Velika enciklopedija nafte i gasa. Procena uticaja nestabilnih temperaturnih uslova na koroziono stanje gasovoda velikog prečnika Nemački Robertovič Askarov

Izvršeno je sveobuhvatno ispitivanje korozionog stanja postojećih magistralnih plinovoda i naftovoda i njihovih elektrohemijskih zaštitnih sistema kako bi se utvrdila ovisnost prisutnosti korozije i stresno-korozionih oštećenja na vanjskom KZP-u o režimima rada ECP-a. objekata, da se identifikuju i otklone uzroci nastanka i rasta korozije i stresno-korozionih oštećenja. Zaista, magistralni plinovodi i naftovodi praktički nisu podložni zastarjelosti u toku svog rada. Pouzdanost njihovog rada određena je uglavnom stepenom korozije i habanja od stres-korozije. Ako uzmemo u obzir dinamiku stope akcidenta na gasovodima za period od 1995. do 2003. godine, postaje očito da postoji povećanje stope akcidenta tokom vremena zbog nastanka korozivnih i stresno-korozijskih defekata na KZP-u.

Rice. 5.1.

Kada se sagleda dinamika otklanjanja posebno opasnih kvarova na postojećim magistralnim gasovodima, postaje očigledno da u toku eksploatacije dolazi do porasta posebno opasnih kvarova koji zahtevaju prioritetnu sanaciju, uzrokovanih eksternom korozijom i naponsko-korozionim pukotinama (slika 5.1). Od onog prikazanog na sl. 5.1 grafikona pokazuje da su gotovo svi otklonjeni posebno opasni nedostaci korozivne ili stresno korozivne prirode. Svi ovi nedostaci pronađeni su na vanjskoj površini zaštićenoj katodom.

Rezultati sveobuhvatnih ispitivanja antikorozivne zaštite naftovoda i gasovoda (prisustvo korozivnih jama i naponsko-korozionih pukotina, prianjanje i kontinuitet izolacionog premaza, stepen elektrohemijske zaštite) ukazuju da je rešenje problema antikorozivne zaštite magistralnih gasovoda i naftovoda uz pomoć izolacionih premaza i katodne polarizacije i dalje ostaje relevantna. Direktna potvrda navedenog su rezultati in-line dijagnostike. Prema linijskoj dijagnostici, na pojedinim dionicama magistralnih naftovoda i plinovoda sa vijekom trajanja preko 30 godina, udio kvarova vanjska korozija(uključujući i naponsku koroziju) dostiže 80% od ukupnog broja otkrivenih nedostataka.

Kvalitet izolacije magistralnih gasovoda i naftovoda karakteriše vrednost prolaznog otpora, određena na osnovu parametara elektrohemijske zaštite. Jedan od glavnih parametara elektrohemijske zaštite cevovoda, koji karakteriše kvalitet izolacionog premaza, je veličina struje katodne zaštite. Podaci o radu ECP objekata ukazuju da je veličina zaštitne struje RMS-a na linearnom dijelu D na 1220 mm tokom 30 godina rada zbog starenja izolacije porasla skoro 5 puta. Potrošnja struje za osiguranje elektrohemijske zaštite 1 km naftovoda u području zaštitnih potencijala od 1,2 ... 2,1 V m.s. e. povećan sa 1,2 na 5,2 A/km, što ukazuje na proporcionalno smanjenje prolaznog otpora naftovoda. Prelazni otpor izolacije nakon 30 godina rada gasovoda i naftovoda ima isti redosled (2,6-10 3 Ohm - m 2) po celoj dužini, osim na deonicama gde je izvršen remont gasovoda i naftovoda sa zamjene izolacije, dok broj oštećenja od korozije i naprezanja - korozionih oštećenja na vanjskoj katodno zaštićenoj površini značajno varira - od 0 do 80% od ukupnog broja defekata otkrivenih primjenom inline detekcije mana, a koji su lokalizirani i na spojevima zaštitnih zona, te u blizini odvodnih tačaka SCZ u nizinskim i močvarnim dijelovima trase. Podzemne vode močvarnih područja centralnog dijela Zapadnog Sibira karakterizira niska mineralizacija (0,04% mase) i, kao rezultat, visoka omska otpornost (60 ... 100 Ohm m). Osim toga, močvarna tla su kisela. pH vrednost močvarnih voda dostiže 4. Visok omski otpor i kiselost močvarnog elektrolita najvažniji su faktori koji utiču na brzinu korozije gasovoda i naftovoda i efikasnost njihove elektrohemijske zaštite. Skreće se pažnja na činjenicu da u otopinama pora močvarnih tla sadržaj sumporovodika doseže 0,16 mg/l, što je za red veličine više nego u običnim tlima i tekućim vodnim tijelima. Vodonik sulfid, kako pokazuju podaci istraživanja, takođe utiče na korozivno stanje gasovoda i naftovoda. Na pojavu korozije sumporovodika zbog aktivnosti sulfat-reducirajućih bakterija (SRB) ukazuje, na primjer, činjenica da je, pod drugim identičnim uvjetima, maksimalna dubina prodiranja vanjske korozije kroz defekte u izolaciji plina i naftovoda u stajaćim močvarama veći je od onog u tekućim vodnim tijelima u prosjeku za 70%, s jedne strane, a gotovo posvuda, naponske-korozione pukotine na vanjskom KZP-u nalaze se i u stajaćim močvarama s visokim sadržajem H 2 S - s druge strane. Prema modernim konceptima, molekularni sumporovodik stimulira hidrogenaciju čelika. Elektroredukcija H 2 S na cjevovodu KZP se odvija ali reakcijama H, S + 2-» 2H als + S a ~ c i H, S + in-^ N ads + HS” ac , što povećava stepen punjenja hemosorbovanog sloja atomskim vodonikom u c difundiraju u strukturu čelika cijevi. Ugljen dioksid je takođe efikasan stimulator hidrogenacije: HC0 3 +e-> 2H ads + C0 3". Problem korozije i

Destrukcija naftovoda i gasovoda od stresne korozije na močvarnim dionicama trase još uvijek nije imala iscrpno objašnjenje i ostaje relevantna. Rezultati ispitivanja korozije magistralnih plinovoda i naftovoda u močvarnim područjima pokazali su da je gotovo cijela vanjska površina i naftovoda i plinovoda u izolacijskim defektima i ispod oguljene izolacije prekrivena smeđim (podsjeća na aluminijski prah) naslagama. Korozivne jame sa maksimalnom dubinom lokalizovane su kroz oštećenje izolacije. Geometrijski parametri oštećenja od korozije gotovo potpuno odgovaraju geometriji oštećenja izolacije. Ispod oljuštene izolacije, u zoni kontakta zida cijevi i vlage u tlu, nalaze se tragovi korozije bez vidljivih korozijskih jama sa tragovima napregnuto-korozivnih pukotina.

Eksperimentalno, na uzorcima čelika za cijevi ugrađenim u blizini zida magistralnog naftovoda D y 1220 mm (na njegovoj gornjoj, bočnoj i donjoj generatrisi), utvrđeno je da je u tlima tajga-močvarnog područja centralnog dijela Zapadnog Sibir, stopa korozije uzoraka bez katodne zaštite u izolacijskim defektima dostiže 0,084 mm/god. Pod zaštitnim potencijalom (sa omskom komponentom) minus 1,2 V ms. e., kada gustina struje katodne zaštite premašuje gustinu granične struje kiseonika za 8...12 puta, stopa rezidualne korozije ne prelazi 0,007 mm/god. Takva zaostala stopa korozije, prema desetostepenoj skali otpornosti na koroziju, odgovara korozivnom stanju veoma otporan a za magistralne gasovode i naftovode je prihvatljivo. Stepen elektrohemijske zaštite u ovom slučaju je:

Prilikom sveobuhvatnog ispitivanja korozionog stanja vanjske katodne zaštitne površine plinovoda i naftovoda u jamama, u izolacijskim nedostacima pronalaze se korozivne jame dubine 0,5 ... 1,5 mm. Lako je izračunati vrijeme tokom kojeg elektrohemijska zaštita nije obezbijedila suzbijanje stope korozije tla do prihvatljivih vrijednosti koje odgovaraju veoma uporan korozivno stanje gasovoda i naftovoda:

pri dubini prodiranja korozije od 0,5 mm pri dubini prodiranja korozije od 1,5 mm

Ovo je za 36 godina rada. Razlog smanjenja efikasnosti elektrohemijske zaštite gasovoda i naftovoda od korozije povezan je sa smanjenjem prolaznog otpora izolacije, pojavom prolaznih defekata na izolaciji i kao rezultat toga smanjenjem struje. gustoće katodne zaštite na spojevima zaštitnih zona RMS do vrijednosti koje ne dostižu vrijednosti granične gustine struje za kisik, koje ne obezbjeđuju suzbijanje korozije tla do prihvatljivih vrijednosti, iako su vrijednosti zaštitnih potencijala izmjerenih omskom komponentom odgovaraju standardu. Važna rezerva koja omogućava smanjenje stope korozionog uništavanja gasovoda i naftovoda je pravovremena identifikacija područja podzaštite kada L 1 1 Lr

Korelacija defekata u vanjskoj koroziji naftovoda sa trajanjem ispada na nadzemnim vodovima duž trase ukazuje na to da se upravo tokom ispada duž trase nadzemnih vodova i zastoja SCZ-a javlja piting korozija u defektima izolacije, čija stopa dostiže 0,084 mm/god.

Rice. 5.2.

Prilikom sveobuhvatnog ispitivanja sistema elektrohemijske zaštite magistralnih gasovoda i naftovoda, utvrđeno je da je u području potencijala katodne zaštite od 1,5 ... 3,5 V m.s. e. (sa omskom komponentom) gustina struje katodne zaštite j a prelazi graničnu gustinu struje kiseonika j 20 ... 100 puta ili više. Štaviše, pri istim potencijalima katodne zaštite, gustoća struje, ovisno o vrsti tla (pijesak, treset, glina), značajno se razlikuje, skoro 3...7 puta. U terenskim uslovima, u zavisnosti od vrste tla i dubine polaganja cevovoda (dubina uranjanja sonde indikatora korozije), granična gustina struje kiseonika, merena na radnoj elektrodi od čelika 17GS prečnika 3,0 mm, varirao unutar 0,08...0,43 A/m", a gustina struje katodne zaštite na potencijalima sa omskom komponentom od

1,5...3,5 V m.s. e., mjereno na istoj elektrodi, dostigao je vrijednosti od 8...12 A/m 2 , što uzrokuje intenzivnu evoluciju vodonika na vanjskoj površini cjevovoda. Dio adatoma vodika pod ovim načinima katodne zaštite prelazi u pripovršinske slojeve zida cjevovoda, opskrbljujući ga vodonikom. U radovima domaćih i stranih autora ukazuje se na povećan sadržaj vodonika u uzorcima izrezanim iz cjevovoda koji su podložni stresno-korozijskom razaranju. Vodik otopljen u čeliku ima učinak omekšavanja, što u konačnici dovodi do zamora vodika i pojave prslina od naponske korozije na CFC-u podzemnih čeličnih cjevovoda. Problem vodoničnog zamora čelika za cijevi (klasa čvrstoće X42-X70) privukao je posebnu pažnju istraživača posljednjih godina zbog sve većeg broja nesreća na magistralnim gasovodima. Zamor vodonika pri ciklično promjenjivom radnom tlaku u cjevovodu se uočava gotovo u svom čistom obliku tokom katodne prekomjerne zaštite, kada j KZ /j >10.

Kada gustina struje katodne zaštite dostigne vrijednosti granične gustoće struje za kisik (ili neznatno, ne više od 3...5 puta, prelazi ce), stopa preostale korozije ne prelazi 0,003...0,007 mm /god. Značajan višak (više od 10 puta) j K t iznad j praktično ne dovodi do daljeg suzbijanja procesa korozije, ali dovodi do hidrogenacije stijenke cjevovoda, što uzrokuje pojavu naponsko-korozionih pukotina na CFC-u. Pojava vodonične krtosti tokom ciklične promjene radnog tlaka u cjevovodu je zamor vodonika. Vodonički zamor cevovoda manifestuje se pod uslovom da se koncentracija katodnog vodonika u zidu cevovoda ne smanji ispod određenog minimalnog nivoa. Ako se desorpcija vodika sa stijenke cijevi odvija brže od razvoja procesa zamora, kada kz premašuje /pr za ne više od 3 ... 5 puta, zamor vodika

nije vidljivo. Na sl. 5.3 prikazani su rezultati mjerenja gustine struje vodoničnih senzora sa uključenim (1) i isključenim (2) RMS na cjevovodu Gryazovec.

Rice. 5.3.

i onesposobljeni (2) VMS na CP I; 3 - potencijal katodne zaštite sa uključenim RMS - (a) i ovisnost struja senzora vodonika o potencijalu cijevi s uključenim i isključenim RMS-om na CP 1 - (b)

Potencijal katodne zaštite tokom perioda mjerenja bio je u rasponu od minus 1,6 ... 1,9 V ms. e. Tok rezultata električnih mjerenja u tragovima, prikazanih na sl. 5.3, a, pokazuje da je maksimalna gustoća toka vodika u zid cijevi s uključenim SKZ-om bila 6 ... 10 μA / cm 2. Na sl. 5.3, b prikazani su rasponi promjena struja vodoničnih senzora i potencijala katodne zaštite za uključene i isključene RMS.

Autori rada primjećuju da se potencijal cjevovoda s isključenim RMS-om nije smanjio ispod minus 0,9 ... 1,0 V m.s. e., što je zbog uticaja susjedne SKZ. Istovremeno, gustoće struje vodoničnih senzora sa uključenim i isključenim RMS-om razlikuju se u

2...3 puta. Na sl. 5.4 prikazuje krivulje promjena struja vodoničnih senzora i potencijala katodne zaštite na KP 08 čvora Krasnoturinsk.

Tok eksperimentalnih studija, predstavljen na sl. 5.4, ​​pokazuje da maksimalna gustoća toka vodika u zid cijevi nije prelazila 12 ... 13 μA / cm 2. Izmjereni potencijali katodne zaštite kretali su se od minus 2,5...3,5 V m.s. e. Gore je pokazano da volumen vodonika koji se oslobađa na CFC ovisi o vrijednosti bezdimenzionalnog kriterija jK c / a pr.. U tom smislu, od interesa je uporediti rezultate in-line dijagnostike postojećih magistralnih naftovoda i gasovoda sa načinima katodne zaštite.

Rice. 5.4.

U tabeli. Slika 5.1 predstavlja poređenje rezultata in-line dijagnostike sa rezultatima sveobuhvatnog pregleda ECP sistema operativnih naftovoda i gasovoda u centralnom delu Zapadnog Sibira. Rezultati elektrohemijskih mjerenja na linearnom dijelu postojećih naftovoda i plinovoda pokazuju da u različitim tlima pri istim vrijednostima izmjerenog potencijala gustoće struje katodne zaštite veoma variraju, zbog čega je potrebno dodatno kontrolisati struju katodne zaštite. gustina pri izboru i prilagođavanju zaštitnih potencijala podzemnih cjevovoda.u poređenju sa graničnom gustinom struje kisika. Dodatna elektrohemijska mjerenja na trasi postojećih magistralnih plinovoda i naftovoda spriječit će ili minimizirati stvaranje visokih lokalnih naprezanja u zidu cjevovoda uzrokovanih molizacijom vodonika (sa velikom figurativnom vrijednošću). Povećanje nivoa lokalnih naprezanja u zidu cjevovoda povezano je s promjenom triaksijalnosti naponskog stanja u lokalnim područjima obogaćenim katodnim vodonikom, gdje se formiraju mikropukotine, prekursora naponsko-korozionih pukotina na vanjskom CFC-u.

Poređenje rezultata in-line dijagnostike sa rezultatima sveobuhvatnog pregleda sistema

elektrohemijska zaštita postojećih gasovoda i naftovoda u centralnom delu Zapadnog Sibira

Analiza rezultata prikazanih u tabeli. 5.1, uzimajući u obzir vrijeme zastoja, RMS pokazuje obrnuto proporcionalnu vezu između gustine korozijskih defekata i vrijednosti bezdimenzionalnog kriterija jK s / j, uključujući kada je ovaj omjer bio jednak

nula. Zaista, maksimalna gustina defekta vanjska korozija uočeno u područjima gdje je vrijeme zastoja elektrohemijske zaštite (prema operativnim organizacijama) premašilo standardne vrijednosti. S druge strane, maksimalna gustina defekata tipa bundle se uočava na močvarnim poplavnim dionicama trase, gdje vrijeme zastoja ECP objekata nije prelazilo standardne vrijednosti. Analiza režima rada VCS-a u sekcijama sa minimalnim trajanjem njihovog zastoja na pozadini velikog raspršenosti podataka ukazuje na gotovo proporcionalan odnos između gustine defekata tipa bundle i kriterijum jK 3 / / , kada je gustina struje katodne zaštite premašila graničnu gustinu struje za kiseonik deset ili više puta tokom dužeg perioda rada (sa minimalnim trajanjem RMS zastoja). Analiza režima katodne zaštite u poređenju sa korozijom i defektima stres-korozije na CFC potvrđuje ranije donesene zaključke da je omjer jK 3 / jnp može poslužiti kao bezdimenzionalni kriterij za praćenje preostale stope korozije cjevovoda na različitim potencijalima katodne zaštite, s jedne strane, kako bi se spriječilo stvaranje defekata na CFC-u. vanjska korozija te odrediti intenzitet elektrolitičke hidrogenacije stijenke cjevovoda - s druge strane, kako bi se isključilo stvaranje i rast defekata kao npr. bundle blizu katodno zaštićene površine.

Tablični podaci. 5.1 pokazuju da je maksimalno trajanje zastoja za gotovo sve VSC za cijeli period rada magistralnih naftovoda i plinovoda, za 36 godina, u prosjeku iznosilo 536 dana (skoro 1,5 godina). Prema podacima operativnih organizacija, za godinu, prosti SKZ je u prosjeku iznosio 16,7 dana, za kvartal - 4,18 dana. Ovo trajanje zastoja CPS-a na linearnom dijelu ispitanih naftovoda i gasovoda praktično ispunjava zahtjeve regulatornih i tehničkih dokumenata (GOST R 51164-98, tačka 5.2).

U tabeli. 6.2 prikazani su rezultati mjerenja odnosa gustoće struje katodne zaštite prema graničnoj gustoći struje za kisik na gornjoj generatrisi glavnog naftovoda D na 1220 mm. Proračun zaostale brzine korozije cjevovoda pri datim potencijalima katodne zaštite određuje se formulom 4.2. Dato u tabeli. 5.1 i 5.2 podaci ukazuju da je za čitav period rada magistralnog naftovoda, uzimajući u obzir zastoje električne i hemijske zaštite

(prema operativnoj organizaciji) maksimalna dubina prodiranja korozije na vanjski KZP ne bi trebala prelaziti 0,12 ... 0,945 mm. Zaista, granična gustina struje kiseonika na nivou polaganja ispitivanih deonica naftovoda i gasovoda varirala je od 0,08 A/m 2 do 0,315 A/m 2 . Čak i uz maksimalnu vrijednost granične gustine struje za kiseonik od 0,315 A/m 2, maksimalna dubina prodiranja korozije tokom 36 godina rada sa planiranim RMS zastojem od 1,15 godina neće prelaziti 0,3623 mm. To je 3,022% nominalne debljine stijenke cjevovoda. Međutim, u praksi vidimo drugačiju sliku. U tabeli. 5.1 prikazani su rezultati in-line dijagnostike dionice magistralnog naftovoda D na 1220 mm nakon njegovog rada 36 godina. Rezultati in-line dijagnostike pokazuju da je maksimalno korozijsko trošenje stijenke cjevovoda premašilo 15% nominalne debljine stijenke cijevi. Maksimalna dubina prodiranja korozije dostigla je 2,0 mm. To znači da zastoji ECP objekata ne ispunjavaju zahtjeve GOST R 51164-98, tačka 5.2.

Provedena elektrometrijska mjerenja prikazana su u tabeli. 5.2, pokazuju da pod datim režimom katodne zaštite, stopa rezidualne korozije nije prelazila 0,006 ... 0,008 mm / godišnje. Takva zaostala stopa korozije, prema desetostepenoj skali otpornosti na koroziju, odgovara korozivnom stanju otporan na koroziju a za glavne naftovode i gasovode je prihvatljivo. To znači da tokom 36 godina rada cjevovoda, uzimajući u obzir podatke o zastojima ECP objekata, prema podacima pogonske organizacije, dubina prodiranja korozije ne bi prelazila 0,6411 mm. Zaista, u periodu planiranog zastoja ECP objekata (1,15 godina) dubina prodiranja korozije iznosila je 0,3623 mm. U periodu eksploatacije ECP objekata (34,85 godina) dubina prodiranja korozije iznosila je 0,2788 mm. Ukupna dubina prodiranja korozije na KZP bi bila 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (mm). Rezultati in-line dijagnostike pokazuju da je stvarna maksimalna dubina prodiranja korozije za 36 godina rada na ispitivanoj dionici magistralnog naftovoda D na 1220 mm iznosila 1,97 mm. Na osnovu dostupnih podataka, lako je izračunati vrijeme tokom kojeg elektrohemijska zaštita nije obezbijedila suzbijanje korozije tla do prihvatljivih vrijednosti: T = (1,97 - 0,6411) mm/0,08 mm/god = 16,61 godina. Trajanje zastoja objekata ECP na magistralnom gasovodu D y 1020 mm koji prolazi u jednom tehničkom koridoru, na kojem je u poplavnoj ravnici r. Na rijeci Ob su nađene naponske korozione pukotine, što se poklapa sa trajanjem zastoja SPZ na magistralnom naftovodu, budući da se SPZ gasovoda i naftovoda napajaju iz jednog nadzemnog voda duž trase.

U tabeli. 5.3 prikazani su rezultati određivanja stvarnog vremena zastoja VCS tokom čitavog perioda rada (36 godina) magistralnih naftovoda i gasovoda na osnovu elektrometrijskih mjerenja.

Tabela 5.2

Distribucija preostale stope korozije na dionicama postojećih gasovoda i naftovoda u centralnom dijelu Zapadnog Sibira

Tabela 5.3

Rezultati utvrđivanja pravog zastoja RMS-a tokom čitavog perioda eksploatacije (36 godina) magistralnih gasovoda i naftovoda na osnovu elektrometrijskih merenja

Analiza rezultata prikazanih u tabeli. 5.3, ukazuje da realno vrijeme zastoja elektrohemijskih zaštitnih sredstava značajno premašuje standardnu ​​vrijednost, što je uzrok intenzivnog korozivnog habanja zida cjevovoda sa vanjske, katodne zaštićene strane.

B. AT. Koshkin, AT. H. Shcherbakov, AT. YU. Vasiliev, GOUVPO Moskva stanje Institut za čelik i legure (tehnološke univerzitet) » ,

TUŽBA "Mosgorteplo"

Elektrohemijske metode za procjenu, praćenje, dijagnostiku, predviđanje korozivnog ponašanja i određivanje brzine korozije, koje su teoretski dobro razvijene i već duže vrijeme u širokoj primjeni u laboratorijskim uvjetima, počele su se koristiti za procjenu stanja korozije u radnim uslovima tek u posljednje vrijeme. 5-10 godina.

Posebnost elektrohemijskih metoda evaluacije je mogućnost određivanja stanja korozije (uključujući i kontinuirano) u realnom vremenu uz istovremeni odgovor materijala i korozivne sredine.

Metode polarizacionog otpora (galvano- i potenciostatske), rezistometrijske i impedansne imaju najširu primjenu za procjenu stanja korozije u radnim uslovima. Prva dva su dobila praktičnu primenu. Galvanostatska metoda mjerenja se koristi u prijenosnim prijenosnim uređajima, potenciostatska metoda se uglavnom koristi u laboratorijskim studijama zbog složenije i skuplje opreme.

Metoda otpornosti na polarizaciju zasniva se na mjerenju brzine korozije određivanjem struje korozije.

Postojeći strani instrumenti za merenje brzine korozije baziraju se uglavnom na principu polarizacione otpornosti i mogu da odrede brzinu korozije sa dovoljnim stepenom tačnosti samo pod uslovima potpunog uranjanja mernog objekta u korozivnu sredinu, tj. korozivna aktivnost medija je praktično određena. Ovakva mjerna shema implementirana je u stranim instrumentima za procjenu brzine korozije (instrumenti ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna itd.). Uređaji su prilično skupi i nisu prilagođeni ruskim uslovima. Domaći mjerači korozije određuju agresivnost okoline, bez obzira na to od kojih čelika su cjevovodi napravljeni, te stoga ne mogu odrediti otpornost cjevovoda na koroziju u radnim uslovima.

S tim u vezi, MISiS je razvio mjerač korozije dizajniran za određivanje stope korozije cjevovoda toplotnih mreža od stvarno operativnih čelika.

Mali mjerač korozije "KM-MISiS" (Sl. 1) razvijen je na modernoj bazi elemenata baziranoj na preciznom digitalnom mikrovoltmetru sa nultim otporom. Korozimetar je dizajniran za mjerenje brzine korozije metodom polarizacionog otpora sa bestrujnom IR-kompenzacijom. Uređaj ima jednostavan, intuitivan interfejs za kontrolu i unos/izlaz informacija na displeju sa tečnim kristalima.

Program za mjerenje korozije pruža mogućnost uvođenja parametara koji omogućavaju procjenu brzine korozije različitih vrsta čelika i postavljanje nule. Ovi parametri se postavljaju tokom proizvodnje i kalibracije korozionmetra. Koroziometar pokazuje i izmjerenu vrijednost brzine korozije i trenutne vrijednosti razlike potencijala "E 2 - E1» za kontrolu parametara.

Glavni parametri merača korozije su u skladu sa Jedinstvenim sistemom zaštite od korozije i starenja (ESZKS).

Korozimetar "KM-MISiS" je projektovan za određivanje stepena korozije metodom polarizacione otpornosti u elektrolitički provodnim medijima i može se koristiti za određivanje stepena korozije metalnih delova i opreme u energetskoj, hemijskoj i petrohemijskoj industriji, građevinarstvu, mašinstvu, zaštite životne sredine, za potrebe obrazovanja.

Iskustvoeksploatacije

Korozimetar je prošao pilot testove u uslovima rada toplovodnih mreža u Moskvi.

Ispitivanja na Lenjinskom prospektu obavljena su u avgustu - novembru 2003. na prvom i drugom krugu mreže grijanja (pretplatnik 86/80). U ovoj dionici zavarene su grane u I i II cjevovodni krug toplovodnih mreža, u koje su ugrađeni senzori (radne elektrode) i vršena su dnevna mjerenja brzine korozije i elektrohemijskih parametara pomoću prototipa mjerača korozije. Mjerenja su obavljena u unutrašnjem dijelu cjevovoda uz registraciju parametara rashladnog sredstva. Glavni parametri rashladnog sredstva dati su u tabeli 1.

Kod mjerenja različitog trajanja od 5 do 45 min. snimali glavne parametre korozionog stanja cevovoda toplovodnih mreža tokom dugotrajnih ispitivanja. Rezultati mjerenja su prikazani na sl. 2 i 3. Kao što proizilazi iz rezultata ispitivanja, početne vrijednosti brzine korozije dobro koreliraju sa dugotrajnim ispitivanjima i tokom ispitivanja u I i II krugu. Prosječna brzina korozije za I krug je oko 0,025 - 0,05 mm/god, za II krug oko 0,25 - 0,35 mm/god. Dobiveni rezultati potvrđuju dostupne eksperimentalne i literaturne podatke o otpornosti na koroziju toplovodnih mreža od ugljičnih i niskolegiranih čelika. Preciznije vrijednosti mogu se dobiti navođenjem čeličnih vrsta cjevovoda kojima se upravlja. Ispitivanje korozionog stanja toplovodnih mreža obavljeno je na dionici autoputa Entuziastov - Sayanskaya ul. Dionice toplovoda na ovom području (br. 2208/01 - 2208/03) često kvare, cjevovodi na ovom području
stke su položene 1999 - 2001. Glavni grijač se sastoji od direktnog i obrnutog navoja. Temperatura direktnog navoja glavnog grijanja je oko 80-120 ° C pri pritisku od 6 atm, povratnog je oko 30-60 ° C. U proljetno-jesenskom periodu, grijalica je često poplavljena podzemnim vodama (u blizini Terletskih ribnjaka) i/ili kanalizacijom. Priroda polaganja toplovoda na ovom prostoru je kanalska, u betonskim olucima sa poklopcem, a dubina polaganja je oko 1,5-2 m. Prva propuštanja toplovoda uočena su u proleće 2003. godine, propala i Zamijenjeni su u avgustu - septembru 2003. Tokom inspekcije, kanal za grijanje je bio poplavljen sa oko 1/3 - 2/3 prečnika cijevi podzemnom vodom ili kanalizacijom. Cijevi za grijanje su izolovane fiberglasom.

parcela br. 2208/01 - 22008/02. Toplovod je položen 1999. godine, cijevi su zavarene, uzdužno šavne, promjera 159 mm, pretpostavlja se od st. 20. Cjevovodi imaju toplotnoizolacijski premaz od Kuzbass laka, mineralne vune i stakla (krovni filc ili fiberglas). U ovoj dionici nalazi se 11 defektnih zona sa korozivnim lezijama, uglavnom u zoni plavljenja kanala. Gustina oštećenja od korozije po dužini ravnog navoja je 0,62 m-1, reversa 0,04 m-1. Povučen u avgustu 2003.

parcela br. 2208/02 - 2208/03. Položen 2001. Primarna korozija pravolinijskog toplovoda. Ukupna dužina neispravnih delova cevovoda koji se zamenjuju je 82 m. Gustina korozionog oštećenja na pravoj liniji je 0,54 m -1. Prema podacima Državnog jedinstvenog preduzeća Mosgorteplo, cjevovodi su napravljeni od čelika 10KhSND.

parcela br. 2208/03 - TsTP. Položene 2000. godine, bešavne cijevi, vjerovatno iz ul. 20. Gustina korozionih lezija pravog navoja -0,13 m -1, obrnutog navoja -0,04 m - 1. Prosječna gustina prolaznih korozivnih lezija (kao što je delokalizirana pitting korozija) vanjske površine pravolinijskih cjevovoda je 0,18 - 0,32 m -1 . Na vanjskoj strani rezanih uzoraka cijevi nema premaza. Priroda korozionih lezija na vanjskoj strani cijevi uzoraka je uglavnom opća korozija uz prisustvo prolaznih lezija poput pitting korozije, koje su konusnog oblika veličine oko 10-20 cm od vanjske površine, okretanja u prolazne prečnika oko 2-7 mm. Postoji blaga opšta korozija sa unutrašnje strane cijevi, stanje je zadovoljavajuće. Rezultati određivanja sastava uzoraka cijevi prikazani su u tabeli 2.

U pogledu sastava, materijal uzoraka cijevi odgovara čelicima tipa “D” (ili KhGSA).

Budući da je dio cjevovoda bio u kanalu u vodi, bilo je moguće procijeniti brzinu korozije vanjskog dijela cijevi. Procijenjena je brzina korozije na izlaznim mjestima obloge kanala, u podzemnim vodama u neposrednoj blizini cjevovoda i na mjestima najbržeg protoka podzemnih voda. Temperatura podzemne vode bila je 40 - 60 °C.

Rezultati mjerenja su dati u tabeli. 3-4, gdje su podaci dobijeni u mirnoj vodi označeni crvenom bojom.

Rezultati mjerenja pokazuju da se povećava brzina opće i lokalne korozije su izražene u vremenu, što je najizraženije kod lokalne korozije u mirnoj vodi. Brzina opće korozije ima tendenciju povećanja u toku, dok u mirnoj vodi raste stopa lokalne korozije.

Dobiveni podaci omogućavaju određivanje stepena korozije cjevovoda toplinske mreže i predviđanje njihovog ponašanja u koroziji. Stopa korozije cjevovoda u ovoj dionici je > 0,6 mm/god. Maksimalni vijek trajanja cjevovoda u ovim uvjetima nije više od 5-7 godina uz periodične popravke na mjestima oštećenja od lokalne korozije. Točnije predviđanje moguće je uz kontinuirano praćenje korozije i uz akumulaciju statističkih podataka.

Analizaoperativnioštećenja od korozijet

Procjena korozionog stanja cjevovoda, koji se nalazi u električnom polju dalekovoda, vrši se prema razlici potencijala između cijevi i tla i veličini struje u cjevovodu.
Lok-shema kompleksne procjene tehničkog stanja LP MG. U budućnosti bi procjena korozionog stanja LP MG trebala postati sastavni dio sveobuhvatne procjene tehničkog stanja LP MG.
Shema nastanka i distribucije lutalica. Prilikom procjene stanja korozije plinovoda, važno je znati i prosječne i maksimalne vrijednosti razlike potencijala.
Instrumenti za procjenu stanja korozije uključuju senzore, sistem za snimanje i odgovarajuće izvore energije. Pri korištenju magnetnih i elektromagnetnih metoda moguće je koristiti različite sisteme magnetiziranja. Problem skeniranja je riješen ili malim brojem senzora koji se kreću duž spiralne linije unutar cijevi, ili velikim brojem senzora koji se translacijsko kreću zajedno sa magnetizirajućim sistemom i smješteni duž perimetra uređaja. U ovom slučaju, najpogodnije je koristiti dvoprstenasti raspored senzora kako bi se eliminisali mogući defekti u cijevi. Linealog instrumenti proizvedeni u SAD sastoje se od tri sekcije spojene šarkama. U prvom dijelu nalaze se izvori napajanja i zaptivne obujmice, u drugom - elektromagnet sa sistemom kaseta za senzore, u trećem - elektronske komponente i uređaj za snimanje, Koriste se za preglede cjevovoda.
Bušenje za procjenu stanja korozije cjevovoda mora se izvesti uz potpuno otvaranje cijevi i mogućnost pregleda njene donje generatrikse. Dužina izloženog dijela cijevi mora biti najmanje tri njegova promjera.
Efikasan način za procjenu korozionog stanja opreme (u fazama njenog projektovanja, rada, renoviranja) je monitoring korozije – sistem za praćenje i predviđanje korozionog stanja objekta kako bi se na vrijeme dobile informacije o mogućim korozijskim kvarovima.
U tabeli. 6 daje procjenu stvarnog korozivnog stanja sistema tople vode iz crnih cijevi u nizu gradova. Pored toga, radi poređenja dati su izračunati indeksi zasićenosti vodom na 60 C, podaci o sadržaju otopljenog kisika u vodi, slobodnog ugljičnog dioksida i procjena korozijske aktivnosti.
Raspodjela područja brzine kretanja protoka voda-gas-ulje za cjevovode različitih prečnika. Istraživanja korozije obložnih kolona se provode radi procjene njihovog stanja korozije (kako u dubini, tako iu području polja), utvrđivanja parametara elektrohemijske zaštite, utvrđivanja uzroka curenja obložnice u toku rada i kontrole sigurnosti.
Na osnovu analize navedenih podataka o procjeni korozionog stanja i pouzdanosti opreme i TP OOGKM, dobijeni su rezultati linijske i eksterne detekcije grešaka, kompletnih i laboratorijskih koroziono-mehaničkih ispitivanja, metalografskih studija šablona i uzoraka. , rezultate tehničke dijagnostike konstrukcija, kao i uzimajući u obzir trenutnu regulatorno-tehničku dokumentaciju (NTD), razvijena je tehnika za dijagnostiku opreme i procesne opreme za naftna i plinska polja koja sadrže vodonik sulfid.
U našoj zemlji i inostranstvu razvijaju se metode i instrumenti za procenu korozionog stanja cevovoda bez otvaranja. Metode koje najviše obećavaju temelje se na prolasku posebno opremljenog uređaja kroz cjevovod, koji fiksira centre oštećenja od korozije na zidu cijevi iznutra i izvana. Literatura daje podatke o metodama praćenja stanja cjevovoda. Glavna pažnja se poklanja magnetnim i elektromagnetnim metodama, dok se prednost daje potonjima. Ovdje su također ukratko opisane ultrazvučne i radiografske metode.
Modeli koji nisu opisani nikakvim matematičkim jednadžbama i predstavljeni su kao skup tabelarnih koeficijenata ili nomograma koji se preporučuju za procjenu stanja korozije metala.

Za procjenu stanja premaza na cjevovodu tokom rada, preporučljivo je koristiti prijelaznu otpornost izoliranog cjevovoda, parametre koji karakteriziraju propusnost materijala premaza i količinu antioksidansa (za stabilizirane kompozicije) koji preostaje u premazu. . Za procjenu stanja korozije stijenke cijevi potrebno je koristiti podatke mjerenja korozijskih gubitaka metala ispod premaza ili na mjestima njegovog defekta, kao i veličinu i relativni položaj korozijskih lezija na zidu cijevi. Do drugog - lokalna korozija (kaverne, jame, mrlje), pojedinačna (s razmakom između najbližih rubova susjednih lezija većim od 15 cm), grupna (s razmakom između najbližih rubova susjednih lezija od 15 do 0,5 cm ) i proširene (sa razmakom između najbližih rubova susjednih lezija manjim od 0,5 cm) lezije. Pojedinačne lezije korozije ne dovode do kvarova u cjevovodima.
Za procjenu stanja izolacijskog premaza na cjevovodu tokom rada, potrebno je koristiti vrijednosti prijelaznog otpora cjevovoda, parametre koji karakteriziraju propusnost materijala premaza i količinu antioksidansa (za stabilizirane kompozicije) preostali u izolaciji. Za procjenu stanja korozije stijenke cijevi potrebno je koristiti podatke mjerenja korozijskih gubitaka metala ispod premaza ili na mjestima njegovog defekta, kao i veličinu i relativni položaj korozijskih lezija na zidu cijevi.
Prilikom procjene korozionog stanja cjevovoda određuju se vrste korozije, stepen korozionog oštećenja vanjskog zida cijevi sa generaliziranom karakteristikom presjeka, procjenjuju se maksimalne i prosječne stope korozije, te korozivno stanje cijevi. dionica je predviđena za 3-5 godina.
U tabeli. 9.12 daje procjenu stanja korozije cjevovoda sa punim skupom faktora uticaja i odgovarajućim preporukama.
U praksi, da bi se kvantifikovala otpornost metala na koroziju, može se koristiti bilo koje svojstvo ili karakteristika metala koja se značajno i prirodno menja tokom korozije. Dakle, u vodovodnim sistemima, procjena korozionog stanja cijevi može se dati promjenom u vremenu hidrauličkog otpora sistema ili njegovih dijelova.
Da bi se pronašla mogućnost smanjenja gubitaka metala kao posledica korozije i smanjenja značajnih direktnih i indirektnih gubitaka od korozije, potrebno je proceniti korozivno stanje aparata i komunikacija hemijsko-tehnoloških sistema. U ovom slučaju potrebno je izvršiti kako procjenu korozionog stanja hemijsko-tehnološkog sistema, tako i predviđanje mogućeg razvoja korozije i uticaja ovog procesa na performanse aparata i komunikacija hemijsko-tehnoloških sistema. .
Postupak mjerenja je dat u dijelu II. Obim i kompleks mjerenja potrebnih za procjenu stanja korozije konstrukcije predviđeni su resornim uputstvima odobrenim na propisan način.
Složenost i originalnost procesa korozije podzemnih metalnih i armirano-betonskih konstrukcija uzrokovani su posebnim uslovima podzemne sredine, u kojoj su atmosfera, biosfera i hidrosfera u interakciji. S tim u vezi, posebna pažnja se poklanja razvoju i izradi opreme i sistema za procjenu korozionog stanja objekata koji se nalaze pod zemljom. Takva procjena se može izvršiti na osnovu mjerenja vremenski prosječnog potencijala metalne konstrukcije u odnosu na tlo. Za određivanje prosječne vrijednosti potencijala razvijeni su uređaji - integratori lutajućih struja. Jednostavni su za proizvodnju, ne zahtijevaju posebna napajanja i pouzdani su u radu. Upotreba ovih uređaja daje informacije o prirodi prostorne distribucije anodne, katodne i naizmjenične zone za izbor mjesta priključenja sredstava elektrohemijske zaštite i integralno računanje efikasnosti njegovog rada. Ove informacije se mogu koristiti kako u procesu projektovanja, izgradnje i ugradnje nove opreme, tako i tokom rada. Postaje moguće implementirati planirane mjere kako bi se osigurala visoka pouzdanost metalnih i armirano-betonskih konstrukcija u dugotrajnom radu.
Procjenu rizika od korozije čeličnih podzemnih cjevovoda uzrokovanih uticajem elektrificiranih vozila koja rade na naizmjeničnu struju treba izvršiti na osnovu rezultata mjerenja razlike potencijala između cjevovoda i okoline. Postupak mjerenja je dat u dijelu II. Obim i kompleks mjerenja potrebnih za procjenu korozionog stanja cjevovoda utvrđuju se resornim uputstvom odobrenim na propisan način.
Kontrola režima se vrši na osnovu rezultata analiza uzoraka vode i pare, pH očitavanja napojne i kotlovske vode, periodičnog određivanja kvantitativnog i kvalitativnog sastava naslaga, kao i procene stanja metala kotla. u smislu korozije. Operativno osoblje posebno kontroliše dva glavna indikatora režima: dozu Compleson-a (prema smanjenju nivoa u mjernom spremniku radne otopine 7, preračunato za potrošnju napojne vode) i pH kotlovske vode. čist odeljak. Sečenje reprezentativnih uzoraka cevi grejne površine, kvalitativna i kvantitativna analiza naslaga, procena korozionog stanja metala u poređenju sa njegovim početnim stanjem u prve 1-2 godine rada režima obavljaju se svakih 5-7. hiljadu sati rada.
Dakle, postoje slučajevi kada je, zbog nepreciznog određivanja lokacije korozionih defekata na površini i unutar cjevovoda, zbog reosiguranja, dozvoljena neopravdana zamjena cjevovoda na značajnim površinama, što dovodi do velikog preterivanja javnih sredstava. Stoga je potrebna pouzdana procjena korozionog stanja cjevovoda i pravovremena i ispravna sanacija na osnovu dobijenih podataka. U tu svrhu u našoj zemlji su razvijeni, projektovani i ispituju se detektori nedostataka za procenu korozionog stanja cevovoda bez otvaranja iz rova.

• 1. Osnovni pojmovi i pokazatelji pouzdanosti (pouzdanost, rad bez otkaza, održivost, trajnost, itd.). Karakteristično.
• 2. Odnos kvaliteta i pouzdanosti mašina i mehanizama. Mogućnost optimalne kombinacije kvaliteta i pouzdanosti.
• 3. Metode za određivanje kvantitativnih vrijednosti pokazatelja pouzdanosti (proračunske, eksperimentalne, operativne, itd.). Vrste testova pouzdanosti.
• 4. Načini poboljšanja pouzdanosti tehničkih objekata u fazi projektovanja, tokom proizvodnje i eksploatacije.
• 5. Klasifikacija kvarova prema stepenu njihove kritičnosti (prema težini posljedica). Karakteristično.
• 7. Glavni destruktivni faktori koji djeluju na objekte tokom rada. Vrste energije koje utiču na pouzdanost, performanse i izdržljivost mašina i mehanizama. Karakteristično.
• 8. Utjecaj fizičke i zastarjelosti na granično stanje cjevovodnih transportnih objekata. Načini produženja perioda pravilnog rada konstrukcije.
• 9. Dozvoljene i neprihvatljive vrste oštećenja delova i spojeva.
• 10. Šema gubitka efikasnosti od strane objekta, sistema. Karakteristika graničnog stanja objekta.
• 11. Kvarovi funkcionalni i parametarski, potencijalni i stvarni. Karakteristično. Uslovi pod kojima se kvar može spriječiti ili odgoditi.
• 13. Glavni tipovi struktura složenih sistema. Značajke analize pouzdanosti složenih sistema na primjeru glavnog cjevovoda, crpne stanice.
• 14. Metode za proračun pouzdanosti složenih sistema na osnovu pouzdanosti pojedinih elemenata.
• 15. Redundantnost kao način za poboljšanje pouzdanosti složenog sistema. Vrste rezervi: istovarene, napunjene. Redundantnost sistema: zajednička i odvojena.
• 16. Princip redundancije kao način poboljšanja pouzdanosti složenih sistema.
• 17. Indikatori pouzdanosti: vrijeme rada, tehnički resurs i njegovi tipovi, kvar, vijek trajanja i njegovi vjerovatnoćasti pokazatelji, performanse, upotrebljivost.
• 19. Pouzdanost i kvalitet kao tehničke i ekonomske kategorije. Izbor optimalnog nivoa pouzdanosti ili resursa u fazi projektovanja.
• 20. Koncept "neuspjeha" i njegova razlika od "štete". Klasifikacija kvarova prema vremenu nastanka (konstruktivni, proizvodni, pogonski).
• 22. Podjela mt na operativna područja. Zaštita cevovoda od preopterećenja pritiska.
• 23. Uzroci i mehanizam korozije cjevovoda. Faktori koji doprinose razvoju korozije objekata.
• 24. Oštećenja od korozije na cijevima magistralnih cjevovoda (mt). Vrste oštećenja cijevi od korozije mt. Utjecaj procesa korozije na promjenu svojstava metala.
• 25. Zaštitni premazi za cjevovode. zahtjevi za njih.
• 26. Electro-chem. Zaštita cjevovoda od korozije, njegove vrste.
• 27. Učvršćivanje cjevovoda na projektnim nivoima kao način za poboljšanje njihove pouzdanosti. Načini zaštite obala u trasama podvodnih prelaza.
• 28. Sprečavanje nastanka cjevovoda. Metode pričvršćivanja cjevovoda na projektnim kotama na poplavljenim dionicama trase.
• 29. Primena sistema automatizacije i telemehanizacije tehnoloških procesa za obezbeđivanje pouzdanog i stabilnog rada MT.
• 30. Karakteristike tehničkog stanja linijskog dijela br. Skriveni defekti cjevovoda u trenutku puštanja u rad i njihove vrste.
• 31. Kvarovi zapornih i kontrolnih ventila mt. Njihovi uzroci i posljedice.
• 32. Kvarovi mehaničke i tehnološke opreme PS i njihovi uzroci. Priroda kvarova glavnih pumpi.
• 33. Analiza oštećenja glavne elektro opreme PS.
• 34. Šta određuje nosivost i nepropusnost rezervoara. Utjecaj latentnih nedostataka, odstupanja od projekta, režima rada na tehničko stanje i pouzdanost rezervoara.
• 35. Primjena sistema održavanja i popravke (TOR) tokom rada mt. Zadaci dodijeljeni sistemu tor. Parametri dijagnosticirani pri praćenju tehničkog stanja objekata mt.
• 36. Dijagnostika MT objekata kao uslov za osiguranje njihove pouzdanosti. Kontrola stanja zidova cijevi i fitinga metodama destruktivnog ispitivanja. Ispitivanje cjevovoda.
• 37. Kontrola stanja zidova cevovoda metodama ispitivanja bez razaranja. Aparat za dijagnostiku: samohodan i pokretan protokom dizane tekućine.
• 38. Dijagnostika naponsko-deformacijskog stanja linearnog dijela cjevovoda.
• 39, 40, 41, 42. Dijagnoza curenja tekućine iz cjevovoda. Metode za dijagnosticiranje malih curenja u MNP i MNP.
• 1. Vizuelni
• 2. Metoda smanjenja pritiska
• 3. Metoda negativnih udarnih talasa
• 4. Metoda poređenja troškova
• 5. Metoda linearne ravnoteže
• 6. Radioaktivna metoda
• 7. Metoda akustične emisije
• 8. Metoda laserske analize gasa
• 9. Ultrazvučna metoda (sonda)
• 43. Metode praćenja stanja izolacionih premaza cevovoda. Čimbenici koji dovode do uništenja izolacijskih premaza.
• 44. Dijagnostika tehničkog stanja rezervoara. Vizuelna kontrola.
• 45. Utvrđivanje skrivenih nedostataka u metalu i zavarenim spojevima rezervoara.
• 46. ​​Kontrola korozionog stanja rezervoara.
• 47. Određivanje mehaničkih svojstava metala i zavarenih spojeva rezervoara.
• 48. Kontrola geometrijskog oblika i slijeganja osnove rezervoara.
• 49. Dijagnostika tehničkog stanja pumpnih agregata.
• 50. Preventivno održavanje MT kao način poboljšanja pouzdanosti tokom njegovog rada. Strategije za popravku.
• 51. Sistem preventivnog održavanja (PPR) i njegov uticaj na pouzdanost i trajnost mt. Vrste popravki.
• 52. Spisak mjera uključenih u sistem PPR cevovodnih sistema.
• 53. Nedostaci PPR sistema u pogledu vremena rada i glavni pravci njegovog unapređenja.
• 54. Remont linearnog dijela mt, njegove glavne faze. Vrste remonta naftovoda.
• 55. Redoslijed i sadržaj radova pri sanaciji cjevovoda sa podizanjem i polaganjem na korito u rovu.
• 56. Nesreće na mt, njihova klasifikacija i organizacija likvidacije udesa.
• 57. Uzroci nezgoda i vrste kvarova na mt.
• 58. Tehnologija hitnih sanacionih radova na cjevovodima.
• 59. Načini zaptivanja cjevovoda. Zahtjevi za uređaje za zaptivanje.
• 60. Metoda zaptivanja cjevovoda kroz "prozore".

• Debljina listova gornjih pojaseva, počevši od četvrtog, provjerava se duž generatriksa duž ljestvi osovine po visini pojasa (donji, srednji, gornji). Debljina tri donja remena se provjerava pomoću četiri dijametralno suprotna generatora. Debljina razvodnih cijevi postavljenih na listove prvog pojasa mjeri se na dnu, najmanje u dvije točke.

  Debljina donjeg i krovnog lima mjeri se u dva međusobno okomita smjera. Broj mjerenja na svakom listu mora biti najmanje dva. Na mjestima gdje dolazi do korozivnog uništavanja krovnih ploča, izrezuju se rupe veličine 500x500 mm i mjere se presjeci elemenata nosećih konstrukcija. Debljina pontonskih limova i plutajućeg krova mjeri se na tepihu, kao i na vanjskim, unutrašnjim i radijalnim ukrućenjima.

  Rezultati mjerenja su prosječni. Prilikom promjene debljine lima u nekoliko tačaka, kao stvarna vrijednost uzima se aritmetička srednja vrijednost. Dodatno su naznačena mjerenja koja su dala rezultat koji se razlikuje od aritmetičke sredine za više od 10%. Prilikom mjerenja debljine više listova unutar jedne trake ili bilo kojeg drugog elementa rezervoara, kao stvarna debljina uzima se minimalna izmjerena debljina pojedinačnog lima.

  Rezultati mjerenja se upoređuju sa maksimalno dozvoljenim debljinama zida, krova, nosivih konstrukcija, pontona.

  Maksimalno dozvoljeno trošenje krovnih ploča i dna rezervoara ne bi trebalo da prelazi 50%, a ivice dna - 30% projektovane vrednosti. Za nosive krovne konstrukcije (france, grede) habanje ne smije prelaziti 30% projektne vrijednosti, a za pontonske ploče (plutajući krov) - 50% u središnjem dijelu i 30% za kutije.

  47. Određivanje mehaničkih svojstava metala i zavarenih spojeva rezervoara.

  Da bi se utvrdila stvarna nosivost i pogodnost rezervoara za dalji rad, veoma je važno poznavati mehanička svojstva osnovnog metala i zavarenih spojeva.

  Mehanička ispitivanja se izvode u slučaju kada nema podataka o početnim mehaničkim svojstvima osnovnog metala i zavarenih spojeva, sa značajnom korozijom, sa pojavom pukotina, kao i u svim drugim slučajevima kada postoji sumnja na propadanje. mehanička svojstva, zamor pod djelovanjem promjenjivih i naizmjeničnih opterećenja, pregrijavanje, djelovanje pretjerano velikih opterećenja.

  Mehanička ispitivanja osnovnog metala izvode se u skladu sa zahtjevima GOST 1497-73 i GOST 9454-78. To uključuje određivanje vlačne i čvrstoće tečenja, istezanja i udarne čvrstoće. Prilikom mehaničkog ispitivanja zavarenih spojeva (prema GOST 6996-66) vrši se određivanje vlačne čvrstoće, ispitivanja na statičko savijanje i udarnu čvrstoću.

  U slučajevima kada je potrebno utvrditi razloge pogoršanja mehaničkih svojstava metala i zavarenih spojeva, pojavu pukotina u različitim elementima rezervoara, kao i prirodu i veličinu oštećenja od korozije unutar metala, metalografski sprovode se studije.

  Za mehanička ispitivanja i metalografske studije, osnovni metal prečnika 300 mm se izrezuje u jednoj od četiri donja tetive zida rezervoara.

  U procesu metalografskih studija utvrđuje se fazni sastav i veličina zrna, priroda termičke obrade, prisustvo nemetalnih inkluzija i priroda oštećenja od korozije (prisustvo interkristalne korozije).

  Ako pasoš rezervoara ne sadrži podatke o klasi metala od kojeg je napravljen, pribjegavajte kemijskoj analizi. Za određivanje hemijskog sastava metala koriste se uzorci izrezani za mehaničko ispitivanje.

  Mehanička svojstva i hemijski sastav osnovnog metala i zavarenih spojeva moraju biti u skladu sa uputstvima za projektovanje, kao i sa zahtevima standarda i specifikacija.

Stranica 1

Stanje korozije i zaštita kućišta mogu se proceniti gustinom struje koja teče iz kućišta ili padom napona. Ako je gustoća struje negativna, u ovom dijelu kolone postoji anodna zona u kojoj dolazi do korozionog razaranja metala.

Stanje korozije utvrđuje se pregledom na prijelazima i raskrsnicama s cjevovodima sa nezadovoljavajućim stanjem zaštitnog premaza, bez kontinuirane katodne polarizacije zaštitne vrijednosti.

Stanje korozije opreme mora se kontrolirati nekoliko metoda koje se međusobno nadopunjuju. Vrlo važna metoda je vizualna, koja vam omogućava da odredite prirodu uništenja opreme, mogućnost daljnjeg rada i prilagodite metode zaštite od korozije. Međutim, interni pregled se može izvršiti tek nakon što je oprema zaustavljena radi popravke. Uz vizualnu metodu koriste se instrumentalne metode. Ponekad se koristi metoda razvrtanja zida opreme na dubinu jednaku projektnoj debljini zida, a postavlja se trenutak kada preostala debljina zida koja odgovara dopuštenoj koroziji korodira. U prisustvu vodonik sulfida u radnom okruženju, vodonične sonde se koriste za određivanje stepena hidrogenizacije metala opreme.

Korozivno stanje okoline karakterizira pH vrijednost, koncentracija kisika i ugljičnog dioksida. Budući da su kisik i ugljični dioksid korozivni, njihovo uklanjanje iz vode jedan je od najvažnijih zadataka u tretmanu vode. Za razliku od kisika, ugljični dioksid djelomično reagira s vodom i formira ugljičnu kiselinu.

Korozijsko stanje konstrukcije određuje se dužinom zona opasnih od korozije električnim mjerenjima. Rezultati određivanja anodne i katodne zone na postojećoj konstrukciji prikazani su u obliku grafika raspodjele razlike potencijala.

Koroziono stanje podzemne konstrukcije utvrđuje se električnim mjerenjima i njenim detaljnim pregledom.

Korozivno stanje podzemnih gasovoda i opasnost od njihovog uništenja utvrđuju se na osnovu brojnih električnih mjerenja.

Stanje korozije rotora na pet kotača može se objasniti na sljedeći način. Više kapi sumporne kiseline pada na prvi točak, ali je temperatura okoline ovde niža, usled čega je niža agresivnost.

Korozijsko stanje gradskih podzemnih metalnih konstrukcija može se precizno okarakterizirati tek nakon niza električnih mjerenja.

Ispitivanje korozionog stanja različitih tipova MSP koji rade u morskim uslovima duže od 10 godina bez upotrebe antikorozivnih mjera pokazalo je sljedeće.

Stanje korozije kontroliše se magnetskom detekcijom grešaka, radiografskim, ultrazvučnim prisluškivanjem ili televizijskim kamerama koje prolaze unutar cevi. Proučavanje naprezanja i deformacija vrši se mehaničkim uređajima koji se lansiraju kroz cjevovod na kraju izgradnje, tenzometrijskom metodom itd. Za otkrivanje curenja koristi se vizuelna kontrola pri obilasku ili letenju oko trase, analitička plinska, akustična emisija i druge metode.