O metodi za določanje korozijske obrabe jeklenih konstrukcij. Ocena vpliva nestabilnih temperaturnih razmer na korozijsko stanje plinovodov velikega premera Nemec Robertovič Askarov

480 rubljev. | 150 UAH | $7,5 ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Diplomsko delo - 480 rubljev, poštnina 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 zaščite: Ufa State Oil Technical University]. - Ufa , 2014. - 146 str.

Uvod

1. Sodobne predstave o vplivu temperature na korozijsko stanje plinovoda 8

1.1 kratek opis korozijski procesi v cevovodnem transportu 8

1.1.1 Tipične korozijske napake na jekleni cevi 10

1.2 Kršitev zaščitnih lastnosti izolacijskega premaza 11

1.3 Jedkost tal 15

1.4 Vzroki za nastanek korozivnih elementov na zunanji površini plinovoda 19

1.4.1 Pogoji za nastanek makrokorozivnih elementov na zunanji površini plinovoda 19

1.4.2 Sprememba električnega upora tal ob cevovodu med premikanjem vlage v korozivni plasti tal 23

1.5 Vpliv temperature in temperaturnih nihanj na korozijsko stanje plinovoda 31

1.6 Diagnoza plinovodov s prašiči. 32

1.7 Modeli za napovedovanje korozijskih procesov 34 Sklepi k 1. poglavju 40

2. Ocena impulznega vpliva vlage in temperature na korozivno delovanje zemljin okoli plinovoda 42

2.1 Fizikalno modeliranje in izbiro krmilnih parametrov. 42

2.2 Kratek opis eksperimentalna postavitev. 45

2.3 Rezultati poskusov in učinek povečanja korozivne aktivnosti tal pri izpostavljenosti pulzni temperaturi 48

2.4 Preučevanje vpliva frekvence temperaturnih nihanj in toplotnih parametrov na korozivnost tal 58

2.5 Odvisnost hitrosti korozije od povprečna temperatura z nestabilnim prenosom toplote 67

Sklepi k 2. poglavju 70

3. Napoved korozijskega stanja plinovoda na podlagi podatkov in-line odkrivanje napak 71

3.1 Merila za oceno korozijske nevarnosti. 71

3.2 Analiza korozijskega stanja odseka plinovoda po podatkih linijske detekcije napak 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 Korozijska napoved defektnosti cevi velikega premera. 85

Sklepi k 3. poglavju. 100

4. Razvoj metode za razvrščanje odsekov plinovoda glede na stopnjo nevarnosti za njihovo popravilo 102

4.1. Metodologija razvrščanja plinovodnih odsekov po stopnji nevarnosti 101

4.1.1 VTD plinovodov pri razvrščanju glede na stopnjo nevarnosti 101

4.1.2 Razjasnitev integralnih indikatorjev za določitev odsekov plinovodov, danih v popravilo. 103

4.2 Celovita diagnostika izolacijske prevleke in sredstev ECP 104

4.2.1 Dejavniki tveganja za korozijsko poškodbo cevovodov. 105

4.2.2 Primer izračuna kompleksnega indeksa korozivnosti 106

4.3 Upoštevanje temperaturnih nihanj v 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

Uvajanje v delo

Ustreznost dela

Skupna dolžina podzemnih magistralnih plinovodov, ki delujejo v sistemu Gazprom, je približno 164,7 tisoč km. Glavni strukturni material za gradnjo plinovodov je trenutno jeklo, ki ima dobre trdnostne lastnosti, vendar nizko odpornost proti koroziji v pogojih okolju– prst, ki je ob prisotnosti vlage v pornem prostoru korozivno sredstvo.

Po 30 ali več letih delovanja magistralnih plinovodov se izolacijska prevleka stara in preneha opravljati zaščitne funkcije, zaradi česar se korozijsko stanje podzemnih plinovodov znatno poslabša.

Za določitev korozijskega stanja glavnih plinovodov se trenutno uporablja linijska detekcija napak (ITD), ki dovolj natančno določa lokacijo in naravo korozijskih poškodb, kar omogoča sledenje in napovedovanje njihovega nastanka in razvoja.

Pomembno vlogo pri razvoju korozijskih procesov igra prisotnost podzemne vode (zemeljskega elektrolita), pri čemer je treba opozoriti, da se stopnja korozije v večji meri poveča ne v stalno zalivanih ali suhih tleh, temveč v tleh s periodično vlago.

Prejšnje študije so ugotovile povezavo med impulzno spremembo temperature plinovoda in nihanjem vlažnosti v korozivno aktivni plasti tal. Kvantitativni parametri vpliva pulzne temperature na aktivacijo korozijskih procesov pa niso bili določeni.

Študija korozivne agresivnosti tal na območjih glavnih plinovodov pod impulzno toplotno izpostavljenostjo 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 njihov pravočasen umik v popravilo.

Glavni cilji:

1 Ugotavljanje sprememb električne upornosti tal okoli glavnega plinovoda in analiza značilnosti korozijskih procesov v cevovodnem transportu.

2 Preiskava v laboratorijskih pogojih vpliva pulznih toplotnih učinkov črpanega plina in vlage na korozivno aktivnost tal okoli podzemnega plinovoda.

3 Študija nastanka in razvoja korozijskih napak na glavnem plinovodu in napoved njegovega korozijskega stanja po podatkih linijske detekcije napak.

4 Razvoj metodologije za razvrščanje odsekov magistralnih plinovodov na podlagi napovedi njihovega korozijskega stanja za popravilo.

Znanstvena novost

1 Ugotovili smo spremembo in izrisali diagrame električne upornosti zemljine v odvisnosti od vlažnosti vzdolž oboda podzemnega plinovoda velikega premera.

2 Dejstvo aktiviranja korozijskih procesov z impulzno spremembo temperature črpanega plina v primerjavi s stabilnim temperaturnim učinkom je bilo eksperimentalno dokazano in določeno temperaturno območje, v katerem pri nestabilnem (impulznem) temperaturnem učinku največja hitrost korozija.

3 Določeno funkcionalna odvisnost za napoved nastanka in razvoja korozijskih napak na magistralnih plinovodih.

Praktična vrednost dela

Na podlagi izvedenih študij je standard podjetja RD 3-M-00154358-39-821-08 "Metodologija za razvrščanje plinovodov OOO Gazprom transgaz Ufa" na podlagi rezultatov odkrivanja napak v ceveh za njihovo odpravo v popravilo. " je bil razvit, v skladu s katerim so odseki glavnih plinovodov med ventilskimi enotami razvrščeni, da se določi zaporedje njihovega umika v popravilo.

Raziskovalne metode

Probleme, zastavljene v delu, smo reševali s teorijo podobnosti z modeliranjem pogojev prenosa toplote in mase podzemnega plinovoda z okoliško zemljo.

Rezultati diagnostičnega dela so bili obdelani po metodi najmanjših kvadratov s korelacijsko analizo. Izračuni so bili izvedeni s programskim paketom StatGraphics Plus 5.1.

Odvzet na obrambo:

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 razvrščanja odsekov glavnih plinovodov, da bi jih pripeljali v popravilo.

Publikacije

Glavni rezultati disertacije so bili objavljeni 30 znanstvenih člankov, vključno s štirimi članki 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 makrokorozivnih elementov na zunanji površini plinovoda

Korozijsko uničenje kovine se pojavi na zunanji površini plinovoda na mestih, kjer je izolacijska prevleka poškodovana, kljub prisotnosti katodna zaščita 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, mesta s periodično vlago.

Analiza in posplošitev številnih materialov kaže, da obnašanje podzemne vode pod toplotnim učinkom plinovoda vpliva na aktivacijo korozijskih procesov, ki se povečuje s skupnim vplivom (ali sovpadanjem) vsaj treh dejavnikov:

Impulzna sprememba temperature plinovoda;

Kršitve izolacijskega premaza plinovoda;

Velik premer cevovoda.

1. Bistvena razlika med začetnim odsekom in končnim (v odsotnosti ali stabilnosti odjemov plina vzdolž trase) je v tem, da se v začetnem odseku plinovoda čutijo nihanja ali impulzne spremembe temperature plina. maksimum. 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 hladilnikov zraka vremenska nihanja temperature zraka povzročajo podobna nihanja temperature plina in se kot valovod prenašajo neposredno na začetni odsek plinovoda (ta pojav je še posebej očiten v prvih 20 ... 30 km plinovoda). plinovod).

V poskusih Ismagilova I.G. Zabeleženo je bilo, da je temperaturni val 5 0С, umetno ustvarjen z zaustavitvijo sistema za hlajenje zraka v CS Polyanskaya, prešel na naslednjo postajo CS Moskovo z zmanjšanjem amplitude na 2 0C. Na naftovodih, kjer so pretoki za red velikosti nižji, zaradi vztrajnosti črpalnega produkta tega pojava ne opazimo.

2. Če je izolacijski premaz poškodovan, se na zunanji površini cevovoda tvorijo makrokorozivni elementi. Praviloma se to zgodi na območjih z močno spremembo okoljskih parametrov: ohmskega upora tal in korozivnih okolij (slika 1.3 in slika 1.4).

3. Učinek "velikega premera". Geometrijski parametri toplovoda so takšni, da se vzdolž oboda spreminjajo tako temperatura kot vlažnost tal in s tem druge značilnosti: ohmski upor tal, lastnosti talnih elektrolitov, polarizacijski potenciali itd. Vlažnost po obodu se giblje od 0,3 % do 40 % in do popolne nasičenosti. V tem primeru se upornost tal spremeni za faktor 10...100.

Slika 1.4 – Model makrokorozivnih elementov Študije 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 območje potencialov anodnega toka v negativno območje. Zvišanje temperature vodi ne le do spremembe hitrosti elektrokemičnih procesov, ampak tudi do spremembe pH vrednosti raztopine.

S povišanjem temperature 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 vlažnosti in prezračenosti, neenakomerne zbitosti, oglejenja in drugih vplivov ter napak v sami kovini, veliko število makrokorozivni elementi. Hkrati so anodni odseki, ki imajo bolj pozitiven potencial, bolj dovzetni za korozijsko poškodbo kot katodni, kar je olajšano s pulznim toplotnim učinkom plinovoda na migracijske procese v zemeljskem elektrolitu.

Nihajni procesi temperature in vlažnosti v tleh povzročajo splošno korozijo. Makrokorozivni elementi, lokalizirani na površini, se razvijajo po scenariju SCC ali centrov jamičaste korozije. Splošnost elektrokemičnega procesa, ki vodi do nastanka korozijskih jam in razpok, je navedena v.

Gre za neravnovesne termodinamične procese, ki se pojavljajo intenzivneje in z največjim učinkom manifestacije glavnih značilnosti. S pulznim temperaturnim vplivom na tla se skoraj sinhrono spreminjajo parametri, ki določajo njegovo jedkost. Ker se ta proces dogaja skozi celotno obdobje delovanja plinovoda pod močan vpliv prevladujočih parametrov, postane lokacija makroelementa povsem določena, fiksna glede na geometrijske oznake.

Kot je razvidno iz neprekinjenega nihajnega gibanja talne vlage, ki ga je mogoče razložiti z vidika termokapilarno-filmskega mehanizma gibanja, poteka skozi celotno obdobje obratovanja plinovoda.

Tako tudi ob prisotnosti katodne zaščite plinovoda na mestih poškodbe izolacijske prevleke plinovoda velikega premera zaradi neenakomerne porazdelitve vlage v tleh vzdolž oboda cevi neizogibno nastanejo makrokorozivni elementi, povzročanje talne korozije kovine cevi.

Eden od pomembne pogoje Pojav korozijskih procesov je prisotnost disociiranih ionov v zemeljskem elektrolitu.

Prej neupoštevan dejavnik, ki določa potek neravnovesnih procesov, je pulzni temperaturni učinek plina na steno cevovoda in pulzna sprememba vsebnosti vlage v tleh ob cevovodu.

Rezultati eksperimentov in učinek povečanja korozivne aktivnosti tal pri izpostavljenosti pulzni temperaturi

Graf kinetične krivulje aktivnosti korozijskih procesov skozi čas. Na podlagi fizikalnih predstavitev procesa (slika 1.9) in z uporabo pravilnosti kinetične krivulje ekstrapolirajte rezultate in-line kontrole 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 je globina poškodbe zaradi korozije, mm; Ampak – debelina stene cevi, mm; t je obratovalni čas, leto.

Iz zgornje formule 1.6 je razvidno, da so avtorji sprejeli trditev, da ima korozija na začetku obratovanja cevovodov najintenzivnejšo rast, nato pa se duši zaradi pasivizacije. Izpeljava in utemeljitev formule (1.6) sta podani v .

Izjava, da se korozijski procesi začnejo z začetkom obratovanja cevovoda, je precej sporna, ker. nova izolacijska prevleka zagotavlja veliko bolj zanesljivo zaščito kot sčasoma, ko se izolacija stara in izgublja zaščitne lastnosti.

Kljub obilici raziskav nobeden od predlaganih modelov za napovedovanje korozijskih procesov ne more v celoti upoštevati vpliva temperature na hitrost korozije, ker 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 vloga korozivne aktivnosti tal, ko izolacijska prevleka 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 o napovedovanju korozijskih procesov.

2. Raziskani so bili razlogi za nastanek makrokorozivnih elementov na zunanji površini cevovoda.

3. Dokazano je, da se ob premikanju vlage v korozivni plasti tal spremeni električni upor tal ob cevovodu.

Analiza korozijskega stanja odseka plinovoda po podatkih linijske detekcije napak

Da občasno vlaženje tal pospešuje korozijske procese, kaže praksa obratovanja plinovodov.

Preučevanje tega pojava je Ismagilov I.G. dokazal, da je glavni 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 treba njegovo domnevo, da pulzni temperaturni učinek poveča korozivno aktivnost plasti zemlje ob cevovodu, eksperimentalno potrditi.

Zato je namen študije postavitev eksperimenta za proučevanje in ovrednotenje korozivne aktivnosti tal pri izpostavljenosti pulzni temperaturi.

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 prenosa toplote in mase z okoliškimi tlemi, ki so značilni za odsek plinovoda, ki prečka grapo, po dnu katere teče potok, in ugotoviti, v kolikšni meri jedkost tla pod impulznimi učinki temperature in vlage.

Najbolj natančno preučevanje vpliva posameznega dejavnika (impulzna temperatura in vlažnost) je možno v laboratorijskih pogojih, kjer so parametri korozijskega procesa fiksirani in nadzorovani z visoko natančnostjo. Impulzni temperaturni režim plinovoda s kvazistacionarnim prenosom toplote je bil modeliran za plinovode, ki potekajo po ozemlju Baškortostana in njemu podobnih regij. V skladu s teorijo podobnosti se lahko procesi prenosa toplote štejejo za podobne, če so števila podobnosti, ki označujejo proces prenosa toplote, enaka ob upoštevanju geometrijske podobnosti.

Tla, uporabljena v poskusu, so bila vzeta s trase plinovoda Urengoy-Petrovsk na odseku Polyana-Moskovo s položajev 3 ure, 12 ure in 6 ure vzdolž oboda plinovoda. Termofizične lastnosti tal, uporabljenih v laboratorijskih študijah, so enake in situ, saj Odvzeti so bili vzorci zemljine iz korozivnega dela obstoječega plinovoda. Za ista tla je bila samodejno izpolnjena enakost števil Lykov Lu in Kovner Kv za naravo in model:

Ob upoštevanju enakih temperaturnih razlik, istovetnosti tal in enake stopnje vsebnosti vlage v njih sta bila Kossovich Ko in Postnova števila Pn enaka.

Tako je problem modeliranja pogojev prenosa toplote in mase v ta primer, je bil zmanjšan na takšno izbiro namestitvenih parametrov, da se zagotovi enakost Fourierjevih števil Fo in Kirpičevega Ki za naravo in model.

Če Fourierjeva števila Fo = ax/R ustrezajo letni dobi obratovanja cevovoda s premerom 1,42 m, če sta koeficienta toplotne difuznosti a = a enaka, na podlagi (2.5) dobimo za model:

Torej, pri eksperimentalnem premeru cevi 20 mm, bi moralo letno obdobje na namestitvi "preteči" v 1,7 ure.

Pogoji prenosa toplote so bili modelirani s Kirpičevim kriterijem

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 "potoka" je potrebno ohraniti enakost Reynoldsovih števil za naravo in model:

Ker je tekočina enaka, voda - potem 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 na dani napravi, kapljična.

Ker je med poskusom potrebno spremeniti temperaturo stene cevi v mejah njene dejanske spremembe 30 ... 40 ° C in jo regulirati, vzdrževati impulzni način, potem temperaturo ttr zunanjega površina jeklene cevi - kot kontrolni parameter smo izbrali vzorec St. 3.

Za določitev relativne jedkosti tal pri izpostavljenosti pulzni temperaturi v primerjavi z izpostavljenostjo stabilni temperaturi je bila izbrana pospešena preskusna metoda, na podlagi katere se jedkost tal določa z izgubo teže jeklenih vzorcev.

Pojasnjevanje integralnih kazalnikov za določitev odsekov plinovodov, danih v popravilo

Za analizo korozijskega stanja in proučevanje dinamike rasti korozijskih napak na obstoječem glavnem plinovodu s premerom 1420 mm so upoštevani rezultati diagnosticiranja 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 visoko, povečano in zmerno korozijsko ogroženih odsekov magistralnih plinovodov glede na globino korozije. Glede na območja z visoko korozijsko nevarnostjo (HCR) se nanašajo na območja s stopnjo 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, katerih obratovalna doba 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 so vključeni odseki glavnih cevovodov s premerom več kot 1000 mm, na katerih je treba uporabiti ojačano vrsto zaščitne prevleke.

Na podlagi rezultatov prehoda projektilov-defektoskopov se oceni integralni indeks korozijskega stanja odsekov glavnih plinovodov glede na gostoto korozijskih napak skd.

Integralni indikator gostote korozijskih napak ne upošteva njihove neenakomerne 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 indeksa korozijskega stanja glavnega plinovoda izvede diferencirana analiza odsekov glavnega plinovoda glede na globino in intenzivnost korozijske poškodbe:

Ocenjena je narava porazdelitve korozijskih napak po dolžini plinovoda;

Dodeljeni so odseki VKO in PKO (nevarnost korozije);

Določeni so kazalniki intenzivnosti korozijske poškodbe znotraj območij VKO in PKO;

Za celoten kontrolirani odsek plinovoda (od izstrelitvene komore do sprejemne komore projektilnega defektoskopa) se izračuna koeficient neenakomernosti gostote korozijske poškodbe bn, ki je enak

razmerje med skupno dolžino odsekov, ki jih ni poškodovala korozija, in skupno dolžino odsekov s poškodbami (votline in razpoke), ki jih zabeleži linijski detektor napak:

Natančneje odraža stopnjo korozijske nevarnosti (pokritost) koeficienta napake cevi Kd.

Ker so dimenzije cevi znane, se določijo tudi linearni parametri okvarjenih odsekov. Ob znanem številu okvarjenih cevi je možno načrtovati njihovo zamenjavo remont(ponovna izolacija) mesta. Pri transportu naftovodov, na primer, v AK "TRANSNEFT" za določitev korozijskega stanja odsekov cevovodov uporabljajo "Metodo izvedbe faktorske analize korozijske poškodbe glavnih naftovodov glede na in-line diagnostiko in razvoj priporočil za njeno preprečevanje«, ki temelji tudi na določbi o spreminjanju hitrosti razvoja korozijskih poškodb v času. Faktorska analiza temelji na metodi razdelitve sistema magistralnih naftovodov na odseke (grozde), za katere se ohranja konstantnost glavnih dejavnikov, ki določajo razvoj korozijske poškodbe, in kinetika razvoja korozijske poškodbe skozi čas. opisujejo regresijske enačbe – karakteristične odvisnosti. Glede na pridobljene karakteristične odvisnosti se izvede napoved globine korozijske poškodbe za enkratni in večkratni pregled odseka cevovoda z napravami v liniji.

Za analizo korozijskega stanja so vzporedni odseki (1843 - 1914 km) plinovodov Urengoy-Petrovsk in Urengoy-Novopskov, ki se nahajajo na izhodu iz CS Polyanskaya, "vroč odsek", izpostavljeni aktivni in dolgotrajni izpostavljenosti koroziji, so bili obravnavani.

To je potencialno najnevarnejši odsek na lestvici Gazprom transgaz Ufa, kjer se je od leta 1998 do 2003 na lokaciji zaradi SCC zgodilo 6 nesreč (5 nesreč na plinovodu Urengoj-Petrovsk, 1 nesreča na plinovodu Urengoj-Novopskov ). Po štirih nesrečah leta 1998 je bila raziskava izvedena v dolgih jamah dvanajstih odsekov plinovoda Urengoy-Petrovsk (1844-1857 km), ki se nahajajo v grapah in žlebovih. Pri pregledu so odkrili 744 žarišč CRC, vključno s tistimi z globino do 7,5 mm. Za odpravo virov SCC je bilo zamenjanih 700 m cevovodov. Podobna dela so bila izvedena leta 2000 na plinovodu Urengoy-Novopskov in identificirali so 204 SCC.

Območja z napetostno-korozijskimi napakami v regulativni literaturi niso razvrščena za kriterije visoke ali povečane kategorije korozijske nevarnosti. Toda ob upoštevanju zgoraj navedenega lahko odsek v koridorju plinovodov 1843-1914 km glede na sestavo tal označimo kot korozijsko aktiven.

Kljub sprejetim ukrepom sta se leta 2003 na plinovodu Urengoy-Petrovsk na obravnavanem odseku zgodili še 2 nesreči zaradi SCC. Od leta 2003 se diagnostika tehničnega stanja v industriji prenosa plina izvaja z izstrelki nove generacije NPO Spetsneftegaz, ki so med prvim odkrivanjem napak v liniji odkrili 22 odsekov z napakami SCC, medtem ko je največja globina posameznih razpoke so dosegle polovico debeline stene cevi. V skladu s Pravili za obratovanje magistralnih plinovodov je priporočljivo izvajati odkrivanje napak v plinovodu povprečno enkrat na 5 let. Vendar pa je ob upoštevanju posebnih okoliščin (nesreče zaradi SCC, veliko ugotovljenih območij z napakami SCC) OOO Gazprom transgaz Ufa, da bi spremljal in preprečil razvoj napetostno-korozijskih napak, v kratkem obdobju od leta 2003. do 2005 izvedel drugi prehod linijskega detektorja napak.

Diagnostika je pogosto uporabljena beseda v sodobni svet. Tako trdno se je zasidralo v naš vsakodnevni besedni zaklad, da mu ne posvečamo posebne pozornosti. pokvaril pralni stroj- diagnostika, servis v servisu vašega najljubšega avtomobila - diagnostika, obisk zdravnika - diagnostika. Učen človek bo rekel: diagnostika iz grščine je »sposobnost prepoznavanja«. Kaj moramo torej pravzaprav prepoznati pri tehničnem stanju kovinskega predmeta, ki je podvržen koroziji, in pri elektrokemičnih (predvsem katodnih) zaščitnih sistemih, če so na predmetu prisotni? O tem bomo na kratko razpravljali v tem pregledu.

Najprej se dogovorimo o pogojih. Pri izrazu korozijska diagnostika (pregled) v 90% primerov govorimo o zunanji površini obravnavanega predmeta. Diagnostika se izvaja na primer na zunanji površini podzemnih cevovodov, rezervoarjev, drugih kovinskih konstrukcij, ki so podvržene talni koroziji ali koroziji blodečih tokov, zunanji površini priveznih naprav, ki so korodirane pod vplivom soli in sveža voda itd. Če govorimo o analizi korozijskih procesov na notranja površina istih cevovodov ali rezervoarjev, potem se namesto izrazov "diagnostika" ali "inšpekcija" običajno uporablja izraz "monitoring". Različni izrazi pomenijo različna načela za zagotavljanje korozijske varnosti - študija korozijskega stanja zunanje površine se običajno izvaja diskretno, 1-krat v 3-5 letih, spremljanje korozijskih procesov znotraj proučevanega predmeta pa se izvaja bodisi neprekinjeno. ali s kratkim intervalom (1-krat na mesec).

Kje torej začeti pri diagnosticiranju korozijskega stanja zadevnega predmeta? Iz ocene potencialna nevarnost in trenutno stanje. Če je objekt na primer pod vodo, je na prvi stopnji potencialno možno opraviti vizualni pregled prisotnosti korozijskih napak in sledi korozije ter, če so prisotni, oceniti trenutno in predvideno nevarnost. Na mestih, kjer vizualni nadzor ni mogoč, se ocena potencialne nevarnosti izvede po posredni dokazi. V nadaljevanju si oglejmo glavne diagnostične parametre potencialne nevarnosti korozije in njihov vpliv na proces korozijskega uničenja:

Poleg zgornjih glavnih dejavnikov se pri diagnosticiranju korozijskega stanja, odvisno od značilnosti objekta, proučuje veliko število dodatnih parametrov, kot so: pH vrednost tal ali vode (zlasti s potencialno nevarnostjo stresa). korozijsko razpokanje), prisotnost korozijsko nevarnih mikroorganizmov, vsebnost soli v zemlji ali vodi, možnost zračenja in vlaženja objekta itd. Vsi ti dejavniki lahko pod določenimi pogoji močno povečajo stopnjo korozijskega uničenja predmeta preiskave.

Po proučitvi parametrov potencialne korozijske nevarnosti se pogosto izvajajo neposredne meritve globine korozijske poškodbe na objektu. Za te namene se uporablja celoten nabor nedestruktivnih metod testiranja - vizualna in merilna kontrola, ultrazvočne metode, magnetometrična kontrola itd. Kontrolna mesta so izbrana glede na njihovo potencialno nevarnost na podlagi rezultatov ocene, opravljene v prvi fazi. Pri podzemnih objektih se vrtanje izvede za dostop neposredno do objekta.

Na zadnji stopnji se lahko izvedejo laboratorijske študije, na primer ocena stopnje korozije v laboratoriju ali metalografske študije sestave in strukture kovine na mestih korozijskih napak.

Če se diagnostika izvaja na objektu, ki je že opremljen s protikorozijskimi sistemi elektrokemična zaščita, potem se poleg proučevanja korozijskega stanja samega objekta izvaja diagnostika uporabnosti in kakovosti obstoječega ECP sistema, t.j. njegovo delovanje na splošno in zlasti vrednosti izhodnih in nadzorovanih parametrov. Naj opišemo najpomembnejše parametre sistema ECP, ki jih je potrebno spremljati pri celovitem pregledu sistemov ECP.

1. katodni potencial. Glavni parameter delovanja katodnih in žrtvenih zaščitnih sistemov. Določa stopnjo zaščite objekta pred korozijo s pomočjo ECP. Regulativne vrednosti so določene s temeljnimi regulativnimi dokumenti za protikorozijsko zaščito: GOST 9.602-2005 in GOST R 51164-98. Meri se tako na stacionarnih točkah (KIP in KDP) kot vzdolž poti z metodo daljinske elektrode.
2. Status objektov ECP: katodne, tekalne in drenažne zaščitne postaje, anodne ozemljitve, instrumenti, izolacijske prirobnice, kabelske linije itd. Vse značilnosti pregledane opreme morajo biti v okviru vrednosti, določenih v projektu. Poleg tega je potrebno izvesti napoved delovanja opreme za obdobje do naslednje raziskave. Na primer, postaje katodne zaščite bi morale imeti tokovno rezervo, da bi lahko regulirale zaščitni potencial predmeta v primeru neizogibnega staranja izolacijske prevleke. Če tokovne rezerve ni, je treba načrtovati zamenjavo katodne zaščitne postaje z močnejšo in / ali popravilo anodne ozemljitve.
3. Vpliv sistema ECP na objekte tretjih oseb. V primeru napak pri načrtovanju sistemov ECP je možen njihov škodljiv učinek na kovinske konstrukcije drugih proizvajalcev. Še posebej pogosto se to zgodi na cevovodih naftnih in plinskih polj, industrijskih območij, objektov znotraj gostega urbanega razvoja. Mehanizem takšnega vpliva je podrobno opisan. Ocena takega vpliva mora biti nujno opravljena v okviru diagnostike sistemov ECP.

Na podlagi rezultatov pregleda je treba izdelati tehnično poročilo, ki naj vsebuje vse numerične podatke opravljenih meritev, grafe zaščitnih potencialov in t.i. sledi, opis ugotovljenih pomanjkljivosti in okvar, podrobno fotomaterial, itd. Prav tako mora poročilo podati sklep o korozijski nevarnosti objekta z lokalizacijo območij povečanega tveganja in razviti tehnične rešitve za protikorozijsko zaščito.

Torej, po zaključku vseh stopenj diagnostike, stranka prejme poročilo, ki vsebuje podrobne informacije glede na korozijsko stanje predmeta in stanje ECP sistema. Toda informacije, ki jih pridobijo diagnostične ekipe (včasih z velikimi težavami, ob upoštevanju posebnosti terena in podnebja), bodo preprosto izginile, postale nepomembne, če ne bodo obdelane v določenem času, tj. pomanjkljivosti, ki so bile ugotovljene med inšpekcijskim pregledom, niso bile pravočasno odpravljene ali predmet inšpekcijskega pregleda ni bil opremljen z dodatnimi sredstvi protikorozijske zaščite. Korozijska situacija na objektu se nenehno spreminja in če prejete diagnostične informacije niso takoj obdelane, lahko zelo zastarajo. Če torej lastnik skrbi za korozijsko varnost svojih objektov, potem svoj sistem protikorozijske zaščite redno nadgrajuje na podlagi rezultatov redno opravljenih diagnostičnih pregledov, tveganje korozijske okvare na takih objektih pa je minimalno.

Oznake: blodeči tokovi, diagnostika korozije, diagnostika korozije, izolacijska prevleka, induktivni vpliv, viri izmeničnega toka, nevarnost korozije, korozivni mikroorganizmi, korozijski pregled, napetostno korozijsko razpokanje, korozijsko stanje, odpornost na elektrolit, stanje izolacijske prevleke, elektrokemična zaščita, elektrokemični potencial, ECP

Celovit pregled korozijskega stanja obstoječega magistralni plinovodi in naftovodi in sistemov njihove elektrokemijske zaščite je bila izvedena z namenom ugotavljanja odvisnosti prisotnosti korozije in napetostno-korozijske poškodbe na zunanjem CFC od načinov obratovanja objektov ECP, za identifikacijo in odpravo vzrokov za pojav in rast korozije. in poškodbe zaradi napetostne korozije. Dejansko 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 nesreče plinovodov za obdobje od 1995 do 2003, postane očitno, da se stopnja nesreče skozi čas povečuje zaradi nastanka korozijskih in stresno-korozijskih napak na KZP.

riž. 5.1.

Če upoštevamo dinamiko odpravljanja posebno nevarnih okvar na obstoječih magistralnih plinovodih, postane očitno, da se med obratovanjem povečuje število posebno nevarnih okvar, ki zahtevajo prednostno popravilo, ki jih povzročajo zunanje korozije in napetostno-korozijske razpoke (slika 5.1) . Od prikazanega na sl. 5.1 grafa kaže, da so skoraj vse odpravljene posebej nevarne napake korozivne ali stresno-jedke narave. Vse te napake so bile ugotovljene 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 elektrokemične zaščite) kažejo, da je rešitev problema protikorozijske zaščite magistralnih plinovodov in naftovodov s pomočjo izolacijskih prevlek in katodne polarizacije še vedno ostaja aktualna. Neposredna potrditev zgoraj navedenega so rezultati in-line diagnostike. Glede na diagnostiko v liniji je na nekaterih odsekih glavnih naftovodov in plinovodov z življenjsko dobo več kot 30 let delež napak 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 od glavnih parametrov elektrokemične zaščite cevovodov, ki označuje kakovost izolacijskega premaza, je velikost katodnega zaščitnega toka. Podatki o delovanju objektov ECP kažejo, da se je velikost zaščitnega toka RMS na linearnem delu D na 1220 mm v 30 letih obratovanja zaradi staranja izolacije povečala skoraj 5-krat. Poraba toka za zagotovitev elektrokemične zaščite 1 km naftovoda v območju zaščitnih potencialov 1,2 ... 2,1 V m.s. e. povečala z 1,2 na 5,2 A/km, kar kaže na sorazmerno zmanjšanje prehodnega upora naftovoda. Prehodni upor izolacije po 30 letih obratovanja plinovodov in naftovodov ima enak vrstni red (2,6-10 3 Ohm - m 2) po celotni dolžini, razen na odsekih, kjer je bil opravljen remont plinovodov in naftovodov z zamenjavo izolacije, medtem ko se število korozijskih in stresno-korozijskih poškodb na zunanji katodno zaščiteni površini zelo razlikuje – od 0 do 80% skupno število napake, ugotovljene z odkrivanjem napak v liniji, ki so lokalizirane tako na stičiščih zaščitnih območij kot v bližini točk odvodnjavanja SCZ v nižinah in na močvirnatih odsekih poti. Podzemna voda mokrišč v osrednjem delu Zahodna Sibirija odlikuje nizka mineralizacija (0,04 mas.%) in posledično visoka ohmska upornost (60 ... 100 Ohm m). Poleg tega so močvirna tla kisla. Vrednost pH močvirskih voda doseže 4. Visoka ohmska upornost in kislost močvirskega elektrolita sta najpomembnejši dejavniki vpliva na hitrost korozije plinovodov in učinkovitost njihove elektrokemične zaščite. Opozoriti je treba, da v pornih raztopinah močvirskih tal vsebnost vodikovega sulfida doseže 0,16 mg / l, kar je za red velikosti več kot v običajnih tleh in tekočih vodnih telesih. 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 sicer enakih pogojih največja globina prodiranja zunanje korozije v skozi napake v izolaciji plina in naftovodov v stoječih močvirjih večja kot v tekočih vodnih telesih v povprečju za 70 %, na eni strani pa skoraj povsod najdemo napetostno-korozijske razpoke na zunanji KZP tudi v stoječih barjih z visoko vsebnostjo H 2 S - na drugi strani. Po navedbah sodobne ideje, molekularni vodikov sulfid spodbuja hidrogeniranje jekel. Elektroredukcija H 2 S na cevovodu KZP poteka vendar z reakcijami H, S + 2-» 2H als + S a ~ c in H, S + V-^ Н ads + HS” ac , kar poveča stopnjo polnjenja kemosorbirane plasti z atomskim vodikom v c difuzijo v strukturo jeklene cevi. Učinkovit stimulator hidrogenacije je tudi ogljikov dioksid: HC0 3 +e-> 2H oglasi + C0 3 ". Problem korozije in

Stresnokorozijska destrukcija naftovodov in plinovodov na zamočvirjenih odsekih trase še ni imela izčrpne razlage in ostaja aktualna. Rezultati korozijskega pregleda magistralnih plinovodov in naftovodov na močvirnih območjih so pokazali, da je skoraj celotna zunanja površina tako naftovodov kot plinovodov v izolacijskih okvarah in pod odluščeno izolacijo prekrita z rjavimi (spominjajo na aluminijev prah) usedlinami. Korozijske jame z največjo globino so lokalizirane v poškodbah izolacije. Geometrijski parametri korozijske poškodbe skoraj popolnoma ustrezajo geometriji skozi izolacijo. Pod odluščeno izolacijo so v območju stika stene cevi in ​​zemeljske vlage sledovi korozije brez vidnih korozijskih jam s sledovi napetostno-korozijskih razpok.

Eksperimentalno je bilo na vzorcih jeklenih cevi, nameščenih ob steni glavnega naftovoda D y 1220 mm (na njegovi zgornji, stranski in spodnji generatrisi), ugotovljeno, da je v tleh tajga-močvirnega območja osrednjega dela zahodne V Sibiriji stopnja korozije vzorcev brez katodne zaščite pri skoznjih izolacijskih napakah doseže 0,084 mm/leto. Pod zaščitnim potencialom (z ohmsko komponento) minus 1,2 V ms. e., ko gostota toka katodne zaščite presega gostoto mejnega toka kisika za 8 ... 12-krat, stopnja preostale korozije ne presega 0,007 mm / leto. Takšna stopnja preostale korozije po desetstopenjski lestvici odpornosti proti koroziji ustreza jedkemu stanju zelo odporen in za glavne plinovode in naftovode je sprejemljivo. Stopnja elektrokemične zaščite v tem primeru je:

Pri celovitem pregledu korozijskega stanja zunanje katodne zaščitne površine plinovodov in naftovodov v luknjah se v skozi izolacijske napake odkrijejo korozijske jame globine 0,5 ... 1,5 mm. Preprosto je izračunati čas, v katerem elektrokemična zaščita ni zagotovila zatiranja stopnje korozije tal na sprejemljive vrednosti, ki ustrezajo zelo vztrajen korozivno 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 upornosti izolacije, pojavom napak v izolaciji in posledično zmanjšanjem toka. gostota katodne zaščite na stičiščih zaščitnih območij SCZ do vrednosti, ki ne dosegajo vrednosti mejne gostote toka za kisik, ki ne zagotavljajo zatiranja korozije tal do sprejemljivih vrednosti, čeprav vrednosti zaščitnih potencialov, izmerjenih z ohmsko komponento, ustrezajo standardu. Pomembna rezerva, ki omogoča zmanjšanje stopnje korozijskega uničenja plinovodov in naftovodov, je pravočasna identifikacija območij premajhne zaščite, ko L 1 1 Lr

Korelacija napak pri zunanji koroziji naftovoda s trajanjem izpadov na vzdolžnih nadzemnih vodih kaže, da se med izpadi vzdolžnih nadzemnih vodov in izpadom SCZ pojavi luknjičasta korozija v skozi izolacijske napake, katerih stopnja doseže 0,084 mm/leto.

riž. 5.2.

Med celovitim pregledom sistemov elektrokemijske zaščite glavnih plinovodov in naftovodov je bilo ugotovljeno, da v območju katodnih zaščitnih potencialov 1,5 ... 3,5 V m.s. e. (z ohmsko komponento) gostota toka katodne zaščite j a presega mejno tokovno gostoto kisika j 20 ... 100-krat ali več. Poleg tega se pri enakih potencialih katodne zaščite gostota toka, odvisno od vrste tal (pesek, šota, glina), bistveno razlikuje, skoraj 3 do 7-krat. IN razmere na terenu odvisno od vrste tal in globine 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 pri teh načinih katodne zaščite prehaja v pripovršinske plasti stene cevovoda in jo oskrbuje z vodikom. V delih domačih in tujih avtorjev je navedena povečana vsebnost vodika v vzorcih, izrezanih iz cevovodov, ki so bili izpostavljeni stresno-korozijski destrukciji. Raztopljeni vodik v jeklu deluje mehčalno, kar na koncu vodi do utrujenosti vodika in pojava napetostno-korozijskih razpok na CFC podzemnih jeklenih cevovodov. Problem vodikove utrujenosti cevnih jekel (trdnostni razred X42-X70) v Zadnja leta privlači Posebna pozornost raziskovalcev v zvezi s pogostimi nesrečami na magistralnih plinovodih. Utrujenost vodika pri ciklično spreminjajočem se delovnem tlaku v cevovodu opazimo skoraj v čisti obliki med katodno prekomerno zaščito, ko j KZ /j >10.

Ko gostota toka katodne zaščite doseže vrednosti mejne gostote toka za kisik (ali rahlo, ne več kot 3 ... 5-krat, presega ce), preostala stopnja korozije ne presega 0,003 ... 0,007 mm /leto. Znaten presežek (več kot 10-krat) j K t nad j praktično ne vodi do nadaljnjega zatiranja korozijskega procesa, ampak vodi do hidrogeniranja stene cevovoda, kar povzroči nastanek napetostno-korozijskih razpok na CFC. Pojav vodikove krhkosti med ciklično spremembo delovnega tlaka v cevovodu je vodikova utrujenost. Vodikova utrujenost cevovodov se pojavi pod pogojem, da 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 kz presega / pr za največ 3 ... 5-krat, utrujenost vodika

ni vidno. Na sl. 5.3 prikazuje rezultate merjenja gostote toka vodikovih senzorjev z vklopljeno (1) in izklopljeno (2) RMS na cevovodu Gryazovets.

riž. 5.3.

in onemogočen (2) VMS na CP I; 3 - potencial katodne zaščite z vključenim RMS - (a) in odvisnost tokov vodikovega senzorja od potenciala cevi z vključenim in izklopljenim RMS pri CP 1 - (b)

Potencial katodne zaščite med obdobjem merjenja je bil v območju minus 1,6 ... 1,9 V ms. e. Potek rezultatov električnih meritev sledi, predstavljenih na sl. 5.3, a, kaže, da je bila največja gostota pretoka vodika v steno cevi z vklopljenim SKZ 6 ... 10 μA / cm 2. Na sl. 5.3, b prikazani so razponi sprememb tokov vodikovih senzorjev in potencialov katodne zaščite za vklopljeno in izklopljeno RMS.

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 sosednje SKZ. Hkrati se gostote toka vodikovih senzorjev z vklopljenim in izklopljenim RMS razlikujejo

2...3-krat. Na sl. 5.4 prikazuje krivulje sprememb tokov vodikovih senzorjev in potencialov katodne zaščite na KP 08 vozlišča Krasnoturinsk.

Potek eksperimentalnih študij, predstavljenih 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 minus 2,5...3,5 V m.s. e. Zgoraj je bilo prikazano, da je prostornina sproščenega vodika pri CFC odvisna od vrednosti brezdimenzijskega kriterija j K c / a pr V zvezi s tem je zanimiva primerjava rezultatov in-line diagnostike obstoječih magistralnih naftovodov in plinovodov z načini katodne zaščite.

riž. 5.4.

V tabeli. Slika 5.1 prikazuje primerjavo rezultatov in-line diagnostike z rezultati celovitega pregleda sistemov ECP delujočih 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 toka katodne zaščite zelo razlikujejo, zaradi česar je potrebna dodatna kontrola toka katodne zaščite. gostoto pri izbiri in prilagajanju zaščitnih potencialov podzemnih cevovodov.v primerjavi z mejno tokovno gostoto kisika. Dodatne elektrokemične meritve na trasi obstoječih magistralnih plinovodov in naftovodov bodo preprečile ali minimizirale nastajanje visokih lokalnih napetosti v steni plinovoda zaradi molizacije vodika (z visoko figurativno vrednostjo). 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 zunanjem CFC.

Primerjava rezultatov in-line 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 sveženj,
Lileyny del glavnega naftovoda D na 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 Uk.z ^ Pr	Največja globina prodiranja korozije v celotnem obdobju delovanje, mm	Gostota napake izguba kovina,	Gostota napak sveženj, kosov/km	Skupno trajanje izpada CPS za celotno obdobje delovanja (glede na obratovalno organizacijo), dni

Analiza rezultatov, predstavljenih v tabeli. 5.1, ob upoštevanju časa izpada, RMS kaže obratno sorazmerno razmerje med gostoto korozijskih napak in vrednostjo brezdimenzijskega kriterija j K s / j, tudi ko je bilo to razmerje enako

nič. Dejansko največja gostota napak zunanja korozija opazili na območjih, kjer je trajanje izpada elektrokemične zaščite (po podatkih obratovalnih organizacij) preseglo standardne vrednosti. Po drugi strani pa je največja gostota napak tipa sveženj opazimo na močvirnatih poplavnih odsekih trase, kjer izpadi objektov ECP niso presegli standardnih vrednosti. Analiza načinov delovanja VPS v odsekih z minimalnim trajanjem njihovega izpada v ozadju velikega razpršenosti podatkov kaže na skoraj sorazmerno razmerje med gostoto napak tipa sveženj in merilo j K 3 / / , ko je gostota toka katodne zaščite deset ali večkrat presegla mejno gostoto toka za kisik v daljšem obdobju delovanja (z minimalnim trajanjem RMS izpada). Analiza režimov katodne zaščite v primerjavi s korozijskimi in napetostno-korozijskimi napakami na CFC potrjuje prej podane zaključke, da razmerje j K 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 CFC zunanja korozija in za določitev intenzivnosti elektrolitskega hidrogeniranja stene cevovoda – po drugi strani pa za izključitev nastanka in rasti napak, kot je npr. sveženj blizu katodno zaščitene površine.

Podatki tabele. 5.1 kaže, da je največje trajanje izpada skoraj vseh SSC za celotno obdobje delovanja glavnih naftovodov in plinovodov, 36 let, v povprečju znašalo 536 dni (skoraj 1,5 leta). Po podatkih operativnih organizacij je za leto preprosta SKZ v povprečju znašala 16,7 dni, za četrtletje - 4,18 dni. To trajanje izpada CPS na linearnem delu pregledanih naftovodov in plinovodov praktično ustreza zahtevam regulativnih in tehničnih dokumentov (GOST R 51164-98, točka 5.2).

V tabeli. 6.2 prikazuje rezultate merjenja razmerja gostote toka katodne zaščite do mejne gostote toka za kisik na zgornji generatrisi glavnega naftovoda D pri 1220 mm. Izračun stopnje preostale korozije cevovoda pri danih potencialih katodne zaščite je določen s formulo 4.2. Podano v tabeli. 5.1 in 5.2 podatki kažejo, da za celotno obdobje obratovanja glavnega naftovoda, ob upoštevanju izpadov električne in kemične zaščite

(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 mejni gostoti toka za kisik 0,315 A/m2 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 in-line diagnostike odseka glavnega naftovoda D na 1220 mm po njegovem obratovanju 36 let. 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 izpadi naprav ECP ne izpolnjujejo zahtev GOST R 51164-98, klavzula 5.2.

Izvedene elektrometrične meritve so predstavljene v tabeli. 5.2, kažejo, da pri danem režimu katodne zaščite stopnja preostale korozije ni presegla 0,006 ... 0,008 mm / leto. Takšna stopnja preostale korozije po desetstopenjski lestvici odpornosti proti koroziji ustreza jedkemu stanju odporen proti koroziji in za glavne naftovode in plinovode je sprejemljivo. Ego pomeni, da za 36 let obratovanja plinovoda, ob upoštevanju podatkov o izpadih naprav ECP, po podatkih upravljavske organizacije globina prodiranja korozije ne bi presegla 0,6411 mm. Dejansko je bila v času načrtovanega izpada objektov ECP (1,15 leta) globina prodiranja korozije 0,3623 mm. V času obratovanja objektov 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 in-line diagnostike kažejo, da je dejanska največja globina prodiranja korozije v 36 letih obratovanja v pregledanem odseku magistralnega naftovoda D na 1220 mm znašala 1,97 mm. Na podlagi razpoložljivih podatkov je enostavno izračunati čas, v katerem elektrokemična zaščita ni zagotovila zatiranja hitrosti korozije tal na sprejemljive vrednosti: T = (1,97 - 0,6411) mm / 0,08 mm / leto = 16,61 let. Trajanje izpada naprav ECP na glavnem plinovodu D y 1020 mm, ki poteka v enem tehničnem koridorju, na katerem je v poplavni ravnini reke. V reki Ob so bile ugotovljene napetostno-korozijske razpoke, kar sovpada s trajanjem izpada SPZ na glavnem naftovodu, saj se SPZ plinovoda in naftovoda napajata iz enega vzdolž trasnega nadzemnega voda.

V tabeli. Na sliki 5.3 so prikazani rezultati določanja realnega časa izpada VCS v celotnem obdobju obratovanja (36 let) magistralnih naftovodov in plinovodov na podlagi elektrometričnih meritev.

Tabela 5.2

Porazdelitev stopnje preostale korozije na odsekih obstoječih plinovodov in naftovodov v osrednjem delu zahodne Sibirije

Tabela 5.3

Rezultati določanja resničnega časa izpada RMS 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 površino, zaščiteno s katodo, mm	Resnično
Linijski del glavnega naftovoda D y 1220 mm
Linijski del magistralnega plinovoda D y 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 korozivno obrabo stene cevovoda z zunanje, katodno zaščitene strani.

JAVNO PODJETJE
DELNIŠKA DRUŽBA
PREVOZ NAFTE "TRANSNEFT"
OJSC AK TRANSNEFT

TEHNOLOŠKE
PREDPISI

PRAVILA ANKETE
JEDKO STANJE
MAGISTRALNI NAFTOVODI

Moskva 2003

Predpisi, ki jih je razvil in odobril OAO AK Transneft, določajo obvezne zahteve za organizacijo in opravljanje dela na področju magistralnega transporta nafte po cevovodih za celotno industrijo, pa tudi obvezne zahteve za formalizacijo rezultatov teh del.

Predpisi (podjetniški standardi) so razviti v sistemu OAO AK Transneft za zagotavljanje zanesljivosti, industrijske in okoljska varnost glavnih naftovodov, ureditev in vzpostavitev enotnosti interakcije med pododdelki družbe in OAO MN pri opravljanju dela na glavnih proizvodnih dejavnostih tako med seboj kot z izvajalci, državnimi nadzornimi organi, kot tudi poenotenje uporabe in obvezne skladnosti z zahtevami ustrezne zvezne in industrijske standarde, pravila in druge normativne dokumente.

PRAVILA ANKETE
JEDKO STANJE
MAGISTRALNI NAFTOVODI

1. PODROČJE UPORABE PRAVIL

1.1. Pravila nadzora veljajo za podzemne magistralne naftovode, ki imajo sistem aktivne protikorozijske zaščite in ustrezno vrsto izolacijske prevleke.

1.2. Pri razvoju pravil so bili uporabljeni normativni dokumenti:

Jeklene glavne konstrukcije. Splošne zahteve za zaščito pred korozijo.

Glavni jekleni cevovodi. Splošne zahteve za zaščito pred korozijo.

RD 153-39.4-039-99 "Standardi projektiranja ECP glavnih cevovodov in mest glavnih naftovodov".

2. CILJI RAZISKAVE

Glavni cilji raziskave so:

2.1. Vrednotenje korozijskega stanja naftovodov.

2.2. Ocena stanja protikorozijske zaščite.

2.3. Pravočasno odkrivanje in odpravljanje korozijskih poškodb.

2.4. Razvoj in izvajanje ukrepov za izboljšanje učinkovitosti zaščite, optimizacijo delovanja objektov ECP.

3. ORGANIZACIJA DELA NA PROTIKOROZIJSKI RAZISKAVI

3.1. Celovit protikorozijski pregled bi morali opraviti proizvodni laboratoriji ECP pri OAO MN ali specializirane organizacije, ki imajo dovoljenje (licenco) državnega rudarskega in tehničnega nadzora za izvajanje teh del.

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 1-krat v 5 letih za naftovode, položene na območjih z visoko korozijsko nevarnostjo v skladu z;

Vsaj enkrat na 10 let na drugih območjih.

Nenačrtovani pregled ob odkritju med delovanjem škodljivih vplivov sistemov ECP novozgrajenih bližnjih in prehodnih podzemnih naprav ter elektrificiranih železnic.

3.3. V skladu s periodičnostjo raziskav v skladu z odstavkom OAO MN je treba razviti program protikorozijskih raziskav za naslednjih 10 let.

3.4. Vsako leto do 1. januarja naslednje leto Program je treba 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 raziskave mora biti v skladu z RD "Navodila za celovit pregled korozijskega stanja magistralnih naftovodov."

3.7. Geodetske pogodbe s tretjimi osebami 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.sprotno stanje MN«, ob upoštevanju značilnosti korozijskega stanja in korozijskih faktorjev raziskovanega območja.

3.9. Rok za izdajo rezultatov korozijske raziskave s strani tretje organizacije 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 v načrt dejavnosti za naslednje leto investicijskih vlaganj.

4. SESTAVA CELOVITE RAZISKAVE

4.1. Analiza korozijske nevarnosti vzdolž trase naftovodov se izvaja na podlagi podatkov o korozijski nevarnosti tal, vključno z mikrobiološkimi podatki, prisotnostjo in naravo blodečih tokov, prisotnostjo območij. dolgo časa bili brez zaščite.

4.2. Zbiranje in analiza statističnih podatkov o stanju delovanja protikorozijske zaščite raziskovanega odseka naftovoda za celotno obdobje pred celovitim raziskovanjem: tehnološke značilnosti objektov ECP, podatki o delovanju objektov elektrokemijske zaščite za preteklo obdobje delovanje, podatki o stanju izolacije.

4.3. Izvajanje kompleksa elektrometričnih del:

O lokalizaciji napak in oceni prehodne upornosti izolacijske prevleke z metodo potencialnega gradienta, metodo oddaljene elektrode in drugimi metodami;

Z merjenjem zaščitnega potenciala po dolžini in v območjih blodečih tokov - po dolžini in času;

Z merjenjem korozijskih karakteristik zemljine – specifični upor zemljine, polarizacijske karakteristike zemljine.

4.4. Določanje korozijsko nevarnih mest na podlagi obdelave in analize geodetskih podatkov.

4.5. Odpiranje naftovoda na korozivnih mestih v postopku inšpekcije s pripravo poročil o vrtanju, odpravo izolacijskih napak in korozijskih poškodb s strani operativnih služb.

4.6. Rešitev računskih in analitičnih problemov za zagotavljanje korozijske varnosti naftovoda:

4.6.1. Ocena izolacije, vključno z:

Napovedovanje sprememb njegovih fizikalnih in kemijskih lastnosti skozi čas;

Ocena preostale življenjske dobe izolacije;

Določitev optimalnega obdobja in zaporedja popravil izolacije odsekov.

4.6.2. Ugotavljanje tehničnega stanja objektov ECP:

Skladnost namestitvenih parametrov z regulativnimi dokumenti;

Tehnično stanje elementov naprav ECP;

Napovedovanje sprememb parametrov naprav ECP skozi čas;

Razvoj ukrepov za optimizacijo dela in čas popravila objektov ECP.

4.6.3. Ocena korozijskega stanja naftovoda.

4.7. Izdelava poročila o pregledu z izdajo priporočil za izboljšanje integrirane zaščite naftovodov.

4.8. Po potrebi izdelava projekta za popravilo in rekonstrukcijo objektov ECP na podlagi priporočil raziskave.

4.9. Rezultati raziskave naj bodo 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. GLAVNE DOLOČBE METODOLOGIJE RAZISKOVANJA

5.1. Analiza korozijske nevarnosti vzdolž trase naftovoda

5.1.2. Ocena korozijske nevarnosti vzdolž trase naftovoda se izvaja z namenom prepoznavanja območij, ki zahtevajo prednostno raziskavo z razširjenim seznamom elektrometričnih del.

5.1.3. Ocena korozijske nevarnosti se ne izvaja v primeru, ko so korozivna območja ugotovljena prej.

5.1.4. Merjenje električne upornosti tal se izvaja po Wennerjevem vezju s štirimi elektrodami.

5.1.5. Korozijsko nevarnost zaradi biološke korozije ugotavljamo z mikrobiološko analizo tal po obstoječih metodah.

5.1.6. Nevarnost korozije zaradi blodečih tokov se izračuna po formulah ob upoštevanju razdalje med elektrificirano železnico in naftovoda, razdaljo med vlečnimi postajami in vrsto železniškega toka (DC, AC).

5.1.7. Splošna nevarnost korozije se izračuna ob upoštevanju vrednosti, navedenih v odstavkih. - . Glede na rezultate ocene korozijske nevarnosti se določi zaporedje in obseg pregleda odsekov naftovodov.

5.2. Analiza podatkov o stanju obratovanja protikorozijske zaščite za preteklo obdobje.

5.2.1. Namen analize:

Identifikacija odsekov naftovoda, ki so korozijsko nevarni;

Integralna ocena izolacijske upornosti po odsekih za celotno obdobje delovanja.

5.2.2. Za analizo je potrebno povzeti podatke:

Po rezultatih pregleda naftovoda v jamah po predloženih poročilih o jamah;

Na linijskem odkrivanju napak;

O korozijskih okvarah naftovodov;

Na podlagi predhodnih meritev zaščitnega potenciala in načinov delovanja ECP inštalacij.

5.2.3. Območja, ki so bila poškodovana zaradi korozije, so predmet podrobne študije. Vse korozijske poškodbe je treba primerjati z oceno korozijske nevarnosti, ugotovljeno v prvi fazi pregleda.

5.2.4. Retrospektivna ocena stanja izolacije se izvede glede na izolacijski upor, izračunan iz obratovalnih podatkov enot ECP in porazdelitve potencialne razlike vzdolž cevovoda.

5.3. Izvajanje elektrometričnih del

5.3.1. Iskanje okvarjenih mest v izolaciji poteka na enega od naslednjih načinov:

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 z metodami v skladu z in NTD.

5.3.4. Neprekinjene meritve zaščitnega potenciala se lahko izvedejo na naslednji način:

Metoda oddaljene elektrode;

Z metodo intenzivnih meritev z uporabo izklopa naprav ECP.

5.3.5. Na podlagi meritev se izdela graf porazdelitve zaščitnega potenciala vzdolž cevovoda.

5.4. Rešitev računskih problemov za zagotavljanje korozijske varnosti

5.4.1. Pri ocenjevanju trenutnega stanja izolacije in napovedovanju sprememb njenih parametrov se rešujejo naslednje naloge:

Podajte celovito oceno upora njegovemu enosmernemu toku;

Določite fizikalno-kemijske lastnosti izolacije;

Izračunajte preostali vir izolacije;

Določite optimalno obdobje ponovne izolacije naftovoda.

5.4.2. Določanje parametrov objektov ECP in napovedovanje sprememb njegovih parametrov skozi čas.

Izračuni so narejeni na podlagi začetnih podatkov:

Električni parametri katodnih in tekalnih instalacij;

Značilnosti potnega lista objektov ECP;

Strukturni in električni parametri ozemljitve anode;

Podatki periodične kontrole naprav ECP.

5.4.3. Ocena preostale življenjske dobe elementov naprav ECP se izvaja:

Za instalacije katodne zaščite:

Anodna ozemljitev;

katodni pretvornik;

drenažna linija;

Zaščitna tla.

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 dolžini;

Varnost cevovoda skozi čas.

5.5. Ocena korozijskega stanja naftovoda se izvaja z namenom identifikacije najbolj korozivnih 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 vpisujejo v obrazec, ki ga določa NTD 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 področja in roke za popravilo izolacije.

5.6.3. Na podlagi podatkov o delovanju objektov ECP in študije izvedljivosti o preostali življenjski dobi in optimizaciji je treba določiti ukrepe za izboljšanje sistema ECP za zagotavljanje zahtevane zaščite po dolžini in času.

 

Morda bi bilo koristno prebrati:

• Hadis z navodili preroka Mohameda na temo družine;
• Sura pred poškodbami in očmi. Recitacija due za otroke. Molitve za različne priložnosti pri Tatarih;
• Video o postu v mesecu ramadanu;
• Seznam uporabljene literature;
• Katere prednosti je treba navesti v življenjepisu?;
• Metode za diagnosticiranje osebnostne motivacije;
• Kaj morajo vedeti podrejeni?;
• Verbaliziranje svojih občutkov;