Mevcut ana gaz ve petrol boru hatlarının korozyon durumunun ve elektrokimyasal koruma modlarının kapsamlı incelenmesi. Isıtma ağlarının korozyon durumunun değerlendirilmesi

Goncharov, Alexander Alekseevich

Akademik derece:

Teknik Bilimler Adayı

Tez savunmasının yapılacağı yer:

Orenburg

HAC özel kodu:

Uzmanlık:

Malzemelerin kimyasal direnci ve korozyona karşı koruma

Sayfa sayısı:

Bölüm 1. ONGCF'deki trafo istasyonlarının ve ekipmanlarının çalışma koşullarının ve teknik durumunun analizi.

1.1 Metal yapıların çalışma koşulları.

1.2. OGKM tesislerinin operasyonel özelliklerinin sağlanması.

1.3. TP'nin ve OGKM ekipmanının korozyon durumu.

1.3.1. Boru ve TP'nin korozyonu.

1.3.2 Gaz arıtma tesisinin iletişim ve ekipmanlarının korozyonu.

1.3.3 OGPP ekipmanının korozyon durumu.

1.4. Kalan ömrü belirleme yöntemleri.

Bölüm 2. OOGCF'nin ekipmanına ve boru hatlarına verilen hasarın nedenlerinin analizi.

2.1. Saha ekipmanı ve boru hatları.

2.2. Boru hatlarının bağlanması.

2.3. OGPP'nin ekipmanı ve boru hatları.

2.4. Arıtılmış gaz boru hatları.

2. Bölüme ilişkin sonuçlar.

Bölüm 3. OOGKM'de güvenilirlik özelliklerinin belirlenmesi ve ekipman ve teknolojik süreçlerin kusurluluğunun tahmin edilmesi.

3.1 Ekipman ve süreç arızalarının analizi.

3.2 Metal yapıların güvenilirlik özelliklerinin belirlenmesi.

3.3 Hat içi ultrasonik test sonuçlarına göre TP'nin korozyon hasarının modellenmesi.

3.4 Boru hattı kusurlarının tahmini.

3. Bölüme ilişkin sonuçlar.

Bölüm 4. Ekipmanın ve teknolojik süreçlerin kalan ömrünü değerlendirme yöntemleri.

4.1. SR çeliklerinin direncindeki değişikliklere dayanarak yapıların hizmet ömrünün tahmini.

4.2. Hidrojen tabakalaşmasına sahip yapıların performansını değerlendirmenin özellikleri.

4.3 Ekipmanın kalan ömrünün belirlenmesi ve

Hasarlı yüzeye sahip TP.

4.3.1 Korozyon hasarının derinliklerinin dağılım parametreleri.

4.3.2 Yüzey hasarı olan yapıların sınır durumları için kriterler.

4.3.3. TP'nin kalan ömrünün tahmin edilmesi.

4.4 Ekipman ve boru hatlarının teşhisine yönelik metodoloji.

4. Bölüme ilişkin sonuçlar.

Tezin tanıtımı (özetin bir kısmı) "Hidrojen sülfür içeren petrol ve gaz sahalarının ekipman ve boru hatlarının korozyon durumu ve dayanıklılığı" konulu

Petrol ve gazda hidrojen sülfürün bulunması, bu alanları geliştirirken ve ekipman ve boru hatlarını (TP) çalıştırırken kaynak ve montaj işleri (W&E) için belirli sınıflarda çelik ve özel teknolojinin kullanılmasını gerektirir. Korozyon önlemleri gereklidir. Kaynaklı yapıların genel ve çukurlaşma korozyonuna ek olarak, hidrojen sülfür, ekipman ve boru hatlarında hidrojen sülfür çatlamasına (HS) ve hidrojen tabakalaşmasına (HS) neden olur.

Hidrojen sülfit içeren petrol ve gaz alanlarındaki metal yapıların çalışması, ekipmanın ve boru hatlarının korozyon durumunun çok yönlü izlenmesinin yanı sıra çok sayıda onarım işiyle ilişkilidir: acil durumların ortadan kaldırılması; yeni kuyuların ve boru hatlarının mevcut olanlara bağlanması; cihazların, kapatma vanalarının, boru hatlarının arızalı bölümlerinin vb. değiştirilmesi.

Orenburg petrol, gaz ve yoğuşma sahasının (ONGKM) boru hatları ve ekipmanları şu anda tasarım standart ömrüne ulaştı. İç ve dış hasarların birikmesi nedeniyle çalışma sırasında bu metal yapıların güvenilirliğinde bir azalma beklenmelidir. TP ve ONGCF ekipmanının teşhisi ve değerlendirilmesi sorunları potansiyel tehlikeşu anda hasar yeterince araştırılmamıştır.

Yukarıdakilerle bağlantılı olarak, hidrojen sülfür içeren petrol ve gaz yoğuşma sahalarının metal yapılarına verilen hasarın ana nedenlerinin belirlenmesi, boru hatları ve ekipmanların teşhisi için yöntemlerin geliştirilmesi ve bunların kalan ömrünün değerlendirilmesi ile ilgili araştırmalar önemlidir.

Çalışma kurallara uygun olarak gerçekleştirildi öncelik yönü bilim ve teknolojinin gelişimi (21 Temmuz 1996 tarihli 2728p-p8) “Ürünlerin, üretimin ve tesislerin güvenliğini sağlamaya yönelik teknoloji” ve 1997-2000'de uygulamaya konulan 16 Kasım 1996 tarihli N 1369 tarihli Rusya Hükümeti Kararı. Ural bölgesi ve Tyumen bölgesi topraklarında TP'nin boru içi teşhisi.

1. Trafo merkezlerinin ve OGKM ekipmanlarının çalışma koşullarının ve teknik durumunun analizi

Tezin sonucu "Malzemelerin kimyasal direnci ve korozyona karşı koruma" konulu Goncharov, Alexander Alekseevich

Ana sonuçlar

1. OOGCF'nin 20 yıllık çalışması sırasında trafo trafo merkezlerinde ve ekipmanlarında meydana gelen hasarın ana nedenleri belirlendi: borular ve boru bağlantıları çukurlaşma korozyonuna ve SR'ye, Noel ağacı ekipmanı - SR'ye maruz kalır; VR'ler CGTU ünitelerinde 10 yıllık çalışmadan sonra ortaya çıkar; oyuklanma korozyonu nedeniyle cihaz parçaları arızalanır; TP'nin kusurlu kaynaklı bağlantıları SR'ye maruz kalır, TP metalinde 15 yıllık çalışmadan sonra SR meydana gelir; kapatma ve kontrol vanaları, sızdırmazlık elemanlarının gevrekleşmesi nedeniyle sıkılığını kaybeder; OGPP cihazları çukurlaşma korozyonuna maruz kalır, VR ve SR nedeniyle cihaz arızaları meydana gelir; ısı değişim ekipmanı, tüpler arası boşluğun tuz birikintileri ile tıkanması ve metalin çukurlaşma korozyonu nedeniyle arızalanır; pompa arızaları yatakların tahrip edilmesinden, pistonlu kompresör arızaları ise piston çubuklarının ve pimlerinin tahrip edilmesinden kaynaklanır; Arıtılmış gaz transformatörü arızalarının çoğu, kaynaklı bağlantılardaki kusurlardan dolayı meydana gelir.

2. 1.450'den fazla TP ve ekipman arızasını içeren otomatik bir veri tabanı oluşturuldu ve bu, yapısal arızaların zaman dağılımındaki modellerin tanımlanmasını mümkün kıldı. aynı nedenler: Hizmet ömrünün artmasıyla birlikte oyuklanma korozyonu, mekanik hasar, sızdırmazlık kaybı ve BP nedeniyle oluşan arızaların sayısı da artar; SR'den kaynaklanan arızaların sayısı ise OOGCF'nin çalıştığı ilk beş yılda maksimum olup, daha sonra azalarak hemen hemen aynı seviyede kalmaktadır.

3. Gaz arıtma tesisi ve gaz arıtma tesisi arızalı cihazlarının ortalama arızasız çalışma süresinin, planlanan projenin 1,3-1,4 katını aşarak 10-2 yıl olduğu tespit edilmiştir. TP ONGKM'nin ortalama başarısızlık oranı

3 1 bileşen 1,3-10 "yıl", gaz boru hatları ve yoğuşma boru hatlarının arıza oranı değerlerinin karakteristik sınırları dahilindedir. Orta yoğunluk

3 1 boru arızası 1,8-10 "yıl"dır. OGPP cihazlarının ortalama arıza oranı 5-10"4 yıl"1 olup, nükleer santraller için bu göstergeye yakındır (CGTP cihazlarının ortalama arıza oranı).

168, 13-10"4 yıl"1'e eşittir ve OGPP cihazları için bu karakteristikten 2,6 kat daha yüksektir; bu, temel olarak hidrojensiz katmanlaşmaya sahip UKPG cihazlarının değiştirilmesiyle açıklanmaktadır.

4. Kusur sayısının trafo merkezinin çalışma moduna bağımlılığı belirlenmiş ve üzerinde korozyon lezyonlarının oluşumunu tahmin etmek için bir regresyon modeli oluşturulmuştur. iç yüzey TP. Hat içi arıza tespiti sonuçlarına göre trafo merkezlerinin korozyon durumunun modellenmesi, trafo merkezlerinin en ekonomik ve güvenli çalışma modlarını belirlememizi sağlar.

5. Değerlendirme yöntemleri geliştirildi:

Metallerin hidrojen sülfür çatlamasına karşı direncindeki değişiklikler için ekipmanın kalan ömrü ve teknolojik süreçler;

Hidrojen tabakalaşmasının tespit edildiği yapıların periyodik izlemeye tabi performansı;

Yüzey korozyon hasarına ve iç metalurjik kusurlara sahip kabuk yapılarının sınır durumları için kriterler;

Yüzeyde korozyon hasarı nedeniyle ekipmanın ve TP'nin kalan ömrü.

Yöntemler, sökülen cihazların sayısındaki azalmayı haklı çıkarmayı ve TP'nin kusurlu bölümlerinin planlanan kesim sayısını büyüklük sırasına göre azaltmayı mümkün kıldı.

6. Ekipmanın ve teknolojik süreçlerin teknik durumunun izlenmesinin sıklığını, yöntemlerini ve kapsamını, kusur türlerini ve potansiyel tehlikelerini değerlendirmeye yönelik işaretleri ve daha ileri koşullar için koşulları belirleyen, ekipman ve teknolojik süreçleri teşhis etmek için bir yöntem geliştirilmiştir. yapıların işletilmesi veya onarımı. Metodolojinin ana hükümleri “Proses Ekipmanları ve Boru Hatlarının Teşhisine İlişkin Yönetmelik P”ye dahil edilmiştir. Orenburggazprom"Hidrojen sülfür içeren ortamlara maruz kalma", RAO GAZPROM ve Rusya'dan Gosgortekhnadzor tarafından onaylanmıştır.

Tez araştırması için referans listesi Teknik Bilimler Adayı Goncharov, Alexander Alekseevich, 1999

1. Akimov G.V. Metal korozyonunu incelemek için teori ve yöntemler. M.Ed. SSCB Bilimler Akademisi, 1945, 414 s.

2. Andreykiv A.E. Panasyuk V.V. Metallerin hidrojen gevrekleşmesinin mekaniği ve yapısal elemanların mukavemet hesaplaması / AN Ukrayna SSR. Fizik-mekanik. Lvov Enstitüsü, 1987. -50 s.

3. Archakov Yu.I., Teslya B.M., Starostina M.K. ve diğerleri. Kimyasal üretim ekipmanlarının korozyon direnci. JL: Kimya, 1990. 400 s.

4.Bolotin V.V. Olasılık teorisi ve güvenilirlik teorisi yöntemlerinin yapısal hesaplamalarda uygulanması. -M.: Stroyizdat, 1971.-255 s.

5. VSN 006-89. Ana ve saha boru hatlarının inşaatı. Kaynak. Petrol ve Gaz İnşaat Bakanlığı. M., 1989. - 216 s.

6. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. Boru hatları ve ekipmanların korozyonunu izleme yöntemleri // Kimya ve petrol mühendisliği. 1997. -No.2. - S.70-76.

7. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Grintsov A.S., Kushnarenko V.M. İfade etmek-. Hidrojen sülfit çatlamasına karşı metal direncinin değerlendirilmesi. // Kimya ve petrol mühendisliği. 1998. - Sayı. 5. - S. 34-42.

8. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Hidrojen sülfür içeren petrol ve gaz sahalarındaki ekipmanların korozyonu ve korunması. M.: Nedra.- 1998.-437 s.

9. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M. Hidrojen içeren ortamlarla temas halinde olan yapıların kaynaklı bağlantılarının izlenmesi için yöntemler // Kaynak üretimi. 1997. -No. 12. - S. 18-20.

10. Gafarov N.A., Goncharov A.A., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N. Hat içi teşhis/Uluslararası Kongre "Zashchita-98" sonuçlarına göre TP'nin korozyon durumunun modellenmesi. M. 1998. - S. 22.

11. Goncharov A.A., Ovchinnikov P.A. İşletme tesislerinde 19998 yılı teşhis çalışmalarının analizi " Orenburggazprom"ve 1999'daki "Teşhis Yönetmeliği"nin uygulanması açısından iyileşme beklentileri.

12. Goncharov A.A., Nurgaliev D.M., Mitrofanov A.B. Ve diğerleri. Orenburggazprom işletmesinin hidrojen sülfür içeren ortama maruz kalan teknolojik ekipmanlarının ve boru hatlarının teşhisine ilişkin düzenlemeler M.: 1998.-86 s.

13. Goncharov A.A. Ekipman ve boru hatlarının teşhis organizasyonu P " Orenburggazprom", kaynaklarını tükettiler. Uluslararası NT seminerinin materyalleri. M.: IRC Gazprom. - 1998. - S.43-47.

14. Goncharov A.A. Proses ekipmanlarının ve boru hatlarının operasyonel güvenilirliği//Gaz Endüstrisi.-1998.-No. 7. S. 16-18.

15. Goncharov A.A., Chirkov Yu.A. OGKM boru hatlarının kalan ömrünün tahmin edilmesi. Uluslararası NT seminerinin materyalleri. M.: IRC Gazprom. - 1998. - S.112-119.

16. GOST 11.007-75 Weibull dağılım parametreleri için tahminleri ve güven sınırlarını belirleme kuralları.

17. GOST 14249-89. Gemiler ve cihazlar. Mukavemet hesaplama normları ve yöntemleri.

18. GOST 14782-86. Tahribatsız test. Kaynaklı bağlantılar. Ultrasonik yöntemler.

19. GOST 17410-78. Tahribatsız test. Sorunsuz silindirik metal borular. Ultrasonik kusur tespit yöntemleri.

20. GOST 18442-80. Tahribatsız test. Kılcal yöntemler. Genel Gereksinimler.

21. GOST 21105-87. Tahribatsız test. Manyetik parçacık yöntemi.

22.GOST 22727-88. Çarşaf kiralama. Ultrasonik test yöntemleri.

23. GOST 24289-80. Tahribatsız girdap akımı testi. Terimler ve tanımlar.

24.GOST 25221-82. Gemiler ve cihazlar. Alt kısımlar ve kapaklar boncuklu değil küreseldir. Mukavemet hesaplama normları ve yöntemleri.

25. GOST 25859-83. Çelik kaplar ve aparatlar. Düşük çevrimli yükler altında mukavemetin hesaplanmasına yönelik standartlar ve yöntemler.

26. GOST 27.302-86. Teknolojide güvenilirlik. Teknik durum parametresinin izin verilen sapmasını belirleme ve kalan ömrü tahmin etme yöntemleri bileşenler makine üniteleri.

27. GOST 28702-90. Tahribatsız test. Ultrasonik temas kalınlığı ölçerler. Genel teknik gereksinimler

28. GOST 5272-68. Metallerin korozyonu. Şartlar.

29. GOST 6202-84. Gemiler ve cihazlar. Destek yüklerinin etkisi altında kabukların ve tabanların mukavemetini hesaplamak için standartlar ve yöntemler.

30. GOST 9.908-85. Metaller ve alaşımlar. Korozyon göstergelerini ve korozyon direncini belirleme yöntemleri.

31. Gumerov A.G., Gumerov K.M., Roslyakov A.B., Uzun vadeli petrol boru hatlarının hizmet ömrünü uzatmaya yönelik yöntemlerin geliştirilmesi. -M.: VNIIOENG, 1991.

32. Dubovoy V.Ya., Romanov V.A. Hidrojenin çeliğin mekanik özellikleri üzerindeki etkisi // Çelik. 1974. - T. 7. - N 8. - S. 727 - 732.

33. Dyakov V.G., Shreider A.B. Petrol rafinerisi ve petrokimya endüstrilerindeki ekipmanların hidrojen sülfit korozyonuna karşı korunması. -M .: TsNIITeneftekhim, 1984. 35 s.

34.Zayvochinsky B.I. Ana ve proses boru hatlarının dayanıklılığı. Teori, hesaplama yöntemleri, tasarım. M.: Nedra. 1992. -271 s.

35. Zakharov Yu.V. Hidrojen sülfür çözeltisinde stresin çeliğin plastisitesine etkisi. // Petrol ve gaz endüstrisinde korozyon ve koruma. -1975. -N10.-S. 18-20.

36. Iino I. Hidrojen şişmesi ve çatlaması - VTsP N B-27457, 1980, Boseku Gijutsu, t.27, N8, 1978, s. 312-424'ün çevirisi.

37. Ana gaz boru hatlarının doğrusal kısmının girdap akımı testi için talimatlar - M .: RAO Gazprom, VNIIGAZ. 1997 - 13 s.

38. Hidrojen sülfite dayanıklı vanaların giriş muayenesine ilişkin talimatlar. M.: VNIIGAZ. 1995. - 56 s.

39. Ana gaz boru hatlarının doğrusal kısmının işletimi ve revizyonu sırasında inceleme, reddetme ve onarım talimatları. M.VNIIGaz, 1991 -12 sn.

40. Saha boru hatları içinde inhibitör korumasına yönelik malzeme ve teknolojileri destekleyen ilk veriler. Araştırma raporu // Donetsk. YUZHNIIGIPROGAZ. 1991. - 38 s.172

41. Karpenko G.V., Kripyakevich R.I. Hidrojenin çeliğin özelliklerine etkisi - M.: Metallurgizdat, 1962. 198 s.

42. Kostetsky B.I., Nosovsky I.G. ve diğerleri, Makinelerin güvenilirliği ve dayanıklılığı. -"Teknik". 1975. -408 s.

43. Sabit buhar ve sıcak su kazanları ile buhar ve boru hatları sıcak su. Mukavemet hesaplama standartları. OST 108.031.02 75. -L.: TsKTI, 1977. -107 s.

44. Kushnarenko V.M., Grintsov A.S., Obolentsev N.V. Metalin OGKM'nin çalışma ortamı ile etkileşiminin kontrolü - M.: VNIIEgazprom, 1989. - 49 s.

45. Livshits L.S., Bakhrakh L.P., Stromova R.P. ve diğerleri Düşük karbonlu alaşımlı çeliklerin sülfür çatlaması // Boru hatlarının, kuyuların, gaz üretimi ve gaz işleme ekipmanlarının korozyonu ve korunması. 1977. - N 5. - S. 23 - 30.

46. ​​​​Malov E.A. Petrol ve gaz endüstrisinin ana ve saha boru hatlarındaki kazaların durumu hakkında // Seminerin özetleri, 23-24 Mayıs 1996. M. Merkezi Rusya Bilgi Evi, s. 3-4.

47. Mannapov R.G. Yüzey tahribatı sırasında kimyasal ve petrol ekipmanlarının güvenilirliğinin değerlendirilmesi. KhN-1, TsINTIKHIMNEFTEMASH, Moskova, 1988.-38 s.

48. OGKM'de değişen koşullar için korozyonun değerlendirilmesi ve tahmin edilmesine yönelik yöntem. Araştırma raporu // Tüm Rusya Doğal Gaz Araştırma Enstitüsü.-M.: 1994.28 s.

49. RAO GAZPROM'un kompresör istasyonlarında ve takviye kompresör istasyonlarında basınç altında çalışan kapların / toz toplayıcıların, filtre ayırıcıların vb. / kalan hizmet ömrünü değerlendirme metodolojisi.// JSC TsKBN RAO GAZPROM, 1995, 48 s.

50. Teknolojik çelik boru hatlarının kalan ömrünün olasılıksal değerlendirmesi için metodoloji. M.: NTP "Boru Hattı", 1995 (Rusya Gosgortekhnadzor tarafından 11 Ocak 1996'da onaylandı)

51. Hidrojen sülfür içeren ortamlarda çalışan ekipman ve cihazların teknik durumunun teşhis edilmesine yönelik metodoloji. (30 Kasım 1993 tarihinde Rusya Yakıt ve Enerji Bakanlığı tarafından onaylanmıştır. 30 Kasım 1993 tarihinde Rusya Gosgortekhnadzor tarafından kabul edilmiştir)

52. Petrol rafinerisi, petrokimya ve kimya tesislerinde proses ekipmanının kalan hizmet ömrünün değerlendirilmesine yönelik metodoloji, Volgograd, VNIKTI petrokimya ekipmanı, 1992.

53. Mazur I.I., Ivantsov O.M., Moldovanov O.I. Boru hatlarının yapısal güvenilirliği ve çevre güvenliği. M.: Nedra, 1990. - 264 s.

54. Kırılma mekaniği / Ed. D. Templina M.: Mir, 1979.- 240 s.

55. Petrol rafinerisi boru hatlarının, kaplarının, aparatlarının ve korozyona maruz kalan petrol arıtma tesislerinin teknolojik bloklarının kalan ömrünü tahmin etmeye yönelik metodoloji - M.: MINTOPENERGO. -1993.- 88 s.

56. Gaz boru hatlarının hizmet ömrünü değerlendirme metodolojisi. M.IRC Gazprom, 1997 - 84 s.

57. Yönergeler Korozyon koşullarının teşhis muayenesi ve yer altı boru hatlarının korozyona karşı kapsamlı korunması hakkında. -M.: SOYUZENERGOGAZ, GAZPROM, 1989. 142 s.

59. Mirochnik V.A., Okenko A.P., Sarrak V.I. Hidrojen varlığında ferrit-perlit çeliklerinde kırılma çatlağının başlatılması // FHMM - 1984. N 3. -S. 14-20.

60. Mitenkov F.M., Korotkikh Yu.G., Gorodov G.F. ve diğerleri. Uzun süreli işletme sırasında makine yapımı yapılarının kalan ömrünün belirlenmesi ve gerekçelendirilmesi. //Makine mühendisliği ve makine güvenilirliği sorunları, N 1, 1995.

61.MSKR-01-85. Çeliklerin hidrojen sülfür korozyon çatlamasına karşı direncini test etme metodolojisi - M.: VNIINMASH, 1985. 7 s.

62. Nekashimo A., Iino M., Matsudo H., Yamada K. Hidrojen sülfit içeren ortamlarda çalışan çelik boru hatlarının hidrojenle kademeli olarak çatlaması. Nippon Steel Corporation'ın İzahnamesi, Japonya, 1981.P. 2 40.

63. Nükleer santrallerin reaktörlerinin, buhar jeneratörlerinin, gemilerinin ve boru hatlarının, deneysel ve araştırma nükleer reaktörlerinin ve tesislerinin elemanlarının mukavemetinin hesaplanmasına yönelik standartlar. M.: Metalurji, 1973. - 408 s.

64. Nurgaliev D.M., Gafarov N.A., Akhmetov V.N., Kushnarenko V.M., Shchepinov D.N., Aptikeev T.A. Hat içi kusur tespiti sırasında boru hatlarının kusurluluğunu değerlendirmek. Altıncı uluslararası bir iş toplantısı"Teşhis-96" - Yalta 1996 - M .: IRC GAZPROM. s.35-41.

65. Nurgaliev D.M., Goncharov A.A., Aptikeev T.A. Boru hatlarının teknik teşhisi için metodoloji. Uluslararası NT seminerinin materyalleri. M.: IRC Gazprom. - 1998. - S. 54-59.m

67. Pavlovsky B.R., Shchugorev V.V., Kholzakov N.V. Hidrojen teşhisi: uygulama deneyimi ve beklentileri // Gaz endüstrisi. -1989. Cilt 3.-S. 30-31

68. Pavlovsky B.R. ve diğerleri Islak hidrojen sülfür içeren gazın taşınmasını sağlayan bağlantı boru hatlarının kaynağı sorunu üzerine uzmanlık: Araştırma raporu // AOOT. VNIINEFTEMASH.-M., 1994.-40 s.

69.PB 03-108-96. Proses boru hatlarının tasarımı ve güvenli işletimi için kurallar. M.: NPO OBT, 1997 - 292 s. (Rusya'dan Gosgortekhnadzor tarafından 03/02/1995 tarihinde onaylanmıştır)

70. Perunov B.V., Kushnarenko V.M. Hidrojen sülfür içeren ortamları taşıyan boru hatlarının yapım verimliliğinin arttırılması. M.: Informneftegazstroy. 1982. Sayı. 11. - 45 sn.

71. Petrov N.A. Katodik polarizasyon sırasında yer altı boru hatlarında çatlak oluşumunun önlenmesi. M.: VNIIOENG, 1974. - 131 s.

72.PNAE G-7-002-86. Nükleer santrallerin ekipman ve boru hatlarının gücünü hesaplamak için standartlar. M.: ENERGOATOMİZDAT, 1986

73.PNAE G-7-014-89. Nükleer santrallerin temel malzemelerinin (yarı mamul ürünler), kaynaklı bağlantılarının ve ekipman ve boru hatlarının yüzey kaplamasının izlenmesi için birleşik yöntemler. Ultrasonik muayene. Bölüm 1. M.: ENERGOATOMİZDAT, 1990.

74.PNAE G-7-019-89. Nükleer santrallerin temel malzemelerinin (yarı mamul ürünler), kaynaklı bağlantılarının ve ekipman ve boru hatlarının yüzey kaplamasının izlenmesi için birleşik yöntemler. Sızdırmazlık kontrolü. Gaz ve sıvı yöntemleri. ENERGOATOMİZDAT, Moskova, 1990

75. Paul Moss. İngiliz Gazı. Eski sorunlar yeni çözümler. "NEFTEGAZ-96" sergisinde "Neftegaz". M.: - 1996. - S. 125-132.

76. Polovko A.M. Güvenilirlik teorisinin temelleri.-M.: “Bilim”, 1964.-446 s.

77. İşletmedeki bağlantı parçaları, borular ve bağlantı parçalarının giriş muayenesine ilişkin düzenlemeler " Orenburggazprom" Onaylı " Orenburggazprom» 26 Kasım 1996 Rusya Devlet Madencilik ve Teknik Denetiminin Orenburg bölgesi tarafından 20 Kasım 1996'da kabul edilmiştir175

78. Yakıt ve enerji kompleksinin patlayıcı üretim tesislerinin teknolojik ekipmanlarının teşhis edilmesine ilişkin prosedüre ilişkin düzenlemeler. (24 Ocak 1993 tarihinde Rusya Yakıt ve Enerji Bakanlığı tarafından onaylanmıştır. 25 Aralık 1992 tarihinde Rusya Gosgortekhnadzor tarafından kabul edilmiştir)

79. Endüstriyel enerjiye yönelik buhar ve sıcak su kazanlarının teknik teşhis sistemine ilişkin düzenlemeler. -M.: NGP "DIEX" 1993. 36'lar.

80. Gaz üretim işletmeleri için saha ekipmanlarının bakım ve planlı önleyici onarımlarına ilişkin düzenlemeler - Krasnodar: PA Soyuzorgenergogaz - 1989. - 165 s.

81. Boru hatlarının uzman teknik teşhisine ilişkin düzenlemeler, Orenburg, 1997. 40 s.

82. Polozov V.A. Ana gaz boru hatlarına zarar verme tehlikesi kriterleri. // M. Gaz endüstrisi No. 6, 1998

83. Basınçlı kapların tasarımı ve güvenli çalışması için kurallar. (PB 10-115-96).- M.: PIO OBT.- 1996.- 232 s.

84.R50-54-45-88. Hesaplamalar ve dayanıklılık testleri. Makine elemanlarının ve yapılarının gerilim-gerinim durumunu belirlemek için deneysel yöntemler - M.: VNIINMASH. 1988 -48 s.

85. R 54-298-92. Hesaplamalar ve dayanıklılık testleri. Malzemelerin hidrojen sülfit içeren ortamlara direncini belirleme yöntemleri M.: RUSYA GOSSTANDART, VNIINMASH, OrPI. 26 s.

86.RD 09-102-95. Rusya Devlet Madenciliği ve Teknik Denetimi tarafından denetlenen, potansiyel olarak tehlikeli nesnelerin kalan ömrünün belirlenmesine yönelik yönergeler. -M.: Gosgortekhnadzor. Hızlı. 11/17/95 tarihli N 57. 14 s.

87.RD 26-02-62-97. Aşındırıcı hidrojen sülfür içeren ortamlarda çalışan kapların ve aparatların elemanlarının mukavemetinin hesaplanması. M.: VNIINeftemash, TsKBN, 1997.

88.RD 26-15-88. Gemiler ve cihazlar. Flanş bağlantılarının mukavemetini ve sıkılığını hesaplamak için standartlar ve yöntemler. M.: NIIKHIMMASH, UkrNII-KHIMMASH, VNIINEFTEMASH. - 1990 - 64 s.

89.RD 34.10.130-96. Görsel ve ölçüm kontrolü için talimatlar. (15 Ağustos 1996 tarihinde Rusya Federasyonu Yakıt ve Enerji Bakanlığı tarafından onaylanmıştır)

90.RD 39-132-94. Petrol sahası boru hatlarının işletimi, muayenesi, onarımı ve reddedilmesine ilişkin kurallar. M.: NPO OBT - 1994- 272 s.

92.RD-03-131-97. Gemilerin, aparatların, kazanların ve proses boru hatlarının akustik emisyon testlerini organize etmek ve yürütmek için kurallar. (Rusya Gosgortekhnadzor'un 11 Kasım 1996 tarih ve 44 sayılı Kararı ile onaylanmıştır.)

93.RD-03-29-93. Buhar ve sıcak su kazanlarının, basınçlı kapların, buhar ve sıcak su boru hatlarının teknik muayenesinin yapılmasına ilişkin yönergeler M.: NPO OBT, 1994.

94. RD26-10-87 Yönergeleri. Yüzey tahribatı sırasında kimyasal ve petrol ekipmanlarının güvenilirliğinin değerlendirilmesi. M.OKSTU 1987, 30 s.

95.RD-51-2-97. Boru hattı sistemlerinin hat içi denetimi için talimatlar. M.: IRC Gazprom, 1997 48 s.

100.Rosenfeld I.L. Korozyon inhibitörleri.-M.: Chemistry, 1977.-35 e.,

101.Sarrak V.I. Hidrojen kırılganlığı ve çeliğin yapısal durumu //MITOM. 1982. - N 5. - S. 11 - 17.

102. Severtsev N.A. Karmaşık sistemlerin operasyon ve testlerde güvenilirliği. -M.: Lise. 1989.- 432 s.

103. SNiP Sh-42-80 Ana boru hatları. M.: Stroyizdat, 1981. - 68 s.

104.SNiP 2.05.06-85*. Ana boru hatları M.: Rusya İnşaat Bakanlığı. GÜL TsPP, 1997. -60 s.

105.SNiP 3.05.05-84. Teknolojik ekipman ve proses boru hatları. 1 Ocak 1984'te SSCB Petrol ve Kimya Endüstrisi Bakanlığı tarafından onaylandı.

106. Ekşi petrol gazının taşınması için çelik ana borular. Nippon Kokan LTD'nin İzahnamesi, 1981. 72 s.

107. IEC standardı. Sistem güvenilirliğini analiz etme teknikleri. Arızaların türünü ve sonuçlarını analiz etme yöntemi. Yayın 812 (1985). M.: 1987.

108. Steklov O.I., Bodrikhin N.G., Kushnarenko V.M., Perunov B.V. Hidrojen açısından zengin ortamlarda çeliklerin ve kaynaklı bağlantıların testi. - M.: - Metalurji. - 128 s.

109. Tomashov N.D. Korozyon teorisi ve metallerin korunması. M.Ed. SSCB Bilimler Akademisi, 1960, 590 s.

110. Ord K.P., Dunford D.H., Mann E.S. Korozyon ve yorulma çatlaklarını tanımlamak için mevcut boru hatlarında kusur tespiti. "Teşhis-94" - Yalta 1994 - M.: IRC GAZPROM - S.44-60.17?

111. F.A. Khromchenko, Kazan boruları ve buhar boru hatlarının kaynaklı bağlantılarının güvenilirliği. M.: Energoizdat, 1982. - 120 s.

112. Shreider A.V., Shparber I.S., Archakov Yu.I. Hidrojenin petrol ve kimyasal ekipman üzerindeki etkisi - M.: Mashinostroenie, 1979. - 144 s.

113. İsveçli M.M. Hidrojenin etkisi altında demir ve çeliğin operasyonel özelliklerinde meydana gelen değişiklikler. Kiev: Naukova Dumka, 1985. - 120 s.

114. Yakovlev A.I. Hidrojen sülfürün metaller üzerindeki aşındırıcı etkisi. VNIIEgazprom, M.: 1972. 42 s.

115. Yamamota K., Murata T. Islak ekşi gaz ortamında çalıştırılmaya yönelik petrol kuyusu borularının geliştirilmesi // "Nippon Steel Corp." şirketinin teknik raporu - 1979. - 63 s.

116. ANSI/ASME B 31G-1984. Aşınmış Boru Hatlarının Kalan Mukavemetinin Belirlenmesi Kılavuzu. BENİM GİBİ. New York.13 0 İngiliz Gaz Mühendisliği Standardı BGC/PS/P11. 42 s.

117.Biefer G.I. Ekşi Ortamlarda Boru Hattı Çeliğinin Adım Adım Çatlaması // Malzeme Performansı, 1982. - Haziran. - S.19 - 34.

118. Marvin C.W. Korozyonlu Borunun Dayanımının Belirlenmesi. // Malzeme koruması ve performansı. 1972. - V. 11. - S. 34 - 40.

119. NACE MR0175-97.Malzeme Gereksinimleri. Petrol Sahası Ekipmanları için Sülfür Stres Çatlama Direnci Metalik Malzemeler.l997. 47 s.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Ekşi Gaz Servisi için Yeni Yemek Borusu Çeliklerinin Geliştirilmesi // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- S.66-78.

121. O"Grandy T.J., Hisey D.T., Kiefner J.F., Basınç hesaplaması geliştirilmiş korozyonlu boru için//Oil and Gas J.-1992.-No. 42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hidrojenleme Çelik. Bergama Matbaası L. 1962. 152 s.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., Çeşitli Ticari Türlerin Hidrojen Kaynaklı Çatlama Duyarlılıkları. Islak Hidrojen Sülfür Altında Haddelenmiş Çelikler // Ortam. Sumitomo Araması. 1978. - N 19. - S. 103-111.

124. Thomas J. O'Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Aşınmış boru için basınç hesaplaması Ekim 1992. S. 84-89.

125. NACE Standardı TM0177-96. Standart Test Yöntemi H2S Ortamlarında Belirli Çevresel Çatlama Formlarına Karşı Direnç Açısından Metallerin Laboratuvar Testi. 32:00

126. NACE Standardı TM0284-96 Standart Test Yöntemi Boru Hattı ve Basınçlı Kap Çeliklerinin Hidrojen Kaynaklı Çatlamaya Karşı Direnci Açısından Değerlendirilmesi. akşam 10.

127. Townsend H. Yüksek Garip Çelik Telin Hidrojen Sülfür Gerilme Korozyonu Korozyonu // Korozyon.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Yukarıda sunulan bilimsel metinlerin yalnızca bilgilendirme amaçlı olarak yayınlandığını ve orijinal tez metni tanıma (OCR) yoluyla elde edildiğini lütfen unutmayın. Bu nedenle kusurlu tanıma algoritmalarıyla ilişkili hatalar içerebilirler.
İÇİNDE PDF dosyaları Sunduğumuz tezlerde ve özetlerde bu tür hatalar bulunmamaktadır.

B. İÇİNDE. Koşkin, İÇİNDE. N. Şçerbakov, İÇİNDE. YU. Vasilyev, GOUVPO "Moskova durum Çelik Enstitüsü Ve Alaşımlar (teknolojik Üniversite) » ,

Üniter Devlet Teşebbüsü "Mosgortepelo"

Teorik açıdan oldukça uzun süredir geliştirilen ve laboratuvar koşullarında yaygın olarak kullanılan, korozyon davranışını değerlendirme, izleme, teşhis etme, tahmin etme ve korozyon hızlarını belirlemeye yönelik elektrokimyasal yöntemler, işletme koşullarında korozyon durumunu değerlendirmek için kullanılmaya başlandı. sadece son 5-10 yılda.

Ayırt edici özellik elektrokimyasal değerlendirme yöntemleri, malzemenin ve aşındırıcı ortamın eşzamanlı tepkisi ile korozyon durumunu (sürekli dahil) gerçek zamanlı olarak belirleme yeteneğidir.

Çalışma koşulları altında korozyon durumunu değerlendirmek için en yaygın kullanılan yöntemler, polarizasyon direnci (galvano ve potansiyostatik), rezistometrik ve empedans yöntemleridir. İlk ikisi pratik uygulama aldı. Taşınabilir taşınabilir cihazlarda galvanostatik ölçüm yöntemi kullanılırken, ekipmanların daha karmaşık ve pahalı olması nedeniyle potansiyostatik yöntem ağırlıklı olarak laboratuvar çalışmalarında kullanılmaktadır.

Polarizasyon direnci yöntemi, korozyon akımının belirlenerek korozyon hızının ölçülmesine dayanmaktadır.

Korozyon hızlarını ölçmek için kullanılan mevcut yabancı cihazlar esas olarak polarizasyon direnci ilkesine dayanmaktadır ve korozyon hızını yalnızca ölçülen nesnenin aşındırıcı bir ortama tamamen daldırıldığı koşullar altında yeterli bir doğruluk derecesiyle belirleyebilir; ortamın aşındırıcı aktivitesi pratik olarak belirlenir. Bu ölçüm şeması, korozyon oranlarını değerlendirmek için yabancı cihazlarda (ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna vb. cihazlar) uygulanmaktadır. Cihazlar oldukça pahalıdır ve Rusya koşullarına uyarlanmamıştır. Evsel korozyon ölçüm cihazları, boru hatlarının yapıldığı gerçek çeliklerden bağımsız olarak ortamın agresifliğini belirler ve bu nedenle boru hatlarının çalışma koşulları altında korozyon direncini belirleyemez.

Bu bağlamda MISiS, fiilen kullanılan çeliklerden yapılan ısıtma şebekesi boru hatlarının korozyon oranlarını belirlemek için tasarlanmış bir korozyon ölçer geliştirdi.

Küçük boyutlu korozyon ölçer “KM-MISiS” (Şekil 1), sıfır dirençli hassas bir dijital mikrovoltmetreyi temel alan modern bir element temelinde geliştirilmiştir. Korozyon ölçer, akımsız IR telafisi ile polarizasyon direnci yöntemini kullanarak korozyon hızını ölçmek üzere tasarlanmıştır. Cihaz basit, sezgisel bir kontrol arayüzüne ve sıvı kristal ekranda bilgi giriş/çıkışına sahiptir.

Korozyon ölçer programı, çeşitli çelik kalitelerinin korozyon oranını değerlendirmenize ve sıfırı ayarlamanıza olanak tanıyan parametreleri girme olanağı sağlar. Bu parametreler korozyon ölçüm cihazının üretimi ve kalibrasyonu sırasında ayarlanır. Korozyon ölçer hem korozyon hızının ölçülen değerini hem de “E 2 - potansiyel farkının mevcut değerlerini gösterir. E1» Parametreleri kontrol etmek için.

Korozyon ölçüm cihazının ana parametreleri, Korozyona ve Eskimeye Karşı Birleşik Koruma Sistemine (USZKS) uygundur.

KM-MISiS korozyon ölçer, elektrolitik olarak iletken ortamlarda polarizasyon direnci yöntemiyle korozyon hızını belirlemek için tasarlanmıştır ve enerji sektörü, kimya ve petrokimya endüstrileri, inşaat, makine mühendisliğindeki metal parça ve ekipmanların korozyon hızını belirlemek için kullanılabilir. , çevre koruma ve eğitim ihtiyaçları için.

Deneyimoperasyon

Korozyon ölçer, Moskova'daki ısıtma ağlarının çalışma koşullarında pilot testleri geçti.

Leninsky Prospekt'te testler Ağustos - Kasım 2003'te ısıtma ağlarının birinci ve ikinci devrelerinde (abone 86/80) gerçekleştirildi. Bu bölümde, sensörlerin (çalışma elektrotları) yerleştirildiği ısıtma ağı boru hatlarının birinci ve ikinci devrelerine nozullar kaynaklandı ve bir prototip korozyon ölçer kullanılarak korozyon hızı ve elektrokimyasal parametrelerin günlük ölçümleri yapıldı. Soğutucu parametrelerinin kaydedilmesiyle boru hatlarının iç kısmında ölçümler yapıldı. Soğutucunun ana parametreleri Tablo 1'de verilmiştir.

5 ila 45 dakika arasında farklı sürelerdeki ölçümler için. uzun vadeli testler sırasında ısıtma ağı boru hatlarının korozyon durumunun ana parametrelerini kaydetti. Ölçüm sonuçları Şekil 2'de gösterilmektedir. 2 ve 3. Test sonuçlarından da anlaşılacağı gibi, korozyon hızının başlangıç ​​değerleri, hem birinci hem de ikinci devrelerde test edildiğinde uzun vadeli testlerle iyi bir korelasyon göstermektedir. Birinci devre için ortalama korozyon hızı yaklaşık 0,025 - 0,05 mm/yıl, ikinci devre için ise yaklaşık 0,25 - 0,35 mm/yıldır. Elde edilen sonuçlar, karbon ve düşük alaşımlı çeliklerden yapılmış ısıtma ağı boru hatlarının korozyon direncine ilişkin mevcut deneysel ve literatür verilerini doğrulamaktadır. Kullanılan boru hatlarının çelik kaliteleri belirtilerek daha doğru değerler elde edilebilir. Entuziastov karayolu - Sayanskaya caddesi bölümünde ısıtma ağlarının korozyon durumunun incelenmesi yapıldı. Bu bölgedeki ısıtma ana hattının bazı bölümleri (No. 2208/01 - 2208/03) sıklıkla başarısız oluyor, bu bölgedeki boru hatları
Yığınlar 1999 - 2001'de atıldı. Isıtma ana hattı ileri ve geri dişlerden oluşur. Isıtma ana hattının doğrudan hattının sıcaklığı, 6 atm basınçta yaklaşık 80-120 °C, geri dönüş hattının sıcaklığı ise yaklaşık 30-60 °C'dir. İlkbahar-sonbahar döneminde, ısıtma hattı genellikle yeraltı suyuyla (Terletsky göletlerinin yakınında) ve/veya kanalizasyonla sular altında kalır. Bu alandaki ısıtma ana tesisatı kanallı, kapaklı beton oluklar halinde olup, montaj derinliği yaklaşık 1,5-2 m'dir. Isıtma şebekesindeki ilk sızıntılar 2003 baharında fark edildi, arızalandı ve giderildi. Ağustos - Eylül 2003'te değiştirildi. Denetim sırasında, ısıtma ana kanalı boru çapının yaklaşık 1/3 - 2/3'ü kadar yeraltı suyu veya akıntıyla sular altında kaldı. Isıtma ana boruları fiberglas ile yalıtılmıştır.

Parsel No. 2208/01 - 22008/02. Isıtma ana hattı 1999 yılında döşendi, borular uzunlamasına dikişli, 159 mm çapında, muhtemelen st. 20. Boru hatları, Kuzbass verniği, mineral yünü ve camdan (çatı keçesi veya cam elyafı) yapılmış ısı yalıtımlı bir kaplamaya sahiptir. Bu bölgede, esas olarak kanal taşkın bölgesinde olmak üzere, korozyon lezyonlarına sahip 11 kusurlu bölge bulunmaktadır. Direkt iplik uzunluğu boyunca korozyon lezyonlarının yoğunluğu 0,62 m-1, tersi ise -0,04 m-1'dir. Ağustos 2003'te hizmet dışı.

Parsel No. 2208/02 - 2208/03. 2001 yılında atıldı. Isıtma ana hattının düz hattında baskın korozyon. Değiştirilecek boru hattının arızalı bölümlerinin toplam uzunluğu 82 m'dir. Düz bir çizgide korozyon hasarının yoğunluğu 0,54 m -1'dir. Devlet Üniter Teşebbüsü Mosgorteplo'ya göre boru hatları 10HSND çelikten yapılmış.

Bölüm No. 2208/03 - merkezi ısıtma istasyonu. 2000 yılında dikişsiz borular, muhtemelen Art. 20. İleri ipliğin korozyon lezyonlarının yoğunluğu -0,13 m-1, geri dönüş ipliği -0,04 m-1'dir. Düz hatlı boru hatlarının dış yüzeyindeki korozyon lezyonlarının ortalama yoğunluğu (delokalize çukurlaşma korozyonu gibi) 0,18 - 0,32 m -1'dir. Kesilen boru numunelerinin dış tarafında kaplama yoktur. Numune borusunun dış tarafındaki korozyon lezyonlarının doğası, dış yüzeyden yaklaşık 10-20 cm boyutunda koni şeklinde bir şekle sahip olan çukurlaşma korozyonu gibi içten lezyonların varlığında ağırlıklı olarak genel korozyondur. çapı yaklaşık 2-7 mm olan lezyonlara doğru. Borunun iç kısmında hafif genel korozyon mevcut, durum tatmin edici. Boru numunelerinin bileşiminin belirlenmesine ilişkin sonuçlar Tablo 2'de verilmiştir.

Bileşim açısından, boru numunelerinin malzemesi “D” (veya KhGSA) tipi çeliğe karşılık gelir.

Boru hatlarının bir kısmı sudaki bir kanalda olduğundan borunun dış kısmının korozyon oranını tahmin etmek mümkün oldu. Korozyon oranı kanal kaplamasının çıkış noktalarında, boru hattının yakın çevresindeki yeraltı suyunda ve yeraltı suyunun en hızlı aktığı bölgelerde değerlendirildi. Yeraltı suyu sıcaklığı 40 - 60 °C idi.

Ölçüm sonuçları tabloda verilmiştir. Şekil 3-4'te sakin suda elde edilen veriler kırmızı renkle vurgulanmıştır.

Ölçüm sonuçları genel ve lokal korozyon oranlarının arttığını göstermektedir. zamanla değişir ve bu durum en çok sakin sudaki yerel korozyon için belirgindir. Akıntıda genel korozyon oranı artma eğilimindedir; sakin suda ise yerel korozyon oranı artar.

Elde edilen veriler, ısıtma şebekesi boru hatlarının korozyon oranının belirlenmesini ve korozyon davranışlarının tahmin edilmesini mümkün kılmaktadır. Bu bölgedeki boru hatlarının korozyon oranı > 0,6 mm/yıldır. Bu koşullar altında boru hatlarının maksimum hizmet ömrü, yerel korozyon hasarı olan yerlerde periyodik onarımlarla 5-7 yıldan fazla değildir. Daha Doğru tahmin Sürekli korozyon izleme ve istatistiksel verilerin birikmesiyle mümkündür.

Analizoperasyonelkorozyon hasarıT

-- [ Sayfa 1 ] --

UDC 622.691.4.620.193/.197

El yazması olarak

Askarov Alman Robertoviç

KARARSIZLIK ETKİSİNİN DEĞERLENDİRİLMESİ

AŞINDIRICILAR İÇİN SICAKLIK REJİMİ

BÜYÜK ÇAPLI GAZ BORU HATLARININ DURUMU

Uzmanlık 25.00.19 Petrol ve gaz boru hatları, üsleri ve depolama tesislerinin inşaatı ve işletilmesi, Teknik Bilimler Adayı derecesi için tez

Bilimsel yönetmen Teknik Bilimler Doktoru, Profesör Harris Nina Aleksandrovna Ufa

GİRİŞ……………………………………………………………………………… 1. Bir gaz boru hattının korozyon durumuna sıcaklığın etkisi hakkında modern fikirler……… ………………… ……………………………………. 1.1 Boru hattı taşımacılığındaki korozyon süreçlerinin kısa açıklaması………………………………………………………………………………………. 1.1.1 Çelik borudaki tipik korozyon kusurları…………………. 1.2 Yalıtım kaplamasının koruyucu özelliklerinin ihlali………………….. 1.3 Toprakların aşındırıcı agresifliği……………………………………... Yüzeyde aşındırıcı elementlerin oluşma nedenleri gaz boru hattının dış 1. yüzeyi……… ……………………………………………………………………. 1.4.1 Gaz boru hattının dış yüzeyinde makro korozyon elemanlarının oluşma koşulları……………………………………………………………………………… …. 1.4.2 Aşındırıcı toprak tabakasında nem hareket ettiğinde boru hattına bitişik toprağın elektrik direncindeki değişiklik…. 1.5 Sıcaklık ve sıcaklık dalgalanmalarının gaz boru hattının korozyon durumu üzerindeki etkisi………………………………………………………………. 1.6 Hat içi aletler kullanılarak gaz boru hatlarının teşhisi…. 1.7 Korozyon süreçlerini tahmin etmeye yönelik modeller………………… Bölüm 1'in Sonuçları Nem ve sıcaklığın 2.

Gaz boru hattını çevreleyen toprakların korozyon aktivitesi………………… 2.1 Fiziksel modelleme ve kontrol parametrelerinin seçimi…………... 2.2 Kısa Açıklama deney düzeneği…………………………... 2.3 Deneysel sonuçlar ve darbeli sıcaklık etkileri altında zeminlerin korozyon aktivitesini arttırmanın etkisi………………………… 2.4 Frekansın etkisinin incelenmesi korozyon aktivitesine sahip topraklarda sıcaklık dalgalanmalarının ve termal parametrelerin etkisi……………………………… Korozyon hızının 2'deki ortalama sıcaklığa bağlılığı.

Kararsız ısı değişimi................................................................................................................................. 2. Bölümün Sonuçları……………………………………………………………………………. 3. Boru içi kusur tespit verilerine dayalı olarak bir gaz boru hattının korozyon durumunun tahmini…………………………………………………………… 3.1 Korozyon tehlikesini değerlendirme kriterleri………… …………………………. 3.2 Hat içi kusur tespit verilerine dayalı olarak gaz boru hattı bölümünün korozyon durumunun analizi………………………………………………………… 3.2.1 Gaz boru hattı bölümünün özellikleri… …………………………………………………… … 3.2.2 VTD sonuçlarının analizi………………………………………………………. 3.3 Film izolasyonlu boru hatlarında korozyon odaklarının oluşumu ve gelişme hızı……………………………………………………………. 3.4 Büyük çaplı borulardaki kusurların korozyon tahmini……………. 3. Bölümün Sonuçları………………………………………………………………. 4. Gaz boru hattı bölümlerinin onarım amacıyla çıkarılma tehlikesi derecesine göre sıralanması için bir yöntemin geliştirilmesi………………………………………….. 4.1. Gaz boru hattı bölümlerini tehlike derecesine göre sıralama metodolojisi... 4.1.1 Tehlike derecesine göre sıralarken gaz boru hatlarının VTD'si...... 4.1.2 Çıkarılacak gaz boru hattı bölümlerini belirlemek için entegre göstergelerin açıklığa kavuşturulması onarım için.................................................. ...... ………………. 4.2 Yalıtım kaplaması ve ECP'nin kapsamlı teşhisi şu anlama gelir:……… 4.2.1 Boru hatlarında korozyon hasarına ilişkin tehlike faktörleri………. 4.2.2 Korozyon aktivitesinin karmaşık bir göstergesinin hesaplanması örneği….. 4.3 Büyük çaplı gaz boru hatlarındaki sıcaklık dalgalanmalarının dikkate alınması…..….. 4.4 Toplam integral göstergesi………………………………… ………………………. 4.4.1 Toplam integral göstergesini hesaplama örneği…………………. 4.5 Geliştirme verimliliği………………………………………………………

GİRİİŞ

Alaka düzeyi OJSC Gazprom sisteminde işletilenlerin toplam uzunluğu

yeraltı ana gaz boru hatları yaklaşık 164,7 bin km'dir.

Gaz boru hatlarının inşası için ana yapısal malzeme şu anda iyi mukavemet özelliklerine sahip olan ancak çevre koşullarında düşük korozyon direncine sahip olan çeliktir - gözenek boşluğunda nem varlığında aşındırıcı bir ortam olan toprak.

Ana gaz boru hatlarının 30 yıl veya daha uzun süre çalıştırılmasından sonra, yalıtım kaplaması yaşlanır ve koruyucu işlevleri yerine getirmeyi bırakır, bunun sonucunda yer altı gaz boru hatlarının aşındırıcı durumu önemli ölçüde kötüleşir.

Ana gaz boru hatlarının korozyon durumunu belirlemek için, korozyon hasarının yerini ve doğasını doğru bir şekilde belirleyen, bunların oluşumunu ve gelişimini izlemeyi ve tahmin etmeyi mümkün kılan hat içi kusur tespiti (IPT) şu anda kullanılmaktadır.

Yeraltı suyunun (toprak elektroliti) varlığı, korozyon işlemlerinin gelişmesinde önemli bir rol oynar ve korozyon hızının sürekli sulanan veya kuru toprakta değil, periyodik nemli toprakta daha fazla arttığına dikkat edilmelidir.

gaz boru hattının sıcaklığındaki darbeli değişiklikler ve aşındırıcı toprak katmanındaki nemdeki dalgalanmalar. Ancak darbeli sıcaklığın korozyon işlemlerinin aktivasyonu üzerindeki etkisinin niceliksel parametreleri belirlenmemiştir.

Darbeli termal etki altındaki ana gaz boru hatlarının güzergahı ve boru hatlarının korozyon durumunun tahmini, gaz taşımacılığı endüstrisi için önemlidir.

Onarım için zamanında sökülmeleri amacıyla ana gaz boru hatlarının bölümlerinin korozyon durumunu belirlemeye yönelik yöntemlerin geliştirilmesi ve iyileştirilmesi.

Temel görevler:

1 Ana gaz boru hattı çevresindeki toprağın elektriksel direncindeki değişikliklerin belirlenmesi ve boru hattı taşımacılığında korozyon süreçlerinin özelliklerinin analizi.

2 Pompalanan gazın ve nemin darbeli termal etkilerinin, yeraltı gaz boru hattını çevreleyen toprağın aşındırıcı aktivitesi üzerindeki etkisinin laboratuvar koşullarında incelenmesi.

3 Ana gaz boru hattında korozyon kusurlarının oluşumu ve gelişiminin incelenmesi ve boru içi kusur tespit verilerine dayanarak korozyon durumunun tahmini.

Onarım için sökülmek üzere korozyon durumlarının tahminine dayalı olarak ana gaz boru hatlarının bölümlerini sıralamak için bir metodolojinin geliştirilmesi.

Bilimsel yenilik 1 Büyük çaplı bir yeraltı gaz boru hattının çevresi boyunca neme bağlı olarak toprağın elektriksel direncindeki değişim belirlenmiş ve grafiğe geçirilmiştir.

2 Kararlı bir sıcaklık etkisine kıyasla pompalanan gazın sıcaklığındaki darbeli bir değişiklikle korozyon işlemlerinin etkinleştirildiği gerçeği deneysel olarak kanıtlanmıştır ve kararsız (darbeli) sıcaklık etkisi altında maksimum korozyon hızının geliştiği sıcaklık aralığı belirlenmiştir. azimli.

3 Ana gaz boru hatlarında korozyon kusurlarının oluşumunu ve gelişimini tahmin etmek için fonksiyonel bir ilişki belirlenmiştir.

Pratik değerçalışma Yapılan araştırmaya dayanarak, RD 3-M-00154358-39-821-08 kurumsal standardı “Gazprom Transgaz Ufa LLC'nin gaz boru hatlarının onarım için çıkarılması için boru içi kusur tespitinin sonuçlarına göre sıralanması için metodoloji” Onarım için çıkarılma sırasını belirlemek amacıyla, ana gaz boru hatlarının vinç istasyonları arasındaki bölümlerinin sıralamasının üniteler tarafından gerçekleştirildiği geliştirilmiştir.

Araştırma YöntemleriÇalışmada ortaya çıkan problemler, bir yeraltı gaz boru hattının çevredeki toprakla ısı ve kütle transferi koşullarının modellenmesiyle benzerlik teorisi kullanılarak çözüldü.

Teşhis çalışmasının sonuçları, korelasyon analizi ile en küçük kareler yöntemi kullanılarak işlendi. Hesaplamalar StatGrapfics Plus 5.1 uygulama paketi kullanılarak yapıldı.

Savunmaya sunuldu:

ana gaz boru hattının çevresi boyunca neme bağlı olarak toprak elektrik direncindeki değişikliklere ilişkin çalışmaların sonuçları;

çelik boru hattındaki korozyon işlemlerinin aktivasyonu üzerindeki darbeli termal etkilerin laboratuvar çalışmalarının sonuçları;

- Ana gaz boru hatlarının onarım amacıyla sökülecek bölümlerini sıralamak için bir yöntem.

Ana sonuçlar tez çalışması 30 bilimsel makalede yayınlandı; bunların dördü Rusya Federasyonu Eğitim ve Bilim Bakanlığı Yüksek Onay Komisyonu tarafından önerilen önde gelen hakemli bilimsel dergilerde yayınlandı.

İşin yapısı ve kapsamı Tez çalışması bir giriş, dört bölüm, ana sonuçlar, ekler, 146 sayfalık daktiloyla yazılmış metinde sunulan 141 başlık dahil olmak üzere kullanılmış literatürün bibliyografik bir listesinden oluşur, 29 şekil ve 28 tablo içerir.

İşin onaylanması Tezin ana materyalleri şu adreste sunuldu:

OJSC Gazprom Bilimsel ve Teknik Konseyi “OJSC Gazprom'un ana gaz boru hatlarında yalıtım kaplamalarının ve SCC kusurları dahil boruların kusurlu bölümlerinin onarımı için teknolojilerin, ekipmanın ve malzemelerin geliştirilmesi ve uygulanması, Ukhta, 2003;

- OJSC Gazprom'un genç uzmanlarının bilimsel ve teknik konferansı

“Gaz endüstrisinin gelişiminde yeni teknolojiler”, Samara, 2003;

Bilimsel ve pratik konferans “Hidrokarbonlar için boru hattı taşıma tesislerinin güvenilirliğini ve emniyetini sağlama sorunları ve yöntemleri”, Devlet Üniter İşletmesi IPTER, Ufa, 2004;

uluslararası bilimsel ve teknik konferans sinerjisi II", USNTU, Ufa, 2004;

2. uluslararası bilimsel ve teknik konferans “Novoselovsky okumaları”, USNTU, Ufa, 2004;

Modern koşullarda genç yöneticilerin ve sektör uzmanlarının bilimsel ve teknik konferansı", Samara, 2005;

Boru hattı taşımacılığı", USNTU, Ufa, 2005, 2006, 2012;

OJSC Gazprom'un genç bilim adamları ve uzmanlarının bilimsel ve pratik konferansı “OJSC Gazprom'un genç bilim adamlarının ve uzmanlarının yenilikçi potansiyeli”, Moskova, 2006;

Yakıt ve enerji kompleksi “TEK-2006”nın sorunlarına ilişkin en iyi gençlik bilimsel ve teknik gelişimi konferansı, Moskova, 2006;

- Uluslararası Yakıt ve Enerji Birliği (IFEA) konferansı, Moskova, 2006.

Kazakistan petrol ve gaz kompleksinin sorunlarına ilişkin uluslararası bilimsel ve pratik konferans", Aktau, 2011.

Gaz boru hatlarının korozyon durumu, boru hattı taşımacılığı sorunlarıyla doğrudan ilgilenen bilim adamları tarafından teorik ve deneysel çalışmalarda geliştirilmiştir: A.B. Ainbinder, M.Z. Asadullina, V.L. Berezina, P.P. Borodavkina, A.G. Gareeva, N.A. Harris, A.G. Gumerova, K.M. Gumerova, I.G.

Ismagilova, R.M. Zaripova S.V. Karpova, M.I. Koroleva, G.E. Korobkova, V.V.

Kuznetsova, F.M. Mustafina, N.Kh. Hallyeva, V.V. Kharionovsky ve diğerleri.

Bu nedenle metallerin yeraltı korozyonu, elektrokimyasal ve biyolojik korozyonun en karmaşık türlerinden biridir.

Düzenleyici belgelere göre, metal korozyonunu değerlendirmek için çeşitli göstergeler vardır (belirli bir süre içinde metal kütlesinin kaybı, boru et kalınlığının azalması, kabuk büyüme hızı vb.). Bu değerler belirli toprak türlerinde metallerin korozyona karşı direncinin göstergesidir.

1.1.1 Çelik borudaki karakteristik korozyon kusurları Bu çalışma, VTD tarafından tanımlanan korozyon kusurlarını ve bunların yalıtım kaplamasının durumuyla ilişkili tezahür özelliklerini tartışmaktadır.

İşletme deneyimi, yeraltı suyuyla periyodik olarak ıslanmaya maruz kalan film izolasyon soyulması bölgelerinde geniş kapanma ülserleri (genel korozyon) şeklinde hasar oluştuğunu göstermektedir.

Film izolasyon soyulması bölgelerinin katodik koruması, bir yandan polietilen film formundaki bir dielektrik ekran, diğer yandan katodik polarizasyon akımının boşluktan geçişini engelleyen dengesiz elektrolit parametreleri nedeniyle karmaşıktır. ülser veya çatlak kolonilerinin başlama ve gelişme bölgesine. Sonuç olarak, film altı korozyonunun gelişimi sıklıkla, geometrisi izolasyon altındaki elektrolitin hareket yolunu takip eden birbirine kenetlenen boşluklar zinciri şeklinde gözlenir.

Suyla dolu topraklarda 10-15 yıl çalıştıktan sonra bitüm-kauçuk yalıtımının metal yüzeye yapışmasını kaybettiği yaygın olarak bilinen bir gerçektir.

Ancak çoğu durumda bitüm izolasyonu altında korozyon gelişmez. Ancak katodik korumanın iyi çalışmadığı veya eksik olduğu durumlarda gelişir. Koruma etkisi, gaz boru hattının uzun süreli çalışması sırasında iyonik enine iletkenlik bitüm yalıtımının oluşması nedeniyle elde edilir. Bunun doğrudan kanıtı, bitüm kaplama tabakasının altındaki toprak elektrolitinin pH'ının, oksijen depolarizasyonuyla reaksiyonun bir sonucu olarak 10-12 birime kaymasıdır.

Hasar sayısında önemli bir yer, toplam hasar sayısının% 23-40'ına ulaşan bireysel oyuklar şeklindeki ülseratif lokal korozyon tarafından işgal edilmektedir. Diğer koşullar eşit olmak kaydıyla, yerel korozyon hasarının derinliğinin, eylemin etkinliğini bütünsel olarak değerlendirdiği ileri sürülebilir. katodik koruma Yalıtım kusurları nedeniyle.

1.2 Yalıtım kaplamasının koruyucu özelliklerinin ihlali Koruyucu kaplamalar için temel gereklilik, boru hattının tüm hizmet ömrü boyunca korozyona karşı korunmasının güvenilirliğidir.

Yaygın olarak kullanılan yalıtım malzemeleri iki büyük gruba ayrılabilir:

Yalıtım bantları, ekstrüde edilmiş ve püskürtülmüş polietilen, epoksi ve poliüretan malzemeler dahil olmak üzere polimer;

-sarma malzemeleriyle birlikte bitümlü mastikler, kombine mastik kaplamalar.

Polimer yalıtım bantları, geçen yüzyılın 60'lı yıllarından beri inşaat ve onarım sırasında boru hatlarını yalıtmak için yaygın olarak kullanılmaktadır. Göre, inşa edilen tüm boru hatlarının %74'ü polimer bantlarla yalıtılmıştır. Polimer yalıtım bantlarından yapılan kaplamalar, bir taban filmi, bir yapışkan katman ve bir yapışkan astar (astar) katmanından oluşan çok katmanlı sistemlerdir. Bu koruyucu malzemeler sadece boru hattının metal yüzeyine korozif ortamın nüfuz etmesini önleyen bir difüzyon bariyeridir ve bu nedenle kullanım ömürleri sınırlıdır.

Ayrıca film kaplamaların dezavantajları şunlardır:

- yapışmanın dengesizliği;

- kaplamanın kırılganlığı;

- nispeten yüksek maliyet.

Yapışmanın dengesizliği ve bunun sonucunda kaplamanın kırılganlığı, yapışkan tabakanın önemsiz kalınlığı ile ilişkilidir.

Yapışkan film malzemelerinin yapışkan tabanı, belirli katkı maddeleri içeren organik çözücüler içindeki bir bütil kauçuğu çözeltisidir. Bu bakımdan yapışkan tabakanın yaşlanması polimer bazından çok daha hızlı gerçekleşir.

Yalıtımın performans özellikleri başlangıç ​​değerlerinin %50'sine düştüğünde, kaplamanın korozyon önleyici bariyer olarak etkinliği keskin bir şekilde azalır.

Araştırma sonuçları, Kanada'daki gaz boru hatlarındaki tüm arızaların %73'ünün polietilen film kaplamaların altında meydana gelen stres korozyonundan kaynaklandığını göstermektedir. Tek katmanlı polietilen kaplamalar altında, bitümlü kaplamalara göre beş kat daha fazla stres-korozyon çatlaklarının oluştuğu tespit edilmiştir. İki katmanlı film kaplamalar altında, borunun metresi başına stres-korozyon çatlakları kolonilerinin sayısı, bitüm bazlı kaplamalara göre dokuz kat daha fazladır.

Polimer izolasyon bantlarının servis ömrü 7-15 yıldır.

GOST R 51164'e göre polimer yalıtım bantlarının kullanımının sınırlandırılması ve bazı durumlarda hariç tutulması, bunların kısa hizmet ömrü ile ilişkilidir.

Ana gaz boru hatlarının yeniden yalıtılması deneyimine dayanarak, fabrika yalıtım kaplamalarının olduğu alanlarda herhangi bir SCC kusurunun veya korozyonun tespit edilmediği tespit edilmiştir.

En yaygın olarak kullanılan korozyon önleyici kaplamaların performans özelliklerinin dikkate alınması, bunların boru hatlarını toprak korozyonundan koruyan yalıtım malzemelerinin gereksinimlerini tam olarak karşılayacak özelliklere sahip olmadığı sonucuna varmamızı sağlar:

- metallere yapışma;

- mekanik dayanıklılık;

Aşındırıcı maddelere karşı kimyasal direnç - oksijen, tuzların, asitlerin ve bazların sulu çözeltileri vb.

Belirtilen parametreler, korozyon önleyici malzemenin gaz boru hatlarının korozyonuna ve stresli korozyona karşı direnç gösterme yeteneğini belirler.

Güzergah boyunca uygulanan bir film yalıtım kaplaması ile gaz boru hatları üzerindeki yalıtım kaplamasının koruyucu özelliklerinin ihlali, hem birbirinden bağımsız olarak hem de kombinasyon halinde koruyucu özelliklerin kalitesini etkileyen birçok nedenden dolayı ortaya çıkar. Film yalıtım kaplaması üzerindeki etkinin nedenlerini ele alalım.

Gaz boru hattındaki dikey toprak basıncı.

Toprak basıncının borunun çevresi boyunca eşit olmayan bir şekilde dağılması nedeniyle, yalıtım kaplamasında delaminasyon ve oluk oluşumu açısından en sorunlu bölgeler saat 3-5 ve 7-9 konumlarında meydana gelir. Boru hattı çevresinin koşullu olarak sektörlere bölünmesiyle gaz akışı boyunca saat (üst generatrix saat 0, alt saat 6). Bunun nedeni, borunun üst yarısının yalıtım kaplamasının, film kaplamayı geren ve bu alanda oluk ve delaminasyon oluşumunu önleyen en büyük ve nispeten eşit toprak basıncına maruz kalmasıdır. Borunun alt yarısında resim farklıdır: saat 6 civarında boru hendek tabanına dayanır, bu nedenle oluk oluşumu olasılığı önemsizdir. Saat 3-5 konumunda, buradaki boru hendek kenarından doldurulan toprakla temas halinde olduğundan toprak basıncı minimum düzeydedir (bkz. Şekil 1.1). Böylece, 3-5 saatlik bir bölgede, boru hattının çevresi boyunca oluk oluşumuyla birlikte film kaplamanın kayma-yer değiştirmesi meydana gelir. Bu alan korozyon süreçlerinin ortaya çıkmasına ve gelişmesine en yatkın alan olarak düşünülebilir.

Birleşme malzemelerinin doğrusal genişlemesi.

Film yalıtım kaplaması üzerinde oluk oluşumunun nedenlerinden biri, malzemelerin, film bandının ve boru metalinin farklı doğrusal genleşme katsayılarıdır.

Büyük çaplı bir gaz boru hattının (kompresör istasyonundan gaz boru hattı çıkışı) "sıcak" bölümlerinde sıcaklığın boru metali ve film bandı üzerindeki etkisinin nasıl farklılaştığını analiz edelim.

Şekil 1.1 – Film yalıtım kaplaması üzerinde olukların oluşma diyagramı 1 – gaz boru hattı; 2 – olukların muhtemel oluşum yeri; 3 – boru hattı destek bölgesi Uygulama sırasında boru metalinin ve film yalıtımının sıcaklık değerleri ortam sıcaklığına eşit, çalışma sırasında ise gaz boru hattındaki gaz sıcaklığına eşit alınabilir.

Verilere göre, 1420 mm çapındaki bir borunun çevresi boyunca sıcaklık 20 C'den (gaz sıcaklığı) değiştiğinde çelik sac ve film yalıtımının uzunluğundaki artış sırasıyla 1,6 mm ve 25,1 mm olacaktır. .

Böylece, "sıcak" alanlarda film yalıtımı, bir çelik levhadan onlarca milimetre daha fazla uzayabilir ve özellikle 3-5 ve 7'de en az dirençli yönlerde oluk oluşumuyla birlikte delaminasyon oluşumu için gerçek koşullar yaratabilir. Büyük çaplı bir gaz boru hattının çevresinin saat 9 yönündeki konumları.

Astarın boru hattına kötü uygulanması.

Yalıtım kaplamasının yapışma kalitesi hizmet ömrünü belirler.

Astarın hazırlanması veya kirlenmiş kaplarda saklanması sırasında bitümün solvent içinde yetersiz karıştırılması, astarın kalınlaşmasına neden olur ve bu nedenle boru hattına düzensiz veya lekeli olarak uygulanır.

Karayolu koşullarında uygulandığında çeşitli türler Astarlar boruların ıslak yüzeyinde ve rüzgarlı havalarda astar tabakasında hava kabarcıkları oluşabilir, bu da astarın metale yapışmasını azaltır.

Astarın boruya yetersiz veya eşitsiz uygulanması durumunda branda eğrilmiş, aşırı kirlenmiş ve yıpranmış, astar tabakasında boşluklar oluşabilir.

Ek olarak, rulo yalıtım kaplamalarının uygulanmasına yönelik teknolojinin önemli bir dezavantajı vardır. Yalıtım işi yaparken, astarın boruya uygulanması ile polietilen bandın sarılması arasındaki zaman aralığı, astarın içerdiği solventin buharlaşması için yeterli değildir.

Düşük geçirgenliğe sahip polietilen film, solventin buharlaşmasını önler; altında çok sayıda şişlik belirerek kaplama katmanları arasındaki yapışkan bağlantıyı bozar.

Genel olarak bu faktörler, yalıtım kaplamasının kalitesini önemli ölçüde azaltır ve hizmet ömrünün kısalmasına yol açar.

1.3. Toprakların aşındırıcı agresifliği Yalıtım kaplaması koruyucu özelliklerini kaybettiğinde, korozyon ve stres korozyonunun ortaya çıkmasının ve gelişmesinin ana nedenlerinden biri, toprakların aşındırıcı agresifliğidir.

Topraklardaki metallerin korozyonu birçok faktörden doğrudan veya dolaylı olarak etkilenir: kimyasal ve mineralojik bileşim, parçacık boyutu dağılımı, nem, hava geçirgenliği, gaz içeriği, gözenek çözeltilerinin kimyasal bileşimi, ortamın pH'ı ve pH'ı, organik madde miktarı, mikrobiyolojik bileşim, toprağın elektriksel iletkenliği, sıcaklık, toprağın donmuş veya çözülmüş hali. Bu faktörlerin tümü belirli bir yerde hem ayrı ayrı hem de aynı anda etki edebilir. Aynı faktör diğerleriyle çeşitli kombinasyonlarda metalin korozyon hızını bazı durumlarda hızlandırabilir, bazı durumlarda ise yavaşlatabilir. Sonuç olarak, çevrenin aşındırıcı aktivitesini herhangi bir faktöre dayalı olarak değerlendirmek imkansızdır.

Toprağın agresifliğini değerlendirmek için birçok yöntem vardır. Toprağın agresifliğinin genel değerlendirmesinde belirlenen karakteristik parametreler seti, elektrik direnci gibi bir özelliği içerir (bkz. Tablo 1.1).

Tablo 1.1 - Toprakların korozyon özellikleri, toprağın Ohm m cinsinden elektriksel direnci ile değerlendirilir. Belirli bir toprağa göre, Ohm m, toprak direnci, onun korozif aktivitesinin bir göstergesi değil, yoğun olduğu alanları gösteren bir işarettir. korozyon meydana gelebilir." Düşük ohmik direnç yalnızca korozyon olasılığını gösterir. Toprakların yüksek omik direnci, yalnızca nötr ve alkali ortamlarda toprakların zayıf korozif agresifliğinin bir işaretidir. Düşük pH'lı asidik topraklarda aktif korozyon mümkündür ancak asidik bileşikler genellikle ohmik direnci azaltmak için yeterli değildir. Yazarlar, toprak korozyonunu incelemek için yukarıdaki yöntemlerin tamamlayıcısı olarak, toprağın tuzluluk derecesini oldukça doğru bir şekilde belirleyen su ekstraktlarının kimyasal analizini önermektedir.

En önemli faktörler Toprağın aşındırıcı aktivitesi, yapısı (bkz. Tablo 1.2) ve su ve havayı geçirme yeteneği, nem, pH ve asitlik, redoks potansiyeli (eH), toprakta bulunan tuzların bileşimi ve konsantrasyonudur. Bu durumda sadece anyonlar (Cl-; SO2; NO3 vb.) değil, aynı zamanda koruyucu filmlerin oluşumuna ve toprağın elektriksel iletkenliğine katkıda bulunan katyonlar da önemli bir rol oynar.

Sıvı elektrolitlerin aksine, topraklar hem mikro ölçekte (toprağın mikro yapısı) hem de makro ölçekte (farklı litolojik ve farklı kaya mercekleri ve kaya katmanları) heterojen bir yapıya sahiptir. Tablo 1.2 - Türlerine, fiziksel ve kimyasal özelliklerine bağlı olarak toprakların aşındırıcı aktivitesi ). Topraktaki sıvıların ve gazların sınırlı hareket kabiliyeti vardır, bu da metal yüzeyine oksijen sağlama mekanizmasını karmaşıklaştırır ve korozyon sürecinin hızını etkiler ve bilindiği gibi oksijen, metal korozyonunun ana uyarıcısıdır.

Tablo 1.3 pH'a ve içeriğe bağlı olarak toprağın aşındırıcı aktivitesine ilişkin verileri sağlar kimyasal elementler.

SeverNIPIgaz kazaları birbirine bağlayan bir araştırma yaptı. 1995-2004 yılları arasındaki kaza verileri analiz edildi. (39 kaza), toprağın kimyasal bileşimi ve toprak elektroliti incelenmiştir. KYB'den kaynaklanan kazaların toplu toprak türlerine göre dağılımı Şekil 1.2'de gösterilmektedir.

Tablo 1.3 - pH'a ve kimyasal elementlerin içeriğine bağlı olarak toprakların aşındırıcı aktivitesi Şekil 1.2'den görülebileceği gibi, kazaların çoğunluğu (%61,5) ağır, refrakter toprağın olduğu bölgelerde meydana geldi; önemli ölçüde daha küçük bir sayı (%30) - daha hafif topraklarda ve yalnızca kumlu ve bataklık topraklarda izole kazalar meydana gelir. Bu nedenle, SCC'den kaynaklanan kazaların sayısını azaltmak için, yeni bir gaz boru hattı kolunun tasarım aşamasında yapılabilecek toprak bileşiminin kontrol edilmesi gerekmektedir. Bu aynı zamanda inşaat ve yeniden inşa için yerlerin analizi ve seçiminde toprak araştırmalarına duyulan ihtiyacı da göstermektedir.

Şekil 1.2 - 1995 – 2004 yılları arasında SCC'ye bağlı kazaların Toprak nemine göre dağılımı rol oynamaktadır büyük rol korozyon süreçleri sırasında. Düşük nemde toprağın elektriksel direnci yüksektir, bu da akan korozif akımın değerinin düşmesine neden olur. Yüksek nemde toprağın elektriksel direnci azalır, ancak oksijenin metal yüzeye yayılması çok zorlaşır ve bunun sonucunda korozyon süreci yavaşlar. Maksimum korozyonun% 15-20,% 10-30 nemde gözlendiği kanısındayız.

1.4 Gaz boru hattının dış yüzeyinde makro korozyon elemanlarının oluşma nedenleri.

1.4.1 Gaz boru hattının dış yüzeyinde makro korozyon elemanlarının oluşma koşulları Gaz boru hattının dış yüzeyinde, katodik korumanın varlığına rağmen, yalıtım kaplamasının hasar gördüğü yerlerde metalin aşındırıcı tahribatı meydana gelir. gaz boru hattı. Çoğu zaman bu fenomen, gaz boru hatlarının ilk bölümlerinde (kompresör istasyonundan ayrıldıktan 10-20 km sonra), engebeli arazide, vadilerle, oluklarla ve periyodik nemli yerlerle sınırlı olarak gözlenir.

Çok sayıda malzemenin analizi ve sentezi, korozyon işlemlerinin aktivasyonunun, bir gaz boru hattının termal etkisi altındaki yeraltı suyunun davranışından etkilendiğini ve bu davranışın, en az üç faktörün birleşik etkisi (veya tesadüfü) ile arttığını göstermektedir:

- gaz boru hattı sıcaklığındaki darbe değişiklikleri;

- gaz boru hattının yalıtım kaplamasının ihlali;

- büyük boru hattı çapı.

1. Başlangıç ​​bölümü ile son bölüm arasındaki temel fark (güzergah boyunca gaz çıkarımının yokluğu veya stabilitesi durumunda), gaz sıcaklığındaki dalgalanmaların veya darbeli değişikliklerin en çok hissedildiği yerin gaz boru hattının başlangıç ​​bölümünde olmasıdır. . Bu dalgalanmalar, hem eşit olmayan gaz tüketiminden hem de gaz boru hattına sağlanan gaz için hava soğutma sisteminin kusurlu olmasından kaynaklanmaktadır. Hava soğutma cihazları kullanıldığında, hava sıcaklığındaki hava dalgalanmaları gaz sıcaklığında benzer dalgalanmalara neden olur ve bir dalga kılavuzu aracılığıyla doğrudan gaz boru hattının başlangıç ​​bölümüne iletilir (bu olgu özellikle gazın ilk 20...30 km'sinde belirgindir). boru hattı).

Ismagilov I.G.'nin deneylerinde. Polyanskaya CS'deki hava soğutucu gazın kapatılmasıyla yapay olarak oluşturulan 5 0C sıcaklık dalgasının, genliği 2 0C'ye düşerek bir sonraki CS istasyonu Moskovo'ya geçtiği kaydedildi. Pompalanan ürünün ataleti nedeniyle akış hızlarının çok daha düşük olduğu petrol boru hatlarında bu fenomen gözlenmez.

2. Yalıtım kaplamasının hasar görmesi durumunda boru hattının dış yüzeyinde makro korozyon elemanları oluşur. Kural olarak bu, çevresel parametrelerde keskin bir değişimin olduğu alanlarda meydana gelir: toprağın omik direnci ve aşındırıcı ortamlar (Şekil 1.3 ve Şekil 1.4).

Şekil 1.3 – Mikrokorozyon elemanının modeli 3. “Büyük çap” etkisi. Sıcak boru hattının geometrik parametreleri, toprağın hem sıcaklığı hem de nemi ve dolayısıyla diğer özellikler: toprağın omik direnci, toprak elektrolitlerinin özellikleri, polarizasyon potansiyelleri vb. çevre boyunca değişecek şekildedir.

Çevre etrafındaki nem, tam doygunluğa kadar %0,3 ila %40 arasında değişir. Toprağın direnci ...100 kat değişir.

Şekil 1.4 – Makro korozyon elemanlarının modeli Araştırmalar, pompalanan gazın sıcaklığının karbonat çözeltilerindeki boru çeliğinin katodik polarizasyonunu etkilediğini göstermiştir. Maksimum anot akımının potansiyellerinin sıcaklığa bağımlılığı doğrusaldır. Sıcaklıktaki bir artış, çözünme akımının artmasına neden olur ve anodik akımın potansiyel aralığını negatif bölgeye kaydırır. Sıcaklıktaki bir artış sadece elektrokimyasal işlemlerin hızında bir değişikliğe yol açmakla kalmaz, aynı zamanda çözeltinin pH değerlerini de değiştirir.

Karbonat çözeltisinin sıcaklığının artmasıyla birlikte, sıcaklığın 10 °C artmasıyla birlikte oksit oluşumuyla ilişkili maksimum anodik akım potansiyeli şuna doğru kayar: negatif değerler 25 mV potansiyel.

Toprağın heterojenliği, nemi ve havalandırmasındaki değişiklikler, düzensiz sıkıştırma, kayma ve diğer etkilerin yanı sıra metalin kendisindeki kusurlar nedeniyle çok sayıda makro aşındırıcı element ortaya çıkar. Bu durumda, daha pozitif bir potansiyele sahip olan anodik alanlar, katot olanlara kıyasla korozyon tahribatına daha duyarlıdır, bu da gaz boru hattının toprak elektrolitindeki geçiş süreçleri üzerindeki darbeli termal etkisi ile kolaylaştırılır.

Topraktaki sıcaklık ve nemin salınımlı süreçleri genel korozyona neden olur. Yüzeyde lokalize olan makro korozyon elemanları SCC senaryosuna göre veya oyuklanma korozyonu odakları olarak gelişir. Korozyon çukurları ve çatlakların oluşumuna yol açan elektrokimyasal prosesin ortak özelliği belirtilmektedir.

Daha yoğun bir şekilde ve ana özelliklerin tezahürünün maksimum etkisi ile ortaya çıkan, denge dışı termodinamik süreçlerdir. Toprağa darbeli sıcaklık etkisi neredeyse eşzamanlı olarak uygulandığında, aşındırıcılığını belirleyen parametreler değişir. Bu süreç, gaz boru hattının tüm çalışması boyunca baskın parametrelerin güçlü etkisi altında gerçekleştiğinden, makroelementin konumu, geometrik işaretlere göre sabit, oldukça kesin hale gelir.

Termokılcal film hareket mekanizması ile açıklanabilecek zemin neminin sürekli salınımlı hareketinde gösterildiği gibi, gaz boru hattının tüm çalışması boyunca meydana gelir.

Bu nedenle, gaz boru hattının katodik korumasının varlığında bile, büyük çaplı bir gaz boru hattının yalıtkan kaplamasının hasar gördüğü yerlerde, borunun çevresi boyunca toprak neminin eşit olmayan dağılımı nedeniyle, makro-korozif elementler kaçınılmaz olarak ortaya çıkar ve kışkırtır. boru metalinin toprak korozyonu.

Biri önemli koşullar korozyon işlemlerinin ortaya çıkması toprak elektrolitinde ayrışmış iyonların varlığıdır.

Dengesiz süreçlerin oluşumunu belirleyen, daha önce dikkate alınmayan bir faktör, gazın boru hattının duvarı üzerindeki darbeli sıcaklık etkisi ve boru hattına bitişik toprak nemindeki darbeli değişimdir.

1.4.2 Korozif toprak tabakasındaki nemin hareketi ile boru hattına bitişik toprağın elektriksel direncindeki değişiklikler, kusurda belirgin bir artış sağlar. Gösterildiği gibi bu süreç, gaz boru hattının toprak elektrolitindeki geçiş süreçleri üzerindeki darbeli termal etkisi ile kolaylaştırılır.

Polyana - Moskovo hattındaki Urengoy gaz boru hatları koridorunun bölümünün koşulları için ters termal iletkenlik probleminin çözülmesinin bir sonucu olarak, zaman içinde boru hattının çevresi boyunca toprak nemi W'nin dağılım modeli belirlendi.

Çalışmalar, sıcaklıktaki ani bir artışla, borudan nem çıkışının ve ardından boru hattı duvarının sıcaklığının azalmasıyla birlikte, bitişik aktif toprak katmanının neminin arttığını göstermiştir.

Nem ayrıca boru kesitinin çevresi boyunca da değişir (Şekil 1.5). Çoğu zaman, en yüksek nem, borunun alt generatrisinde, saat 6 konumunda gözlenir. Nemdeki en büyük dalgalanmalar, geçiş süreçlerinin en belirgin olduğu borunun yan yüzeylerinde kaydedilir.

Bu çalışmanın devamında (başvuru sahibinin katılımıyla) çalışmalar yapılmış ve boru hattı çevresindeki aşındırıcı toprak tabakasının elektriksel direnci belirlenerek elektrik şemaları oluşturulmuştur.

DN 1400 gaz boru hattının çevresi boyunca toprağın elektriksel direnci. Urengoy koridorunun PolyanaMoskovo gaz boru hattı bölümündeki endüstriyel deneyin sonuçlarına dayanarak, zaman içinde çeşitli noktalarda inşa edilmişlerdir; bu, 30 ° C çalışma sıcaklıklarında olduğunu göstermiştir. ...40 °C borunun altındaki toprak her zaman nemli kalırken, zamanla borunun üst kısmında olduğu gibi toprak nemi önemli ölçüde azalır.

03.24.00, 04.10.00, 04.21.00 - yarı sabit mod 04.7.00 - bir kompresör atölyesinin kapatılmasından sonra Şekil 1.5 - Endüstriyel bir deneyin sonuçlarına göre gaz boru hattı devresinde nemin W ve toprak direncinin yeniden dağıtımı.

Tablo 1.4 – Borunun çevresi boyunca nem ve toprak direncindeki değişim Tarih tr, g tv, g Q, W/m.g Boru hattı ile temas halindeki toprak katmanının nemindeki değişiklik aralığı, tam doygunluktan neredeyse dehidrasyona kadar değişir. , bkz. Tablo 1.4.

Sunulan Şekil 1.5, genel korozyon ve SCC kusurlarının oluşması için en uygun koşulların borunun alt çeyreğinde saat 5...7 pozisyonlarında meydana geldiğini göstermektedir; burada el minimum ve W maksimumdur; değişim hızlıdır, havalandırma önemsizdir.

Borunun konturu boyunca toprak direncinin bir diyagramını oluştururken, toprak direncinin neme bağımlılığının bir grafiği kullanıldı (Şekil 1.6).

Kış aylarında, sıcaklığın 25...30 °C ve üzerinde tutulduğu gaz boru hattının ilk bölümünde karların eridiği ve uzun zaman Boru hattının üzerinde, yeniden şarj sağlayan ve aynı zamanda toprağın aşındırıcı aktivitesini artıran suyla dolu bir toprak bölgesi tutulur.

Bir termal darbenin etki süresi veya geçiş süresi salınımlarla ölçülür). Bu süre mikro dengeleme akımlarının kısa sürede geçmesi için oldukça yeterlidir. 1420 mm çapında bir gaz boru hattı için endüstriyel koşullarda elde edilen Şekil 1.5, 1.6 ve Tablo 1.4'te gösterilen veriler, borunun çevresi boyunca nemdeki değişiklikler nedeniyle toprakların yerel korozyon aktivitesinin değiştiğini göstermektedir. ohmik dirence bağlıdır, bkz. Tablo 1.5.

Tablo - 1.5 Elektriksel özdirençlerine bağlı olarak toprağın karbon çeliğine göre aşındırıcı aktivitesi Özdirenç, Ohm.m Şekil 1.6 - Killi toprağın elektriksel özdirencinin neme bağlılığı Grafikler, 1850 km'deki 2 numaralı ölçüm noktasından alınan verilere dayanarak çizilmiştir Urengoy - oldukça kuru bir yerde bulunan Novopskov gaz boru hattı güzergahı, vadinin üzerindeki en yüksek noktada. Bu bölümdeki boru hattı yalıtımı tatmin edici durumdaydı.

Nem değişiminin daha belirgin olduğu vadi ve vadilerde bu etkilerin daha belirgin olması gerekir. Bu resim borunun çevresi etrafındaki homojen toprak durumu için tipiktir. Heterojen topaklı dolgu topraklarında bileşenlerin ohmik direnci büyük ölçüde değişecektir. Şekil 1.7 çeşitli toprakların özdirencinin neme bağlılığını gösteren grafikleri göstermektedir.

Bu nedenle toprak değiştirilirken elektriksel özdirenç diyagramında boşluklar oluşacak ve makro korozyon unsurları net bir şekilde işaretlenecektir.

Böylece, bir mikro elementin sıcaklığındaki bir değişiklik, nem potansiyellerinde ve elektrik direncinde bir değişikliğe yol açar. Bu olaylar, katodik korumanın kurulum modunu değiştirirken ortaya çıkan olaylara benzer. Potansiyel kayma veya "ölü" noktadan geçiş, katodik korumanın kapatılmasına eşdeğerdir ve mikro dengeleme akımlarına neden olur.

Darbeli sıcaklık koşullarında korozyon işlemlerinin gelişmesi, boru metalinde erozyona veya korozyon çatlamasına yol açar.

Toprak elektrolitindeki iyonların hareketine karşı direncin borunun çevresi boyunca değişken olduğu bir durum yaratılır. Söz konusu bölüm boru yüzeyinde ne kadar yüksekte bulunursa, anodik reaksiyon o kadar yavaş gerçekleşir, bitişik toprağın nem içeriği azaldığından omik direnç artar ve pozitif metal iyonlarının anot bölümünden uzaklaştırılması daha zor hale gelir. . Boru hattı devresindeki saat 5... yönüne karşılık gelen konumun azalması veya bu konuma yaklaşmasıyla anodik reaksiyonun hızı artar.

Saat 6 pozisyonunda toprak sıkıştırılır, kayma genellikle mevcuttur, oksijenin boru hattına erişimi zordur, bunun sonucunda elektron ilavesinin reaksiyonu Şekil 1.7 - Toprakların özdirencinin nemlerine bağlılığı:

1– bataklık; 2 – kumlu; 3 – killi.

(hidrojen veya oksijen depolarizasyonu) daha yavaş bir oranda meydana gelir. Oksijen erişiminin zor olduğu bir alanda korozyon elemanının potansiyeli daha az pozitiftir ve alanın kendisi bir anot olacaktır.

Bu koşullar altında korozyon süreci, çoğu yoğun nemli toprak (dağ geçitleri, kirişler) için tipik olan katodik kontrol ile gerçekleşir.

Burada mikro eşitleme ve eşitleme akımlarının doğasının aynı olduğu varsayımını yapabiliriz. Ancak mikro dengeleme akımları geçicidir ve eylemsizlikleri düşüktür ve bu nedenle daha yıkıcıdırlar.

Toprak kılcal gözenekli bir yapıdır. İzotermal modda, topraktaki nemin hareketi, elektroosmoz ve hidromekanik filtrelemenin etkisi altında meydana gelir. Önemli bir anodik akım aktığında, nemin anottan katoda elektroozmotik olarak uzaklaştırılması meydana gelir. Belirli koşullar altında elektroozmotik ve hidromekanik filtrasyon arasında bir denge oluşabilir.

İzotermal olmayan alanlarda, özellikle sabit olmayan modlarda zemin neminin (elektrolitler) hareket süreçleri çok daha karmaşıktır. Burada, borunun yakınında, bir sıcaklık gradyanının varlığında, termokapiler veya termokapiller film hareketi meydana gelir. Suyun (elektrolit) hareket yönü pratik olarak ısı akışının yönüyle örtüşür ve esas olarak borudan radyal yönde gözlenir. 30...40 °C civarındaki sıcaklıklarda konvektif akımlar önemsizdir, ancak boru konturu boyunca nemin dağılımını ve dolayısıyla galvanik çiftlerin oluşma koşullarını etkilediklerinden ihmal edilemezler.

Darbeli sıcaklık etkileriyle sıcaklık gradyanları değişir ve bu da göç akışlarının yeniden dağıtılmasına yol açar. Toprak korozyonunun meydana geldiği bölgede, aşağıdaki kuvvetlerin etkisi altında salınım modunda nem hareketi meydana gelir:

- termomotiv, - kılcal, - elektroosmotik, - filtreleme, - konvektif, vb.

Filtrasyon olmadığında saat 6 konumunda bir “durgunluk bölgesi” oluşuyor.

Kural olarak, bu, nemin tahliyesinin zor olduğu, minimum gradyanların olduğu bir alandır. Saat 6 konumundan alt generatriksin altına alınan toprak, oksijen erişimi olmadan korozyon işlemlerinin düşük aktivitesini gösteren karakteristik parlama belirtilerine sahiptir.

Böylece, neden-sonuç ilişkisi, gaz boru hattı etrafındaki potansiyel alanın, sadece boru hattının uzunluğu boyunca değil, aynı zamanda kesit boyunca ve zaman içinde de değişen bir polarizasyon potansiyeli oluşturduğunu ortaya koymaktadır.

Geleneksel karbonat teorisi açısından bakıldığında, boru hattı boyunca yetersiz görünen polarizasyon potansiyelinin hassas kontrolü ile korozyon sürecinin önlenebileceğine inanılmaktadır. Potansiyel boru kesiti boyunca sabit olmalıdır. Ancak pratikte bu tür önlemlerin uygulanması zordur.

1.5 Sıcaklık ve sıcaklık dalgalanmalarının gaz boru hattının korozyon durumuna etkisi Sıcaklık koşulları Ana gaz boru hattı sisteminin çalışması sırasında önemli ölçüde değişiklik. Yıllık çalışma süresi boyunca, Başkurdistan gaz boru hattı güzergahı bölgesinde kesintisiz bir termal durumda boru hattı ekseninin (DN 1400) H = 1,72 m döşeme derinliğindeki toprak sıcaklığı +0,6 aralığında değişmektedir. .. + 14,4°C. Yıl boyunca hava sıcaklığı özellikle güçlü bir şekilde değişir:

- aylık ortalama –14,6…= +19,3 °C;

- mutlak maksimum +38 °C;

- mutlak minimum – 44 оС.

Hava sıcaklığıyla hemen hemen eşzamanlı olarak, hava soğutma ünitelerinden (ACU) geçen gazın sıcaklığı da değişir. Uzun süreli gözlemlere göre aparat sonrası teknolojik nedenlerden dolayı sevk servisi tarafından kaydedilen gaz sıcaklığı değişimi +23...+39 °C arasında değişmektedir.

sadece gaz boru hattı ile toprak arasındaki ısı değişiminin doğasını belirlemez. Sıcaklık dalgalanmaları topraktaki nemin yeniden dağılımına neden olur ve boru çeliklerinin korozyon süreçlerini etkiler.

Korozyon işlemlerinin aktivitesinin doğrudan sıcaklığa değil, dalgalanmalara bağlı olduğunu varsaymak için her türlü neden vardır, çünkü termodinamik süreçlerin eşitsizliği, korozyon süreçlerini harekete geçiren nedenlerden biridir.

Hızlı bir şekilde meydana gelen yüksek basınç veya titreşim etkisi altında bir boru hattının kırılgan tahribatından farklı olarak, korozyona zarar veren süreçler eylemsizdir. Bunlar yalnızca elektrokimyasal veya diğer reaksiyonlarla ilişkili değildir, aynı zamanda ısı ve kütle transferi ve toprak elektrolitlerinin hareketi ile de belirlenir. Bu nedenle, aktif ortamın sıcaklığındaki birkaç güne (veya saate) yayılan bir değişiklik, aşındırıcı bir mikro veya makro element için bir dürtü olarak düşünülebilir.

SCC nedeniyle gaz boru hatlarının tahribatı, kural olarak, gaz boru hattı güzergahının ilk bölümlerinde, kompresör istasyonunun arkasında, potansiyel olarak tehlikeli boru hattı hareketleriyle, yani; Gaz sıcaklığının ve dalgalanmalarının maksimum olduğu yer. Şirketin Polyana - Moskovo bölümündeki Urengoy - Petrovsk ve Urengoy - Novopskov gaz boru hatlarının koşulları açısından, bunlar esas olarak geçici su yollarına sahip vadiler ve oluklardan geçen geçişlerdir. Önemli sıcaklık değişikliklerinin etkisi altında, özellikle boru hattı ekseninin konumu tasarıma uymadığında ve borunun zemine yetersiz yapışması durumunda boru hattı hareketleri meydana gelir.

Boru hatlarının tekrarlanan hareketleri, yalıtım kaplamasının bütünlüğünün bozulmasına yol açar ve yeraltı suyunun boru metaline erişmesine izin verir. Böylece değişken sıcaklık etkilerinin bir sonucu olarak korozyon işlemlerinin gelişmesi için koşullar yaratılır.

Bu nedenle, daha önce yapılan araştırmalara dayanarak, boru duvarının sıcaklığındaki bir değişikliğin, etrafındaki toprağın neminde ve elektrik direncinde bir değişikliğe yol açtığı iddia edilebilir. Ancak bilimsel ve teknik literatürde bu süreçlerin niceliksel parametrelerine ilişkin veri bulunmamaktadır.

1.6 Boru içi aletler kullanılarak gaz boru hatlarının teşhisi.

Gaz boru hatlarında teşhis çalışması sisteminde, teşhis muayenesinin en etkili ve bilgilendirici yöntemi olan hat içi teşhis önemli bir rol oynar. Gazprom Transgaz Ufa LLC'de şu anda gaz boru hatlarının doğrusal kısmının teknik durumunun teşhisi, cephaneliğinde nominal çapı 500 - 1400 mm olan gaz boru hatlarını incelemek için DMTP kompleksi bulunan NPO Spetsneftegaz tarafından gerçekleştirilmektedir. (5 mermi) şunları içerir:

- merminin temizlenmesi (CO);

- manyetik temizleme (MOP);

- elektronik profil oluşturucu (PRT);

enine (DMTP) mıknatıslanma.

VTD'nin kullanılması, duvar kalınlığının %20'si veya daha fazla derinliğe sahip en tehlikeli kusur kategorisinin - gerilim - korozyon çatlaklarının (SCC) tanımlanmasını mümkün kılar. Yüksek basınçlı vanaların teşhis muayenesi, SCC kusurlarının ortaya çıkma ve gelişme olasılığının yüksek olduğu büyük çaplı gaz boru hatları için özellikle önemlidir.

Tespit edilen tüm kusurlar arasında en büyük sayı genel korozyon, boşluk, çukur, uzunlamasına oluk, uzunlamasına çatlak, boyuna çatlak bölgesi, enine oluk, enine çatlak, mekanik hasar vb. gibi metal kaybı kusurlarına düşer.

%95 olasılıkla hata dedektörü, boru et kalınlığı “t”ye göre üç boyutlu koordinatlarda (uzunluk x genişlik x derinlik) belirlenir ve aşağıdaki parametrelere sahiptir:

- çukurlaşma korozyonu 0,5 ton x 0,5 ton x 0,2 ton;

- boyuna çatlaklar 3 ton x 0,1 ton x 0,2 ton;

- enine çatlaklar 0t x 3t x 0,2t;

- uzunlamasına oluklar 3t x 1t x 0,1t;

- enine oluklar 1t x 3t x 0,1t.

Belirlenen kusurların tehlike değerlendirmesi, WRD 39'a göre yapılabilir. Korozyon kusurlu ana gaz boru hatlarının durumunun niceliksel değerlendirmesi, tehlike derecesine göre sıralaması ve artık kaynağın belirlenmesi, OJSC Gazprom, .

Korozyon tipi kusurlar için aşağıdaki tehlike değerlendirme parametreleri belirlenir:

- gaz boru hattındaki güvenli basınç seviyesi;

- kusurlu bir boru hattının güvenli çalışması için kaynak.

olasılıklar. VTD mermilerinin geçişi, boru duvarı kusurlarının niceliksel parametrelerinin güvenilir bir şekilde belirlenmesini mümkün kılar; tekrarlanan geçişler, bunların gelişim dinamiklerini belirlemelerine olanak tanır, bu da korozyon kusurlarının gelişimini tahmin etmeyi mümkün kılar.

1.7 Korozyon süreçlerini tahmin etmeye yönelik modeller.

Bu süreci modellemeye yönelik girişimler olmuştur. Sürecin doğrusal modeline göre M. Faraday'a aittir ve şu şekildedir:

burada: A-const (sabit değer);

Büyük bir grup araştırmacı bir güç yasası modeli ortaya koydu:

burada: A=13, a=0,25; 0,5; 1.0.. Tablo 1.6, metallerin elektrokimyasal korozyon kinetiğine ilişkin daha önce yürütülen çalışmaların genelleştirilmiş sonuçlarını sunmaktadır - matematiksel modellerin genel fonksiyon biçimine göre sınıflandırılması. Toplam 26 model verilmiştir; bunlar arasında doğrusal; sakinleştirici; üstel; logaritmik;

hiperbolik; doğal logaritmalar; satırlar; integral; sinüzoidal;

kombine vb.

Aşağıdaki karşılaştırmalı kriterler dikkate alınmıştır: metal kütlesi kaybı, numune duvarının incelmesi, boşluk derinliği, korozyon alanı, korozyon sürecinin hızlanması (yavaşlaması), vb.

Korozyon süreçleri birçok faktörden etkilenir ve bunlara bağlı olarak aşağıdakiler yapılabilir:

- sabit bir hızda gelişin;

- hızlanma veya yavaşlama;

- gelişiminizi durdurun.

Korozyon kusurlarının derinliği - zaman koordinatlarında sunulan kinetik eğriyi ele alalım (Şekil 1.8).

Eğrinin 0-1 bölümü, bu metalin agresif bir ortamda (elektrolit) t1 süresi boyunca yok edilmesinin pratikte gözlemlenmediğini tespit etmemizi sağlar.

Eğri 1-2'nin bölümü, metalin yoğun tahribatının t = t2 - t1 aralığında başladığını göstermektedir. Başka bir deyişle, mümkün olan maksimum (bu özel durum için) metal kaybıyla karakterize edilen en yoğun geçici metal korozyon süreci meydana gelir ve ayrıca maksimum hızlar ve elektrolizin hızlandırılması.

Özel özelliklere sahip olan 2. nokta esasen kinetik korozyon eğrisinin dönüm noktasıdır. 2. noktada korozyon hızı sabitlenir, korozyon hızının türevi sıfıra eşit olur v2=dk2/dt=0 çünkü teorik olarak bu noktadaki korozyon boşluğunun derinliği sabit bir değerdir k2= sabit. Eğri 2-3'ün kesiti, t = t3 - t2 süresi boyunca geçici korozyon sürecinin zayıflamaya başladığı sonucuna varmamızı sağlar. 3-4 aralığında zayıflama süreci devam eder; 4. eğrinin ötesinde korozyonun gelişimi durur, ta ki bu mekanizmayı yeni bir darbe başlatana kadar.

Analiz, elektrokimyasal korozyon sürecinin doğal seyri sırasında metalin pasivasyonunun meydana geldiğini ve bunun da metalin aşındırıcı tahribatını pratik olarak durdurduğunu göstermektedir.

Ana gaz boru hattının korozyon tahribatına maruz kalan bölümlerinde, darbeli sıcaklık etkilerinin bir sonucu olarak (gaz sıcaklığı değiştikçe), alternatif pasivasyon ve korozyon işlemlerinin aktivasyonu süreçleri meydana gelir.

Bu nedenle ele alınan modellerden hiçbiri ana gaz boru hatlarındaki korozyon oranını tahmin etmek için kullanılamıyor.

Korozyon süreçlerinin gelişimini tahmin etmeye çalışırken genellikle ana sorun olan bilgi eksikliği durumunda, Tablo 1.6 - Metallerin elektrokimyasal korozyon kinetiğinin matematiksel modellerinin genel fonksiyon türüne göre sınıflandırılması ( metalin kütle kaybı veya boşluk derinliği, korozyon sürecinin hızı ve hızlanması).

I. Denison, E. Martin, G.

Thornes, E. Welner, W. Johnson, I. Upham, E. Mohr, A. Bikkaris F. Champion, P. Aziz, J.

L.Ya. Tsikerman y= y0 y0, A1=t1/(t1-t2) Yu.V. Demin 12 G.K. Schreiber, L.S. Saakiyan, y= a0+ a1x1+a2x2+…+a7x7 a1, a2,…..a7 x1, x2,…x7 y=f(x1, 14 L.Ya. Tsikerman, Y.P. Shturman, A.V. Turkovskaya, Y.M.Zhuk I.V.

Agafonov, N.P. Zhuravlev Şekil 1.8 – Sürecin fiziksel temsillerine (Şekil 1.9) dayalı ve maksimum ve ortalama kusurların çalışmasını kullanan korozyon aktivitesinin kinetik eğrisinin grafiği. Ancak bunun, korozyon kusurlarının niceliksel büyümesinin dinamiklerini tahmin etmeyi mümkün kılması pek mümkün değildir.

Sunulan modeller, belirli koşullar, kimyasal ortam, sıcaklık, çeşitli kalitelerdeki çelikler, basınç vb. gibi durumlara bağlı olarak korozyon süreçlerini açıklamaktadır. Yalıtım kaplamalı benzer sistemlerin (ana boru hatları) korozyon süreçlerini tanımlayan, gaz boru hatlarına benzer koşullarda çalışan ve sonuçları hat içi teşhis temelinde kaydeden modeller özellikle ilgi çekicidir. Örneğin, ana petrol boru hatlarında faktör analizi yapma metodolojisinde, yalıtım kaplamasının çapına ve türüne bakılmaksızın yazarlar bir model önermektedir:

burada L, korozyon sürecinin zayıflama katsayısıdır;

H – korozyon hasarının derinliği, mm;

Yukarıdaki formül 1.6'dan yazarların, boru hattı işletmesinin başlangıcında korozyonun en yoğun büyümeye sahip olduğu ve daha sonra pasifleşme nedeniyle solma karakterine sahip olduğu ifadesini kabul ettikleri açıktır. Formül (1.6)'nın türetilmesi ve gerekçesi çalışmada verilmiştir.

Boru hattının işletilmesi oldukça tartışmalı çünkü Yeni yalıtım kaplaması, yalıtımın eskidiği ve koruyucu özelliklerini kaybettiği zamana göre çok daha güvenilir koruma sağlar.

Araştırmaların çokluğuna rağmen, korozyon süreçlerini tahmin etmek için önerilen modellerin hiçbiri, sıcaklığın korozyon hızı üzerindeki etkisini tam olarak hesaba katmamıza izin vermiyor, çünkü çalışma sırasında darbe değişimini dikkate almayın.

Bu ifade, araştırmanın amacını formüle etmemizi sağlar:

gaz boru hattının dengesiz sıcaklık rejiminin, gaz boru hattının dış yüzeyindeki korozyon işlemlerinin aktivasyonunun temel nedeni olduğunu deneysel olarak kanıtlamak.

1. Gaz sıcaklığının gaz boru hattının korozyon durumu üzerindeki etkisini ortaya çıkarmak için edebi kaynakların bir analizi yapılmıştır:

1.1. Boru hattı taşımacılığında korozyon süreçlerinin özellikleri dikkate alınır;

1.2 Yalıtım kaplaması koruyucu özelliklerini kaybettiğinde toprağın korozyon aktivitesinin rolü belirlenmiştir.

1.3. Boru hatlarının kusurluluğunu değerlendirmek için hat içi kusur tespitinin teknik fizibilitesi incelenmiştir.

1.4. Korozyon süreçlerini tahmin etmek için diğer araştırmacıların modelleri dikkate alınmıştır.

2. Boru hattının dış yüzeyinde makro korozyon elemanlarının oluşma nedenleri araştırıldı.

3. Aşındırıcı bir toprak tabakasında nem hareket ettiğinde boru hattına bitişik toprağın elektriksel direncinin değiştiği kanıtlanmıştır.

2. NEMİN DARBE ETKİSİNİN DEĞERLENDİRİLMESİ VE

TOPRAKLARIN AŞINDIRICI AKTİVİTESİNE İLİŞKİN SICAKLIKLAR,

GAZ BORU HATTI ÇEVRESİ

2.1. Fiziksel modelleme ve kontrol parametrelerinin seçimi Periyodik toprak nemlendirmenin korozyon süreçlerini hızlandırdığı gerçeği, ana gaz boru hatlarının işletilmesi uygulamasıyla gösterilmektedir.

Bu fenomeni inceleyen Ismagilov I.G. geniş çaplı bir gaz boru hattının, toprak üzerinde darbeli bir sıcaklık etkisine sahip olan ve aşındırıcı olarak aktif toprak katmanında nemin salınım hareketlerine neden olan güçlü bir ısı kaynağı olduğunu kanıtladı.

Bununla birlikte, darbeli sıcaklık etkilerinin boru hattına bitişik toprak tabakasının korozyon aktivitesini arttırdığı yönündeki varsayımının deneysel olarak doğrulanması gerekmektedir.

Bu nedenle çalışmanın amacı, darbeli sıcaklık etkileri altında toprakların korozyon aktivitesini incelemek ve değerlendirmek için bir deney oluşturmaktır.

Korozyon süreçlerini inceleme sorunları genellikle deneysel olarak çözülür. Hızlandırılmış korozyon testleri de dahil olmak üzere korozyonun etkisini değerlendirmek için çeşitli yöntemler vardır.

Bu nedenle, tabanı boyunca bir akıntının aktığı, bir dağ geçidini geçen bir gaz boru hattının bir bölümünün karakteristiği olan çevredeki toprakla ısı ve kütle alışverişi koşullarının simüle edilmesi ve aşındırıcı aktivitenin ne ölçüde olduğunun belirlenmesi gereklidir. Sıcaklık ve nemin darbeli etkisi altında toprak değişir.

Korozyon süreci parametrelerinin yüksek hassasiyetle sabitlendiği ve kontrol edildiği laboratuvar koşullarında her faktörün (nabız sıcaklığı ve nem) etkisini en doğru şekilde incelemek mümkündür.

Yarı sabit ısı değişimi sırasında bir gaz boru hattının darbeli sıcaklık rejimi, Başkurdistan ve benzeri bölgelerden geçen gaz boru hatları için modellenmiştir. Benzerlik teorisine göre, ısı transfer sürecini karakterize eden benzerlik sayıları eşitse, geometrik benzerliğe bağlı olarak ısı transfer süreçlerinin benzer olduğu düşünülebilir.

Deneyde kullanılan toprak, Urengoy - Petrovsk gaz boru hattı güzergahı, Polyana - Moskovo bölümünden, gaz boru hattının çevresi boyunca saat 3, saat 12 ve saat konumlarından alınmıştır. Laboratuvar çalışmalarında kullanılan toprağın termofiziksel özellikleri yerinde yapılanlarla aynıdır, çünkü

Toprak örnekleri, çalışan bir gaz boru hattının aşındırıcı bölümünden alındı. Aynı topraklar için, doğa ve model için Lykov sayıları Lu ve Kovner Kv'nin eşitliği otomatik olarak yerine getirildi:

Sıcaklık basınçlarının eşitliği, toprakların özdeşliği ve aynı nem seviyesi gözlenirse Kossovich Ko ve Postnov sayıları Pn eşitliği yerine getirilmiş olur.

Böylece ısı ve kütle transfer koşullarının modellenmesi görevi bu durumda, gerçek ve model için Fourier sayıları Fo ve Kirpichev Ki'nin eşitliğini sağlayan böyle bir kurulum parametreleri seçimine indirgenmiştir.

Model için elde ettiğimiz (2.5)'e dayalı olarak, eşit termal yayılım katsayıları a = a" olan 1,42 m çapında bir boru hattının çalışması:

(2.7) Bu nedenle, 20 mm'lik bir test borusu çapı ile kurulumdaki yıllık süre 1,7 saatte "geçmelidir".

Isı transferi koşulları Kirpichev kriteri ile modellenmiştir. Yaklaşık olarak (2.9)'a göre ısı akışı dikkate alınarak Gaz boru hattının boru eksenine olan derinliğinde Н0 = 1,7 m ve Н0/Rtr = 2, (bağıl Polyana - Moskovo bölümündeki gaz boru hattı), model için eşitliğe (2.6) dayanarak elde ediyoruz:

Bir "akış"ı modellemek için gerçek dünya ve model için Reynolds sayılarının eşitliğini korumak gerekir:

Sıvı aynı su olduğundan (2.12)'ye dayanarak ve geometrik benzerliği hesaba katarak eşitliği elde ederiz:

(2.13) dikkate alınarak yapılan ilgili hesaplamalar, bu kurulumda bir akışı simüle eden su kaynağının damlama olması gerektiğini göstermektedir.

Deney sırasında boru duvarının sıcaklığının 30...40°C'lik fiili değişim sınırları dahilinde değiştirilmesi ve darbe modunu koruyarak düzenlenmesi gerektiğinden, çeliğin dış yüzeyinin sıcaklığı ttr tüp - numune St. kontrol parametresi olarak seçildi. 3.

Darbeli sıcaklık etkisi altında toprağın bağıl aşındırıcılığını belirlemek için, sabit sıcaklık etkisine kıyasla, toprağın aşındırıcı aktivitesinin çelik numunelerin ağırlık kaybıyla belirlendiği hızlandırılmış bir test yöntemi seçildi.

2.2. Deney düzeneğinin kısa açıklaması Şekil 2.1'de diyagramı gösterilen pilot düzenek, 90x80x128 mm boyutlarında bir teneke kutu 1'den oluşmaktadır. Özel olarak hazırlanmış toprak 11, toprak hacminin aşağıdakilere eşit olması koşuluyla hesaplanan H yüksekliğine kadar kutuya dökülür:

Zemine bir çelik boru yerleştirilir ve analitik terazide 0,001 g hassasiyetle önceden tartılır. Çelik boruların parametreleri:

Boruların çapı, uzunluğu, ağırlığı ve yüzey alanı Tablo 2.1'de verilmiştir.

Şekil 2.1 - Darbeli sıcaklığın zeminlerin korozyon aktivitesi üzerindeki etkisini incelemek için deney düzeneğinin şeması Tablo 2.1 - Çelik boruların parametreleri - numuneler, Art. 3.

No. Çap, Uzunluk, Yüzey, Ağırlık, Not Tüp, lastik tıpalar kullanılarak teneke kutudan izole edilmiştir.

Başlangıçta ana gaz boru hattıyla temas halinde olan toprak numuneleri aşağıdaki şekilde hazırlandı.

Her numune bir fırında kurutuldu. Toprak örnekleri organik bileşikler ve muhtemelen sülfat indirgeyen bakteriler içerdiğinden kurutma sıcaklığı 70 °C'yi aşmadı. Kuru toprak ezildi ve 1 mm delikli bir elekten elendi. Bu şekilde hazırlanan toprak numunesi, bir tüp takılı bir kutuya döküldü ve gaz boru hattı güzergahındaki bölgelerdeki doğal toprak nemine karşılık gelen W = %20...25 nem içeriğine kadar nemlendirildi. Deneylerde doğal sıcaklıktaki musluk suyu kullanıldı.

Negatif kutbun gövdeye ve 6 V DC kaynağın pozitif kutbunun metal numuneye bağlanmasıyla korozyon sürecinin hızlandırılması sağlanmıştır.

Darbeli sıcaklık rejimi, numune tüpünün içine yerleştirilmiş bir termal elektrikli ısıtıcının (TEH) periyodik olarak açılıp kapatılmasıyla oluşturuldu. Döngü süresi deneysel olarak belirlendi. Örneğin 1. deneyin koşulları için sıcaklık kontrolü sırasında çevrim süresi c = 22 dakika (ısıtma süresi n = 7 dakika; soğutma süresi o = 15 dakika) olarak belirlendi. Sıcaklık kontrolü, numunenin yüzeyini bozmadan tüpün üst generatrisinin üzerine monte edilen soğuk bir termokupl kullanılarak gerçekleştirildi.

Deney sırasında, boru ekseni seviyesinde zemine bir huni aracılığıyla damlama yoluyla su sağlandı. Enine drenajların özelliği olan bir baraj etkisi yaratıldı. Kutunun yan duvarındaki delikli deliklerden su tahliye edildi (aynı seviyede bulunan 5 simetrik delik).

Deneyin başlamasından 24 saat sonra akım kapatıldıktan sonra numunenin fotoğrafı çekildi ve kuru bir bez ve lastik silgi ile korozyon ürünlerinden iyice temizlendi. Daha sonra damıtılmış su ile yıkandı, kurutuldu ve 0,001 g hassasiyetle analitik terazide tartıldı.

Darbeli sıcaklık etkisi altında toprak aktivitesi Korozyon testleri için gerekli bir koşul, prosesin kontrol aşamasının hızlandırılmasıdır. Nötr elektrolitlerde korozyon süreci oksijen depolarizasyon hızıyla sınırlıdır, bu nedenle korozyon sürecini hızlandırmak için katodik sürecin hızının arttırılması gerekir.

Numunelerin testleri, nemdeki periyodik değişikliklerle metalin mümkün olduğu kadar uzun süre ince elektrolit katmanlarına maruz kalacağı şekilde yapılmalıdır.

Toprağın kurumasından dolayı toprağın tamamen susuz kalmadığı ve nemin film halinde kaldığı modların seçilmesi önemlidir.

Ortam sıcaklığı tgr = 20 °C ve boru duvarı sıcaklığı ttr = 30...40 °C olduğunda, tesisatta bir sıcaklık basıncı oluşturulur. Bu basınç, sonbahar - ilkbahar ve yaz çalışma modlarının doğal koşullarında t'ye karşılık gelir. Gaz boru hattının derinliğindeki toprak sıcaklığı 18 °C'ye yükseldiğinde.

Kışın sıcaklık basıncı t 30 °C'ye çıkar. Bununla birlikte, kışın ısı alışverişi ve toprak korozyonu koşulları niteliksel olarak farklı olduğundan, tesisteki kış rejimi modellenmemiştir: “akarsular”

donar ve boru hattının üzerindeki kar örtüsü kısmen eriyerek toprağı nemlendirir ve “termos” etkisi ortaya çıkar. Ancak yeterli toprak nemi nedeniyle kışın SCC dahil korozyon süreçlerinin de aktif olduğuna inanmak için her türlü neden vardır.

Yaklaşık 30°C sıcaklıklar eşik sıcaklık seviyesidir. yaz dönemi altında nemin borudan çıkarılmadığı ve Polyana CS - Moskovo CS bölümündeki gaz boru hattının 1 ve 2 numaralı ölçüm noktalarında yapılan çalışmaların gösterdiği gibi, borudan belirli bir küçük mesafede birikir, denge dışı bir durumda (küçük, 1,42 m çapında bir boru hattının duvarından yaklaşık 0,2 ..0,3 m'lik bir mesafedir). Bu nedenle sıcaklıktaki en ufak bir düşüş nemin geri dönmesine neden olur.

Boruyla temas eden toprak çok ince tabakalar halinde susuz kaldığında, katodik reaksiyonun kolaylaşmasıyla birlikte, anodik reaksiyonun inhibisyonu meydana gelebilir ve bu da sonuçta korozyon sürecini yavaşlatır.

Korozyon çatlamasının pratikte gözlenmediği gaz boru hattının üst generatrisinde de benzer işlemler meydana gelir.

Tablo 2.2, 1-4 numaralı çelik boru numuneleri üzerinde gerçekleştirilen korozyon çalışmalarının sonuçlarını göstermektedir. Deneyler bu tabloda belirtilen sıraya göre sırayla gerçekleştirildi.

Toprak örnekleri tekrar kullanılmadı. Ortam sıcaklığı 18...20 °C'nin üzerine çıkmadı. Sıcaklık koşulları bir gözlem günlüğüne kaydedildi. Bu veriler Ek 1'de sunulmaktadır.

Numune No. 1 Darbeli sıcaklığa maruz bırakıldı.

Gerçek mod, çelik numunesinin sıcaklığına göre belirlendi ve bu sıcaklık şu limitler dahilinde değişti: tнi…tоi, (Ek 1). Isıtma sıcaklığı tн, ısıtma sırasında numune duvarının sıcaklığının arttığı sıcaklıktır n. Soğutma sıcaklığı to®, o süresi boyunca numunenin sıcaklığının düştüğü sıcaklıktır. i –'inci çevrimin zamanı i = ni + oi ; deney sırasındaki döngü sayısı n = 66.

Tablo 2.2 Toprağın aşındırıcı aktivitesini belirlemek için 1-4 numaralı deneylerin koşulları ve sonuçları Ortalama sıcaklıklar, aşağıdaki formüller kullanılarak belirlendi:

Deney sırasında 24 saat sürdü. 30 dakika boyunca parametrelerin ortalama değerleri korundu:

24 saat 30 dakika süren test sırasında, 24,5/1,7 14 yıl boyunca doğal koşullar altında gerçekleşen bir süreç simüle edildi. Yıl boyunca ortalama 1.760/22.3 = sıcaklığın 30 °C'den 40 °C'ye çıkmasının 4 katı.

Korozyon tahribatının doğası fotoğraflarda gösterilmektedir (Şekil 2.2).

Numunenin tüm yüzeyi üzerinde genel bir korozyon belirtisi vardır, ancak önemli değildir. Çok yaygın, konsantre ve derin odaklar hakimdir. Şekil 2.2 - Darbeli oyuklanma korozyonu sırasında 1 numaralı numunedeki korozyon hasarı. Ülseratif lezyonun maksimum derinliği, huniden sürekli damlayan su beslemesinde belirtilmiştir; Şekil 2.1'deki kurulum şemasına bakınız. Numunenin orta kısmına tüp ekseni seviyesinde su sağlandı. Yerden akan “dere” sola saptı. Su esas olarak soldaki 2. delikten akıyordu (eşit şekilde delinmiş 5 delik varsa). Numunenin bu kısmı maksimum korozyon hasarına maruz kalmıştır.

Baraj etkisi ve artan nem nedeniyle memba tarafında erozyon daha derin ve yaygın. Örnek aynı zamanda neredeyse hiç erozyonun olmadığı "durgun" bir bölgeyi de gösteriyor. Bu şu şekilde açıklanabilir.

Deney koşulları altında bir vadiden aşağı akan bir dere simüle edildiğinden ve su basınçsız olarak sağlandığından, nehir yatağından uzakta, toprak numunenin yüzeyine sıkı bir şekilde bitişik olduğundan, yüksek hidrolik direnç nedeniyle su, tüpün yüzeyini sıkı temas bölgesinde yıkamayın ve korozyon işlemlerinin yoğunluğu önemli ölçüde azaldı. Gaz boru hattı güzergahı boyunca endüstriyel koşullarda da benzer olaylar gözlemlenmektedir.

Buharlaşma ve nemin “akıntıdan” yukarı doğru akışı nedeniyle

Numunenin sol üst kısmında korozyon süreçleri yoğunlaştı.

Bu olay tüpün küçük boyutu, nemin kılcal yükselişi ve baraj etkisinden kaynaklanan ölçek faktörü ile açıklanabilir.

Darbeli sıcaklık etkileri ve borunun çevresindeki sıcaklık, nem, omik direnç ve diğer parametrelerin eşitsizliği altında, oluşturulan koşullar mikro ve makro korozyon elemanlarının oluşumuna zemin hazırlar.

Deneyin tamamı boyunca büyük miktarda hidrojenin açığa çıktığına dikkat edilmelidir. İlgili ölçümler yapılmadı, ancak açıkça duyulabilen sabit bir ses efekti kaydedildi.

Numune No. 2 İkinci numunenin malzemesi aynıdır. Toprak aynı:

numune 3 saatlik pozisyondan alınmıştır. Toprak nemi W = %22. Deney koşulları sıcaklık ve bir "akıntının" yokluğu açısından farklılık gösteriyordu. 24 saat süren deneyin tamamı boyunca. 30 dakika boyunca sıcaklık sabit tutuldu:

Buradaki korozyon hasarı çok daha azdır (Şekil 2.3).

Numunenin kütle kaybı 7 kat daha azdır (göreceli birimler halinde). Genel korozyon hakimdir. Numunenin yüzeyi eşit şekilde etkilenir. Numunenin alt kısmında küçük bir odak lezyonu not edilmiştir.

1 ve 2 numaralı numunelerdeki korozyon hasarının doğasındaki temel farklılığa dikkat edelim.

Şekil 2.3 – ttr=33 °C sabit sıcaklıkta 2 numaralı numunede korozyon hasarı Proses üzerindeki darbeli sıcaklık etkileri ve akan suyun varlığı ile, çelik yüzeyde yoğun, belirgin oyuklanma korozyonu, “akış” boyunca maksimum hasarla gelişir. ”.

Sabit bir sıcaklıkta ve drenajın yokluğunda, ancak aynı başlangıç ​​​​nemi ile toprağın kuruması ve minimum ülserasyonla genel korozyon gelişimi gözlenir. Korozyon süreçleri ve metal kaybı oranı 7 kat daha azdır.

3 No'lu Numune 3 ve 4 No'lu numunelerin malzemesi aynıdır: St. 3, ancak numuneler farklı bir boru parçasından yapılmıştır. Toprak nemi doğal sınırlar dahilindeydi W = %20...25. Deneyin süresi 24 saatti.

Deney sırasında sıcaklık ttr = 33.12 ± 33 °C'de tutuldu.

Toprak örneği saat 6 hizasından alınmıştır. Toprakta, SCC'ye tabi boruların özelliği olan kaymadan oluşan önemli bir farklılık vardı. (Gleying, demirin oksit bileşikleri oksit bileşiklerine dönüştüğünde ve su tarafından taşındığında ve demir bakımından tükenmiş ufuklar yeşilimsi renkte boyandığında, toprağın mineral kısmının veya daha derin ufuklardaki kayaların, suya aşırı doymuş kimyasal restorasyon sürecidir. , siyah ve grimsi tonlar.).

Küçük bir damlama kaynağına sahip su (dakikada 6 damla), pratik olarak numune borusunun altına sızmadı, toprağın metal ile temas alanında su birikmesine neden oldu, zaman zaman hunide yükseldi ve statik bir basınç oluşturdu. Su, doğru bir kayma ile asimetrik olarak sağlandı. Sağ Taraförnek.

Kararlı ısı değişim koşulları altında korozyona maruz kalan 3 No'lu numune (Şekil 2.4) için, numune sıcaklığı ttr = 33 °C'de sabit tutulduğunda aşağıdaki işaretler not edilir:

1) Neredeyse tüm yüzeyde genel korozyon ile karakterize edilir;

2) Genel inceleme sırasında çukurlaşma korozyonunun karakteristik belirtileri belirlenmemiştir;

3) Çiziklerin olduğu bölgede:

Her biri 30 mm'lik 2 çizik Her biri 30 mm'lik 2 çizik Her biri 30 mm'lik 2 çizik Ülserasyon belirtisi bulunamadı.

4) korozyon kabuğunun kalınlığına göre belirlenen maksimum korozyon hasarı yayın tarafında, yani numunenin sağ tarafında ve nemin maksimum olduğu tüpün alt generatrisi boyunca gözlendi;

5) tüpün tüm alt generatrisi boyunca ve çevre alanındaki saat 6 konumundaki korozyon kabuğunun renginin daha koyu, büyük olasılıkla koyu kahverengi olduğu açıkça görülmektedir;

6) suyla dolu bir alanda (sağda) 3 çizik ve daha az nemli toprakta (solda) aynı çiziklerden 3'ünün varlığı, korozyon sürecinin gelişimini hiçbir şekilde etkilemedi;

7) numune tüpünün bir torna tezgahında işlenmesinden sonra, sağ tarafında kenetleme noktasından (hafif sertleşme şeklinde) plastik deformasyon izlerinin görüldüğüne ve bunun korozyon hasarının doğasını etkilemediğine dikkat edilmelidir.

Numune No. 4 Numune, numune No. 3, Art. 3. Toprak, deney koşulları deney No. 3'teki ile aynıdır. Tek fark: sıcaklık rejimi senaryoya göre darbelidir: 30/40 °C. 24 saat süren deney sırasında, formüllere (2.14 – 2.16) göre belirlenen parametrelerin ortalama değerleri korundu:

Bir "dağ geçidindeki akıntının" akışı, suyun bir huniden asimetrik olarak numunenin sağ tarafına damlatılmasıyla modellendi. Döngü sayısı n = 63.

Numunede, 3 numaralı numunedekiyle aynı çizikler var:

Her biri 30 mm'lik 2 çizik Her biri 30 mm'lik 2 çizik Her biri 30 mm'lik 2 çizik Korozyon hasarının niteliği Şekil 2.5'te gösterilmektedir.

Yine aynı koşullar altında, ancak sıcaklık koşullarındaki farklılıklarla gerçekleştirilen 3 ve 4 numaralı deneylerin sonuçları karşılaştırıldığında, parlama belirtileri olan toprakta darbeli sıcaklığa maruz kalmanın da süreci yoğunlaştırdığını not ediyoruz. Göreceli kütle kaybı açısından fark 11 kattır! (Tablo 2.2).

Şekil 2.4 – ttr=33 °C sabit sıcaklıkta 3 No.lu numunedeki korozyon hasarının niteliği Şekil 2.5 – 31/42 °C modunda darbeli sıcaklık değişimi ile 4 No.lu numunenin tahribatının niteliği Görüldüğü gibi Bu durumda metalin korozyon kaybının etkisi, 1 ve 2 numaralı deneylerde elde edilenleri önemli ölçüde aşar.

4 numaralı deneyde, darbeli sıcaklık etkisi altında toprakta meydana gelen fiziksel süreçleri açıklamamıza olanak tanıyan özel bir olguya dikkat çekilmiştir.

Korozyon sürecinin aktivasyonu gerçeği, termomotor kuvvetlerin etkisi altında darbeli modda meydana gelen nemin "sallanmasının" sonunda toprağın yapısında bir değişikliğe, tüberküllerin yumuşamasına ve hareketine yol açtığını gösterir. kılcal damarlardaki toz fraksiyonunun parçacıkları, yani.

aslında toprak elektrolitinin serbestçe hareket ettiği gelişmiş kanallar oluşturulur. Deney sırasında, suyun delikli deliklerden akmaya başladığı anda, H2 kabarcıklarının kılcal damarlar boyunca hareketi ve suyla birlikte uzaklaştırılması da (görsel olarak) not edildi.

3 No'lu deneyde (t = sabit), huniden sağlanan su pratikte delikli deliklerden sızmadı, hatta bazen hunideki su seviyesinin yükselmesine neden olarak statik bir basınç yarattı. Delikli deliklerden asla su akmadı. Toprak elektroliti, iyonların hareketine karşı daha fazla direnç göstermesi nedeniyle sıvı elektrolitten farklıdır.

4 numaralı deneyde (t = 31/42 °C), aynı toprak, konum 2'de akma ile birlikte kullanıldı. Tek fark: darbe sıcaklığı modu. Serbest akış modunda hareket eden su, deneyin başlamasından yaklaşık 8 saat sonra toprak direncini aştı. Bir saat sonra denge sağlandı: suyun girişi çıkışa eşit hale geldi. Kurulum gece boyunca kapatıldı. Sabah tesisatı açtıktan 50 dakika sonra drenaj deliklerinden su damladı.

Bu gerçek, gelişmiş kanalların oluşması nedeniyle kılcal damarların hidrolik direncinde bir azalma olduğunu gösterir. Böyle bir ortamda elektrolit iyonları daha hareketlidir, bu da toprak elektrolitinin yenilenmesini sağladığından şüphesiz metal korozyonuna katkıda bulunur. Akar su.

Bu durumda, her darbe, sanki korozyon süreçlerinin ayrık büyümesini yoğunlaştırıyor ve hızlandırıyormuş gibi, oluşumun 1. ve 2. aşamalarında bir değişiklik sağlar.

Doğal olarak, bu sadece korozyon süreçlerinin gelişimini yoğunlaştırmakla kalmaz, aynı zamanda genel elektrokimyasal süreçlerle karakterize edildikleri için odak korozyonunu, çukurlaşmayı ve yüzeyi de yoğunlaştırır.

Dolayısıyla deneyler, diğer koşullar eşit olduğunda, darbeli sıcaklığa ve değişken neme maruz kalmanın toprağın aşındırıcı aktivitesini 6,9 kat artırdığını (deney No. 1 ve No. 2) ve toprağın fiziksel özelliklerinde bozulmaya yol açtığını göstermektedir. 11,2 kez (deney No. 3 ve No. 4).

2.4. Sıcaklık dalgalanmalarının sıklığının ve termal parametrelerin toprakların korozyon aktivitesi üzerindeki etkisinin incelenmesi (ikinci deney dizisi) Ana gaz boru hatlarının çalışma modları, sık sıcaklık dalgalanmaları ile karakterize edilir. Ay içerisinde sadece soğutma sahalarındaki hava soğutucu fanların çalıştırma sayısı doğal gaz 30...40'a ulaşır.

Yıl içerisinde teknolojik operasyonlar (kompresör atölyesinin kapatılması, gaz kompresörü vb.) dikkate alınarak ve iklim faktörleri(yağmurlar, seller, hava sıcaklığındaki değişiklikler vb.), bunlar yüzlerce dalgalanmadır ve tüm hizmet ömrü boyunca - binlerce ve onbinlerce.

Sıcaklık darbelerinin sıklığının ve ortalama sıcaklıktaki artışın toprakların korozyon aktivitesi üzerindeki etkisini incelemek için, toprak elektrolitindeki çelik numuneleri üzerinde ikinci bir dizi deney (No. 5 - No. 8) gerçekleştirildi. Sıcaklık koşulları bir gözlem günlüğüne kaydedildi. Bu veriler Ek 2'de sunulmaktadır.

Deneyler aynı deney düzeneğinde gerçekleştirildi.

Ana gaz boru hattının izolasyonu hasarlı ve periyodik nemlendirmeli bir bölümünde meydana gelen uzun süreli termodinamik süreçler simüle edildi (Şekil 2.1).

Darbeli sıcaklık (nem) etkilerine maruz kalan çalışma, bir numunenin etrafından akan su aktığında, nemin geçişi boyunca maksimum hasarla çelik yüzeyde yoğun, belirgin oyuklanma korozyonunun geliştiğini göstermiştir.

Bu gerçek, ortamın aşındırıcı aktivitesinde keskin bir artışla birlikte sıcaklık ve nemin korozyon süreçleri üzerindeki etkilerinin toplamının veya üst üste binmesinin etkisini gösterir.

Sabit bir sıcaklıkta ve drenajın yokluğunda, aynı başlangıç ​​​​toprak nemi ile yüzeydeki ülseratif lezyonlar minimum düzeydedir veya yoktur ve korozyona bağlı metal kaybı çok daha azdır.

İlk deney serisinin sonuçları aynı zamanda sıcaklık darbelerinin sayısındaki artışın prototiplerin kütle kaybında da artışa yol açtığını varsaymamıza neden oldu. Bu ifadenin temeli aynı zamanda geniş çaplı bir gaz boru hattı etrafındaki aşındırıcı olarak aktif toprak tabakasındaki toprak elektrolitlerinin çok özel bir şekilde davrandığı gerçeğiydi:

1. Toprağın iskelet formlarındaki iyonların hareketini önleyen gözenekli bir toprak ortamında çalışırlar.

2. Sıcaklık değişimleri sürekli değiştiği için termomotor kuvvetlerin etkisi altında salınımlı hareket halindedirler. Aynı zamanda nem, gözenekli ortamdaki en uygun yolunu "iter", kılcal kanaldaki düzensizlikleri ve tüberkülozları yumuşatır, bu da zamanla kılcal damarların hidrolik direncini önemli ölçüde azaltır.

3. Zemin neminin hareketliliğindeki artış ve salınımlı hareketi, korozyon süreçlerini harekete geçirir. Drenajların (dağ geçitleri, kirişler vb.) varlığında, korozyon ürünlerinin aktif toprak katmanından çevreye aktif bir tahliyesi ve elektrolitin yenilenmesi söz konusudur.

Bu modda, korozyon kusurları hızla gelişir, birleşir, etkilenen geniş bir alan oluşturur, bu da gaz boru hattı duvarının yük taşıma kapasitesinin zayıflamasına yol açar, bundan sıcaklık döngüsü sayısındaki artışın katkıda bulunduğu varsayılabilir. bu sürece.

5-No. 8 numaralı deneyler, ilk deney serisindekilerle aynı numuneler üzerinde kil ve tınlı toprak karışımı üzerinde gerçekleştirildi (Tablo 2.3).

Tablo 2.3 – Döngüsel ısıtma modundaki ikinci deney serisi numunelerinin parametreleri Deneyler için topraklar, Urengoy - Petrovsk gaz boru hattı Du 1400 PK 3402+80'deki SCC kusurlarını belirlerken çukurlardan alınmıştır. Saat 6 konumundan alınan toprak örnekleri, gleying izleri gösteriyor. PK 3402+80 numaralı çukurdaki gaz boru hattının kesiti korozyona ve gerilme-korozyon etkilerine maruz kalmış ve onarım çalışmaları sırasında değiştirilmiştir.

Sıcaklık rejimi, kanıtlanmış 45/35°C şemasına göre darbeli olarak ayarlandı. Tüm numunelere aynı modda su verildi. Numunenin yüzeyindeki ortalama sıcaklık ve spesifik ısı akışı Tablo 2.4'te verilmiştir.

İkinci deney serisinin numuneleri aynı deney düzeneğinde test edildi, ancak ilkinden farklı olarak aynı koşullar altında. Onlar. aynı topraklar alınmış, huniden aynı su temini sağlanmış, aynı su ve hava sıcaklıkları sağlanmıştır.

Bu deneylerde, maruz kalma sıcaklık aralığı daha yüksek bir seviyede tutulur: 35...40 °C (ilk deney serisinde sıcaklık 30...35 °C aralığında değişiyordu).

Tablo 2.4 – 5 No'lu numuneler için ısıtma modları Gerilim Güç Güç Spesifik Ortalama Tek değişken, her deney sırasındaki döngü sayısı n idi.

24±0,5 saat içinde muhafaza edildi; bu, gaz boru hattının doğal koşullar altında yaklaşık 14 yıllık çalışmasına karşılık geliyordu (bkz. Madde 2.1).

Bu deney serisindeki döngülerin değişimi, ısıtma elemanı üzerindeki voltajın değiştirilmesiyle ve dolayısıyla numunelere sağlanan spesifik ısı akışının değiştirilmesiyle sağlandı. Örnek ısıtma parametreleri Tablo 2.7'de verilmiştir.

Karşılaştırılan deneylerin aynı süresinde, numune ısıtma çevrimlerinin sayısı farklıdır: n=14 (deney No. 6) ve n=76 (deney No. 8). Bu nedenle 8 numaralı deneydeki numunenin ısınma hızı çok yüksek, soğuma hızı ise yavaştır. 6 numaralı deneyde ise tam tersine hızlı bir şekilde soğuma meydana geliyor ve ısı yavaş yavaş toprak tarafından biriktiriliyor. Niteliksel olarak farklı ısı transferi nedeniyle, bu deneylerdeki ortalama sıcaklıklar farklıdır.

Tablo 2.5 – Örneklerin 35/45°C döngüsel modda ısıtılması için parametreler Örnek No. Tablo 2.5'ten ısıtma süresi ve soğutma süresi oranının döngü sayısına göre değiştiği görülebilir. Ve bu, ttr sıcaklığındaki değişimin doğasına yansır, ortalama sıcaklıklar t, elektrolitler ve sonuçta numunelerin korozyon hızı arasındaki farkı belirler.

Ttr sıcaklığındaki değişimin doğası Şekil 2.6'da gösterilmektedir. Grafiklerin analizi, döngü sayısı arttıkça ısıtma ve soğutma sürelerinin oranının değiştiğini göstermektedir. Şekil 2.7, ısıtma kaynağının düşük gücüne sahip deney No.'nun bir parçasını gösterir ve Şekil 2.8, ısıtma kaynağının yüksek gücüne sahip 8. deneyin bir parçasını gösterir. 5 (82 döngü) ve 8 (76 döngü) numaralı deneylerde, ısıtma süresi soğutma süresinden daha azdır ve 6 ve 7 numaralı deneylerde bunun tersi geçerlidir.

5-8 numaralı deneylerin sonuçları, numunelerin korozyon ağırlık kayıplarının farklı olduğunu göstermektedir, bkz. Tablo 2. Tablo 2.6 - 45/35 °C'ye göre döngüsel ısıtma modu ile 5-No. 8 numaralı numunelerin ağırlık kaybı. şema Bu, elektriksel kimyasal süreçlerin farklı yoğunluklarından kaynaklanmaktadır. Böyle bir deney düzeneğinde korozyon süreçlerinin hızlandırılmasının veya aktivasyonunun biyokimyasal doğası pratikte hariç tutulmuştur.

Şekil 2.6 - 5 No'lu deneyde numunelerin ısıtılması için darbeli sıcaklık rejimlerinin doğası - Şekil 2.7 - Düşük kaynak gücünde (q = 46,96 W/m) ısıtma ve soğutma oranlarını gösteren 6 numaralı deneyin parçası Şekil 2.8 - Yüksek kaynak gücünde (q = 239,29 W/m) ısıtma ve soğutma hızını gösteren 8 numaralı deney parçası. Şekil 2.9, numunelerin kütle kaybının deneylerdeki termal darbe sayısına grafiksel bağımlılığını göstermektedir.

Numunelerin kütle kaybı, g/cm2 0, Şekil 2.9 – Numunelerin kütle kaybının termal darbe sayısına bağlılığı Numunelerin kütle kaybı, g/cm Şekil 2.10 – Numunelerin kütle kaybının termal güce bağlılığı Numunelerin kütle kaybı, g/cm Şekil 2.9, aynı zaman periyodunda döngü sayısındaki artışla birlikte, numunelerin bağıl kütle kaybındaki artışın da gösterdiği gibi, korozyon işlemlerinin aktivitesinin arttığını göstermektedir. Bu bağımlılık doğrusal değildir ve ilerleyicidir.

8 numaralı deneyde diğer numunelere kıyasla daha küçük kütleli ve daha küçük yüzey alanına sahip bir numune kullanılmasına rağmen spesifik kütle kaybının büyük olduğuna dikkat edilmelidir. Bu, 8 numaralı numunenin daha yüksek bir spesifik ısı akışına maruz kalmasıyla açıklanabilir, bkz. Şekil 2.10. En düşük özgül ısı akışına maruz kalan 6 numaralı numuneyle karşılaştırıldığında 8 numaralı numunenin özgül kütle kaybı %6 daha yüksektir.

Metal kütle kaybı olarak ifade edilen korozyon hızı, numunelerin dış yüzeyinin ortalama sıcaklığına bağlıdır (Şekil 2.11, Şekil 2.12). Sıcaklık 43..44 °C'ye çıktığında korozyon hızı azalır. Bu, boru etrafındaki toprak neminin azalması ve daha fazla su ile "kuruması" ile açıklanabilir. yüksek sıcaklıklar. Nem azaldıkça aşındırıcı elektrokimyasal süreçlerin aktivitesi azalır.

darbe sıcaklığı etkisi (n), aynı zamanda kaynağın termal gücü (q) ve ortalama sıcaklığı tav üzerinde de etkilidir.

2.5 Kararsız ısı transferi altında korozyon hızının ortalama sıcaklığa bağlılığı.

Niteliksel özelliklerin ve niceliksel ilişkilerin dikkate alınmasını da içeren deneysel sonuçların analizi, modelin etkin karakteristiğini etkileyen faktör özelliklerinin seçilmesini mümkün kılmıştır.

sonuçların çoklu korelasyon regresyon analizini gerçekleştirmek için yetersiz olduğu ortaya çıktı. Ancak seçimin ilk aşamasında elde edilen ikili korelasyon katsayıları matrisinin analizi, birbiriyle yakından ilişkili faktörleri ortaya çıkardı, Tablo 2.7.

Tablo 2.7 – x1 (n) ve x2 (tav) parametrelerinin y (G/s) ile ilişkili korelasyonu En yakın ilişki şu şekilde bulundu: ortalama sıcaklıkörnek tav ve kütle kaybı G/s. Eşleştirilmiş korelasyon katsayısı ruх2=-0,96431.

Birbiriyle yakından ilişkili faktörler ortaya çıktı ve atıldı.

Sonuç olarak, formun bağımlılığının dikkate alınmasına karar verildi:

x1(n) parametresinin ısı ve kütle transfer sürecinin kararsızlığını ifade edecek şekilde sınıflandırılması.

Bu, her iki deney serisini birlikte değerlendirmeyi mümkün kıldı. 5..8 numaralı ikinci serinin dört deneyine, ilk serinin 1 ve 4 numaralı iki deneyi daha eklendi.

Ortaya çıkan grafiksel bağımlılık Şekil 2.13'te gösterilmektedir.

Şekil 2.13'teki grafikler metalin korozyon kaybı sürecini açıkça göstermektedir.

Borunun toprakla (ve toprakla gaz boru hattının doğal koşullarında) dengesiz ısı ve kütle transferi, borunun sıcaklığının sabit olduğu modlara kıyasla boru metalinin korozyon kütlesi kaybını büyüklük sırasına göre artırır. sabit tutuldu.

İkincisi, bölgedeki sıcaklığın 33°C'yi aşmasıyla korozyon hızı yavaşlıyor. Bu, 40 °C veya daha yüksek sıcaklığa ulaşan yüksek sıcaklıklarda, nemin dışarı akması ve bunun çevreye doğru göç etmesi ve bunun da toprağın kurumasına neden olmasıyla açıklanmaktadır. Boru hattına bitişik toprak susuz kaldığında korozyon işlemlerinin aktivitesi azalır.

Üçüncüsü, maksimum korozyon aktivitesinin 30...33°C sıcaklık aralığında meydana geldiği varsayılabilir. Sıcaklık 30°C'den 10°C'ye düştükçe korozyon hızının yavaşladığı, 0°C'de ise pratik olarak durduğu bilindiğinden.

Sıcaklık +20 °C'den -10 °C'ye düştüğünde korozyon aktivitesi yaklaşık 10 kat azalır.

O. Korozyon açısından en tehlikeli olanı +30…+33 °C civarındaki çalışma sıcaklıklarıdır. Bu aralıkta büyük çaplı gaz boru hatları işletilmektedir.

Fedotov S.D., Ulybin A.V., Shabrov N.N.

mühendis S.D. Fedotov;
teknik bilimler adayı, doçent A. V. Ulybin *;
Fiziksel ve Matematik Bilimleri Doktoru, Profesör N. N. Shabrov,
FSBEI HPE St. Petersburg Devlet Politeknik Üniversitesi

Anahtar Kelimeler: aşındırıcı aşınma; Çelik Yapılar; ultrasonik kalınlık ölçümü; bina yapılarının denetimi

Metal yapılarda korozyon kayıplarının büyük ekonomik zararlara neden olduğu iyi bilinmektedir. Çelik yapı elemanlarının ve betonarme takviyenin aşındırıcı tahribatı, yapıların kabul edilemez ve acil durumlarına yol açan ana faktörlerden biridir. Korozyon hızı yılda 0,05 ila 1,6 mm arasında değişmektedir ve metalin korozyon direncine, agresif ortamın parametrelerine, korozyon önleyici işlemin varlığına ve durumuna, tasarım çözümlerine ve diğer faktörlere bağlıdır.

real'un tanımı aşındırıcı aşınmaÇelik yapıların işletilmesi hem teknik durumlarının izlenmesi ve zamanında restorasyonu hem de kazaların (arızalar ve çökmeler) önlenmesi için gereklidir.

Modern muayene standartlarında, teknik literatürde ve bilimsel çalışmalarda korozif aşınmanın doğru belirlenmesi konusu tam olarak açıklanmamıştır. Mevcut talimatlardan kayıpların nasıl ve nasıl ölçüleceği, hangi alanların seçileceği ve bunların nasıl hazırlanacağı her zaman açık değildir. Ölçüm sonucunun nasıl görüntüleneceği konusunda net bir görüş bulunmamaktadır. Bu nedenle literatürde mevcut olan verilerin özetlenmesi ve modern enstrümantasyon dikkate alınarak bir kontrol tekniğinin geliştirilmesi gerekmektedir.

Uygulamada korozyon kayıplarının kontrolü iki ana göreve bağlıdır:

1) metal elemanın gerçek kalan kesitinin belirlenmesi;

2) gerçek kalınlığın orijinal kalınlıkla (veya muayenenin önceki aşamasında ölçülen) karşılaştırılması.

Görünüşe göre bu sorunların her ikisi de çok kolay çözülüyor. Ancak pratikte hem hasarlı bir yapının kalınlığını ölçerken hem de orijinaliyle karşılaştırırken sorunlar ortaya çıkar. Araştırma sonucunun en uygun ve bilgilendirici şekilde nasıl görüntüleneceği de her zaman açık değildir. Bu makale, Şekil 1'de şematik olarak sunulan bu sorunları çözmeye ayrılmıştır.

Şekil 1. Korozyon kayıplarını belirleme yöntemleri

Makalede sürekli metal korozyonu durumunda uygulanan ana kontrol yöntemleri tartışılmaktadır. Yerel korozyonun (çukurlaşma, çukurlaşma, taneler arası vb.) ölçülmesiyle ilgili sorunlar bu materyal dikkate alınmaz.

Artık kalınlığın mekanik ölçümü

Kalınlık ölçümü konusunu ele almadan önce, metal yapıların ölçümlerinin, diğer malzemelerden yapılmış yapılara kıyasla maksimum ölçüm doğruluğu gerektirdiğine dikkat edilmelidir. Düzenleyici ve metodolojik belgelere ve teknik literatüre göre ölçüm doğruluğu en az 0,05-0,1 mm olmalıdır.

En basit ve minimum ekipman maliyeti gerektiren yöntem, çeşitli mekanik ölçüm cihazları kullanılarak çelik yapı elemanlarının gerçek kalınlığının belirlenmesidir. Gerekli doğruluğu sağlarken bu hedeflere ulaşmak için ölçüm kelepçelerinin yanı sıra kumpas, mikrometre ve mekanik kalınlık ölçüm cihazlarının kullanılması tavsiye edilir.

Uygulamada, bu araçlardan en erişilebilir olanının, yani kumpasların kullanılması her zaman uygun değildir ve bazen imkansızdır. Bu, kumpasla ölçümün yalnızca açık alanlar profiller (köşe tüyleri, I-kirişlerin ve kanalların flanşları vb.) (Şekil 2). Özellikle sıklıkla, kanallardaki ve I-kirişlerdeki duvar olan daha ince kesitli bir elemanın artık kalınlığının ölçülmesine ihtiyaç vardır. Çoğu durumda profilin serbest ucuna (destek alanlarında) erişilemez ve dolayısıyla ölçüm gerçekleştirilemez. İkinci önemli sınırlama kaliper çenelerinin uzunluğudur. Bu durumda, metalin kalınlığını yalnızca incelenen profilin kenarı boyunca çenelerin uzunluğuna eşit bir şerit içinde yer alan alanlarda ölçmek mümkündür.

Şekil 2. Kalıntı kalınlığının kumpasla ölçülmesi

Şekil 3. BB'nin kalan kalınlığının braketle ölçülmesi

Şekil 4. Mikrometre - kalınlık ölçer

Daha uygun ölçüm araçları braketli kalınlık ölçerlerdir. Bunları kullanarak, incelenen elemanın kenarlarından belli bir mesafede bulunan yerel alanlardaki kalınlığı ölçmek mümkündür. Eşit olmayan korozyon hasarı durumunda bu avantaj, kaliperlere kıyasla belirleyici olacaktır. Ek olarak, kütleli bir kalınlık ölçer kullanıldığında (Şekil 3), ölçüm doğruluğu, mekanik bir kumpasla karşılaştırıldığında 0,01 mm veya daha fazlasına yükseltilebilir. Öte yandan zımba şeklindeki mekanik kalınlık ölçüm cihazlarının kullanımı kumpaslarda olduğu gibi aynı sınırlamaları beraberinde getirir.

Yukarıdaki mekanik ölçüm cihazlarının, her yıl artan hacimlerde kullanılan kapalı profil - boru elemanları üzerinde kullanılmasının imkansız olduğu açıktır. Kapalı bir profilin kalınlığını mekanik olarak ölçmenin mümkün olan tek yolu, bir delik açmak ve özel bir mikrometre ile ölçmektir (Şekil 4). Aynı zamanda ölçüm doğruluğu ve kontrol performansı da keskin bir şekilde azalır.

Artık kalınlığın fiziksel yöntemle ölçülmesi

Çeşitli malzemelerden yapılmış ürün ve kaplamaların kalınlığını, sürekliliğini ve diğer parametrelerini belirlemek için çok çeşitli tahribatsız muayene (NDT) fiziksel yöntemleri kullanılır. Bunlar arasında manyetik, girdap akımı, radyo dalgası yöntemleri vb. sayılabilir.

Çelik yapıların kalınlık ve diğer parametrelerinin izlenmesinde en başarılı şekilde kullanılan fiziksel yöntemlerden biri ultrasonik yöntemdir. Bu, yerli ve yabancı uygulamalarda ultrasonik cihazların (kalınlık ölçerler ve kusur dedektörleri) yaygın olarak incelenmesi ve kullanılmasıyla doğrulanmaktadır. Bu yöntem, ultrasonik dalgaların ortamlar arasındaki arayüze yansıtılma kabiliyetine dayanmaktadır. Bu çalışmada açıklanan amaçlar doğrultusunda, fiziksel NDT yöntemleri arasında uygulanabilir tek yöntemin ultrasonik yankı yöntemi olduğu unutulmamalıdır.

Ultrasonik kalınlık ölçüm yöntemini uygulayan modern cihazların kullanılmasının başlıca avantajları:

Tek yönlü erişim ile kontrol imkanı;

Yapının kenarından uzak alanlarda (açık kenarlar olmadan) çalışın;

Yüksek performans;

Yeterli ölçüm doğruluğu;

Ölçüm alanının ön hazırlığı için nispeten basit gereksinimler.

Rusya'da hem yerli hem de yabancı üreticilerin ultrasonik kalınlık ölçüm cihazları yaygın olarak kullanılmaktadır (AKS LLC, Tekhnotest LLC, Konstanta CJSC, Olympus, vb.). Çalışmak için en uygun saha koşulları cihazlar monobloktur (Şekil 5).

Şekil 5. Ultrasonik cihaz kullanılarak kalınlık ölçümü

Elbette bunların aynı zamanda sınırlı aralıkta ölçülen kalınlıklar, daha düşük pil kapasitesi ve diğerleri gibi dezavantajları da vardır.

Ultrasonik kalınlık ölçüm cihazlarının çoğunu kullanmak için çelik yüzey, ölçüm alanını kazıyarak veya (tercihen) taşlayarak hazırlanmalıdır. Bir yandan, bu durum kontrol performansını ve bir güç kaynağının yokluğunda oldukça önemli ölçüde azaltır. Öte yandan mekanik kalınlık ölçerlerle normal kontrol doğruluğunun sağlanması için ölçüm alanının hazırlanması da gereklidir. Ek olarak, günümüzde taşınabilir kablosuz metal işleme aletlerinin bulunması bu sorunu neredeyse ortadan kaldırmıştır.

Yukarıdakileri göz önünde bulundurarak ultrasonik cihazların mekanik kalınlık ölçerlere göre avantajının açık olduğu sonucuna varabiliriz.

Başlangıç ​​kesit kalınlığının belirlenmesi

Metal kayıplarının ne olduğunu anlamak için başlangıç ​​kalınlığını bilmeniz gerekir. En basit ve en güvenilir yol, incelenen elemanın kalınlığını hasarsız bir bölümde ölçmektir. Agresif bir ortamın açık elemanlara sınırsız (uzayda) ve uzun süreli erişimi durumunda, genellikle elemanın tüm alanı korozyon hasarına sahiptir. Bu durumda elemanın başlangıç ​​kalınlığını doğrudan ölçümle belirlemek mümkün değildir.

Böyle bir durumda elemanların kesit parametreleri ya tasarım belgelerine ya da haddelenmiş metal ürün çeşitlerine göre belirlenir. Bu yaklaşımın güvenilirliği düşüktür ve bazı durumlarda imkansızdır (belge eksikliği, standart dışı kaynaklı profillerin kullanılması vb.). Tasarım dokümantasyonu analiz için mevcutsa, gerekli parametrelerin belirlenme olasılığı daha yüksektir. Bununla birlikte, inşa edilen yapıların tasarım çözümüne ve yerli inşaat gerçeklerinde idari belgelere tam olarak uyduğuna dair bir garanti yoktur.

Genel kesit boyutlarını (yükseklik ve genişlik) belirleyerek elemanların kalınlığını çeşitlere göre belirlemek de her zaman mümkün değildir. Yapılar kanallardan ve I-kirişlerden yapılmışsa, sorunu çözmek için profillerin üretim dönemine karşılık gelen çeşitlere sahip olmak gerekir. Ancak yapıları incelerken profillerin belirli bir ürün yelpazesine uygunluğunu belirlemek her zaman mümkün değildir. Boruları ve açıları incelerken, başlangıç ​​kalınlığını belirlemek için bir ölçü kullanmak imkansızdır çünkü geniş bir kalınlık aralığı aynı kesit boyutlarına karşılık gelir. Örneğin, GOST 8509-93'e göre 50 numaralı eşit açı açısı, 1,0 mm'lik artışlarla 3,0 ila 8,0 mm arasında bir başlangıç ​​kalınlığına sahip olabilir.

Korozyon kayıplarını izlemek için dolaylı yöntem

Bina denetimlerine ilişkin standartlarda ve teknik literatürde, korozyon kayıplarının miktarını kabaca tahmin etmek için dolaylı bir yöntemin kullanılmasına yönelik öneriler bulunabilir. Özü, korozyon ürünleri tabakasının kalınlığının ölçülmesinde ve aşındırıcı oksitlerin kalınlığının 1/3'üne eşit hasar miktarının tahmin edilmesinde yatmaktadır.

Bizim açımızdan bu yaklaşımın güvenilirliği aşağıdaki nedenlerden dolayı oldukça şüphelidir. Bu fikir muhtemelen korozyon ürünlerinin, tahrip olan metalden önemli ölçüde daha düşük bir yoğunluğa sahip olduğu gerçeğine dayanmaktadır. Yöntemin güvenilir bir şekilde uygulanması için aşındırıcı oksitlerin yoğunluğunun çeliğin yoğunluğundan 3 kat daha az olması gerektiği varsayılabilir. Ancak yazarlar tarafından çeşitli nesnelerde yapılan ölçümlerin sonuçlarına göre, korozyon ürünlerinin (açık gözeneklerin ve hava katmanlarının hacmi dikkate alınmadan) ve çeliğin yoğunluklarının oranı 2,1... 2,6 kat (Tablo 1).

Tablo 1. Aşındırıcı oksitlerin yoğunluğu

	Seçim nesnesi	Öğe	kullanım Şartları	Oksit yoğunluğu, t/m3	Çelik yoğunluğuyla ilişki
	Bir konut binasının katları arasındaki kirişler	Kiriş flanşı	Sızıntılar sırasında nemlendirme
		Kiriş ağı
	Laboratuvar kanalizasyon ızgarası	Izgara köşesi	Periyodik nemlendirme
	Karter	Tepsi desteği	Sıvı seviyesinin altında
	kanalizasyon arıtma tesisleri	Savak köşesi	Sürekli nemlendirme

Korozyon ürünlerinin kalınlığının hasarlı metal tabakasından tam olarak üç kat daha fazla olmasının tam olarak gözeneklerin ve hava katmanlarının varlığından kaynaklandığı gerçeğiyle bu ifadeleri çürütmek mümkün olacaktır. Ancak bu, dolaylı yaklaşımın uygulanmasının imkansızlığının ikinci nedenidir. Korozyon ürünlerinin "paketlenmesinin" yoğunluğu (hava katmanlarının ve gözeneklerin oksit hacmine oranı) çeşitli faktörlere bağlıdır. Bunlar, değişen derecelerde agresif ortamın türünü, ortamın malzemeye erişim sıklığını, süreci katalize eden mikroorganizmaların varlığını ve diğerlerini içerir. Tasarım çözümü, yani korozyon ürünlerinin serbestçe birikmesini önleyen, korozyon elemanına bitişik diğer yapıların varlığı daha büyük bir rol oynar.

Yazarlar benzer yapı elemanlarını incelerken farklı yapıların korozyon ürünlerini birden fazla kez gözlemlediler. Örneğin 19. yüzyılın sonunda inşa edilen binalardan birinde, zemin kirişlerinin duvarlarına sabitlenen aşındırıcı oksitlerin yoğunluğu önemli ölçüde farklılık gösteriyordu. Yüksek oksit yoğunluğunun nedeni, korozyon katmanlarının serbestçe birikmesini önleyen, tuğla tonoz şeklindeki kirişler arası dolguydu. Aynı binanın başka bir katında, I-kirişlerin duvarları boyunca korozyon "pastaları" toplam 5,0-7,0 cm kalınlığa ve 5,0-7,0 mm çelik kaybı kalınlığına sahipti (Şekil 6). Bu durumda kirişler arasındaki dolgu ahşap eğim şeklinde yapılmıştır.

Şekil 6. Zemin kirişlerinden toplanan katmanlı aşındırıcı oksitler

Özetlemek gerekirse, bu dolaylı yöntemin ancak korozyon ürünlerinin tüm korozyon süresi boyunca birikmesi ve oluşum yerinden uzaklaştırılmaması durumunda uygulanabileceğine dikkat edilmelidir. Açık elemanların (metal kafes kirişler, sütunlar vb.) Koşullarında, çalışma sırasında temizlenebilen veya basitçe kendi ağırlığı altında yapıdan düşebilen korozyon ürünlerinin toplam kalınlığını kesin olarak belirlemek imkansızdır.

Ölçüm sonuçlarının sunumu

Literatürde ele alınmayan bir diğer konu ise aşınma ölçüm sonucunun nasıl sunulacağıdır. Aşağıdaki seçenekler mevcuttur: mutlak birimler halinde (mm, µm); tek bir kesit elemanının (flanşlar, duvarlar) kalınlığının yüzdesi olarak; tüm bölümün alanının yüzdesi olarak. Dokümanlarda mevcut olan aşındırıcı aşınmaya ilişkin acil durum kriterinin kesit alanının yüzdesi olarak ifade edildiğine dikkat edilmelidir. Kural olarak, acil durum aşınması olarak normalleştirilen aşınma, alanın %25'idir.

Doğrulama hesaplamalarını gerçekleştirmek için kesit alanı kaybı (veya kalan kesitin gerçek alanı hakkında) bilgisine sahip olmak yeterli değildir. Bu bilgiler ancak çekme elemanlarının hesaplanması için yeterli olabilir. Sıkıştırılmış ve kavisli elemanları hesaplamak için tüm kesit elemanlarının (raflar, duvarlar, köşe tüyleri vb.) gerçek boyutlarının bilinmesi gerekir. Bu nedenle ölçüm sonuçlarının kesit alanının yüzdesi olarak sunulması yeterince bilgilendirici değildir. Bu parametre ancak yeniden hesaplama ile belirlenebildiğinden, kesit alanı kaybının yüzdesini doğrudan ölçümle belirlemek mümkün değildir. Bu ifade şu şekilde doğrulanmaktadır: bölümün tüm elemanlarının aynı korozyon hızına sahip olması durumunda, kayıp miktarı mutlak değerde (mm) aynı olacak, yüzde olarak aşınma ise yalnızca aşağıdaki özelliklere sahip elemanlar için eşit olacaktır: aynı başlangıç ​​kalınlığı Ancak tüm kesit elemanlarının aynı oranda aynı oranda korozyona uğraması nadir görülen bir durumdur.

Çoğu zaman araştırmacıların hatası, kayıpların yalnızca bölümün elemanlarından birinde ölçülmesi ve buradan bölümün bir bütün olarak aşındırıcı aşınması hakkında bir sonuca varılmasından kaynaklanmaktadır. Bu yaklaşım hatalıdır çünkü mekansal konuma, bölümün türüne, agresif ortama erişime ve diğer faktörlere bağlı olarak bölümün farklı bölümlerinin aşınması farklı olacaktır. Tipik bir örnek, I-kirişlerin havadaki korozyonudur. Agresif bir ortama tekdüze erişim sayesinde daha fazla aşınmaya maruz kalacaklardır. üst yüzey bölümün yatay olarak yerleştirilmiş kısımları (örneğin raflar). Bu, üzerlerinde nem, toz ve korozyon ürünlerinin birikmesi nedeniyle meydana gelir ve imha sürecini hızlandırır.

Kural olarak agresif bir ortama erişimle ilişkili belirli koşullar altında, korozyon kayıplarının derinliği, bir bölüm elemanı içinde bile büyük ölçüde değişir. Örnek olarak Şekil 2'de yer almaktadır. Şekil 7, korozyon kayıpları olan bir bodrum katının I-kirişinin bir kesitini göstermektedir. Şekilden de görülebileceği gibi maksimum hasar alt flanş kenarlarında meydana gelir ve kalınlığın %100'üne ulaşır. Bu durumda duvara yaklaştıkça aşınma yüzdesi azalır. Kenarlardaki ölçümlerden rafın, hatta tüm bölümün tamamen kaybolduğunu varsaymak temelde yanlış olacaktır.

Şekil 7. Bodrum I-kirişinin alt flanşında eşit olmayan korozyon hasarı

Yukarıdakilere dayanarak, anketin yüksek kalitede uygulanması ve sonuçlarının sunumu için aşağıdakiler gereklidir:

Hasar belirtileri gösteren tüm kesit elemanlarındaki kalan kalınlığı ölçün;

Kesitin bir kısmında eşit olmayan korozyon hasarı olması durumunda, minimum ve maksimum kalınlıkları belirleyin ve ayrıca maksimum kayıp bölgelerini belirleyin (artık bölümün özel bir profilini oluşturun);

Kesit alanı kaybını belirlerken, bunu her bir kesit elemanının kalınlık ölçümlerine göre hesaplayın.

Vaka Analizi

Yukarıda açıklananları göstermek için, görevi kaplama kirişlerinin aşındırıcı aşınma yüzdesini belirlemek olan bir anketin sonuçlarını sunuyoruz.

İncelenen metal kafes kirişler (Şekil 8), bir tuğla fabrikasının üretim binasında yer almaktadır ve 36 m'lik bir açıklığı kapsamaktadır. Kirişlerin kayış ve ızgara elemanları esas olarak bir T kesiti oluşturan eşleştirilmiş açılardan yapılmıştır (Şekil 8). 9). Dış panellerdeki üst kiriş, farklı raf genişliklerine sahip kaynaklı bir I-kirişten yapılmıştır. Elemanların bağlantıları köşebentlerle kaynak yapılarak yapılır. Tasarım belgelerine göre, kafes kiriş elemanları farklı sınıflarda çelikten yapılmıştır: GOST 380-71'e uygun olarak VStZps 6'dan kafes elemanları, GOST 19281-73'e uygun olarak 14 G 2'den kiriş elemanları, VStZspb'den köşebentler GOST380-71.

Şekil 8. Ankete katılan çiftliklerin genel görünümü

Şekil 9. Kafes elemanlarından birinin kesiti

Köşeler arasındaki boşluktaki yüzeyin temizlenmesi oldukça emek yoğun bir işlem olup, korozyon ürünlerini temizlemeden mekanik kalınlık ölçerlerin kullanılması önemli bir ölçüm hatasına yol açmaktadır. Sorunu çözmek için çalışma frekansı 2,5 MHz olan A 1207 ultrasonik kalınlık ölçer kullanıldı. Ayarlanan hız aralığı 1000 ila 9000 m/s arasında değişir ve bu da cihazın çeşitli yapısal çelikler için kalibre edilmesine olanak tanır.

Şekil 10. Kafes elemanındaki korozyon hasarı

Muayene sırasında, kafes kirişlerin metal elemanlarının görsel incelemesi yapılmış, bunun sonucunda koruyucu boya kaplamalarında yaygın bir aşınma ve metal elemanların tamamen korozyona uğradığı tespit edilmiştir (Şekil 10). Kafes elemanlarının görsel işaretlerden en çok zarar gören alanlarında kalan kalınlık ölçümleri yapıldı.

Zamanında periyodik onarımlar ve koruyucu kaplamaların restorasyonu olmadan uzun süreli çalışma nedeniyle, tüm alandaki kafes elemanlarında korozyon hasarı oluştu.

Bu nedenle hasarsız bir alanda yapılan ölçümlerden başlangıç ​​kesit kalınlığını belirlemek mümkün olmadı. Bunu dikkate alarak, bölümlerin gerçek boyutlarını, ürün yelpazesine göre en yakın daha büyük (profil kalınlığında) bölümle karşılaştırma girişiminde bulunuldu. Bu şekilde belirlenen korozyon kayıpları, standardın gerekliliklerine göre bir acil durum işareti olan %25-30'a ulaştı.

İlk analizden sonra (ürün çeşitleriyle karşılaştırma), müşteri tasarım belgelerini buldu ve sağladı. Projenin analizi sonucunda bazı kafes elemanların projede belirtilenden daha büyük kesitli (kalınlık ve boyutlarda) profillerden yapıldığı tespit edilmiştir. Daha büyük kesitli profillerin ilk kullanımı ve bunların aşındırıcı aşınması dikkate alındığında, bu elemanların gerçek kalınlıklarının tasarım kalınlıklarını aştığı ortaya çıktı. Böylece tasarımın bu elemanlar için sağladığı yük taşıma kapasitesi sağlanmış olur. Kesiti tasarım verilerine karşılık gelen elemanların bu kısmının korozyon kayıplarının o kadar önemli olmadığı (% 10'dan fazla değil) ortaya çıktı.

Böylece, tasarım belgeleriyle karşılaştırmaya dayalı olarak aşındırıcı aşınma belirlenirken, değerinin bazı elemanların kesit alanının% 10'unu geçmediği ortaya çıktı. Tasarım belgelerinin yokluğunda ve ürün çeşitliliğine göre başlangıç ​​bölümleri olarak kullanıldığında, yapıların teknik durumu yanlışlıkla acil durum olarak algılanabilir.

Çözüm

Sunulan materyalden aşağıdaki sonuçlar çıkarılabilir.

1. Çelik yapıların artık kalınlığını belirlemek için en uygun ve verimli ve bazen mümkün olan tek yöntemin ultrasonik yankı yöntemi olduğu gösterilmiştir. Mekanik kalınlık ölçüm cihazlarının kullanılması, yalnızca ultrasonik kalınlık ölçüm cihazlarının kullanılmadığı veya kullanılamadığı durumlarda (örneğin, düşük hava sıcaklıklarında) önerilebilir.

2. Elde edilen sonuçların güvenilmezliği nedeniyle, korozyon ürünlerinin kalınlığının ölçülmesine dayalı korozyon kayıplarını belirlemeye yönelik dolaylı yöntemin uygulanamadığı kanıtlanmıştır.

3. Metal korozyon kayıplarının yüzde olarak sunulması, yapının durumuna ilişkin niteliksel bir değerlendirme sağlar ve aynı zamanda korozyon oranının tahmin edilmesine de olanak tanır.

4. Çoğu durumda yapıların durumu doğrulama hesaplamaları ile belirlenmelidir. Bunun için hasarlı bölümün kalan geometrik özellikleri hakkında bilgi sahibi olmak gerekir.

5. Nesneleri inceleme pratiğinde kullanılması önerilen, aşındırıcı aşınmayı belirlemek için bir algoritma geliştirilmiştir (Şekil 11).

6. Önerilen metodoloji dikkate alınarak, aşındırıcı aşınmanın araçsal değerlendirmesini düzenleyen ve metal yapıların teknik durumunun sınıflandırılmasını düzenleyen düzenleyici belgelerin bölümlerinin güncellenmesi gerekmektedir.

Şekil 11. Korozif aşınmayı değerlendirme algoritması (* sürekli metal korozyonu için)

Edebiyat

1. Puzanov A.V., Ulybin A.V. Betonarme yapıların donatılarının korozyon durumunu inceleme yöntemleri // Mühendislik ve İnşaat Dergisi. 2011. Sayı 7(25). s. 18-25.

2. Dobromyslov A. N. Binalara ve mühendislik yapılarına verilen hasarın teşhisi. M.: ASV, 2006. 256 s.

3. Bina yapılarının muayenesi için bir el kitabı. M.: JSC "TSNIIPROMZDANIY", 1997. 179 s.

4. Remnev V.V., Morozov A.S., Tonkikh G.P. Bina ve yapıların bina yapılarının teknik durumunun incelenmesi: Demiryolu taşımacılığı üniversiteleri için ders kitabı. M.: Rota, 2005. 196 s.

5. Agresif ortamlarda binaların ve yapıların metal yapılarının inşasının durumunun izlenmesi, araştırmaların yapılması ve yapıların korozyona karşı korunmasının restorasyonunun tasarlanması hakkında bir kılavuz (SNiP 2.03.11-85'e göre). M.: GOSSTROY SSCB, 1987. 23 s.

6. Gurevich A.K. [ve diğerleri] Tablo: Kalınlık ölçme yöntemleri ve görevleri // NK dünyasında. 2008. Sayı 2(40). S.4.

7. Yunnikova V.V. Ultrasonik kalınlık testinin güvenilirliğini artırmaya yönelik yöntem ve araçların araştırılması ve geliştirilmesi: dis... cand. teknoloji. Bilim. Habarovsk, 1999. 107 s.

8. Yunnikova V.V. Ultrasonik kalınlık kontrolünün güvenilirliği hakkında // Kontrol ve teşhis. 1999. No. 9. S. 31-34.

9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. Faz analizi kullanılarak ultrasonik testle geliştirilmiş köşe tespiti // Ultrasonik. 2013. Sayı 53(2). s. 630-634.

10.Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. Ultrasonik algılama ile küçük çaplı betonla doldurulmuş çelik boru üzerinde deneysel araştırma // Uygulamalı Mekanik ve Malzemeler. 2012. Cilt. 226-228. s. 1760-1765.

11. Tang R., Wang S., Zhang Q. Kalın duvarlı küçük çaplı çelik boru için ultrasonik kusur tespiti üzerine çalışma // Uluslararası Dijital İçerik Teknolojisi Dergisi ve Uygulamaları. 2012. Sayı 6(16). s. 17-27.

12. Samokrutov A.A., Shevaldykin V.T. Ultrason eko - metal yapıların tomografisi. Durum ve eğilimler // Fabrika laboratuvarı. Malzemelerin teşhisi. 2007. No. 1. S. 50-59.

13. Danilov V. N., Samokrutov A. A. Radyasyon modunda kuru nokta temasıyla piezoelektrik dönüştürücülerin çalışmasının modellenmesi // Defektoskopi. 2003. No. 8. S. 11-23.

14. Phased Array Ultrasonik Teknoloji Uygulamalarına Giriş: Ar-Ge Teknik Kılavuzu. Quebec: R/D Tech inc., 2004. 368 s.

15. Samokrutov A.A., Kozlov V.N., Shevaldykin V.G. Tek elementli tek probların kullanımıyla ultrasonik kalınlık ölçümünde yeni yaklaşımlar ve donanım araçları // 8. Avrupa Tahribatsız Muayene Konferansı, Barselona, ​​​​17-21 Haziran, 2002. Pp. 134-139.

16. Samokrutov A.A., Shevaldykin V.G., Kozlov V.N., Alekhin S.T., Meleshko I.A., Pastushkov P.S.A 1207 - Yeni neslin ultrasonik kalınlık ölçeri // NK dünyasında. 2001. No.2(12). s. 23-24.

17. Fowler K.A., Elfbaum G.M., Smith K.A., Nelligan T.J. Hassas ultrasonik kalınlık ölçümü teorisi ve uygulaması [Elektronik kaynak]. URL: http://www.ndt.net/article/w... (erişim tarihi: 01/09/2013).

18. Sorokin Yu. N. Tahribatsız muayenenin ultrasonik yöntemleri // Sat. VİNİTİ. Bilim ve teknolojinin sonuçları: Metroloji ve ölçüm teknolojisi. 1979.T.4. S.253-290.

19. Gmyrin S. Ya. Temas yüzeyi pürüzlülüğünün ultrasonik kalınlık ölçüm cihazlarının okumalarına etkisi // Defektoskopi. 1993. No. 10. S. 29-43.

20. Gmyrin S. Ya. Giriş yüzeyinin önemli ölçüde korozyona uğraması durumunda ürünün duvarlarının kalınlığı ve ultrasonik kalınlık ölçümünde ölçüm hatası konusunda // Defektoskopi. 1996. No. 11. S. 49-63.

21. Zemlyansky A. A., Vertynsky O. S. Hidrokarbonların depolanması için büyük boyutlu tanklardaki kusurları ve çatlakları belirleme deneyimi // Mühendislik ve İnşaat Dergisi. 2011. Sayı 7(25). s. 40-44.

22. GOST R 53778-2010. Binalar ve yapılar. Teknik durumun denetimi ve izlenmesine ilişkin kurallar. Girmek. 01/01/2011. M., 2010. 60 s.

23. Startsev S. A. Biyolojik hasar belirtileri olan bina yapılarının muayene sorunları // Mühendislik ve İnşaat Dergisi. 2010. Sayı 7(17). s. 41-46.

24.TSN 50-302-2004. St. Petersburg'daki bina ve yapıların temellerinin tasarımı. Girmek. 08/05/04. St.Petersburg, 2004. 57 s.

25. Prishchepova N. A. Uzak Kuzey'deki demir dışı metalurji işletmelerinin endüstriyel binalarının kaplamalarının çelik kirişlerinin dayanıklılığı: tezin özeti. dis.... cand. teknoloji. Bilim. Norilsk: Norilsk endüstriyel. inst - t, 1997. 25 s.

Bir DC iletim hattının elektrik alanında bulunan bir boru hattının korozyon durumunun değerlendirilmesi, boru ile toprak arasındaki potansiyel fark ve boru hattındaki akım değeri ile yapılır.
MG ünitesinin teknik durumunun kapsamlı bir değerlendirmesinin Lok şeması. Gelecekte, MG LP'lerin korozyon durumunun değerlendirilmesi, MG LP'lerin teknik durumunun kapsamlı değerlendirmesinin ayrılmaz bir parçası haline gelecektir.
Gezici olanların ortaya çıkışı ve yayılma şeması. Bir gaz boru hattının korozyon durumunu değerlendirirken potansiyel farkın hem ortalama hem de maksimum değerlerini bilmek önemlidir.
Korozyon koşullarını değerlendirmeye yönelik araçlar sensörleri, kayıt sistemini ve uygun güç kaynaklarını içermelidir. Manyetik ve elektromanyetik yöntemleri kullanırken çeşitli mıknatıslama sistemlerini kullanmak mümkündür. Tarama problemi ya az sayıda sensörün boru içinde sarmal bir çizgi boyunca hareket etmesiyle ya da çok sayıda sensörün mıknatıslama sistemi ile birlikte ileri doğru hareket etmesi ve cihazın çevresine yerleştirilmesiyle çözülür. Bu durumda, borudaki olası kusurları ortadan kaldırmak için iki halkalı kademeli sensör düzenleme sisteminin kullanılması en çok tavsiye edilir. ABD'de üretilen Linenalog tipi cihazlar menteşelerle birbirine bağlanan üç bölümden oluşmaktadır. Birinci bölümde güç kaynakları ve sızdırmazlık bilezikleri bulunur, ikincisinde sensörler için kaset sistemli bir elektromıknatıs bulunur ve üçüncü bölümde ise elektronik bileşenler ve bir kayıt cihazı bulunur. Bunlar boru hattı denetimleri için kullanılır.
Boru hattının korozyon durumunu değerlendirmek için sondaj, borunun tamamen açılması ve alt generatrisini inceleme imkanı ile yapılmalıdır. Borunun açılan kısmının uzunluğu en az üç çap olmalıdır.
Etkili yol ekipmanın korozyon durumunun değerlendirilmesi (tasarım, işletme, yenileme aşamalarında) korozyon izlemedir - olası korozyon arızaları hakkında zamanında bilgi elde etmek için bir nesnenin korozyon durumunu gözlemleyen ve tahmin eden bir sistem.
Masada Şekil 6, bazı şehirlerdeki siyah borulardan gelen sıcak su tedarik sistemlerinin gerçek korozyon durumunun bir değerlendirmesini sunmaktadır. Ek olarak, karşılaştırma amacıyla, 60 C'de su doygunluğunun hesaplanan endeksleri, sudaki çözünmüş oksijen ve serbest karbondioksit içeriğine ilişkin veriler ve korozyon aktivitesinin bir değerlendirmesi verilmiştir.
Çeşitli çaplardaki boru hatları için su-gaz-petrol akışının hareket hızı alanlarının dağılımı. Muhafaza dizilerinin korozyon incelemeleri, korozyon durumlarını (hem derinlemesine hem de saha alanı boyunca) değerlendirmek, elektrokimyasal koruma parametrelerini belirlemek, çalışma sırasında muhafaza dizisi sızıntılarının nedenlerini belirlemek ve güvenliği izlemek için gerçekleştirilir.
ONGKM'deki ekipmanların ve teknolojik süreçlerin korozyon durumu ve güvenilirliğinin değerlendirilmesine ilişkin yukarıdaki verilerin analizine dayanarak, hat içi ve harici kusur tespitinin sonuçları, saha ve laboratuvar korozyon-mekanik testleri, şablon ve numunelerin metalografik çalışmaları, yapıların teknik teşhis sonuçlarının yanı sıra mevcut düzenleyici ve teknik belgeler (NTD) dikkate alınarak, hidrojen sülfit içeren petrol ve gaz sahalarının ekipman ve teknolojik süreçlerinin teşhisi için bir metodoloji geliştirilmiştir.
Ülkemizde ve yurt dışında boru hattının açılmadan korozyon durumunun değerlendirilmesine yönelik yöntemler ve cihazlar geliştirilmektedir. En umut verici yöntemler, boru duvarındaki korozyon hasarı odaklarını içten ve dıştan tespit eden özel donanımlı bir cihazın boru hattından geçirilmesine dayanmaktadır. Literatürde boru hatlarının durumunun izlenmesine yönelik yöntemler hakkında veriler sağlanmaktadır. Ana dikkat, manyetik ve elektromanyetik yöntemlere verilir ve ikincisi tercih edilir. Ultrason ve radyografik yöntemler de burada kısaca anlatılmaktadır.
Herhangi bir matematiksel denklemle tanımlanmayan ve metallerin korozyon durumunu değerlendirmek için önerilen bir dizi tablo katsayıları veya nomogramlar biçiminde sunulan modeller.

Çalışma sırasında boru hattı üzerindeki kaplamanın durumunu değerlendirmek için, yalıtılmış boru hattının geçiş direncinin, kaplama malzemesinin geçirgenliğini karakterize eden parametrelerin ve kaplamada kalan antioksidan miktarının (stabilize edilmiş bileşimler için) kullanılması tavsiye edilir. Boru duvarının korozyon durumunu değerlendirmek için, kaplamanın altındaki veya kusurlu yerlerindeki metalin korozyon kayıplarının ölçümlerinin yanı sıra boru duvarındaki korozyon lezyonlarının boyutu ve göreceli konumu ölçümlerinden elde edilen veriler kullanılmalıdır. İkincisi, lokal korozyonu (boşluklar, oyuklar, lekeler), tekli (komşu lezyonların en yakın kenarları arasında 15 cm'den fazla bir mesafe ile), grup (komşu lezyonların en yakın kenarları arasında 15 ila 0 5 cm arasında bir mesafe ile) içerir. ) ve genişlemiş (komşu lezyonların en yakın kenarları arasındaki mesafe 0.5 cm'den az olan) lezyonlar. Tek korozyon lezyonları boru hatlarında arızalara yol açmaz.
Operasyon sırasında bir boru hattı üzerindeki yalıtım kaplamasının durumunu değerlendirmek için, boru hattının geçici direncinin değerlerini, kaplama malzemesinin geçirgenliğini karakterize eden parametreleri ve kalan antioksidan miktarını (stabilize edilmiş bileşimler için) kullanmak gerekir. yalıtım. Boru duvarının korozyon durumunu değerlendirmek için, kaplamanın altındaki veya kusurlu yerlerindeki metalin korozyon kayıplarının ölçümlerinden elde edilen verilerin yanı sıra boru duvarındaki korozyon lezyonlarının boyutu ve göreceli konumlarından elde edilen verilerin kullanılması gerekir.
Bir boru hattının korozyon durumunu değerlendirirken, korozyon türleri belirlenir, bölümlerin genel bir özelliği ile boruların dış duvarına korozyon nedeniyle verilen hasar derecesi, maksimum ve ortalama sürat korozyon, sitenin 3 - 5 yıl boyunca korozyon durumunu tahmin edin.
Masada 9.12, boru hattının korozyon durumunun tam bir dizi etkileyici faktör ve ilgili önerilerle birlikte bir değerlendirmesini sağlar.
Uygulamada, metallerin korozyon direncini ölçmek için, metalin korozyon sırasında önemli ölçüde ve doğal olarak değişen herhangi bir özelliğini veya karakteristiğini kullanabilirsiniz. Böylece su temin sistemlerinde boruların korozyon durumu, sistemin veya bölümlerinin zaman içindeki hidrolik direncindeki değişikliklerle değerlendirilebilir.
Korozyon sonucu metal kayıplarını azaltma ve korozyondan kaynaklanan önemli doğrudan ve dolaylı kayıpları azaltma olasılığını bulmak için, cihazların korozyon durumunu ve kimyasal teknolojik sistemlerin iletişimini değerlendirmek gerekir. Bu durumda, hem kimyasal-teknolojik sistemin korozyon durumunun bir değerlendirmesinin hem de tahminin yapılması gerekir. olası gelişme korozyon ve bu sürecin cihazların performansı ve kimyasal teknolojik sistemlerin iletişimi üzerindeki etkisi.
Ölçme tekniği II. Bölümde verilmiştir. Bir yapının korozyon durumunu değerlendirmek için gerekli ölçümlerin kapsamı ve seti, öngörülen şekilde onaylanan departman talimatlarıyla sağlanır.
Yeraltı metal ve betonarme yapıların korozyon sürecinin karmaşıklığı ve özgünlüğü, atmosfer, biyosfer ve hidrosferin etkileşime girdiği yeraltı ortamının özel koşullarından kaynaklanmaktadır. Buna bağlı Özel dikkat yeraltında bulunan nesnelerin korozyon durumunu değerlendirmek için ekipman ve sistemlerin geliştirilmesi ve oluşturulmasına adanmıştır. Böyle bir değerlendirme, metal yapının zemine göre zaman ortalamalı potansiyelinin ölçülmesiyle yapılabilir. Ortalama potansiyel değeri belirlemek için cihazlar geliştirildi - kaçak akım entegratörleri. Üretimleri kolaydır, özel güç kaynakları gerektirmezler ve kullanımları güvenilirdir. Bu cihazların kullanımı, elektrokimyasal koruma araçlarının bağlantı yerinin seçilmesi ve çalışmasının verimliliğinin bütünleşik olarak hesaplanması için anodik, katodik ve alternatif bölgelerin mekansal dağılımının doğası hakkında bilgi sağlar. Bu bilgiler hem yeni ekipmanın tasarımı, yapımı ve kurulumu sırasında hem de işletme sırasında kullanılabilir. Uzun süreli çalışma koşullarında metal ve betonarme yapıların yüksek güvenilirliğini sağlamak için planlı önlemlerin uygulanması mümkün hale gelir.
Alternatif akımla çalışan elektrikli taşımacılığın etkisinin neden olduğu çelik yer altı boru hatlarının korozyon riskinin değerlendirilmesi, boru hattı ile çevre arasındaki potansiyel fark ölçümlerinin sonuçlarına göre yapılmalıdır. Ölçme tekniği bölüm II'de verilmiştir. Boru hattının korozyon durumunu değerlendirmek için gerekli ölçümlerin hacmi ve kompleksi, öngörülen şekilde onaylanan departman talimatları ile belirlenir.
Rejim, su ve buhar örneklerinin analiz sonuçlarına, besleme ve kazan suyunun pH metrelerinin okunmasına, birikintilerin niceliksel ve niteliksel bileşiminin periyodik tespitlerine ve ayrıca kazan metalinin durumunun açısından değerlendirilmesine dayanarak izlenir. korozyon. İşletme personeli özellikle rejimin iki ana göstergesini izler: kompleksin dozu (besleme suyu tüketimi için yeniden hesaplanan çalışma çözeltisi 7'nin ölçüm göstergesindeki seviyedeki azalmaya dayanarak) ve temiz bölmenin kazan suyunun pH'ı. Isıtma yüzey borularının temsili örneklerinin kesilmesi, birikintilerin niteliksel ve niceliksel analizi ve rejimin çalıştırılmasının ilk 1 - 2 yılındaki ilk durumuna kıyasla metalin korozyon durumunun değerlendirilmesi her 5 - 7 binde bir gerçekleştirilir. çalışma saatleri.
Bu nedenle, reasürans nedeniyle yüzeydeki ve boru hattı içindeki korozyon kusurlarının yerinin yanlış belirlenmesi nedeniyle, önemli alanlarda boru hattının haksız yere değiştirilmesine izin verildiği ve bu da kamu fonlarının fazla harcanmasına yol açtığı durumlar vardır. Bu nedenle boru hatlarının korozyon durumunun güvenilir bir şekilde değerlendirilmesi ve elde edilen verilere göre zamanında ve doğru onarımların yapılması gerekmektedir. Bu amaçla boru hatlarının hendekten açılmadan korozyon durumunu tespit etmek amacıyla ülkemizde kusur dedektörleri geliştirilmiş, yapılmış ve test edilmiştir.

 

Okumak faydalı olabilir:

• Kurgan bölgesinin yetkilileri bölgesel başkente ödeme yapmıyor Vali Osipov, seçimlerin şeffaflığı için federal kuralları yerine getiriyor.;
• Çin lahanası ve yengeç çubukları salatası Çin lahanası, mısır ve yengeç salatası;
• Lucuma - meyvenin ve özelliklerinin fotoğraflarla açıklaması. Yemek pişirmede kullanın.;
• Balık, et ve yağsız yiyeceklerden oluşan tarihsel bir dokunuşa sahip darı çorbası tarifleri;
• Tsvetkov’un rüya kitabı ne diyor?;
• Yılan ve Maymun Uyumluluğu;
• Turgenev, mumu çalışmalarının analizi, plan;
• Wehrmacht askerlerinin fotoğraflarında SSCB topraklarının Üçüncü Reich birlikleri tarafından işgali;