Про методику визначення корозійного зношування сталевих конструкцій. Оцінка впливу нестабільного температурного режиму на корозійний стан газопроводів великого діаметра аскарів герман робертович

480 руб. | 150 грн. | 7,5 дол. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC", BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Дисертація - 480 руб., доставка 10 хвилин, цілодобово, без вихідних та свят

Аскаров Герман Робертович. Оцінка впливу нестабільного температурного режиму на корозійний стан газопроводів великого діаметра: дисертація... кандидата технічних наук: 25.00.19 / Аскаров Герман Робертович; [Місце захисту: Уфимський державний нафтовий технічний університет].

Вступ

1. Сучасні уявлення про температурний вплив на корозійний стан газопроводу 8

1.1 Коротка характеристикакорозійних процесів у трубопровідному транспорті 8

1.1.1 Характерні корозійні дефекти сталевої труби 10

1.2 Порушення захисних властивостей ізоляційного покриття 11

1.3 Корозійна агресивність ґрунтів 15

1.4 Причини формування корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу 19

1.4.1 Умови формування макро-корозійних елементів на зовнішній поверхні газопроводу 19

1.4.2 Зміна електричного опору ґрунту, що прилягає до трубопроводу, під час руху вологи в корозійно-активному шарі ґрунту 23

1.5 Вплив температури та коливань температури на корозійний стан газопроводу 31

1.6 Діагностика газопроводів із використанням внутрішньотрубних снарядів. 32

1.7 Моделі для прогнозування корозійних процесів 34 Висновки до розділу 1 40

2. Оцінка імпульсного впливу вологості та температури на корозійну активність ґрунтів, що оточують газопровід 42

2.1 Фізичне моделюваннята вибір керуючих параметрів. 42

2.2 Короткий описекспериментальної установки. 45

2.3 Результати дослідів та ефект підвищення корозійної активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі 48

2.4 Дослідження впливу частоти коливань температури та теплових параметрів на корозійну активність ґрунтів 58

2.5 Залежність швидкості корозії від середньої температурипри нестабільному теплообміні 67

Висновки до розділу 2 70

3. Прогноз корозійного стану газопроводу на основі даних внутрішньотрубної дефектоскопії 71

3.1 Критерії оцінки корозійної небезпеки. 71

3.2 Аналіз корозійного стану ділянки газопроводу за даними внутрішньотрубної дефектоскопії 74

3.2.1 Характеристика ділянки газопроводу 74

3.2.2 Аналіз результатів ВТД. 75

3.3 Утворення та швидкість розвитку корозійних вогнищ на трубопроводах з плівковою ізоляцією. 80

3.4. Корозійний прогноз дефектності труб великого діаметра. 85

Висновки до глави.3. 100

4. Розробка методу ранжування ділянок газопроводів за ступенем небезпеки для виведення в ремонт 102

4.1. Методика ранжування ділянок газопроводів за ступенем небезпеки 101

4.1.1 ВТД газопроводів під час ранжирування за ступенем небезпеки 101

4.1.2 Уточнюючі інтегральні показники для визначення ділянок газопроводів, що виводяться в ремонт. 103

4.2 Комплексна діагностика ізоляційного покриття та засобів ЕХЗ 104

4.2.1 Чинники небезпеки корозійного пошкодження трубопроводів. 105

4.2.2 Приклад розрахунку комплексного показника корозійної активності 106

4.3 Врахування коливань температури на газопроводах великих діаметрів 107

4.4. Сумарний інтегральний показник. 109

4.4.1. Приклад розрахунку сумарного інтегрального показника. 110

4.5 Ефективність розробки 113

Висновки до розділу 4 . 115

Література 117

Введення в роботу

Актуальність роботи

Загальна протяжність підземних магістральних газопроводів, що експлуатуються в системі ВАТ «Газпром», становить 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– ґрунту, який за наявності вологи у 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.

Попередніми дослідженнями встановлено зв'язок між імпульсною зміною температури газопроводу та коливанням вологості в корозійно-активному шарі ґрунту. Проте не було визначено кількісні параметри імпульсного температурного на активізацію корозійних процесів.

Дослідження корозійної агресивності ґрунтів на ділянках пролягання магістральних газопроводів при імпульсному тепловому впливі та прогноз корозійного стану трубопроводів є актуальними для газотранспортної галузі.

Мета роботи

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.

4 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 швидкістькорозії.

3 Визначено функціональна залежністьдля прогнозу утворення та розвитку корозійних дефектів на магістральних газопроводах

Практична цінність роботи

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 досліджень

Поставлені 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.

Публікації

Основні результати дисертаційної роботи опубліковано у 30 наукових працях, з них чотири статті у провідних наукових журналах, що рецензуються, рекомендованих ВАК Міністерства освіти і науки РФ.

Структура та обсяг роботи

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 захистугазопроводу. 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).

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. Питомий опір ґрунту при цьому змінюється у 10...100 разів.

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 у бік негативних значень потенціалу на 25 мВ. Внаслідок неоднорідності ґрунту, зміни його вологості та аерації, нерівномірного ущільнення, оглеіння та ін. ефектів, а також дефектів самого металу, виникає велика кількістьмакрокорозійних 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 впливомдомінуючих 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.

Результати дослідів та ефект підвищення корозійної активності ґрунтів при імпульсному температурному впливі

Графік кінетичної кривої активності корозійних у часі. ґрунтуючись на фізичних уявленнях процесу (рисунок 1.9) та використовуючи закономірності кінетичної кривої, екстраполювати результати внутрішньотрубної дефектоскопії за виявленими в різні періоди експлуатації максимальними та середніми дефектами. 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; Але – товщина стінки труби, мм; t – час експлуатації, рік.

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 .

Твердження, що корозійні процеси стартують із початком експлуатації трубопроводу, 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.

Аналіз корозійного стану ділянки газопроводу за даними внутрішньотрубної дефектоскопії

На те, що періодичне зволоження ґрунту 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 грунтом, характерні для ділянки газопроводу, що перетинає яр, дном якого протікає струмок і визначити якою мірою змінюється корозійна активністьґрунту 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 6 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.

За відповідністю чисел Фур'є Fo = ax/R річному періоду експлуатації трубопроводу діаметром 1,42 м, за рівності коефіцієнтів температуропровідності а = а, на підставі (2.5) отримуємо для моделі:

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

Умови теплообміну моделювались критерієм Кирпичова

При глибині закладення газопроводу до осі труби Н0 = 1,7 м та Н0/Rтр = 2,36 (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 ... 40С, 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.

Уточнюючі інтегральні показники для визначення ділянок газопроводів, що виводяться в ремонт

З метою проведення аналізу корозійного стану та вивчення динаміки зростання корозійних дефектів на діючому магістральному газопроводі діаметром 1420 мм, розглянуто результати діагностики його технічного стану. Одним із ключових напрямів діагностики є ВТД, яка в даний час є найбільш оперативним та інформативним методом діагностики магістральних газопроводів.

У таблиці 3.1 наводяться загальні критерії виділення ділянок магістральних газопроводів високої, підвищеної та помірної корозійної небезпеки за глибиною корозії. Згідно з ділянками з високою корозійною небезпекою (ВКО) відносять ділянки зі швидкістю корозії понад 0,3 мм/рік та глибиною понад 15% від товщини стінки труби.

Критерії оцінки по глибині корозійних уражень (у відсотках від товщини стінки) застосовують до трубопроводів з періодом експлуатації, що наближається до 30% терміну служби амортизації (11 років і більше).

Необхідною та достатньою умовою для віднесення будь-якої ділянки магістральних газопроводів до одного з трьох ступенів корозійної небезпеки є відповідність хоча б одному із трьох зазначених критеріїв.

Згідно з зонами підвищеної корозійної небезпеки відносяться ділянки магістральних трубопроводів діаметром понад 1000 мм на яких слід застосовувати посилений тип захисних покриттів.

За результатами пропуску снарядів-дефектоскопів оцінюють інтегральний показник корозійного стану ділянок магістральних газопроводів за густиною корозійних дефектів sкд.

Інтегральний показник густини корозійних дефектів не враховує нерівномірність їх розподілу по довжині газопроводу і може застосовуватися тільки для попередньої оцінки корозійного стану магістральних газопроводів з обов'язковим зазначенням сумарної протяжності ділянок (км), за якими він розраховується.

Тому після визначення інтегрального показника корозійного стану магістрального газопроводу виконується диференційований аналіз ділянок магістрального газопроводу за глибиною та інтенсивністю корозійних пошкоджень:

Оцінюється характер розподілу корозійних дефектів довжиною газопроводу;

Виділяються ділянки ВКО та ПКО (корозійної небезпеки);

Визначаються показники інтенсивності корозійних ушкоджень у межах ділянок ВКО та ПКО;

Для контрольованої ділянки газопроводу (від камери запуску до камери прийому снаряда-дефектоскопа) розраховується коефіцієнт нерівномірності щільності корозійних пошкоджень bн, який дорівнює

відношенню сумарної довжини неушкоджених корозією ділянок до сумарної довжини ділянок, що мають пошкодження (каверни та тріщини), зареєстровані внутрішньотрубним дефектоскопом:

Більш точно відбиває ступінь корозійної небезпеки (охоплення) коефіцієнт дефектності труб Кд.

Так як розміри труб відомі, то визначені лінійні параметри дефектних ділянок. При відомій кількості дефектних труб з'являється можливість планувати їх заміну при капітальному ремонті(переізоляції) ділянки. У нафтопровідному транспорті, наприклад, в АК «ТРАНСНАФТА» для визначення корозійного стану ділянок трубопроводів використовують «Методику проведення факторного аналізу корозійних пошкоджень магістральних нафтопроводів за даними внутрішньотрубної діагностики та вироблення рекомендацій щодо її запобігання», яка також базується на положенні про зміну швидкості розвитку корозій у часі. У основу факторного аналізу покладено метод поділу системи магістральних нафтопроводів на ділянки (кластери), котрим зберігається сталість основних чинників, визначальних розвиток корозійних ушкоджень, а кінетика розвитку корозійних ушкоджень у часі описується регресійними рівняннями – характерними залежностями. За отриманими характеристичними залежностями здійснюється прогноз глибини корозійних пошкоджень для випадку одноразового та повторного обстеження внутрішньотрубними приладами ділянки трубопроводу.

Для аналізу корозійного стану були розглянуті паралельні ділянки (1843 – 1914 км) газопроводів Уренгой-Петровськ та Уренгой-Новопсков, що перебувають на виході з КС «Полянська», «гаряча ділянка», піддані активному та тривалому корозійному впливу.

Це потенційно найнебезпечніша ділянка в масштабах ТОВ «Газпром трансгаз Уфа», де з 1998 по 2003 роки на ділянці сталося 6 аварій через КРН (5 аварій на газопроводі Уренгой-Петровськ, 1 аварія на газопроводі Уренгой-Новопськ). Після чотирьох аварій 1998 року було проведено обстеження у протяжних шурфах дванадцяти ділянок газопроводу Уренгой-Петровськ (1844-1857 км), розташованих у ярах та балках. Під час обстеження було виявлено 744 вогнища КРН, зокрема глибиною до 7,5 мм. З метою усунення вогнищ КРН було замінено 700 м трубопроводів. Аналогічна робота була проведена в 2000 році на газопроводі Уренгой-Новопсков, при цьому було виявлено 204 вогнища КРН.

Ділянки зі стрес-корозійними дефектами не класифікуються у нормативній літературі на критерії високої чи підвищеної категорії корозійної небезпеки. Але, з урахуванням вищевикладеного, ділянка в коридорі газопроводів 1843-1914 км за складом ґрунтів може бути віднесена до корозійно-активного.

Незважаючи на вжиті заходи, у 2003 році на газопроводі Уренгой-Петровськ, на ділянці, що розглядається, сталися ще 2 аварії через КРН. З 2003 року діагностику технічного стану в газотранспортній галузі стали проводити снарядами нового покоління НВО «Спецнафтогаз», які за першої внутрішньотрубної дефектоскопії виявили 22 ділянки з дефектами КРН, при цьому максимальна глибина окремих тріщин досягала половини товщини стінки труби. Відповідно до «Правил експлуатації магістральних газопроводів» внутрішньотрубну дефектоскопію рекомендується проводити в середньому один раз на 5 років. Однак, враховуючи особливі обставини (аварії через КРН, значну кількість виявлених ділянок з дефектами КРН), ТОВ «Газпром трансгаз Уфа» з метою відстеження та запобігання розвитку стрес-корозійних дефектів, у короткий період з 2003р. по 2005 р. провело другий пропуск внутрішньотрубного дефектоскопа.

Діагностика - це слово, що часто зустрічається в сучасному світі. Воно так міцно вжилося в наш щоденний словниковий кругообіг, що ми й не звертаємо на нього особливої ​​уваги. Зламалася пральна машина- діагностика, обслуговування в сервісі улюбленого авто; - діагностика, похід до лікаря; - діагностика. Ерудована людина скаже: діагностика з грецької – «здатність розпізнавати». То що нам, власне, необхідно розпізнати в технічному стані металевого об'єкта, котрий зазнає корозії і в системах електрохімічного (в основному катодного) захисту за їх наявності на об'єкті? Про це ми коротко і розповімо у цьому огляді.

Насамперед домовимося про терміни. Коли використовується термін корозійна діагностика (обстеження) у 90 % випадків йдеться про зовнішню поверхню аналізованого об'єкта. Діагностика виконується, наприклад, на зовнішній поверхні підземних трубопроводів, резервуарів, інших металоконструкцій, схильних до ґрунтової корозії або корозії блукаючими струмами, зовнішньої поверхні причальних споруд, що кородують під впливом солоної та прісної водиі т.д. Якщо ми говоримо про аналіз корозійних процесів на внутрішньої поверхнітих же трубопроводів або резервуарів, замість термінів «діагностика» або «обстеження» зазвичай застосовується термін «моніторинг». Різні терміни мають на увазі різні принципи забезпечення корозійної безпеки - дослідження корозійного стану зовнішньої поверхні зазвичай проводиться дискретно, 1 раз на 3-5 років, а моніторинг корозійних процесів усередині об'єкта, що досліджується, здійснюється або безперервно, або з невеликим інтервалом (1 раз на місяць).

То з чого ж почати при діагностиці корозійного стану об'єкта, що розглядається? З оцінки потенційної небезпекита поточного стану речей. Якщо об'єкт, наприклад, підводний, то першому етапі потенційно можливо провести візуальний контроль наявності корозійних дефектів і слідів корозії, і за наявності оцінити поточну і прогнозовану небезпека. У місцях, де візуальний контроль неможливий, оцінка потенційної небезпеки проводиться за непрямим ознакам. Розглянемо нижче основні параметри, що діагностуються потенційної корозійної небезпеки та їх вплив на процес корозійного руйнування:

Крім зазначених вище основних факторів, під час проведення діагностики корозійного стану, залежно від характеристик об'єкта, вивчають велику кількість додаткових параметрів, таких як: водневий показник (pH) ґрунту або води (особливо при потенційній небезпеці корозійного розтріскування під напругою), наявність корозійно-небезпечних мікроорганізмів, вміст солей у ґрунті чи воді, можливість аерації та зволоження об'єкта тощо. Усі ці чинники можуть за певних умов різко збільшувати швидкість корозійного руйнування об'єкта обстеження.

Після вивчення параметрів потенційної небезпеки корозії часто проводять прямі вимірювання глибини корозійних пошкоджень на об'єкті. Для цього використовується весь спектр методів неруйнівного контролю - візуальний і вимірювальний контроль, ультразвукові методи, магнітометричний контроль і т.д. Місця контролю вибираються виходячи з їхньої потенційної небезпеки за результатами виконаної оцінки на першому етапі. Для підземних об'єктів забезпечення доступу безпосередньо до об'єкта виконують шурфування.

На фінальному етапі можуть бути виконані лабораторні дослідження, наприклад, оцінка швидкості корозії в лабораторних умовах або металографічні дослідження складу та структури металу в місцях корозійних дефектів.

Якщо діагностика виконується на об'єкті, який вже оснащений системами протикорозійної електрохімічного захисту, крім дослідження корозійного стану самого об'єкта виконується діагностика справності та якості роботи існуючої системи ЕХЗ, тобто. її працездатність загалом і значення вихідних та контрольованих параметрів зокрема. Опишемо найважливіші параметри системи ЕХЗ, які необхідно контролювати під час проведення комплексного обстеження систем ЕХЗ.

1. Катодний потенціал. Головний параметр працездатності систем катодного та протекторного захисту. Визначає рівень захищеності об'єкта від корозії засобами ЕХЗ. Нормативні значення задаються основними нормативними документами протикорозійного захисту: ГОСТ 9.602-2005 і ГОСТ Р 51164-98. Вимірюється як у стаціонарних пунктах (КІП і КДП), і по трасі методом виносного електрода.
2. Стан коштів ЕХЗ:станцій катодного, протекторного та дренажного захисту, анодних заземлень, КВП, ізолюючих фланців, кабельних ліній тощо. Усі характеристики обстежуваного устаткування мають бути у межах значень, заданих у проекті. Додатково слід виконати прогноз працездатності устаткування період до наступного обстеження. Наприклад, станції катодного захисту повинні мати запас струму для можливості регулювання захисного потенціалу об'єкта при неминучому старінні ізоляційного покриття. Якщо запасу струму немає, слід запланувати заміну станції катодного захисту на більш потужну та/або ремонт анодного заземлення.
3. Вплив системи ЕХЗ на сторонні об'єкти. У разі помилок проектування систем ЕХЗ можливий їх шкідливий вплив на сторонні металеві споруди. Особливо це часто буває на трубопроводах родовищ нафти і газу, промислових майданчиках, об'єктах усередині щільної міської забудови. Механізм такого впливу докладно описаний. Оцінка такого впливу обов'язково має проводитись у рамках діагностики систем ЕХЗ.

За результатами обстеження має бути підготовлений технічний звіт, який має містити всі числові дані здійснених вимірів, графіки захисних потенціалів та так звані трасування, опис виявлених недоліків та дефектів, докладні фотоматеріали тощо. Також у звіті має бути зроблено висновок щодо корозійної небезпеки об'єкта з локалізацією місць підвищеного ризику та розроблено технічні рішення щодо протикорозійного захисту.

Отже, після виконання всіх етапів діагностики замовник отримує звіт, в якому міститься детальна інформаціяза корозійним станом об'єкта та станом системи ЕХЗ. Але здобута діагностичними бригадами (іноді з великими труднощами, враховуючи особливості місцевості та клімату) інформація просто зникне, стане неактуальною, якщо протягом певного часу її не відпрацювати, тобто. своєчасно не усунути дефекти, які були виявлені в ході обстеження або не обладнати об'єкт обстеження додатковими засобами протикорозійного захисту. Корозійна ситуація на об'єкті постійно змінюється і якщо відразу не відпрацювати отриману діагностичну інформацію вона може застаріти. Тому якщо власник дбає про корозійну безпеку своїх об'єктів, то їхня система протикорозійного захисту регулярно модернізується за результатами так само регулярно виконуваних діагностичних обстежень, і ризик корозійної відмови на таких об'єктах мінімальний.

Теги: блукаючі струми, діагностика корозії, діагностика корозійного стану, індукційний вплив, джерела змінного струму, корозійно-небезпечні мікроорганізми, корозійне обстеження, корозійне розтріскування , електрохімічний потенціал, ЕХЗ

Комплексне обстеження корозійного стану діючих магістральних газонафтопроводівта систем їх електрохімічного захисту проведено з метою визначення залежності наявності корозійних та стрес-корозійних ушкоджень на зовнішній КЗП від режимів роботи засобів ЕХЗ, виявлення та усунення причин виникнення та зростання корозійних та стрес-корозійних ушкоджень Дійсно, магістральні газонафтопроводи за мерс їх експлуатації практично не зазнають морального зношування. Надійність їх експлуатації визначається в основному ступенем корозійного та стрес-корозійного зносу. Якщо розглянути динаміку аварійності газопроводів за період з 1995 по 2003 рр., то стає очевидним, що йде процес наростання аварійності в часі через утворення на КЗП корозійних та стрес-корозійних дефектів.

Мал. 5.1.

При розгляді динаміки усунення особливо небезпечних дефектів на магістральних газопроводах, що діють, стає очевидно, що в процесі експлуатації йде наростання особливо небезпечних дефектів, що вимагають першочергового ремонту, викликаних зовнішньою корозією і стрес-корозійними тріщинами (рис. 5.1). З представленого на рис. 5.1 графіка видно, що майже всі усунені особливо небезпечні дефекти мають корозійну чи стрссс-корозійну природу. Всі ці дефекти виявлені на зовнішній поверхні, що катодно-захищається.

Результати комплексних обстежень протикорозійного захисту газонафтопроводів (наявність корозійних виразок та стрес-корозійних тріщин, адгезія та суцільність ізоляційного покриття, ступінь електрохімічного захисту) свідчать про те, що вирішення проблеми протикорозійного захисту магістральних газонафтопроводів за допомогою ізоляційних покриттів. Прямим підтвердженням є результати внутрішньотрубної діагностики. За даними внутрішньотрубної діагностики, на окремих ділянках магістральних нафтогазопроводів із терміном експлуатації понад 30 років частка дефектів зовнішня корозія(У тому числі стрес-корозія) досягає 80% від загальної кількості виявлених дефектів.

Якість ізоляції магістральних газонафтопроводів характеризується величиною перехідного опору, що визначається на основі параметрів електрохімічного захисту. Одним із основних параметрів електрохімічного захисту трубопроводів, що характеризує якість ізоляційного покриття, є величина струму катодного захисту. Дані з експлуатації коштів ЭХЗ свідчать, що величина захисного струму СКЗ на лінійної частини Д у 1220 мм за 30 років експлуатації внаслідок старіння ізоляції зросла майже 5 раз. Витрата струму для забезпечення електрохімічного захисту 1 км нафтопроводу в галузі захисних потенціалів 1,2...2,1 по м. с. е. зріс з 1,2 до 5,2 А/км, що свідчить про пропорційне зменшення перехідного опору нафтопроводу. Перехідний опір ізоляції після закінчення 30 років експлуатації газонафтопроводів має той самий порядок (2,6-10 3 Ом - м 2 ) по всій довжині, крім ділянок, де виконано капремонт газонафтопроводів із заміною ізоляції, у той час як кількість корозійних і стрссс - корозійних пошкоджень на зовнішній поверхні, що катодно-захищається, змінюється у значних межах - від 0 до 80 % від загальної кількостівиявлених за допомогою внутрішньотрубної дефектоскопії дефектів, які локалізуються як на стиках захисних зон, гак та поблизу точок дренажу СКЗ у низинах та на заболочених ділянках траси. Ґрунтові води заболочених територій центральної частини Західного Сибірувідрізняються слабкою мінералізацією (0,04% за масою) і, як наслідок, високим омічним опором (60...100 Ом). Крім цього, болотні ґрунти відрізняються кислою реакцією. Величина pH болотних вод досягає 4. Високий омічний опір і кислотність болотного електроліту є найважливішими факторами, що впливають на швидкість корозії газонсфтспроводів та ефективність їх електрохімічного захисту. Привертає увагу той факт, що в порових розчинах болотних ґрунтів вміст сірководню досягає 0,16 мг/л, що на порядок вище, ніж у звичайних ґрунтах і проточних водоймах. Сірководень, як свідчать дані обстежень, також впливає на корозійний стан газонафтопроводів. На протікання сірководневої корозії за рахунок діяльності бактерій (СВБ) сульфатвоссганавливающих вказує, наприклад, той факт, що за інших однакових умов максимальна глибина проникнення зовнішньої корозії в наскрізних дефектах ізоляції газонафтопроводів у застійних болотах більше такої в проточних водоймах0, з одного боку, і практично повсюдно стрссс-корозіопні тріщини на зовнішній КЗП виявляються також у застійних болотах з підвищеним вмістом H 2 S - з іншого. Згідно сучасним уявленняммолекулярний сірководень стимулює надорожчання сталей Електровідновлення H 2 S на КЗП трубопроводу протікає але реакцій H,S + 2-»2Н алс + S a ~ c і H,S + в-^ Н адс + HS” ac , що підвищує ступінь заповнення хемосорбірованного шару атомарним воднем у ц, що дифундують у структуру трубної сталі. Ефективним стимулятором надорожчання є і вуглекислий газ: НС0 3 +е-> 2Н адс + С0 3 ". Проблема корозійного та

стрссс-корозійного руйнування нафтогазорівників на заболочених ділянках траси досі не має вичерпного пояснення і залишається актуальною. Результати корозійного обстеження магістральних газонафтопроводів на заболочених ділянках показали, що практично вся зовнішня поверхня як на нафтопроводах, так і на газопроводах в дефектах ізоляції і під ізоляцією, що відшарувалася, покрита бурими (що нагадують алюмінієву пудру) відкладеннями. Корозійні виразки з максимальною глибиною локалізовані у наскрізних ушкодженнях ізоляції. Геометричні параметри корозійних пошкоджень точно відповідають геометрії наскрізних пошкоджень ізоляції. Під ізоляцією, що відшарувалася, в зоні контакту стінки труби з грунтовою вологою, виявляються сліди корозії без видимих ​​корозійних виразок зі слідами стрес-корозійних тріщин.

Експериментально на зразках із трубної сталі, встановлених біля стінки магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм (у верхній, бічній та нижній його утворюючій), визначено, що у ґрунтах тайгово-болотного регіону центральної частини Західного Сибіру швидкість корозії зразків без катодного захисту у наскрізних дефектах ізоляції досягає 0,084 мм/рік. Під захисним потенціалом (з омічною складовою) мінус 1,2 В по м. с. е., коли щільність струму катодного захисту перевищує щільність граничного струму кисню в 8... 12 разів, залишкова швидкість корозії нс перевищує 0,007 мм/год. Така залишкова швидкість корозії згідно з десятибальною шкалою корозійної стійкості відповідає корозійному стану. дуже стійкета для магістральних газонафтопроводів допустима. Ступінь електрохімічного захисту при цьому становить:

При комплексному обстеженні корозійного стану зовнішньої катодно-захищаючої поверхні газонафтопроводів у шурфах у наскрізних дефектах ізоляції виявляються корозійні виразки глибиною 0,5...1,5 мм. Неважко розрахувати час, протягом якого електрохімічний захист не забезпечував придушення швидкості ґрунтової корозії до допустимих значень, відповідних дуже стійкомукорозійного стану газонафтопроводів:

при глибині проникнення корозії 0,5 мм; при глибині проникнення корозії 1,5 мм.

Це за 36 років експлуатації. Причина зниження ефективності електрохімічного захисту газонафтопроводів від корозії пов'язана зі зменшенням перехідного опору ізоляції, появою в ізоляції наскрізних дефектів і, як результат, зниженням щільності струму катодного захисту на стиках захисних зон СКЗ до значень, що не досягають значень щільності граничного струму по кислому. ґрунтової корозії до допустимих значень, хоча величини захисних потенціалів, виміряних з омічною складовою, відповідають нормативу. Важливим резервом, що дозволяє знизити швидкість корозійного руйнування газонафтопроводів, є своєчасне виявлення ділянок недозахисту, коли Л 1 1 Лр

Кореляція дефектів зовнішньої корозії нафтопроводу з тривалістю відключень на вздовж трасових ПЛ свідчать про те, що саме при відключеннях вздовж трасових В Л і простоях СКЗ протікає виразкова корозія в наскрізних дефектах ізоляції, швидкість якої досягає 0,084 мм/год.

Мал. 5.2.

У ході проведення комплексного обстеження систем електрохімічного захисту магістральних газонафтопроводів було встановлено, що в галузі потенціалів катодного захисту 1,5...3,5 по м. с. е. (з омічною складовою) щільність струму катодного захисту j aперевищує щільність граничного струму кисню jу 20... 100 разів і більше. Причому при тих самих потенціалах катодного захисту щільність струму залежно від типу грунту (пісок, торф, глина) значно відрізняється, майже 3...7 раз. У польових умовахзалежно від типу ґрунту та глибини укладання трубопроводу (глибини занурення корозійно-індикаторного зонда) щільність граничного струму по кисню, виміряна на робочому електроді зі сталі 17ГС діаметром 3,0 мм, змінювалася в межах 0,08...0,43 А/ м", а щільність струму катодного захисту при потенціалах з омічною складовою

1,5...3,5 по м. с. е., виміряна цьому ж електроді, досягала значень 8... 12 А/м 2 , що викликає інтенсивне виділення водню на зовнішньої поверхнітрубопроводу. Частина адатомів водню за цих режимів катодного захисту перетворюється на приповерхневі шари стінки трубопроводу, нанодорожівая її. На підвищений вміст водню у зразках, вирізаних із трубопроводів, схильних до стрес-корозійного руйнування вказується в роботах вітчизняних та зарубіжних авторів. Розчинений у сталі водень надає розміцнювальну дію, що в результаті призводить до водневої втоми та появи стрес-корозійних тріщин на КЗП підземних сталевих трубопроводів. Проблема водневої втоми трубних сталей (клас міцності Х42-Х70) останні рокиприваблює особлива увагадослідників у зв'язку з аваріями, що почастішали, на магістральних газопроводах. Воднева втома при робочому тиску, що циклічно змінюється, в трубопроводі спостерігається практично в чистому вигляді при катодному перезахисті, коли j KZ /j >10.

Коли щільність струму катодного захисту досягає значень густини граничного струму по кисню (або незначно, не більше ніж у 3...5 разів, перевищує се), залишкова швидкість корозії нс перевищує 0,003...0,007 мм/рік. Істотне перевищення (понад 10 разів) j K tнад jдо подальшого придушення корозійного процесу практично не призводить, але призводить до нанодорожування стінки трубопроводу, що викликає появу стрес-корозійних тріщин на КЗП. Поява водневої крихкості при циклічній зміні робочого тиску в трубопроводі є водневою втомою. Воднева втома трубопроводів проявляється за умови, коли концентрація катодного водню в стінці трубопроводу не зменшується нижче за деякий мінімальний рівень. Якщо ж десорбція водню зі стінки труби відбувається швидше, ніж розвиток втомного процесу, коли у кз перевищує / пр не більше ніж у 3...5 разів, воднева втома

не спостерігається. На рис. 5.3 наведено результати вимірювання щільності струму водневих датчиків при включеній (1) та вимкненій (2) СКЗ на трубопроводі «Грязівець».

Мал. 5.3.

та відключеної (2) СКЗ на КП I; 3 - потенціал катодного захисту при включеній СКЗ - (а) та залежність струмів водневих датчиків від потенціалу труби при включеній та викзюченій СКЗ на КП 1 - (б)

Потенціал катодного захисту в період вимірювань перебував в інтервалі мінус 1,6...1,9 по м. с. е. Хід результатів трасових електровимірювань, представлених на рис. 5.3 а свідчить про те, що максимальна щільність потоку водню в стінку труби при включеній СКЗ становила 6... 10 мкА/см 2 . На рис. 5.3, бпредставлені області зміни струмів водневих датчиків та потенціалів катодного захисту при включених та вимкнених СКЗ.

Автори роботи зазначають, що потенціал трубопроводу при вимкненій СКЗ не знижувався нижче за мінус 0,9... 1,0 В за м. с. е., що обумовлено впливом суміжних СКЗ. При цьому щільності струмів водневих датчиків при включеній та вимкненій СКЗ різняться в

2...3 рази. На рис. 5.4 представлені криві зміни струмів водневих датчиків та потенціалів катодного захисту на КП 08 Краснотуринського вузла.

Хід експериментальних досліджень, передбачуваних на рис. 5.4 свідчить про те, що максимальна щільність потоку водню в стінку труби не перевищувала 12... 13 мкА/см 2 . Вимірювані потенціали катодного захисту лежали в інтервалі від мінус 2,5...3,5 по м. с. е. Вище було показано, що обсяг водню, що виділяється на КЗП, залежить від величини безрозмірного критерію j Kз/в пр. У зв'язку з цим інтерес представляє зіставлення результатів внутрішньотрубної діагностики діючих магістральних нафтогазопроводів з режимами катодного захисту.

Мал. 5.4.

У табл. 5.1 представлено зіставлення результатів внутрішньотрубної діагностики з результатами комплексного обстеження систем ехз діючих нафтогазопроводів центральної частини Західного Сибіру. Результати електрохімічних вимірювань на лінійній частині нафтогазопроводів, що діють, свідчать про те, що в різних грунтах при одних і тих же значеннях виміряного потенціалу щільності струмів катодного захисту змінюються в широких межах, що викликає необхідність при виборі та регулюванні захисних потенціалів підземних трубопроводів додатково контролювати щільність струму катод в порівнянні з щільністю граничного струму кисню. Додаткові електрохімічні вимірювання на трасі діючих магістральних газонафтопроводів дозволять запобігти або звести до мінімуму утворення високої локальної напруги в стінці трубопроводів, викликаних молізацією водню (з високою фігутивною г'ю). Підвищення рівня локальної напруги в стінці трубопроводу пов'язане зі зміною тривісності напруженого стану в локальних областях, збагачених катодним воднем, де формуються мікротріщини, провісники стрес-корозійних тріщин на зовнішній КЗП.

Зіставлення результатів упутритрубної діагностики з результатами комплексного обстеження систем

електрохімічного захисту діючих газонафтопроводів центральної частини Західного Сибіру

Дистанція,		Розподіл захисного потенціалу (0WB) (Ліц.А/м 2)		Значення критерію jк.з ^ Jxvp	експлуатації, мм	Щільність дефектів втрата метану,	Щільність дефектів розшарування,
Лілійна частина магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм

Дистанція,	Щільність граничного струму киснем (ЛрХА/м 2	Розподіл захисного потенціалу та щільності струму катодного захисту (Лащ>А/м 2)		Значення критерію Ук.з ^ Упр	Максимальна глибина проникнення корозії за період експлуатації, мм	Щільність дефектів втрата металу,	Щільність дефектів розшарування, Шт/км	Сумарна тривалість простою СКЗ за весь період експлуатації (за даними експлуатуючої організації), сут

Аналіз результатів, поданих у табл. 5.1 з урахуванням тривалості простою СКЗ свідчить про зворотну пропорційну залежність між щільністю корозійних дефектів та величиною безрозмірного критерію j Kз/ j, у тому числі, коли це ставлення було рівне

нулю. Дійсно, максимальна щільність дефектів зовнішня корозіяспостерігається на дільницях, де тривалість простою засобів електрохімічного захисту (за даними експлуатуючих організацій) перевищувала нормативні значення. З іншого боку, максимальна щільність дефектів типу розшаруванняспостерігається на болотистих заплавних ділянках траси, де тривалість простою засобів ЕХЗ не перевищувала нормативних значень. Аналіз режимів роботи СКЗ на ділянках з мінімальною тривалістю їх простою на тлі великого розкиду даних свідчить про практично пропорційну залежність між щільністю дефектів типу розшаруваннята критерієм j K 3 //, коли щільність струму катодного захисту перевищувала щільність граничного струму по кисню в десять і більше разів протягом тривалого періоду експлуатації (при мінімальній тривалості простою СКЗ). Проведений аналіз режимів катодного захисту в порівнянні з корозійними та стрес-корозійними дефектами на КЗП підтверджує раніше зроблені висновки про те, що ставлення j K 3 / j npможе бути безрозмірним критерієм для контролю залишкової швидкості корозії трубопроводу при різних потенціалах катодного захисту, з одного боку, з метою недопущення утворення на КЗП дефектів зовнішня корозіяі для визначення інтенсивності електролітичного надорожчання стінки трубопроводу - з іншого, з метою виключення утворення та зростання дефектів типу розшаруванняпоблизу катодно-захищається поверхні.

Дані таблиці. 5.1 свідчать, що максимальна тривалість простою практично всіх СКЗ за період експлуатації магістральних нафтогазопроводів, за 36 років, становила загалом 536 діб (майже 1,5 року). За даними експлуатуючих організацій за рік простий СКЗ у середньому становив 16,7 діб, за квартал – 4,18 діб. Ця тривалість простою СКЗ на лінійній частині нафтогазопроводів, що обстежуються, практично відповідає вимогам нормативно-технічних документів (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).

У табл. 6.2 представлені результати вимірювання відношення щільності струму катодного захисту до щільності граничного струму по кисню у верхній утворює магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм. Розрахунок залишкової швидкості корозії трубопроводу за заданих потенціалів катодного захисту визначено за формулою 4.2. Наведені у табл. 5.1 та 5.2 дані свідчать про те, що за весь період експлуатації магістрального нафтопроводу з урахуванням простою засобів електрохімзахисту

(за даними експлуатуючої організації) максимальна глибина проникнення корозії на зовнішній КЗП має перевищувати 0,12...0,945 мм. Дійсно, щільність граничного струму киснем на рівні укладання обстежуваних ділянок нафтогазопроводів змінювалася в межах від 0,08 А/м 2 до 0,315 А/м 2 . Навіть із максимальним значенням щільності граничного струму по кисню 0,315 А/м 2 максимальна глибина проникнення корозії за 36 років експлуатації при плановому простої СКЗ 1,15 не перевищить 0,3623 мм. Це 3,022% від номінальної товщини стінки трубопроводу. Проте практично ми бачимо іншу картину. У табл. 5.1 представлені результати внут- ритрубної діагностики ділянки магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм після закінчення його експлуатації протягом 36 років. Результати внутрішньо-трубної діагностики свідчать про те, що максимальне корозійне зношування стінки трубопроводу перевищило 15% від номінальної товщини стінки труби. Максимальна глибина проникнення корозії сягала 2,0 мм. Це означає, що тривалість простою коштів ЕХЗ відповідає вимогам ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.

Проведені електрометричні виміри, подані у табл. 5.2 свідчать про те, що при заданому режимі катодного захисту залишкова швидкість корозії не перевищувала 0,006...0,008 мм/рік. Така залишкова швидкість корозії згідно з десятибальною шкалою корозійної стійкості відповідає корозійному стану. корозійно-стійкеі для магістральних нафтогазопроводів допустима. Его означає, що за 36 років експлуатації трубопроводу з урахуванням відомостей про просте засобів ЕХЗ за даними експлуатуючої організації глибина проникнення корозії не перевищила б 0,6411 мм. Справді, за період планових простоїв засобів ЕХЗ (1,15 років) глибина проникнення корозії становила 0,3623 мм. За період роботи засобів ЕХЗ (34,85 років) глибина проникнення корозії становила 0,2788 мм. Сумарна глибина проникнення корозії на КЗП становила б 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результати внутрішньотрубної діагностики свідчать про те, що максимальна реальна глибина проникнення корозії за 36 років експлуатації на обстежуваній ділянці магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм склала 1,97 мм. На основі наявних даних неважко розрахувати час, протягом якого електрохімічний захист нс забезпечувала придушення швидкості ґрунтової корозії до допустимих значень: Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 років. Тривалість простою засобів ЕХЗ на магістральному газопроводі Д у 1020 мм, що проходить в одному технічному коридорі, на якому в заплаві нар. Оби були виявлені стрес-корозійні тріщини, що збігаються з тривалістю простою СКЗ на магістральному нафтопроводі, оскільки СКЗ газопроводу та нафтопроводу запитані від однієї вздовж трасової ПЛ.

У табл. 5.3 представлені результати визначення реального часу простою СКЗ протягом усього періоду експлуатації (36 років) магістральних нафтогазопроводів на основі електрометричних вимірів.

Таблиця 5.2

Розподіл залишкової швидкості корозії на ділянках діючих газонафтопроводів центральної частини Західного Сибіру

Таблиця 5.3

Результати визначення істинного часу простою СКЗ протягом усього періоду експлуатації (36 років) магістральних газонафтопроводів на основі електрометричних вимірів

Дистанція,	Максимально можлива швидкість корозії трубопроводу без КЗ, мм/рік	Залишкова швидкість корозії трубопроводу при заданому режимі КЗ, мм/рік	Максимальна глибина проникнення корозії на поверхні, що катодно-захищається, мм	Реальне
Лінійна частина магістрального нафтопроводу Д у 1220 мм
Лінійна частина магістрального газопроводу Д у 1020 мм.

Аналіз результатів, поданих у табл. 5.3, свідчить про те, що реальний часпростою засобів електрохімзахисту суттєво перевищує нормативне значення, що є причиною інтенсивного корозійного зношування стінки трубопроводу із зовнішньої, катодно-захищаючої строни.

ВІДКРИТО АКЦІОНЕРНЕ ТОВАРИСТВО
АКЦІОНЕРНА КОМПАНІЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НАФТИ «ТРАНСНАФТА»
ВАТ «АК «ТРАНСНАФТА»

ТЕХНОЛОГІЧНІ
РЕГЛАМЕНТИ

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕННЯ ОБСТЕЖЕНЬ
КОРОЗІЙНОГО СТАНУ
МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ

Москва 2003

Регламенти, розроблені та затверджені ВАТ «АК «Транснафта», встановлюють загальногалузеві обов'язкові для виконання вимоги щодо організації та виконання робіт у галузі магістрального нафтопровідного транспорту, а також обов'язкові вимоги до оформлення результатів цих робіт.

Регламенти (стандарти підприємства) розробляються в системі ВАТ «АК «Транснефть» для забезпечення надійності, промислової та екологічної безпекимагістральних нафтопроводів, регламентації та встановлення однаковості взаємодії підрозділів Компанії та ВАТ МН при веденні робіт з основної виробничої діяльності як між собою, так і з підрядниками, органами державного нагляду, а також уніфікації застосування та обов'язкового виконання вимог відповідних федеральних та галузевих стандартів, правил та інших нормативні документи.

ПРАВИЛА ПРОВЕДЕННЯ ОБСТЕЖЕНЬ
КОРОЗІЙНОГО СТАНУ
МАГІСТРАЛЬНИХ НАФТОПРОВОДІВ

1. ОБЛАСТЬ ЗАСТОСУВАННЯ ПРАВИЛ

1.1. Правила обстеження поширюються на магістральні нафтопроводи підземної прокладки, що мають систему активного захисту від корозії та тип ізоляційного покриття, що відповідає .

1.2. При розробці правил використано нормативні документи:

Споруди сталеві магістральні. Загальні вимоги щодо захисту від корозії.

Трубопроводи сталеві магістральні. Загальні вимоги щодо захисту від корозії.

РД 153-39.4-039-99 «Норми проектування ЕХЗ магістральних трубопроводів та майданчиків магістральних нафтопроводів».

2. ЗАВДАННЯ ОБСТЕЖЕННЯ

Основними завданнями обстеження є:

2.1. Оцінка корозійного стану нафтопроводів.

2.2. Оцінка стану протикорозійного захисту.

2.3. Своєчасне виявлення та усунення корозійних ушкоджень.

2.4. Розробка та проведення заходів щодо підвищення ефективності захисту, оптимізації роботи засобів ЕХЗ.

3. ОРГАНІЗАЦІЯ РОБОТ З ПРОТИКОРРОЗІЙНОГО ОБСТЕЖЕННЯ

3.1. Комплексне протикорозійне обстеження має проводитись виробничими лабораторіями ЕХЗ при ВАТ МН або спеціалізованими організаціями, які мають дозвіл (ліцензію) Держгіртехнагляду на проведення цих робіт.

3.2. Обстеження має проводитись:

Не пізніше ніж через 6 місяців після введення в експлуатацію системи електрохімічного захисту новозбудованих нафтопроводів з обов'язковою видачею сертифіката відповідності якості протикорозійного захисту державним стандартам;

Не рідше 1 разу на 5 років для нафтопроводів, прокладених на ділянках з високою корозійною небезпекою;

Не рідше 1 разу на 10 років інших ділянках.

Позачергове обстеження при виявленні в процесі експлуатації шкідливого впливу від систем ЕХЗ новозбудованих прилеглих та перетинальних підземних комунікацій та від електрифікованих залізниць.

3.3. Відповідно до періодичності обстеження за п. у ВАТ МН має бути розроблена програма протикорозійного обстеження на найближчі 10 років.

3.4. Щорічно до 1 січня наступного рокуПрограма має коригуватися з урахуванням виконаних у поточному році робіт із обстеження.

3.5. Обстеження має проводитися з використанням польових лабораторій ЕХЗ та сучасного вимірювального обладнання, як вітчизняного, так і імпортного.

3.6. Методика обстеження має відповідати РД «Інструкція з комплексного обстеження корозійного стану магістральних нафтопроводів».

3.7. Договори на обстеження із сторонніми організаціями мають бути укладені до 1 квітня поточного року.

3.8. Обов'язковим додатком до договору є «Програма корозійного обстеження нафтопроводу», складена на підставі Інструкції з комплексного обстеження корозії.ного стану МН», з урахуванням особливостей корозійного стану та корозійних факторів обстежуваної ділянки.

3.9. Остаточний термін видачі результатів з корозійного обстеження сторонньою організацією має бути не пізніше 1 квітня наступного року. Інформаційний звіт із попередніми, найважливішими результатами має бути виданий до 1 листопада поточного року для своєчасного включення до плану наступного року заходів, що потребують капітальних витрат.

4. СКЛАД КОМПЛЕКСНОГО ОБСТЕЖЕННЯ

4.1. Аналіз корозійної небезпеки по трасі нафтопроводів проводиться на основі даних корозійної небезпеки ґрунтів, у тому числі і мікробіологічної, наявності та характеру блукаючих струмів, наявності ділянок, тривалий часщо були без захисту.

4.2. Збір та аналіз статистичних даних про умови експлуатації протикорозійного захисту обстежуваної ділянки нафтопроводу за весь попередній комплексному обстеженню період: технологічних характеристик засобів ЕХЗ, відомостей про роботу засобів електрохімічного захисту минулий періодексплуатації, відомостей щодо стану ізоляції.

4.3. Проведення комплексу електрометричних робіт:

По локалізації дефектів та оцінки перехідного опору ізоляційного покриття методом градієнта потенціалу, методом виносного електрода та іншими методами;

По виміру захисного потенціалу по протяжності, а зонах блукаючих струмів - по протяжності і часу;

За виміром корозійних характеристик ґрунту - питомого опору ґрунту, поляризаційних характеристик ґрунту.

4.4. Визначення корозійно-небезпечних місць на основі обробки та аналізу даних обстеження.

4.5. Розтин нафтопроводу у корозійно-небезпечних місцях у процесі обстеження зі складанням актів шурфування, усунення дефектів ізоляції та корозійних ушкоджень силами експлуатаційних служб.

4.6. Вирішення розрахунково-аналітичних завдань щодо забезпечення корозійної безпеки нафтопроводу:

4.6.1. Оцінка стану ізоляції, у тому числі:

Прогнозування зміни її фізико-хімічних властивостей у часі;

Оцінка залишкового ресурсу ізоляції;

Визначення оптимального терміну та черговості ремонту ізоляції ділянок.

4.6.2. Визначення технічного стану засобів ЕХЗ:

Відповідність параметрів установок нормативним документам;

Технічний стан елементів установок ЕХЗ;

Прогнозування зміни параметрів установок ЕХЗ у часі;

Вироблення заходів щодо оптимізації роботи та термінів проведення ремонту коштів ЕХЗ.

4.6.3. Оцінка корозійного стану нафтопроводу.

4.7. Складання звіту з проведеного обстеження з видачею рекомендацій щодо вдосконалення комплексного захисту нафтопроводів.

4.8. За потреби розробка проекту ремонту та реконструкції коштів ЕХЗ на основі рекомендацій обстеження.

4.9. Результати обстеження мають бути представлені на паперових та магнітних носіях.

4.10. Служба ЕХЗ ВАТ МН після отримання звіту має використовувати результати обстеження для поповнення експлуатаційної та архівної бази даних щодо стану протикорозійного захисту.

5. ОСНОВНІ ПОЛОЖЕННЯ МЕТОДИКИ ОБСТЕЖЕННЯ

5.1. Аналіз корозійної небезпеки трасою нафтопроводу

5.1.2. Оцінку корозійної небезпеки трасою нафтопроводу проводять з метою виділення ділянок, що вимагають першочергового обстеження з розширеним переліком електрометричних робіт.

5.1.3. Оцінка корозійної небезпеки не проводиться у разі, коли корозійно-небезпечні ділянки встановлені раніше.

5.1.4. Вимірювання питомого електричного опору ґрунту проводиться за чотириелектродною схемою Веннера.

5.1.5. Корозійну небезпеку від біологічної корозії визначають за допомогою мікробіологічного аналізу ґрунтів за існуючими методиками.

5.1.6. Корозійну небезпеку від блукаючих струмів розраховують за формулами з урахуванням відстані між електрифікованою залізницею та нафтопроводом, відстані між тяговими підстанціями та роду струму з/д (постійний, змінний).

5.1.7. Загальна корозійна небезпека розраховується з урахуванням величин, зазначених у пп. - . За результатами оцінки корозійної небезпеки визначають черговість та обсяг обстеження ділянок нафтопроводів.

5.2. Аналіз даних щодо умов експлуатації протикорозійного захисту за попередній період.

5.2.1. Мета аналізу:

Визначення небезпечних у корозійному відношенні ділянок нафтопроводу;

Інтегральна оцінка опору ізоляції по ділянках за період експлуатації.

5.2.2. Для аналізу необхідно узагальнити дані:

За результатами огляду нафтопроводу у шурфах за поданими актами шурфування;

За внутрішньотрубною дефектоскопією;

За корозійними відмовами нафтопроводів;

За вимірами захисного потенціалу, що проводилися раніше, і режимам роботи установок ЕХЗ.

5.2.3. Ділянки, котрі мали корозійні поразки, підлягають детальному вивченню. Усі корозійні поразки слід порівняти з оцінкою корозійної небезпеки, визначеної першому етапі обстеження.

5.2.4. Ретроспективна оцінка стану ізоляції проводиться по опору ізоляції, розрахованому за експлуатаційними даними установок ЕХЗ та розподілу різниці потенціалів уздовж трубопроводу.

5.3. Проведення електрометричних робіт

5.3.1. Пошук дефектних місць в ізоляції роблять одним із наступних методів:

Виносний електрод;

Градієнта напруги постійного струму;

Поздовжнього градієнта;

Поперечний градієнт.

5.3.2. Вимірювання захисного потенціалу протяжності визначають за поляризаційним потенціалом.

5.3.3. Поляризаційний потенціал вимірюють за методиками відповідно до НТД.

5.3.4. Суцільні вимірювання захисного потенціалу можуть бути виконані таким чином:

методом виносного електрода;

Методом інтенсивних вимірів із використанням відключення коштів ЭХЗ.

5.3.5. З вимірів складається графік розподілу захисного потенціалу вздовж нафтопроводу.

5.4. Вирішення розрахункових завдань щодо забезпечення корозійної безпеки

5.4.1. При оцінці поточного стану ізоляції та прогнозуванні зміни її параметрів вирішують такі завдання:

Дають інтегральну оцінку щодо опору її постійному струму;

Визначають фізико-хімічні властивості ізоляції;

Розраховують залишковий ресурс ізоляції;

Визначають оптимальний термін переізоляції нафтопроводу.

5.4.2. Визначення параметрів засобів ЕХЗ та прогнозування зміни її параметрів у часі.

Розрахунки проводяться на основі вихідних даних:

Електричних параметрів катодних та протекторних установок;

Паспортні характеристики засобів ЕХЗ;

Конструктивних та електричних параметрів анодних заземлень;

Даних періодичного контролю установок ЕХЗ.

5.4.3. Оцінка залишкового ресурсу елементів установок ЕХЗ провадиться:

Для встановлення катодного захисту:

анодного заземлення;

Катодного перетворювача;

Дренажна лінія;

Захисного заземлення.

Для установки дренажного захисту:

Дренажу;

Дренажна лінія;

Для протекторних установок – протекторів.

5.4.4. Комплексна оцінка стану ЕХЗ нафтопроводу здійснюється відповідно до наступних критеріїв:

Загальна безпека;

Захищеність трубопроводу за довжиною;

Захищеність трубопроводу за часом.

5.5. Оцінка корозійного стану нафтопроводу проводиться з метою виявлення найбільш небезпечних у корозійному відношенні ділянок нафтопроводів.

5.5.1. Оцінка проводиться шляхом узагальнення всіх даних обстеження та даних щодо наявності корозійних ушкоджень. Зведені дані щодо корозійного стану заносяться у форму, що визначається НТД з протикорозійного обстеження.

5.5.2. Корозійну небезпеку визначають за сумою балів, якими оцінюються вплив різних корозійних факторів.

5.6.2. На підставі аналізу даних про стан ізоляційного покриття та розрахунків залишкового ресурсу ізоляції мають бути виділені ділянки та строки ремонту ізоляції.

5.6.3. На підставі даних про роботу засобів ЕХЗ та техніко-економічних розрахунків щодо залишкового ресурсу та оптимізації повинні бути визначені заходи щодо вдосконалення системи ЕХЗ для забезпечення необхідного захисту за довжиною та за часом.

 

Можливо, буде корисно почитати:

• НТГ – порушення толерантності до глюкози: причини прояву, симптоми та методи корекції;
• Римська імперія. Стародавній Рим. Римська імперія: прапор, герб, імператори, події Що виникло на місці римської імперії;
• До чого сниться, що хлопець кидає мене;
• 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;