Boru hatlarının korozyon durumunun gözlemlenmesi. Boru içi kusur tespit verilerine dayalı olarak bir gaz boru hattı bölümünün korozyon durumunun analizi

Mevcut korozyon durumunun kapsamlı incelenmesi ana gaz ve petrol boru hatları ve sistemleri elektrokimyasal koruma harici kısa devre koruma sistemi üzerindeki korozyon ve stres-korozyon hasarının varlığının ECP ekipmanının çalışma modlarına bağımlılığını belirlemek, korozyon ve stresin ortaya çıkmasının ve büyümesinin nedenlerini belirlemek ve ortadan kaldırmak için gerçekleştirildi. korozyon hasarı. Aslında, ana gaz ve petrol boru hatları, operasyonları boyunca pratik olarak eskimeye maruz kalmaz. Operasyonlarının güvenilirliği esas olarak korozyon ve stres derecesine göre belirlenir. aşındırıcı aşınma. 1995'ten 2003'e kadar olan dönem için gaz boru hatlarının kaza oranlarının dinamiklerini göz önünde bulundurursak, KZP'de korozyon ve stres-korozyon kusurlarının oluşması nedeniyle zamanla kaza oranında artan bir sürecin olduğu açıkça ortaya çıkıyor.

Pirinç. 5.1.

Mevcut ana gaz boru hatlarındaki özellikle tehlikeli kusurları ortadan kaldırma dinamikleri göz önüne alındığında, işletme sırasında, dış korozyon ve stres-korozyon çatlaklarından kaynaklanan, öncelikli onarım gerektiren özellikle tehlikeli kusurlarda bir artış olduğu açıkça ortaya çıkmaktadır (Şekil 5.1). Şekil 2'de gösterilenden. 5.1 grafiği, ortadan kaldırılan özellikle tehlikeli kusurların neredeyse tamamının aşındırıcı veya stres-aşındırıcı nitelikte olduğunu göstermektedir. Tüm bu kusurlar dış katot korumalı yüzeyde tespit edildi.

Gaz ve petrol boru hatlarının korozyona karşı korunmasına ilişkin kapsamlı incelemelerin sonuçları (korozyon çukurlarının ve stres-korozyon çatlaklarının varlığı, yalıtım kaplamasının yapışması ve sürekliliği, elektrokimyasal koruma derecesi) sorunun çözümünün olduğunu göstermektedir. Yalıtım kaplamaları ve katodik polarizasyon kullanılarak ana gaz ve petrol boru hatlarının korozyona karşı korunması günümüzde de geçerli olmaya devam etmektedir. Bunun doğrudan doğrulanması, hat içi teşhisin sonuçlarıdır. Hat içi teşhis verilerine göre, 30 yıldan fazla hizmet ömrüne sahip ana petrol ve gaz boru hatlarının belirli bölümlerinde kusurların oranı dış korozyon(gerilim korozyonu dahil) tespit edilen toplam kusur sayısının %80'ine ulaşır.

Ana gaz ve petrol boru hatlarının yalıtım kalitesi, elektrokimyasal koruma parametrelerine göre belirlenen geçiş direncinin değeri ile karakterize edilir. Yalıtım kaplamasının kalitesini karakterize eden boru hatlarının elektrokimyasal korumasının ana parametrelerinden biri mevcut değerdir. katodik koruma. ECP ekipmanının çalışmasına ilişkin veriler, yalıtımın eskimesi nedeniyle 30 yıllık çalışma boyunca D 1220 mm'nin doğrusal kısmındaki RMS'nin koruyucu akımının değerinin neredeyse 5 kat arttığını göstermektedir. 1,2...2,1 V m.s koruma potansiyeli alanında 1 km'lik petrol boru hattının elektrokimyasal korumasını sağlamak için akım tüketimi. e. 1,2'den 5,2 A/km'ye yükseldi, bu da petrol boru hattının geçiş direncinde orantılı bir azalmaya işaret ediyor. Gaz ve petrol boru hatlarının 30 yıl çalıştırılmasından sonra geçici yalıtım direnci, gaz ve petrol boru hatlarının değiştirilerek büyük onarımlarının yapıldığı alanlar hariç, tüm uzunluk boyunca aynı düzeydedir (2,6-10 3 Ohm - m2) yalıtımın miktarı, dış katot korumalı yüzeydeki korozyon ve stres - korozyon hasarının miktarı önemli sınırlar içinde değişir - % 0 ila 80 arasında toplam sayısı Hem koruyucu bölgelerin birleşim yerlerinde hem de rotanın ova ve sulak alanlarındaki SCP'nin drenaj noktalarının yakınında lokalize olan boru içi kusur tespiti kullanılarak belirlenen kusurlar. Orta kısımdaki sulak alanların yeraltı suyu Batı Sibirya Zayıf mineralizasyon (kütle olarak% 0,04) ve bunun sonucunda yüksek ohmik direnç (60... 100 Ohm m) ile karakterize edilirler. Ayrıca bataklık toprakları asidiktir. Bataklık suyunun pH değeri 4'e ulaşır. Bataklık elektrolitinin yüksek omik direnci ve asitliği en önemli faktörler gaz ve petrol boru hatlarının korozyon oranını ve elektrokimyasal korumalarının etkinliğini etkiler. Bataklık topraklarının gözenek çözeltilerinde hidrojen sülfit içeriğinin 0,16 mg/l'ye ulaşması dikkat çekicidir; bu, sıradan topraklara ve akan rezervuarlara göre çok daha yüksek bir mertebedir. Araştırma verilerinin gösterdiği gibi hidrojen sülfür, gaz ve petrol boru hatlarının aşındırıcı durumunu da etkiliyor. Sülfat indirgeyici bakterilerin (SRB) aktivitesi nedeniyle hidrojen sülfür korozyonunun meydana gelmesi, örneğin diğer benzer koşullar altında, gaz yalıtımındaki açık kusurlarda dış korozyonun maksimum nüfuz derinliğinin olması gerçeğiyle gösterilir. ve durgun bataklıklardaki petrol boru hatları, akan rezervuarlardakinden ortalama% 70 daha fazladır, bir yandan ve hemen hemen her yerde, yüksek H2S içeriğine sahip durgun bataklıklarda dış KZP'deki stres-korozyon çatlakları da bulunur. , Diğer yandan. Buna göre modern fikirler Moleküler hidrojen sülfür, çeliklerin hidrojenlenmesini uyarır. Boru hattının KZP'sinde H 2 S'nin elektro-indirgenmesi H,S + 2-»2Н alc + S a ~ c ve H,S + reaksiyonları yoluyla ilerler V-^Hads + HS”ac, kimyasal olarak emilmiş katmanın atomik hidrojenle dolma derecesini arttırır c'de, boru çeliğinin yapısına yayılır. Karbondioksit aynı zamanda hidrojenasyonun etkili bir uyarıcısıdır: HC0 3 +e-> 2H adc +C0 3 ". Aşındırıcı ve

Rotanın bataklık alanlarındaki petrol ve gaz boru hatlarının stres-korozyon tahribatı henüz kapsamlı bir şekilde açıklanmamıştır ve konuyla ilgili olmaya devam etmektedir. Bataklık alanlarındaki ana gaz ve petrol boru hatlarının korozyon incelemesinin sonuçları, hem petrol hem de gaz boru hatlarının neredeyse tüm dış yüzeyinin yalıtım kusurlarında ve soyulmuş yalıtımın altında kahverengi birikintilerle (alüminyum tozuna benzer) kaplandığını gösterdi. Maksimum derinliğe sahip korozyon çukurları, yalıtımdaki açık delik hasarlarında lokalizedir. Korozyon hasarının geometrik parametreleri, yalıtım hasarının geometrisine neredeyse tam olarak karşılık gelir. Soyulmuş izolasyonun altında, boru duvarının toprak nemi ile temas ettiği alanda, korozyon izleri, stres-korozyon çatlaklarının izleri ile görünür korozyon çukurları olmadan bulunur.

Deneysel olarak, 1220 mm çapında (üst, yan ve alt kuşaklarda) ana petrol boru hattının duvarına monte edilen boru çeliği numuneleri kullanılarak, orta kısmının tayga-bataklık bölgesinin topraklarında olduğu belirlendi. Batı Sibirya'da katodik korumasız numunelerin izolasyon kusurlarında korozyon oranı 0,084 mm/yıl'a ulaşmaktadır. Koruyucu potansiyel altında (ohmik bileşenli) eksi 1,2 V m.s. örneğin, katodik koruma akım yoğunluğu sınırlayıcı oksijen akım yoğunluğunu 8... 12 kat aştığında, kalan korozyon hızı 0,007 mm/yıl'ı aşmaz. On puanlık korozyon direnci ölçeğine göre bu artık korozyon oranı, korozyon durumuna karşılık gelir çok ısrarcı ve ana gaz ve petrol boru hatları için kabul edilebilir. Bu durumda elektrokimyasal koruma derecesi:

Çukurlardaki gaz ve petrol boru hatlarının dış katot korumalı yüzeyinin korozyon durumunun kapsamlı bir incelemesi sırasında, yalıtım kusurlarından dolayı 0,5... 1,5 mm derinliğinde korozyon çukurları bulunur. Elektrokimyasal korumanın toprak korozyon hızını engellemediği süreyi hesaplamak zor değildir. kabul edilebilir değerler, karşılık gelen çok ısrarcı Gaz ve petrol boru hatlarının korozyon durumu:

0,5 mm korozyon nüfuz derinliğinde 1,5 mm korozyon nüfuz derinliğinde

Bu 36 yıllık faaliyet içindir. Gaz ve petrol boru hatlarının korozyona karşı elektrokimyasal koruma verimliliğindeki azalmanın nedeni, geçici yalıtım direncindeki azalma, yalıtımdaki açık kusurların ortaya çıkması ve bunun sonucunda akım yoğunluğunun azalması ile ilişkilidir. SCZ'nin koruyucu bölgelerinin birleşim yerlerinde katodik koruma, koruyucu değerlere rağmen toprak korozyonunun kabul edilebilir değerlere baskılanmasını sağlamayan, oksijen için sınırlayıcı akım yoğunluğu değerlerine ulaşmayan değerlere Ohmik bileşenle ölçülen potansiyeller standarda uygundur. Gaz ve petrol boru hatlarının korozyon tahribatının azaltılmasına olanak tanıyan önemli bir rezerv, yetersiz koruma alanlarının zamanında belirlenmesidir. 1 1 LR

Bir petrol boru hattının dış korozyonundaki kusurların, yol boyunca havai hatlardaki kesintilerin süresi ile korelasyonu, tam olarak yol boyunca havai hatlardaki kesintiler ve VL'nin kesintileri sırasında, yalıtım kusurları nedeniyle oyuk korozyonunun meydana geldiğini gösterir. oranı 0,084 mm/yıla ulaşmaktadır.


Pirinç. 5.2.

Ana gaz ve petrol boru hatlarının elektrokimyasal koruma sistemlerinin kapsamlı bir incelemesi sırasında, katodik koruma potansiyellerinin 1,5...3,5 V m.s olduğu tespit edildi. e. (ohmik bileşenli) katodik koruma akım yoğunluğu ja oksijen sınırlayıcı akım yoğunluğunu aşıyor J 20... 100 kere veya daha fazla. Üstelik aynı katodik koruma potansiyellerinde, toprağın türüne (kum, turba, kil) bağlı olarak akım yoğunluğu neredeyse 3...7 kat önemli ölçüde değişir. İÇİNDE saha koşulları toprağın türüne ve boru hattının döşenme derinliğine (korozyon gösterge probunun daldırma derinliği) bağlı olarak, 3,0 mm çapında 17GS çelikten yapılmış bir çalışma elektrodu üzerinde ölçülen oksijen için sınırlayıcı akım yoğunluğu 0,08 arasında değişiyordu. ..0,43 A/ m" ve ohmik bileşenli potansiyellerdeki katodik korumanın akım yoğunluğu

1,5...3,5 V m.s. örneğin, aynı elektrot üzerinde ölçülen, 8... 12 A/m2 değerlerine ulaştı, bu da yoğun hidrojen salınımına neden oluyor dış yüzey boru hattı. Bu katodik koruma modları altındaki hidrojen atomlarının bir kısmı, boru hattı duvarının yüzeye yakın katmanlarına giderek onu hidrojenler. Gerilim-korozyon tahribatına maruz kalan boru hatlarından kesilen numunelerde artan hidrojen içeriği yerli ve yabancı yazarların çalışmalarında belirtilmektedir. Çelikte çözünmüş hidrojenin yumuşatıcı bir etkisi vardır, bu da sonuçta hidrojen yorgunluğuna ve yer altı çelik boru hatlarının koruma bölgelerinde stres-korozyon çatlaklarının ortaya çıkmasına neden olur. Boru çeliklerinin (mukavemet sınıfı X42-X70) hidrojen yorulması problemi son yıllarçekiyor Özel dikkat Ana gaz boru hatlarında artan kaza sıklığıyla bağlantılı olarak araştırmacılar. Boru hattında döngüsel olarak değişen çalışma basıncı altında hidrojen yorgunluğu, katodik aşırı koruma ile neredeyse saf haliyle gözlenir. j KZ /j >10.

Katodik koruma akım yoğunluğu, oksijen için sınırlayıcı akım yoğunluğuna ulaştığında (veya çok az, en fazla 3...5 kat, ce'yi aştığında), artık korozyon hızı 0,003...0,007 mm/yıl'ı aşmaz. Önemli fazlalık (10 kereden fazla) j K tüstünde J pratik olarak korozyon sürecinin daha fazla bastırılmasına yol açmaz, ancak boru hattı duvarının hidrojenlenmesine yol açar, bu da KZP'de stres-korozyon çatlaklarının ortaya çıkmasına neden olur. Boru hattındaki çalışma basıncındaki döngüsel değişiklikler sırasında hidrojen gevrekleşmesinin ortaya çıkması hidrojen yorgunluğudur. Boru hatlarının hidrojen yorgunluğu, boru hattı duvarındaki katot hidrojen konsantrasyonu belirli bir minimum seviyenin altına düşmediğinde ortaya çıkar. Hidrojenin boru duvarından desorpsiyonu, yorulma sürecinin gelişmesinden daha hızlı gerçekleşirse, kısa devre /pr'yi en fazla 3...5 kat aştığında, hidrojen yorgunluğu

görünmüyor. İncirde. Şekil 5.3, Gryazovets boru hattındaki SCP açık (1) ve kapalı (2) iken hidrojen sensörlerinin akım yoğunluğunun ölçülmesinin sonuçlarını göstermektedir.


Pirinç. 5.3.

ve bağlantısı kesildi (2) CP I'de SPS; 3 - SCZ açıkken katodik koruma potansiyeli - (a) ve CP 1'de SCZ açılıp kapatıldığında hidrojen sensörü akımlarının boru potansiyeline bağımlılığı - (b)

Ölçüm süresi boyunca katodik koruma potansiyeli eksi 1,6... 1,9 V m.s aralığındaydı. e. Şekil 2'de sunulan rota elektrik ölçümlerinin sonuçlarının ilerlemesi. 5.3, a, RMS açıkken boru duvarına giren maksimum hidrojen akı yoğunluğunun 6... 10 μA/cm2 olduğunu gösterir. İncirde. 5.3, B SCZ açık ve kapalıyken hidrojen sensör akımlarındaki ve katodik koruma potansiyellerindeki değişim alanları sunulmaktadır.

Çalışmanın yazarları, RMS kapalıyken boru hattının potansiyelinin eksi 0,9... 1,0 V m.s'nin altına düşmediğini belirtiyor. örneğin, bitişik SCZ'nin etkisinden kaynaklanmaktadır. Aynı zamanda SCZ açık ve kapalıyken hidrojen sensörlerinin akım yoğunlukları da farklılık göstermektedir.

2...3 kez. İncirde. Şekil 5.4, hidrojen sensörlerinin akımlarındaki değişim eğrilerini ve Krasnoturinsky düğümünün KP 08'indeki katodik koruma potansiyellerini göstermektedir.

Şekil 2'de gösterilen deneysel çalışmaların ilerlemesi. 5.4, ​​boru duvarındaki maksimum hidrojen akı yoğunluğunun 12... 13 μA/cm2'yi aşmadığını gösterir. Ölçülen katodik koruma potansiyelleri eksi 2,5...3,5 V m.s aralığındaydı. e. Yukarıda CPC'de salınan hidrojen hacminin boyutsuzluk kriterinin değerine bağlı olduğu gösterilmiştir. jK z/u pr. Bu bağlamda, mevcut ana petrol ve gaz boru hatlarının boru içi teşhis sonuçlarının katodik koruma modlarıyla karşılaştırılması ilgi çekicidir.


Pirinç. 5.4.

Masada Şekil 5.1, hat içi teşhis sonuçlarının, Batı Sibirya'nın orta kısmındaki mevcut petrol ve gaz boru hatlarının ECP sistemlerine ilişkin kapsamlı bir araştırma sonuçlarıyla karşılaştırılmasını sunmaktadır. Mevcut petrol ve gaz boru hatlarının doğrusal kısmındaki elektrokimyasal ölçümlerin sonuçları, ölçülen potansiyelin aynı değerlerinde farklı topraklarda, katodik koruma akım yoğunluklarının geniş sınırlar içinde değiştiğini, bu da katodik kontrolün ek olarak kontrol edilmesini gerekli kıldığını göstermektedir. Oksijen sınırlayıcı akım yoğunluğuna kıyasla yeraltı boru hatlarının koruyucu potansiyellerini seçerken ve ayarlarken koruma akım yoğunluğu. Mevcut ana gaz ve petrol boru hatları güzergahı boyunca ilave elektrokimyasal ölçümler, hidrojenin molizasyonundan (yüksek figüratif enerjiyle) kaynaklanan boru hattı duvarlarında yüksek yerel gerilimlerin oluşmasını önleyecek veya en aza indirecektir. Boru hattı duvarındaki yerel gerilim seviyesindeki bir artış, dış CCP'de stres-korozyon çatlaklarının öncüleri olan mikro çatlakların oluştuğu, katot hidrojen açısından zenginleştirilmiş yerel alanlarda stres durumunun üç eksenliliğindeki bir değişiklik ile ilişkilidir.

Boru içi teşhis sonuçlarının kapsamlı sistem incelemesinin sonuçlarıyla karşılaştırılması

elektrokimyasal koruma mevcut gaz ve petrol boru hatları Batı Sibirya'nın orta kısmı

Mesafe,

Koruma potansiyeli dağılımı (0WB)

(Kişi A/m 2)

Anlam

kriterler

J k.z. ^Jxvp

operasyon, mm

Yoğunluk

kusurlar

bir kayıp

metan,

Yoğunluk

kusurlar

delaminasyon,

Ana petrol boru hattının zambak kısmı D 1220 mm

Mesafe,

Oksijen için akım yoğunluğunun sınırlanması (LrHA/m 2

Koruyucu potansiyelin dağılımı

ve katodik korumanın akım yoğunluğu

(Kirpik>A/m 2)

Anlam

kriterler

Ук.з ^ Ур

Tüm dönem boyunca maksimum korozyon nüfuz derinliği

operasyon, mm

Yoğunluk

kusurlar

bir kayıp

metal,

Kusur Yoğunluğu delaminasyon, adet/km

Tüm çalışma süresi boyunca toplam VCS kesinti süresi (işletme organizasyonuna göre), gün

Tabloda sunulan sonuçların analizi. 5.1, arıza süresi dikkate alındığında RMS, korozyon kusurlarının yoğunluğu ile boyutsuz kriterin değeri arasında ters orantılı bir ilişki olduğunu gösterir. jK S/ J, bu oranın eşit olduğu durumlar da dahil

sıfır. Aslında maksimum kusur yoğunluğu dış korozyon elektrokimyasal koruma ekipmanının çalışmama süresinin (işletme kuruluşlarına göre) standart değerleri aştığı alanlarda gözlemlendi. Öte yandan, tip kusurlarının maksimum yoğunluğu delaminasyon ECP ekipmanının aksama süresinin standart değerleri aşmadığı güzergahın bataklık taşkın yatağı bölümlerinde gözlemlendi. Geniş bir veri dağılımının arka planına karşı minimum kesinti süresine sahip alanlardaki SCP'lerin çalışma modlarının analizi, tipteki kusurların yoğunluğu arasında neredeyse orantılı bir ilişki olduğunu gösterir. delaminasyon ve kriter jK 3 / / , katodik korumanın akım yoğunluğu, oksijen için sınırlayıcı akım yoğunluğunu uzun bir çalışma süresi boyunca on veya daha fazla aştığında (minimum SCZ kesinti süresiyle). Katodik koruma modlarının CPC'deki korozyon ve stres-korozyon kusurlarıyla karşılaştırıldığında analizi, daha önce yapılan sonuçları doğrulamaktadır: oran jK 3 / jnp Bir yandan PSC'de kusur oluşumunu önlemek amacıyla, farklı katodik koruma potansiyellerinde bir boru hattının artık korozyon oranının izlenmesi için boyutsuz bir kriter görevi görebilir dış korozyon ve boru hattı duvarının elektrolitik hidrojenasyonunun yoğunluğunu belirlemek - diğer yandan, aşağıdaki gibi kusurların oluşumunu ve büyümesini ortadan kaldırmak için delaminasyon katodik olarak korunan yüzeye yakın.

Tablo verileri Şekil 5.1, ana petrol ve gaz boru hatlarının 36 yıl boyunca tüm işletme süresi boyunca neredeyse tüm SCP'lerin maksimum kesinti süresinin ortalama 536 gün (neredeyse 1,5 yıl) olduğunu göstermektedir. Operasyonel kuruluşlara göre, yıl boyunca VCS'nin aksama süresi ortalama 16,7 gün, çeyrekte ise 4,18 gün oldu. SCP'nin incelenen petrol ve gaz boru hatlarının doğrusal kısmındaki bu kesinti süresi, düzenleyici ve teknik belgelerin (GOST R 51164-98, madde 5.2) gerekliliklerine pratik olarak uygundur.

Masada Şekil 6.2, ana petrol boru hattının (D 1220 mm) üst generatrisindeki katodik koruma akım yoğunluğunun oksijen sınırlayıcı akım yoğunluğuna oranının ölçülmesinin sonuçlarını sunmaktadır. Belirli katodik koruma potansiyellerinde boru hattının artık korozyon oranının hesaplanması formül 4.2 ile belirlenir. Tabloda verilmiştir. 5.1 ve 5.2 verileri, elektrikli koruma ekipmanının aksama süresi dikkate alınarak ana petrol boru hattının tüm çalışma süresi boyunca olduğunu göstermektedir.

(işletme organizasyonuna göre) harici KZP üzerindeki maksimum korozyon derinliği 0,12...0,945 mm'yi geçmemelidir. Aslında, petrol ve gaz boru hatlarının incelenen bölümlerinin döşenmesi seviyesinde oksijen için sınırlayıcı akımın yoğunluğu 0,08 A/m2 ile 0,315 A/m2 arasında değişmektedir. Oksijen için sınırlayıcı akım yoğunluğunun maksimum değeri 0,315 A/m2 olsa bile, 1,15 yıllık planlı RMS kesinti süresiyle 36 yıllık çalışma boyunca maksimum korozyon nüfuz derinliği 0,3623 mm'yi aşmayacaktır. Bu, nominal boru hattı et kalınlığının %3,022'sidir. Ancak pratikte farklı bir tabloyla karşılaşıyoruz. Masada 5.1, 36 yıl çalıştırıldıktan sonra D u 1220 mm ana petrol boru hattının bir bölümünün boru içi teşhis sonuçlarını sunmaktadır. Hat içi teşhisin sonuçları, boru hattı duvarındaki maksimum korozyon aşınmasının, nominal boru duvar kalınlığının %15'ini aştığını göstermektedir. Maksimum korozyon nüfuz derinliği 2,0 mm'ye ulaştı. Bu, ECP ekipmanının aksama süresinin GOST R 51164-98, madde 5.2'nin gerekliliklerini karşılamadığı anlamına gelir.

Yapılan elektrometrik ölçümler tabloda sunulmuştur. Şekil 5.2, belirli bir katodik koruma modunda, artık korozyon oranının 0,006...0,008 mm/yıl'ı aşmadığını gösterir. On puanlık korozyon direnci ölçeğine göre bu artık korozyon oranı, korozyon durumuna karşılık gelir korozyona dayanıklı ve ana petrol ve gaz boru hatları için kabul edilebilir. Bu, işletme organizasyonuna göre ECP ekipmanının arıza süresine ilişkin bilgiler dikkate alındığında, boru hattının 36 yılı aşkın bir süredir çalıştırılması durumunda, korozyon nüfuz derinliğinin 0,6411 mm'yi geçmeyeceği anlamına gelir. Aslında, ECP ekipmanının planlı kesinti süresi boyunca (1,15 yıl), korozyon nüfuz derinliği 0,3623 mm idi. ECP ekipmanının çalışma süresi boyunca (34,85 yıl), korozyon nüfuz derinliği 0,2788 mm idi. KZP üzerindeki toplam korozyon nüfuz derinliği 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm) olacaktır. Boru içi teşhis sonuçları, ana petrol boru hattının (D u 1220 mm) incelenen bölümünde 36 yıllık çalışma boyunca gerçek maksimum korozyon nüfuz derinliğinin 1,97 mm olduğunu göstermektedir. Mevcut verilere dayanarak, elektrokimyasal korumanın toprak korozyon oranını kabul edilebilir değerlere kadar bastıramadığı süreyi hesaplamak kolaydır: T = (1,97 - 0,6411) mm/0,08 mm/yıl = 16,61 yıl. Nehrin taşkın yatağında bulunan bir teknik koridorda uzanan 1020 mm çapındaki ana gaz boru hattındaki ECP ekipmanının aksama süresi. Ob, gaz boru hattının SCP'si ve petrol boru hattına yol boyunca tek bir havai hattan güç verildiğinden, SCP'nin ana petrol boru hattındaki arıza süresiyle çakışan stres-korozyon çatlakları keşfedildi.

Masada 5.3, elektrometrik ölçümlere dayanarak ana petrol ve gaz boru hatlarının tüm çalışma süresi (36 yıl) boyunca SCP'nin gerçek aksama süresinin belirlenmesinin sonuçlarını sunmaktadır.

Tablo 5.2

Batı Sibirya'nın orta kesiminde faaliyet gösteren gaz ve petrol boru hatlarının bölümlerinde artık korozyon oranının dağılımı

Tablo 5.3

Elektrometrik ölçümlere dayanarak ana gaz ve petrol boru hatlarının tüm çalışma süresi (36 yıl) boyunca SCP'nin gerçek arıza süresinin belirlenmesinin sonuçları

Mesafe,

Kısa devre olmadan mümkün olan maksimum boru hattı korozyon oranı, mm/yıl

Belirli bir kısa devre modunda artık boru hattı korozyon hızı, mm/yıl

Katodik olarak korunan yüzeyde maksimum korozyon nüfuzu derinliği, mm

Gerçek

Ana petrol boru hattının doğrusal kısmı D 1220 mm

Ana gaz boru hattının doğrusal kısmı D 1020 mm

Tabloda sunulan sonuçların analizi. 5.3 şunu belirtir gerçek zamanlı elektrokimyasal koruma araçlarının aksama süresi standart değeri önemli ölçüde aşar, bu da boru hattı duvarının dış, katodik korumalı tarafta yoğun aşındırıcı aşınmasına neden olur.

Sayfa 2


Kaçak akımların etki bölgesinde bulunan mevcut boru hatlarının ve kabloların korozyon durumunun incelenmesi, yüksek dirençli voltmetreler kullanılarak boru ile toprak arasındaki potansiyel farkın ölçülmesiyle gerçekleştirilir. Yeraltı yapısının anot bölgeleri çok tehlikelidir ve acil koruma önlemleri gerektirir. Alternatif bölgelerdeki korozyon tehlikesinin derecesi, asimetri katsayısının değerine göre değerlendirilir (Tablo I.1).  

Prefabrik su boru hatlarının korozyon durumunun analizi, Batı Surgut ve Solkinskoye sahalarındaki hizmet ömrünün 3-6 yılı geçmediğini gösterdi. İşletme sırasında yalnızca Batı Surgut sahasının formasyon basıncı bakım sisteminde 14 km'lik boru hattı tamamen değiştirildi. 1978'de Solkinskoye sahasındaki boru hatlarında 30 yırtılma ve fistül, Batı Surgutskoye sahasında ise 60 kopma kaydedildi.  

OOGKM metal yapılarının korozyon durumunun analizi, kabuk tipi ekipmanın duvarlarının malzemesine% 50'den fazla nüfuz eden kademeli delaminasyonların kabul edilemez olduğunu göstermektedir.  

Orenburg sahasındaki gaz arıtma tesisi ekipmanının korozyon durumunun analizi şunu gösterdi: iç yüzey ekipman, piroforik birikintiler olan yaklaşık 0.1 mm kalınlığında düzgün bir katmanla kaplanmıştır.  

HDPE üretim ekipmanının korozyon durumunun incelenmesi, ekipman korozyonunun ana nedeninin, katalizörün ayrışması sırasında oluşan hidrojen klorür içeren agresif ortama maruz kalma olduğunu göstermektedir. Ekipmanın korozyon süreci, hizmet ömrünün azalmasına, ekipmanın sık sık onarılmasına ve polietilenin korozyon ürünleriyle kirlenmesine neden olur. Polimerin içine giren demir bileşikleri onun fizikokimyasal ve mekanik özelliklerini olumsuz yönde etkiler. Polimerin erken yaşlanmasına (tahrip olmasına), ürünlerin koyu gri renkte istenmeyen renklenmesine, kırılganlığın artmasına ve polimerin dielektrik özelliklerinin azalmasına neden olurlar. Ek olarak, verniklerle kaplanmış ekipman paslandığında, vernik parçacıkları polietilenin içine girerek şişmesine veya polimer içinde gözeneklerin oluşmasına neden olur.  

MG LC'nin korozyon durumu, korozyon ve/veya stres-korozyon kaynaklı kusurları içeren MG LC bölümünün operasyonel göstergelerinin niceliksel bir ifadesi olarak anlaşılmaktadır.  


Korozyon durumunu belirlemek (teşhis) ve olası korozyon arızalarının zamanında tespiti için çalışan makineler periyodik olarak kontrol edilir.  


Gelecekte, korozyon durumunun uzaktan belirlenmesi, kontrollü bir deneyle hızlandırılmış testlerin yapılmasını ve korozyon sürecinin ayrı ayrı aşamalarının modellenmesini mümkün kılacaktır.  

Korozyon durumunu belirlemek ve yeni inşa edilen gaz boru hatları için bir koruma yöntemi seçmek için, bunları işletmeye almadan önce (mevcut ağa bağlanmadan önce) elektriksel ölçümler yapılır. Başlangıçta yeni döşenen boru hatları, gaz boru hatlarının mevcut ağa bağlandıktan sonra ortaya çıkan elektriksel durumunun gerçek bir resmini elde etmek amacıyla işletilenler tarafından yönlendirilir. Ölçümler sırasında potansiyellerin 0 1 V'u aşmadığı belirlenirse, genellikle bağlantı herhangi bir koşul olmadan yapılır. OD V üzerindeki potansiyellerde (0 6 V'a kadar), 3 - 5 ay içerisinde koruma sağlanması şartıyla yeni bir gaz boru hattı gaza bağlanabilir. Yüksek potansiyellerde, yeni inşa edilen gaz boru hatları koruma cihazından önce gaza bağlanamaz, çünkü kısa bir süre sonra gaz boru hattı akım nedeniyle tahrip edilebilir ve bu da yangına yol açabilir. ciddi sonuçlar. Korunmasız gaz boru hatlarının işletmeye alındıktan 1 - 2 ay sonra ve işletmeye alınmadan önce, özellikle demiryolu çekiş trafo merkezleri alanlarında başıboş akımlar tarafından tahrip edildiği çok sayıda vaka uygulamadan bilinmektedir.  

Sabit ve mobil korozyon izleme sistemlerinde korozyon dinamiklerini izlemek için karakteristik noktaları seçmek ve korozyon parametrelerini izlemek ve gaz boru hatlarını korozyondan korumak için düzenlemeleri ayarlamak için gaz boru hattı bölümlerinin korozyon durumuna ilişkin uzun vadeli bir tahmin kullanılmalıdır. çeşitli türler aşınma.  

Korozyon durumunu kontrol etmek için, hem sürekli hem de periyodik olarak (veya gerekirse ek olarak) ve durumlarına bakılmaksızın nesnelerin herhangi bir çalışma aşamasında kullanılabilen, tahribatsız kontrol yöntemleri kullanılır. Bu tür yöntemler, renk kusurunun tespitine yönelik ultrasonik, radyografik ve akustik emisyon yöntemlerini içerir.  

Bir sistemin korozyon durumunu belirlemek için bu sistemin termodinamik ve deneysel parametrelerinin yanı sıra ampirik bağımlılıklar da kullanılır. Program, sistemin metal potansiyelini, korozyon akımının gücünü, polarizasyon eğrilerinin seyrini, bağışıklık alanını (aktif ve pasif) tahmin etmeyi içerir, en elverişsiz koşul kombinasyonlarını bulmanızı sağlar. Korozyonun gelişmesini sağlayın. Yazarlar, korozyon sistemini karakterize eden miktarlar için tahminin doğruluğunu ve güvenilirliğini arttırması gereken korozyon tahmin programını iyileştirmenin yollarını özetlediler.  

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.
Kilit devresi kapsamlı bir değerlendirmeŞampiyonlar Ligi MG'nin teknik durumu. Gelecekte MG LP'lerin korozyon durumunun değerlendirilmesi daha da önem kazanacaktır. ayrılmaz parça ana gaz boru hattının teknik durumunun kapsamlı değerlendirmesi.
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 aletler sensörleri, kayıt sistemini ve uygun güç kaynaklarını içermelidir. Manyetik ve elektromanyetik yöntemleri kullanırken çeşitli mıknatıslama sistemlerini kullanmak mümkündür. Tarama sorununun çözülüp çözülmediği Büyük bir sayı borunun içinde sarmal bir çizgi boyunca hareket eden sensörler veya mıknatıslama sistemi ile birlikte ileri doğru hareket eden ve cihazın çevresine yerleştirilmiş çok sayıda sensör. Bu durumda, borudaki olası eksik 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, ikincisinde sensörler için kaset sistemli bir elektromıknatıs, üçüncüsünde 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 generatrisinin kontrol edilmesi olasılığı ile gerçekleştirilmelidir. 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 içeriden ve dışarıdan 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. Bu bağlamda, yeraltında bulunan nesnelerin korozyon durumunu değerlendirmek için ekipman ve sistemlerin geliştirilmesine ve oluşturulmasına özel önem verilmektedir. 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 akımda çalışan elektrikli taşımacılığın etkisinin neden olduğu çelik yer altı boru hatlarının korozyon riskinin değerlendirmesi, boru hattı ile boru hattı arasındaki potansiyel fark ölçümlerinin sonuçlarına dayanarak yapılmalıdır. çevre. Ölçme tekniği II. Bölümde 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 zamanında ve doğru uygulama elde edilen verilere göre onarımları. Bu amaçla ülkemizde boru hatlarının korozyon durumunu hendekten açmadan değerlendirmek için kusur dedektörleri geliştirilmiş, yapılmış ve test edilmiştir.



 

Okumak faydalı olabilir: