Celovit pregled korozijskega stanja in načinov elektrokemijske zaščite obstoječih magistralnih plinovodov in naftovodov. Opazovanja korozijskega stanja cevovodov
Fedotov S.D., Ulybin A.V., Shabrov N.N.
inženir S. D. Fedotov;
kandidat tehničnih znanosti, izredni profesor A. V. Ulybin *;
Doktor fizikalnih in matematičnih znanosti, profesor N. N. Shabrov,
FSBEI HPE Državna politehnična univerza v Sankt Peterburgu
Ključne besede: korozivna obraba; jeklene konstrukcije; ultrazvočno merjenje debeline; pregled gradbenih konstrukcij
Znano je, da korozijske izgube kovinskih konstrukcij povzročajo veliko gospodarsko škodo. Korozivno uničenje elementov jeklenih konstrukcij in armature v armiranem betonu je eden glavnih dejavnikov, ki vodijo v nesprejemljivo in izredno stanje konstrukcij. Stopnja korozije se zelo razlikuje od 0,05 do 1,6 mm na leto in je odvisna od korozijske odpornosti kovine, parametrov agresivnega okolja, prisotnosti in stanja protikorozijske obdelave, konstrukcijskih rešitev in drugih dejavnikov.
Ugotavljanje dejanske korozivne obrabe delujočih jeklenih konstrukcij je potrebno tako za spremljanje njihovega tehničnega stanja in pravočasno obnovo kot za preprečevanje nesreč (odpovedi in zrušitve).
V sodobnih inšpekcijskih standardih, tehnični literaturi in znanstvena dela vprašanje pravilnega določanja korozivne obrabe ni v celoti razkrito. Iz razpoložljivih navodil ni vedno jasno, kako in kako meriti izgube, katera območja izbrati in kako jih pripraviti. Ni jasnega mnenja o tem, kako prikazati rezultat meritve. Zato je treba povzeti podatke, ki so na voljo v literaturi, in razviti tehniko vodenja ob upoštevanju sodobne instrumentacije.
Kontrola izgub zaradi korozije se v praksi zmanjša na dve glavni nalogi:
1) določitev dejanskega preostalega preseka kovinskega elementa;
2) primerjava dejanske debeline z originalno (ali izmerjeno na prejšnji stopnji pregleda).
Zdi se, da sta oba problema zelo enostavno rešljiva. Vendar se v praksi pojavljajo težave tako pri merjenju debeline poškodovane konstrukcije kot pri primerjavi z originalno. Prav tako ni vedno jasno, kako najbolj priročno in informativno prikazati rezultat raziskave. Ta članek je posvečen reševanju teh težav, ki so shematično predstavljene na sliki 1.
Slika 1. Metode za določanje izgub zaradi korozije
Članek obravnava glavne metode nadzora, ki se izvajajo v prisotnosti neprekinjene korozije kovin. Vprašanja merjenja lokalne korozije (jamičasta, luknjičasta, interkristalna itd.) v ta material se ne upoštevajo.
Mehansko merjenje preostale debeline
Preden se lotimo vprašanja merjenja debeline, je treba opozoriti, da meritve kovinskih konstrukcij zahtevajo največjo merilno natančnost v primerjavi s konstrukcijami iz drugih materialov. V skladu z regulativnimi in metodološkimi dokumenti ter tehnično literaturo mora biti natančnost merjenja najmanj 0,05-0,1 mm.
Najenostavnejša metoda, ki zahteva minimalne stroške opreme, je določitev dejanske debeline elementov jeklene konstrukcije z različnimi mehanskimi merilnimi instrumenti. Za doseganje teh ciljev ob zagotavljanju zahtevane natančnosti je priporočljiva uporaba merilnih meril, mikrometrov in mehanskih debelincev ter merilnih sponk.
V praksi uporaba najbolj dostopnega od teh sredstev, namreč čeljusti, ni vedno priročna in včasih nemogoča. To je razloženo z dejstvom, da se meritve s čeljustjo lahko izvajajo samo na odprtih površin profili (perje vogalov, prirobnice I-nosilcev in kanalov itd.) (slika 2). Še posebej pogosto je treba izmeriti preostalo debelino elementa tanjšega profila, ki je stena v kanalih in I-nosilcih. V večini primerov je prosti konec profila (na podpornih območjih) nedostopen in zato meritve ni mogoče izvesti. Druga pomembna omejitev je dolžina čeljusti čeljusti. V tem primeru je mogoče izmeriti debelino kovine samo na območjih, ki se nahajajo vzdolž roba proučevanega profila znotraj traku, ki je enak dolžini čeljusti.
Slika 2. Merjenje preostale debeline s čeljusti
Slika 3. Merjenje preostale debeline BB z nosilcem
Slika 4. Mikrometer - merilnik debeline
Priročnejša sredstva za merjenje so merilniki debeline z nosilcem. Z njihovo pomočjo je mogoče izmeriti debelino na lokalnih območjih, ki se nahajajo na razdalji od robov preučevanega elementa. Pri neenakomernih korozijskih poškodbah bo ta prednost v primerjavi s čeljustmi odločilna. Poleg tega se lahko pri uporabi merilnika debeline z maso (slika 3) poveča natančnost merjenja v primerjavi z mehanskim pomično merilom na 0,01 mm ali več. Po drugi strani pa uporabo mehanskih debelincev v obliki sponk spremljajo enake omejitve kot pri čeljustih.
Očitno je, da je uporaba zgornjih mehanskih merilnih instrumentov nemogoča na elementih zaprtega profila - ceveh, ki se vsako leto uporabljajo v vse večjih količinah. Edini možni način za mehansko merjenje debeline zaprtega profila je izvrtanje luknje in merjenje s specializiranim mikrometrom (slika 4). Hkrati se natančnost merjenja in učinkovitost krmiljenja močno zmanjšata.
Merjenje preostale debeline s fizikalno metodo
Za določanje debeline, kontinuitete in drugih parametrov izdelkov in prevlek iz različnih materialov se uporablja širok spekter fizikalnih metod neporušitvenega testiranja (NDT). Med njimi je mogoče opozoriti na magnetne, vrtinčne tokove, metode radijskih valov itd.
Ena najbolj uspešno uporabljenih fizikalnih metod za spremljanje debeline in drugih parametrov jeklenih konstrukcij je ultrazvočna metoda. To potrjuje razširjena študija in uporaba ultrazvočnih naprav (debelinomeri in detektorji napak) v domači in tuji praksi. Ta metoda temelji na zmožnosti ultrazvočnih valov, da se odbijajo na vmesniku med mediji. Opozoriti je treba, da je za namene, opisane v tem delu, metoda ultrazvočnega odmeva edina uporabna med fizikalnimi metodami NDT.
Glavne prednosti uporabe sodobnih naprav, ki izvajajo ultrazvočno metodo merjenja debeline:
Možnost nadzora z enosmernim dostopom;
Delajte na območjih, ki so oddaljena od roba konstrukcije (brez odprtih robov);
Visokozmogljivo;
Zadostna natančnost merjenja;
Relativno preproste zahteve za predhodno pripravo merilnega mesta.
V Rusiji se široko uporabljajo ultrazvočni merilniki debeline domačih in tujih proizvajalcev (AKS LLC, Tekhnotest LLC, Konstanta CJSC, Olympus itd.). Najbolj priročno za delo razmere na terenu naprave so monobloki (slika 5).
Slika 5. Merjenje debeline z ultrazvočno napravo
Seveda pa imajo tudi slabosti, med katerimi so omejen obseg izmerjenih debelin, manjša kapaciteta baterije in druge.
Za uporabo večine ultrazvočnih merilnikov debeline je treba jekleno površino pripraviti s strganjem ali (po možnosti) brušenjem območja merjenja. Po eni strani ta okoliščina zmanjša učinkovitost nadzora in v odsotnosti napajanja - precej pomembno. Po drugi strani pa je priprava merilnega mesta nujna tudi za zagotovitev normalne natančnosti nadzora z mehanskimi debelinami. Poleg tega je današnja razpoložljivost prenosnih brezžičnih orodij za obdelavo kovin skoraj odpravila to težavo.
Glede na navedeno lahko sklepamo, da je prednost ultrazvočnih naprav pred mehanskimi debelinami očitna.
Določitev začetne debeline preseka
Da bi razumeli, kakšne so izgube kovine, morate poznati njegovo začetno debelino. Najenostavnejši in najbolj zanesljiv način je merjenje debeline proučevanega elementa v nedotaknjenem odseku. V primeru neomejenega (v prostoru) in dolgotrajnega dostopa agresivnega okolja do odprtih elementov je pogosto korozijsko poškodovano celotno območje elementa. V tem primeru je nemogoče določiti začetno debelino elementa z neposredno meritvijo.
V takšni situaciji se parametri preseka elementov določijo bodisi glede na projektno dokumentacijo bodisi glede na izbor valjanih kovinskih izdelkov. Ta pristop ima nizko zanesljivost in je v nekaterih primerih nemogoč (pomanjkanje dokumentacije, uporaba nestandardnih varjenih profilov itd.). Če je projektna dokumentacija na voljo za analizo, je verjetnost določitve zahtevanih parametrov večja. Vendar pa ni nobenega zagotovila, da so postavljene konstrukcije v celoti v skladu s projektno rešitvijo in v realnosti domače gradnje - z izvršilno dokumentacijo.
Tudi ugotavljanje debeline elementov po sortimentih z določitvijo celotnih dimenzij prereza (višine in širine) ni vedno mogoče. Če so konstrukcije izdelane iz kanalov in I-žarkov, je za rešitev problema potrebno imeti sortimente, ki ustrezajo obdobju izdelave profilov. Vendar pa pri pregledu struktur ni vedno mogoče ugotoviti skladnosti profilov z določenim asortimanom. Pri pregledu cevi in kotnikov je uporaba merilnika za določitev začetne debeline nemogoča, saj enakim dimenzijam preseka ustreza velik razpon debelin. Na primer, enak kotni kot št. 50 po GOST 8509-93 ima lahko začetno debelino od 3,0 do 8,0 mm v korakih po 1,0 mm.
Posredna metoda za spremljanje korozijskih izgub
V standardih in strokovni literaturi o gradbenih pregledih je mogoče najti priporočila za uporabo indirektne metode za grobo oceno količine izgub zaradi korozije. Njegovo bistvo je v merjenju debeline plasti korozijskih produktov in oceni količine poškodbe, ki je enaka 1/3 debeline korozivnih oksidov.
Zanesljivost tega pristopa je z našega vidika zelo dvomljiva iz naslednjih razlogov. Ideja verjetno temelji na dejstvu, da imajo produkti korozije bistveno nižjo gostoto od uničene kovine. Predpostavimo lahko, da mora biti za zanesljivo izvedbo metode gostota korozivnih oksidov 3-krat manjša od gostote jekla. Vendar pa glede na rezultate meritev, ki so jih avtorji izvedli na različnih objektih, se razmerje gostote produktov korozije (brez upoštevanja prostornine odprtih por in zračnih plasti) in jekla giblje v območju 2,1 ... 2,6-krat (tabela 1).
Tabela 1. Gostota korozivnih oksidov
|
Izbirni predmet |
Element |
pogoji uporabe |
Gostota oksida, t/m3 |
Odnos do gostote jekla |
|
|
Tramovi med etažami stanovanjske stavbe |
Prirobnica žarka |
Vlaženje med puščanjem |
|||
|
Beam web |
|||||
|
Laboratorijska kanalizacijska rešetka |
Kotiček za žar |
Periodično vlaženje |
|||
|
jašek |
Podstavek za pladenj |
Pod nivojem tekočine |
|||
|
čistilne naprave |
Odtočni kotiček |
Stalna hidracija |
Te trditve bi bilo mogoče ovreči z dejstvom, da je ravno zaradi prisotnosti por in zračnih plasti debelina korozijskih produktov natančno trikrat večja od poškodovane plasti kovine. Vendar je to drugi razlog za nezmožnost izvajanja posrednega pristopa. Gostota "pakiranja" produktov korozije (razmerje med zračnimi plastmi in porami glede na prostornino oksidov) je odvisna od različnih dejavnikov. Ti vključujejo v različnih stopnjah vrsto agresivnega okolja, pogostost dostopa okolja do materiala, prisotnost mikroorganizmov, ki katalizirajo proces, in drugo. Večjo vlogo ima konstrukcijska rešitev, in sicer prisotnost drugih struktur ob korodiranem elementu, ki preprečujejo prosto kopičenje produktov korozije.
Avtorji so pri preučevanju podobnih strukturnih elementov večkrat opazili korozijske produkte različnih struktur. Na primer, v eni od stavb, zgrajenih ob koncu 19. stoletja, se je gostota korozivnih oksidov, pritrjenih na stene talnih nosilcev, bistveno razlikovala. Vzrok za visoko gostoto oksidov je bila medgredna zapolnitev v obliki opečnih obokov, ki je preprečevala prosto kopičenje korozijskih plasti. V drugem nadstropju iste stavbe so imele korozijske "pite" vzdolž sten I-nosilcev skupno debelino 5,0-7,0 cm z debelino izgube jekla 5,0-7,0 mm (slika 6). V tem primeru je bilo polnilo med tramovi izvedeno v obliki lesene poševnice.
Slika 6. Večplastni jedki oksidi, zbrani iz talnih tramov
Če povzamemo, je treba opozoriti, da je to posredno metodo mogoče uporabiti le v primeru, ko se produkti korozije kopičijo skozi celotno korozijsko obdobje in se ne odstranijo z mesta nastanka. V pogojih odprtih elementov (kovinski nosilci, stebri itd.) je nemogoče nedvoumno določiti skupno debelino korozijskih produktov, ki bi se med delovanjem lahko očistili ali preprosto padli s konstrukcije pod lastno težo.
Predstavitev rezultatov meritev
Drugo vprašanje, ki ga literatura ne obravnava, je, kako predstaviti rezultat meritve obrabe. Na voljo so naslednje možnosti: v absolutnih enotah (mm, µm); kot odstotek debeline posameznega elementa profila (prirobnice, stene); kot odstotek površine celotnega odseka. Upoštevati je treba, da je nujni kriterij za korozivno obrabo, ki je na voljo v dokumentih, izražen kot odstotek površine prečnega prereza. Praviloma je normalizirana obraba kot nujna obraba 25% površine.
Za izvedbo verifikacijskih izračunov ni dovolj imeti informacij o izgubi površine prečnega prereza (ali o dejanski površini preostalega prečnega prereza). Takšni podatki lahko zadostujejo le za izračun napetostnih elementov. Za izračun stisnjenih in ukrivljenih elementov je potrebno poznati dejanske dimenzije vseh prečnih elementov (police, stene, kotna peresa itd.). Zato predstavljanje rezultatov meritev v odstotkih površine preseka ni dovolj informativno. Z neposredno meritvijo ni mogoče ugotoviti odstotka izgube površine prečnega prereza, saj se ta parameter lahko določi le s ponovnim izračunom. To trditev utemeljuje naslednje: v primeru enake hitrosti korozije vseh elementov preseka bo količina izgube enaka v absolutni vrednosti (mm), medtem ko bo obraba v odstotkih enaka le pri elementih z enako začetno debelino. Vendar so primeri enakomerne korozije vseh elementov preseka z enako hitrostjo redki.
Pogosto je napaka raziskovalcev posledica dejstva, da so izgube izmerjene le v enem od elementov preseka, iz česar sklepajo o korozivni obrabi celotnega preseka. Ta pristop je napačen, saj bo glede na prostorsko lokacijo, vrsto odseka, dostop do agresivnega okolja in druge dejavnike obraba različnih delov odseka različna. Tipičen primer je korozija I-nosilcev na zraku. Z enakomernim dostopom do agresivnega okolja bo zgornja površina vodoravno nameščenih delov odseka (na primer polic) izpostavljena večji obrabi. To se zgodi zaradi kopičenja vlage, prahu in produktov korozije na njih, kar pospeši proces uničenja.
Pod določenimi pogoji, ki so praviloma povezani z dostopom do agresivnega okolja, se globina korozijskih izgub močno razlikuje tudi znotraj enega elementa odseka. Kot primer na sl. 7. prikazuje prerez I-nosilca kletne etaže s korozijskimi izgubami. Kot je razvidno iz slike, se največja poškodba pojavi na robovih spodnje prirobnice in doseže 100% debeline. Hkrati se s približevanjem steni odstotek obrabe zmanjšuje. Na podlagi meritev na robovih domnevati, da je polica, predvsem pa celoten del, popolnoma izgubljen, bi bilo bistveno napačno.
Slika 7. Neenakomerna korozijska poškodba spodnje prirobnice kletnega I-nosilca
Glede na navedeno je za kakovostno izvedbo raziskave in predstavitev njenih rezultatov potrebno:
Izmerite preostalo debelino v vseh elementih prečnega prereza, ki kažejo znake poškodb;
V primeru neenakomerne korozijske poškodbe znotraj dela odseka določite najmanjšo in največjo debelino ter določite območja največjih izgub (izdelajte določen profil preostalega odseka);
Ko določate izgubo površine prečnega prereza, jo izračunajte na podlagi meritev debeline vsakega od elementov prečnega prereza.
Študija primera
Za ponazoritev zgoraj opisanega podajamo rezultate raziskave, katere naloga je bila ugotoviti odstotek korozijske obrabe nosilcev prevlek.
Pregledane kovinske rešetke (slika 8) se nahajajo v proizvodni zgradbi opekarne in pokrivajo razpon 36 m. Elementi pasov in rešetk rešetk so v glavnem izdelani iz parnih kotnikov, ki tvorijo T-prerez (slika 8). 9). Zgornja vrv v zunanjih ploščah je izdelana iz varjenega I-žarka z različnimi širinami polic. Povezave elementov so izvedene z varjenjem z vstavki. V skladu s projektno dokumentacijo so nosilni elementi izdelani iz različne znamke jeklo: rešetkasti elementi iz VStZps 6 v skladu z GOST 380-71, jermenski elementi iz 14 G 2 v skladu z GOST 19281-73, vstavki iz VStZspb v skladu z GOST 380-71.
Slika 8. Splošni pogled na anketirane kmetije
Slika 9. Prerez enega od nosilnih elementov
Čiščenje površine v reži med vogali je zelo delovno intenzivno, uporaba mehanskih merilnikov debeline brez odstranjevanja produktov korozije pa vodi do znatne merilne napake. Za rešitev problema je bil uporabljen ultrazvočni merilnik debeline A 1207 z delovno frekvenco 2,5 MHz. Razpon nastavljenih hitrosti se giblje od 1000 do 9000 m/s, kar omogoča kalibracijo naprave za različna konstrukcijska jekla.
Slika 10. Korozijska poškodba nosilnega elementa
Med inšpekcijskim pregledom je bil opravljen vizualni pregled kovinskih elementov ogrodja, s katerim je bilo ugotovljeno razširjeno obrabo zaščitnih barvnih premazov in popolno korozijo kovinskih elementov (slika 10). Meritve preostale debeline so bile izvedene na območjih nosilnih elementov, ki so bila najbolj poškodovana zaradi vizualnih znakov.
Zaradi dolgotrajnega delovanja brez pravočasnih občasnih popravil in obnove zaščitnih premazov so bili nosilni elementi po celotnem območju korozijsko poškodovani.
Tako iz meritev na nepoškodovani površini ni bilo mogoče določiti začetne debeline reza. Upoštevajoč to smo skušali dejanske dimenzije profilov primerjati z najbližjim večjim (po debelini profila) profilom glede na sortiment. Tako ugotovljene korozijske izgube so znašale 25-30 %, kar je po zahtevah standarda znak za izredne razmere.
Po prvi analizi (primerjava z asortimanom) je naročnik našel in posredoval projektno dokumentacijo. Kot rezultat analize projekta je bilo ugotovljeno, da so nekateri nosilni elementi izdelani iz profilov večjega preseka (po debelini in dimenzijah), kot je določeno v projektu. Ob upoštevanju začetne uporabe profilov večjih prerezov in njihove korozivne obrabe se je izkazalo, da dejanske debeline teh elementov presegajo projektirane. Tako je zagotovljena konstrukcijsko predvidena nosilnost teh elementov. Izgube zaradi korozije tistega dela elementov, katerih presek ustreza projektnim podatkom, so se izkazale za manjše (ne več kot 10%).
Torej, pri določanju korozivne obrabe na podlagi primerjave s projektno dokumentacijo je bilo ugotovljeno, da njegova vrednost ne presega 10% površine prečnega prereza nekaterih elementov. V odsotnosti projektne dokumentacije in uporabe kot začetnih odsekov glede na sortiment bi lahko tehnično stanje konstrukcij pomotoma prepoznali kot nujno.
Zaključek
Iz predstavljenega gradiva lahko sklepamo naslednje.
1. Dokazano je, da je najbolj priročna in produktivna, včasih pa edina možna metoda za določanje preostale debeline jeklenih konstrukcij ultrazvočna eho metoda. Uporaba mehanskih merilnikov debeline se lahko priporoča le v odsotnosti ali nezmožnosti uporabe ultrazvočnih merilnikov debeline (na primer pri nizkih temperaturah zraka).
2. Utemeljeno je, da posredna metoda za določanje korozijskih izgub na podlagi merjenja debeline korozijskih produktov ni uporabna zaradi nezanesljivosti dobljenih rezultatov.
3. Predstavitev kovinskih izgub zaradi korozije v odstotkih daje kvalitativno oceno stanja konstrukcije in omogoča tudi oceno stopnje korozije.
4. Stanje konstrukcij je v večini primerov treba določiti z izračuni preverjanja. Za to je potrebno imeti podatke o preostalih geometrijskih značilnostih poškodovanega odseka.
5. Razvit je bil algoritem za določanje korozivne obrabe, ki je priporočljiv za uporabo v praksi pregledovanja objektov (slika 11).
6. Treba je posodobiti dele regulativnih dokumentov, ki urejajo instrumentalno oceno korozivne obrabe in razvrščajo tehnično stanje kovinskih konstrukcij, ob upoštevanju predlagane metodologije.
Slika 11. Algoritem za ocenjevanje korozivne obrabe (* za neprekinjeno korozijo kovin)
Literatura
1. Puzanov A.V., Ulybin A.V. Metode za preučevanje korozijskega stanja armature armiranobetonskih konstrukcij // Engineering and Construction Journal. 2011. št. 7(25). strani 18-25.
2. Dobromyslov A. N. Diagnoza poškodb zgradb in inženirskih objektov. M.: ASV, 2006. 256 str.
3. Priročnik za pregled gradbenih konstrukcij. M.: JSC "TSNIIPROMZDANIY", 1997. 179 str.
4. Remnev V.V., Morozov A.S., Tonkikh G.P. Pregled tehničnega stanja gradbenih konstrukcij stavb in objektov: Učbenik za univerze železniškega prometa. M.: Pot, 2005. 196 str.
5. Priročnik o spremljanju stanja gradnje kovinskih konstrukcij zgradb in objektov v agresivnih okoljih, izvajanju raziskav in načrtovanju obnove protikorozijske zaščite konstrukcij (na SNiP 2.03.11-85). M.: GOSSTROY ZSSR, 1987. 23 str.
6. Gurevich A. K. [et al.] Tabela: Metode in naloge merjenja debeline // V svetu NK. 2008. št. 2(40). S. 4.
7. Yunnikova V. V. Raziskave in razvoj metod in sredstev za povečanje zanesljivosti ultrazvočnega testiranja debeline: dis.... cand. tehn. Sci. Khabarovsk, 1999. 107 str.
8. Yunnikova V. V. O zanesljivosti ultrazvočnega nadzora debeline // Nadzor in diagnostika. 1999. št. 9. str. 31-34.
9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. Izboljšano zaznavanje vogalov z ultrazvočnim testiranjem z uporabo fazne analize // Ultrazvočna tehnika. 2013. št. 53(2). str. 630-634.
10. Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. Eksperimentalne raziskave jeklenih cevi majhnega premera, polnjenih z betonom, z ultrazvočno detekcijo // Uporabna mehanika in materiali. 2012. letnik 226-228. str. 1760-1765.
11. Tang R., Wang S., Zhang Q. Študija ultrazvočnega odkrivanja napak za jeklene cevi majhnega premera z debelo steno // International Journal of Digital Content Technology and its Applications. 2012. št. 6(16). str. 17-27.
12. Samokrutov A.A., Ševaldikin V.T. Ultrazvočna ehotomografija kovinskih konstrukcij. Stanje in trendi // Tovarniški laboratorij. Diagnostika materialov. 2007. št. 1. str. 50-59.
13. Danilov V. N., Samokrutov A. A. Modeliranje delovanja piezoelektričnih pretvornikov s kontaktom s suho točko v načinu sevanja // Defektoskopija. 2003. št. 8. str. 11-23.
14. Uvod v aplikacije ultrazvočne tehnologije s faznimi nizi: tehnološke smernice za raziskave in razvoj. Quebec: R/D Tech inc., 2004. 368 str.
15. Samokrutov A. A., Kozlov V. N., Shevaldykin V. G. Novi pristopi in strojna sredstva ultrazvočnega merjenja debeline z uporabo enoelementnih enojnih sond // 8. evropska konferenca o neporušnem testiranju, Barcelona, 17-21 junij 2002. str. 134-139.
16. Samokrutov A. A., Shevaldykin V. G., Kozlov V. N., Alekhin S. T., Meleshko I. A., Pastushkov P. S. A 1207 - Ultrazvočni merilnik debeline nove generacije // V svetu NK. 2001. št. 2(12). strani 23-24.
17. Fowler K.A., Elfbaum G.M., Smith K.A., Nelligan T.J. Teorija in uporaba natančnega ultrazvočnega merjenja debeline [Elektronski vir]. URL: http://www.ndt.net/article/w... (datum dostopa: 01.09.2013).
18. Sorokin Yu. N. Ultrazvočne metode nedestruktivnega testiranja // Sat. VINITI. Rezultati znanosti in tehnike: Meroslovje in merilna tehnika. 1979. T.4. Str.253-290.
19. Gmyrin S. Ya. Vpliv hrapavosti kontaktne površine na odčitke ultrazvočnih merilnikov debeline // Defektoskopija. 1993. št. 10. str. 29-43.
20. Gmyrin S. Ya. O vprašanju debeline sten izdelka in napake njenega merjenja pri ultrazvočnem merjenju debeline v primeru znatne korozije vhodne površine // Defektoskopija. 1996. št. 11. str. 49-63.
21. Zemlyansky A. A., Vertynsky O. S. Izkušnje pri prepoznavanju napak in razpok v velikih rezervoarjih za shranjevanje ogljikovodikov // Engineering and Construction Journal. 2011. št. 7(25). strani 40-44.
22. GOST R 53778-2010. Zgradbe in konstrukcije. Pravila za pregled in spremljanje tehničnega stanja. Vnesite. 1. 1. 2011. M., 2010. 60 str.
23. Startsev S. A. Problemi inšpekcijskega pregleda gradbenih konstrukcij z znaki biološke poškodbe // Engineering and Construction Journal. 2010. št. 7(17). strani 41-46.
24. TSN 50-302-2004. Projektiranje temeljev zgradb in objektov v Sankt Peterburgu. Vnesite. 8. 5. 4. Sankt Peterburg, 2004. 57 str.
25. Prishchepova N. A. Trajnost jeklenih nosilcev premazov industrijskih zgradb podjetij barvne metalurgije na skrajnem severu: povzetek disertacije. dis.... kand. tehn. Sci. Norilsk: Norilsk industrial. inst - t, 1997. 25 str.
JAVNO PODJETJE
DELNIŠKA DRUŽBA
O PREVOZU NAFTE "TRANSNEFT"
JSC AK TRANSNEFT
TEHNOLOŠKE
PREDPISI
PRAVILA ZA IZVAJANJE ANKET
JEDKO STANJE
MAGISTRALNI NAFTOVODI
Moskva 2003
Predpisi, ki jih je razvil in odobril JSC AK Transneft, določajo obvezne zahteve za organizacijo in opravljanje dela na področju magistralnega transporta po naftovodih za celotno panogo ter obvezne zahteve za registracijo rezultatov tega dela.
Predpisi (podjetniški standardi) so razviti v sistemu JSC AK Transneft za zagotavljanje zanesljivosti, industrijske in okoljska varnost glavni naftovodi, ureditev in vzpostavitev enotnosti interakcije med oddelki družbe in OJSC MN pri opravljanju dela na glavnih proizvodnih dejavnostih, tako med seboj kot z izvajalci, državnimi nadzornimi organi, kot tudi poenotenje uporabe in obveznih izpolnjevanje zahtev ustreznih zveznih in industrijskih standardov, pravil in drugih regulativnih dokumentov.
PRAVILA ZA IZVAJANJE ANKET
JEDKO STANJE
MAGISTRALNI NAFTOVODI
1. PODROČJE UPORABE PRAVIL
1.1. Pravila inšpekcije veljajo za podzemne magistralne naftovode, ki imajo sistem aktivne protikorozijske zaščite in ustrezno vrsto izolacijske prevleke.
1.2. Pri razvoju pravil so bili uporabljeni naslednji regulativni dokumenti:
Glavne jeklene konstrukcije. Splošne zahteve za zaščito pred korozijo.
Glavni jekleni cevovodi. Splošne zahteve za zaščito pred korozijo.
RD 153-39.4-039-99 "Standardi za načrtovanje ECP glavnih cevovodov in mest glavnih naftovodov."
2. CILJI RAZISKAVE
Glavni cilji raziskave so:
2.1. Ocena korozijskega stanja naftovodov.
2.2. Ocena stanja protikorozijske zaščite.
2.3. Pravočasno odkrivanje in odpravljanje korozijskih poškodb.
2.4. Razvoj in izvajanje ukrepov za povečanje učinkovitosti zaščite, optimizacijo delovanja opreme ECP.
3. ORGANIZACIJA PROTIKOROZIJSKEGA PREGLEDA
3.1. Celovit protikorozijski pregled morajo opraviti proizvodni laboratoriji ECP pri OJSC MN ali specializirane organizacije, ki imajo dovoljenje (licenco) Gosgortekhnadzorja za opravljanje tega dela.
3.2. Pregled je treba opraviti:
Najpozneje 6 mesecev po zagonu sistema elektrokemične zaščite za novozgrajene naftovode z obvezno izdajo potrdila o skladnosti kakovosti protikorozijske zaščite z državnimi standardi;
Vsaj enkrat na 5 let za naftovode, položene na območjih z visoko nevarnostjo korozije;
Vsaj enkrat na 10 let na drugih območjih.
Izredni pregled, če se med obratovanjem zaznajo škodljivi vplivi sistemov ECP novozgrajenih bližnjih in prehodnih podzemnih vodov ter elektrificiranih železnic.
3.3. V skladu s pogostostjo pregledov artiklov mora OJSC MN razviti program proti korozijski pregled za naslednjih 10 let.
3.4. Program je treba vsako leto do 1. januarja naslednjega leta prilagoditi glede na opravljeno geodetsko delo v tekočem letu.
3.5. Raziskavo naj bi izvajali s terenskimi laboratoriji ECP in sodobno merilno opremo, domačo in uvoženo.
3.6. Metodologija pregleda mora biti v skladu z RD »Navodilo za celovit pregled korozijskega stanja magistralnih naftovodov«.
3.7. Pogodbe o pregledu s tretjimi organizacijami morajo biti sklenjene do 1. aprila tekočega leta.
3.8. Obvezna priloga k pogodbi je »Program korozijskega pregleda naftovoda«, sestavljen na podlagi »Navodil za celoviti korozijski pregled.MN stanje« ob upoštevanju značilnosti korozijskega stanja in korozijskih faktorjev preiskovanega območja.
3.9. Končni rok za izdajo rezultatov korozijskega pregleda s strani tretje osebe mora biti najkasneje do 1. aprila naslednjega leta. Informativno poročilo s preliminarnimi najpomembnejšimi rezultati mora biti izdano do 1. novembra tekočega leta za pravočasno vključitev dejavnosti, ki zahtevajo investicijske izdatke, v načrt za naslednje leto.
4. SESTAVA CELOVITE RAZISKAVE
4.1. Analiza korozijske nevarnosti vzdolž trase naftovoda se izvaja na podlagi podatkov o korozijski nevarnosti tal, vključno z mikrobiološko, prisotnosti in naravi blodečih tokov ter prisotnosti območij, ki so bila dolgo časa nezaščitena.
4.2. Zbiranje in analiza statističnih podatkov o stanju delovanja protikorozijske zaščite pregledanega odseka naftovoda za celotno obdobje pred celovitim pregledom: tehnološke značilnosti sredstev ECP, podatki o delovanju sredstev elektrokemijske zaščite za preteklo obdobje delovanje, podatki o stanju izolacije.
4.3. Izvajanje kompleksa električnih del:
Z lokalizacijo napak in oceno prehodne upornosti izolacijske prevleke z metodo potencialnega gradienta, metodo oddaljene elektrode in drugimi metodami;
Z merjenjem zaščitnega potenciala po dolžini in na območjih blodečih tokov - po dolžini in času;
Z merjenjem korozijskih lastnosti tal - upornost tal, polarizacijske karakteristike tal.
4.4. Identifikacija korozijsko nevarnih območij na podlagi obdelave in analize geodetskih podatkov.
4.5. Odpiranje naftovoda na korozijsko nevarnih mestih med inšpekcijskim pregledom s pripravo poročil o luknjicah, odpravo izolacijskih napak in korozijskih poškodb s strani operativnih služb.
4.6. Reševanje računskih in analitičnih problemov za zagotavljanje korozijske varnosti naftovoda:
4.6.1. Ocena stanja izolacije, vključno z:
Napovedovanje sprememb njegovih fizikalnih in kemijskih lastnosti skozi čas;
Ocena preostale življenjske dobe izolacije;
Določitev optimalnega obdobja in vrstnega reda popravila izolacijskih površin.
4.6.2. Ugotavljanje tehničnega stanja opreme ECP:
Skladnost namestitvenih parametrov z regulativnimi dokumenti;
Tehnično stanje elementov namestitve ECP;
Napovedovanje sprememb parametrov naprav ECP skozi čas;
Razvoj ukrepov za optimizacijo delovanja in čas popravil opreme ECP.
4.6.3. Ocena korozijskega stanja naftovoda.
4.7. Izdelava poročila o pregledu z izdajo priporočil za izboljšanje celovite zaščite naftovodov.
4.8. Po potrebi izdelava projekta za popravilo in rekonstrukcijo objektov ECP na podlagi priporočil raziskave.
4.9. Rezultati ankete morajo biti predstavljeni na papirju in magnetnem mediju.
4.10. Po prejemu poročila mora služba ECP OJSC MN uporabiti rezultate ankete za dopolnitev operativne in arhivske baze podatkov o stanju protikorozijske zaščite.
5. TEMELJNE DOLOČBE METODE ANKETIRANJA
5.1. Analiza korozijske nevarnosti na trasi naftovoda
5.1.2. Izvaja se ocena korozijske nevarnosti vzdolž trase naftovoda, da se identificirajo območja, ki zahtevajo prednostni pregled z razširjenim seznamom elektrometričnih del.
5.1.3. Ocena korozijske nevarnosti se ne izvaja v primerih, ko so bila predhodno identificirana korozijsko nevarna območja.
5.1.4. Električna upornost tal se meri z Wennerjevim vezjem s štirimi elektrodami.
5.1.5. Nevarnost korozije zaradi biološke korozije ugotavljamo z mikrobiološko analizo tal po obstoječih metodah.
5.1.7. Skupna nevarnost korozije se izračuna ob upoštevanju vrednosti, navedenih v odstavkih. - . Na podlagi rezultatov ocene korozijske nevarnosti se določita prioriteta in obseg pregleda odsekov naftovoda.
5.2. Analiza podatkov o stanju obratovanja protikorozijske zaščite za preteklo obdobje.
5.2.1. Namen analize:
Identifikacija korozijsko nevarnih odsekov naftovoda;
Integralna ocena izolacijske upornosti po odsekih za celotno obdobje delovanja.
5.2.2. Za analizo je potrebno povzeti podatke:
Na podlagi rezultatov pregleda naftovoda v jamah po predloženih poročilih o izkopih;
Za odkrivanje napak v liniji;
O korozijskih okvarah naftovodov;
Na podlagi predhodno izvedenih meritev zaščitnega potenciala in načinov delovanja ECP naprav.
5.2.3. Območja, ki so bila poškodovana zaradi korozije, so predmet podrobne študije. Vse poškodbe zaradi korozije je treba primerjati z oceno nevarnosti korozije, določeno v prvi fazi pregleda.
5.2.4. Retrospektivna ocena stanja izolacije se izvede na podlagi izolacijskega upora, izračunanega iz obratovalnih podatkov naprav ECP in porazdelitve potencialne razlike vzdolž cevovoda.
5.3. Izvajanje električnih del
5.3.1. Iskanje okvarjenih mest v izolaciji se izvaja z eno od naslednjih metod:
Oddaljena elektroda;
enosmerni napetostni gradient;
Vzdolžni gradient;
Prečni gradient.
5.3.2. Meritev zaščitnega potenciala po dolžini je določena s polarizacijskim potencialom.
5.3.3. Polarizacijski potencial se meri po metodah v skladu z znanstveno-tehnično dokumentacijo.
5.3.4. Neprekinjene meritve zaščitnega potenciala se lahko izvajajo na naslednji način:
Metoda zunanje elektrode;
Z metodo intenzivnih meritev z izklopom opreme ECP.
5.3.5. Na podlagi meritev se izdela graf porazdelitve zaščitnega potenciala vzdolž naftovoda.
5.4. Reševanje projektnih problemov za zagotovitev korozijske varnosti
5.4.1. Pri ocenjevanju trenutnega stanja izolacije in napovedovanju sprememb njenih parametrov se rešujejo naslednje naloge:
Dajo celostno oceno na podlagi njegove enosmerne upornosti;
Določite fizikalne in kemijske lastnosti izolacije;
Izračunajte preostalo življenjsko dobo izolacije;
Določite optimalen rok za ponovno izolacijo naftovoda.
5.4.2. Določanje parametrov orodij ECP in napovedovanje sprememb njegovih parametrov skozi čas.
Izračuni so narejeni na podlagi začetnih podatkov:
Električni parametri katodnih in zaščitnih naprav;
Certificirane lastnosti ECP opreme;
Strukturni in električni parametri anodnih ozemljitev;
Podatki iz periodičnega nadzora naprav ECP.
5.4.3. Preostala življenjska doba elementov naprav ECP je ocenjena:
Za inštalacije katodna zaščita:
Anodna ozemljitev;
Katodni pretvornik;
Drenažna linija;
Zaščitna ozemljitev.
Za drenažne zaščitne instalacije:
drenaža;
Drenažna linija;
Za vgradnjo tekalne plasti - ščitniki.
5.4.4. Celovita ocena stanja ECP naftovoda se izvede v skladu z naslednjimi merili:
Splošna varnost;
Varnost cevovoda po njegovi dolžini;
Varnost cevovoda skozi čas.
5.5. Ocena korozijskega stanja naftovoda se izvaja z namenom prepoznavanja korozijsko najbolj nevarnih odsekov naftovoda.
5.5.1. Ocena je narejena s povzetkom vseh anketnih podatkov in podatkov o prisotnosti korozijskih poškodb. Zbirni podatki o korozijskem stanju se vnesejo v obrazec, določen z normativno in tehnično dokumentacijo za protikorozijski pregled.
5.5.2. Korozijska nevarnost je določena z vsoto točk, ki ocenjujejo vpliv različnih korozijskih faktorjev.
5.6.2. Na podlagi analize podatkov o stanju izolacijske prevleke in izračunov preostale življenjske dobe izolacije je treba določiti površine in čas popravila izolacije.
5.6.3. Na podlagi podatkov o obratovanju objektov ECP in tehnično-ekonomskih izračunov za preostalo življenjsko dobo in optimizacijo je treba določiti ukrepe za izboljšanje sistema ECP za zagotavljanje zahtevane dolžinske in časovne zaščite.
-- [ Stran 1 ] --
UDK 622.691.4.620.193/.197
Kot rokopis
Askarov German Robertovič
OCENA VPLIVA NESTAB
TEMPERATURNI REŽIM ZA JEDKO
STANJE PLINOVODA VELIKIH PREMEROV
Posebnost 25.00.19 Gradnja in obratovanje naftovodov in plinovodov, baz in skladišč, disertacija za diplomo kandidata za tehnične vede
Znanstveni direktor Doktorica tehničnih znanosti, profesorica Harris Nina Aleksandrovna Ufa
UVOD……………………………………………………………………………… 1. Sodobne predstave o vplivu temperature na korozijsko stanje plinovoda……… ………………… ………………………………………. 1.1 Kratek opis korozijskih procesov v cevovodnem transportu……………………………………………………………………………………………. 1.1.1 Tipične korozijske napake na jekleni cevi…………………. 1.2 Kršitev zaščitnih lastnosti izolacijskega premaza………………….. 1.3 Korozivna agresivnost tal……………………………………... Razlogi za nastanek korozivnih elementov na zunanja 1. površina plinovoda……… ………………………………………………………………………. 1.4.1 Pogoji za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini plinovoda………………………………………………………………………………… …. 1.4.2 Sprememba električnega upora tal ob cevovodu, ko se vlaga premika v korozivni plasti tal…. 1.5 Vpliv temperature in temperaturnih nihanj na korozijsko stanje plinovoda…………………………………………………………………. 1.6 Diagnostika plinovodov z uporabo in-line orodij…. 1.7 Modeli za napovedovanje korozijskih procesov…………………… Zaključki k 1. poglavju Ocena impulznega učinka vlažnosti in temperature na 2.korozivna aktivnost tal, ki obkrožajo plinovod………………… 2.1 Fizikalno modeliranje in izbira kontrolnih parametrov…………... 2.2 Kratek opis eksperimentalne postavitve……………………………….. 2.3 Eksperimentalni rezultati in učinek povečanja korozivne aktivnosti tal pod pulznim temperaturnim vplivom……………………………… 2.4 Študija vpliva frekvence temperaturnih nihanj in toplotnih parametrov na korozivno aktivnost tal……… …………………… Odvisnost hitrosti korozije od povprečna temperatura ob 2.
Nestabilna izmenjava toplote………………………………………………………. Sklepi k 2. poglavju…………………………………………………………………………………. 3. Napoved korozijskega stanja plinovoda na podlagi podatkov odkrivanja razpok v cevi……………………………………………………… 3.1 Merila za ocenjevanje nevarnosti korozije………… ………………………. 3.2 Analiza korozijskega stanja odseka plinovoda na podlagi podatkov linijske preiskave razpok………………………………………………………… 3.2.1 Značilnosti odseka plinovoda… ………………………………………………… … 3.2.2 Analiza rezultatov VTD…………………………………………………………. 3.3 Nastanek in stopnja razvoja korozijskih žarišč na cevovodih s filmsko izolacijo …………………………………………………………………. 3.4 Napoved korozije napak cevi velik premer……………. Sklepi k 3. poglavju…………………………………………………………………. 4. Razvoj metode za razvrščanje odsekov plinovoda glede na stopnjo nevarnosti za odstranitev za popravila …………………………………………….. 4.1. Metodologija za razvrščanje odsekov plinovoda po stopnji nevarnosti ... 4.1.1 VTD plinovodov pri razvrščanju po stopnji nevarnosti......... 4.1.2 Razjasnitev integralnih kazalnikov za določitev odsekov plinovoda, ki jih je treba odstraniti za popravilo..................................................... ...... ………………. 4.2 Celovita diagnostika izolacijske prevleke in sredstev ECP……… 4.2.1 Faktorji nevarnosti za korozijsko poškodbo cevovodov………. 4.2.2 Primer izračuna kompleksnega indikatorja korozijske aktivnosti….. 4.3 Upoštevanje temperaturnih nihanj na plinovodih velikih premerov…..….. 4.4 Skupni integralni indikator…………………………………… ……………………. 4.4.1 Primer izračuna skupnega integralnega indikatorja…………………. 4.5 Učinkovitost razvoja………………………………………………………
UVOD
Ustreznost del Skupna dolžina tistih, ki delujejo v sistemu OJSC Gazprompodzemni glavni plinovodi so približno 164,7 tisoč km.
Glavni konstrukcijski material za gradnjo plinovodov je trenutno jeklo, ki ima dobre trdnostne lastnosti, vendar nizko korozijsko odpornost v okoljskih razmerah - zemljina, ki je ob prisotnosti vlage v pornem prostoru korozivno okolje.
Po 30 ali več letih obratovanja magistralnih plinovodov se izolacijska prevleka postara in preneha opravljati zaščitne funkcije, zaradi česar se korozijsko stanje podzemnih plinovodov bistveno poslabša.
Za določanje korozijskega stanja magistralnih plinovodov se trenutno uporablja linijska detekcija napak (IPT), ki natančno določa lokacijo in naravo korozijskih poškodb, kar omogoča spremljanje in napovedovanje njihovega nastanka in razvoja.
Prisotnost podzemne vode (zemeljskega elektrolita) igra pomembno vlogo pri razvoju korozijskih procesov, pri čemer je treba opozoriti, da se stopnja korozije poveča v večji meri ne v stalno zalivanih ali suhih tleh, temveč v tleh s periodično vlago.
impulzne spremembe temperature plinovoda in nihanja vlažnosti v korozivni plasti tal. Kvantitativni parametri vplivov pulzne temperature na aktivacijo korozijskih procesov pa niso bili določeni.
trase magistralnih plinovodov pod impulznim termičnim vplivom in napoved korozijskega stanja cevovodov so pomembne za industrijo transporta plina.
Razvoj in izboljšanje metod za določanje korozijskega stanja odsekov glavnih plinovodov za njihovo pravočasno odstranitev za popravila.
Osnovno naloge:
1 Ugotavljanje sprememb električne upornosti tal okoli glavnega plinovoda in analiza značilnosti korozijskih procesov v cevovodnem transportu.
2 Študija v laboratorijskih pogojih vpliva impulznih toplotnih učinkov črpanega plina in vlage na korozivno aktivnost tal, ki obkrožajo podzemni plinovod.
3 Študija nastanka in razvoja korozijskih napak na glavnem plinovodu in napoved njegovega korozijskega stanja na podlagi podatkov znotrajcevne defektologije.
Razvoj metodologije za razvrščanje odsekov magistralnih plinovodov na podlagi napovedi njihovega korozijskega stanja za odstranitev za popravila.
Znanstvena novost 1 Sprememba električne upornosti tal je bila določena in narisana v odvisnosti od vlažnosti po obodu podzemnega plinovoda velikega premera.
2 Dejstvo aktiviranja korozijskih procesov s pulzno spremembo temperature črpanega plina v primerjavi s stabilnim temperaturnim vplivom je bilo eksperimentalno dokazano in temperaturno območje, v katerem se razvije največja hitrost korozije pod nestabilnim (impulznim) vplivom temperature, je bilo določeno. odločen.
3 Določeno je bilo funkcionalno razmerje za napovedovanje nastanka in razvoja korozijskih napak na magistralnih plinovodih.
Praktična vrednost delo Na podlagi opravljene raziskave je bil sprejet standard podjetja RD 3-M-00154358-39-821-08 "Metodologija za razvrščanje plinovodov Gazprom Transgaz Ufa LLC na podlagi rezultatov odkrivanja napak v liniji za njihovo odstranitev za popravilo" je bil razvit, v skladu s katerim se izvede razvrstitev odsekov glavnih plinovodov med žerjavnimi postajami, da se določi zaporedje njihove odstranitve za popravilo.
Raziskovalne metode Probleme, zastavljene v delu, smo rešili s pomočjo teorije podobnosti z modeliranjem pogojev prenosa toplote in mase podzemnega plinovoda z okoliško zemljo.
Rezultati diagnostičnega dela so bili obdelani z metodo najmanjših kvadratov s korelacijsko analizo. Izračuni so bili izvedeni z uporabo paketa aplikacij StatGrapfics Plus 5.1.
Oddano na zagovor:
rezultati študij sprememb električne upornosti tal glede na vlažnost vzdolž oboda glavnega plinovoda;
rezultati laboratorijskih študij pulznih toplotnih učinkov na aktivacijo korozijskih procesov na jeklenem cevovodu;
- metoda za razvrščanje odsekov glavnih plinovodov za njihovo odstranitev zaradi popravil.
Glavni rezultati Disertacija je bila objavljena v 30 znanstvenih člankih, od tega so bili štirje članki objavljeni v vodilnih recenziranih znanstvenih revijah, ki jih je priporočila Višja komisija za atestiranje Ministrstva za izobraževanje in znanost Ruske federacije.
Struktura in obseg dela Disertacija je sestavljena iz uvoda, štirih poglavij, glavnih zaključkov, prilog, bibliografskega seznama uporabljene literature, vključno s 141 naslovi, predstavljenih na 146 straneh tipkanega besedila, vsebuje 29 slik in 28 tabel.
Potrditev dela Glavna gradiva disertacije so bila predstavljena na:
Znanstveno-tehnični svet OJSC Gazprom „Razvoj in uvedba tehnologij, opreme in materialov za popravilo izolacijskih premazov in okvarjenih delov cevi, vključno z napakami SCC, na glavnih plinovodih OJSC Gazprom, Ukhta, 2003;
- znanstveno-tehnična konferenca mladih strokovnjakov OJSC Gazprom
"Nove tehnologije v razvoju plinske industrije", Samara, 2003;
Znanstvena in praktična konferenca "Problemi in metode zagotavljanja zanesljivosti in varnosti cevovodnih transportnih naprav za ogljikovodike", Državno enotno podjetje IPTER, Ufa, 2004;
mednarodna znanstvena in tehnična konferenca sinergetika II", USNTU, Ufa, 2004;
2. mednarodna znanstveno-tehnična konferenca "Novoselovsky readings", USNTU, Ufa, 2004;
Znanstveno-tehnična konferenca mladih menedžerjev in strokovnjakov v industriji sodobne razmere", Samara, 2005;
Cevovodni promet", USNTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;
Znanstvena in praktična konferenca mladih znanstvenikov in strokovnjakov OJSC Gazprom "Inovativni potencial mladih znanstvenikov in strokovnjakov OJSC Gazprom", Moskva, 2006;
Konferenca o najboljšem mladinskem znanstvenem in tehničnem razvoju o problemih gorivnega in energetskega kompleksa "TEK-2006", Moskva, 2006;
- konferenca Mednarodnega združenja za gorivo in energijo (IFEA), Moskva, 2006.
mednarodna znanstvena in praktična konferenca o problemih naftnega in plinskega kompleksa Kazahstana", Aktau, 2011.
Korozijsko stanje plinovodov so v teoretičnih in eksperimentalnih študijah razvili znanstveniki, ki se neposredno ukvarjajo s problemi cevovodnega transporta: A.B. Ainbinder, M.Z. Asadullina, V.L. Berezina, P.P. Borodavkina, A.G. Gareeva, N.A. Harris, A.G. Gumerova, K.M. Gumerova, I.G.
Ismagilova, R.M. Zaripova S.V. Karpova, M.I. Koroleva, G.E. Korobkova, V.V.
Kuznecova, F.M. Mustafina, N.Kh. Hallyeva, V.V. Kharionovski in drugi.
Tako je podzemna korozija kovin ena najkompleksnejših vrst elektrokemične in biološke korozije.
V skladu z regulativnimi dokumenti obstajajo različni kazalniki za ocenjevanje korozije kovin (izguba kovinske mase v določenem času, zmanjšanje debeline stene cevi, hitrost rasti lupine itd.). Te vrednosti so pokazatelji odpornosti kovin proti koroziji v določenih vrstah tal.
1.1.1 Značilne korozijske napake na jekleni cevi Delo obravnava korozijske napake, ki jih identificira VTD, in značilnosti njihove manifestacije, povezane s stanjem izolacijske prevleke.
Obratovalne izkušnje kažejo, da se na območjih luščenja filmske izolacije, ki so izpostavljena občasnemu omočenju s podtalnico, razvijejo poškodbe v obliki obsežnih zapiralnih razjed (splošna korozija).
Katodna zaščita območij luščenja filmske izolacije je po eni strani zapletena zaradi dielektričnega zaslona v obliki polietilenskega filma, po drugi pa zaradi nestabilnih parametrov elektrolita, ki ovirajo prehod katodnega polarizacijskega toka skozi režo. v območje nastanka in razvoja kolonij razjed ali razpok. Posledično je pogosto opaziti razvoj korozije pod filmom v obliki verige prepletenih votlin, katerih geometrija sledi poti gibanja elektrolita pod izolacijo.
Splošno znano dejstvo je, da po 10-15 letih delovanja v namočenih tleh bitumensko-gumijasta izolacija izgubi oprijem na kovinsko površino.
Vendar se korozija pod bitumensko izolacijo v mnogih primerih ne razvije. Razvije se le v primerih, ko katodna zaščita ne deluje dobro ali je manjka. Zaščitni učinek je dosežen zaradi tvorbe bitumenske izolacije ionske prečne prevodnosti med dolgotrajnim delovanjem plinovoda. Neposredni dokaz za to je premik pH elektrolita v tleh pod plastjo bitumenskega premaza na 10-12 enot kot posledica reakcije s kisikovo depolarizacijo.
Pomembno mesto v obsegu škode zavzema ulcerativna lokalna korozija v obliki posameznih votlin, ki doseže 23-40% skupno število poškodbe. Lahko trdimo, da pri drugih enakih pogojih globina lokalne korozijske poškodbe celovito ocenjuje učinkovitost katodne zaščite pri napakah izolacije skozi luknje.
1.2 Kršitev zaščitnih lastnosti izolacijskega premaza Glavna zahteva za zaščitne premaze je zanesljivost zaščite cevovoda pred korozijo v celotni življenjski dobi.
Široko uporabljene izolacijske materiale lahko razdelimo v dve veliki skupini:
Polimeri, vključno z izolacijskimi trakovi, ekstrudiranimi in brizganimi polietileni, epoksi in poliuretanskimi materiali;
-bitumenski kiti z ovoji, kombinirani kiti.
Polimerni izolacijski trakovi se že od 60. let prejšnjega stoletja pogosto uporabljajo za izolacijo cevovodov med njihovo gradnjo in popravili. Po podatkih je 74% vseh zgrajenih cevovodov izoliranih s polimernimi trakovi. Premazi iz polimernih izolacijskih trakov so večslojni sistemi, sestavljeni iz osnovnega filma, lepilnega sloja in sloja lepilnega primerja (primera). Ti zaščitni materiali so le difuzijska bariera, ki preprečuje prodor korozivnega okolja na kovinsko površino cevovoda, zato je njihova življenjska doba omejena.
Poleg tega so slabosti filmskih premazov:
- nestabilnost oprijema;
- krhkost prevleke;
- relativno visoki stroški.
Nestabilnost oprijema in posledično krhkost prevleke je povezana z nepomembno debelino lepilne plasti.
Lepilna osnova lepilnih filmskih materialov je raztopina butilne gume v organskih topilih z določenimi dodatki. V zvezi s tem se staranje lepilne plasti pojavi veliko hitreje kot polimerna osnova.
Ko se lastnosti delovanja izolacije zmanjšajo na 50% začetnih vrednosti, se učinkovitost prevleke kot protikorozijske pregrade močno zmanjša.
Rezultati raziskav kažejo, da je 73 % vseh okvar na plinovodih v Kanadi posledica napetostne korozije, ki se pojavi pod prevlekami iz polietilenskega filma. Ugotovljeno je bilo, da nastane petkrat več napetostno-korozijskih razpok pod enoslojnimi polietilenskimi prevlekami kot pod bitumenskimi prevlekami. Pri dvoslojnih filmskih prevlekah je število kolonij napetostno-korozijskih razpok na meter cevi devetkrat večje kot pri prevlekah na osnovi bitumna.
Življenjska doba polimernih izolacijskih trakov je 7-15 let.
Omejitev in v nekaterih primerih izključitev uporabe polimernih izolacijskih trakov v skladu z GOST R 51164 je povezana z njihovo kratko življenjsko dobo.
Na podlagi izkušenj pri reizolaciji magistralnih plinovodov je bilo ugotovljeno, da na območjih s tovarniškimi izolacijskimi prevlekami niso ugotovljene napake SCC ali korozija.
Upoštevanje značilnosti delovanja najpogosteje uporabljenih protikorozijskih premazov nam omogoča, da sklepamo, da nimajo lastnosti, ki bi v celoti izpolnjevale zahteve za izolacijske materiale, ki ščitijo cevovode pred korozijo v tleh:
- oprijem na kovine;
- mehanska trdnost;
Kemična odpornost na korozivna sredstva - kisik, vodne raztopine soli, kisline in baze itd.
Omenjeni parametri določajo sposobnost protikorozijskega materiala za odpornost proti koroziji in napetostni koroziji plinovodov.
Do kršitev zaščitnih lastnosti izolacijske prevleke na plinovodih z nanešeno filmsko izolacijsko prevleko vzdolž trase pride zaradi številnih razlogov, ki vplivajo na kakovost zaščitnih lastnosti, tako neodvisno drug od drugega kot v kombinaciji. Razmislimo o razlogih za vpliv na filmsko izolacijsko prevleko.
Vertikalni pritisk tal na plinovod.
Zaradi neenakomerne porazdelitve pritiska zemlje po obodu cevi se najbolj problematična območja za pojav delaminacije in nastanek valov izolacijske prevleke pojavljajo na položajih 3-5 ur in 7-9 o. 'ura vzdolž toka plina, s pogojno razdelitvijo oboda cevovoda na sektorje (zgornja generatrisa 0 ur, spodnja 6 ur). To je posledica dejstva, da izolacijska prevleka zgornje polovice cevi doživlja največji in razmeroma enakomeren pritisk zemlje, ki razteza filmsko prevleko in preprečuje nastanek valov in razslojev na tem območju. V spodnji polovici cevi je slika drugačna: na položaju okoli 6. ure se cev naslanja na dno jarka, zato je verjetnost nastanka nabranosti zanemarljiva. Pri položaju 3-5 ur je pritisk zemlje minimalen, saj je cev na tem mestu v stiku z zemljo, ki je nasuta z roba jarka (glej sliko 1.1). Tako se v območju 3-5 ur pojavi premik filmske prevleke vzdolž oboda cevovoda s tvorbo valov. To območje lahko štejemo za najbolj nagnjeno k pojavu in razvoju korozijskih procesov.
Linearna ekspanzija parnih materialov.
Eden od razlogov za nastanek valov na filmski izolacijski prevleki je različen koeficient linearnega raztezanja materialov, filmskega traku in kovine cevi.
Analizirajmo, kako se vpliv temperature na kovino cevi in filmski trak razlikuje v "vročih" odsekih plinovoda velikega premera (izhod plinovoda iz kompresorske postaje).
Slika 1.1 – Diagram pojava valov na filmski izolacijski prevleki 1 – plinovod; 2 – mesto verjetnega nastanka valov; 3 – podporno območje cevovoda Med nanosom je mogoče vzeti temperaturne vrednosti za kovino cevi in filmsko izolacijo enaka temperaturi okolje, med delovanjem pa – enaka temperaturi plina v plinovodu.
Po podatkih bo povečanje dolžine jeklene pločevine in filmske izolacije vzdolž oboda cevi s premerom 1420 mm pri spremembi temperature od 20 do C (temperatura plina) znašalo 1,6 mm oziroma 25,1 mm. .
Tako se lahko na "vročih" območjih filmska izolacija podaljša za desetine milimetrov več kot jeklena pločevina, kar ustvarja resnične pogoje za nastanek razslojev z nastankom valov, zlasti v smereh najmanjšega upora pri 3-5 in 7 -9 ura položaji oboda plinovoda velikega premera.
Slab nanos temeljnega premaza na cevovod.
Kakovost oprijema izolacijskega premaza določa njegovo življenjsko dobo.
Nezadostno mešanje bitumna v topilu med pripravo temeljnega premaza ali shranjevanjem v onesnaženih posodah povzroči zgostitev temeljnega premaza, zato se na cevovod nanese neenakomerno ali z madeži.
V pogojih trase, pri nanašanju različnih vrst temeljnih premazov na mokro površino cevi in v vetrovnem vremenu, se lahko v sloju temeljnega premaza tvorijo zračni mehurčki, ki zmanjšajo oprijem temeljnega premaza na kovino.
Če je temeljni premaz premalo ali neenakomerno nanesen na cev, je ponjava nagnjena, močno umazana in obrabljena, lahko nastanejo vrzeli v temeljnem sloju.
Poleg tega ima tehnologija nanašanja izolacijskih premazov v zvitkih pomembno pomanjkljivost. Pri izvedbi izolacijskih del časovni interval med nanašanjem temeljnega premaza na cev in navijanjem polietilenskega traku ne zadošča, da bi topilo v temeljnem premazu izhlapelo.
Nizkoprepustna polietilenska folija preprečuje izhlapevanje topila, pod njo se pojavijo številne otekline, ki motijo lepilno povezavo med sloji premaza.
Na splošno ti dejavniki bistveno zmanjšajo kakovost izolacijskega premaza in povzročijo zmanjšanje njegove življenjske dobe.
1.3. Korozivna agresivnost zemljin Ko izolacijska prevleka izgubi svoje zaščitne lastnosti, je eden glavnih vzrokov za nastanek in razvoj korozije in napetostne korozije korozivna agresivnost zemljin.
Na korozijo kovin v zemljini neposredno ali posredno vpliva veliko dejavnikov: kemijska in mineraloška sestava, granulometrijska porazdelitev, vlažnost, zračna prepustnost, vsebnost plinov, kemična sestava pornih raztopin, pH in pH okolja, količina organske snovi, razjedanje kovin v zemljini. mikrobiološka sestava, električna prevodnost tal, temperatura, zmrznjena ali odmrznjena zemlja. Vsi ti dejavniki lahko delujejo tako ločeno kot hkrati na določenem mestu. Isti dejavnik lahko v različnih kombinacijah z drugimi v nekaterih primerih pospeši in v drugih primerih upočasni stopnjo korozije kovin. Posledično je ocena korozivne aktivnosti okolja na podlagi enega samega dejavnika nemogoča.
Obstaja veliko metod za oceno agresivnosti tal. Skupina določenih značilnih parametrov v splošni oceni agresivnosti tal vključuje tako lastnost, kot je električni upor (glej tabelo 1.1).
Tabela 1.1 - Korozijske lastnosti tal se ocenjujejo z električno upornostjo tal v Ohm m. Glede na specifično zemljo, Ohm m, upornost tal ni pokazatelj njenega korozivnega delovanja, temveč kot znak, ki označuje območja, v katerih je intenzivno lahko pride do korozije." Nizka ohmska upornost kaže samo na možnost korozije. Visoka ohmska upornost tal je znak šibke korozivne agresivnosti tal le v nevtralnem in alkalnem okolju. V kislih tleh z nizkim pH je možna aktivna korozija, vendar kisle spojine pogosto niso dovolj za zmanjšanje ohmskega upora. Kot dopolnitev zgornjih metod za proučevanje talne korozije avtorji predlagajo kemijsko analizo vodnih izvlečkov, ki precej natančno določa stopnjo slanosti tal.
Najpomembnejši dejavniki korozivnosti tal so njihova struktura (glej tabelo 1.2) in sposobnost prepustnosti vode in zraka, vlažnost, pH in kislost, oksidacijsko-redukcijski potencial (eH), sestava in koncentracija soli, prisotnih v tleh. V tem primeru pomembno vlogo igrajo ne le anioni (Cl-; SO 2; NO 3 itd.), temveč tudi kationi, ki prispevajo k nastanku zaščitnih filmov in električni prevodnosti tal.
Za razliko od tekočih elektrolitov imajo prsti heterogeno strukturo tako na mikroskali (mikrostruktura prsti) kot tudi na makroravni (menjujejo se leče in plasti kamnin z različnimi litološkimi in Tabela 1.2 - Korozivna aktivnost prsti glede na njihovo vrsto, fizikalne in kemijske lastnosti). ). Tekočine in plini v tleh imajo omejeno sposobnost gibanja, kar otežuje mehanizem dovajanja kisika na kovinsko površino in vpliva na hitrost korozijskega procesa, kisik pa je, kot je znano, glavni stimulator korozije kovin.
Tabela 1.3 podaja podatke o korozivnem delovanju prsti glede na pH in vsebnost kemični elementi.
SeverNIPIgaz je izvedel raziskavo povezovanja nesreč, analizirali pa so podatke o nesrečah za obdobje 1995-2004. (39 nesreč), proučevali smo kemično sestavo tal in talnega elektrolita. Porazdelitev nesreč zaradi SCC po vrstah agregatnih tal je prikazana na sliki 1.2.
Tabela 1.3 - Korozivna aktivnost tal v odvisnosti od pH in vsebnosti kemijskih elementov Kot je razvidno iz slike 1.2, se je večina nesreč (61,5 %) zgodila na območjih s težko, ognjevzdržno zemljo, bistveno manj (30 %) pa v lažja tla, v peščenih in močvirnih tleh pa se pojavijo le posamezne nesreče. Zato je za zmanjšanje števila nesreč zaradi SCC potrebno nadzorovati sestavo tal, kar je mogoče storiti v fazi projektiranja nove veje plinovoda. To tudi kaže na potrebo po raziskavah tal pri analizi in izbiri lokacij za gradnjo in rekonstrukcijo.
Slika 1.2 – Porazdelitev nesreč zaradi SCC v letih 1995–2004 glede na vlažnost tal velika vloga med korozijskimi procesi. Pri nizki vlažnosti je električni upor tal visok, kar povzroči zmanjšanje vrednosti tekočega jedkega toka. Pri visoki vlažnosti se električni upor tal zmanjša, vendar postane difuzija kisika na kovinsko površino zelo otežena, zaradi česar se proces korozije upočasni. Obstaja mnenje, da je največja korozija opazna pri vlažnosti 15-20%, 10-30%.
1.4 Vzroki za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini plinovoda.
1.4.1 Pogoji za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini plinovoda Korozivno uničenje kovine se pojavi na zunanji površini plinovoda na mestih, kjer je poškodovana izolacijska prevleka, kljub prisotnosti katodne zaščite. plinovod. Pogosto so ti pojavi opaženi na začetnih odsekih plinovodov (10-20 km po izhodu iz kompresorske postaje), z neravnim terenom, omejenim na grape, žlebove in mesta s periodično vlago.
Analiza in sinteza številnih materialov kaže, da na aktivacijo korozijskih procesov vpliva obnašanje podzemne vode pod toplotnim vplivom plinovoda, ki se povečuje s skupnim vplivom (ali sovpadanjem) najmanj treh dejavnikov:
- impulzne spremembe temperature plinovoda;
- kršitev izolacijske prevleke plinovoda;
- velik premer cevovoda.
1. Temeljna razlika med začetnim odsekom in končnim odsekom (v odsotnosti ali stabilnosti črpanja plina vzdolž trase) je v tem, da se v začetnem odseku plinovoda najbolj čutijo nihanja ali impulzne spremembe temperature plina . Ta nihanja se pojavljajo tako zaradi neenakomerne porabe plina kot zaradi nepopolnosti sistema za hlajenje zraka za plin, ki se dovaja v plinovod. Pri uporabi naprav za hlajenje zraka vremenska nihanja temperature zraka povzročajo podobna nihanja temperature plina in se prenašajo neposredno skozi valovod do začetnega odseka plinovoda (ta pojav je še posebej očiten v prvih 20 do 30 km plinovoda). cevovod).
V poskusih Ismagilova I.G. Zabeleženo je bilo, da je temperaturni val 5 0C, umetno ustvarjen z izklopom plina za hlajenje zraka v CS Polyanskaya, prešel na naslednjo postajo CS Moskovo z zmanjšanjem amplitude na 2 0C. Na naftovodih, kjer so hitrosti pretoka za red velikosti manjše, zaradi vztrajnosti črpanega produkta tega pojava ne opazimo.
2. Če je izolacijski premaz poškodovan, se na zunanji površini cevovoda tvorijo makrokorozijski elementi. Praviloma se to zgodi na območjih z močno spremembo okoljskih parametrov: ohmske odpornosti tal in korozivnih okolij (slika 1.3 in slika 1.4).
Slika 1.3 – Model mikrokorozijskega elementa 3. Učinek »velikega premera«. Geometrijski parametri vročega cevovoda so takšni, da se vzdolž oboda spreminjajo tako temperatura kot vlažnost tal in s tem druge značilnosti: ohmska upornost tal, lastnosti talnih elektrolitov, polarizacijski potenciali itd.
Vlažnost po obodu se giblje od 0,3% do 40% do popolne nasičenosti. Upornost tal se spremeni za faktor ...100.
Slika 1.4 – Model makrokorozijskih elementov Raziskave so pokazale, da temperatura črpanega plina vpliva na katodno polarizacijo cevnega jekla v karbonatnih raztopinah. Odvisnost potencialov največjega anodnega toka od temperature je linearna. Povišanje temperature povzroči povečanje toka raztapljanja in premakne potencialno območje anodnega toka v negativno območje. Zvišanje temperature ne vodi le do spremembe hitrosti elektrokemičnih procesov, ampak tudi spremeni pH vrednosti raztopine.
Z naraščanjem temperature karbonatne raztopine se potencial največjega anodnega toka, povezanega s tvorbo oksida, s povečanjem temperature za 10 °C premakne proti negativne vrednosti potencial pri 25 mV.
Zaradi heterogenosti tal, sprememb v njihovi vlažnosti in prezračenosti, neenakomerne zbitosti, oglejenja in drugih učinkov ter napak v sami kovini nastane veliko število makrokorozivnih elementov. V tem primeru so anodna območja, ki imajo bolj pozitiven potencial, bolj dovzetna za korozijsko uničenje v primerjavi s katodnimi, kar je olajšano s pulznim toplotnim učinkom plinovoda na migracijske procese v zemeljskem elektrolitu.
Nihajni procesi temperature in vlažnosti v tleh povzročajo splošno korozijo. Makrokorozijski elementi, lokalizirani na površini, se razvijejo po scenariju SCC ali kot žarišča luknjičaste korozije. Skupnost elektrokemičnega procesa, ki vodi do nastanka korozijskih jam in razpok, je navedena v.
Gre za neravnovesne termodinamične procese, ki se pojavljajo bolj intenzivno in z največjim učinkom manifestacije glavnih značilnosti. Ko se na tla izvaja impulzni temperaturni učinek, se skoraj sinhrono spremenijo parametri, ki določajo njegovo jedkost. Ker se ta proces dogaja skozi celotno delovanje plinovoda pod močan vpliv prevladujočih parametrov, postane lokacija makroelementa povsem določena, fiksna glede na geometrijske oznake.
Kot je razvidno iz kontinuirnega nihanja talne vlage, ki ga lahko razložimo z mehanizmom gibanja termokapilarnega filma, poteka skozi celotno delovanje plinovoda.
Tako tudi ob prisotnosti katodne zaščite plinovoda na mestih, kjer je poškodovana izolacijska prevleka plinovoda velikega premera zaradi neenakomerne porazdelitve vlage v tleh vzdolž oboda cevi, neizogibno nastanejo makrokorozivni elementi, ki povzročajo talna korozija kovine cevi.
Eden od pomembne pogoje pojav korozijskih procesov je prisotnost disociiranih ionov v zemeljskem elektrolitu.
Faktor, ki prej ni bil upoštevan in določa pojav neravnovesnih procesov, je impulzni temperaturni učinek plina na steno cevovoda in impulzna sprememba vlage v tleh ob cevovodu.
1.4.2 Spremembe električnega upora tal, ki mejijo na cevovod, s premikanjem vlage v korozivni plasti tal zagotavljajo diskretno povečanje napake. Kot je prikazano v, je ta proces olajšan s pulznim toplotnim učinkom plinovoda na migracijske procese v zemeljskem elektrolitu.
Kot rezultat reševanja inverznega problema toplotne prevodnosti za pogoje odseka Urengojskega koridorja plinovodov na odseku Polyana - Moskovo je bil določen vzorec porazdelitve vlage v tleh W vzdolž oboda plinovoda v času.
Raziskave so pokazale, da s pulznim povišanjem temperature vlaga odteka iz cevi, s kasnejšim znižanjem temperature stene cevovoda pa se poveča vlažnost sosednje aktivne plasti tal.
Vlažnost se spreminja tudi po obodu prereza cevi (slika 1.5). Najpogosteje je največja vlažnost opazna vzdolž spodnje generatrike cevi, na položaju 6 ur. Največja nihanja vlažnosti so zabeležena na stranskih površinah cevi, kjer so migracijski procesi najbolj izraziti.
V nadaljevanju tega dela (s sodelovanjem prijavitelja) so bile izvedene študije in določena električna upornost korozivne plasti zemljine okoli cevovoda ter izdelane električne sheme.
električni upor tal vzdolž oboda plinovoda DN 1400. Zgrajeni so v različnih časovnih točkah na podlagi rezultatov industrijskega eksperimenta na odseku plinovoda PolyanaMoskovo Urengojskega koridorja, ki je pokazal, da pri delovnih temperaturah 30 ...40 °C ostane zemlja pod cevjo vedno vlažna, medtem ko se sčasoma, kot nad zgornjim delom cevi, vlažnost tal znatno zmanjša.
03.24.00, 04.10.00, 04.21.00 – kvazistacionarni način 04.7.00 – po zaustavitvi ene kompresorske delavnice Slika 1.5 – Prerazporeditev vlage W in upornosti tal na plinovodnem krogu na podlagi rezultatov industrijskega eksperimenta.
Tabela 1.4 – Sprememba vlažnosti in upornosti tal po obodu cevi Datum tr, g tv, g Q, W/m.g Razpon sprememb vlažnosti plasti tal v stiku s cevovodom se giblje od popolne nasičenosti do skoraj dehidracije. , glej tabelo 1.4.
Iz predstavljene slike 1.5 je razvidno, da so najugodnejši pogoji za pojav splošne korozije in SCC napak v spodnji četrtini cevi na položajih 5...7 ur, kjer je el minimalen in W največji, način sprememba je pulzirajoča, prezračevanje je nepomembno.
Pri izdelavi diagrama upornosti tal vzdolž obrisa cevi je bil uporabljen graf odvisnosti upornosti tal od vlažnosti (slika 1.6).
Pokazalo se je, da se pozimi na začetnem odseku plinovoda, kjer se temperature vzdržujejo pri 25...30 °C in več, tali sneg in se nad plinovodom dolgo časa ohranja cona razmočenih tal, kar zagotavlja ponovno polnjenje in tudi povečuje korozivno aktivnost tal.
Čas delovanja oziroma prehoda toplotnega impulza merimo z nihanji). Ta čas je povsem dovolj za prehod mikroizravnalnih tokov v kratkem času. Podatki, prikazani na slikah 1.5, 1.6 in tabeli 1.4, pridobljeni v industrijskih pogojih za plinovod s premerom 1420 mm, kažejo, da se zaradi spremembe vlažnosti po obodu cevi spremeni lokalna korozijska aktivnost zemljin, kar odvisno od ohmskega upora, glej tabelo 1.5.
Tabela - 1.5 Korozivna aktivnost tal glede na ogljikova jekla v odvisnosti od njihove električne upornosti Upornost, Ohm.m Slika 1.6 - Odvisnost električne upornosti glinastih tal od vlage Grafene so izrisane na podlagi podatkov merilne točke št. 2 na 1850 km. trase Urengoy - plinovod Novopskov, ki se nahaja na precej suhem mestu, na najvišji točki nad grapo. Izolacija cevovoda na tem odseku je bila v zadovoljivem stanju.
V grapah in grapah, kjer je sprememba vlažnosti izrazitejša, bi morali biti ti vplivi bolj izraziti. Ta slika je značilna za primer homogene zemlje po obodu cevi. Pri heterogenih grudastih zasipnih tleh bo ohmska upornost komponent zelo različna. Slika 1.7 prikazuje grafe odvisnosti upornosti različnih tal od vlažnosti.
Zato bodo pri menjavi tal vrzeli v diagramu električne upornosti in elementi makrokorozije bodo jasno označeni.
Tako sprememba temperature mikroelementa povzroči spremembo potenciala vlage in električnega upora. Ti pojavi so podobni tistim, ki se pojavijo pri spremembi načina namestitve katodne zaščite. Premik potenciala oziroma prehod skozi »mrtvo« točko je enakovreden izklopu katodne zaščite in povzroči mikroizravnalne tokove.
Razvoj korozijskih procesov v pulznih temperaturnih pogojih vodi do erozije ali korozijskega razpokanja kovine cevi.
Ustvari se situacija, ko je upor proti gibanju ionov v zemeljskem elektrolitu spremenljiv vzdolž oboda cevi. Višje kot je obravnavani odsek na površini cevi, počasneje poteka anodna reakcija, saj se vsebnost vlage v sosednji zemljini zmanjša, ohmski upor se poveča in odstranitev pozitivnih kovinskih ionov iz anodnega odseka postane težja. . Z zmanjšanjem ali približevanjem položaju na cevovodnem krogu, ki ustreza 5 ... uri, se stopnja anodne reakcije poveča.
Na položaju 6. ure so tla zbita, pogosto je prisotno oglejenje, dostop kisika do cevovoda je otežen, zaradi česar pride do reakcije adicije elektronov. Slika 1.7 - Odvisnost upornosti zemljin od njihove vlažnosti:
1– močvirnato; 2 – peščeno; 3 – ilovnata.
(depolarizacija vodika ali kisika) poteka počasneje. V območju s težkim dostopom kisika je potencial korozijskega elementa manj pozitiven, območje samo pa bo anoda.
V takih razmerah poteka korozijski proces s katodnim nadzorom, kar je značilno za večino gostih, vlažnih tal (grape, grede).
Tukaj lahko predpostavimo, da je narava mikroizravnalnih in izravnalnih tokov enaka. Toda mikroizravnalni tokovi so minljivi in imajo nizko vztrajnost ter so zato bolj uničujoči.
Tla so kapilarno porozno telo. V izotermnem načinu se gibanje vlage v tleh pojavi pod vplivom elektroosmoze in hidromehanske filtracije. Ko teče znaten anodni tok, pride do elektroosmotskega odstranjevanja vlage od anode do katode. Pod določenimi pogoji lahko pride do ravnovesja med elektroosmotsko in hidromehansko filtracijo.
Procesi gibanja talne vlage (elektrolitov) v neizotermnih območjih, zlasti v nestacionarnih načinih, so veliko bolj zapleteni. Tukaj, v bližini cevi, ob prisotnosti temperaturnega gradienta pride do termokapilarnega ali termokapilarnega gibanja filma. Smer gibanja vode (elektrolita) praktično sovpada s smerjo toplotnega toka in se opazuje predvsem v radialni smeri, iz cevi. Konvektivni tokovi pri temperaturah reda 30 ... 40 ° C so nepomembni, vendar jih ni mogoče zanemariti, saj vplivajo na porazdelitev vlage vzdolž konture cevi in s tem na pogoje za nastanek galvanskih parov.
Pri impulznih temperaturnih učinkih se spreminjajo temperaturni gradienti, kar vodi do prerazporeditve migracijskih tokov. V coni, kjer se pojavi korozija tal, se premikanje vlage pojavi v oscilatornem načinu pod vplivom naslednjih sil:
- termomotorni, - kapilarni, - elektroosmotski, - filtracijski, - konvektivni itd.
V odsotnosti filtracije se na položaju 6 ure oblikuje "območje stagnacije".
Praviloma je to območje minimalnih gradientov, iz katerega je odvajanje vlage oteženo. Tla, posneta pod spodnjo generatriko, od položaja 6 ur, imajo značilne znake oglejenja, kar kaže na nizko aktivnost korozijskih procesov brez dostopa kisika.
Tako vzročno-posledična povezava določa, da potencialno polje okoli plinovoda tvori polarizacijski potencial, spremenljiv ne samo po dolžini plinovoda, temveč tudi po prečnem prerezu in v času.
Z vidika tradicionalne karbonatne teorije se verjame, da je korozijski proces mogoče preprečiti z natančnim nadzorom polarizacijskega potenciala v celotnem cevovodu, kar se zdi nezadostno. Potencial mora biti konstanten po prerezu cevi. Toda v praksi je takšne ukrepe težko izvesti.
1.5 Vpliv temperature in temperaturnih nihanj na korozijsko stanje plinovoda Temperaturni pogoji bistveno spreminjajo med obratovanjem magistralnega plinovodnega sistema. V letnem obdobju obratovanja je temperatura tal na globini polaganja H = 1,72 m osi plinovoda (DN 1400) nemotena. toplotno stanje na območju trase plinovoda Baškortostan se giblje med +0,6…+14,4°C. Med letom se temperatura zraka še posebej močno spreminja:
- mesečno povprečje od –14,6…= +19,3 °C;
- absolutni maksimum +38 °C;
- absolutni minimum – 44 оС.
Skoraj sinhrono s temperaturo zraka se spreminja tudi temperatura plina po prehodu skozi enote za hlajenje zraka (ACU). Po dolgotrajnih opazovanjih se sprememba temperature plina za aparatom zaradi tehnoloških razlogov, ki jo je zabeležila dispečerska služba, giblje v območju +23...+39 °C.
določa ne le naravo izmenjave toplote med plinovodom in tlemi. Temperaturna nihanja povzročajo prerazporeditev vlage v tleh in vplivajo na korozijske procese cevnih jekel.
Obstajajo vsi razlogi za domnevo, da je aktivnost korozijskih procesov neposredno odvisna ne toliko od temperature kot od njenih nihanj, saj je neenakomernost termodinamičnih procesov eden od razlogov, ki aktivirajo korozijske procese.
Za razliko od krhkega uničenja cevovoda pod vplivom visokih tlakov ali vibracij, ki se pojavijo hitro, so korozijski destruktivni procesi inercialni. Povezani niso samo z elektrokemičnimi ali drugimi reakcijami, ampak so določeni tudi s prenosom toplote in mase ter gibanjem zemeljskih elektrolitov. Zato lahko spremembo temperature aktivnega medija, ki traja več dni (ali ur), obravnavamo kot impulz za korozivni mikro- ali makroelement.
Uničenja plinovodov zaradi SCC se praviloma pojavljajo na začetnih odsekih trase plinovoda, za kompresorsko postajo, s potencialno nevarnimi premiki plinovoda, t.j. kjer so temperatura plina in njena nihanja največja. Za razmere plinovodov družbe Urengoy - Petrovsk in Urengoy - Novopskov na odseku Polyana - Moskovo so to predvsem prehodi skozi grape in požiralnike z začasnimi vodotoki. Pod vplivom znatnih temperaturnih sprememb, zlasti kadar položaj osi cevovoda ne ustreza projektirani in je nezadostna oprijemljivost cevi na tla, pride do premikov cevovoda.
Ponavljajoči se premiki cevovodov vodijo do motenj celovitosti izolacijske prevleke in omogočajo dostop podzemne vode do kovine cevi. Tako se zaradi spremenljivih temperaturnih vplivov ustvarjajo pogoji za razvoj korozijskih procesov.
Tako je na podlagi predhodno izvedenih raziskav mogoče trditi, da sprememba temperature stene cevi povzroči spremembo vlažnosti in električnega upora tal okoli nje. Vendar pa v znanstveni in strokovni literaturi ni podatkov o kvantitativnih parametrih teh procesov.
1.6 Diagnostika plinovodov z uporabo in-pipe orodij.
V sistemu diagnostičnega dela na plinovodih ima ključno vlogo in-line diagnostika, ki je najbolj učinkovita in informativna metoda diagnostičnega pregleda. V Gazprom Transgaz Ufa LLC trenutno diagnostiko tehničnega stanja linearnega dela plinovodov izvaja NPO Spetsneftegaz, ki ima v svojem arzenalu opremo za pregledovanje plinovodov z nazivnim premerom 500 - 1400 mm - kompleks DMTP. (5 izstrelkov), ki vključuje:
- čistilni projektil (CO);
- magnetno čiščenje (MOP);
- elektronski profiler (PRT);
transverzalno (DMTP) magnetizacijo.
Uporaba VTD omogoča prepoznavanje najnevarnejše kategorije napak - napetostno-korozijskih razpok (SCC), z globino 20% debeline stene ali več. Diagnostični pregled visokotlačnih ventilov je še posebej pomemben pri plinovodih velikih premerov, kjer obstaja velika verjetnost nastanka in razvoja okvar SCC.
Med vsemi odkritimi okvarami največje število pade na napake zaradi izgube kovine, kot so splošna korozija, votlina, jamica, vzdolžni utori, vzdolžne razpoke, vzdolžna razpoka, prečni utori, prečne razpoke, mehanske poškodbe itd.
detektor napak s 95% verjetnostjo, so določene glede na debelino stene cevi “t” v tridimenzionalnih koordinatah (dolžina x širina x globina) in imajo naslednje parametre:
- luknjičasta korozija 0,5t x 0,5t x 0,2t;
- vzdolžne razpoke 3t x 0,1t x 0,2t;
- prečne razpoke 0t x 3t x 0,2t;
- vzdolžni utori 3t x 1t x 0,1t;
- prečni utori 1t x 3t x 0,1t.
Ocena nevarnosti ugotovljenih napak se lahko izvede v skladu z metodološkimi priporočili WRD 39 za kvantitativno oceno stanja glavnih plinovodov s korozijskimi napakami, njihovo razvrščanje glede na stopnjo nevarnosti in določitev preostalega vira, OJSC Gazprom, .
Za napake korozijskega tipa se določijo naslednji parametri ocene nevarnosti:
- raven varnega tlaka v plinovodu;
- vir za varno delovanje cevovoda z okvarami.
možnosti. Prehod projektilov VTD omogoča zanesljivo določitev kvantitativnih parametrov napak stene cevi; ponavljajoči prehodi nam omogočajo določitev dinamike njihovega razvoja, kar omogoča napovedovanje razvoja korozijskih napak.
1.7 Modeli za napovedovanje korozijskih procesov.
Obstajajo poskusi modeliranja tega procesa. Po linearnem modelu procesa pripada M. Faradayu in ima obliko:
kjer je: A-const (konstantna vrednost);
Velika skupina raziskovalcev je predstavila model moči:
kjer: A=13, a=0,25; 0,5; 1.0.. Tabela 1.6 povzema rezultate predhodno izvedenih študij kinetike elektrokemične korozije kovin - klasifikacija matematičnih modelov glede na splošno obliko funkcij. Podanih je skupno 26 modelov, ki vključujejo: linearne; umirjeno; eksponentna; logaritemski;
hiperbolično; naravni logaritmi; vrstice; integralni; sinusoidno;
kombinirano itd.
Upoštevani so bili naslednji primerjalni kriteriji: izguba kovinske mase, stanjšanje stene vzorca, globina votline, korozijsko območje, pospešek (upočasnitev) korozijskega procesa itd.
Na korozijske procese vpliva veliko dejavnikov, od katerih lahko procesi:
- razvijajo se s konstantno hitrostjo;
- pospešite ali upočasnite;
- ustavite se v svojem razvoju.
Oglejmo si kinetično krivuljo, predstavljeno v koordinatah globina korozijskih napak - čas (slika 1.8).
Odsek krivulje 0-1 nam omogoča, da ugotovimo, da uničenje te kovine v agresivnem okolju (elektrolit) v obdobju t1 praktično ni opaziti.
Odsek krivulje 1-2 kaže, da se intenzivno uničenje kovine začne v intervalu t = t2 - t1. Z drugimi besedami, pride do najintenzivnejšega prehodnega procesa korozije kovin, za katerega je značilna največja možna (za ta konkreten primer) izguba kovine, pa tudi največje hitrosti in pospeški elektrolize.
Točka 2, ob posebne lastnosti, je v bistvu prevojna točka krivulje kinetične korozije. V točki 2 se stopnja korozije stabilizira, odvod hitrosti korozije postane enak nič v2=dk2/dt=0, ker teoretično je globina korozijske votline na tej točki konstantna vrednost k2= const. Odsek krivulje 2-3 nam omogoča sklepati, da v času t = t3 - t2 prehodni korozijski proces začne bledeti. V intervalu 3-4 se proces atenuacije nadaljuje, nad krivuljo 4 se korozija ustavi v svojem razvoju, dokler nov impulz ne sproži tega mehanizma.
Analiza kaže, da med naravnim potekom procesa elektrokemične korozije pride do pasivizacije kovine, s čimer se korozivno uničenje kovine praktično ustavi.
Na odsekih glavnega plinovoda, ki so podvrženi korozijskemu uničenju, se zaradi impulznih temperaturnih učinkov (ko se temperatura plina spremeni) pojavijo izmenični procesi pasivacije in aktivacije korozijskih procesov.
Zato z nobenim od obravnavanih modelov ni mogoče napovedati hitrosti korozije na magistralnih plinovodih.
V primeru pomanjkanja informacij, kar je običajno glavna težava pri napovedovanju razvoja korozijskih procesov, lahko Tabela 1.6 - Razvrstitev matematičnih modelov kinetike elektrokemične korozije kovin glede na splošni tip funkcij ( izguba mase kovine ali globina votline, hitrost in pospešek korozijskega procesa).
I. Denison, E. Martin, G.
Thornes, E. Welner, W. Johnson, I. Upham, E. Mohr, A. Bikkaris F. Champion, P. Aziz, J.
L.Ya. Tsikerman y= y0 y0, A1=t1/(t1-t2) Yu.V. Demin 12 G.K. Schreiber, L.S. Saakiyan, y= a0+ a1x1+a2x2+…+a7x7 a1, a2,…..a7 x1, x2,…x7 y=f(x1, 14 L.Ya. Tsikerman, Ya.P.Shturman, A.V.Turkovskaya, Yu.M.Zhuk I.V. Gorman I.V. Gorman, G.B. Clark, L.A. Shuvakhina, V.V.
Agafonov, N.P. Zhuravlev Slika 1.8 – Graf kinetične krivulje korozijske aktivnosti na podlagi fizikalnih predstavitev procesa (slika 1.9) in z uporabo delovanja največjih in povprečnih napak. Vendar je malo verjetno, da bo to omogočilo napovedovanje dinamike kvantitativne rasti korozijskih napak.
Predstavljeni modeli opisujejo korozijske procese v specifičnih situacijah, pod določenimi pogoji, kemijskim okoljem, temperaturo, jekli različnih vrst, tlakom itd. Posebej zanimivi so modeli, ki opisujejo korozijske procese podobnih sistemov (magistralni cevovodi) z izolacijsko prevleko, ki delujejo v podobnih pogojih kot plinovodi in beležijo rezultate tudi na podlagi in-line diagnostike. Na primer, v metodologiji za izvedbo faktorske analize na magistralnih naftovodih, ne glede na premer in vrsto izolacijske prevleke, avtorji predlagajo model:
kjer je L koeficient slabljenja korozijskega procesa;
H - globina korozijske poškodbe, mm;
Iz zgornje formule 1.6 je razvidno, da so avtorji sprejeli trditev, da ima korozija na začetku obratovanja cevovoda najintenzivnejšo rast, nato pa zaradi pasivizacije pojema. Izpeljava in utemeljitev formule (1.6) sta podani v delu.
obratovanje plinovoda precej sporno, saj Nov izolacijski premaz zagotavlja zaščito veliko bolj zanesljivo kot sčasoma, ko se izolacija stara in izgublja zaščitne lastnosti.
Kljub obilici raziskav nam nobeden od predlaganih modelov za napovedovanje korozijskih procesov ne omogoča popolnega upoštevanja vpliva temperature na hitrost korozije, saj ne upoštevajte njegove impulzne spremembe med delovanjem.
Ta izjava nam omogoča, da oblikujemo namen raziskave:
eksperimentalno dokazati, da je nestabilen temperaturni režim plinovoda glavni vzrok za aktiviranje korozijskih procesov na zunanji površini plinovoda.
1. Izvedena je bila analiza literarnih virov, da bi razkrili vpliv temperature plina na korozijsko stanje plinovoda:
1.1. Upoštevane so značilnosti korozijskih procesov v cevovodnem transportu;
1.2 Določena je bila vloga korozijske aktivnosti tal, ko izolacijski premaz izgubi svoje zaščitne lastnosti.
1.3. Preučena je bila tehnična izvedljivost odkrivanja napak v liniji za oceno pomanjkljivosti cevovodov.
1.4. Upoštevani so modeli drugih raziskovalcev za napovedovanje korozijskih procesov.
2. Raziskani so bili razlogi za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini cevovoda.
3. Dokazano je, da se električna upornost tal ob cevovodu spremeni, ko se vlaga premika v korozivni plasti zemlje.
2. OCENA VPLIVA IMPULA VLAGE IN
TEMPERATURE NA KOROZIJSKO DELOVANJE TLAN,
OKOLICA PLINOVODA
2.1. Fizično modeliranje in izbira regulacijskih parametrov Da občasno vlaženje tal pospešuje korozijske procese, kaže praksa obratovanja magistralnih plinovodov.Preučevanje tega pojava je Ismagilov I.G. dokazal, da je plinovod velikega premera močan vir toplote, ki pulzno temperaturno vpliva na tla in povzroča nihajna gibanja vlage v korozivno aktivni plasti tal.
Vendar pa je njegova domneva, da pulzni temperaturni učinki povečajo korozijsko aktivnost plasti tal ob cevovodu, potrebna eksperimentalna potrditev.
Zato je namen študije postavitev eksperimenta za proučevanje in ovrednotenje korozijske aktivnosti zemljin pod pulznimi temperaturnimi učinki.
Težave proučevanja korozijskih procesov se običajno rešujejo eksperimentalno. Obstajajo različne metode za ocenjevanje učinka korozije, vključno s pospešenimi korozijskimi testi.
Tako je treba simulirati pogoje izmenjave toplote in mase z okoliškimi tlemi, značilne za odsek plinovoda, ki prečka grapo, po dnu katere teče potok, in ugotoviti, v kolikšni meri je korozivno delovanje spreminjanje tal pod impulznim vplivom temperature in vlage.
V laboratorijskih pogojih, kjer so parametri korozijskega procesa fiksirani in kontrolirani z visoko natančnostjo, je mogoče najnatančneje preučiti učinek posameznega dejavnika (pulzna temperatura in vlažnost).
Impulzni temperaturni režim plinovoda med kvazistacionarno izmenjavo toplote je bil modeliran za plinovode, ki potekajo čez ozemlje Baškortostana in podobnih regij. V skladu s teorijo podobnosti, če so številke podobnosti, ki označujejo proces prenosa toplote, enake, ob upoštevanju geometrijske podobnosti, se procesi prenosa toplote lahko štejejo za podobne.
Tla, uporabljena v poskusu, so bila vzeta s trase plinovoda Urengoy - Petrovsk, odsek Polyana - Moskovo, s položajev 3 ure, 12 ure in ure vzdolž oboda plinovoda. Termofizične lastnosti tal, uporabljenih v laboratorijskih študijah, so enake tistim in situ, saj
vzorci tal so bili odvzeti iz korozivnega odseka obstoječega plinovoda. Za enaka tla je bila samodejno izpolnjena enakost Lykovovih števil Lu in Kovner Kv za naravo in model:
Če so bili upoštevani enakost temperaturnih pritiskov, istovetnost tal in enak nivo vlage, je bila izpolnjena enakost Kossovich Ko in Postnovega števila Pn.
Tako je bila naloga modeliranja pogojev prenosa toplote in mase v tem primeru zmanjšana na tak izbor parametrov namestitve, ki je zagotavljal enakost Fourierjevih števil Fo in Kirpičeva Ki za realno in model.
delovanje cevovoda s premerom 1,42 m, z enakimi koeficienti toplotne difuznosti a = a", na podlagi (2.5) dobimo za model:
(2.7) Tako naj bi pri premeru preskusne cevi 20 mm letno obdobje v napravi »preteklo« v 1,7 ure.
Pogoji prenosa toplote so bili modelirani s kriterijem Kirpicheva. Ob upoštevanju približno toplotnega toka po (2.9) Na globini plinovoda do osi cevi H0 = 1,7 m in H0/Rtr = 2, (relativna globina plinovod na odseku Polyana - Moskovo), na podlagi enakosti (2.6) dobimo za model:
Za modeliranje "toka" je potrebno ohraniti enakost Reynoldsovih števil za realni svet in model:
Ker je tekočina enaka, voda, na podlagi (2.12) in ob upoštevanju geometrijske podobnosti dobimo enakost:
Ustrezni izračuni ob upoštevanju (2.13) kažejo, da mora biti oskrba z vodo, ki simulira tok v tej napeljavi, kapljična.
Ker je med poskusom potrebno spremeniti temperaturo stene cevi v mejah njene dejanske spremembe 30 ... 40 ° C in jo regulirati z vzdrževanjem impulznega načina, temperatura ttr zunanje površine jekla epruveta - kot kontrolni parameter je bil izbran vzorec St. 3.
Za določitev relativne korozivnosti tal pod pulznim temperaturnim vplivom, v primerjavi s stabilnim temperaturnim vplivom, je bila izbrana pospešena preskusna metoda, na podlagi katere je korozivnost tal določena z izgubo teže jeklenih vzorcev.
2.2. Kratek opis poskusne postavitve Pilotno postavitev, katere shema je prikazana na sliki 2.1, je sestavljena iz pločevinaste škatle 1 dimenzij 90x80x128 mm. Posebej pripravljeno zemljo 11 nasujemo v zaboj do višine H, izračunano iz pogoja, da mora biti prostornina zemlje enaka:
Jeklena cev je postavljena v tla, predhodno stehtana na analitični tehtnici z natančnostjo 0,001 g. Parametri jeklenih cevi:
Premer, dolžina, teža in površina cevi so podani v tabeli 2.1.
Slika 2.1 – Diagram eksperimentalne postavitve za proučevanje vpliva pulzne temperature na korozijsko aktivnost zemljin Tabela 2.1 – Parametri jeklenih cevi - vzorci, št. 3.
št. Premer, dolžina, površina, teža, opomba Epruveta je bila izolirana od pločevinaste škatle z gumijastimi zamaški.
Vzorci tal, ki so bili prvotno v stiku z glavnim plinovodom, so bili pripravljeni na naslednji način.
Vsak vzorec je bil posušen v pečici. Ker so vzorci tal vsebovali organske spojine in morda sulfatreducirajoče bakterije, temperatura sušenja ni presegla 70 °C. Suho prst smo zdrobili in presejali skozi sito z 1 mm luknjami. Tako pripravljen vzorec tal smo nasuli v škatlo z nameščeno cevjo in navlažili do vsebnosti vlage W = 20...25%, kar ustreza naravni vlažnosti tal na območjih trase plinovoda. V poskusih, ki smo jih uporabili voda iz pipe z naravno temperaturo.
Pospešitev korozijskega procesa smo dosegli tako, da smo negativni pol priključili na telo, pozitivni pol vira 6 V DC pa na kovinski vzorec.
Impulzni temperaturni režim je bil ustvarjen s periodičnim vklopom in izklopom toplotno-električnega grelnika (TEH), nameščenega v vzorčni cevi. Trajanje cikla je bilo določeno eksperimentalno. Na primer, za pogoje 1. poskusa je bilo med nadzorom temperature določeno, da je trajanje cikla enako c = 22 min (čas segrevanja n = 7 min; čas hlajenja o = 15 min). Nadzor temperature je bil izveden s hladnim termočlenom, nameščenim nad zgornjo generatriko cevi, ne da bi pri tem motili površino vzorca.
Med poskusom je bil zagotovljen kapljični dotok vode skozi lijak v tla v višini osi cevi. Ustvaril se je zaporni učinek, značilen za prečne odtoke. Voda je bila odvedena skozi perforirane luknje na stranski steni škatle (5 simetričnih lukenj, ki se nahajajo na isti ravni).
Po izklopu toka 24 ur po začetku eksperimenta smo vzorec fotografirali in ga s suho krpo in gumijasto radirko temeljito očistili produktov korozije. Nato smo ga sprali z destilirano vodo, posušili in stehtali na analitski tehtnici z natančnostjo 0,001 g.
aktivnost tal pod pulznim temperaturnim vplivom Nujen pogoj Korozijsko testiranje je pospešitev kontrolne stopnje procesa. V nevtralnih elektrolitih je korozijski proces omejen s hitrostjo depolarizacije kisika, zato je za pospešitev korozijskega procesa potrebno povečati hitrost katodnega procesa.
Preizkušanje vzorcev je treba izvesti tako, da je ob občasnih spremembah vlažnosti kovina čim dlje izpostavljena tankim slojem elektrolita.
Pomembno je izbrati načine, ko zemlja ni popolnoma dehidrirana zaradi sušenja tal in vlaga ostane v filmskem stanju.
Pri temperaturi okolice tgr = 20 °C in temperaturi stene cevi ttr = 30...40 °C se v napeljavi ustvari temperaturni tlak, ki ustreza t v naravnih razmerah jesensko-pomladnega in poletnega režima obratovanja. plinovoda, ko se temperatura tal v globini plinovoda dvigne na nivo 18 °C.
Pozimi se temperaturni tlak t poveča na 30 °C. Vendar zimski režim na napravi ni modeliran, saj so pogoji izmenjave toplote in korozije tal pozimi kvalitativno drugačni: "toki"
zmrzne, snežna odeja nad cevovodom se delno stopi, navlaži zemljo in pojavi se učinek "termosa". Vendar pa je zaradi zadostne vlažnosti tal vse razloge za domnevo, da so pozimi aktivni tudi korozijski procesi, vključno s SCC.
Temperature reda 30°C so mejne temperaturne vrednosti za poletno obdobje, pod katerimi se vlaga ne odvaja iz cevi in kot so pokazale študije na merilnih mestih št. 1 in št. 2 plinovoda na odseku Polyana CS - Moskovo CS, se kopiči na določeni majhni razdalji od cevi, ki je v neravnotežnem stanju (majhna je razdalja približno 0,2 do 0,3 m od stene cevovoda s premerom 1,42 m). Zato vsako rahlo znižanje temperature povzroči vračanje vlage.
Ko je zemlja v stiku s cevjo dehidrirana v zelo tankih plasteh, lahko skupaj z olajšanjem katodne reakcije pride do zaviranja anodne reakcije, kar bo na koncu upočasnilo proces korozije.
Podobni procesi se pojavljajo na zgornji generatriki plinovoda, kjer korozijskega razpokanja praktično ni opaziti.
Tabela 2.2 prikazuje rezultate študij korozije, opravljenih na vzorcih jeklenih cevi št. 1-4. Poskusi so bili izvedeni zaporedno, v vrstnem redu, navedenem v tej tabeli.
Vzorci tal niso bili ponovno uporabljeni. Temperatura okolja ni presegla 18...20 °C. Temperaturne razmere so bile zapisane v opazovalni dnevnik. Ti podatki so predstavljeni v Dodatku 1.
Vzorec št. 1 je bil izpostavljen pulzni temperaturi.
Dejanski način je bil določen s temperaturo vzorca jekla, ki se je gibala v mejah: tнi…tоi, (Priloga 1). Temperatura segrevanja tn je temperatura, na katero se je med segrevanjem n povečala temperatura stene vzorca. Temperatura hlajenja tо je temperatura, na katero se je temperatura vzorca znižala v času o. Čas i-tega cikla i = ni + oi ; število ciklov med poskusom n = 66.
Tabela 2.2 Pogoji in rezultati poskusov št. 1-4 za določitev korozivne aktivnosti tal. Povprečne temperature so bile določene z uporabo formul:
Med poskusom, ki traja 24 ur. 30 minut so bile ohranjene povprečne vrednosti parametrov:
Med testom, 24 ur 30 minut, je bil simuliran proces, ki je potekal v naravnih pogojih 24,5/1,7 14 let. Med letom se je v povprečju 1,760/22,3 = 4-krat temperatura spremenila od 30 do 40 °C.
Narava korozijskega uničenja je prikazana na fotografijah (slika 2.2).
Obstaja manifestacija splošne korozije po celotni površini vzorca, vendar ni pomembna. Prevladujejo zelo obsežna, koncentrirana in globoka žarišča Slika 2.2 - Korozijska poškodba vzorca št. 1 med pulzno jamičasto korozijo. Največja globina ulcerativne lezije je opazna pri neprekinjenem kapljanju vode skozi lijak, glejte diagram namestitve na sliki 2.1. Voda je bila dovedena v osrednji del vzorca v višini osi cevi. Skozi zemljo je »potok« zavil v levo. Voda je odtekala predvsem skozi 2. luknjo na levi (če je bilo 5 lukenj enakomerno preluknjanih). Ta del vzorca je bil izpostavljen največjim korozijskim poškodbam.
Zaradi baražnega učinka in povečane vlažnosti je erozija globlja in obsežnejša na gorvodni strani. Vzorec kaže tudi »stagnirajoče« območje, kjer praktično ni erozije. To je mogoče razložiti na naslednji način.
Ker je bil v eksperimentalnih pogojih simuliran potok, ki teče po grapi, voda pa je bila dovedena brez tlaka, nato stran od struge, s prstjo, ki je bila tesno ob površini vzorca, je voda zaradi velikega hidravličnega upora površina cevi v območju tesnega stika ni bila oprana in intenzivnost korozijskih procesov je bila bistveno manjša. Podobne pojave opažamo v industrijskih razmerah ob trasi plinovoda.
Zaradi izhlapevanja in tokov vlage navzgor iz "toka"
V levem zgornjem delu vzorca so se okrepili korozijski procesi.
Ta pojav je mogoče razložiti s faktorjem obsega, ki je posledica majhnosti cevi, kapilarnega dviga vlage in baražnega učinka.
Pod impulznimi temperaturnimi učinki in neenakomernostjo temperature, vlažnosti, ohmskega upora in drugih parametrov po obodu cevi ustvarjeni pogoji povzročajo nastanek mikro- in makrokorozijskih elementov.
Treba je opozoriti, da se je med celotnim poskusom sprostila velika količina vodika. Ustrezne meritve niso bile izvedene, vendar je bil opažen stalen zvočni učinek, ki je bil jasno slišen.
Vzorec št. 2 Material drugega vzorca je enak. Tla so enaka:
vzorec je bil vzet s položaja 3 ure. Vlažnost tal W = 22%. Eksperimentalni pogoji so se razlikovali po temperaturi in odsotnosti "toka". Skozi celoten poskus, ki je trajal 24 ur. 30 min., temperatura je bila konstantna:
Poškodbe zaradi korozije so tukaj veliko manjše (slika 2.3).
Izguba mase vzorca je 7-krat manjša (v relativnih enotah). Prevladuje splošna korozija. Površina vzorca je enakomerno prizadeta. Na dnu vzorca je opažena ena majhna žariščna lezija.
Opozorimo na temeljno razliko v naravi korozijske poškodbe vzorcev št. 1 in št. 2.
Slika 2.3 – Korozijska poškodba vzorca št. 2 pri konstantni temperaturi ttr=33 OS Z vplivom pulzne temperature na proces in prisotnost tekoča voda obsežna, izrazita luknjičasta korozija jeklene površine se razvije z največjo škodo vzdolž "toka".
Pri stabilni temperaturi in odsotnosti drenaže, vendar z enako začetno vlažnostjo, opazimo sušenje tal in razvoj splošne korozije z minimalnimi razjedami. Hitrost korozijskih procesov in izgube kovine je 7-krat manjša.
Vzorec št. 3 Material vzorcev št. 3 in št. 4 je enak: St. 3, vendar so vzorci narejeni iz drugega kosa cevi. Vlažnost tal je bila v naravnih mejah W = 20...25 %. Trajanje poskusa je bilo 24 ur.
Temperaturo med poskusom smo vzdrževali pri ttr = 33,12 ± 33 °C.
Vzorec tal je bil odvzet s položaja 6. ure. Tla so imela pomembno razliko, ki se je nanašala na oglejevanje, ki je značilno za cevi, ki so predmet SCC. (Glejenje je proces kemijske obnove mineralnega dela tal ali kamnin globljih horizontov, prenasičenih z vodo, ko se oksidne spojine železa spremenijo v oksidne spojine in jih voda odnese, z železom osiromašeni horizonti pa se obarvajo zelenkasto. , črni in sivkasti toni.).
Voda z majhnim kapljanjem (6 kapljic na minuto) praktično ni pronicala pod vzorčno cev, kar je povzročilo zamašitev na območju stika tal s kovino, ki se je včasih dvignila v lijaku in ustvarila statični tlak. Voda je bila dobavljena asimetrično, s premikom proti desna stran vzorec.
Za vzorec št. 3 (slika 2.4), izpostavljen koroziji, pri stabilnih pogojih izmenjave toplote, ko je bila temperatura vzorca konstantna pri ttr = 33 °C, opazimo naslednje znake:
1) Zanj je značilna splošna korozija, skoraj po celotni površini;
2) med splošnim pregledom niso bili ugotovljeni značilni znaki luknjičaste korozije;
3) Na območju prask:
2 praski po 30 mm 2 praski po 30 mm 2 praski po 30 mm Znakov razjede ni bilo.
4) največja korozijska poškodba, določena z debelino korozijske skorje, je bila opažena na strani vzmeti, to je na desni strani vzorca, in vzdolž spodnje generatrike cevi, kjer je bila vlažnost največja;
5) jasno je razvidno, da je barva korozijske skorje na položaju 6 ur vzdolž celotne spodnje generatrike cevi in v obodu temnejša, najverjetneje temno rjava;
6) prisotnost 3 prask na namočenem območju (desno) in 3 enakih prask v manj vlažni zemlji (levo) na noben način ni vplivala na naravo razvoja korozijskega procesa;
7) je treba opozoriti, da so bile po obdelavi vzorčne cevi na stružnici na desni strani vidne sledi plastične deformacije iz mesta vpenjanja (v obliki lahkega utrjevanja), kar ni vplivalo na naravo korozijske poškodbe.
Vzorec št. 4 Vzorec je strojno obdelan iz istega kosa cevi kot vzorec št. 3, art. 3. Tla, eksperimentalni pogoji so enaki kot pri poskusu št. 3. Edina razlika: temperaturni režim je pulzen, po scenariju: 30/40 °C. Med poskusom, ki je trajal 24 ur, so bile ohranjene povprečne vrednosti parametrov, določene po formulah (2.14 – 2.16):
Tok »potoka v grapi« je bil modeliran s spuščanjem vode skozi lijak, asimetrično, na desno stran vzorca. Število ciklov n = 63.
Vzorec ima praske, enake kot na vzorcu št. 3:
2 praski po 30 mm 2 praski po 30 mm 2 praski po 30 mm Narava poškodb zaradi korozije je prikazana na sliki 2.5.
Če primerjamo rezultate poskusov št. 3 in št. 4, ki sta bila prav tako izvedena v enakih pogojih, vendar z razlikami v temperaturnih pogojih, ugotavljamo, da v tleh z znaki oglejenja pulzna temperaturna izpostavljenost tudi intenzivira proces. Glede na izgubo relativne mase je razlika 11-krat! (Tabela 2.2).
Slika 2.4 – Narava korozijske poškodbe vzorca št. 3 pri konstantni temperaturi ttr=33 °C Slika 2.5 – Narava uničenja vzorca št. 4 s pulzno spremembo temperature v načinu 31/42 °C Kot je razvidno , v tem primeru učinek korozijske izgube kovine bistveno presega učinek, dobljen v poskusih št. 1 in št. 2.
V eksperimentu št. 4 je opažen poseben pojav, ki nam omogoča razlago fizičnih procesov, ki se pojavljajo v tleh pod impulznim temperaturnim vplivom.
Dejstvo aktivacije korozijskega procesa kaže, da "nihanje" vlage, ki se pojavi v pulznem načinu, pod vplivom termomotornih sil, sčasoma povzroči spremembo strukture tal, glajenje gomoljev in gibanje delci prašne frakcije v kapilarah, tj.
pravzaprav se oblikujejo izboljšani kanali, skozi katere se zmleti elektrolit prosto giblje. Med poskusom, v trenutku, ko je voda začela teči skozi perforirane luknje, je bilo zabeleženo tudi gibanje mehurčkov H2 skozi kapilare in njihovo odstranitev skupaj z vodo (vizualno).
V eksperimentu št. 3 (t = const) voda, dovedena skozi lijak, praktično ni puščala skozi perforirane luknje, včasih je celo povzročila dvig nivoja vode v lijaku, kar je povzročilo statični tlak. Skozi preluknjane luknje nikoli ni tekla voda. Talni elektrolit se od tekočega elektrolita razlikuje po večji odpornosti proti gibanju ionov.
V poskusu št. 4 (t = 31/42 °C) smo uporabili isto zemljo z oglejenjem, na poz. Edina razlika: pulzni temperaturni način. Voda je v prostem teku premagala upor tal približno 8 ur po začetku poskusa. Po drugi uri se je vzpostavilo ravnotežje: dotok vode je postal enak odtoku. Namestitev je bila čez noč izklopljena. Zjutraj po vklopu inštalacije je po 50 minutah skozi drenažne luknje kapljala voda.
To dejstvo kaže na zmanjšanje hidravličnega upora kapilar zaradi tvorbe izboljšanih kanalov. V takem okolju so ioni elektrolitov bolj mobilni, kar nedvomno prispeva k koroziji kovin, saj zagotavlja obnavljanje elektrolitov v tleh s tekočo vodo.
V tem primeru vsak impulz zagotavlja spremembo v 1. in 2. stopnji nastajanja, kot da intenzivira in pospešuje diskretno rast korozijskih procesov.
Seveda se s tem pospeši ne le razvoj korozijskih procesov, temveč se okrepi tudi žariščna korozija, luknjičasta in površinska, saj so zanje značilni splošni elektrokemijski procesi.
Tako eksperimenti kažejo, da ob drugih enakih pogojih pulzna temperaturna izpostavljenost in spremenljiva vlažnost povečata korozivno aktivnost tal za 6,9-krat (poskus št. 1 in št. 2), s poslabšanjem fizikalnih lastnosti tal pa za 11,2-krat (poskus št. 3 in št. 4).
2.4. Proučevanje vpliva frekvence temperaturnih nihanj in toplotnih parametrov na korozijsko aktivnost zemljin (druga serija poskusov) Za režime obratovanja magistralnih plinovodov so značilna pogosta temperaturna nihanja. Samo na hladilnih mestih z zemeljskim plinom v mesecu doseže 30 do 40 vklopljenih ventilatorjev za hlajenje zraka.
Med letom je to ob upoštevanju tehnoloških operacij (zaustavitev kompresorske delavnice, plinskih kompresorskih enot itd.) in podnebnih dejavnikov (deževje, poplave, spremembe temperature zraka itd.) na stotine nihanj, med celotnim življenjska doba - na tisoče in desettisoče.
Da bi preučili vpliv frekvence temperaturnih impulzov in povišanja povprečne temperature na korozijsko aktivnost zemljin, smo izvedli drugo serijo poskusov (št. 5 - št. 8) na vzorcih jekla v zemeljskem elektrolitu. Temperaturne razmere so bile zapisane v opazovalni dnevnik. Ti podatki so predstavljeni v Dodatku 2.
Poskusi so bili izvedeni na enaki eksperimentalni postavitvi.
Simulirani so bili dolgotrajni termodinamični procesi, ki se odvijajo na odseku glavnega plinovoda s poškodovano izolacijo in občasnim vlaženjem (slika 2.1).
izpostavljen pulznim temperaturnim (vlažnim) učinkom je pokazala, da ko tekoča voda teče okoli vzorca, se razvije obsežna, izrazita luknjičasta korozija jeklene površine z največjo škodo ob prehodu vlage.
To dejstvo kaže na učinek seštevanja ali superpozicije učinkov temperature in vlage na korozijske procese z močnim povečanjem korozivne aktivnosti okolja.
Pri stabilni temperaturi in odsotnosti drenaže z enako začetno vlažnostjo tal so ulcerativne lezije na površini minimalne ali odsotne, izguba kovine zaradi korozije pa je za red velikosti manjša.
Rezultati prve serije poskusov so tudi dali razlog za domnevo, da povečanje števila temperaturnih impulzov povzroči povečanje izgube mase prototipov. Osnova za to trditev je bilo tudi dejstvo, da se zmleti elektroliti v korozivno aktivni plasti zemljine okoli plinovoda velikega premera obnašajo na zelo poseben način, in sicer:
1. Delujejo v poroznem talnem okolju, ki preprečuje gibanje ionov v skeletnih oblikah tal.
2. So v nihajočem gibanju pod vplivom termomotornih sil, saj se temperaturni gradienti nenehno spreminjajo. Hkrati vlaga »potiska« svojo optimalno pot v poroznem mediju, zgladi nepravilnosti in tuberkule v kapilarnem kanalu, kar sčasoma bistveno zmanjša hidravlični upor kapilar.
3. Povečana gibljivost talne vlage in njeno nihajno gibanje aktivirata korozijske procese. V prisotnosti odtokov (grape, tramovi itd.) Je aktivna evakuacija produktov korozije iz aktivne plasti tal na obrobje in obnavljanje elektrolita.
V tem načinu se korozijske napake hitro razvijejo, združijo in tvorijo veliko prizadeto območje, kar vodi do oslabitve nosilnost stene plinovoda, iz tega lahko domnevamo, da povečanje števila temperaturnih ciklov prispeva k temu procesu.
Poskusi št. 5-št. 8 so bili izvedeni na mešanici glinenih in ilovnatih tal na vzorcih, enakih tistim iz prve serije poskusov (tabela 2.3).
Tabela 2.3 – Parametri vzorcev druge serije poskusov s cikličnim načinom ogrevanja Tla za poskuse so bila vzeta iz jam pri ugotavljanju napak SCC na plinovodu Urengoy - Petrovsk Du 1400 PK 3402+80. Vzorci prsti, odvzeti s položaja 6:00, kažejo sledi oglejenja. Odsek plinovoda v jami PK 3402+80 je bil podvržen koroziji in napetostno korozijskim vplivom in je bil med sanacijo zamenjan.
Temperaturni režim je bil nastavljen pulzno, po preverjeni shemi 45/35°C. Voda je bila dobavljena vsem vzorcem na enak način. Povprečna temperatura na površini vzorca in specifični toplotni tok sta navedena v tabeli 2.4.
Vzorci druge serije poskusov so bili testirani v enaki eksperimentalni postavitvi, vendar za razliko od prve, pod enakimi pogoji. Tisti. vzeta so bila enaka tla, zagotovljen je bil enak dotok vode skozi lijak in enaki temperaturi vode in zraka.
V teh poskusih se temperaturno območje izpostavljenosti vzdržuje pri več kot visoka stopnja: 35...40 °C (v prvi seriji poskusov je temperatura nihala v območju 30...35 °C).
Tabela 2.4 – Načini segrevanja za vzorce št.
vzdrževala v 24±0,5 ure, kar je ustrezalo približno 14-letnemu obratovanju plinovoda v naravnih razmerah (glej točko 2.1).
Spreminjanje ciklov v tej seriji poskusov je bilo doseženo s spreminjanjem napetosti na grelnem elementu in s tem s spreminjanjem specifičnega toplotnega toka, ki se dovaja vzorcem. Vzorčni parametri ogrevanja so podani v tabeli 2.7.
Pri enakem trajanju primerjanih poskusov je število ciklov segrevanja vzorca različno: n=14 (poskus št. 6) in n=76 (poskus št. 8). Zato je hitrost segrevanja vzorca v poskusu št. 8 zelo visoka, hitrost ohlajanja pa počasna. V poskusu št. 6, nasprotno, ohlajanje poteka hitro, toplota pa se kopiči v tleh postopoma. Zaradi kvalitativno različnega prenosa toplote so povprečne temperature tav v teh poskusih različne.
Tabela 2.5 – Parametri za segrevanje vzorcev v cikličnem načinu 35/45°C Št. vzorca Iz tabele 2.5 je razvidno, da se razmerje med časom segrevanja in časom ohlajanja spreminja s številom ciklov. In to se odraža v naravi spremembe temperature ttr, določa razliko v povprečnih temperaturah tav, elektrolitov in na koncu stopnjo korozije vzorcev.
Narava spremembe temperature ttr je prikazana na sliki 2.6. Analiza grafov pokaže, da se s povečevanjem števila ciklov spreminja razmerje trajanja ogrevanja in hlajenja. Slika 2.7 prikazuje fragment poskusa št. z majhno močjo vira ogrevanja, slika 2.8 pa prikazuje fragment poskusa št. 8 z visoko močjo vira ogrevanja. Pri poskusih št. 5 (82 ciklov) in št. 8 (76 ciklov) je čas segrevanja krajši od časa ohlajanja, pri poskusih št. 6 in št. 7 pa obratno.
Rezultati poskusov št. 5-8 kažejo, da se izgube mase vzorcev zaradi korozije razlikujejo, glej tabelo 2. Tabela 2.6 - Izguba teže vzorcev št. 5-št. 8 s cikličnim načinom ogrevanja glede na 45/35 ° C To se zgodi zaradi različnih intenzivnosti elektrokemijskih procesov. Biokemična narava pospeševanja ali aktivacije korozijskih procesov v takšni eksperimentalni postavitvi je praktično izključena.
Slika 2.6 - Narava impulznih temperaturnih režimov za segrevanje vzorcev v poskusih št. 5 - Slika 2.7 - Fragment eksperimenta št. 6, ki prikazuje hitrosti segrevanja in ohlajanja pri nizki moči vira (q = 46,96 W/m) Slika 2.8 - Fragment eksperimenta št. 8, ki prikazuje hitrost segrevanja in ohlajanja pri visoki moči vira (q = 239,29 W/m) Slika 2.9 prikazuje grafično odvisnost izgube mase vzorcev od števila toplotnih impulzov v poskusih.
Izguba mase vzorcev, g/cm2 0, Slika 2.9 – Odvisnost izgube mase vzorcev od števila toplotnih impulzov Izguba mase vzorcev, g/cm Slika 2.10 – Odvisnost izgube mase vzorcev od toplotne moči Izguba mase vzorcev, g/cm Slika 2.9 prikazuje, da se s povečevanjem števila ciklov v istem časovnem obdobju povečuje aktivnost korozijskih procesov, kar dokazuje povečanje relativne izgube mase vzorcev. Ta odvisnost je nelinearna in progresivna.
Opozoriti je treba, da je bila kljub dejstvu, da je bil v poskusu št. 8 uporabljen vzorec z manjšo maso in manjšo površino v primerjavi z drugimi vzorci, njegova specifična izguba mase velika. To je mogoče pojasniti z dejstvom, da je bil vzorec št. 8 izpostavljen večjemu specifičnemu toplotnemu toku, glej sliko 2.10. V primerjavi z vzorcem št. 6, ki je bil izpostavljen najmanjšemu specifičnemu toplotnemu toku, ima vzorec št. 8 za 6 % večjo specifično izgubo mase.
Hitrost korozije, izražena v izgubi kovinske mase, je odvisna od povprečne temperature tav zunanje površine vzorcev (slika 2.11, slika 2.12). Ko se temperatura dvigne na 43..44 °C, se stopnja korozije zmanjša. To je mogoče pojasniti z zmanjšanjem vlage v tleh okoli cevi in njenim "sušenjem" pri višjih temperaturah. Z zniževanjem vlažnosti se zmanjšuje aktivnost korozivnih elektrokemičnih procesov.
vpliv temperature impulza (n), temveč tudi na toplotno moč vira (q) in njegovo povprečno temperaturo tav.
2.5 Odvisnost hitrosti korozije od povprečne temperature pri nestabilnem prenosu toplote.
Analiza eksperimentalnih rezultatov, vključno z upoštevanjem kvalitativnih značilnosti in kvantitativnih razmerij, je omogočila izbor faktorskih karakteristik, ki vplivajo na učinkovito karakteristiko modela.
se je izkazalo za nezadostno za izvedbo multiple korelacijske regresijske analize rezultatov. Vendar pa je analiza matrike parnih korelacijskih koeficientov, pridobljenih na prvi stopnji selekcije, razkrila dejavnike, ki so med seboj tesno povezani, tabela 2.7.
Tabela 2.7 – Razmerje med parametroma x1 (n) in x2 (tav), glede na y (G/s) Najtesnejše razmerje je bilo ugotovljeno med povprečno temperaturo vzorca tav in njegovo izgubo mase G/s. Parni korelacijski koeficient ruх2=-0,96431.
Pojavili so se dejavniki, ki so bili med seboj tesno povezani, in so bili zavrženi.
Posledično je bilo odločeno, da se upošteva odvisnost oblike:
razvrščanje parametra x1(n) kot izražanje nestabilnosti procesa prenosa toplote in mase.
To je omogočilo obravnavo obeh serij poskusov skupaj. Štirim poskusom druge serije št. 5..8 sta bila dodana še dva poskusa št. 1 in št. 4 prve serije.
Nastala grafična odvisnost je prikazana na sliki 2.13.
Grafi na sliki 2.13 jasno prikazujejo proces korozijske izgube kovine.
Nestabilen prenos toplote in mase cevi s tlemi (in v naravnih razmerah plinovoda s tlemi) poveča korozijsko izgubo mase kovine cevi za red velikosti v primerjavi s stabilnimi načini, ko je temperatura cevi nižja. vzdrževati konstantno.
Drugič, z naraščajočo temperaturo v območju, ki presega 33 °C, se stopnja korozije upočasni. To je razloženo z dejstvom, da pri visokih temperaturah, ki dosežejo 40 °C ali več, pride do odtoka vlage in njene migracije na obrobje, kar povzroči izsušitev tal. Ko je zemlja ob cevovodu dehidrirana, se aktivnost korozijskih procesov zmanjša.
Tretjič, domnevamo lahko, da se največja korozijska aktivnost pojavi v temperaturnem območju v območju 30 ... 33 ° C. Ker je znano, da se z znižanjem temperature s 30°C na 10°C hitrost korozije upočasni, pri 0°C pa se praktično ustavi.
Ko temperatura pade iz +20 °C na -10 °C, se korozijska aktivnost zmanjša približno 10-krat.
to. Najbolj nevarne z vidika korozije se lahko štejejo za delovne temperature reda +30…+33 °C. V tem območju delujejo plinovodi velikega premera.
480 rubljev. | 150 UAH | $7,5 ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Disertacija - 480 RUR, dostava 10 minut 24 ur na dan, sedem dni v tednu in prazniki
Askarov German Robertovič. Ocena vpliva nestabilnih temperaturnih pogojev na korozijsko stanje plinovodov velikega premera: disertacija ... Kandidat tehničnih znanosti: 25.00.19 / Askarov German Robertovič; [Kraj obrambe: Državna naftna tehnična univerza Ufa]. - Ufa , 2014. - 146 str.
Uvod
1. Sodobne predstave o vplivu temperature na korozijsko stanje plinovoda 8
1.1 Kratek opis korozijskih procesov v cevovodnem transportu 8
1.1.1 Tipične korozijske napake na jekleni cevi 10
1.2 Kršitev zaščitnih lastnosti izolacijskega premaza 11
1.3 Korozivna agresivnost tal 15
1.4 Vzroki za nastanek korozivnih elementov na zunanji površini plinovoda 19
1.4.1 Pogoji za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini plinovoda 19
1.4.2 Sprememba električnega upora tal ob cevovodu, ko se vlaga premika v korozivni plasti tal 23
1.5 Vpliv temperature in temperaturnih nihanj na korozijsko stanje plinovoda 31
1.6 Diagnostika plinovodov z uporabo in-pipe orodij. 32
1.7 Modeli za napovedovanje korozijskih procesov 34 Sklepi k 1. poglavju 40
2. Ocena impulznega vpliva vlage in temperature na korozivno aktivnost zemljin okoli plinovoda 42
2.1 Fizikalno modeliranje in izbira regulacijskih parametrov. 42
2.2 Kratek opis eksperimentalne postavitve. 45
2.3 Eksperimentalni rezultati in učinek povečanja korozijske aktivnosti tal pri izpostavljenosti pulzni temperaturi 48
2.4 Preučevanje vpliva frekvence temperaturnih nihanj in toplotnih parametrov na korozijsko aktivnost zemljin 58
2.5 Odvisnost hitrosti korozije od povprečne temperature z nestabilnim prenosom toplote 67
Sklepi k 2. poglavju 70
3. Napovedovanje korozijskega stanja plinovoda na podlagi podatkov linijske defektologije 71
3.1 Merila za oceno korozijske nevarnosti. 71
3.2 Analiza korozijskega stanja odseka plinovoda na podlagi podatkov linijske defektologije 74
3.2.1 Značilnosti odseka plinovoda 74
3.2.2 Analiza rezultatov VTD. 75
3.3 Nastanek in hitrost razvoja korozijskih žarišč na cevovodih s filmsko izolacijo. 80
3.4 Napoved korozijske napake v ceveh velikega premera. 85
Sklepi k poglavju.3. 100
4. Razvoj metode za razvrščanje odsekov plinovoda glede na stopnjo nevarnosti za odstranitev za popravilo 102
4.1. Metodologija razvrščanja odsekov plinovoda po stopnji nevarnosti 101
4.1.1 VTD plinovodov pri razvrščanju po stopnji nevarnosti 101
4.1.2 Razjasnitev integralnih indikatorjev za določanje odsekov plinovodov, ki jih je treba odstraniti v popravilo. 103
4.2 Celovita diagnostika izolacijske prevleke in ECP sredstev 104
4.2.1 Faktorji nevarnosti za korozijsko poškodbo cevovodov. 105
4.2.2 Primer izračuna kompleksnega indikatorja korozijske aktivnosti 106
4.3 Upoštevanje temperaturnih nihanj na plinovodih velikih premerov 107
4.4 Indikator skupnega integrala. 109
4.4.1 Primer izračuna skupnega integralnega kazalnika. 110
4.5 Učinkovitost razvoja 113
Sklepi k 4. poglavju. 115
Literatura 117
Uvod v delo
Relevantnost dela
Skupna dolžina podzemnih plinovodov, ki delujejo v sistemu Gazprom OJSC, je približno 164,7 tisoč km. Glavni konstrukcijski material za gradnjo plinovodov je trenutno jeklo, ki ima dobre trdnostne lastnosti, vendar nizko korozijsko odpornost v okoljskih razmerah - zemljina, ki je ob prisotnosti vlage v pornem prostoru korozivno okolje.
Po 30 ali več letih obratovanja magistralnih plinovodov se izolacijska prevleka postara in preneha opravljati zaščitne funkcije, zaradi česar se korozijsko stanje podzemnih plinovodov bistveno poslabša.
Za določanje korozijskega stanja magistralnih plinovodov se trenutno uporablja linijska detekcija napak (IPT), ki natančno določa lokacijo in naravo korozijskih poškodb, kar omogoča spremljanje in napovedovanje njihovega nastanka in razvoja.
Prisotnost podzemne vode (zemeljskega elektrolita) igra pomembno vlogo pri razvoju korozijskih procesov, pri čemer je treba opozoriti, da se stopnja korozije poveča v večji meri ne v stalno zalivanih ali suhih tleh, temveč v tleh s periodično vlago.
Prejšnje študije so ugotovile povezavo med impulznimi spremembami temperature plinovoda in nihanji vlažnosti v korozivni plasti tal. Kvantitativni parametri vplivov pulzne temperature na aktivacijo korozijskih procesov pa niso bili določeni.
Študija korozivne agresivnosti tal vzdolž odsekov glavnih plinovodov pod impulznim toplotnim vplivom in napoved korozijskega stanja cevovodov sta pomembna za industrijo transporta plina.
Cilj dela
Razvoj in izboljšanje metod za določanje korozijskega stanja odsekov glavnih plinovodov za njihovo pravočasno odstranitev za popravila.
Glavni cilji:
1 Ugotavljanje sprememb električne upornosti tal okoli glavnega plinovoda in analiza značilnosti korozijskih procesov v cevovodnem transportu.
2 Študija v laboratorijskih pogojih vpliva impulznih toplotnih učinkov črpanega plina in vlage na korozivno aktivnost tal, ki obkrožajo podzemni plinovod.
3 Študija nastanka in razvoja korozijskih napak na glavnem plinovodu in napoved njegovega korozijskega stanja na podlagi podatkov znotrajcevne defektologije.
4 Razvoj metodologije za razvrščanje odsekov magistralnih plinovodov na podlagi napovedi njihovega korozijskega stanja za odstranitev za popravila.
Znanstvena novost
1 Sprememba električne upornosti tal je bila določena in narisana v odvisnosti od vlažnosti po obodu podzemnega plinovoda velikega premera.
2 Dejstvo aktiviranja korozijskih procesov s pulzno spremembo temperature črpanega plina v primerjavi s stabilnim temperaturnim vplivom je bilo eksperimentalno dokazano in temperaturno območje, v katerem se razvije največja hitrost korozije pod nestabilnim (impulznim) vplivom temperature, je bilo določeno. odločen.
3 Določeno je bilo funkcionalno razmerje za napovedovanje nastanka in razvoja korozijskih napak na magistralnih plinovodih.
Praktična vrednost dela
Na podlagi izvedenih raziskav je bil razvit standard podjetja RD 3-M-00154358-39-821-08 "Metodologija za razvrščanje plinovodov Gazprom Transgaz Ufa LLC na podlagi rezultatov odkrivanja napak v cevi za njihovo odstranitev za popravilo". , v skladu s katerim se izvede razvrstitev odsekov glavnih plinovodov med ventilskimi enotami, da se določi zaporedje njihove odstranitve za popravilo.
Raziskovalne metode
Probleme, zastavljene v delu, smo rešili s pomočjo teorije podobnosti z modeliranjem pogojev prenosa toplote in mase podzemnega plinovoda z okoliško zemljo.
Rezultati diagnostičnega dela so bili obdelani z metodo najmanjših kvadratov s korelacijsko analizo. Izračuni so bili izvedeni z uporabo paketa aplikacij StatGrapfics Plus 5.1.
Oddano na zagovor:
Rezultati študij sprememb električne upornosti tal v odvisnosti od vlažnosti vzdolž oboda glavnega plinovoda;
Rezultati laboratorijskih študij pulznih toplotnih učinkov na aktivacijo korozijskih procesov na jeklenem cevovodu;
Metoda za razvrščanje odsekov glavnih plinovodov za njihovo odstranitev zaradi popravil.
Publikacije
Glavni rezultati disertacijskega dela so bili objavljeni v 30 znanstvenih člankih, od katerih so bili štirje članki objavljeni v vodilnih recenziranih znanstvenih revijah, ki jih priporoča Višja komisija za atestiranje Ministrstva za izobraževanje in znanost Ruske federacije.
Struktura in obseg dela
Pogoji za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini plinovoda
Na zunanji površini plinovoda na mestih, kjer je poškodovana izolacijska prevleka, kljub katodni zaščiti plinovoda pride do korozivnega uničenja kovine. Pogosto so ti pojavi opaženi na začetnih odsekih plinovodov (10-20 km po izhodu iz kompresorske postaje), z neravnim terenom, omejenim na grape, žlebove in mesta s periodično vlago.
Analiza in sinteza številnih materialov kaže, da na aktivacijo korozijskih procesov vpliva obnašanje podzemne vode pod toplotnim vplivom plinovoda, ki se povečuje s skupnim vplivom (ali sovpadanjem) najmanj treh dejavnikov:
Impulzne spremembe temperature plinovoda;
Kršitve izolacijskega premaza plinovoda;
Velik premer cevovoda.
1. Temeljna razlika med začetnim odsekom in končnim odsekom (v odsotnosti ali stabilnosti črpanja plina vzdolž trase) je v tem, da se v začetnem odseku plinovoda najbolj čutijo nihanja ali impulzne spremembe temperature plina . Ta nihanja se pojavljajo tako zaradi neenakomerne porabe plina kot zaradi nepopolnosti sistema za hlajenje zraka za plin, ki se dovaja v plinovod. Pri uporabi naprav za hlajenje zraka vremenska nihanja temperature zraka povzročajo podobna nihanja temperature plina in se prenašajo neposredno skozi valovod do začetnega odseka plinovoda (ta pojav je še posebej očiten v prvih 20 do 30 km plinovoda). cevovod).
V poskusih Ismagilova I.G. Zabeleženo je bilo, da je temperaturni val 5 0C, umetno ustvarjen z izklopom plina za hlajenje zraka v CS Polyanskaya, prešel na naslednjo postajo CS Moskovo z zmanjšanjem amplitude na 2 0C. Na naftovodih, kjer so hitrosti pretoka za red velikosti manjše, zaradi vztrajnosti črpanega produkta tega pojava ne opazimo.
2. Če je izolacijski premaz poškodovan, se na zunanji površini cevovoda tvorijo makrokorozijski elementi. Praviloma se to zgodi na območjih z močno spremembo okoljskih parametrov: ohmske odpornosti tal in korozivnih okolij (slika 1.3 in slika 1.4).
3. Učinek "velikega premera". Geometrijski parametri vročega cevovoda so takšni, da se vzdolž oboda spreminjajo tako temperatura kot vlažnost tal in s tem druge značilnosti: ohmska upornost tal, lastnosti talnih elektrolitov, polarizacijski potenciali itd. Vlažnost po obodu se giblje od 0,3% do 40% do popolne nasičenosti. Specifična odpornost tal se spremeni za 10 ... 100-krat.
Slika 1.4 – Model makrokorozijskih elementov Raziskave so pokazale, da temperatura črpanega plina vpliva na katodno polarizacijo cevnega jekla v karbonatnih raztopinah. Odvisnost potencialov največjega anodnega toka od temperature je linearna. Povišanje temperature povzroči povečanje toka raztapljanja in premakne potencialno območje anodnega toka v negativno območje. Zvišanje temperature ne vodi le do spremembe hitrosti elektrokemičnih procesov, ampak tudi spremeni pH vrednosti raztopine.
Z naraščajočo temperaturo karbonatne raztopine se potencial največjega anodnega toka, povezanega s tvorbo oksida, s povišanjem temperature za 10 ° C premakne proti negativnim potencialnim vrednostim za 25 mV. Zaradi heterogenosti tal, sprememb v njihovi vlažnosti in prezračenosti, neenakomerne zbitosti, oglejenja in drugih učinkov ter napak v sami kovini nastane veliko število makrokorozivnih elementov. V tem primeru so anodna območja, ki imajo bolj pozitiven potencial, bolj dovzetna za korozijsko uničenje v primerjavi s katodnimi, kar je olajšano s pulznim toplotnim učinkom plinovoda na migracijske procese v zemeljskem elektrolitu.
Nihajni procesi temperature in vlažnosti v tleh povzročajo splošno korozijo. Makrokorozijski elementi, lokalizirani na površini, se razvijejo po scenariju SCC ali kot žarišča luknjičaste korozije. Skupnost elektrokemičnega procesa, ki vodi do nastanka korozijskih jam in razpok, je navedena v.
Gre za neravnovesne termodinamične procese, ki se pojavljajo bolj intenzivno in z največjim učinkom manifestacije glavnih značilnosti. Ko se na tla izvaja impulzni temperaturni učinek, se skoraj sinhrono spremenijo parametri, ki določajo njegovo jedkost. Ker se ta proces dogaja skozi celotno delovanje plinovoda pod močnim vplivom prevladujočih parametrov, postane lokacija makroelementa povsem določena, fiksna glede na geometrijske oznake.
Kot je razvidno iz kontinuirnega nihanja talne vlage, ki ga lahko razložimo z mehanizmom gibanja termokapilarnega filma, poteka skozi celotno delovanje plinovoda.
Tako tudi ob prisotnosti katodne zaščite plinovoda na mestih, kjer je poškodovana izolacijska prevleka plinovoda velikega premera zaradi neenakomerne porazdelitve vlage v tleh vzdolž oboda cevi, neizogibno nastanejo makrokorozivni elementi, ki povzročajo talna korozija kovine cevi.
Eden od pomembnih pogojev za nastanek korozijskih procesov je prisotnost disociiranih ionov v zemeljskem elektrolitu.
Faktor, ki prej ni bil upoštevan in določa pojav neravnovesnih procesov, je impulzni temperaturni učinek plina na steno cevovoda in impulzna sprememba vlage v tleh ob cevovodu.
Eksperimentalni rezultati in učinek povečanja korozijske aktivnosti tal pod vplivom pulzne temperature
Graf kinetične krivulje aktivnosti korozijskih procesov skozi čas. Na podlagi fizikalnih predstavitev procesa (slika 1.9) in z uporabo zakonov kinetične krivulje ekstrapolirajte rezultate linijskega odkrivanja napak na podlagi največjih in povprečnih napak, ugotovljenih v različnih obdobjih delovanja. Vendar je malo verjetno, da bo to omogočilo napovedovanje dinamike kvantitativne rasti korozijskih napak.
Predstavljeni modeli opisujejo korozijske procese v specifičnih situacijah, pod določenimi pogoji, kemijskim okoljem, temperaturo, jekli različnih vrst, tlakom itd. Posebej zanimivi so modeli, ki opisujejo korozijske procese podobnih sistemov (magistralni cevovodi) z izolacijsko prevleko, ki delujejo v podobnih pogojih kot plinovodi in beležijo rezultate tudi na podlagi in-line diagnostike. Na primer, v metodologiji za izvedbo faktorske analize na magistralnih naftovodih, ne glede na premer in vrsto izolacijske prevleke, avtorji predlagajo model: kjer je L koeficient slabljenja korozijskega procesa; H - globina korozijske poškodbe, mm; Ampak – debelina stene cevi, mm; t – obratovalni čas, leto.
Iz zgornje formule 1.6 je razvidno, da so avtorji sprejeli trditev, da ima korozija na začetku obratovanja cevovoda najintenzivnejšo rast, nato pa zaradi pasivizacije pojema. Izpeljava in utemeljitev formule (1.6) sta podani v delu.
Trditev, da se korozijski procesi začnejo z začetkom obratovanja cevovoda, je precej sporna, ker Nov izolacijski premaz zagotavlja zaščito veliko bolj zanesljivo kot sčasoma, ko se izolacija stara in izgublja zaščitne lastnosti.
Kljub obilici raziskav nam nobeden od predlaganih modelov za napovedovanje korozijskih procesov ne omogoča popolnega upoštevanja vpliva temperature na hitrost korozije, saj ne upoštevajte njegove impulzne spremembe med delovanjem.
Ta izjava nam omogoča, da oblikujemo namen raziskave: eksperimentalno dokazati, da je nestabilen temperaturni režim plinovoda glavni vzrok za aktiviranje korozijskih procesov na zunanji površini plinovoda.
1. Izvedena je bila analiza literarnih virov, da bi razkrili vpliv temperature plina na korozijsko stanje plinovoda:
1.1. Upoštevane so značilnosti korozijskih procesov v cevovodnem transportu;
1.2 Določena je bila vloga korozijske aktivnosti tal, ko izolacijski premaz izgubi svoje zaščitne lastnosti. 1.3. Preučena je bila tehnična izvedljivost odkrivanja napak v liniji za oceno pomanjkljivosti cevovodov.
1.4. Upoštevani so modeli drugih raziskovalcev za napovedovanje korozijskih procesov.
2. Raziskani so bili razlogi za nastanek makrokorozijskih elementov na zunanji površini cevovoda.
3. Dokazano je, da se električna upornost tal ob cevovodu spremeni, ko se vlaga premika v korozivni plasti zemlje.
Analiza korozijskega stanja odseka plinovoda na podlagi podatkov detekcije napak v cevi
Da občasno vlaženje tal pospešuje korozijske procese, kaže praksa obratovanja plinovodov.
Preučevanje tega pojava je Ismagilov I.G. dokazal, da je plinovod velikega premera močan vir toplote, ki pulzno temperaturno vpliva na tla in povzroča nihajna gibanja vlage v korozivno aktivni plasti tal.
Vendar pa je njegova domneva, da pulzni temperaturni učinki povečajo korozijsko aktivnost plasti tal ob cevovodu, potrebna eksperimentalna potrditev.
Zato je namen študije postavitev eksperimenta za proučevanje in ovrednotenje korozijske aktivnosti zemljin pod pulznimi temperaturnimi učinki.
Težave proučevanja korozijskih procesov se običajno rešujejo eksperimentalno. Obstajajo različne metode za ocenjevanje učinka korozije, vključno s pospešenimi korozijskimi testi.
Tako je treba simulirati pogoje izmenjave toplote in mase z okoliškimi tlemi, značilne za odsek plinovoda, ki prečka grapo, po dnu katere teče potok, in ugotoviti, v kolikšni meri je korozivno delovanje spreminjanje tal pod impulznim vplivom temperature in vlage.
V laboratorijskih pogojih, kjer so parametri korozijskega procesa fiksirani in kontrolirani z visoko natančnostjo, je mogoče najnatančneje preučiti učinek posameznega dejavnika (pulzna temperatura in vlažnost). Impulzni temperaturni režim plinovoda med kvazistacionarno izmenjavo toplote je bil modeliran za plinovode, ki potekajo čez ozemlje Baškortostana in podobnih regij. V skladu s teorijo podobnosti, če so številke podobnosti, ki označujejo proces prenosa toplote, enake, ob upoštevanju geometrijske podobnosti, se procesi prenosa toplote lahko štejejo za podobne.
Tla, uporabljena v poskusu, so bila vzeta s trase plinovoda Urengoy - Petrovsk, odsek Polyana - Moskovo, s položajev 3 ure, 12 ure in 6 ure vzdolž oboda plinovoda. Termofizične lastnosti tal, uporabljenih v laboratorijskih študijah, so enake tistim in situ, saj vzorci tal so bili odvzeti iz korozivnega odseka obstoječega plinovoda. Za enaka tla je bila samodejno izpolnjena enakost Lykovovih števil Lu in Kovner Kv za naravo in model:
Če so bili upoštevani enakost temperaturnih pritiskov, istovetnost tal in enak nivo vlage, je bila izpolnjena enakost Kossovich Ko in Postnovega števila Pn.
Tako je bila naloga modeliranja pogojev prenosa toplote in mase v tem primeru zmanjšana na tak izbor parametrov namestitve, ki je zagotavljal enakost Fourierjevih števil Fo in Kirpičeva Ki za realno in model.
Če Fourierjeva števila Fo = ax/R ustrezajo letni dobi obratovanja cevovoda s premerom 1,42 m in so koeficienti toplotne difuznosti a = a enaki, dobimo na podlagi (2.5) za model:
Tako naj bi pri premeru preskusne cevi 20 mm letno obdobje namestitve »preteklo« v 1,7 ure.
Pogoji prenosa toplote so bili modelirani z uporabo Kirpičevega kriterija
Z globino plinovoda do osi cevi H0 = 1,7 m in H0/Rtr = 2,36 (relativna globina plinovoda na odseku Polyana - Moskovo) na podlagi enakosti (2.6) dobimo za model:
Za modeliranje "toka" je potrebno ohraniti enakost Reynoldsovih števil za realni svet in model:
Ker je tekočina enaka, voda, na podlagi (2.12) in ob upoštevanju geometrijske podobnosti dobimo enakost:
Ustrezni izračuni ob upoštevanju (2.13) kažejo, da mora biti oskrba z vodo, ki simulira tok v tej napeljavi, kapljična.
Ker je med poskusom potrebno spremeniti temperaturo stene cevi v mejah njene dejanske spremembe 30 ... 40 ° C in jo regulirati z vzdrževanjem impulznega načina, temperatura ttr zunanje površine jeklene cevi - kot kontrolni parameter je bil izbran vzorec St. 3.
Za določitev relativne korozivnosti tal pod pulznim temperaturnim vplivom, v primerjavi s stabilnim temperaturnim vplivom, je bila izbrana pospešena preskusna metoda, na podlagi katere je korozivnost tal določena z izgubo teže jeklenih vzorcev.
Razjasnitev integralnih kazalnikov za določitev odsekov plinovoda, ki jih je treba odstraniti za popravilo
Za analizo korozijskega stanja in proučevanje dinamike rasti korozijskih napak na obstoječem glavnem plinovodu s premerom 1420 mm so bili upoštevani rezultati diagnostike njegovega tehničnega stanja. Eno ključnih področij diagnostike je VTD, ki je trenutno najbolj učinkovita in informativna metoda za diagnosticiranje magistralnih plinovodov.
Tabela 3.1 podaja splošna merila za identifikacijo odsekov magistralnih plinovodov z visoko, povečano in zmerno korozijsko nevarnostjo na podlagi globine korozije. Glede na območja z visoko korozijsko nevarnostjo (HCH) se uvrščajo območja s hitrostjo korozije več kot 0,3 mm/leto in globino več kot 15 % debeline stene cevi.
Merila za ocenjevanje globine korozijske poškodbe (v odstotkih glede na debelino stene) veljajo za cevovode z življenjsko dobo, ki se približuje 30 % amortizacijske življenjske dobe (11 let ali več).
Nujen in zadosten pogoj za uvrstitev katerega koli odseka magistralnih plinovodov v eno od treh stopenj korozijske ogroženosti je izpolnjevanje vsaj enega od treh navedenih kriterijev.
Glede na območja povečane nevarnosti korozije obstajajo odseki glavnih cevovodov s premerom nad 1000 mm, na katerih je treba uporabiti ojačano vrsto zaščitne prevleke.
Na podlagi rezultatov preletečih projektilov detektorja napak se integralni indikator korozijskega stanja odsekov glavnih plinovodov oceni z gostoto korozijskih napak skd.
Integralni indikator gostote korozijskih napak ne upošteva neenakomernosti njihove porazdelitve po dolžini plinovoda in se lahko uporablja le za predhodno oceno korozijskega stanja magistralnih plinovodov z obvezno navedbo skupnega dolžina odsekov (v km), za katere se izračuna.
Zato se po določitvi integralnega kazalnika korozijskega stanja glavnega plinovoda izvede diferencirana analiza odsekov glavnega plinovoda glede na globino in intenzivnost korozijske poškodbe:
Ocenjuje se narava porazdelitve korozijskih napak po dolžini plinovoda;
Ločimo področja VKO in PKO (nevarnost korozije);
Določeni so kazalniki intenzivnosti korozijske poškodbe znotraj odsekov VKO in PKO;
Za celoten kontrolirani odsek plinovoda (od izstrelitvene komore do sprejemne komore projektila detektorja napak) se izračuna koeficient neenakosti gostote korozijske poškodbe bn, ki je enak
razmerje med skupno dolžino odsekov, nepoškodovanih s korozijo, in skupno dolžino odsekov s poškodbami (votline in razpoke), ki jih zabeleži linijski detektor napak:
Stopnjo korozijske nevarnosti (pokritost) natančneje odraža koeficient defektnosti cevi Kd.
Ker so dimenzije cevi znane, se določijo tudi linearni parametri okvarjenih odsekov. Če je znano število okvarjenih cevi, je možno načrtovati njihovo zamenjavo ob večja prenova(ponovna izolacija) mesta. Pri transportu naftovodov, na primer, v JSC "TRANSNEFT" za določitev korozijskega stanja odsekov cevovodov uporabljajo "Metodo za izvajanje faktorske analize korozijske poškodbe glavnih naftovodov na podlagi diagnostike v liniji in razvijajo priporočila za njeno preprečevanje ,« ki temelji tudi na določbi o spreminjanju hitrosti razvoja korozijske poškodbe v času. Faktorska analiza temelji na metodi razdelitve glavnega naftovodnega sistema na odseke (grozde), pri katerih ostajajo glavni dejavniki, ki določajo razvoj korozijske poškodbe, konstantni, kinetika razvoja korozijske poškodbe skozi čas pa je opisana z regresijo enačbe - karakteristične odvisnosti. Na podlagi dobljenih karakterističnih odvisnosti je predvidena globina korozijske poškodbe za primer enkratnega in ponovnega pregleda odseka cevovoda z in-line instrumenti.
Za analizo korozijskega stanja so vzporedni odseki (1843 – 1914 km) plinovodov Urengoj-Petrovsk in Urengoj-Novopskov, ki se nahajajo na izhodu iz CS Polyanskaya, "vroč odsek", podvrženi aktivnim in dolgoročnim učinkom korozije. , so bili obravnavani.
To je potencialno najbolj nevarno območje na lestvici Gazprom Transgaz Ufa LLC, kjer se je od leta 1998 do 2003 na lokaciji zgodilo 6 nesreč zaradi SCC (5 nesreč na plinovodu Urengoy-Petrovsk, 1 nesreča na plinovodu Urengoy-Novopskov ). Po štirih nesrečah leta 1998 je bil opravljen pregled v dolgih jamah dvanajstih odsekov plinovoda Urengoy-Petrovsk (1844-1857 km), ki se nahajajo v grapah in žlebovih. Pregled je pokazal 744 lezij CC, vključno z globino do 7,5 mm. Za odpravo virov SCC je bilo zamenjanih 700 m cevovodov. Podobna dela so bila opravljena leta 2000 na plinovodu Urengoy-Novopskov in identificirali so 204 centre SCC.
Območja z napetostno-korozijskimi napakami v regulativni literaturi niso razvrščena v kriterije visoke ali povečane kategorije korozijske nevarnosti. Toda ob upoštevanju zgoraj navedenega lahko odsek plinovodnega koridorja 1843-1914 km glede na sestavo tal uvrstimo med jedke.
Kljub sprejetim ukrepom sta se leta 2003 na plinovodu Urengoy-Petrovsk na obravnavanem odseku zgodili še 2 nesreči zaradi SCC. Od leta 2003 se je diagnostika tehničnega stanja v industriji transporta plina začela izvajati z uporabo projektilov nove generacije NPO Spetsneftegaz, ki so med prvim odkrivanjem napak v liniji odkrili 22 območij z napakami SCC, medtem ko je največja globina posamezne razpoke so segale do polovice debeline stene cevi. V skladu s "Pravili za delovanje magistralnih plinovodov" je priporočljivo, da se odkrivanje napak v cevi izvaja povprečno enkrat na 5 let. Vendar pa je ob upoštevanju posebnih okoliščin (nesreče zaradi SCC, veliko ugotovljenih območij z napakami SCC) Gazprom Transgaz Ufa LLC, da bi spremljal in preprečil razvoj napetostno-korozijskih napak, v kratkem obdobju od leta 2003. leta 2005 izvedli drugi prehod linijskega detektorja napak.
Izveden je bil celovit pregled korozijskega stanja obstoječih magistralnih plinovodov in naftovodov ter njihovih elektrokemičnih zaščitnih sistemov, da bi ugotovili odvisnost prisotnosti korozijskih in napetostno-korozijskih poškodb na zunanjem CPZ od načinov delovanja opreme ECP, ugotavljanje in odpravljanje vzrokov za nastanek in rast korozijskih in napetostno-korozijskih poškodb. Glavni plinovodi in naftovodi med obratovanjem praktično niso predmet zastarelosti. Zanesljivost njihovega delovanja določata predvsem stopnja korozije in napetostno-korozijske obrabe. Če upoštevamo dinamiko stopnje nesreč plinovodov za obdobje od 1995 do 2003, postane očitno, da obstaja proces naraščanja stopnje nesreč skozi čas zaradi nastajanja korozijskih in stresno-korozijskih napak na KZP.
riž. 5.1.
Če upoštevamo dinamiko odpravljanja posebej nevarnih okvar na obstoječih magistralnih plinovodih, postane očitno, da se med obratovanjem povečuje število posebej nevarnih okvar, ki zahtevajo prednostno popravilo, ki jih povzročajo zunanja korozija in napetostno-korozijske razpoke (slika 5.1). Od prikazanega na sl. Graf 5.1 kaže, da so skoraj vse odpravljene posebno nevarne napake korozivne ali stresno-jedke narave. Vse te napake so bile odkrite na zunanji površini, zaščiteni s katodo.
Rezultati celovitih pregledov protikorozijske zaščite plinovodov in naftovodov (prisotnost korozijskih jam in napetostno-korozijskih razpok, oprijem in kontinuiteta izolacijske prevleke, stopnja elektrokemijske zaščite) kažejo, da je rešitev problema protikorozijska zaščita magistralnih plinovodov in naftovodov z izolacijskimi prevlekami in katodno polarizacijo ostaja pomembna do danes. Neposredna potrditev tega so rezultati in-line diagnostike. Glede na podatke diagnostike v liniji je na nekaterih odsekih magistralnih naftovodov in plinovodov z življenjsko dobo več kot 30 let delež okvar zunanja korozija(vključno s stresno korozijo) doseže 80 % skupnega števila odkritih napak.
Kakovost izolacije magistralnih plinovodov in naftovodov je označena z vrednostjo prehodnega upora, določenega na podlagi parametrov elektrokemične zaščite. Eden glavnih parametrov elektrokemične zaščite cevovodov, ki označuje kakovost izolacijskega premaza, je velikost katodnega zaščitnega toka. Podatki o delovanju opreme ECP kažejo, da se je vrednost zaščitnega toka RMS na linearnem delu D 1220 mm v 30 letih delovanja zaradi staranja izolacije povečala skoraj 5-krat. Poraba toka za zagotavljanje elektrokemične zaščite 1 km naftovoda v območju zaščitnih potencialov 1,2...2,1 V m.s. e. povečal z 1,2 na 5,2 A/km, kar kaže na sorazmerno zmanjšanje prehodnega upora naftovoda. Prehodna izolacijska upornost po 30 letih delovanja plinovodov in naftovodov je enakega reda (2,6-10 3 Ohm - m 2) po celotni dolžini, razen na območjih, kjer so bila izvedena večja popravila plinovodov in naftovodov z zamenjavo. izolacije, medtem ko se količina korozije in napetosti - korozijske poškodbe na zunanji s katodo zaščiteni površini gibljejo v pomembnih mejah - od 0 do 80% skupnega števila napak, ugotovljenih z in-line detekcijo napak, ki so lokalizirane tako na stičišča zaščitnih območij in v bližini drenažnih točk SCP v nižinah in mokriščih poti. Za podzemno vodo v mokriščih osrednjega dela Zahodne Sibirije je značilna šibka mineralizacija (0,04% teže) in posledično visoka ohmska upornost (60 ... 100 Ohm m). Poleg tega so močvirna tla kisla. Vrednost pH močvirske vode doseže 4. Visoka ohmska upornost in kislost močvirskega elektrolita sta najpomembnejša dejavnika, ki vplivata na hitrost korozije plinovodov in naftovodov ter učinkovitost njihove elektrokemične zaščite. Omeniti velja dejstvo, da v pornih raztopinah močvirnih tal vsebnost vodikovega sulfida doseže 0,16 mg / l, kar je za red velikosti več kot v navadnih tleh in tekočih rezervoarjih. Vodikov sulfid, kot kažejo podatki raziskav, vpliva tudi na korozivno stanje plinovodov in naftovodov. Na pojav vodikove sulfidne korozije zaradi delovanja sulfat reducirajočih bakterij (SRB) kaže na primer dejstvo, da je pri drugih enakih pogojih največja globina prodiranja zunanje korozije skozi napake v izolaciji plina in naftovodih v stoječih močvirjih večja kot v pretočnih rezervoarjih v povprečju za 70 %, na eni strani pa skoraj povsod najdemo napetostno-korozijske razpoke na zunanji KZP tudi v stoječih močvirjih z visoko vsebnostjo H 2 S. , na drugi strani. Po navedbah sodobne ideje, molekularni vodikov sulfid spodbuja hidrogenacijo jekel. Elektroredukcija H 2 S na KZP cevovoda poteka skozi reakcije H, S + 2-»2Н alc + S a ~ c in H, S + V-^Hads + HS”ac, kar poveča stopnjo polnjenja kemosorbirane plasti z atomskim vodikom v c, ki difundira v strukturo jeklene cevi. Učinkovit stimulator hidrogenacije je tudi ogljikov dioksid: HC0 3 +e-> 2H adc +C0 3 ". Problem jedkih in
Stresno-korozijsko uničenje naftovodov in plinovodov na močvirnatih območjih trase še ni celovito pojasnjeno in ostaja aktualno. Rezultati korozijskega pregleda magistralnih plinovodov in naftovodov na močvirnih območjih so pokazali, da je skoraj celotna zunanja površina tako naftovodov kot plinovodov v izolacijskih napakah in pod odluščeno izolacijo prekrita z rjavimi usedlinami (podobnimi aluminijevemu prahu). Korozijske jame z največjo globino so lokalizirane v poškodbah skozi luknje v izolaciji. Geometrijski parametri korozijske poškodbe skoraj popolnoma ustrezajo geometriji skozi izolacijo. Pod oluščeno izolacijo so v območju stika stene cevi z zemeljsko vlago sledovi korozije brez vidnih korozijskih jam s sledovi napetostno-korozijskih razpok.
Eksperimentalno z uporabo vzorcev jeklenih cevi, nameščenih na steni glavnega naftovoda s premerom 1220 mm (na zgornjem, stranskem in spodnjem generatorju), je bilo ugotovljeno, da v tleh tajga-močvirnega območja osrednjega dela V Zahodni Sibiriji stopnja korozije vzorcev brez katodne zaščite v izolacijskih okvarah doseže 0,084 mm/leto. Pod zaščitnim potencialom (z ohmsko komponento) minus 1,2 V m.s. npr., ko gostota toka katodne zaščite presega mejno gostoto toka kisika za 8 ... 12-krat, stopnja preostale korozije ne presega 0,007 mm / leto. Ta stopnja preostale korozije po desetstopenjski lestvici odpornosti proti koroziji ustreza korozijskemu stanju zelo vztrajen in za glavne plinovode in naftovode je sprejemljivo. Stopnja elektrokemične zaščite v tem primeru je:
Med celovitim pregledom korozijskega stanja zunanje katodno zaščitene površine plinovodov in naftovodov v luknjah se v skozi izolacijske napake odkrijejo korozijske jame z globino 0,5 ... 1,5 mm. Preprosto je izračunati čas, v katerem elektrokemična zaščita ni zmanjšala stopnje korozije tal na sprejemljive vrednosti, ki ustrezajo zelo vztrajen korozijsko stanje plinovodov in naftovodov:
pri globini prodiranja korozije 0,5 mm pri globini prodiranja korozije 1,5 mm
To je za 36 let delovanja. Razlog za zmanjšanje učinkovitosti elektrokemične zaščite plinovodov in naftovodov pred korozijo je povezan z zmanjšanjem prehodne izolacijske upornosti, pojavom napak v izolaciji in posledično zmanjšanjem gostote toka katodna zaščita na stičiščih zaščitnih območij SCZ do vrednosti, ki ne dosegajo vrednosti mejne gostote toka za kisik, ki ne zagotavljajo zatiranja korozije tal na sprejemljive vrednosti, čeprav vrednosti zaščitnih potenciali, izmerjeni z ohmsko komponento, ustrezajo standardu. Pomembna rezerva, ki omogoča zmanjšanje stopnje korozijskega uničenja plinovodov in naftovodov, je pravočasna identifikacija območij premajhne zaščite, ko 1 1 Lr
Korelacija napak pri zunanji koroziji naftovoda s trajanjem izpadov na vzdolžnih nadzemnih vodih kaže, da se prav med izpadi vzdolžnih nadzemnih vodov in izpadom VL pojavi luknjičasta korozija v skozi izolacijske napake, hitrost, ki doseže 0,084 mm/leto.
riž. 5.2.
Med celovitim pregledom sistemov elektrokemijske zaščite magistralnih plinovodov in naftovodov je bilo ugotovljeno, da v območju potencialov katodne zaščite 1,5...3,5 V m.s. e. (z ohmsko komponento) gostota toka katodne zaščite j a presega gostoto toka, ki meji kisik j 20... 100-krat ali več. Poleg tega se pri enakih katodnih zaščitnih potencialih gostota toka, odvisno od vrste tal (pesek, šota, glina), močno razlikuje, skoraj 3 do 7-krat. V terenskih razmerah, odvisno od vrste tal in globine polaganja cevovoda (globina potopitve sonde indikatorja korozije), mejna gostota toka za kisik, merjena na delovni elektrodi iz jekla 17GS s premerom 3,0 mm, variirala v območju 0,08...0,43 A/m", gostota toka katodne zaščite pri potencialih z ohmsko komponento od
1,5...3,5 V m.s. e., izmerjeno na isti elektrodi, je doseglo vrednosti 8 ... 12 A / m 2, kar povzroči intenzivno sproščanje vodika na zunanji površini cevovoda. Del vodikovih adatomov pod temi katodnimi zaščitnimi načini preide v bližnje površinske plasti stene cevovoda in jo hidrogenira. Povečana vsebnost vodika v vzorcih, izrezanih iz cevovodov, ki so bili izpostavljeni stresno-korozijski destrukciji, je navedena v delih domačih in tujih avtorjev. Vodik, raztopljen v jeklu, ima učinek mehčanja, kar na koncu vodi do utrujenosti vodika in pojava napetostno-korozijskih razpok v zaščitnih conah podzemnih jeklenih cevovodov. Problem vodikove utrujenosti cevnih jekel (trdnostni razred X42-X70) v Zadnja leta vzbuja posebno pozornost raziskovalcev zaradi vse pogostejših nesreč na magistralnih plinovodih. Utrujenost vodika pod ciklično spreminjajočim se delovnim tlakom v cevovodu opazimo skoraj v čisti obliki s katodno prekomerno zaščito, ko j KZ /j >10.
Ko gostota toka katodne zaščite doseže mejno gostoto toka za kisik (ali rahlo, ne več kot 3 do 5-krat, preseže ce), stopnja preostale korozije ne presega 0,003 do 0,007 mm / leto. Znaten presežek (več kot 10-krat) j K t nad j praktično ne vodi do nadaljnjega zatiranja korozijskega procesa, vodi pa do hidrogenacije stene cevovoda, kar povzroči nastanek napetostno-korozijskih razpok na KZP. Pojav vodikove krhkosti med cikličnimi spremembami delovnega tlaka v cevovodu je vodikova utrujenost. Utrujenost cevovodov zaradi vodika se pojavi, ko se koncentracija katodnega vodika v steni cevovoda ne zmanjša pod določeno minimalno raven. Če se desorpcija vodika iz stene cevi pojavi hitreje kot razvoj procesa utrujenosti, ko kratek stik preseže /pr za največ 3 ... 5-krat, utrujenost vodika
ni vidno. Na sl. Slika 5.3 prikazuje rezultate merjenja gostote toka vodikovih senzorjev z vklopljenim (1) in izklopljenim (2) SCZ na cevovodu Gryazovets.
riž. 5.3.
in odklopljen (2) SPS na CP I; 3 - potencial katodne zaščite pri vklopljenem SCZ - (a) in odvisnost tokov senzorja vodika od potenciala cevi pri vklopljenem in izklopljenem SCZ na CP 1 - (b)
Potencial katodne zaščite med obdobjem merjenja je bil v območju minus 1,6... 1,9 V m.s. e. Napredek rezultatov električnih meritev poti, predstavljenih na sl. 5.3, a, kaže, da je bila največja gostota pretoka vodika v steno cevi z vklopljenim RMS 6 ... 10 μA / cm 2. Na sl. 5.3, b Predstavljena so področja spremembe tokov vodikovega senzorja in potencialov katodne zaščite pri vklopljenem in izklopljenem SCZ.
Avtorji dela ugotavljajo, da se potencial cevovoda z izklopljenim RMS ni zmanjšal pod minus 0,9 ... 1,0 V m.s. e., kar je posledica vpliva sosednjega SCZ. Hkrati se gostote toka vodikovih senzorjev z vklopljenim in izklopljenim SCZ razlikujejo
2...3-krat. Na sl. Slika 5.4 prikazuje krivulje sprememb tokov vodikovih senzorjev in potencialov katodne zaščite na KP 08 vozlišča Krasnoturinsky.
Napredek eksperimentalnih študij, prikazan na sl. 5.4 kaže, da največja gostota pretoka vodika v steno cevi ni presegla 12 ... 13 μA / cm 2. Izmerjeni potenciali katodne zaščite so bili v območju od minus 2,5...3,5 V m.s. e. Zgoraj je bilo prikazano, da je prostornina sproščenega vodika pri CPC odvisna od vrednosti brezdimenzijskega kriterija jK z/u pr V zvezi s tem je zanimiva primerjava rezultatov znotrajcevne diagnostike obstoječih magistralnih naftovodov in plinovodov s katodnimi zaščitnimi načini.
riž. 5.4.
V tabeli 5.1 prikazuje primerjavo rezultatov in-line diagnostike z rezultati celovitega pregleda sistemov ECP obstoječih naftovodov in plinovodov v osrednjem delu Zahodne Sibirije. Rezultati elektrokemičnih meritev na linearnem delu obstoječih naftovodov in plinovodov kažejo, da se v različnih zemljinah pri enakih vrednostih izmerjenega potenciala gostote katodnih zaščitnih tokov razlikujejo v širokih mejah, zaradi česar je potrebna dodatna kontrola katodnih gostota zaščitnega toka pri izbiri in prilagajanju zaščitnih potencialov podzemnih cevovodov v primerjavi z gostoto mejnega toka kisika. Dodatne elektrokemične meritve ob trasi obstoječih magistralnih plinovodov in naftovodov bodo preprečile ali minimizirale nastanek visokih lokalnih napetosti v steni cevovodov, ki jih povzroča molizacija vodika (z visoko figurativno energijo). Povečanje ravni lokalnih napetosti v steni cevovoda je povezano s spremembo triosnosti napetostnega stanja v lokalnih območjih, obogatenih s katodnim vodikom, kjer nastajajo mikrorazpoke, predhodniki napetostno-korozijskih razpok na zunanji CCP.
Primerjava rezultatov znotrajcevne diagnostike z rezultati celovitega pregleda sistemov
elektrokemična zaščita obstoječih plinovodov in naftovodov v osrednjem delu Zahodne Sibirije
|
Razdalja, |
Porazdelitev zaščitnega potenciala (0WB) (Oseba A/m 2) |
Pomen merila j k.z ^Jxvp |
delovanje, mm |
Gostota napake izguba metan, |
Gostota napake delaminacija, | |||
|
Lily del glavnega naftovoda D 1220 mm |
||||||||
|
Razdalja, |
Mejna gostota toka za kisik (LrHA/m 2 |
Porazdelitev zaščitnega potenciala in tokovna gostota katodne zaščite (trepalnica>A/m 2) |
Pomen merila Ук.з ^ Ур |
Največja globina prodiranja korozije za celotno obdobje delovanje, mm |
Gostota napake izguba kovina, |
Gostota napake delaminacija, kos/km |
Skupno trajanje izpadov VCS za celotno obdobje delovanja (glede na upravljavsko organizacijo), dni |
|
Analiza rezultatov, predstavljenih v tabeli. 5.1, ob upoštevanju trajanja izpadov, RMS kaže obratno sorazmerno razmerje med gostoto korozijskih napak in vrednostjo brezdimenzijskega kriterija jK s/ j, tudi ko je bilo to razmerje enako
nič. Dejansko največja gostota napak zunanja korozija opazili na območjih, kjer je trajanje izpadov opreme za elektrokemično zaščito (po podatkih obratovalnih organizacij) preseglo standardne vrednosti. Po drugi strani pa največja gostota tipskih napak delaminacija opazili na močvirnatih poplavnih odsekih trase, kjer čas izpada opreme ECP ni presegel standardnih vrednosti. Analiza načinov delovanja SCP na območjih z minimalnim trajanjem njihovega izpada v ozadju velikega razpršenosti podatkov kaže na skoraj sorazmerno razmerje med gostoto napak tipa delaminacija in merilo jK 3 / / , ko je gostota toka katodne zaščite deset ali večkrat presegla mejno gostoto toka za kisik v daljšem obdobju delovanja (z minimalnim časom izpada SCZ). Analiza načinov katodne zaščite v primerjavi s korozijskimi in napetostno-korozijskimi napakami na CPC potrjuje prej podane zaključke, da razmerje jK 3 / jnp lahko služi kot brezdimenzionalni kriterij za spremljanje stopnje preostale korozije cevovoda pri različnih potencialih katodne zaščite, na eni strani, da se prepreči nastanek napak na PSC zunanja korozija in za določitev intenzivnosti elektrolitskega hidrogeniranja stene cevovoda – po drugi strani pa za odpravo nastanka in rasti napak, kot je npr. delaminacija blizu katodno zaščitene površine.
Podatki tabele 5.1 kaže, da je največji čas izpada skoraj vseh SCP v celotnem obdobju obratovanja glavnih naftovodov in plinovodov v 36 letih znašal povprečno 536 dni (skoraj 1,5 leta). Po podatkih obratovalnih organizacij je bil izpad VCS v letu v povprečju 16,7 dni, v četrtletju - 4,18 dni. To trajanje izpada SCP na linearnem delu pregledanih naftovodov in plinovodov praktično ustreza zahtevam regulativnih in tehničnih dokumentov (GOST R 51164-98, točka 5.2).
V tabeli Na sliki 6.2 so prikazani rezultati merjenja razmerja gostote toka katodne zaščite proti gostoti mejnega toka kisika na zgornji generatrisi glavnega naftovoda D 1220 mm. Izračun stopnje preostale korozije cevovoda pri danih potencialih katodne zaščite je določen s formulo 4.2. Podano v tabeli. Podatki 5.1 in 5.2 kažejo, da za celotno obdobje obratovanja glavnega naftovoda, ob upoštevanju izpadov električne zaščitne opreme
(po upravljavski organizaciji) največja globina prodiranja korozije na zunanji KZP ne sme presegati 0,12 ... 0,945 mm. Res je mejna gostota toka za kisik na nivoju polaganja pregledanih odsekov naftovodov in plinovodov nihala od 0,08 A/m 2 do 0,315 A/m 2 . Tudi pri največji vrednosti mejne gostote toka za kisik 0,315 A/m 2 največja globina prodiranja korozije v 36 letih obratovanja z načrtovanim RMS izpadom 1,15 leta ne bo presegla 0,3623 mm. To je 3,022 % nazivne debeline stene cevovoda. Vendar v praksi vidimo drugačno sliko. V tabeli 5.1 prikazuje rezultate znotrajcevne diagnostike odseka glavnega naftovoda D u 1220 mm po 36-letnem obratovanju. Rezultati in-line diagnostike kažejo, da je največja korozijska obraba stene cevovoda presegla 15 % nazivne debeline stene cevi. Največja globina prodiranja korozije je dosegla 2,0 mm. To pomeni, da izpad opreme ECP ne ustreza zahtevam GOST R 51164-98, klavzula 5.2.
Opravljene elektrometrične meritve, predstavljene v tabeli. 5.2 kažejo, da pri danem načinu katodne zaščite stopnja preostale korozije ni presegla 0,006...0,008 mm/leto. Ta stopnja preostale korozije po desetstopenjski lestvici odpornosti proti koroziji ustreza korozijskemu stanju odporen proti koroziji in za glavne naftovode in plinovode je sprejemljivo. To pomeni, da v 36 letih obratovanja plinovoda, ob upoštevanju podatkov o izpadih opreme ECP po podatkih upravljavske organizacije, globina prodiranja korozije ne bi presegla 0,6411 mm. Dejansko je bila v času načrtovanega izpada opreme ECP (1,15 leta) globina prodiranja korozije 0,3623 mm. V času delovanja opreme ECP (34,85 let) je bila globina prodiranja korozije 0,2788 mm. Skupna globina prodiranja korozije na KZP bi bila 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm). Rezultati znotrajcevne diagnostike kažejo, da je dejanska največja globina prodiranja korozije v 36 letih obratovanja na pregledanem odseku magistralnega naftovoda D u 1220 mm znašala 1,97 mm. Na podlagi razpoložljivih podatkov je enostavno izračunati čas, v katerem elektrokemijska zaščita ni uspela zatreti stopnje korozije tal na sprejemljive vrednosti: T = (1,97 - 0,6411) mm/0,08 mm/leto = 16,61 let. Trajanje izpada opreme ECP na glavnem plinovodu s premerom 1020 mm, ki poteka v enem tehničnem koridorju, na katerem je v poplavnem območju reke. Ob odkritih napetostno-korozijskih razpokah, kar sovpada s trajanjem izpada SCP na glavnem naftovodu, saj se SCP plinovoda in naftovoda napajata iz enega vzdolž trasnega nadzemnega voda.
V tabeli 5.3 prikazuje rezultate določanja dejanskega časa izpada SCP v celotnem obdobju delovanja (36 let) magistralnih naftovodov in plinovodov na podlagi elektrometričnih meritev.
Tabela 5.2
Porazdelitev stopnje preostale korozije na odsekih delujočih plinovodov in naftovodov v osrednjem delu Zahodne Sibirije
Tabela 5.3
Rezultati določanja resničnega časa izpada SCP v celotnem obdobju obratovanja (36 let) magistralnih plinovodov in naftovodov na podlagi elektrometričnih meritev
|
Razdalja, |
Največja možna stopnja korozije cevovoda brez kratkega stika, mm/leto |
Preostala stopnja korozije cevovoda pri določenem načinu kratkega stika, mm/leto |
Največja globina prodiranja korozije na katodno zaščiteno površino, mm |
Resnično |
|
Linijski del magistralnega naftovoda D 1220 mm |
||||
|
Linijski del magistralnega plinovoda D 1020 mm |
||||
Analiza rezultatov, predstavljenih v tabeli. 5.3 kaže, da dejanski čas izpada elektrokemičnih zaščitnih sredstev bistveno presega standardno vrednost, kar je vzrok za intenzivno korozijsko obrabo stene cevovoda na zunanji, katodno zaščiteni strani.
Morda bi bilo koristno prebrati:
- Katera pravila je treba upoštevati pri izvajanju spermograma?;
- Odlična učenka v vsem: zgodba o uspehu Elvire Nabiulline;
- Kakšen vpliv ima šola na razvoj otrokove osebnosti?;
- Edino pravo razkošje je razkošje človeške komunikacije Antoine de Saint Exupery Antoine de Saint Exupery;
- Esej "Platon Karataev v romanu "Vojna in mir";
- 1s časovni list ni izpolnjen;
- Zahtevek za pobot davka z enega bančnega računa na drugega Pojasnitev bančnega računa v plačilnem nalogu;
- Organizacijska struktura oboroženih sil Ruske federacije (Oborožene sile RF) Struktura in sestava vej in vej ruske vojske;