Monitorizarea stării de coroziune a conductelor. Analiza stării de coroziune a secțiunii conductei de gaz conform datelor de detectare a defectelor în linie

Examinarea cuprinzătoare a stării de coroziune a existente gazoductele principale și petroliereși sistemele lor protectie electrochimica a fost efectuată în scopul determinării dependenței prezenței coroziunii și daunelor de coroziune prin efort-coroziune de CFC extern de modurile de funcționare ale instalațiilor ECP, pentru a identifica și elimina cauzele apariției și creșterii coroziunii și daunelor prin coroziune. . 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 stres uzura coroziva. 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 stres. 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. protectie catodica. 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 cu catod variază semnificativ - de la 0 la 80% din numărul total defecte identificate prin detecția defectelor în linie, care sunt localizate atât la joncțiunile zonelor de protecție, cât și în apropierea punctelor de drenaj ale SCZ din zonele joase și în porțiunile mlăștinoase ale traseului. Apele subterane ale zonelor umede din partea centrală Vestul Siberiei se disting prin mineralizare scăzută (0,04% din masă) și, ca urmare, 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 afectând viteza de coroziune a conductelor de gaze 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 valori admise corespunzător 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 condiţiile de terenîn funcție de tipul de sol și de adâncimea conductei (adâncimea de scufundare a sondei indicator de coroziune), densitatea de curent limită pentru oxigen, măsurată pe electrodul de lucru din oțel 17GS cu diametrul de 3,0 mm, a variat în intervalul 0,08 . .. 0,43 A/m", și 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 o eliberare intensivă de hidrogen pe suprafata exterioara conductă. 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 Atentie speciala cercetători 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. jK 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

protectie electrochimica operarea conductelor de gaze și petrol 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,
Distanţă,		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 jK 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 jK 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 jK 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 întreaga perioadă 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 toată perioada 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 arată că în timp real timpul de nefuncționare al protecției electrochimice înseamnă depășirea semnificativă a valorii standard, ceea ce este cauza uzurii corozive intense a peretelui conductei din partea exterioară, protejată cu catod.

Pagina 2

Examinarea stării de coroziune a conductelor și cablurilor existente situate în zona de influență a curenților vagabonzi se efectuează prin măsurarea diferenței de potențial dintre țeavă și pământ cu ajutorul voltmetrelor de înaltă rezistență. Zonele anodice ale unei structuri subterane sunt foarte periculoase și necesită măsuri urgente de protecție. Evaluarea gradului de pericol de coroziune în zonele alternante se realizează în funcție de valoarea coeficientului de asimetrie (Tabelul I.

O analiză a stării de coroziune a conductelor prefabricate a arătat că durata lor de viață la depozitele Zapadno-Surgutskoye și Solkinskoye nu depășește 3-6 ani. În timpul funcționării, numai în sistemul de menținere a presiunii rezervorului din câmpul Zapadno-Surgutskoye, 14 km de conducte au fost înlocuiți complet. În cursul anului 1978, 30 de rupturi și fistule au fost înregistrate în conductele de la câmpul Solkinskoye și 60 de rupturi la Zapadno-Surgutskoye.

O analiză a stării de coroziune a structurilor metalice OOGCF indică faptul că delaminările în trepte care pătrund în materialul pereților echipamentelor de tip shell cu mai mult de 50% sunt inacceptabile.

O analiză a stării de coroziune a echipamentului GTP din câmpul Orenburg a arătat că suprafata interioara echipamentul este acoperit cu un strat uniform cu o grosime de aproximativ 0 1 mm, care este un depozit piroforic.

O examinare a stării corozive a echipamentelor de producție HDPE arată că principala cauză a coroziunii echipamentului este expunerea la un mediu agresiv care conține clorură de hidrogen formată în timpul descompunerii catalizatorului. Procesul de coroziune a echipamentului duce la o scădere a duratei de viață a acestuia, la reparații frecvente ale echipamentelor și la contaminarea polietilenei cu produse de coroziune. Compușii de fier care intră în polimer afectează negativ proprietățile fizico-chimice și mecanice ale acestuia. Acestea provoacă îmbătrânirea prematură (distrugerea) polimerului, colorarea nedorită a produselor într-o culoare gri închis, crește fragilitatea și reduc proprietățile dielectrice ale polimerului. În plus, în timpul coroziunii echipamentului lacuit, se întâmplă ca particulele de lac să ajungă în polietilenă, ceea ce duce la umflarea acesteia sau la formarea de pori în interiorul polimerului.

Starea de coroziune a LP MG este înțeleasă ca o expresie cantitativă a indicatorilor de performanță ai secțiunii LP MG care conține defecte de coroziune și (sau) proveniență de efort-coroziune.

Pentru a determina starea de coroziune (diagnosticare) și detectarea în timp util a eventualelor defecțiuni de coroziune, mașinile aflate în funcțiune sunt verificate periodic.

Determinarea de la distanță a stării de coroziune în viitor face posibilă efectuarea de teste accelerate cu stabilirea unui experiment controlat și simularea etapelor individuale ale procesului de coroziune.

Măsurătorile electrice se fac pentru a determina starea de coroziune și pentru a alege o metodă de protecție pentru conductele de gaze nou construite înainte de a fi puse în funcțiune (înainte de a fi conectate la rețeaua existentă). Conductele nou amenajate anterior sunt manevrate către cele aflate în funcțiune pentru a obține o imagine fidelă a stării electrice a conductelor de gaz, care apare după ce acestea sunt conectate la rețeaua existentă. Dacă în timpul măsurătorilor se stabilește că potențialele nu depășesc 0 1 V, atunci de obicei conexiunea se face fără nicio condiție. La potențiale peste OD V (până la 0 6 V), este posibilă pornirea unei noi conducte de gaz pentru gaz, cu condiția ca protecția să fie efectuată în decurs de 3-5 luni. La potențiale ridicate, este imposibil să porniți conducte de gaz nou construite pentru gaz înainte de dispozitivul de protecție, deoarece, după o perioadă scurtă de timp, conducta de gaz poate fi distrusă de curent, ceea ce, la rândul său, poate duce la consecințe grave. Din practică, se cunosc numeroase cazuri când conductele de gaze neprotejate au fost distruse de curenții vagabonzi la 1–2 luni de la punerea în funcțiune, precum și înainte de punerea în funcțiune, în special în zonele stațiilor de tracțiune feroviară.

Prognoza pe termen lung a stării de coroziune a secțiunilor de conducte de gaz trebuie utilizată pentru a selecta punctele caracteristice pentru observarea dinamicii coroziunii în sistemele de monitorizare a coroziunii staționare și mobile și pentru a corecta reglementările pentru monitorizarea parametrilor de coroziune și protejarea conductelor de gaz de diferite feluri coroziune.

Pentru controlul stării de coroziune se folosesc metode de testare nedistructivă, care pot fi utilizate atât în mod constant, cât și periodic (sau, dacă este necesar, ca suplimentare) și în orice stadiu de funcționare a obiectelor, indiferent de starea acestora. Aceste metode includ metoda ultrasonică, radiografică, cu emisie acustică de detectare a defectelor de culoare.

Pentru a determina starea de coroziune a sistemului, se folosesc parametrii termodinamici și experimentali ai acestui sistem, precum și dependențele empirice. Programul include predicția potențialului metalic al sistemului, curentul de coroziune, cursul curbelor de polarizare, zonele de imunitate (activă și pasivă), vă permite să găsiți cele mai nefavorabile combinații de condiții care asigură dezvoltarea coroziunii. Autorii au subliniat modalități de îmbunătățire a programului de predicție a coroziunii, care ar trebui să crească acuratețea și fiabilitatea prognozei pentru valorile care caracterizează sistemul de coroziune.

Evaluarea stării de coroziune a conductei, situată în câmpul electric al liniei de transport a energiei electrice, se realizează în funcție de diferența de potențial dintre conductă și pământ și mărimea curentului din conductă.
Diagramă bloc evaluare integrată starea tehnică a LCH MG. Evaluarea stării de coroziune a PM LP în viitor ar trebui să devină parte integrantă o evaluare cuprinzătoare a stării tehnice a LCH MG.
Schema apariției și repartizării rătăcitorilor. Atunci când se evaluează starea de coroziune a unei conducte de gaz, este important să se cunoască atât valorile medii, cât și valorile maxime ale diferenței de potențial.
Instrumentele de evaluare a coroziunii ar trebui să includă senzori, un sistem de înregistrare și surse de energie adecvate. Când se utilizează metode magnetice și electromagnetice, este posibil să se utilizeze diferite sisteme de magnetizare. Problema scanării este rezolvată sau nu un numar mare senzori care se deplasează în interiorul țevii de-a lungul unei linii elicoidale sau un număr mare de senzori care se mișcă translațional împreună cu sistemul de magnetizare și se află de-a lungul perimetrului dispozitivului. În acest caz, cel mai indicat este să folosiți un aranjament de senzori eșalonați cu două inele pentru a elimina posibilele defecte ale țevii. Instrumentele Linealog fabricate în SUA constau din trei secțiuni conectate prin balamale. În prima secțiune există surse de alimentare și colere de etanșare, în a doua - un electromagnet cu un sistem de casete pentru senzori, în a treia - componente electronice și un dispozitiv de înregistrare. Acestea sunt utilizate pentru inspecțiile conductelor.
Forajul pentru evaluarea stării de coroziune a conductei trebuie efectuat cu o deschidere completă a conductei și cu posibilitatea de a inspecta generatoarea inferioară a acesteia. Lungimea părții expuse a țevii trebuie să fie de cel puțin trei din diametrele acesteia.
Mod eficient evaluarea stării de coroziune a echipamentelor (în etapele de proiectare, exploatare, renovare) este monitorizarea coroziunii - un sistem de observare și prezicere a stării de coroziune a unui obiect pentru a obține informații în timp util despre posibilele defecțiuni ale coroziunii.
În tabel. 6 oferă o evaluare a stării corozive reale a sistemelor de apă caldă de la conductele negre într-un număr de orașe. În plus, pentru comparație, sunt furnizați indicii calculați de saturație a apei la 60 C, date despre conținutul de oxigen dizolvat în apă, dioxid de carbon liber și o evaluare a activității de coroziune.
Distribuția zonelor vitezei de mișcare a fluxului de apă-gaz-petrol pentru conducte de diferite diametre. Inspecțiile la coroziune ale șirurilor de carcasă sunt efectuate pentru a evalua starea lor de coroziune (atât în ceea ce privește adâncimea, cât și zona câmpului), pentru a determina parametrii de protecție electrochimică, pentru a identifica cauzele scurgerilor șirurilor de carcasă în timpul funcționării și pentru a controla securitatea.
Pe baza analizei datelor de mai sus cu privire la evaluarea stării de coroziune și a fiabilității echipamentelor și TP OOGCF, rezultatele detectării defectelor în linie și externe, teste mecanice de coroziune la scară completă și de laborator, studii metalografice ale șabloanelor și probelor , rezultatele diagnosticelor tehnice ale structurilor, precum și ținând cont de documentele de reglementare și tehnice actuale (NTD), a fost elaborată o tehnică de diagnosticare a echipamentelor și echipamentelor de proces pentru zăcămintele de petrol și gaze care conțin hidrogen sulfurat.
În țara noastră și în străinătate se dezvoltă metode și instrumente pentru evaluarea stării de coroziune a unei conducte fără deschiderea acesteia. Cele mai promițătoare metode se bazează pe trecerea unui dispozitiv special echipat prin conductă, care fixează centrele de deteriorare a coroziunii la peretele conductei din interior și din exterior. Literatura de specialitate oferă date despre metodele de monitorizare a stării conductelor. Atenția principală este acordată metodelor magnetice și electromagnetice, în timp ce preferința este acordată celor din urmă. Metodele cu ultrasunete și radiografie sunt, de asemenea, descrise pe scurt aici.
Modele care nu sunt descrise de nicio ecuație matematică și sunt prezentate ca un set de coeficienți tabulari sau nomograme recomandate pentru evaluarea stării de coroziune a metalelor.

Pentru a evalua starea acoperirii pe conductă în timpul funcționării, este recomandabil să se utilizeze rezistența de tranziție a conductei izolate, parametrii care caracterizează permeabilitatea materialului de acoperire și cantitatea de antioxidant (pentru compozițiile stabilizate) rămasă în acoperire. . Pentru a evalua starea de coroziune a peretelui conductei, ar trebui să se utilizeze date din măsurătorile pierderilor de coroziune ale metalului sub acoperire sau în locurile defectului acestuia, precum și dimensiunea și poziția relativă a leziunilor de coroziune pe peretele conductei. La al doilea - coroziunea locală (cavități, gropi, pete), unică (cu o distanță între cele mai apropiate margini ale leziunilor adiacente de mai mult de 15 cm), grup (cu o distanță între cele mai apropiate margini ale leziunilor adiacente de la 15 la 0,5 cm ) și extinse (cu o distanță între marginile cele mai apropiate ale leziunilor vecine mai mică de 0 5 cm) leziuni. Leziunile unice de coroziune nu conduc la defecțiuni ale conductelor.
Pentru a evalua starea stratului izolator pe conductă în timpul funcționării, este necesar să se utilizeze valorile rezistenței de tranziție a conductei, parametrii care caracterizează permeabilitatea materialului de acoperire și cantitatea de antioxidant (pentru compozițiile stabilizate) rămânând în izolație. Pentru a evalua starea de coroziune a peretelui conductei, este necesar să se utilizeze date din măsurătorile pierderilor de coroziune ale metalului sub acoperire sau în locurile defectului acestuia, precum și dimensiunea și pozițiile relative ale leziunilor de coroziune pe peretele conductei.
La evaluarea stării de coroziune a conductei, se determină tipurile de coroziune, gradul de deteriorare a coroziunii peretelui exterior al conductelor cu o caracteristică generalizată a secțiunilor, maximul și viteza medie coroziunea, preziceți starea corozivă a site-ului timp de 3-5 ani.
În tabel. 9.12 oferă o evaluare a stării de coroziune a conductei cu un set complet de factori de influență și recomandările corespunzătoare.
În practică, pentru a cuantifica rezistența la coroziune a metalelor, puteți utiliza orice proprietate sau caracteristică a metalului care se modifică semnificativ și natural în timpul coroziunii. Deci, în sistemele de alimentare cu apă, o evaluare a stării de coroziune a conductelor poate fi dată de modificarea în timp a rezistenței hidraulice a sistemului sau a secțiunilor sale.
Pentru a găsi posibilitatea reducerii pierderilor de metal ca urmare a coroziunii și reducerea pierderilor semnificative directe și indirecte din coroziune, este necesară evaluarea stării corozive a aparatelor și comunicațiilor sistemelor chimico-tehnologice. În acest caz, este necesar să se efectueze atât o evaluare a stării de coroziune a sistemului chimico-tehnologic, cât și o predicție. posibila dezvoltare coroziunea și efectul acestui proces asupra performanței dispozitivelor și comunicațiilor sistemelor chimico-tehnologice.
Procedura de măsurare este prezentată în secțiunea II. Volumul și complexul de măsurători necesare pentru a evalua starea de coroziune a unei structuri sunt prevăzute de instrucțiunile departamentale aprobate în modul prescris.
Complexitatea și originalitatea procesului de coroziune a structurilor subterane din metal și beton armat se datorează condițiilor speciale ale mediului subteran, unde atmosfera, biosfera și hidrosfera interacționează. În acest sens, o atenție deosebită se acordă dezvoltării și creării de echipamente și sisteme de evaluare a stării de coroziune a obiectelor aflate în subteran. O astfel de evaluare poate fi efectuată pe baza măsurării potențialului mediu în timp al unei structuri metalice în raport cu sol. Pentru a determina valoarea medie a potențialului s-au dezvoltat dispozitive - integratoare de curenți vagabonzi. Sunt ușor de fabricat, nu necesită surse speciale de alimentare și sunt fiabile în funcționare. Utilizarea acestor dispozitive oferă informații despre natura distribuției spațiale a anodului, catodului și zonelor alternative pentru alegerea locului de conectare a mijloacelor de protecție electrochimică și contabilizarea integrală a eficienței funcționării acestuia. Aceste informații pot fi utilizate atât în procesul de proiectare, construcție și instalare de echipamente noi, cât și în timpul funcționării. Devine posibilă implementarea măsurilor planificate pentru a asigura fiabilitatea ridicată a structurilor metalice și din beton armat în funcționare pe termen lung.
Evaluarea riscului de coroziune a conductelor subterane din oțel cauzat de influența vehiculelor electrificate care funcționează pe curent alternativ trebuie făcută pe baza rezultatelor măsurătorilor diferenței de potențial dintre conductă și mediu inconjurator. Procedura de măsurare este prezentată în secțiunea II. Volumul și complexul de măsurători necesare pentru a evalua starea de coroziune a conductei sunt determinate de instrucțiunile departamentale aprobate în modul prescris.
Controlul modului se efectuează pe baza rezultatelor analizelor probelor de apă și abur, citiri ale pH-ului apei de alimentare și din cazan, determinări periodice ale compoziției cantitative și calitative a depozitelor, precum și evaluarea stării metalului cazanului. din punct de vedere al coroziunii. Personalul de exploatare controlează în special doi indicatori principali ai regimului: doza de Compleson (în funcție de scăderea nivelului în rezervorul de măsurare a soluției de lucru 7, recalculat pentru consumul de apă de alimentare) și pH-ul apei din cazan a compartiment curat. Tăierea probelor reprezentative de țevi ale suprafeței de încălzire, analiza calitativă și cantitativă a depozitelor, evaluarea stării de coroziune a metalului în comparație cu starea sa inițială în primii 1-2 ani de elaborare a regimului se efectuează la fiecare 5-7. mii de ore de funcționare.
Prin urmare, există cazuri când, din cauza determinării inexacte a localizării defectelor de coroziune la suprafață și în interiorul conductei, din cauza reasigurării, este permisă înlocuirea nejustificată a conductei în zone semnificative, ceea ce duce la o cheltuire excesivă a fondurilor publice. Prin urmare, o evaluare fiabilă a stării de coroziune a conductelor este necesară și în timp util și conduită adecvată repararea acestora pe baza datelor primite. În acest scop, în țara noastră au fost dezvoltate, proiectate și sunt testate detectoare de defecte pentru a evalua starea de coroziune a conductelor fără a le deschide din șanț.

Ar putea fi util să citiți: