Opazovanja korozijskega stanja cevovodov. Analiza korozijskega stanja odseka plinovoda na podlagi podatkov detekcije napak v cevi

Celovit pregled korozijskega stanja obstoječega magistralni plinovodi in naftovodi in njihove sisteme elektrokemična zaščita izvedena z namenom ugotavljanja odvisnosti prisotnosti korozije in napetostno-korozijske poškodbe na zunanjem sistemu zaščite pred kratkim stikom od načinov delovanja opreme ECP, ugotavljanja in odpravljanja vzrokov za nastanek in rast korozije in napetosti- poškodbe zaradi korozije. Glavni plinovodi in naftovodi med obratovanjem praktično niso predmet zastarelosti. Zanesljivost njihovega delovanja določata predvsem stopnja korozije in napetosti korozivna obraba. 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 izolacijske prevleke, je trenutna vrednost katodna zaščita. 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 katodno zaščiteni površini gibljejo v pomembnih mejah - od 0 do 80% skupno število napake, ugotovljene z odkrivanjem napak v cevi, ki so lokalizirane tako na stičiščih zaščitnih območij kot v bližini drenažnih točk SCP v nižinah in mokriščih trase. Podzemna voda mokrišč v osrednjem delu Zahodna Sibirija Zanje je značilna šibka mineralizacija (0,04% mase) in posledično visoka ohmska upornost (60 ... 100 Ohm m). Poleg tega so močvirna tla kisla. Vrednost pH močvirne vode doseže 4. Visoka ohmska upornost in kislost močvirskega elektrolita sta najpomembnejši dejavniki, ki vplivajo 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. Ni težko izračunati časa, v katerem elektrokemična zaščita ni zavirala stopnje korozije tal do sprejemljive vrednosti, ustrezno 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. IN razmere na terenu odvisno od vrste tal in globine polaganja cevovoda (globina potopitve sonde indikatorja korozije) se mejna gostota toka za kisik, izmerjena na delovni elektrodi iz jekla 17GS s premerom 3,0 mm, spreminja v območju 0,08. ..0,43 A/ m", in 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 zunanjo površino cevovod. 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 privlači Posebna pozornost raziskovalcev v povezavi z vse pogostejšimi nesrečami 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 obstoječi plinovodi in naftovodi osrednji del 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,
Razdalja,		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 obratovalno 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 to kaže v realnem času izpad elektrokemičnih zaščitnih sredstev bistveno presega standardno vrednost, kar je vzrok za intenzivno korozijsko obrabo stene cevovoda na zunanji, katodno zaščiteni strani.

stran 2

Pregled korozijskega stanja obstoječih cevovodov in kablov, ki se nahajajo v območju vpliva blodečih tokov, se izvaja z merjenjem potencialne razlike med cevjo in tlemi z uporabo visokoupornih voltmetrov. Anodna območja podzemne strukture so zelo nevarna in zahtevajo nujne zaščitne ukrepe. Stopnja nevarnosti korozije v izmeničnih območjih je ocenjena na podlagi vrednosti koeficienta asimetrije (tabela I.

Analiza korozijskega stanja montažnih vodovodov je pokazala, da njihova življenjska doba na poljih West Surgut in Solkinskoye ne presega 3-6 let. Med obratovanjem je bilo samo v sistemu za vzdrževanje formacijskega tlaka polja West Surgut popolnoma zamenjanih 14 km cevovodov. Leta 1978 je bilo registriranih 30 razpok in fistul na cevovodih Solkinskega polja in 60 razpok na Zahodnem Surgutskem polju.

Analiza korozijskega stanja kovinskih konstrukcij OOGKM kaže, da so postopna razslojevanja, ki prodrejo v material sten lupine opreme za več kot 50%, nesprejemljiva.

Analiza korozijskega stanja opreme naprave za obdelavo plina na Orenburškem polju je pokazala, da notranja površina oprema je prekrita z enakomerno plastjo debeline približno 0,1 mm, ki je piroforne usedline.

Pregled korozijskega stanja proizvodne opreme HDPE kaže, da je glavni vzrok korozije opreme izpostavljenost agresivnemu okolju, ki vsebuje vodikov klorid, ki nastane pri razgradnji katalizatorja. Korozijski proces opreme vodi do skrajšanja njene življenjske dobe, pogostih popravil opreme in kontaminacije polietilena s korozijskimi produkti. Železove spojine, ki vstopajo v polimer, negativno vplivajo na njegove fizikalno-kemijske in mehanske lastnosti. Povzročajo prezgodnje staranje (uničenje) polimera, neželeno obarvanje izdelkov v temno sivo barvo, povečajo krhkost in zmanjšajo dielektrične lastnosti polimera. Poleg tega se pri korodiranju opreme, premazane z laki, zgodi, da delci laka zaidejo v polietilen, kar povzroči njegovo nabrekanje ali nastanek por v polimeru.

Korozijsko stanje MG LC se razume kot kvantitativni izraz kazalnikov delovanja odseka MG LC, ki vsebuje napake izvora korozije in (ali) napetostno-korozijskega izvora.

Za ugotavljanje korozijskega stanja (diagnoza) in pravočasno odkrivanje morebitnih korozijskih okvar se periodično pregledujejo stroji v obratovanju.

V prihodnje bo daljinsko določanje korozijskega stanja omogočilo izvajanje pospešenih testov s kontroliranim eksperimentom in modeliranjem posameznih stopenj korozijskega procesa.

Za ugotavljanje korozijskega stanja in izbiro načina zaščite novozgrajenih plinovodov se pred začetkom obratovanja (pred priključitvijo na obstoječe omrežje) izvedejo električne meritve. Predhodno novo položene plinovode ranžiramo s tistimi v obratovanju, da dobimo pravo sliko električnega stanja plinovodov, ki nastane po priključitvi na obstoječe omrežje. Če med meritvami ugotovimo, da potenciali ne presegajo 0,1 V, se običajno povezava izvede brez kakršnih koli pogojev. Pri potencialih nad OD V (do 0 6 V) se lahko na plin priključi nov plinovod, če je zaščita zagotovljena v 3 - 5 mesecih. Pri visokih potencialih novozgrajenih plinovodov ni mogoče priključiti na plin pred zaščitno napravo, saj lahko po kratkem času plinovod uniči tok, kar lahko povzroči hude posledice. Iz prakse so znani številni primeri, ko so nezaščitene plinovode uničili blodeči tokovi 1-2 meseca po začetku obratovanja, pa tudi pred začetkom obratovanja, zlasti na območjih železniških vlečnih postaj.

Dolgoročno napoved korozijskega stanja plinovodnih odsekov je treba uporabiti za izbiro značilnih točk za spremljanje dinamike korozije v stacionarnih in mobilnih sistemih za korozijsko spremljanje ter prilagoditev predpisov za spremljanje korozijskih parametrov in zaščito plinovodov pred različne vrste korozija.

Za nadzor korozijskega stanja se uporabljajo metode perdestruktivnega nadzora, ki se lahko uporabljajo stalno in občasno (ali po potrebi kot dodatne) in na kateri koli stopnji delovanja predmetov, ne glede na njihovo stanje. Takšne metode vključujejo ultrazvočne, radiografske in akustične metode odkrivanja barvnih napak.

Za določitev korozijskega stanja sistema se uporabljajo termodinamični in eksperimentalni parametri tega sistema ter empirične odvisnosti. Program vključuje napovedovanje potenciala kovine sistema, jakost korozijskega toka, potek polarizacijskih krivulj, območje imunosti (aktivno in pasivno), omogoča vam iskanje najbolj neugodnih kombinacij pogojev, ki zagotoviti razvoj korozije. Avtorji so začrtali načine za izboljšanje programa za napovedovanje korozije, ki naj bi povečal natančnost in zanesljivost napovedi za količine, ki označujejo korozijski sistem.

Oceno korozijskega stanja cevovoda, ki se nahaja v električnem polju daljnovoda enosmernega toka, opravimo s potencialno razliko med cevjo in zemljo ter vrednostjo toka v cevovodu.
Zaklepanje vezja celovito oceno tehnično stanje lige prvakov MG. V prihodnosti bi morala postati ocena korozijskega stanja MG LP sestavni del celovita ocena tehničnega stanja magistralnega plinovoda.
Shema nastanka in širjenja potujočih. Pri ocenjevanju korozijskega stanja plinovoda je pomembno poznati povprečne in največje vrednosti potencialne razlike.
Instrumenti za ocenjevanje korozijskih pogojev morajo vsebovati senzorje, zapisovalni sistem in ustrezne vire napajanja. Pri uporabi magnetnih in elektromagnetnih metod je možna uporaba različnih sistemov magnetiziranja. Težava s skeniranjem je rešena ali ne veliko število senzorji, ki se premikajo znotraj cevi vzdolž vijačne črte, ali veliko število senzorjev, ki se premikajo naprej skupaj s sistemom magnetiziranja in so nameščeni po obodu naprave. V tem primeru je najbolj priporočljivo uporabiti dvoobročni zamaknjeni sistem razporeditve senzorjev, da odpravimo morebitne izpustitve napak na cevi. Naprave tipa Linenalog, proizvedene v ZDA, so sestavljene iz treh delov, povezanih s tečaji. V prvem delu so napajalniki in tesnilne manšete, v drugem elektromagnet s kasetnim sistemom za senzorje, v tretjem pa elektronske komponente in zapisovalna naprava, ki se uporabljajo za preglede cevovodov.
Vrtanje za oceno korozijskega stanja cevovoda je treba izvesti s popolnim odprtjem cevi in možnostjo pregleda njegove spodnje generatrise. Dolžina odprtega dela cevi mora biti najmanj tri premere.
Učinkovit način Ocena korozijskega stanja opreme (v fazah njenega načrtovanja, obratovanja, obnove) je korozijski monitoring - sistem opazovanja in napovedovanja korozijskega stanja objekta z namenom pridobitve pravočasnih informacij o njegovih morebitnih korozijskih okvarah.
V tabeli 6 podaja oceno dejanskega korozijskega stanja sistemov za oskrbo s toplo vodo iz črnih cevi v številnih mestih. Poleg tega so za primerjavo podani izračunani indeksi nasičenosti vode pri 60 C, podatki o vsebnosti raztopljenega kisika in prostega ogljikovega dioksida v vodi ter ocena korozijske aktivnosti.
Porazdelitev območij hitrosti gibanja toka voda-plin-olje za cevovode različnih premerov. Korozijski pregledi ohišja ohišja se izvajajo za oceno korozijskega stanja (globinsko in terensko), določitev parametrov elektrokemične zaščite, ugotavljanje vzrokov puščanja ohišja med obratovanjem in nadzor varnosti.
Na podlagi analize zgornjih podatkov o ocenjevanju korozijskega stanja in zanesljivosti opreme in tehnoloških procesov na ONGKM, rezultatov linijske in zunanje detekcije napak, terenskih in laboratorijskih korozijsko-mehanskih preskusov, metalografskih študij šablon in vzorcev je Rezultati tehnične diagnostike konstrukcij, pa tudi ob upoštevanju veljavnih regulativnih in tehničnih dokumentov (NTD), je bila razvita metodologija za diagnosticiranje opreme in tehnoloških procesov naftnih in plinskih polj, ki vsebujejo vodikov sulfid.
Pri nas in v tujini se razvijajo metode in instrumenti za oceno korozijskega stanja cevovoda brez odpiranja. Najbolj obetavne metode temeljijo na prehodu posebej opremljene naprave skozi cevovod, ki zazna žarišča korozijske poškodbe stene cevi od znotraj in zunaj. V literaturi so podatki o metodah spremljanja stanja cevovodov. Glavna pozornost je namenjena magnetnim in elektromagnetnim metodam, pri čemer je prednost dana slednjim. Tu so na kratko opisane tudi ultrazvočne in radiografske metode.
Modeli, ki niso opisani z nobenimi matematičnimi enačbami in so predstavljeni v obliki nabora tabelarnih koeficientov ali nomogramov, priporočenih za oceno korozijskega stanja kovin.

Za oceno stanja prevleke na cevovodu med delovanjem je priporočljivo uporabiti prehodni upor izoliranega cevovoda, parametre, ki označujejo prepustnost materiala prevleke, in količino antioksidanta (za stabilizirane sestavke), ki ostane v prevleki. Za oceno korozijskega stanja stene cevi je treba uporabiti podatke iz meritev korozijskih izgub kovine pod prevleko ali na mestih njene napake, pa tudi velikost in relativni položaj korozijskih lezij na steni cevi. Druga vključuje lokalno korozijo (votline, jamice, lise), enojno (z razdaljo med najbližjimi robovi sosednjih lezij več kot 15 cm), skupino (z razdaljo med najbližjimi robovi sosednjih lezij od 15 do 0,5 cm). ) in razširjene (z razdaljo med najbližjimi robovi sosednjih lezij manj kot 0,5 cm) lezije. Posamezne korozijske lezije ne povzročajo okvar v cevovodih.
Za oceno stanja izolacijske prevleke na cevovodu med delovanjem je treba uporabiti vrednosti prehodnega upora cevovoda, parametre, ki označujejo prepustnost prevlečnega materiala, in količino antioksidanta (za stabilizirane sestavke), ki ostane v izolacijo. Za oceno korozijskega stanja stene cevi je treba uporabiti podatke iz meritev korozijskih izgub kovine pod prevleko ali na mestih njene okvare ter velikost in relativne položaje korozijskih lezij na steni cevi.
Pri ocenjevanju korozijskega stanja cevovoda se določijo vrste korozije, stopnja poškodbe zunanje stene cevi s korozijo s splošno značilnostjo odsekov, največja in Povprečna hitrost korozije, napovedati korozijsko stanje mesta za 3 - 5 let.
V tabeli 9.12 podaja oceno korozijskega stanja cevovoda s celotnim nizom vplivnih dejavnikov in ustreznimi priporočili.
V praksi lahko za količinsko opredelitev odpornosti kovin proti koroziji uporabite katero koli lastnost ali značilnost kovine, ki se med korozijo bistveno in naravno spremeni. Tako je v sistemih za oskrbo z vodo korozijsko stanje cevi mogoče oceniti s spremembami hidravličnega upora sistema ali njegovih delov skozi čas.
Za iskanje možnosti za zmanjšanje izgub kovin zaradi korozije in zmanjšanje bistvenih neposrednih in posrednih izgub zaradi korozije je potrebno oceniti korozijsko stanje naprav in komunikacij kemijsko tehnoloških sistemov. V tem primeru je potrebno izvesti tako oceno korozijskega stanja kemijsko-tehnološkega sistema kot napovedovanje možen razvoj korozijo in vpliv tega procesa na delovanje naprav in komunikacij kemijsko tehnoloških sistemov.
Tehnika merjenja je podana v razdelku II. Obseg in nabor meritev, potrebnih za oceno korozijskega stanja konstrukcije, določajo na predpisan način potrjena resorna navodila.
Kompleksnost in izvirnost korozijskega procesa podzemnih kovinskih in armiranobetonskih konstrukcij sta posledica posebnih pogojev podzemnega okolja, kjer medsebojno delujejo atmosfera, biosfera in hidrosfera. V zvezi s tem je posebna pozornost namenjena razvoju in ustvarjanju opreme in sistemov za ocenjevanje korozijskega stanja predmetov, ki se nahajajo pod zemljo. Takšno oceno lahko naredimo z merjenjem časovno povprečnega potenciala kovinske konstrukcije glede na tla. Za določitev povprečne potencialne vrednosti so bile razvite naprave - integratorji blodečih tokov. So enostavni za izdelavo, ne zahtevajo posebnih napajalnikov in so zanesljivi pri delovanju. Uporaba teh naprav zagotavlja informacije o naravi prostorske porazdelitve anodnih, katodnih in izmeničnih območij za izbiro mesta priključitve elektrokemičnih zaščitnih sredstev in celovito upoštevanje učinkovitosti njegovega delovanja. Te informacije se lahko uporabljajo tako med načrtovanjem, gradnjo in namestitvijo nove opreme kot med delovanjem. Možno je izvajati načrtovane ukrepe za zagotovitev visoke zanesljivosti kovinskih in armiranobetonskih konstrukcij v dolgotrajnih pogojih delovanja.
Na podlagi rezultatov meritev potencialne razlike med cevovodom in okolju. Tehnika merjenja je podana v razdelku II. Obseg in obseg meritev, potrebnih za oceno korozijskega stanja cevovoda, določajo oddelčna navodila, ki so odobrena na predpisan način.
Režim se spremlja na podlagi rezultatov analiz vzorcev vode in pare, odčitkov pH metrov napajalne in kotlovne vode, periodičnih določitev kvantitativne in kvalitativne sestave usedlin ter ocene stanja kovine kotla glede na korozije. Obratovalno osebje posebej spremlja dva glavna indikatorja režima: odmerek kompleksa (na podlagi znižanja nivoja v merilnem merilu delovne raztopine 7, preračunano na porabo napajalne vode) in pH kotlovne vode čistega oddelka. Izrezovanje reprezentativnih vzorcev cevi ogrevalne površine, kvalitativna in kvantitativna analiza usedlin ter ocena korozijskega stanja kovine v primerjavi z začetnim stanjem v prvih 1-2 letih delovanja režima se izvajajo vsakih 5-7 tisoč. ure obratovanja.
Zato obstajajo primeri, ko je zaradi nenatančne določitve lokacije korozijskih napak na površini in znotraj cevovoda zaradi pozavarovanja dovoljena neupravičena zamenjava cevovoda na pomembnih območjih, kar vodi do velike prekoračitve javnih sredstev. Zato je zanesljiva ocena korozijskega stanja cevovodov in pravočasna ter pravilna izvedba njihovo popravilo na podlagi pridobljenih podatkov. V ta namen so bili pri nas razviti, konstruirani in preizkušeni detektorji napak, ki ocenjujejo korozijsko stanje cevovodov brez odpiranja iz jarka.

Morda bi bilo koristno prebrati: