol D y 1220 mm |
||||
|
Parte liniară a conductei principale de gaz D y 1020 mm |
||||
Analiza rezultatelor prezentate în tabel. 5.3, indică faptul că timpul de oprire real al mijloacelor de protecție electrochimică depășește semnificativ valoarea standard, ceea ce este cauza uzurii corozive intense a peretelui conductei din partea exterioară, protejată cu catod.
Ar putea fi util să citiți:
- Jocuri didactice pentru dezvoltarea vorbirii (cu propriile mâini);
- Cum se curăță ceapa fără lacrimi 2 curățați ceapa tăiate;
- Lilia Pushkova - despre traumele copilăriei, violența domestică și părinții asistenți maternali Nu mai există ceartă Moshkovskaya;
- Ce este mai bine să hrănești o pisică - sfaturi și trucuri;
- Efecte speciale teatrale - magia transformării;
- Zone de penetrare și puncte slabe ale tancurilor în World of Tanks Blitz Mod pentru zona de penetrare Android Wot Blitz;
- Cum să returnezi vehiculele premium vândute la WoT Cum să restaurezi un rezervor premium;
- Abilități și abilități suplimentare ale echipajului;