Комплексне обстеження корозійного стану та режимів електрохімічного захисту діючих магістральних газонафтопроводів. Оцінка корозійного стану теплових мереж

Гончаров, Олександр Олексійович

Вчена ступінь:

Кандидат технічних наук

Місце захисту дисертації:

Оренбург

Код спеціальності ВАК:

Спеціальність:

Хімічний опір матеріалів та захист від корозії

Кількість сторінок:

Глава 1. Аналіз умов роботи та технічного стану ТП та обладнання ОНГКМ.

1.1. Умови роботи металевих конструкцій.

1.2. Забезпечення експлуатаційних властивостей об'єктів ОГКМ.

1.3. Корозійний стан ТП та обладнання ОГКМ.

1.3.1. Корозія НКТ та ТП.

1.3.2 Корозія комунікацій та обладнання УКПГ.

1.3.3 Корозійний стан обладнання ОДПЗ.

1.4. Методи визначення залишкового ресурсу.

Глава 2. Аналіз причин пошкоджень обладнання та трубопроводів ОНГКМ.

2.1. Промислове обладнання та трубопроводи.

2.2. Сполучні трубопроводи.

2.3. Обладнання та трубопроводи ОГПЗ.

2.4. Трубопроводи очищеного газу.

Висновки до розділу 2.

Глава 3. Визначення характеристик надійності та прогнозування дефектності обладнання та ТП ОНГКМ.

3.1 Аналіз відмов обладнання та ТП.

3.2 Визначення характеристик надійності металоконструкцій.

3.3 Моделювання корозійних ушкоджень ТП за результатами внутрішньотрубного УЗД.

3.4. Прогнозування дефектності трубопроводів.

Висновки до розділу 3.

Глава 4. Методи оцінки залишкового ресурсу обладнання та ТП.

4.1. Оцінка ресурсу конструкцій щодо зміни опору сталей СР.

4.2. Особливості оцінки працездатності конструкцій, що мають водневі розшарування.

4.3 Визначення залишкового ресурсу обладнання та

ТП із пошкодженою поверхнею.

4.3.1 Параметри розподілу "глибин корозійних ушкоджень".

4.3.2 Критерії граничних станів конструкцій із пошкодженнями поверхні.

4.3.3. Прогнозування залишкового ресурсу ТП.

4.4 Методика діагностування обладнання та трубопроводів.

Висновки до розділу 4.

Введення дисертації (частина автореферату) На тему "Корозійний стан та довговічність обладнання та трубопроводів сірководневмісних нафтогазових родовищ"

Наявність у нафті та газі сірководню обумовлює необхідність застосування певних марок сталей та спеціальної технології зварювально-монтажних робіт (СМР) при облаштуванні даних родовищ, а при експлуатації обладнання та трубопроводів (ТП) необхідний комплекс діагностичних та протикорозійних заходів. Крім загальної та виразкової корозії зварних конструкцій сірководень викликає сірководневе розтріскування (СР) та водневе розшарування (ВР) обладнання та трубопроводів.

Експлуатація металевих конструкцій сірководневмісних нафтогазових родовищ пов'язана із здійсненням багатопланового контролю за корозійним станом обладнання та трубопроводів, а також з проведенням великої кількості ремонтних робіт: ліквідацією аварійних ситуацій; підключенням нових свердловин та трубопроводів до діючих; заміною апаратів, запірної арматури, дефектних ділянок трубопроводів тощо.

Трубопроводи та обладнання Оренбурзького нафтогазоконденсатного родовища (ОНГКМ) наразі виробили проектний нормативний ресурс. Слід очікувати зниження надійності цих металевих конструкцій у процесі експлуатації внаслідок накопичення внутрішніх та зовнішніх ушкоджень. Питання діагностування ТП та обладнання ОНГКМ та оцінки потенційної небезпекипошкоджень на цей період вивчено недостатньо.

У зв'язку з вищевикладеним є актуальними дослідження, пов'язані з виявленням основних причин пошкоджень металевих конструкцій сірководневмісних нафтогазоконденсатних родовищ, розробкою методик діагностування трубопроводів та обладнання та оцінки їх залишкового ресурсу.

Робота виконана відповідно до пріоритетним напрямомрозвитку науки і техніки (2728п-п8 від 21.07.96 р.) "Технологія забезпечення безпеки продукції, виробництва та об'єктів" та постановою Уряду Росії від 16.11.1996 р. N 1369 з проведення у 1997-2000 р.р. внутрішньотрубної діагностики ТП у межах територій Уральського району та Тюменської області.

1. Аналіз умов роботи та технічного стану ТП та обладнання ОГКМ

Висновок дисертації на тему "Хімічний опір матеріалів та захист від корозії", Гончаров, Олександр Олексійович

Основні висновки

1. Визначено основні причини пошкоджень ТП та обладнання у процесі 20 років експлуатації ОНГКМ: НКТ та муфти НКТ схильні до виразкової корозії та СР, фонтанна арматура – ​​СР; в апаратах УКПГ після 10-річної експлуатації виникають ВР; деталі апаратів виходять з ладу через виразкову корозію; дефектні зварні з'єднання ТП піддаються СР, у металі ТП після 15 років експлуатації виникають ВР; запірно-регулююча арматура втрачає герметичність внаслідок крихкості ущільнювальних елементів; апарати ОГПЗ схильні до виразкової корозії, є відмови апаратів внаслідок ВР та СР; теплообмінне обладнання виходить з ладу через забиття міжтрубного простору сольовими відкладеннями та наскрізною виразковою корозією металу; відмови насосів обумовлені руйнуванням підшипників, а поршневих компресорів - руйнуванням штоків поршня та шпильок; більшість відмов ТП очищеного газу відбувається через дефекти зварних з'єднань.

2. Створено автоматизовану базу даних, що містить понад 1450 відмов ТП та обладнання та дозволила виявити закономірності розподілу у часі відмов конструкцій, обумовлених однаковими причинами: кількість відмов внаслідок виразкової корозії, механічних пошкоджень, втрати герметичності та ВР зростає зі збільшенням терміну експлуатації; а кількість відмов через СР максимально в перші п'ять років експлуатації ОНГКМ, потім знижується і залишається на одному рівні.

3.Встановлено, що середній час безвідмовної роботи, що вийшли з ладу апаратів УКПГ та ОГПЗ, перевищує в 1,3-1,4 раза запланований проектом, що становить 10-2 років. Середня інтенсивність відмов ТП ОНГКМ

3 1 складова 1,3-10" рік" знаходиться в межах, характерних для величин потоку відмов газопроводів та конденсатопроводів. Середня інтенсивність

3 1 відмов НКТ становить 1,8-10 "рік". Середня інтенсивність відмов апаратів ОГПЗ становить 5-10"4 рік"1, що близько до цього показника для енергетичних установок АЕС (4 Т0"4рік""). Середня інтенсивність відмов апаратів УКПГ

168 дорівнює 13-10"4 рік"1 і в 2,6 рази перевищує цю характеристику для апаратів ОГПЗ, що, в основному, пояснюється заміною апаратів УКПГ, що мають ненаскрізні водневі розшарування.

4.Встановлено залежність кількості дефектів від режиму роботи ТП та побудовано регресійну модель прогнозу утворення корозійних поразок на внутрішньої поверхніТП. Моделювання корозійного стану ТП за результатами внутрішньотрубної дефектоскопії дозволяє визначати найбільш економічні та безпечні режими експлуатації ТП.

5. Розроблено методики оцінки:

Залишкового ресурсу обладнання та ТП щодо зміни опору металів сірководневому розтріскуванню;

Працездатності конструкцій, у яких зафіксовано водневі розшарування, за умови їх періодичного контролю;

Критеріїв граничних станів оболонкових конструкцій з поверхневими корозійними ушкодженнями та внутрішніми металургійними дефектами;

Залишкового ресурсу обладнання та ТП з корозійними пошкодженнями поверхні.

Методики дозволили обґрунтувати скорочення кількості демонтованих апаратів та на порядок зменшити заплановану кількість вирізок дефектних ділянок ТП.

6. Розроблено методику діагностування обладнання та ТП, що визначає періодичність, способи та обсяг контролю технічного стану обладнання та ТП, ознаки оцінки виду дефектів та їх потенційної небезпеки, умову подальшої експлуатації чи ремонту конструкцій. Основні положення методики увійшли до «Положення про діагностування технологічного обладнання та трубопроводів П» Оренбурггазпром», схильних до впливу сірководневмісних середовищ», затверджені РАТ «ГАЗПРОМ» та Держгіртехнаглядом Росії.

Список літератури дисертаційного дослідження кандидат технічних наук Гончаров, Олександр Олексійович, 1999 рік

1. Акімов Г.В. Теорія та методи дослідження корозії металів. М. Вид. АН СРСР 1945 414 с.

2. Андрійків А.Є. Панасюк В.В. Механіка водневого крихтування металів та розрахунок елементів конструкцій на міцність / АН УРСР. Фіз.-хутро. Ін-т-Львів, 1987. -50 с.

3. Арчаков Ю.І., Тесля Б.М., Старостіна М.К. та ін. Корозійна стійкість обладнання хімічних виробництв. JL: Хімія, 1990. 400 с.

4. Болотін В.В. Застосування методів теорії ймовірностей та теорії надійності у розрахунках споруд. -М.: Будвидав, 1971.-255 с.

5. ВСН 006-89. Будівництво магістральних та промислових трубопроводів. Зварювання. Міннафтогазбуд. М., 1989. – 216 с.

6. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Методи контролю корозії трубопроводів та обладнання// Хімічне та нафтове машинобудування. 1997. -№ 2. – С. 70-76.

7. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Гринцов A.C., Кушнаренко В.М. Експрес-. оцінка опору металів сірководневому розтріскування. // Хімічне та нафтове машинобудування. 1998. – № 5. – С. 34-42.

8. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Корозія та захист обладнання сірководневмісних нафтогазових родовищ. М.: Надра.- 1998.-437 с.

9. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М. Методи контролю зварних з'єднань конструкцій, що контактують з навколишніми середовищами// Зварювальне виробництво. 1997. -№ 12. – С. 18-20.

10. Гафаров H.A., Гончаров A.A., Кушнаренко В.М., Щепін Д.М. Моделювання корозійного стану ТП за наслідками внутрішньотрубної діагностики/Міжнародний конгрес «Захист-98». М. 1998. – С. 22.

11. Гончаров A.A., Овчинніков П.А. Аналіз діагностичних робіт за 19998 рік на об'єктах підприємства Оренбурггазпром» та перспективи їх удосконалення у плані реалізації у 1999 р «Положення про діагностування.»

12. Гончаров А.А, Нургалієв Д.М., Мітрофанов A.B. та ін Положення про діагностування технологічного обладнання та трубопроводів підприємства "Оренбурггазпром", схильних до впливу сірководневмісних середовищ М.: 1998.-86с.

13. Гончаров A.A. Організація діагностування обладнання та трубопроводів П « Оренбурггазпром», Що виробили ресурс. Матеріали міжнародного НТ семінару. М: ІРЦ Газпром. – 1998. – С. 43-47.

14. Гончаров A.A. Експлуатаційна надійність технологічного обладнання та трубопроводів// Газова промышленность.-1998.-№ 7. З. 16-18.

15. Гончаров A.A., Чирков Ю.А. Прогнозування залишкового ресурсу трубопроводів ОГКМ. Матеріали міжнародного НТ семінару. М: ІРЦ Газпром. – 1998. – С. 112-119.

16. ГОСТ 11.007-75 Правила визначення оцінок та довірчих кордонів для параметрів розподілу Вейбулла.

17. ГОСТ 14249-89. Судини та апарати. Норми та методи розрахунку на міцність.

18. ГОСТ 14782-86. Контроль неруйнівний. З'єднання зварені. Методи ультразвукові.

19. ГОСТ 17410-78. Контроль неруйнівний. Труби металеві циліндричні безшовні. Методи ультразвукової дефектоскопії.

20. ГОСТ 18442-80. Контроль неруйнівний. Капілярні методи. Загальні вимоги

21. ГОСТ 21105-87. Контроль неруйнівний. Магнітопорошковий метод.

22. ГОСТ 22727-88. Прокат листовий. Методи ультразвукового контролю.

23. ГОСТ 24289-80. Контроль неруйнівний вихрострумовий. Терміни та визначення.

24. ГОСТ 25221-82. Судини та апарати. Днища та кришки сферичні невідбортовані. Норми та методи розрахунку на міцність.

25. ГОСТ 25859-83. Судини та апарати сталеві. Норми та методи розрахунку на міцність при малоциклових навантаженнях.

26. ГОСТ 27.302-86. Надійність у техніці. Методи визначення допустимого відхилення параметра технічного стану та прогнозування залишкового ресурсу складових частинагрегатів машин.

27. ГОСТ 28702-90. Контроль неруйнівний. Товщиноміри ультразвукові контактні. Загальні технічні вимоги

28. ГОСТ 5272-68. Корозія металів. Терміни.

29. ГОСТ 6202-84. Судини та апарати. Норми та методи розрахунку на міцність обічків та днищ від впливу опорних навантажень.

30. ГОСТ 9.908-85. Метали та сплави. Методи визначення показників корозії та корозійної стійкості.

31. Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Росляков A.B., Розробка методів підвищення ресурсу нафтопроводів, що довго експлуатуються. -М.: ВНДІОЕНГ, 1991.

32. Дубовий В.Я., Романов В.А. Вплив водню на механічні характеристики стали // Сталь. 1974. – Т. 7. – N 8. – С. 727 – 732.

33. Дьяков В.Г., Шрейдер А.В. Захист від сірководневої корозії обладнання нафтопереробної та нафтохімічної промисловості. -М: ЦНИИТЭнефтехим, 1984. 35 з.

34. Зайвочинський Б.І. Довговічність магістральних та технологічних трубопроводів. Теорія, методи розрахунку проектування. М.: Надра. 1992. -271с.

35. Захаров Ю.В. Вплив напруги на пластичність сталі в розчині сірководню. // Корозія та захист у нафтогазовій промисловості. -1975. -N10.-С. 18-20.

36. Ііно І. Водневе спукування і розтріскування.

37. Інструкція з вихрострумового контролю лінійної частини магістральних газопроводів.-М.: РАТ «Газпром», ВНДІГАЗ. 1997 р. – 13 с.

38. Інструкція з вхідного контролю арматури у сірководневостійкому виконанні. М: ВНИИГАЗ. 1995. – 56 с.

39. Інструкція з огляду, відбракування та ремонту в процесі експлуатації та капітального ремонту лінійної частини магістральних газопроводів. М. ВНДІгаз, 1991р. -12 с.

40. Вихідні дані, що обґрунтовують матеріали та технології інгібіторного захисту всередині промислових трубопроводів. Звіт про НДР // Донецьк. ПІВДЕННИГІПРОГАЗ. 1991. – 38 с.172

41. Карпенко Г.В., Крип'якевич Р.І. Вплив водню на властивості стали. - М.: Металургіздат, 1962. 198 с.

42. КостецькийБ.І., Носовський І.Г. та ін., Надійність та довговічність машин. -"Техніка". 1975. -408 с.

43. Котли стаціонарні парові та водогрійні та трубопроводи пари та гарячої води. Норми розрахунку міцність. ОСТ 108.031.02 75. -Л.: ЦКТІ, 1977. -107 с.

44. Кушнаренко В.М., Грінцов A.C., Оболенцев Н.В. Контроль взаємодії металу з робочим середовищем ОГКМ.- М.: ВНИИЭгазпром, 1989.- 49 з.

45. Лівшиць Л.С., Бахрах Л.П., Стромова Р.П. та ін Сульфідне розтріскування низьковуглецевих легованих сталей // Корозія та захист трубопроводів, свердловин, газопромислового та газопереробного обладнання. 1977. – N 5. – С. 23 – 30.

46. ​​Малов Є.А. Про стан аварійності на магістральних та промислових трубопроводах нафтової та газової промисловості // Тез.семінара., 23-24 травня 1996р. М. Центральний Російський будинок знань, с. 3-4.

47. Маннапов Р.Г. Оцінка надійності хімічного та нафтового обладнання при поверхневому руйнуванні. ХН-1, ЦИНТИХІМНАФТОМАШ, Москва, 1988.-38 с.

48. Метод оцінки та прогнозування корозії для умов, що змінилися на ОГКМ. Звіт про НДР // ВНДІ природних газів.-М.: 1994.28 с.

49. Методика оцінки залишкового ресурсу працездатності судин /пиловловлювачів, фільтр-сепараторів та ін/, що працюють під тиском на КС та ДКС РАТ "ГАЗПРОМ".

50. Методика імовірнісної оцінки залишкового ресурсу сталевих технологічних трубопроводів. М.: НТП «Трубопровід», 1995 р. (узгоджено Держгіртехнаглядом Росії 11.01.1996р.)

51. Методика діагностування технічного стану обладнання та апаратів, що експлуатуються в сірководневмісних середовищах. (Затверджено Мінпаливенерго Росії 30.11.1993 р. Узгоджено Держгіртехнаглядом Росії 30.11.1993 р.)

52. Методика оцінки ресурсу залишкової працездатності технологічного обладнання нафтопереробних, нафтохімічних та хімічних виробництв м. Волгоград, ВНІКТІ нафтохімобладнання, 1992р.

53. Мазур І.І., Іванцов О.М., Молдованов О.І. Конструктивна надійність та екологічна безпека трубопроводів. М.: надра, 1990. – 264 с.

54. Механіка руйнувань/За ред. Д.Темпліна М.: Світ, 1979. - 240с.173

55. Методика прогнозування залишкового ресурсу нафтозаводських трубопроводів, судин, апаратів та технологічних блоків установок підготовки нафти, що піддаються корозії.- М.: МІНТОПЕНЕРГО. -1993. - 88 с.

56. Методика оцінки термінів служби газопроводів. М.ІРЦ Газпром, 1997 р. - 84с.

57. Методичні вказівкиз діагностичного обстеження стану корозії та комплексного захисту підземних трубопроводів від корозії. -М.: СОЮЗЕНЕРГОГАЗ, ГАЗПРОМ, 1989. 142 с.

59. Мірочник В.А., Окенко О.П., Саррак В.І. Зародження тріщини руйнування у ферито-перлітних сталях у присутності водню // ФХММ.- 1984. N 3. -С. 14-20.

60. Мітенков Ф.М., Коротких Ю.Г., Міст Г.Ф. та ін Визначення та обґрунтування залишкового ресурсу машинобудівних конструкцій при довготривалій експлуатації. //Проблеми машинобудування та надійності машин, N 1, 1995.

61. МСКР-01-85. Методика випробування сталей на стійкість проти сірководневого корозійного розтріскування. - М.: ВНІІНМАШ, 1985. 7 с.

62. Некасімо А., Ііно М., Мацудо X., Ямада К. Водневе східчасте розтріскування сталі трубопроводів, що працюють у сірководневмісних середовищах. Проспект фірми Ніппон Стал Корпорейшн, Японія, 1981.С. 2 40.

63. Норми розрахунку на міцність елементів реакторів, парогенераторів, судин та трубопроводів атомних електростанцій, дослідних та дослідних ядерних реакторів та установок. М.: Металургія, 1973. – 408 с.

64. Нургалієв Д.М., Гафаров Н.А., Ахметов В.М., Кушнаренко В.М., Щепінов Д.М., Аптікеєв Т.А. До оцінки дефектності трубопроводів при внутрішньотрубній дефектоскопії. Шоста міжнародна ділова зустріч"Діагностика-96".-Ялта 1996-М.: ІРЦ ГАЗПРОМ. с.35-41.

65. Нургалієв Д.М., Гончаров A.A., Аптікеєв Т.А. Методика технічного діагностування трубопроводів Матеріали міжнародного НТ семінару. М: ІРЦ Газпром. – 1998. – С. 54-59.m

67. Павловський Б.Р., Щугорєв В.В., Холзаков Н.В. Воднева діагностика: досвід та перспективи застосування // Газова промисловість. -1989. Вип. 3. -С. 30-31

68. Павловський Б.Р. та ін. Експертиза з проблеми ресурсу з'єднувальних трубопроводів, що транспортують вологий сірководень, що містить газ: Звіт про НДР // АТВТ. ВНИИНЕФТЕМАШ.-М., 1994.-40 з

69. ПБ 03-108-96. Правила влаштування та безпечної експлуатації технологічних трубопроводів. М: НВО ОБТ, 1997 - 292 с. (Затверджено Держгіртехнаглядом Росії 02.03.1995 р.)

70. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Підвищення ефективності будівництва трубопроводів, що транспортують сірководневмісні середовища. М.: Інформнафтогазбуд. 1982. Вип. 11. – 45 с.

71. Петров H.A. Запобігання утворенню тріщин підземних трубопроводів при катодній поляризації. М.: ВНДІОЕНГ, 1974. - 131 с.

72. ПНАЕ Г-7-002-86. Норми розрахунку на міцність обладнання та трубопроводів атомних енергетичних установок. М.: ЕНЕРГОАТОМІЗДАТ, 1986 р.

73. ПНАЕ Г-7-014-89. Уніфіковані методики контролю основних матеріалів (напівфабрикатів), зварних з'єднань та наплавлення обладнання та трубопроводів АЕУ. Ультразвуковий контроль. Частина 1. М.: ЕНЕРГОАТОМІЗДАТ, 1990 р.

74. ПНАЕ Г-7-019-89. Уніфіковані методики контролю основних матеріалів (напівфабрикатів), зварних з'єднань та наплавлення обладнання та трубопроводів АЕУ. Контроль герметичності. Газові та рідинні методи. ЕНЕРГОАТОМІЗДАТ, м. Москва, 1990 р

75. Пол Мосс. British Gas. Старі проблеми нові рішення. "Нафтогаз" на виставці "НАФТОГАЗ-96". М.: - 1996. - С. 125-132.

76. Половко A.M. Основи теорії надежности.-М.: «Наука», 1964.-446 з.

77. Положення про вхідний контроль арматури, труб та сполучних деталей на підприємстві « Оренбурггазпром». Затверджено « Оренбурггазпром» 26.11.96р. Погоджено Оренбурзьким округом Держгіртехнагляду Росії 20.11.1996 г.175

78. Положення про порядок діагностування технологічного обладнання вибухонебезпечних виробництв паливно-енергетичного комплексу. (Затверджено Мінпаливенерго Росії 24.01.1993 р. Узгоджено Держгіртехнаглядом Росії 25.12.1992 р.)

79. Положення про систему технічного діагностування парових та водогрійних котлів промислової енергетики. -М: НДП "ДІЕКС"1993. 36с.

80. Положення про систему технічного обслуговуванняі планово-попереджувальних ремонтів промислового обладнання для газодобувних підприємств. - Краснодар: ПО Союзоргенергогаз. - 1989. - 165 с.

81. Положення про експертне технічне діагностування трубопроводів, Оренбург, 1997. 40 с.

82. Полозов В.А. Критерії небезпеки пошкоджень магістральних газопродуктопроводів. // М. Газова промисловість №6, 1998

83. Правила влаштування та безпечної експлуатації судин, що працюють під тиском. (ПБ 10-115-96). - М.: ПІО ОБТ. - 1996. - 232с.

84. Р 50-54-45-88. Розрахунки та випробування на міцність. Експериментальні методи визначення напружено-деформованого стану елементів машин та конструкцій-М.: ВНІІНМАШ. 1988 -48 с.

85. Р 54-298-92. Розрахунки та випробування на міцність. Методи визначення опору матеріалів впливу сірководневмісних середовищ М.: ДЕРЖСТАНДАРТ РОСІЇ, ВНІІНМАШ, ОРПІ. 26 с.

86. РД 09-102-95. Методичні вказівки щодо визначення залишкового ресурсу потенційно небезпечних об'єктів піднаглядних Держгіртехнагляду Росії. -М.: Держгіртехнагляд. Піст. N 57 від 17.11.95. 14 с.

87. РД 26-02-62-97. Розрахунок на міцність елементів судин та апаратів, що працюють у корозійно-активних сірководневмісних середовищах. М: ВНИИНефтемаш, ЦКБН, 1997 р.

88. РД 26-15-88. Судини та апарати. Норми та методи розрахунку на міцність та герметичність фланцевих з'єднань. М.: НДІХІММАШ, УкрНДІ-ХІММАШ, ВНІІНАФТОМАШ. – 1990 р. – 64 с.

89. РД 34.10.130-96. Інструкція з візуального та вимірювального контролю. (Затверджено Мінпаливенерго РФ 15.08.96 р.)

90. РД 39-132-94. Правила з експлуатації, ревізії, ремонту та відбракування нафтопромислових трубопроводів. М.: НВО ОБТ – 1994-272 с.

92. РД-03-131-97. Правила організації та проведення акустико-емісійного контролю судин, апаратів, казанів, технологічних трубопроводів. (Затверджено постановою Держгіртехнагляду Росії від 11.11.96 р. № 44.)

93. РД-03-29-93. Методичні вказівки щодо проведення технічного огляду парових та водогрійних котлів, судин, що працюють під тиском, трубопроводів пари та гарячої води М.: НВО ОБТ, 1994 р.

94. РД26-10-87 Методичні вказівки. Оцінка надійності хімічного та нафтового обладнання при поверхневому руйнуванні. М. ОКСТУ 1987 30с.

95. РД-51-2-97. Інструкція з внутрішньотрубної інспекції трубопровідних систем. М: ІРЦ Газпром, 1997 48 с.

100. Розенфельд І.Л. Інгібітори корозії.-М.: Хімія, 1977.-35 е.,

101. Саррак В.І. Воднева крихкість і структурний стан сталі //МИТОМ. 1982. – N 5. – С. 11 – 17.

102. Сіверцев H.A. Надійність складних систем в експлуатації та відпрацюванні. -М: Вища школа. 1989. - 432 с.

103. СНиП Ш-42-80. Магістральні трубопроводи. М.: Будвидав, 1981. - 68 с.

104. СНіП 2.05.06-85 *. Магістральні трубопроводи М: Мінбуд Росії. ГУЛ ЦПП, 1997. -60 с.

105. СНіП 3.05.05-84. Технологічне обладнання та технологічні трубопроводи. Затверджено Міннафтохімпромом СРСР 01.01.1984 р.

106. Сталь магістральних труб для транспортування високосірчистого нафтового газу. Проспект фірми Ніппон Кокан ЛТД, 1981. 72 с.

107. Стандарт МЕК. Техніка аналізу надійності систем. Метод аналізу виду та наслідків відмов. Публікація 812 (1985). М: 1987.

108. Стеклов О.І., Бодріхін Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Випробування сталей і зварних з'єднань в навколишньому середовищі.- М.:-Металургія.- 1992.- 128 с.

109. Томашов Н.Д. Теорія корозії та захисту металів. М. Вид. АН СРСР 1960 590 с.

110. У орд K.P., Данфорд Д.Х., Манн Е.С. Дефектоскопія діючих трубопроводів виявлення корозійних і втомних тріщин. "Діагностика-94".-Ялта 1994р.-М.: ІРЦ ГАЗПРОМ.-С.44-60.17?

111. Ф.А.Хромченко, Надійність зварних з'єднань труб котлів та паропроводів. М: Енерговидав, 1982. - 120 с.

112. Шрейдер А.В., Шпарбер І.С., Арчаков Ю.І. Вплив водню на нафтове та хімічне обладнання. - М.: Машинобудування, 1979. - 144 с.

113. Швед М.М. Зміна експлуатаційних властивостей заліза та сталі під впливом водню. Київ: Наукова думка, 1985. – 120 с.

114. Яковлєв А.І. Корозійна дія сірководню на метали. ВНДІЕгазпром, М.: 1972. 42 с.

115. Ямамота К., Мурата Т. Розробка нафтосвердловинних труб, призначених для експлуатації в середовищі вологого високосірчистого газу // Технічна доповідь фірми "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

116. ANSI/ASME У 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New York.13 0 British Gas Engineering Standard BGC/PS/P11. 42 p.

117. Biefer G.I. Stepwise Cracking of Pipe Line Steel in Sour Environements // Materials Performance, 1982. - Iune. – P. 19 – 34.

118. Marvin C.W. Визначення краю кородійного піпа. // Materials protection and Performance. 1972. – V. 11. – P. 34 – 40.

119. NACE MR0175-97.Material Requirements. Sulfide Stress Cracking Resistance Матеріали металеві для Ойл field Equipment.l997. 47 p.

120. Nakasugi H., Matsuda H. Розвиток нових ринків-Pipe Steels for Sour Gas Servis // Nippon Steel Techn. rep.- 1979. N14.- P.66-78.

121. O"Grandy TJ, Hisey D.T., Kiefner JF, Перевірка калькуляції для розрізаної крапки розвиненої//Oil and Gas J.-1992.-№42.-P. 84-89.

122. Smialawski M. Hydrogening Steel. Pergam Press L. 1962. 152 p.

123. Terasaki F., Ikeda A., Tekejama M., Okamoto S., Hydrogen Indu-ced Cracking Sucseptibilities з різних Kinds of Commerc. Rolled Steels під Wet Hydrogene Sulfide // Environement. The Sumitomo Search. 1978. – N 19. – P. 103-111.

124. Thomas J. O"Gradyll, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Перевірка калькуляції для розрізаної основи розвиненої. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89.

125. NACE Standard ТМ0177-96.Standard Test Method Laboratory Testing of Metals for Resistanc to Specific Forms of Environmental Cracking in H2S Environments. 32 p.

126. NACE Standard TM0284-96 Standart Tesn Спосіб варіації Pipeline and pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking. 10 p

127. Townsend H. Hydrogen Sulfide Stress Corrosion Cracking of High Stranght Steel Wire // Corrosion.- 1972.- V.28.- N2.- P.39-46.

Зверніть увагу, наведені вище наукові тексти розміщені для ознайомлення та отримані за допомогою розпізнавання оригінальних текстів дисертацій (OCR). У зв'язку з чим у них можуть бути помилки, пов'язані з недосконалістю алгоритмів розпізнавання.
У PDF файлахдисертацій та авторефератів, які ми доставляємо, подібних помилок немає.

Б. У. Кошкін, У. Н. Щербаків, У. Ю. Васильєв, ГОУВПО «Московський державний Інститут Сталі і сплавів (технологічний університет) » ,

ГУП «Мосміськтепло»

Електрохімічні методи оцінки, моніторингу, діагностики, прогнозування корозійної поведінки та визначення швидкостей корозії, що досить давно і добре розроблені в теоретичному плані, і широко застосовувані в лабораторних умовах, почали застосовуватися для оцінки корозійного стану в експлуатаційних умовах лише в останні 5-10 років.

Відмінною особливістюЕлектрохімічними методами оцінки є можливість визначення корозійного стану (у тому числі і безперервно) в реальному часі при одночасному відгуку матеріалу та корозійноактивного середовища.

Найбільш широке застосування для оцінки корозійного стану в експлуатаційних умовах мають методи поляризаційного опору (гальвано- та потенціостатичний), резистометричний та імпедансний. Практичне застосування отримали два перші. Гальваностатичний метод виміру використовується в портативних переносних приладах, потенціостатичний – переважно при лабораторних дослідженнях внаслідок більш складного та дорогого обладнання.

Метод поляризаційного опору заснований на вимірі швидкості корозії шляхом визначення струму корозії.

Існуючі зарубіжні прилади для вимірювання швидкостей корозії засновані в основному на принципі поляризаційного опору і з достатнім ступенем точності можуть визначати швидкість корозії лише в умовах повного занурення об'єкта, що вимірювається в корозійно-активне середовище, тобто. Фактично визначається корозійна активність середовища. Така схема вимірювань реалізується в зарубіжних приладах з метою оцінки швидкості корозії (прилади фірм ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna та інших.). Прилади досить дорогі та не адаптовані до російських умов. Вітчизняні корозиметри визначають агресивність середовища незалежно від реальних сталей, з яких виготовлені трубопроводи, у зв'язку з чим не можуть визначати стійкість корозійну трубопроводів в експлуатаційних умовах.

У зв'язку з цим у МІСіС був розроблений корозиметр, призначений для визначення швидкостей корозії трубопроводів теплових мереж із сталей, що реально експлуатуються.

Малогабаритний корозиметр "КМ-МІСіС" (рис. 1) розроблений на сучасній елементній базі на основі прецизійного цифрового мікровольтметра з нульовим опором. Корозиметр призначений для вимірювання швидкості корозії методом поляризаційного опору з безструмовим IR-компенсацією. Прилад має простий, інтуїтивно зрозумілий інтерфейс керування та введення/виведення інформації на рідкокристалічному дисплеї.

Програмою корозиметра передбачена можливість введення параметрів, що дозволяють оцінювати швидкість корозії різних марок сталей та встановлення нуля. Ці параметри встановлюються під час виготовлення та калібрування корозиметра. Корозиметр показує як виміряне значення швидкості корозії, і поточні значення різниці потенціалів «Е 2 - Е1» контролю параметрів.

Основні параметри корозиметра знаходяться у відповідності до Єдиної Системи Захисту від Корозії та Старіння (ЕСЗКС).

Корозиметр «КМ-МІСіС» призначений для визначення швидкості корозії методом поляризаційного опору в електролітично провідних середовищах і може використовуватися для визначення швидкості корозії металевих деталей та обладнання в енергетиці, хімічній та нафтохімічній промисловості, будівництві, машинобудуванні, охороні навколишнього середовища, потреб освіти.

Досвідексплуатації

Корозиметр пройшов дослідно-промислові випробування в експлуатаційних умовах тепломереж м. Москви.

Випробування на Ленінському проспекті проводили у серпні – листопаді 2003 р. на першому та другому контурі теплових мереж (абонент 86/80). На цій ділянці I та II контур трубопроводів теплових мереж були вварені патрубки, в які встановили датчики (робочі електроди) і проводили щоденні вимірювання швидкості корозії та електрохімічних параметрів за допомогою дослідного зразка корозиметра. Вимірювання проводили у внутрішній частині трубопроводів з реєстрацією параметрів теплоносія. Основні параметри теплоносія наведено у таблиці 1.

При вимірах із різною тривалістю від 5 до 45 хв. реєстрували основні параметри корозійного стану трубопроводів теплових мереж під час тривалих випробувань. Результати вимірів наведено на рис. 2 і 3. Як випливає з результатів випробувань, початкові значення швидкості корозії добре корелюються з тривалими випробуваннями як при випробуваннях I, так і II контурі. Середня швидкість корозії для I контуру становить близько 0,025 - 0,05 мм/рік, для II контуру близько 0,25 - 0,35 мм/рік. Отримані результати підтверджують наявні досвідчені та літературні дані щодо корозійної стійкості трубопроводів теплових мереж з вуглецевих та низьколегованих сталей. Точніші значення можуть бути отримані при конкретизації марок сталей експлуатованих трубопроводів. Обстеження корозійного стану теплових мереж проводили на ділянці шосе Ентузіастів – вул. Ділянки теплотраси в цьому районі (№ 2208/01 - 2208/03) часто виходять з ладу, трубопроводи на цьому учні.
стке було укладено 1999 - 2001 рр. Теплотраса складається з прямої та зворотної нитки. Температура прямої нитки теплотраси близько 80-120 ОС при тиску 6 атм, зворотній - близько 30-60 ОС. У весняно-осінній період теплотраса часто підтоплюється ґрунтовими водами (поблизу Терлецьких ставків) та/або каналізаційними стоками. Характер укладання теплотраси в цьому районі - канальна, у бетонні жолоби з кришкою, та глибиною укладання близько 1,5-2 м. Перші течі в теплотрасі були помічені навесні 2003 р., вийшли з ладу та були замінені у серпні – вересні 2003 р. Під час огляду канал теплотраси був затоплений приблизно 1/3 - 2/3 діаметра труби ґрунтовими водами чи стоками. Труби теплотраси мали ізоляцію зі склотканини.

Ділянка № 2208/01 – 22008/02. Теплотраса укладена в 1999 р., труби зварені, поздовжньо-шовні, діаметром 159 мм, виготовлені приблизно зі ст. 20. Трубопроводи мають теплоізоляційне покриття з кузбас-лаку, мінеральної вати та пергаміну (руберойду або склотканини). на даній ділянціє 11 дефектних зон із наскрізними корозійними ураженнями переважно у зоні затоплення каналу. Щільність корозійних уражень по довжині прямої нитки 0,62 м-1, зворотній -0,04 м-1. Вийшли з ладу у серпні 2003 р.

Ділянка № 2208/02 – 2208/03. Покладено у 2001 р. Переважна корозія прямої нитки теплотраси. Загальна довжина дефектних ділянок трубопроводу, що підлягає заміні -82 м. Щільність корозійних уражень прямої нитки 0,54 м-1. За даними ГУП «Мосміськтепло» трубопроводи виготовлені із сталі 10ХСНД.

Ділянка № 2208/03 – ЦТП. Покладено 2000 р., труби безшовні, імовірно зі ст. 20. Щільність корозійних уражень прямої нитки -0,13 м-1, зворотної нитки-0,04 м-1. Середня щільність наскрізних корозійних поразок (типу делокализованной корозії виразкової) зовнішньої поверхні трубопроводів прямої нитки 0,18 - 0,32 м -1 . На вирізаних зразках труб покриття на зовнішній стороні відсутнє. Характер корозійних уражень зовнішньої сторони труби зразків - переважно загальна корозія за наявності наскрізних уражень типу виразкової корозії, які мають конусоподібну форму з розміром близько 10-20 см із зовнішньої поверхні, що переходять у наскрізні діаметром близько 2-7 мм. На внутрішній частині труби – невелика загальна корозія, стан задовільний. Результати визначення складу зразків труб наведено у таблиці 2.

За складом матеріал зразків труб відповідає сталям типу "Д" (або ХДСА).

Оскільки частина трубопроводів знаходилася у каналі у воді, можна було оцінити швидкість корозії зовнішньої частини труби. Оцінку швидкості корозії проводили у місцях виходу канальної прокладки, у ґрунтовій воді у безпосередній близькості від трубопроводу, та у місцях найбільш швидкого перебігу ґрунтових вод. Температура ґрунтових вод становила 40 – 60 ОС.

Результати вимірювань наведено у табл. 3-4 де дані, отримані в спокійній воді, виділені червоним кольором.

Результати вимірювань показують, що швидкості загальної та локальної корозії збільшують ються в часі, що найбільше виражено для локальної корозії в спокійній воді. Швидкість загальної корозії має тенденцію до зростання протягом, у спокійній воді збільшуються швидкості локальної корозії.

Отримані дані дозволяють визначити швидкість корозії трубопроводів теплових мереж та прогнозувати їхню корозійну поведінку. Швидкість корозії трубопроводів на цій ділянці становить >0,6 мм/рік. Максимальний термін служби трубопроводів у умовах - трохи більше 5-7 років із періодичними ремонтами у місцях локальних корозійних поразок. Більше точний прогнозможливий при безперервному корозійному моніторингу та в міру накопичення статистичних даних.

Аналізексплуатаційнихкорозійних поразокт

-- [ Сторінка 1 ] --

УДК 622.691.4.620.193/.197

На правах рукопису

Аскаров Герман Робертович

ОЦІНКА ВПЛИВУ НЕСТАБІЛЬНОГО

ТЕМПЕРАТУРНОГО РЕЖИМУ НА КОРОЗІЙНЕ

СТАН ГАЗОПРОВОДІВ ВЕЛИКОГО ДІАМЕТРУ

Спеціальність 25.00.19 Будівництво та експлуатація нафтогазопроводів, баз та сховищ дисертація на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук

Науковий керівникдоктор технічних наук, професор Гарріс Ніна Олександрівна Уфа

ВСТУП………………………………………………………………………… 1. Сучасні уявленняпро температурний вплив на корозійний стан газопроводу……………………………………………………………. 1.1 Коротка характеристика корозійних процесів у трубопровідному транспорті…………………………………………………………………………. 1.1.1 Характерні корозійні дефекти на сталевий трубі…………………. 1.2 Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття………………….. 1.3 Корозійна агресивність грунтів………………………………………... Причини формування корозійних елементів на зовнішній 1. поверхні газопроводу……… …………………………………………………. 1.4.1 Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу…………………………………………………………. 1.4.2 Зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу, під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту…. 1.5 Вплив температури і коливань температури на корозійний стан газопроводу……………………………………………………………. 1.6 Діагностика газопроводів із використанням внутрішньотрубних снарядів…. 1.7 Моделі для прогнозування корозійних процесів…………………… Висновки до глави 1 Оцінка імпульсного впливу вологості та температури на 2.

корозійну активність ґрунтів, що оточують газопровід………………… 2.1 Фізичне моделювання та вибір керуючих параметрів…………... 2.2 Короткий описекспериментальної установки…………………………... 2.3 Результати дослідів та ефект підвищення корозійної активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі………………………… 2.4 Дослідження впливу частоти коливань температури та теплових параметрів на корозійну активність грунтів……………………………… Залежність швидкості корозії від середньої температури при 2.

Нестабільному теплообмене………………………………………………………. Висновки до глави 2…………………………………………………………………. 3. Прогноз корозійного стану газопроводу на основі даних внутрішньотрубної дефектоскопії…………………………………………………… 3.1 Критерії оцінки корозійної небезпеки…………………………………. 3.2 Аналіз корозійного стану ділянки газопроводу за даними внутрішньотрубної дефектоскопії…………………………………………………… 3.2.1 Характеристика ділянки газопроводу…………………………………… … 3.2.2 Аналіз результатів ВТД……………………………………………………. 3.3 Освіта та швидкість розвитку корозійних вогнищ на трубопроводах з плівковою ізоляцією…………………………………………. 3.4 Корозійний прогноз дефектності труб великого діаметра……………. Висновки до главе.3…………………………………………………………………. 4. Розробка методу ранжирування ділянок газопроводів за рівнем небезпеки для виведення в ремонт………………………………………………….. 4.1. Методика ранжування ділянок газопроводів за ступенем небезпеки… 4.1.1 ВТД газопроводів при ранжируванні за ступенем небезпеки…………… 4.1.2 Уточнюючі інтегральні показники для визначення ділянок газопроводів, що виводяться в ремонт…………………………………… ………………. 4.2 Комплексна діагностика ізоляційного покриття та засобів ЕХЗ……… ​​4.2.1 Фактори небезпеки корозійного пошкодження трубопроводів………. 4.2.2 Приклад розрахунку комплексного показника корозійної активності….. 4.3 Облік коливань температури на газопроводах великих діаметрів…..….. 4.4 Сумарний інтегральний показник………………………………………. 4.4.1 Приклад розрахунку сумарного інтегрального показника…………………. 4.5 Ефективність розробки……………………………………………………

ВСТУП

Актуальністьроботи Загальна протяжність експлуатованих у системі ВАТ «Газпром»

підземних магістральних газопроводів сягає близько 164,7 тис. км.

Основним конструкційним матеріалом для спорудження газопроводів в даний час є сталь, яка володіє хорошими властивостями міцності, але низькою корозійною стійкістю в умовах навколишнього середовища - грунту, який за наявності вологи в поровому просторі є корозійно-активним середовищем.

Після 30-ти років експлуатації магістральних газопроводів ізоляційне покриття старіє і перестає виконувати захисні функції, внаслідок чого корозійний стан підземних газопроводів істотно погіршується.

Для визначення корозійного стану магістральних газопроводів в даний час використовується внутрішньотрубна дефектоскопія (ВТД), яка з достатньою точністю визначає місце розташування та характер корозійних ушкоджень, що дозволяє відстежувати та прогнозувати їх утворення та розвиток.

Значну роль розвитку корозійних процесів грає наявність грунтових вод (грунтового електроліту), причому слід зазначити, що швидкість корозії більшою мірою зростає над постійно обводненном чи сухому грунті, а грунті з періодичним зволоженням.

імпульсною зміною температури газопроводу та коливанням вологості в корозійно-активному шарі ґрунту. Проте не було визначено кількісні параметри імпульсного температурного на активізацію корозійних процесів.

пролягання магістральних газопроводів при імпульсному тепловому впливі та прогноз корозійного стану трубопроводів є актуальними для газотранспортної галузі.

Розробка та вдосконалення методів визначення корозійного стану ділянок магістральних газопроводів для своєчасного виведення їх у ремонт.

Основні завдання:

1 Визначення зміни питомого електричного опору ґрунту навколо магістрального газопроводу та аналіз особливостей корозійних процесів у трубопровідному транспорті.

2 Дослідження в лабораторних умовах впливу імпульсного теплового впливу газу, що перекачується, і вологості на корозійну активність грунту, що оточує підземний газопровід.

3 Дослідження утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральному газопроводі та прогноз його корозійного стану за даними внутрішньотрубної дефектоскопії.

Розробка методик ранжування ділянок магістральних газопроводів на основі прогнозу їх корозійного стану для виведення в ремонт.

Наукова новизна 1 Визначено зміну та побудовано епюри питомого електричного опору ґрунту залежно від вологості по периметру підземного газопроводу великого діаметру.

2 Експериментально доведено факт активізації корозійних процесів при імпульсній зміні температури газу, що перекачується, порівняно зі стабільним температурним впливом, а також визначено діапазон температур, в якому при нестабільному (імпульсному) температурному впливі розвивається максимальна швидкість корозії.

3 Визначено функціональну залежність для прогнозу утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральних газопроводах.

Практична цінністьроботи На підставі проведених досліджень розроблено стандарт підприємства РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжування газопроводів ТОВ «Газпром трансгаз Уфа» за результатами внутрішньотрубної дефектоскопії для виведення їх у ремонт», згідно з яким проводиться ранжування ділянок магістральних газопроводів між крановими вузлами з метою визначення послідовності виведення їх у ремонт.

Методи дослідженьПоставлені у роботі завдання вирішувалися з використанням теорії подібності шляхом моделювання умов теполомасообміну підземного газопроводу з навколишнім ґрунтом.

Результати діагностичних робіт оброблялися методом найменших квадратів із проведенням кореляційного аналізу. Розрахунки проводилися з використанням пакету прикладних програм StatGrapfics Plus 5.1.

На захист виносяться:

результати досліджень зміни питомого електричного опору ґрунту залежно від вологості по периметру магістрального газопроводу;

результати лабораторних досліджень імпульсної теплової дії на активізацію корозійних процесів на сталевому трубопроводі;

- метод ранжування ділянок магістральних газопроводів для виведення їх у ремонт.

Основні результатидисертаційної роботи опубліковані в 30 наукових працях, з них чотири статті у провідних наукових журналах, що рецензуються, рекомендованих ВАК Міністерства освіти і науки РФ.

Структура та обсяг роботиДисертаційна робота складається із вступу, чотирьох розділів, основних висновків, додатків, бібліографічного списку використаної літератури, що включає 141 найменування, викладено на 146 сторінках машинописного тексту, містить 29 малюнків та 28 таблиць.

Апробація роботиОсновні матеріали дисертації доповідалися на:

Науково-технічна рада ВАТ «Газпром» «Розробка та впровадження технологій, обладнання та матеріалів з ремонту ізоляційних покриттів та дефектних ділянок труб, включаючи дефекти КРН, на магістральних газопроводах ВАТ «Газпром», Ухта, 2003;

- науково-технічної конференції молодих спеціалістів ВАТ «Газпром»

«Нові технології у розвитку газової промисловості», Самара, 2003;

Науково-практичній конференції «Проблеми та методи забезпечення надійності та безпеки об'єктів трубопровідного транспорту вуглеводневої сировини», ГУП ІПТЕР, Уфа, 2004;

міжнародній науково-технічній конференції синергетика II», УДНТУ, Уфа, 2004;

2-ї міжнародної науково-технічної конференції «Новоселівські читання», УДНТУ, Уфа, 2004;

Науково-технічній конференції молодих керівників та спеціалістів промисловості в сучасних умовах», Самара, 2005;

Трубопровідний транспорт», УДНТУ, Уфа, 2005, 2006, 2012;

Науково-практичній конференції молодих вчених та спеціалістів ВАТ «Газпром» «Інноваційний потенціал молодих вчених та фахівців ВАТ «Газпром», Москва, 2006;

Конференції на найкращу молодіжну науково-технічну розробку з проблем паливно-енергетичного комплексу «ПЕК-2006», Москва, 2006;

- Конференції Міжнародної паливно-енергетичної асоціації (МТЕА), Москва, 2006.

міжнародній науково-практичній конференції проблеми нафтогазового комплексу Казахстану», Актау, 2011.

корозійний стан газопроводу трубопроводів отримали розвиток у теоретичних та експериментальних дослідженнях вчених, які безпосередньо займаються проблемами трубопровідного транспорту: А.Б. Айнбіндера, М.З. Асадулліна, В.Л. Березіна, П.П. Бородавкіна, А.Г. Гарєєва, Н.А. Гарріс, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, І.Г.

Ісмагілова, Р.М. Заріпова С.В. Карпова, М.І. Корольова, Г.Є. Коробкова, В.В.

Кузнєцова, Ф.М. Мустафіна, Н.Х. Халлієва, В.В. Харіоновського та ін.

Таким чином, підземна корозія металів відноситься до найбільш складного виду електрохімічної та біологічної корозії.

Згідно з нормативними документами існують різні показники оцінки корозії металів (втрата маси металу за певний час, зменшення товщини стінки труби, швидкість росту раковин та ін.). Ці величини є показниками стійкості металів до корозії у певних типах ґрунтів.

1.1.1 Характерні корозійні дефекти на сталевій трубі У роботі розглядаються корозійні дефекти, виявлені ВТД та особливості їхнього прояву, пов'язані зі станом ізоляційного покриття.

Досвід експлуатації показує, що пошкодження у вигляді великих виразок, що змикаються (загальна корозія) розвиваються в зонах відшарування плівкової ізоляції, що знаходяться в режимі періодичного змочування ґрунтовими водами.

Катодний захист зон відшарування плівкової ізоляції утруднений, з одного боку, діелектричним екраном у вигляді поліетиленової плівки, а з іншого, нестабільними параметрами електроліту, що утруднюють проходження катодного поляризуючого струму через щілину в зону зародження і розвитку колоній виразок або тріщин. В результаті досить часто спостерігається розвиток підплівкової корозії у вигляді ланцюжка каверн, що змикаються, геометрія яких повторює шляхи просування електроліту під ізоляцією.

Широко відомий факт, що бітумно-гумова ізоляція після 10-15 років експлуатації в обводнених ґрунтах втрачає адгезію до поверхні металу.

Однак корозія під бітумною ізоляцією у багатьох випадках не розвивається. Вона розвивається тільки в тих випадках, коли погано працює або відсутня катодна захист. Ефект захисту досягається завдяки формуванню в процесі тривалої експлуатації газопроводу поперечної іонної провідності бітумної ізоляції. Прямим доказом цього є усунення рН ґрунтового електроліту під шаром бітумного покриття до 10-12 одиниць у результаті протікання реакції з кисневою деполяризацією.

Значне місце за кількістю ушкоджень займає виразкова локальна корозія у вигляді окремих каверн, яка сягає 23-40% від загальної кількості ушкоджень. Можна стверджувати, що за інших рівних умов глибина локальних корозійних пошкоджень інтегрально оцінює ефективність дії. катодного захистуу наскрізних дефектах ізоляції.

1.2 Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття Головною вимогою до захисних покриття є надійність захисту трубопроводів від корозії протягом усього терміну служби .

Широко застосовувані ізоляційні матеріали умовно можна розділити на великі групи:

Полімерні, що включають ізоляційні стрічки, екструдований і напилений поліетилен, епоксидні та поліуретанові матеріали;

-бітумні мастики з обгортковими матеріалами, комбіновані мастичні покриття.

Полімерні ізоляційні стрічки широко застосовувалися для ізоляції трубопроводів під час їх будівництва та ремонту, починаючи з 60-х років минулого століття. Відповідно до , 74% всіх побудованих трубопроводів ізольовано полімерними стрічками. Покриття з полімерних ізоляційних стрічок являють собою багатошарові системи, що складаються з плівки - основи, шару, що підклеює, і шару адгезійного праймера (грунтовки). Ці захисні матеріали є лише дифузійним бар'єром, що перешкоджає проникненню корозійно-активного середовища до металевої поверхні трубопроводу, і тому термін їхньої служби обмежений.

Крім того, недоліками плівкових покриттів є:

- нестабільність адгезії;

- недовговічність покриття;

- Відносно висока вартість.

Нестабільність адгезії та, як наслідок, недовговічність покриття пов'язана з незначною товщиною клейового шару.

Клейова основа липких плівкових матеріалів є розчином бутилкаучуку в органічних розчинниках з певними добавками. У зв'язку з цим, старіння клейового шару відбувається значно швидше за полімерну основу.

При зниженні експлуатаційних характеристик ізоляції до 50% початкових значень ефективність покриття як протикорозійного бар'єру різко зменшується.

Результати досліджень показують, що 73% усіх відмов на магістральних газопроводах Канади обумовлені стрес-корозією, що протікає під поліетиленовими плівковими покриттями. Встановлено, що під одношаровими поліетиленовими покриттями утворюється вп'ятеро більше стрес-корозійних тріщин, ніж під бітумними покриттями. Під двошаровими плівковими покриттями кількість колоній стрескорозійних тріщин на метр труби у дев'ять разів більша ніж з покриттями на основі бітуму.

Термін служби полімерних ізоляційних стрічок складає 7-15 років.

Обмеження, а у ряді випадків виключення застосування полімерних ізоляційних стрічок згідно з ГОСТ Р 51164 пов'язане з нетривалим терміном їхньої служби.

З досвіду переізоляції магістральних газопроводів встановлено, що на ділянках із заводським ізоляційним покриттям дефектів КРН та корозії не виявлено.

Розгляд експлуатаційних характеристик антикорозійних покриттів, що найбільш широко використовуються, дозволяє зробити висновок, що вони не володіють властивостями, які б повністю задовольняли вимогам, що пред'являються до ізоляційних матеріалів, що захищають трубопровід від ґрунтової корозії:

- Адгезією до металів;

- механічною міцністю;

Хімічною стійкістю по відношенню до корозійних агентів – кисню, водним розчинамсолей, кислот і основ тощо.

Зазначені параметри визначають можливість антикорозійного матеріалу протистояти корозії та стрес-корозії газопроводів.

Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття на газопроводах, з плівковим ізоляційним покриттям трасового нанесення відбувається з безлічі причин, які впливають на якість захисних властивостей як незалежно один від одного, так і в комплексі. Розглянемо причини на плівкове ізоляційне покриття.

Вертикальний тиск ґрунту на газопровід.

Внаслідок того, що тиск ґрунту розподіляється нерівномірно по периметру труби, найбільш проблемні зони виникнення відшарування та формування гофр ізоляційного покриття припадають на позиції 3-5 годин та 7-9 годин по ходу газу, з умовним розбиттям периметра трубопроводу на секторів (верхня утворює 0 годин , нижня 6:00). Це відбувається через те, що на ізоляційне покриття верхньої половини труби припадає найбільший і рівномірний тиск грунту, який розтягує плівкове покриття і перешкоджає утворенню гофр і відшарувань на цій ділянці. У нижній половині труби картина відрізняється: на позиції близько 6 годин труба спирається на дно траншеї, через що ймовірність утворення гофра незначна. На позиції 3-5 годин тиск ґрунту мінімальний, тому що труба в цьому місці стикається з ґрунтом, засипаним з краю траншеї (див. малюнок 1.1). Таким чином, в районі 3-5 годин по периметру трубопроводу відбувається зсув-зміщення плівкового покриття з утворенням гофр. Цю область можна розглядати як найбільш схильну до виникнення та розвитку корозійних процесів.

Лінійне розширення матеріалів, що сполучаються.

Однією з причин утворення гофр на плівковому ізоляційному покритті є різний коефіцієнт лінійного розширення матеріалів, плівкової стрічки та металу труби.

Проаналізуємо, як відрізняється вплив температури на метал труби і плівкову стрічку на гарячих ділянках газопроводу великого діаметра (вихід газопроводу з компресорної станції).

Малюнок 1.1 – Схема виникнення гофр на плівковому ізоляційному покритті 1 – газопровід; 2 – місце можливого утворення гофр; 3 – зона спирання трубопроводу Значення температур у металу труби та плівкової ізоляції під час нанесення можна прийняти рівним температурі навколишнього середовища, а під час експлуатації – рівним температурі газу в газопроводі.

За даними збільшення довжини сталевого листа та плівкової ізоляції по периметру труби діаметром 1420 мм при зміні температури з 20 до З (температура газу), відповідно становитиме 1,6 мм і 25,1 мм.

Таким чином, на «гарячих» ділянках плівкова ізоляція може подовжуватися на десятки міліметрів більше ніж сталевий лист, створюючи реальні умови для утворення відшарування з утворенням гофр, особливо в напрямках найменшого опору на позиції 3-5 і 7-9 годин периметра газопроводу великого діаметру.

Неякісне нанесення ґрунтовки на трубопровід.

Якість адгезії ізоляційного покриття визначає термін його служби.

Недостатнє розмішування бітуму в розчиннику в процесі приготування ґрунтовки або зберігання в забрудненій тарі призводить до загусання ґрунтовки, у зв'язку з чим її наносять на трубопровід нерівномірно або з патьоками.

У трасових умовах при нанесенні різних видівґрунтовок на вологу поверхню труб і у вітряну погоду в ґрунтувальному шарі можуть утворитися повітряні бульбашки, які знижують прилипання ґрунтовки до металу.

При недостатньому або нерівномірному нанесенні ґрунтовки на трубу, перекосі брезентового рушника, сильному його забрудненні та зносі можуть утворюватися пропуски в шарі ґрунтовки.

Крім того, у технології нанесення рулонних ізоляційних покриттів є істотний недолік. При ізоляційних роботах проміжок часу між нанесенням ґрунтовки на трубу і намотуванням поліетиленової стрічки недостатній для випаровування розчинника, що є в ґрунтовці.

Малопроникна поліетиленова плівка перешкоджає випаровуванню розчинника, під нею виникають численні здуття, що порушують адгезійну сполуку між шарами покриття.

У цілому нині, перелічені чинники значною мірою знижують якість ізоляційного покриття і призводять до скорочення терміну його служби.

1.3. Корозійна агресивність ґрунтів При втраті ізоляційним покриттям захисних властивостей, однією з головних причин виникнення та розвитку корозії та стрес-корозії є корозійна агресивність ґрунтів.

На корозію металів у ґрунтах прямо чи опосередковано впливає безліч факторів: хіміко-мінералогічний склад, гранулометричний склад, вологість, повітропроникність, вміст газів, хімічний складпорових розчинів, рН і ен середовища, кількість органічної речовини, мікробіологічний склад, електропровідність ґрунтів, температура, мерзлий або талий стан. Всі ці фактори можуть діяти як окремо, так і одночасно в конкретному місці. Один і той же фактор при різних поєднаннях з іншими може прискорювати в одних випадках, а в інших випадках уповільнювати швидкість корозії металу. Отже, оцінка корозійної активності середовища за будь-яким фактором неможлива.

Існує багато методів оцінки агресивності ґрунту. У сукупність визначених характеристичних параметрів загальну оцінку агресивності грунту входить така його характеристика, як електричний опір (див. таблицю 1.1).

Таблиця 1.1 – Корозійні властивості ґрунтів оцінюються за величиною питомого електричного опору ґрунту в Ом·м По питомому ґрунту, Ом·м опір ґрунту не як показник її корозійної активності, а як ознака, що відзначає ділянки в яких може мати місце інтенсивна корозія» . Низький омічний опір вказує лише на можливість корозії. Високий омічний опір ґрунтів є ознакою слабкої корозійної агресивності ґрунтів тільки в нейтральних та лужних середовищах. У кислих ґрунтах з низькою величиною рН можлива активна корозія, але кислих сполук часто буває недостатньо для зниження омічного опору. Як доповнення до наведених методів дослідження корозійності ґрунтів автори пропонують хімічний аналіз водних витяжок, який досить точно визначає ступінь засоленості ґрунтів.

Найбільш важливими факторамикорозійної активності ґрунту є її структура (див. таблицю 1.2) та здатність пропускати воду та повітря, вологість, рН та кислотність, окислювально-відновний потенціал (еН), склад та концентрація присутніх у ґрунті солей. При цьому важлива роль приділяється не тільки аніонам (Сl- ; SO 2 ; NO 3 та ін), а й катіонам, які сприяють виникненню захисних плівок та електропровідності ґрунту .

На відміну від рідких електролітів ґрунти мають гетерогенну будову як на мікромасштабному (мікроструктура ґрунтів), так і на макромасштабному рівні (чергування лінз та шарів порід з різними літологічними та Таблиця 1.2 – Корозійна активність ґрунтів залежно від їх виду фізико-хімічними властивостями). Рідини та гази у ґрунтах мають обмежені можливості переміщення, що ускладнює механізм підведення кисню до поверхні металу та впливає на швидкість процесу корозії, а кисень, як відомо, є головним стимулятором корозії металів.

У таблиці 1.3 наводяться дані щодо корозійної активності ґрунтів залежно від рН та вмісту хімічних елементів.

У ПівнічНІПІгаз проведено дослідження, що пов'язують аварійні Проаналізовано дані про аварії за 1995-2004 р.р. (39 аварій), досліджено хімічний склад ґрунту та ґрунтового електроліту. Розподіл аварій через КРН за укрупненими типами ґрунтів наводяться на малюнку 1.2.

Таблиця 1.3 – Корозійна активність ґрунтів залежно від рН та вмісту хімічних елементів Як видно з малюнка 1.2 більшість аварій (61,5%) сталося на ділянках з важким тугопластичним ґрунтом, значно менша їх кількість (30%) – у легших ґрунтах і лише поодинокі аварії трапляються в пісках та болотистих ґрунтах. Отже, для зменшення кількості аварій через КРН, необхідно контролювати склад ґрунту, що можна зробити на етапі проектування нової гілки газопроводу. Це також показує необхідність дослідження ґрунту при аналізі та виборі ділянок під будівництво та реконструкцію.

Малюнок 1.2 – Розподіл аварій через КРН за 1995 – 2004 рр. Вологість грунту грає велику рольу перебігу корозійних процесів. При малій вологості великий електричний опір грунту, що обумовлює зменшення значення корозійного струму, що протікає. При великій вологості електричний опір грунту зменшується, але дуже утруднюється дифузія кисню до металу, внаслідок чого корозійний процес уповільнюється. Існує думка, що максимальна корозія спостерігається при вологості 15-20%, 10-30%.

1.4 Причини формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу.

1.4.1 Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу Корозійні руйнування металу відбуваються на зовнішній поверхні газопроводу в місцях порушення ізоляційного покриття, незважаючи на наявність катодного захисту газопроводу. Часто ці явища спостерігаються на початкових ділянках газопроводів (10-20 км після виходу з компресорної станції) з пересіченою місцевістю, приурочених до ярів, балок, місць з періодичним зволоженням.

Аналіз та узагальнення численних матеріалів показує, що на активацію корозійних процесів впливає поведінка ґрунтових вод під тепловою дією газопроводу, що посилюється в міру спільного впливу (або збігу) як мінімум трьох факторів:

- імпульсної зміни температури газопроводу;

- Порушення ізоляційного покриття газопроводу;

- Великий діаметр трубопроводу.

1. Принципова відмінність початкової ділянки від кінцевої (за відсутності або стабільності відборів газу трасою) у тому, що саме на початковій ділянці газопроводу максимально відчуваються коливання або імпульсна зміна температури газу. Ці коливання відбуваються як через нерівномірність газоспоживання, так і через недосконалість системи повітряного охолодження газу, що подається в газопровід. При використанні апаратів повітряного охолодження погодні коливання температури повітря викликають аналогічні коливання температури газу і як хвилеводу передаються безпосередньо на початкову ділянку газопроводу (особливо це явище проявляється на перших 20 ... 30 км газопроводу).

У дослідах Ісмагілова І.Г. було зареєстровано, що температурна хвиля 5 0С, штучно створена відключенням АВО газу на КС Полянська, пройшла до наступної станції КС Москово зі зниженням амплітуди до 2 0С. На нафтопроводах, де швидкості руху потоків значно менше, через інерційності продукту перекачування, такого явища немає.

2. При порушенні ізоляційного покриття відбувається формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні трубопроводу. Як правило, це відбувається на ділянках із різкою зміною параметрів навколишнього середовища: омічного опору ґрунтів та корозійних середовищ (рисунок 1.3 та малюнок 1.4).

Малюнок 1.3 – Модель мікрокорозійного елемента 3. Ефект великого діаметра. Геометричні параметри гарячого трубопроводу такі, що і температура, і вологість ґрунту, а отже й інші характеристики: омічний опір ґрунту, властивості ґрунтових електролітів, поляризаційні потенціали тощо – змінюються по периметру.

Вологість по периметру змінюється в межах від 0,3 до 40% і до повного насичення. Питома опір грунту у своїй змінюється в …100 раз.

Рисунок 1.4 – Модель макрокорозійних елементів Дослідження показали, що температура газу, що перекачується, впливає на катодну поляризацію трубної сталі в карбонатних розчинах. Залежність потенціалів максимуму анодного струму від температури лінійна. Збільшення температури веде до зростання струму розчинення і зміщує інтервал потенціалів анодного струму негативну область. Збільшення температури призводить не тільки до зміни швидкості електрохімічних процесів, але змінює значення рН розчину.

Зі зростанням температури карбонатного розчину потенціал максимуму анодного струму, пов'язаного з утворенням оксиду, при зростанні температури на 10 °С зміщується убік негативних значеньпотенціалу на 25 мВ.

Внаслідок неоднорідності ґрунту, зміни його вологості та аерації, нерівномірного ущільнення, оглеіння та ін. ефектів, а також дефектів самого металу, виникає велика кількість макрокорозійних елементів. При цьому корозійному руйнуванню більшою мірою зазнають анодні ділянки, що мають більш позитивний потенціал, порівняно з катодними, чому сприяє імпульсний тепловий вплив газопроводу на міграційні процеси в електроліті ґрунтового.

Коливальні процеси температури та вологості в ґрунті провокує загальну корозію. Макрокорозійні елементи, локалізовані на поверхні, розвиваються за сценарієм КРН або осередками виразкової корозії. На спільність електрохімічного процесу, що призводить до утворення корозійних виразок та тріщин, вказується у .

Саме нерівноважні термодинамічні процеси відбуваються інтенсивніше і з максимальним ефектом прояву основних ознак. При імпульсному температурному впливі на ґрунт, майже синхронно, змінюються параметри, що визначають його корозійну активність. Так як цей процес відбувається протягом усього часу експлуатації газопроводу під сильним впливом домінуючих параметрів, місце локалізації макроелемента стає цілком певним, зафіксованим по відношенню до геометричних позначок.

Як показано в безперервний коливальний рух ґрунтової вологи, який можна пояснити з позицій термокапілярно-плівкового механізму руху відбувається протягом усього часу експлуатації газопроводу.

Таким чином, навіть за наявності катодного захисту газопроводу, у місцях ушкодження ізоляційного покриття газопроводу великого діаметра внаслідок нерівномірності розподілу вологості ґрунту по периметру труби неминуче виникають макрокорозійні елементи, що провокують ґрунтову корозію металу труби.

Одним з важливих умовперебігу корозійних процесів є наявність у ґрунтовому електроліті дисоційованих іонів.

Раніше не прийнятий до розгляду фактор, що визначає протікання нерівноважних процесів, імпульсний температурний вплив газу на стінку трубопроводу та імпульсна зміна вологості ґрунту, що прилягає до трубопроводу.

1.4.2 Зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу, під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту забезпечують дискретне збільшення дефекту. Як показано в , цьому процесу сприяє імпульсний тепловий вплив газопроводу на міграційні процеси в ґрунтовому електроліті.

Внаслідок вирішення зворотного завдання теплопровідності для умов ділянки Уренгойського коридору газопроводів на перегоні Поляна – Москово було визначено картину розподілу вологості W ґрунту по периметру трубопроводу у часі.

Дослідження показали, що при імпульсному збільшенні температури відбувається відтік вологи від труби, а при подальшому зменшенні температури стінки трубопроводу вологість активного шару грунту збільшується.

По периметру перерізу труби вологість змінюється (рисунок 1.5). Найчастіше найбільша вологість спостерігається вздовж нижньої труби, що утворює, на позиції 6 годин. Найбільші коливання вологості фіксуються на бічних поверхнях труби, де міграційні процеси виражені максимально.

У продовженні цієї роботи (за участю претендента) було виконано дослідження та визначено електричний опір ел корозійноактивного шару ґрунту навколо трубопроводу та побудовано епюри ел.

електричного опору ґрунту по периметру газопроводу Ду 1400. Вони побудовані на різні моменти часу на підставі результатів проведеного промислового експерименту на ділянці газопроводу «ПолянаМосково» Уренгойського коридору, який показав, що при експлуатаційних температурах 30…40 ОС грунт під трубою завжди залишається вологим, час, як над верхньою частиною труби вологість ґрунту значно зменшується.

24.03.00, 10.04.00, 21.04.00 – квазістаціонарний режим 7.04.00 – після відключення одного компресорного цеху Рисунок 1.5 – Перерозподіл вологості W та питомого опору ґрунту на контурі газопроводу за результатами промислового експерименту.

Таблиця 1.4 – Зміна вологості та питомого опору ґрунту по периметру труби Дата tr, гр tв, гр Q,Вт/м.гр Діапазон зміни вологості шару ґрунту, що контактує з трубопроводом, змінюється від повного насичення до практично зневоднення, див. таблицю 1.4.

На представленому малюнку 1.5 видно, що найбільш сприятливі умови для виникнення дефектів загальної корозії та КРН виникають у нижній чверті труби на позиціях 5...7 годин, де ел мінімально, а W максимальна, пульсуючий режим зміни, аерація незначна.

При побудові епюри питомого опору ґрунту ел по контуру труби використано графік залежності питомого опору ґрунту від вологості (рисунок 1.6).

В показано, що в зимовий період на початковій ділянці газопроводу, де температури підтримуються на рівні 25...30 °С і вище, відбувається підтавання снігу та тривалий часнад трубопроводом підтримується зона перезволоженого ґрунту, що підживлює і також посилює корозійну активність ґрунтів.

Час дії чи проходження теплового імпульсу вимірюється коливання). Цього часу цілком достатньо, щоб на малому проміжку пройшли мікрозрівняльні струми. Наведені на малюнках 1.5, 1.6 та таблиці 1.4 дані, отримані в промислових умовах для газопроводу діаметром 1420 мм показують, що внаслідок зміни вологості по периметру труби змінюється локальна корозійна активність грунтів, яка залежить від омічного опору, див. таблицю 1.5.

Таблиця – 1.5 Корозійна активність ґрунтів по відношенню до вуглецевої сталі залежно від їх питомого електричного опору Питомий опір, Ом.м Рисунок 1.6 – Залежність питомого електричного опору глинистого ґрунту від вологості Епюри побудовані за даними вимірювального пункту Новопсков, розташований у досить сухому місці, у найвищому пункті над яром. Ізоляція трубопроводу на цій ділянці перебувала у задовільному стані.

В ярах і балках, де зміна вологості більш значуща, названі ефекти мають бути виражені яскравіше. Така картина притаманна випадку однорідного грунту по периметру труби. При різнорідних комкуватих ґрунтах зворотного засипання омічний опір компонентів буде сильно відрізнятися. На малюнку 1.7 представлені графіки залежності питомого опору різних ґрунтів від вологості.

Тому при зміні ґрунтів на епюрі питомих опорів ел будуть розриви та макрокорозійні елементи будуть чітко позначені.

Таким чином, зміна температури мікроелемента призводить до зміни потенціалів вологи та електричного опору. Ці явища аналогічні тим, що відбуваються за зміни режиму установки катодного захисту. Зміщення потенціалу або перехід через «мертву» точку еквівалентний відключенню катодного захисту та викликає мікрозрівняльні струми.

Розвиток корозійних процесів в імпульсному температурному режимі призводить до ерозії або корозійного розтріскування металу труб.

Створюється ситуація, коли опір пересування іонів у ґрунтовому електроліті змінне по периметру труби. Чим вище розташований ділянка на поверхні труби, тим з меншою швидкістю протікає анодна реакція, так як вологість прилеглого грунту зменшується, омічний опір збільшується і утруднюється відведення позитивних іонів металу від анодної ділянки. Зі зниженням або наближенням до позиції на контурі трубопроводу, що відповідає 5... годин, швидкість анодної реакції зростає.

На позиції 6 годину ґрунт ущільнений, часто є огляд, доступ кисню до трубопроводу утруднений, внаслідок чого реакція приєднання електрона Рисунок 1.7 – Залежність питомого опору ґрунтів від їх вологості

1- болотисті; 2 – піщані; 3 – глинисті.

(воднева або киснева деполяризація) протікає з меншою швидкістю. На ділянці із утрудненим доступом кисню потенціал корозійного елемента менш позитивний, а сама ділянка буде анодом.

У таких умовах корозійний процес протікає з катодним контролем, який характерний для більшості щільних зволожених ґрунтів (яри, балки).

Тут можна висловити припущення, що характер мікрозрівняльних та зрівняльних струмів ідентичний. Але мікрозрівняльні струми швидкоплинні та малоінерційні і тому більш руйнівні.

Ґрунт є капілярно – пористим тілом. При ізотермічному режимі рух вологи в ґрунті відбувається під дією електроосмосу та гідромеханічної фільтрації. При перебігу значного анодного струму відбувається електроосмотичний відгін вологи від анода до катода. За певних умов може наступити рівновага між електроосмотичною та гідромеханічною фільтрацією.

Набагато складніші процеси руху ґрунтової вологи (електролітів) на неізотермічних ділянках, особливо в нестаціонарних режимах. Тут, поблизу труби, за наявності температурного градієнта виникає термокапілярний або термокапілярний плівковий рух. Напрямок руху води (електроліту) практично збігається з напрямком струму тепла, і спостерігається переважно в радіальному напрямку від труби. Конвективні струми при температурах близько 30 ... 40 ° С незначні, але нехтувати ними не можна, оскільки вони впливають на розподіл вологи по контуру труби, а отже, і на умови формування гальванічних пар.

При імпульсному температурному вплив змінюються температурні градієнти, що призводить до перерозподілу міграційних потоків. У зоні, де відбувається ґрунтова корозія, рух вологи відбувається в коливальному режимі під дією наступних сил:

- терморухомих, - капілярних, - електроосмотичних, - фільтраційних, - конвективних та ін.

За відсутності фільтрації на позиції 6:00 утворюється «застійна зона».

Як правило, це область мінімальних градієнтів, звідки евакуація вологи утруднена. Ґрунт, узятий під нижньою утворюючою, з позиції 6 год, має характерні ознаки осмотрения, що свідчить про низьку активність корозійних процесів без доступу кисню.

Таким чином, причинно – слідчий зв'язок встановлює, що потенційне поле навколо газопроводу формує поляризаційний потенціал, змінний не тільки за довжиною трубопроводу, а й за перерізом та у часі.

Вважається, з погляду традиційної карбонатної теорії, що корозійний процес може бути запобігти за допомогою точного контролю величини поляризаційного потенціалу протягом усього трубопроводу, що є недостатнім. Потенціал має бути постійним і у перерізі труби. Але на практиці подібні заходи важко здійснити.

1.5 Вплив температури та коливань температури на корозійний стан газопроводу Температурні умовизначно змінюються під час експлуатації системи магістрального газопроводу. За річний період експлуатації температура ґрунту на глибині закладення Н=1,72 м осі трубопроводу (Ду 1400) у непорушеному тепловому стані в районі проходження траси газопроводів Башкортостану змінюється в межах +0,6…+14,4оС. Протягом року особливо сильно змінюється температура повітря:

- середньомісячна від -14,6 ... = +19,3 оС;

- Абсолютний максимум +38 оС;

- абсолютний мінімум – 44 оС.

Практично синхронно з температурою повітря змінюються температура газу після проходження апаратів повітряного охолодження (АВО). За багаторічними спостереженнями, зміна температури газу після апарату з технологічних причин і зафіксована диспетчерською службою коливається в межах +23…+39 ОС .

визначає як характер теплообміну газопроводу з грунтом. Коливання температур викликають перерозподіл вологи в ґрунті та впливають на корозійні процеси трубних сталей.

Є всі підстави припускати, що активність корозійних процесів безпосередньо залежить не так від температури, як від її коливань, тому що нерівномірність термодинамічних процесів – це одна з причин, що активізують корозійні процеси.

На відміну від тендітного руйнування трубопроводу під дією високих тисків або вібраційного впливу, що відбуваються швидкоплинно, корозійні руйнівні процеси – інерційні. Вони пов'язані не тільки з електрохімічним чи іншим реагуванням, але також визначаються тепломасопереносом та рухом ґрунтових електролітів. Тому зміна температури активного середовища, розтягнута за часом на кілька днів (або годин), можна розглядати як імпульс для корозійного мікро- або макроелемента.

Руйнування газопроводів через КРН, зазвичай, відбуваються на початкових ділянках траси газопроводу, за КС, з потенційно небезпечними переміщеннями трубопроводу, тобто. там, де температура газу та її коливання максимальні. Для умов газопроводів Товариства Уренгой – Петровськ та Уренгой – Новопсков на ділянці перегону Поляна – Москово – це, переважно, переходи через яри та балки з тимчасовими водотоками. Під дією значних температурних перепадів, особливо при невідповідності положення осі трубопроводу проектному та недостатньому зчепленні труби з ґрунтом, відбуваються зсуви трубопроводів.

Переміщення трубопроводів, що повторюються, призводять до порушення цілісності ізоляційного покриття і відкривають доступ ґрунтових вод до металу труби. Так, в результаті змінного температурного впливу створюються умови для розвитку корозійних процесів.

Таким чином, на підставі раніше проведених досліджень, можна стверджувати, що зміна температури стінки труби спричиняє зміну вологості та електричного опору ґрунту навколо неї. Однак дані щодо кількісних параметрів цих процесів у науково-технічній літературі відсутні.

1.6 Діагностика газопроводів із використанням внутрішньотрубних снарядів.

У системі діагностичних робіт на газопроводах ключова роль приділяється внутрішньотрубній діагностиці, яка є найбільш ефективним та інформативним методом діагностичного обстеження. У ТОВ «Газпром трансгаз Уфа», на даний час, діагностику технічного стану лінійної частини газопроводів здійснює НВО «Спецнафтогаз», що має у своєму арсеналі обладнання для обстеження газопроводів з умовним діаметром 500 – 1400 мм – комплекс ДМТП (5 снарядів), який включає:

- очисний снаряд (ЗІ);

- магнітно-очисний (МОП);

- електронний профілемер (ПРТ);

поперечного (ДМТП) намагнічування.

Застосування ВТД дозволяє виявляти найнебезпечнішу категорію дефектів – стрес – корозійні тріщини (КРН), глибиною 20% від товщини стінки та більше. Особливу значущість діагностичне обстеження ВТД має газопроводів великих діаметрів, де висока ймовірність виникнення та розвитку дефектів КРН.

Серед усіх дефектів, що виявляються найбільша кількістьприпадає на дефекти втрати металу, такі як загальна корозія, каверна, виразка, поздовжня канавка, поздовжня тріщина, зона поздовжніх тріщин, поперечна канавка, поперечна тріщина, механічні пошкодження і т.п.

дефектоскопом з 95% ймовірністю визначаються щодо товщини стінки труби «t» в тривимірних координатах (довжина х ширина х глибина) і мають наступні параметри:

- Піттингова корозія 0,5t х 0,5t х 0,2t;

- Поздовжні тріщини 3t х 0,1t х 0,2t;

- поперечні тріщини 0t х 3t х 0,2t;

- Поздовжні канавки 3t х 1t х 0,1t;

- поперечні канавки 1t x 3t x 0,1t.

Оцінка небезпеки виявлених дефектів може проводитися за ВРД 39Методичні рекомендації щодо кількісної оцінки стану магістральних газопроводів з корозійними дефектами, їх ранжування за ступенем небезпеки та визначенням залишкового ресурсу, ВАТ «Газпром», .

Для дефектів корозійного типу визначаються такі параметри оцінки небезпеки:

- рівень безпечного тиску у газопроводі;

- ресурс безпечної роботитрубопроводу із дефектами.

можливості. Пропуск снарядів ВТД дозволяє достовірно визначати кількісні параметри дефектів стінки труби, повторні перепустки – динаміку розвитку, що створює можливість прогнозу розвитку корозійних дефектів.

1.7 Моделі прогнозування корозійних процесів.

існували спроби моделювання цього процесу. Відповідно до лінійної моделі процесу належать М. Фарадею і має вигляд:

де: А-const (постійна величина);

Велика група дослідників висунула статечну модель:

де: A = 13, а = 0,25; 0,5; 1,0.. У таблиці 1.6 наводяться узагальнені результати раніше проведених досліджень кінетики електрохімічної корозії металів – класифікація математичних моделей за загальним видом функцій. Усього наводиться 26 моделей, які включають: лінійні; статечні; експонентні; логарифмічні;

гіперболічні; натуральні логарифми; ряди; інтегральні; синусоїдальні;

комбіновані та ін.

Як порівняльні критерії розглядалися: втрата маси металу, потонання стінки зразка, глибина каверни, площа корозії, прискорення (уповільнення) корозійного процесу тощо.

На корозійні процеси впливає багато чинників, залежно від яких можуть:

- розвиватися із постійною швидкістю;

- прискорюватися чи сповільнюватися;

- зупинятися у своєму розвитку.

Розглянемо кінетичну криву, подану у координатах глибини корозійних дефектів – час (рисунок 1.8).

Ділянка кривої 0-1 дозволяє встановити, що руйнування даного металу в агресивному середовищі (електроліті) за період t1 практично не спостерігається.

Ділянка кривої 1-2 показує, що інтенсивне руйнування металу починається в інтервалі t = t2 – t1. Іншими словами, відбувається найбільш інтенсивний перехідний процес корозії металу, що характеризується гранично можливою (для цього окремого випадку) втратою металу, а також максимальними швидкостямита прискорення електролізу.

Точка 2, що має особливі властивості, по суті є точкою перегину кінетичної кривої корозії. У точці 2 швидкість корозії стабілізується, похідна швидкості корозії стає рівним нулю v2=dk2/dt=0, т.к. теоретично глибина корозійної каверни у цій точці є постійною величиною k2 = const. Ділянка кривої 2-3 дозволяє зробити висновок, що за час t = t3 - t2 перехідний процес корозії починає загасати. В інтервалі 3-4 процес загасання продовжується, за кривою 4 корозія зупиняється у своєму розвитку, поки новий імпульс не запустить цей механізм.

Проведений аналіз показує, що з природному перебігу процесу електрохімічної корозії відбувається пасивація металу, що зупиняє корозійне руйнування металу.

На ділянках магістрального газопроводу, схильних до корозійного руйнування, в результаті імпульсного температурного впливу (при зміні температури газу) відбувається чергування процесів пасивації та активації корозійних процесів.

Саме тому жодна з розглянутих моделей не може бути використана для прогнозування швидкості корозії на магістральних газопроводах.

У разі дефіциту інформації, що зазвичай і становить основну проблему при спробі прогнозувати розвиток корозійних процесів, можна Таблиця 1.6 – Класифікація математичних моделей кінетики електрохімічної корозії металів за загальним видом функцій (втрати маси металу або глибина каверни, швидкості та прискорення корозійного процесу).

І. Денісон, Е. Мартін, Г.

Торнес, Е. Велнер, В. Джонсон, І. Упхам, Е. Мор, А. Біккаріс Ф. Чемпіон, П. Азіз, Ж.

Л.Я. Цикерман у = у0 у0, А1 = t1 / (t1-t2) Ю.В. Дьомін 12 Г.К.Шрейбер, Л.С.Саакіян, у= а0+ а1х1+а2х2+…+а7х7 а1, а2,…..а7 х1, х2,…х7 y=f(x1, 14 Л.Я. Цикерман, Я.П.Штурман, А.В.Турковская, Ю.М.Жук І.В.

Агафонов, Н.П. Журавльов Рисунок 1.8 – Графік кінетичної кривої активності корозійних ґрунтуючись на фізичних уявленнях процесу (рисунок 1.9) та використовуючи експлуатації максимальним та середнім дефектам. Але це навряд чи дозволить прогнозувати динаміку кількісного зростання корозійних дефектів.

Представлені моделі описують корозійні процеси в рамках конкретних ситуацій, при дотриманні певних умов, хімічного середовища, температури, сталей різних марок, тиску і т.п. Особливий інтерес представляють моделі, що описують корозійні процеси аналогічних систем (магістральних трубопроводів) з ізоляційним покриттям, що працюють у схожих умовах з газопроводами та реєстрація результатів також на основі внутрішньотрубної діагностики. Наприклад, у методиці проведення факторного аналізу на магістральних нафтопроводах, незалежно від діаметра та виду ізоляційного покриття авторами пропонується модель:

де L-коефіцієнт загасання корозійного процесу;

Н – глибина корозійного ушкодження, мм;

З наведеної формули 1.6 видно, що авторами прийнято твердження, що на початку експлуатації трубопроводів корозія має найбільш інтенсивне зростання, а потім має загасаючий характер внаслідок пасивації. Висновок та обґрунтування формули (1.6) наводяться в роботі.

експлуатації трубопроводу є досить спірним, т.к. нове ізоляційне покриття забезпечує захист значно надійніший, ніж згодом, коли ізоляція старіє і втрачає свої захисні властивості.

Незважаючи на велику кількість досліджень, жодна з моделей, запропонованих для прогнозування корозійних процесів, не дозволяє повною мірою враховувати вплив температури на швидкість корозії, т.к. не враховують її імпульсну зміну у процесі експлуатації.

Це твердження дозволяє сформулювати мету досліджень:

експериментально довести, що нестабільний температурний режим газопроводу є першопричиною активації корозійних процесів зовнішньої поверхні газопроводу.

1. Проведено аналіз літературних джерел з метою розкриття впливу температури газу на корозійний стан газопроводу:

1.1. Розглянуто особливості корозійних процесів у трубопровідному транспорті;

1.2.Визначено роль корозійної активності ґрунтів при втраті ізоляційним покриттям захисних властивостей.

1.3. Вивчено технічну можливість внутрішньотрубної дефектоскопії з оцінки дефектності трубопроводів.

1.4. Розглянуто моделі інших дослідників щодо прогнозування корозійних процесів.

2. Досліджено причини формування макрокорозійних елементів на зовнішній поверхні трубопроводу.

3. Доведено, що під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту відбувається зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу.

2. ОЦІНКА ІМПУЛЬСНОГО ВПЛИВУ ВОЛОГИ І

ТЕМПЕРАТУРИ НА КОРОЗІЙНУ АКТИВНІСТЬ ГРУНТІВ,

НАВКОЛИШНІХ ГАЗОПРОВІД

2.1. Фізичне моделювання та вибір параметрів, що управляють На те, що періодичне зволоження грунту прискорює корозійні процеси, вказує практика експлуатації магістральних газопроводів.

Вивчаючи це, Ісмагілов І.Г. довів, що магістральний газопровід великого діаметра є потужним джерелом тепла, що надає імпульсний температурний вплив на ґрунт і викликає коливальні рухи вологи в корозійно-активному шарі ґрунту.

Однак, висловлене їм припущення, що імпульсна температурна дія посилює корозійну активність шару ґрунту, що прилягає до трубопроводу, потребує експериментального підтвердження.

Тому метою дослідження є постановка експерименту вивчення та оцінки корозійної активності грунтів при імпульсному температурному впливі.

Завдання дослідження корозійних процесів зазвичай вирішуються експериментальним шляхом. Існують різні методи оцінки впливу корозії, у т. ч. та прискорених корозійних випробувань.

Таким чином, необхідно змоделювати умови тепломасообміну з навколишнім ґрунтом, характерні для ділянки газопроводу, що перетинає яр, по дну якого протікає струмок і визначити якою мірою змінюється корозійна активність ґрунту при імпульсному впливі температури та вологості.

Найбільш точно дослідити вплив кожного фактора (імпульсної температури та вологості) можливо в лабораторних умовах, де фіксовано та з високою точністю регулюється параметри процесу корозії.

Імпульсний температурний режим газопроводу при квазістаціонарному теплообміні моделювався для газопроводів, що проходять по території Башкортостану та подібних до нього регіонів. Згідно з теорією подібності, при рівності чисел подібності, що характеризують процес теплообміну, з дотриманням геометричної подоби, процеси теплообміну можна вважати подібними.

Грунт, використаний в експерименті, взятий з траси газопроводу «Уренгой – Петрівськ» ділянки Поляна – Москово з позицій 3 години, 12 годин та годин по периметру газопроводу. Теплофізичні властивості ґрунту, використаного в лабораторних дослідженнях, однакові із натурними, т.к.

зразки ґрунтів відібрано з корозійно-активної ділянки діючого газопроводу. Для однакових ґрунтів автоматично виконалася рівність чисел Ликова Lu та Ковнера Кв для натури та моделі:

При дотриманні рівності температурних напорів, ідентичності ґрунтів та рівні їх вологості виконувалася рівність чисел Коссовича Ко і Постнова Pn.

Таким чином, завдання моделювання умов тепломасообміну, даному випадку, зводилася до такого підбору параметрів установки, щоб забезпечувалася рівність чисел Фур'є Fo та Кирпичева Ki для натури та моделі.

експлуатації трубопроводу діаметром 1,42 м, за рівності коефіцієнтів температуропровідності a = a", на підставі (2.5) отримуємо для моделі:

(2.7) Так, при діаметрі дослідної труби 20 мм річний період на установці повинен проходити за 1,7 год.

Умови теплообміну моделювалися критерієм Кирпичева Враховуючи, приблизно, тепловий потік (2.9) При глибині закладення газопроводу до осі труби Н0 = 1,7 м і Н0/Rтр = 2, (відносна глибина закладення газопроводу на ділянці Поляна – Москово), на підставі рівності (2.6), отримуємо для моделі:

Для моделювання «ручка» необхідно витримати рівність чисел Рейнольдса для натури та моделі:

Оскільки рідина одна й та сама, вода - то на підставі (2.12) і з урахуванням геометричної подоби, отримуємо рівність:

Відповідні розрахунки з урахуванням (2.13) показують, що подача води, що імітує струмок на цій установці, має бути крапельною.

Так як в процесі експерименту необхідно змінювати температуру стінки труби в межах реальної її зміни 30 ... 40 ° С, і регулювати, підтримуючи імпульсний режим, то в якості параметра, що управляє, була обрана температура tтр зовнішньої поверхні сталевої трубки - зразка Ст. 3.

Для визначення відносної корозійної активності ґрунту при імпульсному температурному впливі, порівняно зі стабільним температурним впливом, було обрано прискорений метод випробування, на підставі якого корозійна активність ґрунтів визначається за втратою маси сталевих зразків.

2.2. Досвідчена установка, схема якої зображена на малюнку 2.1, складається з жерстяної коробки 1, розмірами 90х80х128 мм. У коробку насипається спеціально підготовлений ґрунт 11 до висоти Н, розрахованої з умови, що об'єм ґрунту повинен дорівнювати:

У ґрунт поміщається сталева трубка, попередньо зважена на аналітичних вагах з точністю до 0,001 г.

діаметр, довжина, маса та площа поверхні трубок наведені в таблиці 2.1.

Малюнок 2.1 – Схема експериментальної установки вивчення імпульсного температурного впливу на корозійну активність грунтів Таблиця 2.1 – Параметри сталевих трубок – зразків, У розділі ст. 3.

№ Діаметр, Довжина, Поверхня, Маса, Примітка Трубка ізолювалася від жерстяної коробки за допомогою гумових пробок.

Зразки ґрунту, у вихідному стані, що знаходяться в контакті з магістральним газопроводом, готувалися наступним чином.

Кожна з проб висушувалась у сушильній шафі. Так як проби грунту містили органічні сполуки і, можливо, бактерії, що сульфатвідновлюють, то температура сушіння не перевищувала 70 °С. Сухий ґрунт подрібнювався і просівався через сито з отворами 1 мм. Підготовлена ​​таким чином проба ґрунту насипалася в коробку із встановленою трубкою та зволожувалася до вологості W = 20…25 %, яка відповідає природній вологості ґрунту в районах проходження траси газопроводу. В експериментах використовувалася водопровідна вода із природною температурою.

Прискорення корозійного процесу досягалося за рахунок підключення до корпусу негативного полюса, а до металевого зразка - позитивного полюса джерела постійного струму напругою 6 ст.

Імпульсний температурний режим створювався за рахунок періодичного включення та вимкнення тепло-електричного нагрівача (ТЕН), встановленого всередині трубки – зразка. Тривалість циклу встановлювалася дослідним шляхом. Наприклад, для умов 1 – го досвіду, під час контролю температурного режиму, тривалість циклу було визначено рівною ц = 22 хв (час нагрівання н = 7 хв; час охолодження о = 15 хв). Контроль температури проводився за допомогою ХК – термопари, встановленої над верхньою трубкою, що утворює, без порушення поверхні зразка.

У процесі експерименту забезпечувалася крапельна подача води через вирву в ґрунт на рівні осі трубки. Створювався барражний ефект, характерний поперечних водостоків. Злив води здійснювався через перфоровані отвори на бічній стінці коробки (5 симетричних отворів, що знаходяться на одному рівні).

Після відключення струму через 24 години після початку експерименту, зразок фотографувався, ретельно очищався від продуктів корозії сухою тканиною, гумовою гумкою. Потім промивався дистильованою водою, висушувався і зважувався на аналітичних вагах з точністю до 0,001 р.

активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі Необхідною умовоюкорозійних випробувань є прискорення контролюючого ступеня процесу. У нейтральних електролітах процес корозії лімітується швидкістю кисневої деполяризації, для прискорення корозійного процесу необхідно збільшувати швидкість катодного процесу.

Випробування зразків слід здійснювати таким чином, щоб при періодичній зміні вологості метал піддавався, можливо, більш тривалому впливу тонких шарів електроліту.

Важливо підібрати режими, коли грунт повністю не зневоднюється з-за підсушування грунту, і волога залишається в плівковому стані.

При температурі навколишнього середовища tгр = 20 °С та температурі стінки трубки tтр = 30…40 °С на установці створюється температурний напір. рівня 18 °С.

У зимовий період температурний тиск t збільшується до 30 °С. Однак, зимовий режим на установці не моделюється, оскільки умови теплообміну та ґрунтової корозії в зимовий період якісно відрізняються: «ручки»

замерзають, а над трубопроводом сніжний покрив частково підтає, зволожуючи ґрунт, проявляється ефект «термосу». Проте, з достатнього зволоження грунту, є підстави вважати, що у зимові періоди процеси корозії, зокрема КРН, протікають також активно.

Температури близько 30 ° С - це той пороговий рівень температур для літнього періоду, Нижче якого волога не віддаляється від труби і як показали дослідження на вимірних пунктах № 1 і № 2 газопроводу на перегоні КС Поляна - КС Москово, накопичується на деякій малій відстані від труби, перебуваючи в нерівноважному стані (мале - це відстань приблизно 0,2 ..0,3 м від стінки трубопроводу діаметром 1,42 м). Тому будь-яке незначне зниження температури призводить до повернення вологи.

При зневодненні ґрунту, що контактує з трубою, в дуже тонких шарах, поряд з полегшенням катодної реакції, може настати гальмування анодної реакції, що в результаті уповільнить процес корозії.

Подібні процеси відбуваються на верхній утворюючій газопроводі, на якій корозійне розтріскування практично не спостерігається.

У таблиці 2.2 наведено результати корозійних досліджень, виконані на сталевих трубках-зразках № 1-4. Досліди проводилися послідовно, в черговості, зазначеній у цій таблиці.

Проби ґрунту повторно не використовувалися. Температура довкілля не виходила межі 18…20 °З. Реєстрація температурних режимів велася у журналі спостережень. Ці дані представлені у додатку 1.

Приклад № 1 Піддавався імпульсному впливу температури.

Фактичний режим визначався температурою сталевого зразка, яка змінювалася в межах: tнi…tоi (додаток 1). Температура нагрівання tн – це температура, до якої підвищувалася температура стінки зразка під час нагрівання н. Температура остигання tо - це температура, до якої знижувалася температура зразка за час о. Час i - го циклу i = ні + оi; число циклів під час досвіду n = 66.

Таблиця 2.2 Умови та результати дослідів № 1-4 щодо визначення корозійної активності ґрунтів Середні температури визначалися за формулами:

У процесі досвіду тривалістю 24 год. 30 хв, були витримані середні значення параметрів:

За час випробування, 24 годину 30 хв, моделювався процес, що протікає в натурних умовах за 24,5/1,7 14 років. Протягом року в середньому 1,760/22,3 = 4, змінювався температурний режим від 30 до 40 °С.

Характер корозійного руйнування показано на фотографіях (рисунок 2.2).

Наголошується прояв загальної корозії по всій поверхні зразка, але не значний. Переважають дуже великі, зосереджені та глибокі осередки. Рисунок 2.2 – Корозійні руйнування зразка №1 при імпульсній виразковій корозії. Максимальна глибина виразкового ураження відзначається в безперервній краплинній подачі води через лійку, див. схему установки на малюнку 2.1. Вода подавалася до центральної частини зразка лише на рівні осі трубки. Протікаючи через ґрунт, «ручок» ухилявся вліво. Стік води здійснювався, в основному, через 2-е отвір зліва (за наявності рівномірно перфорованих 5-ти отворів). Максимальної корозійної поразки зазнала саме ця частина зразка.

Внаслідок барражного ефекту і підвищеної вологості, з боку, що набігає, ерозія більш глибока і велика. На прикладі також проглядається «застійна» зона, де ерозія фактично відсутня. Це можна пояснити так.

Так як в умовах експерименту моделювався струмок, що стікає по яру, і вода подавалася безнапірно, то осторонь русла, при щільному приляганні грунту до поверхні зразка, в силу великого гідравлічного опору, вода не омивала поверхню трубки в зоні щільного контакту і інтенсивність корозійних процесів була значно меншою. Подібні явища спостерігаються й у промислових умовах на трасі газопроводу.

Внаслідок випаровування та висхідних потоків вологи від «струмка»

корозійні процеси інтенсифікувалися і у верхній лівій частині зразка.

Це явище можна пояснити масштабним фактором, який обумовлений малими розмірами трубки, капілярним підняттям вологи та барражним ефектом.

При імпульсному температурному впливі і нерівномірності температури, вологості, омічного опору та інших параметрів по периметру трубки, умови, що створилися, привертають до утворення мікро - і макрокорозійних елементів.

Слід зазначити, що в процесі експерименту виділялася велика кількість водню. Відповідні виміри не проводились, але відзначався постійний звуковий ефект, який добре прослуховувався.

Зразок № 2 Матеріал другого зразка той самий. Грунт однаковий:

пробу відібрано з позиції 3 год. Вологість ґрунту W = 22%. Умови досвіду відрізнялися температурним режимом та відсутністю «струмка». Протягом усього досвіду, тривалість якого становила 24 год. 30 хв., температура підтримувалася постійна:

Корозійні ушкодження тут значно менші (рисунок 2.3).

Втрати маси зразка у 7 разів менші (у відносних одиницях). Переважає загальна корозія. Поверхня зразка уражена рівномірно. У нижній частині зразка відзначається одна невелика осередкова поразка.

Зазначимо принципову відмінність характеру корозійного ураження зразків №1 та №2.

Рисунок 2.3 – Корозійні ураження зразка №2 при постійній температурі tтр=33 ОС При імпульсному температурному вплив на процес та наявності проточної води розвивається велика яскраво виражена виразкова корозія сталевої поверхні з максимальним ураженням по ходу «струмка».

При стабільній температурі та відсутності водостоку, але при однаковій початковій вологості, спостерігається підсушування ґрунту та розвиток загальної корозії з мінімальним виразковим ураженням. Швидкість корозійних процесів та втрати металу у 7 разів менша.

Зразок № 3 Матеріал зразків № 3 та № 4 той самий: Ст. 3, але зразки виконані з іншого шматка труби. Вологість грунту перебувала у межах W = 20…25 %. Тривалість досвіду становила 24 години.

Температура у процесі експерименту підтримувалася рівною tтр = 33,12 33 °З.

Проба ґрунту взята з позиції 6 год. Грунт мав суттєву відмінність, що полягає в характерному для труб схильних до КРН, оглеенні. (Огляд – це процес хімічного відновлення мінеральної частини грунту чи гірських порід глибших горизонтів, пересичених водою, коли окисні сполуки заліза переходять у закисні і виносяться водою, а горизонти, збіднені залізом, забарвлюються в зелені, чорні та сіруваті тони.).

Вода, з невеликою крапельною подачею (6 крапель за хвилину), практично не просочувалася під трубою – зразком, викликаючи перезволоження в зоні контакту ґрунту з металом, часом піднімаючись у вирві та створюючи статичний натиск. Вода подавалася несиметрично, зі зміщенням до правій сторонізразка.

Для зразка № 3 (рисунок 2.4), котрий зазнав корозії, за стабільних умов теплообміну, коли температура зразка підтримувалася постійною на рівні tтр = 33 °С, відзначаються такі ознаки:

1) Характерна загальна корозія практично по всій поверхні;

2) Характерні ознаки виразкової корозії при загальному огляді не виявлено;

3) В області нанесених подряпин:

2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм не виявлено ознак виразкового ураження.

4) максимальне корозійне ураження, визначене по товщині корозійної кірки, спостерігалося з боку підпружування, тобто з правого боку зразка, і по нижній трубці, що утворює, де вологість була максимальною;

5) добре видно, що колір корозійної кірки на позиції 6 годину вздовж всієї нижньої трубки, що утворює, і в області підпружування темніший, швидше за все, темно - бурого кольору;

6) наявність 3-х подряпин у перезволоженій зоні (праворуч) і 3-х таких же подряпин у менш вологому грунті (ліворуч) ніяк не вплинула на характер розвитку корозійного процесу;

7) слід зазначити, що після обробки трубки - зразка на токарному верстаті на правій його частині проглядалися сліди пластичної деформації від місця затиску (у вигляді легкої наклепу), які не вплинули на характер корозійного ураження.

Приклад № 4 Приклад виточений з того ж шматка труби, що і приклад № 3, Ст. 3. Грунт, умови проведення досвіду ті ж, що й у досвіді № 3. Єдина відмінність: температурний режим імпульсний за сценарієм: 30/40 °С. У процесі досвіду тривалістю 24 години були витримані середні значення параметрів, визначені за формулами (2.14 – 2.16):

Протікання «ручка в яру» моделювалося крапельною подачею води через вирву, несиметрично, до правої частини зразка. Число циклів n = 63.

На зразку нанесені подряпини, такі ж, як і на зразку №3:

2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм 2 подряпини по 30 мм Характер корозійного руйнування показаний малюнку 2.5.

Зіставляючи результати дослідів № 3 і № 4, які проведені також в ідентичних умовах, але з відмінністю в температурних режимах, відзначимо, що і в ґрунті, що має ознаки оглеіння, імпульсний температурний вплив також інтенсифікує процес. За відносною втратою маси, відмінність в 11 разів! (Таблиця 2.2).

Малюнок 2.4 - Характер корозійного ураження зразка №3 при постійній температурі tтр = 33 ОС Рисунок 2.5 - Характер руйнування зразка №4 при імпульсній зміні температури в режимі 31/42 ОС Як видно, в даному випадку ефект корозійних втрат металу значно перевищує отриманий у дослідах № 1 та №2.

У досвіді № 4 відзначається особливе явище, яке дозволяє пояснити фізичні процеси, що відбуваються у ґрунті при імпульсному температурному впливі.

Факт активізації корозійного процесу свідчить про те, що «розгойдування» вологи, що відбувається в імпульсному режимі, під дією терморушійних сил, згодом призводить до зміни структури ґрунту, згладжування горбків і переміщення частинок пилуватої фракції в капілярах, т. е.

фактично утворюються покращені протоки, якими безперешкодно рухається ґрунтовий електроліт. У процесі досвіду, у момент, коли вода почала протікати через перфоровані отвори, відзначалося також рух бульбашок Н2 капілярами і винесення їх разом з водою (візуально).

У досвіді № 3 (t = const) вода, що подається через вирву, практично не просочувалася через перфоровані отвори, викликаючи часом навіть підняття рівня води у вирві зі створенням статичного натиску. Через перфоровані отвори вода так і не протікала. Ґрунтовий електроліт відрізняється від рідкого електроліту великим опором пересування іонів.

У досвіді № 4 (t = 31/42 °С) ґрунт використовувався той же з оглеєнням, з поз годину. Єдина відмінність: температурний імпульсний режим. Рухаючись у безнапірному режимі, вода подолала опору ґрунту приблизно через 8 годин від початку експерименту. Ще через годину встановився баланс: приплив води став рівним відпливу. На ніч установку було вимкнено. Вранці після включення установки вода закапала через дренажні отвори через 50 хвилин.

Цей факт свідчить про зменшення гідравлічного опору капілярів за рахунок формування покращених проток. У такому середовищі іони електроліту більш рухливі, що, безперечно, сприяє корозії металу, оскільки забезпечує оновлення ґрунтового електроліту. проточною водою.

При цьому кожен імпульс забезпечує зміну 1-го та 2-го етапів формування, як би посилюючи, підганяючи дискретне підростання корозійних процесів.

Природно, що у своїй посилюється як розвиток корозійних процесів, але інтенсифікується осередкова корозія, точкова і поверхнева, оскільки вони характеризуються загальними електрохімічними процесами.

Таким чином, проведені досліди показують, що за інших рівних умов імпульсний температурний вплив та змінна вологість підвищує корозійну активність ґрунту у 6,9 разів (досліди №1 та №2), а при погіршенні фізичних характеристик ґрунту у 11,2 рази (досвід № 3 та №4).

2.4. Дослідження впливу частоти коливань температури та теплових параметрів на корозійну активність ґрунтів (друга серія дослідів) Для експлутаційних режимів магістральних газопроводів характерні часті коливання температури. Протягом місяця лише кількість включень вентиляторів АВО на майданчиках охолодження природного газусягає 30…40.

Протягом року, з урахуванням технологічних операцій (зупинка компресорного цеху, ДПА тощо) та кліматичних факторів(дощі, паводки, зміни температури повітряного середовища тощо), це сотні коливань, а протягом усього терміну експлуатації – тисячі та десятки тисяч.

З метою вивчення впливу частоти температурних імпульсів та збільшення середньої температури на корозійну активність ґрунтів було проведено другу серію дослідів (№ 5 – № 8) на сталевих зразках, у ґрунтовому електроліті . Реєстрація температурних режимів велася у журналі спостережень. Ці дані представлені у додатку 2.

Досліди проводилися на тій самій експериментальній установці.

Моделювалися тривалі в часі термодинамічні процеси, що відбуваються у перерізі магістрального газопроводу з пошкодженою ізоляцією та періодичним зволоженням (рис. 2.1).

схильних до імпульсного температурного (вологісного) впливу показав, що при обтіканні зразка проточною водою розвивається велика, яскраво виражена виразкова корозія сталевої поверхні з максимальним ураженням по ходу проходження вологи.

Цей факт свідчить про ефект підсумовування чи накладання ефектів впливу температури та вологості на корозійні процеси з різким збільшенням корозійної активності середовища.

При стабільній температурі та відсутності водостоку, при однаковій початковій вологості ґрунту виразкові ураження поверхні мінімальні або відсутні, а втрати металу внаслідок корозії на порядок менші.

Результати першої серії дослідів також дали підставу припустити, що збільшення числа температурних імпульсів призводить до збільшення втрати дослідних зразків. Підставою для такого твердження стала також і та обставина, що ґрунтові електроліти в корозійно-активному шарі ґрунту навколо газопроводу великого діаметру поводяться зовсім особливим чином, а саме:

1. Вони працюють у пористому ґрунтовому середовищі, що перешкоджає пересуванню іонів у скелетних формах ґрунту.

2. Знаходяться в коливальному русі під впливом терморухаючих сил, оскільки температурні градієнти безперервно змінюються. При цьому волога "пробиває" собі оптимальний шлях у пористому середовищі, згладжує нерівності та горбки в капілярній протоці, що з часом значно зменшує гідравлічний опір капілярів.

3. Збільшення рухливості ґрунтової вологи та її коливальний рух активізують корозійні процеси. За наявності водостоків (яри, балки тощо) відбувається активна евакуація продуктів корозії з активного шару ґрунту до периферії та оновлення електроліту.

У такому режимі корозійні дефекти розвиваються стрімко, зливаються, утворюючи велику площу ураження, що призводить до послаблення несучої здатності стінки газопроводу, тому можна припустити, що збільшення числа температурних циклів сприяє цьому процесу.

Досліди № 5-№8 проводилися на суміші глинистих та суглинистих ґрунтів на зразках ідентичних зразкам першої серії дослідів (таблиця 2.3).

Таблиця 2.3 - Параметри зразків другої серії дослідів, з циклічним режимом нагріву Грунти для експериментів взяті з шурфів при ідентифікації дефектів КРН на газопроводі Уренгой - Петровськ Ду 1400 ПК 3402 +80. Проби ґрунту, взяті з позиції 6 годин, мають сліди огляду. Ділянка газопроводу в шурфі ПК 3402+80 піддавалася корозійним та стрес-корозійним впливам і в процесі ремонтних робіт було замінено.

Температурний режим встановлювався імпульсний за відпрацьованою схемою 45/35ОС. Вода на всі зразки подавалася в однаковому режимі. Середня температура на поверхні зразка та питомий тепловий потік наведено у таблиці 2.4.

Зразки другої серії дослідів випробовувалися на тій самій експериментальній установці, але на відміну від першої в ідентичних умовах. Тобто. ґрунти бралися однакові, забезпечувалася однакова подача води через лійку, забезпечувалися однакові температури води та повітря.

У цих дослідах температурний діапазон впливу підтримується більш високому рівні: 35..40 ОС (у першій серії дослідів температура змінювалася в діапазоні 30...35 ОС).

Таблиця 2.4 – Режими нагріву зразків №5-№ Напруга Сила Потужність Питома Середня Змінна була лише кількість циклів n за час проведення кожного досвіду.

витримувалося в межах 24±0,5 годин, що відповідало приблизно 14 рокам експлуатації газопроводу в натурних умовах (див. п.2.1).

Варіація циклів у цій серії дослідів досягалася зміною напруги на ТЕНе, а отже зміною питомого теплового потоку, що підводиться до зразків. Параметри нагрівання зразків наводяться у таблиці 2.7.

При однаковій тривалості порівнянних дослідів число циклів нагріву зразків по-різному: n=14 (досвід №6) і n=76 (досвід №8). Тому темп нагріву зразка в досвіді №8 дуже високий, а остигання уповільнені. У досвіді №6 навпаки, охолодження відбувається стрімко, а тепло акумулюється ґрунтом поступово. Через якісно відрізняється теплообміну середні температури tср у цих дослідах різні.

Таблиця 2.5 - Параметри нагріву зразків в циклічному режимі 35/45 ° С № зразка З таблиці 2.5 видно, що співвідношення часу нагріву і часу охолодження змінюється зі зміною числа циклів. І це позначається характері зміни температури tтр, визначає відмінність середніх температур tср, електролітів і, зрештою на швидкості корозії зразків.

Характер зміни температури tтр показаний малюнку 2.6. Аналіз графіків показує, що зі збільшенням числа циклів змінюється співвідношення тривалості нагріву та охолодження. На малюнку 2.7 показаний фрагмент досліду № при малій потужності джерела нагріву, а на малюнку 2.8 фрагмент досліду №8 з великою потужністю джерела нагріву. У досліді №5 (82 цикли) і №8 (76 циклів) час нагріву менше часу остигання, а дослідах №6 і №7 навпаки.

Результати проведених дослідів №№5-8 показують, що корозійні втрати маси зразків відрізняються див. таблицю 2. Таблиця 2.6 – Втрати маси зразків №5-№8 з циклічним режимом нагрівання за схемою 45/35 °С Це відбувається внаслідок різної інтенсивності електро хімічні процеси. Біохімічна природа прискорення чи активізації корозійних процесів у такій постановці експерименту практично виключається.

Рисунок 2.6 - Характер імпульсних температурних режимів нагріву зразків у дослідах №№ 5 – Малюнок 2.7 – Фрагмент досвіду № 6, що ілюструє темпи нагріву та охолодження при малій потужності джерела (q = 46,96 Вт/м) Рисунок 2.8 – Фрагмент досвіду № 8 ілюструючий темпи нагрівання та охолодження при великій потужності джерела (q = 239,29 Вт/м) На малюнку 2.9 наведено графічну залежність втрат маси зразків від числа теплових імпульсів у дослідах.

Втрати маси зразків, г/см2 0, Малюнок 2.9 – Залежність втрат маси зразків від числа теплових імпульсів Втрати маси зразків, г/см Малюнок 2.10 – Залежність втрат маси зразків від теплової потужності Втрати маси зразків, г/см З малюнка 2. що зі збільшенням числа циклів за один і той же період часу активність корозійних процесів зростає, про що свідчить зростання відносних втрат маси зразків. Ця залежність нелінійна і має прогресуючий характер.

Слід зазначити, незважаючи на те, що в досвіді № 8 використовувався зразок з меншою масою і меншою площею поверхні в порівнянні з рештою зразків, питома втрата маси у нього склала більшу величину. Це можна пояснити тим, що зразок № 8 піддавався впливу більшого питомого теплового потоку див. малюнок 2.10. Порівняно зі зразком № 6, який був схильний до найменшого питомого теплового потоку, зразок № 8 має питому втрату маси на 6 % більше.

Швидкість корозії, виражена в втрати маси металу, залежить від середньої температури tср зовнішньої поверхні зразків (рисунок 2.11, малюнок 2.12). При збільшенні температури до значень 43.44 ОС швидкість корозії знижується. Це можна пояснити зниженням вологості ґрунту навколо труби та його «підсушування» при більш високих температурах. Зі зменшенням вологості активність корозійних електрохімічних процесів знижується.

імпульсного температурного впливу (n), а й від теплової потужності джерела (q) та її середньої температури tср.

2.5 Залежність швидкості корозії від середньої температури за нестабільного теплообміну.

Виконаний аналіз результатів дослідів, що включає розгляд якісних характеристик та кількісних співвідношень, дозволив здійснити відбір факторних ознак, що впливають на результативну ознаку моделі.

виявилося недостатнім для виконання множинного кореляційно-регресійного аналізу результатів. Проте аналіз матриці парних коефіцієнтів кореляції, отриманих на першій стадії відбору, виявив фактори, тісно пов'язані між собою, таблиця 2.7.

Таблиця 2.7 – Співвідношення параметрів х1 (n) і х2 (tср), стосовно у (G/s) Найбільш тісний зв'язок виявлено між середньою температуроюзразка tср та втратою його маси G/s. Парний коефіцієнт кореляції rух2 = -0,96431.

З'явилися фактори, що тісно пов'язані між собою, які були відкинуті.

В результаті було ухвалено рішення розглядати залежність виду:

класифікуючи параметр х1(n), як виражає нестабільність процесу тепломасообміну.

Це дозволило розглядати разом обидві серії дослідів. До чотирьох дослідів другої серії №№5..8 додалося ще два досвіди №1 та №4 першої серії.

Отримана графічна залежність представлена ​​малюнку 2.13.

Графіки малюнку 2.13 наочно ілюструють процес корозійних втрат металу.

нестабільний тепломасообмін труби з ґрунтом (а в натурних умовах газопроводу з ґрунтом) збільшує корозійні втрати маси металу труби на порядок порівняно зі стабільними режимами, коли температура труби підтримується постійною.

По-друге, зі збільшенням температури в області, що перевищує температуру 33ОС, швидкість корозії сповільнюється. Це тим, що з високих температурах, досягають 40 ОС і більше, спостерігається відтік вологи, її міграція до периферії, що викликає підсушування грунту. При зневодненні ґрунту, що прилягає до трубопроводу, активність корозійних процесів знижується.

По-третє, можна вважати, що максимум корозійної активності посідає діапазон температур області 30…33ОС. Оскільки відомо , що з зниженням температури від 30ОС до 10ОС швидкість корозії уповільнюється, а при 0ОС практично зупиняється.

При зниженні температури від +20 до -10 ОС корозійна активність знижується приблизно в 10 разів.

Т.о. найнебезпечнішими, з погляду корозії, вважатимуться експлуатаційні температури порядку +30…+33 ОС. Саме у цьому діапазоні експлуатуються магістральні газопроводи великих діаметрів.

Федотов С.Д., Улибін А.В., Шабров Н.М.

інженер С. Д. Федотов;
к. т. н., доцент О. В. Улибін*;
д. ф.- м. н., професор Н. Н. Шабров,
ФДБОУ ВПО Санкт-Петербурзький державний політехнічний університет

Ключові слова:корозійне зношування; сталеві конструкції; ультразвукова товщинометрія; обстеження будівельних конструкцій

Добре відомо, що корозійні втрати металевих конструкцій завдають великої економічної шкоди. Корозійне руйнування елементів сталевих конструкцій та арматури в залізобетоні є одним з основних факторів, що призводять до неприпустимого та аварійного стану конструкцій. Швидкість корозії змінюється в межах від 0,05 до 1,6 мм на рік і залежить від корозійної стійкості металу, параметрів агресивного середовища, наявності та стану антикорозійної обробки, конструктивного рішення та інших факторів.

Визначення фактичного корозійного зносуексплуатованих сталевих конструкцій необхідно як контролю їх технічного стану та своєчасного відновлення, так запобігання аваріям (відмов і обрушень).

У сучасних нормативах з обстеження, технічної літератури та наукових праць питання правильного визначення корозійного зносу розкрито не повністю. З наявних вказівок не завжди чітко зрозуміло, чим і як вимірювати втрати, які ділянки вибирати та як їх готувати. Немає однозначної думки про те, як відображати результати вимірювань. Таким чином, необхідно узагальнити наявні в літературі дані та розробити методику контролю з урахуванням сучасного приладового забезпечення.

Контроль корозійних втрат практично зводиться до двох основних задач:

1) визначення фактичного залишкового перерізу металевого елемента;

2) порівняння фактичної товщини з початкової (чи виміряної попередньому етапі обстеження).

Здавалося б, обидві ці завдання дуже легко вирішуються. Однак на практиці виникають проблеми як при вимірі товщини пошкодженої конструкції, так і при зіставленні з початковою. Також не завжди очевидно, як найбільш зручно та інформативно відобразити результат дослідження. Вирішенню даних проблем, схематично представлених на рис.1, присвячено цю статтю.

Малюнок 1. Методи визначення корозійних втрат

У статті розглянуто основні методи контролю, які реалізуються за наявності суцільної корозії металу. Питання вимірювання місцевої корозії (виразкової, піттингової, міжкристалітної та ін.) даному матеріаліне розглядаються.

Вимірювання залишкової товщини механічним методом

Перш ніж розглядати питання товщинометрії, слід зазначити, що обміри металевих конструкцій вимагають максимальної точності вимірювань порівняно з конструкціями інших матеріалів. Відповідно до нормативно - методичних документів та технічної літератури точність виміру має бути не менше 0,05-0,1 мм.

Найбільш простим і вимагають мінімальних витрат на обладнання способом є визначення фактичної товщини сталевих елементів конструкцій за допомогою різних механічних вимірювальних приладів. Для реалізації зазначених цілей із забезпеченням необхідної точності рекомендується використовувати штангенциркулі, мікрометри та механічні товщиноміри, а також вимірювальні скоби.

На практиці застосування найбільш доступних із зазначених засобів, а саме штангенциркулів, не завжди зручне, а іноді неможливе. Пояснюється це тим, що вимірювання штангенциркулем можна здійснити лише на відкритих ділянкахпрофілів (пір'я куточків, полиці двотаврів та швелерів та ін.) (рис. 2). Особливо часто виникає необхідність вимірювання залишкової товщини тоншого елемента перерізу, яким є стінка у швелерах та двотаврах. У більшості випадків вільний кінець профілю (на ділянках спирання) недоступний і, відповідно, вимір виконати неможливо. Другим суттєвим обмеженням є довжина губок штангенциркуля. При цьому є можливість вимірювання товщини металу тільки на ділянках, розташованих уздовж краю профілю, що досліджується в межах смуги, що дорівнює довжині губок.

Малюнок 2. Вимірювання залишкової товщини штангенциркулем

Малюнок 3. Вимірювання залишкової товщини ІЧТ зі скобою

Малюнок 4. Мікрометр - товщиномір

Більш зручними засобами вимірювання є товщиноміри зі скобою. Застосовуючи їх, можна виміряти товщину на локальних ділянках, розташованих на відстані від країв досліджуваного елемента. При нерівномірному корозійному пошкодженні ця перевага буде вирішальною порівняно зі штангенциркулем. Крім цього, при використанні товщиноміра з месурою (рис. 3) може бути збільшена точність виміру порівняно з механічним штангенциркулем до 0,01 мм і більше. З іншого боку, застосування механічних товщиномірів у вигляді скоб супроводжується тими ж обмеженнями, що й у штангенциркулів.

Очевидно, що застосування вищезгаданих механічних засобів вимірювання неможливе на елементах замкнутого профілю - трубах, які застосовуються з кожним роком у великих обсягах. Єдино можливий спосіб механічного вимірювання товщини замкнутого профілю полягає в свердлінні отвору та вимірюванні спеціалізованим мікрометром (рис. 4). При цьому точність вимірювання та продуктивність контролю різко знижуються.

Вимірювання залишкової товщини фізичним методом

Для визначення товщини, суцільності та інших параметрів виробів та покриттів, виконаних із різних матеріалів, використовується широкий спектр фізичних методів неруйнівного контролю (ПК). Серед них можна відзначити магнітні, вихрострумові, радіохвильові методи та ін.

Одним із найбільш успішно застосовуваних фізичних методів контролю товщини та інших параметрів сталевих конструкцій є ультразвуковий метод. Підтвердженням тому стало повсюдне вивчення та застосування ультразвукових приладів (товщиномірів та дефектоскопів) у вітчизняній та зарубіжній практиці. Даний метод заснований на здатності ультразвукових хвиль відбиватися на межі поділу середовищ. Необхідно відзначити, що для цілей, що описуються в цій роботі, ультразвуковий луна - метод є єдиним застосовним серед фізичних методів ПК.

Основні переваги використання сучасних приладів, що реалізують ультразвуковий метод товщинометрії:

Можливість контролю за одностороннім доступом;

Робота на ділянках віддалених від краю конструкції (без наявності відкритих країв);

Висока продуктивність;

Достатня точність вимірів;

Щодо прості вимоги щодо попередньої підготовки ділянки вимірювання.

У Росії широко застосовуються ультразвукові товщиноміри як вітчизняних, так і зарубіжних виробників (ТОВ «АКС», ТОВ «Технотест», ЗАТ «Константа», «Olympus» та ін.). Найбільш зручними для роботи в польових умовахє прилади – моноблоки (рис. 5).

Рисунок 5. Вимірювання товщини за допомогою ультразвукового приладу

Безумовно, вони мають і недоліки, серед яких обмежений діапазон вимірюваних товщин, менша ємність акумулятора та інші.

Для використання більшості ультразвукових товщиномірів необхідна підготовка поверхні сталі шляхом зачистки або (переважно) шліфування ділянки вимірювання. З одного боку, ця обставина знижує продуктивність контролю, а у разі відсутності джерела електропостачання – дуже суттєво. З іншого боку, підготовка ділянки вимірювання також необхідна забезпечення нормальної точності контролю механічними товщиномірами. Крім того, доступність портативних акумуляторних інструментів для механічного оброблення поверхні металу в наші дні практично усуває цю проблему.

Враховуючи вищесказане, можна зробити висновок про те, що перевага ультразвукових приладів перед механічними товщиномірами очевидна.

Визначення початкової товщини перерізу

Щоб зрозуміти, які втрати металу необхідно знати його початкову товщину. Найпростішим і достовірним способом є вимірювання товщини досліджуваного елемента у непошкодженому перерізі. У разі необмеженого (у просторі) та тривалого доступу агресивного середовища до відкритих елементів найчастіше вся площа елемента має корозійне пошкодження. У разі визначити початкову товщину елемента прямим виміром неможливо.

У такій ситуації параметри перерізу елементів визначають або за проектною документацією або за сортаментом металопрокату. Даний підхід має невисоку достовірність та у ряді випадків неможливий (відсутність документації, застосування нестандартних зварних профілів та ін.). Якщо проектна документація доступна для аналізу, ймовірність визначення шуканих параметрів вище. Однак немає гарантії того, що зведені конструкції повністю відповідають проектному рішенню, а в реаліях вітчизняного будівництва – виконавчої документації.

Виявлення товщин елементів за сортаментом шляхом визначення загальних габаритів перерізу (висоти та ширини) також не завжди можливе. Якщо конструкції виконані зі швелерів та двотаврів, для вирішення задачі необхідна наявність сортаментів, що відповідають періоду виготовлення профілів. Однак під час обстеження конструкцій не завжди вдається визначити відповідність профілів конкретному сортаменту. При обстеженні труб і куточків використання сортаменту для визначення початкової товщини неможливе, оскільки одним і тим же габаритам перерізів відповідає великий діапазон товщин. Наприклад, рівнополочний куточок № 50 за ГОСТ 8509-93 може мати початкову товщину від 3,0 до 8,0 мм з кроком 1,0 мм.

Непрямий метод контролю корозійних втрат

У нормативах та технічній літературі з обстеження будівель можна зустріти рекомендації застосовувати для оцінки величини корозійних втрат непрямий метод. Суть його полягає у вимірі товщини шару продуктів корозії та в оцінці величини пошкодження, що дорівнює 1/3 товщини корозійних оксидів.

Достовірність такого підходу на наш погляд дуже сумнівна з наступних причин. В основу ідеї, ймовірно, покладено той факт, що продукти корозії мають щільність значно меншу, ніж зруйнований метал. Можна припустити, що для достовірної реалізації методу щільність корозійних оксидів повинна бути в 3 рази меншою за щільність сталі. Однак за результатами вимірювань, виконаних авторами на різних об'єктах, відношення густин продуктів корозії (без урахування обсягу відкритих пор і повітряних прошарків) і сталі змінюється в діапазоні 2,1...2,6 рази (табл. 1).

Таблиця 1. Щільність корозійних оксидів

	Об'єкт відбору	Елемент	Умови експлуатації	Щільність оксидів, т/м 3	Ставлення до густини сталі
	Балки міжповерхового перекриття житлової будівлі	Полиця балки	Зволоження під час протікання
		Стінка балки
	Каналізаційні грати лабораторії	Куток решітки	Періодичне зволоження
	Відстійник	Підкіс лотка	Під рівнем рідини
	каналізаційних очисних споруд	Куточок водозливу	Постійне зволоження

Можна було б спростувати дані твердження тим, що саме за рахунок наявності пір і повітряних прошарків товщина продуктів корозії якраз утричі більша за пошкоджений шар металу. Однак у цьому полягає друга причина неможливості реалізації непрямого підходу. Щільність «упаковки» продуктів корозії (співвідношення повітряних прошарків та пір з обсягом оксидів) залежить від різних факторів. До них різною мірою відносяться вид агресивного середовища, періодичність доступу середовища до матеріалу, наявність мікроорганізмів, що є каталізатором процесу та інші. Більшою мірою відіграє роль конструктивне рішення, а саме наявність прилеглих до корозію елементу інших конструкцій, що перешкоджають вільному накопиченню продуктів корозії.

Авторам неодноразово доводилося спостерігати під час обстеження однотипних конструктивних елементів різні за своєю структурою продукти корозії. Наприклад, в одній із будівель будівлі кінця XIX століття щільність корозійних оксидів, зафіксованих на стінках балок перекриттів, відрізнялася в рази. Причиною високої щільності оксидів було міжбалочне заповнення у вигляді цегляних зведень, що перешкоджають вільному накопиченню корозійних шарів. На іншому перекритті тієї ж будівлі корозійні «пироги» вздовж стінок двотаврових балок мали сумарну товщину 5,0-7,0 см за товщини втрат сталі 5,0-7,0 мм (рис. 6). У разі заповнення між балками було зроблено як дерев'яного накату.

Малюнок 6. Шаруваті корозійні оксиди, відібрані з балок перекриття

Підсумовуючи, слід зазначити, що зазначений опосередкований метод міг би бути реалізований лише у разі, коли продукти корозії накопичуються за весь корозійний період і не видаляються з місця освіти. В умовах відкритих елементів (металеві ферми, колони тощо) неможливо однозначно визначити сумарну товщину продуктів корозії, які могли бути зчищені під час експлуатації, або просто впали з конструкції під власною вагою.

Подання результатів виміру

Ще однією проблемою, не висвітленою в літературі, є питання, як представляти результат вимірювання зносу. Є такі варіанти: в абсолютних одиницях (мм, мкм); у відсотках від товщини окремого елемента перерізу (полиці, стінки); у відсотках площі всього перерізу. Слід зазначити, що аварійний критерій корозійного зносу, що у документах , виявляється у відсотках від площі перерізу. Як правило, знос, що нормується як аварійний, становить 25% площі.

Для виконання перевірочних розрахунків мало мати інформацію про втрату площі перерізу (або фактичну площу залишкового перерізу). Така інформація може бути достатньою лише для розрахунку розтягнутих елементів. Для розрахунку стислих та вигнутих елементів необхідно знати фактичні габарити всіх елементів перерізу (полиць, стінок, пір'я куточків та ін.). Тому подання результатів вимірювань у відсотках площі перерізу недостатньо інформативно. Встановити відсоток втрати площі перерізу прямим виміром неможливо, оскільки цей параметр можна визначити лише перерахунком. Це твердження обґрунтовується наступним: у разі однакової швидкості корозії всіх елементів перерізу величина втрат буде однакова по абсолютній величині (мм), при цьому знос у відсотках дорівнюватиме тільки для елементів з однаковою початковою товщиною. Однак, випадки рівномірної корозії всіх елементів перерізу з однаковою швидкістю трапляються рідко.

Часто помилка дослідників пов'язана з тим, що втрати вимірюються тільки в одному з елементів перерізу, за яким роблять висновок про корозійний знос перерізу в цілому. Такий підхід є помилковим, оскільки залежно від просторового розташування, типу перерізу, доступу агресивного середовища та інших факторів знос різних частин перерізу буде різним. Характерним прикладом є корозія двотаврових балок у повітряному середовищі. При рівномірному доступі агресивного середовища більшому зносу будуть піддаватися верхня поверхнягоризонтально розташованих частин перерізу (наприклад, полиць). Це відбувається за рахунок накопичення на них вологи, пилу, продуктів корозії, які прискорюють процес руйнування.

За певних умов, пов'язаних, як правило, із доступом агресивного середовища, глибина корозійних втрат сильно змінюється навіть у межах одного елемента перерізу. Як приклад на рис. 7. представлено переріз двотаврової балки надпідвального перекриття з корозійними втратами. Як видно з малюнка, максимальні пошкодження є на краях нижньої полиці та досягають 100% товщини. При цьому при наближенні до стінки відсоток зносу зменшується. Прийняти за виміром на краях, що полиця, а тим більше весь перетин повністю втрачено, було б докорінно неправильним.

Рисунок 7. Нерівномірне корозійне пошкодження нижньої полиці двотаврової балки надпідвального перекриття

Виходячи з вищесказаного, для якісного виконання обстеження та подання його результатів необхідно:

Вимірювати залишкову товщину у всіх елементах перерізу, що мають ознаки пошкодження;

При нерівномірному корозійному пошкодженні у межах частини перерізу визначати мінімальні та максимальні товщини, а також виявляти зони максимальних втрат (будувати конкретний профіль залишкового перерізу);

При визначенні втрати площі перерізу робити її розрахунок за даними товщинометрії кожного з елементів перерізу.

Практичний приклад

Для ілюстрації наведеного вище наведемо результати обстеження, завданням якого було визначення відсотка корозійного зносу ферм покриття.

Обстежувані металеві ферми (рис. 8) розташовані у виробничому корпусі цегельного заводу та перекривають проліт 36 м. Елементи поясів та решіток ферм переважно виконані зі спарених куточків, що утворюють тавровий перетин (рис. 9). Верхній пояс у крайніх панелях виконаний із зварного двотавра з різною шириною полиць. Сполуки елементів виконані на зварюванні з фасонками. Згідно з проектною документацією елементи ферм виготовлені з різних марок сталі: елементи решітки з ВСтЗпсб за ГОСТ 380-71, елементи поясів з 14 Г 2 за ГОСТ 19281-73, фасонки з ВСтЗспб за ГОСТ 380-71.

Рисунок 8. Загальний вид обстежених ферм

Рисунок 9. Перетин одного з елементів ферми

Зачищення поверхні в зазорі між куточками дуже трудомістке, а використання механічних товщиномірів без видалення продуктів корозії призводить до значної похибки вимірювання. Для вирішення поставленого завдання було використано ультразвуковий товщиномір А 1207 з робочою частотою 2,5 МГц. Діапазон встановлюваних швидкостей варіюється від 1000 до 9000 м/с, що дозволяє проводити калібрування приладу для різних конструкційних сталей.

Рисунок 10. Корозійне пошкодження елемента ферми

В ході обстеження виконано візуальний огляд металевих елементів ферм, в результаті якого встановлено наявність повсюдного зношування захисних фарбувальних покриттів та суцільна корозія металевих елементів (рис. 10). Вимірювання залишкової товщини виконувались на найбільш пошкоджених за візуальними ознаками ділянках елементів ферм.

Зважаючи на тривалу експлуатацію без своєчасних періодичних ремонтів та відновлення захисних покриттів елементи ферм на всій площі мали корозійне пошкодження.

Таким чином, визначення початкової товщини перерізу за виміром на непошкодженому ділянці було неможливо. З урахуванням цього була спроба зіставлення фактичних габаритів перерізів з найближчим великим (за товщиною профілю) перерізом по сортаменту. Визначені таким чином корозійні втрати становили 25-30%, що, згідно з вимогами нормативу, є аварійною ознакою.

Після початкового аналізу (порівняння з сортаментом) замовником було знайдено та надано проектну документацію. В результаті аналізу проекту встановлено, що частина елементів ферми була виконана з профілів більшого перерізу (за товщиною та габаритами), ніж зазначено у проекті. З урахуванням початкового застосування профілів більшого перерізу та їх корозійного зношування було виявлено, що фактичні товщини цих елементів перевершують проектні. Таким чином, несуча здатність, передбачена проектом даних елементів, забезпечена. Корозійні втрати тієї частини елементів, переріз яких відповідає проектним даним, виявилися менш істотними (трохи більше 10%).

Отже, щодо корозійного зносу з урахуванням порівняння з проектної документацією було виявлено, що його величина вбирається у 10% площі перерізу деяких елементів. За відсутності проектної документації та використання як початкові перерізи за сортаментом технічний стан конструкцій помилково міг бути визнаний аварійним.

Висновок

Як висновки з викладеного матеріалу можна виділити наступне.

1. Показано, що найзручнішим і продуктивним, котрий іноді єдино можливим методом визначення залишкової товщини сталевих конструкцій є ультразвуковий луна - метод. Використання механічних товщиномірів можна рекомендувати лише у разі відсутності або неможливості застосування ультразвукових товщиномірів (наприклад, при низьких температурах повітря).

2. Обґрунтовано, що непрямий метод визначення корозійних втрат на основі вимірювання товщини продуктів корозії незастосовний через недостовірність одержуваних результатів.

3. Подання корозійних втрат металу у відсотковому вираженні дає якісну оцінку стану конструкції, а також дозволяє оцінити швидкість корозії.

4. Стан конструкцій здебільшого необхідно визначати повірковим розрахунком. Для цього необхідно мати інформацію про залишкові геометричні характеристики пошкодженого перерізу.

5. Розроблено алгоритм визначення корозійного зношування, який рекомендується застосовувати у практиці обстеження об'єктів (рис. 11).

6. Потрібно оновлення розділів нормативних документів, що регламентують інструментальну оцінку корозійного зношування та класифікують технічний стан металевих конструкцій з урахуванням запропонованої методики.

Малюнок 11. Алгоритм оцінки корозійного зносу (* при суцільній корозії металу)

Література

1. Пузанов А. В., Улибін А. В. Методи обстеження корозійного стану арматури залізобетонних конструкцій // Інженерно-будівельний журнал. 2011. № 7 (25). З. 18-25.

2. Добромислов А. Н. Діагностика пошкоджень будівель та інженерних споруд. М.: АСВ, 2006. 256 с.

3. Допомога з обстеження будівельних конструкцій будівель. М.: АТ «ЦНДІПРОМБУДІВ», 1997. 179 с.

4. Ремнєв В. В., Морозов А. С., Тонких Г. П. Обстеження технічного стану будівельних конструкцій будівель та споруд: Навчальний посібник для вузів ж.- д. транспорту. М: Маршрут, 2005. 196 с.

5. Посібник з контролю стану будівельних металевих конструкцій будівель та споруд в агресивних середовищах, проведення обстежень та проектування відновлення захисту конструкцій від корозії (до СНиП 2.03.11-85). М.: ДЕРЖБУД СРСР, 1987. 23 с.

6. Гуревич А. К. [та ін.] Таблиця: Методи та завдання товщинометрії // У світі НК. 2008. № 2(40). З. 4.

7. Юннікова В. В. Дослідження та розробка методів та засобів підвищення достовірності ультразвукового контролю товщини: дис.... канд. техн. наук. Хабаровськ, 1999. 107 с.

8. Юннікова В. В. Про достовірність ультразвукового контролю товщини // Контроль та діагностика. 1999. № 9. С. 31-34.

9. Broberg P., Runnemalm A., Sjodahl M. Improved corner detection by ultrasonic testing з використанням фази analysis // Ultrasonics. 2013. № 53(2). Pp. 630-634.

10. Xiong R., Lu Z., Ren Z., Xu C. Experimental research на малому діаметрі конкретні-filled steel tubular by ultrasonic detection // Applied Mechanics and Materials. 2012. Vol. 226-228. Pp. 1760-1765.

11. Tang R., Wang S., Zhang Q. Study в ultrasonic flaw detection для малого-діаметру стилю прапора з thick wall // International Journal of Digital Content Technology and its Applications. 2012. № 6 (16). Pp. 17-27.

12. Самокрутов А. А., Шевалдикін ВТ. Ультразвукова луна - томографія металоконструкцій. Стан та тенденції // Заводська лабораторія. Діагностика матеріалів. 2007. № 1. С. 50-59.

13. Данилов В. Н., Самокрутов А. А. Моделювання роботи п'єзоперетворювачів з сухим точковим контактом у режимі випромінювання // Дефектоскопія. 2003. № 8. С. 11-23.

14. Introduction to Phased Array Ultrasonic Technology Applications: R/D Tech Guideline. Quebec: R / D Tech inc., 2004. 368 p.

15. Самокрутов А. А., Козлов V. N., Шевалдикін V. G. Нові пристосування і hardware means of ultrasonic thickness measurement with using one-element single probes // 8th European conference on Non-Destructive Testing, Barcelona, ​​17-20 June. 134-139.

16. Самокрутов А. А., Шевалдикін В. Г., Козлов В. Н, Альохін С. Т., Мелешко І. А., Пастушков П. С. А 1207 - ультразвуковий товщиномір нового покоління // У світі НК. 2001. № 2(12). З. 23-24.

17. Fowler K.A., Elfbaum G. M., Smith К. A., Nelligan T. J. Теорія та застосування з точки зору ultrasonic thickness gaging [Електронний ресурс]. URL: http://www.ndt.net/article/w... (дата звернення: 09.01.2013).

18. Сорокін Ю. Н. Ультразвукові методи неруйнівного контролю // Зб. ВІНІТИ. Підсумки науки та техніки: Метрологія та вимірювальна техніка. 1979. Т.4. С.253-290.

19. Гмирін С. Я. Вплив шорсткості контактної поверхні на показання ультразвукових товщиномірів // Дефектоскопія. 1993. № 10. С. 29-43.

20. Гмирін С. Я. До питання про товщину стінок виробу та похибки її вимірювання в ультразвуковій товщинометрії у разі значної корозії поверхні введення // Дефектоскопія. 1996. № 11. С. 49-63.

21. Землянський А. А., Вертинський О. С. Досвід виявлення дефектів і тріщин у великорозмірних резервуарах для зберігання вуглеводнів // Інженерно-будівельний журнал. 2011. № 7 (25). З. 40-44.

22. ГОСТ Р 53778-2010. Будівлі та споруди. Правила обстеження та моніторингу технічного стану. Введ. 01.01.2011. М., 2010. 60 с.

23. Старцев С. А. Проблеми обстеження будівельних конструкцій, що мають ознаки біоушкодження // Інженерно-будівельний журнал. 2010. № 7 (17). З. 41-46.

24. ТСН 50-302-2004. Проектування фундаментів будівель та споруд у Санкт - Петербурзі. Введ. 05.08.04. СПб., 2004. 57 с.

25. Прищепова Н. А. Довговічність сталевих ферм покриттів промислових будівель підприємств кольорової металургії на крайній півночі: автореф. дис.... канд. техн. наук. Норильськ: Норильський індустр. інст - т, 1997. 25 с.

Оцінка корозійного стану трубопроводу, що знаходиться в електричному полі ЛЕП ПТ, проводиться по різниці потенціалів труба - земля та величини струму в трубопроводі.
Ьлок-схема комплексної оцінки технічного стану ЛЧ МР. Оцінка корозійного стану ЛЧ МГ у перспективі має стати складовоюкомплексної оцінки технічного стану ЛЧ МР.
Схема виникнення та поширення блукаючих. Оцінюючи корозійного стану газопроводу важж знати як середні, і максимальні значення різниці по тенциалов.
Прилади для оцінки корозійного стану повинні включати датчики, систему реєстрації і відповідні джерела енергії. При використанні магнітних та електромагнітних методів можливе застосування різних систем, що намагнічують. Проблему сканування вирішують або невеликою кількістю датчиків, що рухаються всередині труби по гвинтовій лінії, або великою кількістю датчиків, що рухаються поступово разом з системою, що намагнічує, і розташованих по периметру приладу. У цьому випадку найдоцільніше використання двокільцевої шахової системи розташування датчиків для усунення можливих перепусток дефектів на трубі. Прилади типу Лайналог, що випускаються в США, складаються з трьох секцій, з'єднаних шарнірами. У першій секції знаходяться джерела живлення та ущільнювальні манжети, у другій - електромагніт із системою касет для датчиків, у третій - електронні вузли та записуючий пристрій. Їх використовують для проведення обстежень трубопроводів.
Шурфування для оцінки корозійного стану трубопроводу необхідно проводити з повним розтином труби та можливістю огляду її нижньої утворюючої. Довжина розкритої частини труби має бути не менше трьох її діаметрів.
Ефективним способомоцінки корозійного стану обладнання (на стадіях його проектування, експлуатації, реновації) є корозійний моніторинг – система спостережень та прогнозування корозійного стану об'єкта з метою отримання своєчасної інформації про його можливі корозійні відмови.
У табл. 6 дається оцінка фактичного корозійного стану систем гарячого водопостачання із чорних труб у ряді міст. Крім того, для порівняння наведено розрахункові індекси насичення води при 60°С, дані щодо вмісту у воді розчиненого кисню, вільної вуглекислоти та оцінка корозійної активності.
Розподіл областей швидкості руху водогазонефтяного потоку для трубопроводів різних діаметрів. Корозійні обстеження обсадних колон проводять для оцінки їх корозійного стану (як по глибині, так і за площею родовища), визначення параметрів електрохімічного захисту, виявлення причин негерметичності обсадних колон в процесі експлуатації та контролю захищеності.
На основі аналізу викладених вище даних щодо оцінки корозійного стану та надійності обладнання та ТП ОНГКМ, результатів внутрішньотрубної та зовнішньої дефектоскопії, натурних та лабораторних корозійно-механічних випробувань, металографічних досліджень темплетів та зразків, результатів технічного діагностування конструкцій, а також з урахуванням чинних норматив документів (НТД), розроблено методику діагностування обладнання та ТП сірководневмісних нафтогазових родовищ.
У нашій країні та за кордоном розробляють методи та прилади для оцінки корозійного стану трубопроводу без його розтину. Найбільш перспективні методи, засновані на пропусканні трубопроводом спеціально обладнаного приладу, що фіксує осередки корозійного ураження стінки труби з внутрішньої та зовнішньої сторін. У літературі наводять дані щодо методів контролю стану трубопроводів. Основну увагу приділяють магнітним та електромагнітним методам, При цьому перевагу віддають останнім. Тут же коротко описуються ультразвукові та радіографічні методи.
Моделі, які не описуються будь-якими математичними рівняннями та представлені у вигляді набору табличних коефіцієнтів або номограм, рекомендованих для оцінки корозійного стану металів.

Для оцінки стану покриття на трубопроводі при експлуатації доцільно використовувати перехідний опір ізольованого трубопроводу, параметри, що характеризують проникність матеріалу покриття, і кількість антиоксиданту (для стабілізованих композицій), що залишився у покритті. Для оцінки корозійного стану стінки труби слід використовувати дані вимірів корозійних втрат металу під покриттям або в місцях його дефекту, а також розміри та взаєморозташування корозійних уражень на стінці труби. До другої - місцева корозія (каверни, піттинги, плями), одиночні (за відстані між найближчими краями сусідніх поразок понад 15 см), групові (за відстані між найближчими краями сусідніх поразок від 15 до 0 5 см) і протяжні (за відстані між найближчими краями сусідніх поразок менше 0 5 см) ураження. Поодинокі корозійні ураження не призводять до виникнення відмов на трубопроводах.
Для оцінки стану ізоляційного покриття на трубопроводі в процесі експлуатації необхідно використовувати значення перехідного опору трубопроводу, параметри, що характеризують проникність матеріалу покриття, кількість актиоксиданта (для стабілізованих композицій), що залишився в ізоляції. Для оцінки корозійного стану стінки труби необхідно використовувати дані вимірів корозійних втрат металу під покриттям або в місцях його дефекту, а також розміри та взаєморозташування корозійних уражень на стінці труби.
При оцінці корозійного стану трубопроводу визначають види корозії, ступінь пошкодження корозією зовнішньої стінки труб з узагальненою характеристикою ділянок, оцінюють максимальну і середню швидкістькорозії, що прогнозують корозійний стан ділянки на 3 - 5 років.
У табл. 9.12 наведено оцінку корозійного стану трубопроводу при повному наборі впливових факторів та відповідні рекомендації.
На практиці для кількісної оцінки корозійної стійкості металів можна використовувати будь-яку властивість або характеристику металу, які суттєво та закономірно змінюються при корозії. Так, у системах водопостачання оцінку корозійного стану труб можна дати щодо зміни у часі гідравлічного опору системи чи її ділянок.
Для пошуку можливості зменшення втрат металу внаслідок корозії та зниження значних прямих та непрямих втрат від корозії необхідна оцінка корозійного стану апаратів та комунікацій хіміко-технологічних систем. При цьому слід провести як оцінку корозійного стану хіміко-технологічної системи, так і прогнозування можливого розвиткукорозії та впливу цього процесу на працездатність апаратів та комунікацій хіміко-технологічних систем.
Методика вимірів наведено у розділі II. Обсяг та комплекс вимірювань, необхідних для оцінки корозійного стану споруди, передбачені відомчими інструкціями, затвердженими в установленому порядку.
Складність та своєрідність перебігу процесу корозії підземних металевих та залізобетонних конструкцій обумовлені особливими умовами підземного середовища, де взаємодіють атмосфера, біосфера та гідросфера. У зв'язку з цим особлива увагаприділяється розробці та створенню апаратури та систем для оцінки корозійного стану об'єктів, що знаходяться під землею. Така оцінка може проводитися на основі виміру усередненого за часом потенціалу металевої конструкції щодо землі. Для визначення середнього значення потенціалу розроблені прилади - інтегратори блукаючих струмів. Вони прості у виготовленні, не вимагають спеціальних джерел живлення та надійні в експлуатації. Використання цих приладів дає інформацію про характер просторового розподілу анодних, катодних та знакозмінних зон для вибору місця підключення засобів електрохімічного захисту та інтегрального обліку ефективності її роботи. Ця інформація може бути використана як у процесі проектування, будівництва та монтажу нового обладнання, так і в процесі експлуатації. З'являється можливість здійснення планових заходів щодо забезпечення високої надійності металевих та залізобетонних конструкцій в умовах тривалої експлуатації.
Оцінку небезпеки корозії сталевих підземних трубопроводів, що викликається впливом електрифікованого транспорту, що працює на змінному струмі, слід проводити на підставі результатів вимірювання різниці потенціалів між трубопроводом та навколишнім середовищем. Методика вимірів наведено у розділі II. Обсяг та комплекс вимірювань, необхідні для оцінки корозійного стану трубопроводу, визначаються відомчими інструкціями, затвердженими в установленому порядку.
Контроль режиму ведуть на підставі результатів аналізів проб вод і пари, показань рН - метрів поживної та котлової води, періодичних визначень кількісного та якісного складу відкладень, а також оцінки стану металу котла у корозійному відношенні. Оперативний персонал особливо контролює два основних показники режиму: дозу комплесону (за зменшенням рівня в мірнику робочого розчину 7 з перерахунком на витрату поживної води) та рН котлової води чистого відсіку. Вирізка представницьких зразків труб поверхні нагріву, якісний та кількісний аналіз відкладень, оцінка корозійного стану металу порівняно з його вихідним станом у перші 1 – 2 роки відпрацювання режиму виконуються через кожні 5 – 7 тис. год роботи.
Тому мають місце випадки, коли через неточне визначення розташування корозійних дефектів на поверхні та всередині трубопроводу внаслідок перестрахування допускається невиправдана заміна трубопроводу на значних ділянках, що призводить до великого перевитрати державних коштів. Отже, потрібна надійна оцінка корозійного стану трубопроводів та своєчасне та правильне проведення їх ремонту на підставі отриманих даних. З цією метою в нашій країні розроблені, сконструйовані та проходять випробування дефектоскопи для оцінки корозійного стану трубопроводів без їх відкриття з траншеї.

 

Можливо, буде корисно почитати:

• Сир філадельфія Домашні рецепти сиру «Філадельфія»;
• Ворожіння на кавовій гущі значення півень;
• Кулемети Росії Калашніков - провідний післявоєнний розробник ссср;
• Гени мітохондріальної днк;
• Сумісність Риб і Риб: безкорислива любов чи нестабільні відносини Сумісність по гороскопу риби немов;
• Як повернути коханого чоловіка без спілкування - перевірені змови сильних відунів Як повернути людину до себе;
• Сколеціфобія та боротьба з нею;
• Експерти висловилися за продовження роботи МКС;