Despre metoda de determinare a uzurii la coroziune a structurilor din oțel. Evaluarea influenței condițiilor instabile de temperatură asupra stării de coroziune a conductelor de gaz cu diametru mare german Robertovich Askarov

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 o scurtă descriere a procesele 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 Modelare fizicăși selectarea parametrilor de control. 42

2.2 Scurta descriere setare experimentala. 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. Prognoza stării de coroziune a conductei de gaz pe baza datelor detectarea 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 mediu inconjurator– 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 demonstrat experimental și s-a determinat intervalul de temperatură în care, sub un efect de temperatură instabil (de impuls), viteza maxima coroziune.

3 Definit dependenta functionala pentru predicția formării și dezvoltării defectelor de coroziune pe conductele principale de gaze.

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.

Publicaţii

Principalele rezultate ale lucrării de disertație au fost publicate în 30 lucrări științifice, inclusiv patru articole în reviste științifice de top 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 protectie catodica conducta 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 conținutului de umiditate și aerare, compactare neuniformă, strălucire și alte efecte, precum și defecte ale metalului în sine, un numar mare de elemente macrocorozive. 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.

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 diferite metode de evaluare a efectului coroziunii, inclusiv testele accelerate de coroziune.

Astfel, este necesar să se simuleze condițiile de transfer de căldură și masă cu solul înconjurător, care sunt tipice pentru secțiunea conductei de gaz care traversează râpa, de-a lungul căreia curge un pârâu și să se determine în ce măsură corozivitate sol sub efectele pulsate ale 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, problema modelării condițiilor de transfer de căldură și masă, în acest caz, a fost redus 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:

Este estimată 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.

Diagnostic este un cuvânt folosit frecvent în lumea modernă. A devenit atât de ferm înrădăcinată în ciclul nostru de vocabular zilnic, încât nu îi acordăm nicio atenție specială. s-a stricat mașină de spălat- diagnosticare, service în serviciul mașinii tale preferate - diagnosticare, mers la medic - diagnosticare. O persoană erudită va spune: diagnosticul din greacă este „abilitatea de a recunoaște”. Deci, ce trebuie să recunoaștem de fapt în starea tehnică a unui obiect metalic supus coroziunii și în sistemele de protecție electrochimică (în principal catodică), dacă acestea sunt prezente la obiect? Vom discuta pe scurt acest lucru în această recenzie.

În primul rând, să cădem de acord asupra termenilor. Când se folosește termenul de diagnosticare a coroziunii (examinare), în 90% din cazuri vorbim de suprafața exterioară a obiectului în cauză. Diagnosticarea se efectuează, de exemplu, pe suprafața exterioară a conductelor subterane, rezervoarelor, altor structuri metalice supuse coroziunii solului sau coroziunii cu curent vagabond, suprafața exterioară a instalațiilor de acostare care sunt corodate sub influența sării și apa dulce etc. Dacă vorbim de analiza proceselor de coroziune pe suprafata interioara aceleași conducte sau rezervoare, apoi în locul termenilor „diagnostic” sau „inspecție”, se folosește de obicei termenul „monitorizare”. Termeni diferiți presupun principii diferite pentru asigurarea siguranței la coroziune - studiul stării de coroziune a suprafeței exterioare se efectuează de obicei discret, 1 dată la 3-5 ani, iar monitorizarea proceselor de coroziune din interiorul obiectului studiat se efectuează fie continuu sau cu un interval scurt (1 dată pe lună).

Deci, de unde să începeți când diagnosticați starea de coroziune a obiectului în cauză? Din evaluare pericol potenţialși starea actuală a lucrurilor. Dacă obiectul, de exemplu, este sub apă, atunci în prima etapă este posibil să se efectueze o inspecție vizuală a prezenței defectelor de coroziune și a urmelor de coroziune și, dacă este prezent, să se evalueze pericolul actual și prezis. În locurile în care controlul vizual nu este posibil, evaluarea pericolului potențial se realizează conform semne indirecte. Să luăm în considerare mai jos principalii parametri diagnosticați ai pericolului potențial de coroziune și influența lor asupra procesului de distrugere a coroziunii:

Pe lângă factorii principali de mai sus, la diagnosticarea unei stări de coroziune, în funcție de caracteristicile obiectului, se studiază un număr mare de parametri suplimentari, precum: valoarea pH-ului solului sau apei (în special cu potențialul pericol de stres). fisurarea coroziunii), prezența microorganismelor periculoase la coroziune, conținutul de sare în sol sau apă, posibilitatea de aerare și umezire a obiectului etc. Toți acești factori pot, în anumite condiții, să crească brusc rata de distrugere prin coroziune a obiectului examinat.

După studierea parametrilor unui potențial pericol de coroziune, se efectuează adesea măsurători directe ale adâncimii deteriorării coroziunii asupra unui obiect. În aceste scopuri se utilizează întreaga gamă de metode de testare nedistructivă - control vizual și de măsurare, metode ultrasonice, control magnetometric etc. Locurile de control sunt selectate pe baza pericolului lor potențial pe baza rezultatelor evaluării efectuate în prima etapă. Pentru obiectele subterane, forarea este efectuată pentru a oferi acces direct la obiect.

În etapa finală, pot fi efectuate studii de laborator, de exemplu, o evaluare a vitezei de coroziune în laborator sau studii metalografice ale compoziției și structurii metalului în locurile de defecte de coroziune.

Dacă se efectuează diagnosticarea la un obiect care este deja echipat cu sisteme anticorozive protectie electrochimica, apoi pe lângă studierea stării de coroziune a obiectului în sine, se efectuează diagnosticarea funcționalității și calității sistemului ECP existent, adică. performanța sa în general și valorile ieșirii și ale parametrilor controlați în special. Să descriem cei mai importanți parametri ai sistemului ECP care trebuie monitorizați în timpul unui studiu complet al sistemelor ECP.

potenţial catodic. Principalul parametru de performanță al sistemelor de protecție catodică și sacrificială. Determină gradul de protecție a obiectului împotriva coroziunii prin intermediul ECP. Valorile de reglementare sunt stabilite de documentele de reglementare fundamentale pentru protecția anticorozivă: GOST 9.602-2005 și GOST R 51164-98. Se măsoară atât în punctele staționare (KIP și KDP), cât și de-a lungul traseului prin metoda electrodului de la distanță.
Starea instalațiilor ECP: stații catodice, de protecție a benzii de rulare și drenaj, împământare anodică, instrumentație, flanșe izolatoare, linii de cablu etc. Toate caracteristicile echipamentului examinat trebuie să se încadreze în valorile specificate în proiect. În plus, este necesar să se efectueze o prognoză a performanței echipamentului pentru perioada până la următorul sondaj. De exemplu, stațiile de protecție catodică ar trebui să aibă o marjă de curent pentru a putea regla potențialul de protecție al obiectului în cazul îmbătrânirii inevitabile a stratului izolator. Dacă nu există o marjă de curent, ar trebui planificată înlocuirea stației de protecție catodică cu una mai puternică și/sau repararea împământării anodului.
Impactul sistemului ECP asupra obiectelor terților. În cazul erorilor în proiectarea sistemelor ECP, este posibil efectul dăunător al acestora asupra structurilor metalice ale terților. Mai ales des se întâmplă pe conductele câmpurilor de petrol și gaze, site-uri industriale, obiecte din interiorul dezvoltării urbane dense. Mecanismul unei astfel de influențe este descris în detaliu. O evaluare a unui astfel de impact trebuie efectuată în mod necesar ca parte a diagnosticului sistemelor ECP.

Pe baza rezultatelor sondajului, trebuie întocmit un raport tehnic, care să conțină toate datele numerice ale măsurătorilor efectuate, grafice ale potențialelor de protecție și așa-numitele urme, o descriere a deficiențelor și defectelor identificate, materiale fotografice detaliate, etc. De asemenea, raportul ar trebui să tragă o concluzie cu privire la pericolul de coroziune al obiectului cu localizarea locurilor cu risc crescut și să dezvolte soluții tehnice de protecție anticorozivă.

Deci, la finalizarea tuturor etapelor de diagnosticare, clientul primește un raport care conține informatii detaliateîn funcţie de starea de coroziune a obiectului şi starea sistemului ECP. Dar informațiile obținute de echipele de diagnosticare (uneori cu mare dificultate, ținând cont de particularitățile terenului și climei) vor dispărea pur și simplu, vor deveni irelevante dacă nu sunt rezolvate într-un anumit timp, de exemplu. neeliminarea în timp util a defectelor care au fost identificate în timpul inspecției sau nu dotarea obiectului inspecției cu mijloace suplimentare de protecție anticorozivă. Situația de coroziune la instalație se schimbă în mod constant și, dacă informațiile de diagnosticare primite nu sunt procesate imediat, acestea pot deveni foarte depășite. Prin urmare, dacă proprietarului îi pasă de siguranța la coroziune a instalațiilor lor, atunci sistemul lor de protecție anticorozivă este actualizat în mod regulat pe baza rezultatelor anchetelor de diagnosticare efectuate în mod regulat, iar riscul de defecțiune a coroziunii la astfel de instalații este minim.

Etichete: curenți vagabonzi, diagnosticare coroziune, diagnosticare coroziune, acoperire izolatoare, influență inductivă, surse AC, pericol de coroziune, microorganisme corozive, inspecție coroziune, fisurare prin coroziune sub tensiune, stare de coroziune, rezistență la electroliți, stare strat izolator, protecție electrochimică, potențial electrochimic, ECP

Examinarea cuprinzătoare a stării de coroziune a existente gazoductele principale și petroliereși sistemele de protecție electrochimică a acestora a fost efectuată pentru a determina dependența prezenței coroziunii și daunelor de coroziune sub tensiune de CFC extern de modurile de funcționare a instalațiilor ECP, pentru a identifica și elimina cauzele apariției și creșterii coroziunii. și daune provocate de 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 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 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 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 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 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 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 catodică 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,
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 și densitatea de curent a protecției catodice (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 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.

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.

Conducte principale 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 inspecției conform paragrafului OAO MN, ar trebui elaborat un program de inspecții anticoroziune pentru următorii 10 ani.

3.4. Anual până la 1 ianuarie anul urmator Programul trebuie ajustat ținând cont de activitatea 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, prezența zonelor. perioadă lungă de timp erau fără protecție.

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.

5.1.4. Măsurarea rezistivității electrice a solului se realizează conform circuitului Wenner cu patru electrozi.

5.1.5. Pericolul de coroziune cauzat de coroziunea biologică este determinat utilizând analiza microbiologică a solurilor conform metodelor existente.

5.1.6. Pericolul de coroziune cauzat de curenții vagabonzi este calculat prin formule, ținând cont de distanța dintre calea ferată electrificată și conducta de petrol, distanța dintre stațiile de tracțiune și tipul de curent feroviar (DC, AC).

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;

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 de 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 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.

Ar putea fi util să citiți: