Оценка коррозионного состояния тепловых сетей. Большая энциклопедия нефти и газа
Cтраница 2
Обследование коррозионного состояния действующих трубопроводов и кабелей, находящихся в зоне влияния блуждающих токов, производится путем измерения разности потенциалов труба - земля с помощью высокоомных вольтметров. Анодные зоны подземного сооружения весьма опасны и требуют срочных мер защиты. Оценка степени опасности коррозии в знакопеременных зонах производится по значению коэффициента несимметричности (табл. И.
Анализ коррозионного состояния сборных водоводов показал, что срок их службы на Западно-Сургутском и Солкинском месторождениях не превышает 3 - 6 лет. За время эксплуатации только в системе поддержания пластового давления Западно-Сургутского месторождения заменено полностью 14 км трубопроводов. За 1978 г. на трубопроводах зарегистрировано 30 порывов и свищей на Солкинском месторождении и 60 порывов на Западно-Сургутском.
Анализ коррозионного состояния металлоконструкций ОНГКМ свидетельствует о том, что ступенчатые расслоения, пронизывающие материал стенок оборудования оболочкового типа более чем на 50 %, являются недопустимыми.
Анализ коррозионного состояния оборудования УКПГ на Оренбургском месторождении показал, что внутренняя поверхность оборудования покрыта равномерным слоем толщиной около 0 1 мм, представляющим собой пирофорные отложения.
Обследование коррозионного состояния оборудования производства ПЭНД показывает, что основной причиной коррозии аппаратуры является воздействие на нее агрессивной среды, которая содержит хлороводород, образующийся при разложении катализатора. Процесс коррозии оборудования приводит к уменьшению его срока службы, частым ремонтам аппаратуры и загрязнению полиэтилена продуктами коррозии. Соединения железа, попадающие в полимер, отрицательно влияют на его физико-химические и механические свойства. Они вызывают преждевременное старение (деструкцию) полимера, нежелательную окрашиваемость изделий в темно-серый цвет, увеличивают хрупкость, снижают диэлектрические свойства полимера. Кроме того, при коррозии аппаратуры, покрытой лаками, бывает, что частицы лака попадают в полиэтилен, что проводит к его вспучиванию или к образованию пор внутри полимера.
Под коррозионным состоянием ЛЧ МГ понимается количественное выражение эксплуатационных показателей участка ЛЧ МГ, содержащего дефекты коррозионного и (или) стресс-коррозионного происхождения.
Для определения коррозионного состояния (диагностики) и своевременного выявления возможных коррозионных отказов находящиеся в эксплуатации машины периодически проверяют.
Дистанционное определение коррозионного состояния в перспективе дает возможность проводить ускоренные испытания с постановкой управляемого эксперимента и моделирования отдельных стадий процесса коррозии.
Для определения коррозионного состояния и выбора метода защиты вновь построенных газопроводов перед сдачей их в эксплуатацию (до присоединения к действующей сети) производятся электрические измерения. Предварительно вновь проложенные трубопроводы шунтируют эксплуатируемым, чтобы получить истинную картину электрического состояния газопроводов, которая возникает после подключения их к действующей сети. Если при измерениях будет установлено, что потенциалы не превышают 0 1 в, то обычно присоединение производится без всяких условий. При потенциалах свыше ОД в (до 0 6 в) включать под газ новый газопровод можно при условии, что з течение 3 - 5 месяцев будет осуществлена защита. При больших потенциалах до устройства защиты включать под газ вновь построенные газопроводы нельзя, так как через короткий промежуток времени газопровод может быть разрушен током, что в свою очередь может привести к тяжелым последствиям. Из практики известны многочисленные случаи, когда незащищенные газопроводы разрушались блуждающими токами через 1 - 2 месяца после ввода их в эксплуатацию, а также до сдачи их в эксплуатацию, особенно в районах тяговых подстанций железных дорог.
Долгосрочный прогноз коррозионного состояния участков газопроводов необходимо использовать для выбора характерных точек наблюдения за динамикой коррозии в системах стационарного и мобильного коррозионного мониторинга и коррекции регламента контроля параметров коррозии и защиты газопроводов от различных видов коррозии.
Для контроля коррозионного состояния применяют методы перазрушаю-щего контроля, которые могут быть использованы как постоянно, так и периодически (или при необходимости как дополнительные) и на любой стадии эксплуатации объектов независимо от их состояния. К таким методам относятся ультразвуковой, радиографический, акустической эмиссии метод цветной дефектоскопии.
Для определения коррозионного состояния системы используются термодинамические и экспериментальные параметры данной системы, а также эмпирические зависимости. Программа включает прогнозирование потенциала металла системы, силы тока коррозии, хода поляризационных кривых, области иммунности (активную и пассивную), она позволяет находить наиболее неблагоприятные сочетания условий, обеспечивающие развитие коррозии. Авторы наметили пути усовершенствования программы прогнозирования коррозии, что должно повысить точность и достоверность прогноза для величин, характеризующих корродирующую систему.
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
АКЦИОНЕРНАЯ КОМПАНИЯ
ПО ТРАНСПОРТУ НЕФТИ «ТРАНСНЕФТЬ»
ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
РЕГЛАМЕНТЫ
ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Москва 2003
Регламенты, разработанные и утвержденные ОАО «АК «Транснефть», устанавливают общеотраслевые обязательные для исполнения требования по организации и выполнению работ в области магистрального нефтепроводного транспорта, а также обязательные требования к оформлению результатов этих работ.
Регламенты (стандарты предприятия) разрабатываются в системе ОАО «АК «Транснефть» для обеспечения надежности, промышленной и экологическом безопасности магистральных нефтепроводов, регламентации и установления единообразия взаимодействия подразделений Компании и ОАО МН при ведении работ по основной производственной деятельности как между собой, так и с подрядчиками, органами государственного надзора, а также унификации применения и обязательного исполнения требований соответствующих федеральных и отраслевых стандартов, правил и иных нормативных документов.
ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ
ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ПРАВИЛ
1.1. Правила обследования распространяются на магистральные нефтепроводы подземной прокладки, имеющие систему активной защиты от коррозии и тип изоляционного покрытия, соответствующий .
1.2. При разработке правил использованы нормативные документы:
Сооружения стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
РД 153-39.4-039-99 «Нормы проектирования ЭХЗ магистральных трубопроводов и площадок магистральных нефтепроводов».
2. ЗАДАЧИ ОБСЛЕДОВАНИЯ
Основными задачами обследования являются:
2.1. Оценка коррозионного состояния нефтепроводов.
2.2. Оценка состояния противокоррозионной защиты.
2.3. Своевременное обнаружение и устранение коррозионных повреждений.
2.4. Разработка и проведение мероприятий по повышению эффективности защиты, оптимизации работы средств ЭХЗ.
3. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ПРОТИВОКОРРОЗИОННОМУ ОБСЛЕДОВАНИЮ
3.1. Комплексное противокоррозионное обследование должно проводиться производственными лабораториями ЭХЗ при ОАО МН или специализированными организациями, имеющими разрешение (лицензию) Госгортехнадзора на проведение данных работ.
3.2. Обследование должно проводиться:
Не позднее чем через 6 месяцев после ввода в эксплуатацию системы электрохимической защиты вновь построенных нефтепроводов с обязательной выдачей сертификата соответствия качества противокоррозионной защиты государственным стандартам;
Не реже 1 раза в 5 лет для нефтепроводов, проложенных на участках с высокой коррозионной опасностью по ;
Не реже 1 раза в 10 лет на остальных участках.
Внеочередное обследование при обнаружении в процессе эксплуатации вредного влияния от систем ЭХЗ вновь построенных близлежащих и пересекающих подземных коммуникаций и от электрифицированных железных дорог.
3.3. В соответствии с периодичностью обследования по п. в ОАО МН должна быть разработана программа противокоррозионного обследования на ближайшие 10 лет.
3.4. Ежегодно до 1 января следующего года Программа должна корректироваться с учетом выполненных в текущем году работ по обследованию.
3.5. Обследование должно проводиться с использованием полевых лабораторий ЭХЗ и современного измерительного оборудования, как отечественного, так и импортного.
3.6. Методика обследования должна соответствовать РД «Инструкция по комплексному обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов».
3.7. Договоры на обследование со сторонними организациями должны быть заключены до 1 апреля текущего года.
3.8. Обязательным приложением к договору является «Программа коррозионного обследования нефтепровода», составленная на основании «Инструкции по комплексному обследованию коррози онного состояния МН», с учетом особенностей коррозионного состояния и коррозионных факторов обследуемого участка.
3.9. Окончательный срок выдачи результатов по коррозионному обследованию сторонней организацией должен быть не позднее 1 апреля следующего года. Информационный отчет с предварительными, наиболее важными результатами должен быть выдан до 1 ноября текущего года для своевременного включения в план следующего года мероприятий, требующих капитальных затрат.
4. СОСТАВ КОМПЛЕКСНОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ
4.1. Анализ коррозионной опасности по трассе нефтепроводов проводится на основе данных коррозионной опасности грунтов, в том числе и микробиологической, наличию и характеру блуждающих токов, наличию участков, длительное время находившихся без защиты.
4.2. Сбор и анализ статистических данных об условиях эксплуатации противокоррозионной защиты обследуемого участка нефтепровода за весь предшествующий комплексному обследованию период: технологических характеристик средств ЭХЗ, сведений о работе средств электрохимической защиты за прошедший период эксплуатации, сведений по состоянию изоляции.
4.3. Проведение комплекса электрометрических работ:
По локализации дефектов и оценке переходного сопротивления изоляционного покрытия методом градиента потенциала, методом выносного электрода и другими методами;
По измерению защитного потенциала по протяженности, а в зонах блуждающих токов - по протяженности и по времени;
По измерению коррозионных характеристик почвы - удельного сопротивления грунта, поляризационных характеристик почвы.
4.4. Определение коррозионно-опасных мест на основе обработки и анализа данных обследования.
4.5. Вскрытие нефтепровода в коррозионно-опасных местах в процессе обследования с составлением актов шурфовки, устранение дефектов изоляции и коррозионных повреждений силами эксплуатационных служб.
4.6. Решение расчетно-аналитических задач по обеспечению коррозионной безопасности нефтепровода:
4.6.1. Оценка состояния изоляции, в том числе:
Прогнозирование изменения ее физико-химических свойств во времени;
Оценка остаточного ресурса изоляции;
Определение оптимального срока и очередности ремонта изоляции участков.
4.6.2. Определение технического состояния средств ЭХЗ:
Соответствие параметров установок нормативным документам;
Техническое состояние элементов установок ЭХЗ;
Прогнозирование изменения параметров установок ЭХЗ во времени;
Выработка мероприятий по оптимизации работы и срокам проведения ремонта средств ЭХЗ.
4.6.3. Оценка коррозионного состояния нефтепровода.
4.7. Составление отчета по проведенному обследованию с выдачей рекомендаций по совершенствованию комплексной защиты нефтепроводов.
4.8. При необходимости разработка проекта ремонта и реконструкции средств ЭХЗ на основе рекомендаций обследования.
4.9. Результаты обследования должны быть представлены на бумажных и магнитных носителях.
4.10. Служба ЭХЗ ОАО МН после получения отчета должна использовать результаты обследования для пополнения эксплуатационной и архивной базы данных о состоянии противокоррозионной защиты.
5. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ МЕТОДИКИ ОБСЛЕДОВАНИЯ
5.1. Анализ коррозионной опасности по трассе нефтепровода
5.1.2. Оценку коррозионной опасности по трассе нефтепровода производят с целью выделения участков, требующих первоочередного обследования с расширенным перечнем электрометрических работ.
5.1.3. Оценка коррозионной опасности не производится в том случае, когда коррозионно-опасные участки установлены ранее.
5.1.5. Коррозионную опасность от биологической коррозии определяют с помощью микробиологического анализа грунтов по существующим методикам.
5.1.7. Общая коррозионная опасность рассчитывается с учетом величин, указанных в пп. - . По результатам оценки коррозионной опасности определяют очередность и объем обследования участков нефтепроводов.
5.2. Анализ данных по условиям эксплуатации противокоррозионной защиты за предыдущий период.
5.2.1. Цель анализа:
Определение опасных в коррозионном отношении участков нефтепровода;
Интегральная оценка сопротивления изоляции по участкам за весь период эксплуатации.
5.2.2. Для анализа необходимо обобщить данные:
По результатам осмотра нефтепровода в шурфах по представленным актам шурфовки;
По внутритрубной дефектоскопии;
По коррозионным отказам нефтепроводов;
По проводившимся ранее замерам защитного потенциала и режимам работы установок ЭХЗ.
5.2.3. Участки, имевшие коррозионные поражения, подлежат детальному изучению. Все коррозионные поражения следует сопоставить с оценкой коррозионной опасности, определенной на первом этапе обследования.
5.2.4. Ретроспективная оценка состояния изоляции производится по сопротивлению изоляции, рассчитанному по эксплуатационным данным установок ЭХЗ и распределению разности потенциалов вдоль трубопровода.
5.3. Проведение электрометрических работ
5.3.1. Поиск дефектных мест в изоляции производят одним из следующих методов:
Выносного электрода;
Градиента напряжения постоянного тока;
Продольного градиента;
Поперечного градиента.
5.3.2. Измерение защитного потенциала по протяженности определяют по поляризационному потенциалу.
5.3.3. Поляризационный потенциал измеряют по методикам в соответствии с и НТД.
5.3.4. Сплошные измерения защитного потенциала могут быть выполнены следующим образом:
Методом выносного электрода;
Методом интенсивных измерений с использованием отключения средств ЭХЗ.
5.3.5. На основании замеров составляется график распределения защитного потенциала вдоль нефтепровода.
5.4. Решение расчетных задач по обеспечению коррозионной безопасности
5.4.1. При оценке текущего состояния изоляции и прогнозировании изменения ее параметров решают следующие задачи:
Дают интегральную оценку по сопротивлению ее постоянному току;
Определяют физико-химические свойства изоляции;
Рассчитывают остаточный ресурс изоляции;
Определяют оптимальный срок переизоляции нефтепровода.
5.4.2. Определение параметров средств ЭХЗ и прогнозирование изменения ее параметров во времени.
Расчеты производятся на основании исходных данных:
Электрических параметров катодных и протекторных установок;
Паспортных характеристик средств ЭХЗ;
Конструктивных и электрических параметров анодных заземлений;
Данных периодического контроля установок ЭХЗ.
5.4.3. Оценка остаточного ресурса элементов установок ЭХЗ производится:
Для установок катодной защиты:
Анодного заземления;
Катодного преобразователя;
Дренажной линии;
Защитного заземления.
Для установок дренажной защиты:
Дренажа;
Дренажной линии;
Для протекторных установок - протекторов.
5.4.4. Комплексная оценка состояния ЭХЗ нефтепровода осуществляется в соответствии с по следующим критериям:
Общая защищенность;
Защищенность трубопровода по протяженности;
Защищенность трубопровода по времени.
5.5. Оценка коррозионного состояния нефтепровода производится с целью выявления наиболее опасных в коррозионном отношении участков нефтепроводов
5.5.1. Оценка производится путем обобщения всех данных обследования и данных по наличию коррозионных повреждений. Сводные данные по коррозионному состоянию заносятся в форму, определяемую НТД по противокоррозионному обследованию.
5.5.2. Коррозионную опасность определяют по сумме баллов, которыми оцениваются влияние различных коррозионных факторов.
5.6.2. На основании анализа данных о состоянии изоляционного покрытия и расчетов остаточного ресурса изоляции должны быть выделены участки и сроки ремонта изоляции.
5.6.3. На основании данных о работе средств ЭХЗ и технико-экономических расчетов по остаточному ресурсу и оптимизации должны быть определены мероприятия по совершенствованию системы ЭХЗ для обеспечения требуемой защиты по протяженности и по времени.
Cтраница 1
Коррозионное состояние и защищенность обсадной колонны могут быть оценены по плотности тока, стекающего с обсадной колонны, или по падению напряжения. Если плотность тока отрицательна, на данном участке колонны имеется анодная зона, в которой происходит коррозионное разрушение металла.
Коррозионное состояние определяют осмотром на переходах и пересечениях с трубопроводами с неудовлетворительным состоянием защитного покрытия, не обеспеченных непрерывной катодной поляризацией защитной величины.
Коррозионное состояние оборудования необходимо контролировать несколькими методами, взаимно дополняющими друг друга. Весьма важный способ - визуальный, который позволяет определить характер разрушения оборудования, возможность дальнейшей эксплуатации и прокорректировать методы защиты от коррозии. Однако внутренний осмотр может быть проведен лишь после остановки оборудования на ремонт. Наряду с визуальным методом используют приборные методы. Иногда используют метод рассверловки стенки оборудования на глубину, равную расчетной толщине стенки, и устанавливают момент, когда прокорродирует оставшаяся толщина стенки, соответствующая припуску на коррозию. При наличии в рабочей среде сероводорода пользуются водородными зондами для определения степени наводороживания металла оборудования.
Коррозионное состояние среды характеризуется величиной рН, концентрацией кислорода и углекислого газа. Поскольку кислород и углекислый газ коррозионно-активны, удаление их из воды является одной из важнейших задач при подготовке воды. В отличие от кислорода углекислый газ частично взаимодействует с водой с образованием угольной кислоты.
Коррозионное состояние сооружения определяют по протяженности коррозионноопасных зон путем электрических измерений. Результаты определения анодных и катодных зон на действующем сооружении представляются в виде графика распределения разности потенциалов.
Коррозионное состояние подземного сооружения устанавливают электрическими измерениями и тщательным его осмотром.
Коррозионное состояние подземных газопроводов и опасности их разрушения определяют а основе ряда электрических изме рений.
Коррозионное состояние пятиколесного ротора может быть объяснено следующим образом. На первое колесо попадает большее количество капель серной кислоты, но температура среды здесь ниже, вследствие чего и агрессивность ниже.
Коррозионное состояние подземных металлических сооружений города может быть точно охарактеризовано только после ряда электрических измерений.
Обследование коррозионного состояния разнотипных МСП, эксплуатирующихся в морских условиях в течение более 10 лет без применения противокоррозиионных мероприятий, показало следующее.
Контроль коррозионного состояния проводится методами магнитной дефектоскопии, радиографическим, с помощью ультразвукового прослушивания или телевизионных камер, пропускаемых внутри трубы. Исследование напряжений и деформаций проводятся механическими устройствами, запускаемыми по трубопроводу по окончании строительства, тензометрическим методом и др. Для обнаружения утечек пользуются визуальным контролем при обходах или облетах трассы, газоаналитическим, акустико-эмиссионным и другими методами.
480 руб. | 150 грн. | 7,5 долл. ", MOUSEOFF, FGCOLOR, "#FFFFCC",BGCOLOR, "#393939");" onMouseOut="return nd();"> Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут , круглосуточно, без выходных и праздников
Аскаров Герман Робертович. Оценка влияния нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра: диссертация... кандидата технических наук: 25.00.19 / Аскаров Герман Робертович;[Место защиты: Уфимский государственный нефтяной технический университет].- Уфа, 2014.- 146 с.
Введение
1. Современные представления о температурном влиянии на коррозионное состояние газопровода 8
1.1 Краткая характеристика коррозионных процессов в трубопроводном транспорте 8
1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе 10
1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия 11
1.3 Коррозионная агрессивность грунтов 15
1.4 Причины формирования коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода 19
1.4.1 Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода 19
1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта 23
1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода 31
1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов. 32
1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов 34 Выводы к главе 1 40
2. Оценка импульсного воздействия влажности и температуры на коррозионную активность грунтов, окружающих газопровод 42
2.1 Физическое моделирование и выбор управляющих параметров. 42
2.2 Краткое описание экспериментальной установки. 45
2.3 Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии 48
2.4 Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов 58
2.5 Зависимость скорости коррозии от средней температуры при нестабильном теплообмене 67
Выводы к главе 2 70
3. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии 71
3.1 Критерии оценки коррозионной опасности. 71
3.2 Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии 74
3.2.1 Характеристика участка газопровода 74
3.2.2 Анализ результатов ВТД. 75
3.3 Образование и скорость развития коррозионных очагов на трубопроводах с пленочной изоляцией. 80
3.4 Коррозионный прогноз дефектности труб большого диаметра. 85
Выводы к главе.3 . 100
4. Разработка метода ранжирования участков газопроводов по степени опасности для вывода в ремонт 102
4.1. Методика ранжирования участков газопроводов по степени опасности 101
4.1.1 ВТД газопроводов при ранжировании по степени опасности 101
4.1.2 Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов. 103
4.2 Комплексная диагностика изоляционного покрытия и средств ЭХЗ 104
4.2.1 Факторы опасности коррозионного повреждения трубопроводов. 105
4.2.2 Пример расчета комплексного показателя коррозионной активности 106
4.3 Учет колебаний температуры на газопроводах больших диаметров 107
4.4 Суммарный интегральный показатель. 109
4.4.1 Пример расчета суммарного интегрального показателя. 110
4.5 Эффективность разработки 113
Выводы к главе 4 . 115
Литература 117
Введение к работе
Актуальность работы
Общая протяжённость эксплуатируемых в системе ОАО «Газпром» подземных магистральных газопроводов составляет около 164,7 тыс. км. Основным конструкционным материалом для сооружения газопроводов в настоящее время является сталь, которая обладает хорошими прочностными свойствами, но низкой коррозионной стойкостью в условиях окружающей среды – грунта, который при наличии влаги в поровом пространстве является коррозионно-активной средой.
После 30-ти и более лет эксплуатации магистральных газопроводов изоляционное покрытие стареет и перестает выполнять защитные функции, вследствие чего коррозионное состояние подземных газопроводов существенно ухудшается.
Для определения коррозионного состояния магистральных газопроводов в настоящее время используется внутритрубная дефектоскопия (ВТД), которая с достаточной точностью определяет местоположение и характер коррозионных повреждений, что позволяет отслеживать и прогнозировать их образование и развитие.
Значительную роль в развитии коррозионных процессов играет наличие грунтовых вод (почвенного электролита), причем следует отметить, что скорость коррозии в большей степени возрастает не в постоянно обводненном или сухом грунте, а в грунте с периодическим увлажнением.
Предшествующими исследованиями установлена связь между импульсным изменением температуры газопровода и колебанием влажности в коррозионно-активном слое грунта. Однако не были определены количественные параметры импульсного температурного воздействия на активизацию коррозионных процессов.
Исследование коррозионной агрессивности грунтов на участках пролегания магистральных газопроводов при импульсном тепловом воздействии и прогноз коррозионного состояния трубопроводов являются актуальными для газотранспортной отрасли.
Цель работы
Разработка и совершенствование методов определения коррозионного состояния участков магистральных газопроводов для своевременного вывода их в ремонт.
Основные задачи :
1 Определение изменения удельного электрического сопротивления грунта вокруг магистрального газопровода и анализ особенностей коррозионных процессов в трубопроводном транспорте.
2 Исследование в лабораторных условиях влияния импульсного теплового воздействия перекачиваемого газа и влажности на коррозионную активность грунта, окружающего подземный газопровод.
3 Исследование образования и развития коррозионных дефектов на магистральном газопроводе и прогноз его коррозионного состояния по данным внутритрубной дефектоскопии.
4 Разработка методики ранжирования участков магистральных газопроводов на основе прогноза их коррозионного состояния для вывода в ремонт.
Научная новизна
1 Определено изменение и построены эпюры удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру подземного газопровода большого диаметра.
2 Экспериментально доказан факт активизации коррозионных процессов при импульсном изменении температуры перекачиваемого газа по сравнению со стабильным температурным воздействием, а также определен диапазон температур, в котором при нестабильном (импульсном) температурном воздействии развивается максимальная скорость коррозии.
3 Определена функциональная зависимость для прогноза образования и развития коррозионных дефектов на магистральных газопроводах.
Практическая ценность работы
На основании проведенных исследований разработан стандарт предприятия РД 3-М-00154358-39-821-08 «Методика ранжирования газопроводов ООО «Газпром трансгаз Уфа» по результатам внутритрубной дефектоскопии для вывода их в ремонт», согласно которому проводится ранжирование участков магистральных газопроводов между крановыми узлами с целью определения последовательности вывода их в ремонт.
Методы исследований
Поставленные в работе задачи решались с использованием теории подобия путем моделирования условий теполомассообмена подземного газопровода с окружающим грунтом.
Результаты диагностических работ обрабатывались по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа. Расчеты проводились с использованием пакета прикладных программ «StatGrapfics Plus 5.1».
На защиту выносятся :
Результаты исследований изменения удельного электрического сопротивления грунта в зависимости от влажности по периметру магистрального газопровода;
Результаты лабораторных исследований импульсного теплового воздействия на активизацию коррозионных процессов на стальном трубопроводе;
Метод ранжирования участков магистральных газопроводов для вывода их в ремонт.
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 30 научных трудах, из них четыре статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы
Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода
Коррозионные разрушения металла происходят на наружной поверхности газопровода в местах нарушения изоляционного покрытия, несмотря на наличие катодной защиты газопровода. Часто эти явления наблюдаются на начальных участках газопроводов (10-20 км после выхода с компрессорной станции), с пересеченной местностью, приуроченых к оврагам, балкам, местам с периодическим увлажнением.
Анализ и обобщение многочисленных материалов показывает, что на активацию коррозионных процессов влияет поведение грунтовых вод под тепловым воздействием газопровода, которое усиливается по мере совместного влияния (или совпадения) как минимум трех факторов:
Импульсного изменения температуры газопровода;
Нарушения изоляционного покрытия газопровода;
Большой диаметр трубопровода.
1. Принципиальное отличие начального участка от конечного (при отсутствии или стабильности отборов газа по трассе) в том, что именно на начальном участке газопровода максимально ощущаются колебания или импульсное изменение температуры газа. Эти колебания происходят как из-за неравномерности газопотребления, так и по причине несовершенства системы воздушного охлаждения газа, подаваемого в газопровод. При использовании аппаратов воздушного охлаждения погодные колебания температуры воздуха вызывают аналогичные колебания температуры газа и как по волноводу передаются непосредственно на начальный участок газопровода (особенно это явление проявляется на первых 20…30 км газопровода).
В опытах Исмагилова И.Г. было зарегистрировано, что температурная волна в 5 0С, искусственно созданная отключением АВО газа на КС Полянская, прошла до следующей станции КС Москово со снижением амплитуды до 2 0С. На нефтепроводах, где скорости движения потоков на порядок меньше, в силу инерционности продукта перекачки, такого явления не наблюдается.
2. При нарушении изоляционного покрытие происходит формирование макрокоррозионных элементов на наружной поверхности трубопровода. Как правило, это происходит на участках с резким изменением параметров окружающей среды: омического сопротивления грунтов и коррозионных сред (рисунок 1.3 и рисунок 1.4).
3. Эффект «большого диаметра». Геометрические параметры горячего трубопровода таковы, что и температура, и влажность грунта, а следовательно и прочие характеристики: омическое сопротивление грунта, свойства грунтовых электролитов, поляризационные потенциалы и т. д. – меняются по периметру. Влажность по периметру меняется в пределах от 0,3 % до 40 % и до полного насыщения. Удельное сопротивление грунта при этом изменяется в 10 …100 раз.
Рисунок 1.4 – Модель макрокоррозионных элементов Исследования показали, что температура перекачиваемого газа влияет на катодную поляризацию трубной стали в карбонатных растворах. Зависимость потенциалов максимума анодного тока от температуры линейна. Увеличение температуры ведет к возрастанию тока растворения и смещает интервал потенциалов анодного тока в отрицательную область. Увеличение температуры приводит не только к изменению скорости электрохимических процессов, но и изменяет значения рН раствора.
С ростом температуры карбонатного раствора потенциал максимума анодного тока, связанного с образованием оксида, при возрастании температуры на 10 С смещается в сторону отрицательных значений потенциала на 25 мВ . Вследствие неоднородности грунта, изменения его влажности и аэрации, неравномерного уплотнения, оглеения и др. эффектов, а также дефектов самого металла, возникает большое количество макрокоррозионных элементов. При этом коррозионному разрушению в большей степени подвергаются анодные участки, имеющие более положительный потенциал, по сравнению с катодными, чему способствует импульсное тепловое воздействие газопровода на миграционные процессы в грунтовом электролите.
Колебательные процессы температуры и влажности в грунте провоцирует общую коррозию. Макрокоррозионные элементы, локализованные на поверхности, развиваются по сценарию КРН или очагами язвенной коррозии. На общность электрохимического процесса, приводящего к образованию коррозионных язв и трещин, указывается в .
Именно неравновесные термодинамические процессы происходят более интенсивно и с максимальным эффектом проявления основных признаков. При импульсном температурном воздействии на грунт, почти синхронно, меняются параметры, определяющие его коррозионную активность. Так как этот процесс происходит на протяжении всего времени эксплуатации газопровода под сильным воздействием доминирующих параметров, то место локализации макроэлемента становится вполне определенным, зафиксированным по отношению к геометрическим отметкам.
Как показано в непрерывное колебательное движение грунтовой влаги, которое можно объяснить с позиций термокапиллярно-пленочного механизма движения происходит на протяжении всего времени эксплуатации газопровода.
Таким образом, даже при наличии катодной защиты газопровода, в местах повреждения изоляционного покрытия газопровода большого диаметра вследствие неравномерности распределения влажности грунта по периметру трубы неизбежно возникают макрокоррозионные элементы, провоцирующие почвенную коррозию металла трубы.
Одним из важных условий протекания коррозионных процессов является наличие в почвенном электролите диссоциированных ионов.
Ранее не принимаемый к рассмотрению фактор, определяющий протекание неравновесных процессов, импульсное температурное воздействие газа на стенку трубопровода и импульсное изменение влажности грунта, прилегающего к трубопроводу.
Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии
График кинетической кривой активности коррозионных процессов во времени. основываясь на физических представлениях процесса (рисунок 1.9) и используя закономерности кинетической кривой, экстраполировать результаты внутритрубной дефектоскопии по выявленным в различные периоды эксплуатации максимальным и средним дефектам. Но это вряд ли позволит прогнозировать динамику количественного роста коррозионных дефектов.
Представленные модели, описывают коррозионные процессы в рамках конкретных ситуаций, при соблюдении определенных условий, химической среды, температуры, сталей различных марок, давления и т.п. Особый интерес представляют модели, описывающие коррозионные процессы аналогичных систем (магистральных трубопроводов) с изоляционным покрытием, работающих в схожих условиях с газопроводами и регистрация результатов также на базе внутритрубной диагностики. Например, в методике проведения факторного анализа на магистральных нефтепроводах, независимо от диаметра и вида изоляционного покрытия авторами предлагается модель: где L-коэффициент затухания коррозионного процесса; Н – глубина коррозионного повреждения, мм; Но – толщина стенки трубы, мм; t – время эксплуатации, год.
Из приведенной формулы 1.6 видно, что авторами принято утверждение, что в начале эксплуатации трубопроводов коррозия имеет наиболее интенсивный рост, а затем носит затухающий характер вследствие пассивации. Вывод и обоснование формулы (1.6) приводятся в работе .
Утверждение, что коррозионные процессы стартуют с началом эксплуатации трубопровода, является довольно спорным, т.к. новое изоляционное покрытие обеспечивает защиту значительно надежней, чем со временем, когда изоляция стареет и теряет свои защитные свойства.
Несмотря на обилие исследований, ни одна из моделей, предложенных для прогнозирования коррозионных процессов, не позволяет в полной мере учитывать влияние температуры на скорость коррозии, т.к. не учитывают ее импульсное изменение в процессе эксплуатации.
Это утверждение позволяет сформулировать цель исследований: экспериментально доказать, что нестабильный температурный режим газопровода является первопричиной активации коррозионных процессов на наружной поверхности газопровода.
1. Проведен анализ литературных источников с целью раскрытия влияния температуры газа на коррозионное состояние газопровода:
1.1. Рассмотрены особенности коррозионных процессов в трубопроводном транспорте;
1.2.Определена роль коррозионной активности грунтов при утере изоляционным покрытием защитных свойств. 1.3. Изучена техническая возможность внутритрубной дефектоскопии по оценке дефектности трубопроводов.
1.4. Рассмотрены модели других исследователей по прогнозированию коррозионных процессов.
2. Исследованы причины формирования макрокоррозионных элементов на наружной поверхности трубопровода.
3. Доказано, что при движении влаги в коррозионно- активном слое грунта происходит изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего к трубопроводу.
Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии
На то, что периодическое увлажнение грунта ускоряет коррозионные процессы, указывает практика эксплуатации магистральных газопроводов.
Изучая это явление, Исмагилов И.Г. доказал, что магистральный газопровод большого диаметра является мощным источником тепла, оказывающим импульсное температурное воздействие на грунт и вызывающий колебательные движения влаги в коррозионно – активном слое грунта .
Однако, высказанное им предположение, что импульсное температурное воздействие усиливает коррозионную активность слоя грунта, прилегающего к трубопроводу, нуждается в экспериментальном подтверждении.
Поэтому целью исследования является постановка эксперимента для изучения и оценки коррозионной активности грунтов при импульсном температурном воздействии.
Задачи исследования коррозионных процессов обычно решаются экспериментальным путем. Существуют различные методы оценки влияния коррозии, в т. ч. и ускоренных коррозионных испытаний .
Таким образом, необходимо смоделировать условия тепломассообмена с окружающим грунтом, характерные для участка газопровода, пересекающего овраг, по дну которого протекает ручей и определить в какой степени изменяется коррозионная активность грунта при импульсном воздействии температуры и влажности.
Наиболее точно исследовать воздействие каждого фактора (импульсной температуры и влажности) возможно в лабораторных условиях, где фиксировано и с высокой точностью регулируется параметры процесса коррозии. Импульсный температурный режим газопровода при квазистационарном теплообмене моделировался для газопроводов, проходящих по территории Башкортостана и сходных с ним регионов. Согласно теории подобия, при равенстве чисел подобия, характеризующих процесс теплообмена, с соблюдением геометрического подобия, процессы теплообмена можно считать подобными .
Грунт, использованный в эксперименте, взят с трассы газопровода «Уренгой – Петровск» участка Поляна – Москово с позиций 3 часа, 12 часов и 6 часов по периметру газопровода. Теплофизические свойства грунта, использованного в лабораторных исследованиях, одинаковые с натурными, т.к. образцы грунтов отобраны с коррозионно-активного участка действующего газопровода. Для одинаковых грунтов автоматически выполнилось равенство чисел Лыкова Lu и Ковнера Кв для натуры и модели:
При соблюдении равенства температурных напоров, идентичности грунтов и одинаковом уровне их влажности выполнялось равенство чисел Коссовича Ко и Постнова Pn.
Таким образом, задача моделирования условий тепломассообмена, в данном случае, сводилась к такому подбору параметров установки, чтобы обеспечивалось равенство чисел Фурье Fo и Кирпичева Ki для натуры и модели.
При соответствии чисел Фурье Fo = ax/R годовому периоду эксплуатации трубопровода диаметром 1,42 м, при равенстве коэффициентов температуропроводности а = а, на основании (2.5) получаем для модели:
Так, при диаметре опытной трубы 20 мм годовой период на установке должен «проходить» за 1,7 ч.
Условия теплообмена моделировались критерием Кирпичева
При глубине заложения газопровода до оси трубы Н0 = 1,7 м и Н0/Rтр = 2,36 (относительная глубина заложения газопровода на участке Поляна – Москово), на основании равенства (2.6), получаем для модели:
Для моделирования «ручья» необходимо выдержать равенство чисел Рейнольдса для натуры и модели:
Так как жидкость одна и та же, вода - то на основании (2.12) и с учетом геометрического подобия, получаем равенство:
Соответствующие расчеты с учетом (2.13) показывают, что подача воды, имитирующей ручей на данной установке, должна быть капельной.
Так как в процессе эксперимента необходимо менять температуру стенки трубы в пределах реального ее изменения 30...40С , и регулировать, поддерживая импульсный режим, то в качестве управляющего параметра была выбрана температура tтр наружной поверхности стальной трубки - образца Ст. 3.
Для определения относительной коррозионной активности грунта при импульсном температурном воздействии, по сравнению со стабильным температурным воздействием, был выбран ускоренный метод испытания , на основании которого коррозионная активность грунтов определяется по потере массы стальных образцов.
Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов
С целью проведения анализа коррозионного состояния и изучения динамики роста коррозионных дефектов на действующем магистральном газопроводе диаметром 1420 мм, рассмотрены результаты диагностики его технического состояния. Одним из ключевых направлений диагностики является ВТД, которая в настоящее время является наиболее оперативным и информативным методом диагностики магистральных газопроводов.
В таблице 3.1 приводятся общие критерии выделения участков магистральных газопроводов высокой, повышенной и умеренной коррозионной опасности по глубине коррозии. Согласно к участкам с высокой коррозионной опасностью (ВКО) относят участки со скоростью коррозии более 0,3 мм/год и глубиной более 15% от толщины стенки трубы.
Критерии оценки по глубине коррозионных поражений (в процентах от толщины стенки) применяют к трубопроводам с периодом эксплуатации, приближающимся к 30% амортизационного срока службы (11 лет и более).
Необходимым и достаточным условием для отнесения любого участка магистральных газопроводов к одной из трех степеней коррозионной опасности является соответствие хотя бы одному из трех указанных критериев.
Согласно к зонам повышенной коррозионной опасности относятся участки магистральных трубопроводов диаметром свыше 1000 мм на которых следует применять усиленный тип защитных покрытий,.
По результатам пропуска снарядов-дефектоскопов оценивают интегральный показатель коррозионного состояния участков магистральных газопроводов по плотности коррозионных дефектов sкд.
Интегральный показатель плотности коррозионных дефектов не учитывает неравномерность их распределения по длине газопровода и может применяться только для предварительной оценки коррозионного состояния магистральных газопроводов с обязательным указанием суммарной протяженности участков (в км), по которым он рассчитывается.
Поэтому, после определения интегрального показателя коррозионного состояния магистрального газопровода выполняется дифференцированный анализ участков магистрального газопровода по глубине и интенсивности коррозионных повреждений:
Оценивается характер распределения коррозионных дефектов по длине газопровода;
Выделяются участки ВКО и ПКО (коррозионной опасности);
Определяются показатели интенсивности коррозионных повреждений в пределах участков ВКО и ПКО;
Для всего контролируемого участка газопровода (от камеры запуска до камеры приема снаряда-дефектоскопа) рассчитывается коэффициент неравномерности плотности коррозионных повреждений bн, который равен
отношению суммарной длины неповрежденных коррозией участков к суммарной длине участков, имеющих повреждения (каверны и трещины), зарегистрированные внутритрубным дефектоскопом:
Более точно отражает степень коррозионной опасности (охвата) коэффициент дефектности труб Кд.
Так как размеры труб известны, то определены и линейные параметры дефектных участков. При известном количестве дефектных труб появляется возможность планировать их замену при капитальном ремонте (переизоляции) участка. В нефтепроводном транспорте, например, в АК «ТРАНСНЕФТЬ» для определения коррозионного состояния участков трубопроводов используют «Методику проведения факторного анализа коррозионных повреждений магистральных нефтепроводов по данным внутритрубной диагностики и выработки рекомендаций по ее предотвращению», которая также базируется на положении об изменении скорости развития коррозионных повреждений во времени . В основу факторного анализа положен метод разделения системы магистральных нефтепроводов на участки (кластеры), для которых сохраняется постоянство основных факторов, определяющих развитие коррозионных повреждений, а кинетика развития коррозионных повреждений во времени описывается регрессионными уравнениями – характеристическими зависимостями. По полученным характеристическим зависимостям осуществляется прогноз глубины коррозионных повреждений для случая однократного и повторного обследования внутритрубными приборами участка трубопровода.
Для анализа коррозионного состояния были рассмотрены параллельные участки (1843 – 1914 км) газопроводов Уренгой-Петровск и Уренгой-Новопсков, находящиеся на выходе с КС «Полянская», «горячий участок», подверженные активному и длительному коррозионному воздействию.
Это потенциально наиболее опасный участок в масштабах ООО «Газпром трансгаз Уфа», где с 1998 по 2003 годы на участке произошли 6 аварий по причине КРН (5 аварий на газопроводе Уренгой-Петровск, 1 авария на газопроводе Уренгой-Новопсков). После четырех аварий 1998 года, было проведено обследование в протяженных шурфах двенадцати участков газопровода Уренгой-Петровск (1844-1857 км), расположенных в оврагах и балках. При обследовании было выявлено 744 очага КРН, в том числе глубиной до 7,5 мм. С целью устранения очагов КРН было заменено 700 м трубопроводов . Аналогичная работа была проведена в 2000 году на газопроводе Уренгой-Новопсков, при этом было выявлено 204 очага КРН .
Участки со стресс-коррозионными дефектами не классифицируются в нормативной литературе на критерии высокой или повышенной категории коррозионной опасности . Но, с учетом вышеизложенного, участок в коридоре газопроводов 1843-1914 км по составу грунтов, может быть отнесен к коррозионно-активному.
Несмотря на принятые меры, в 2003 года на газопроводе Уренгой-Петровск, на рассматриваемом участке, произошли еще 2 аварии по причине КРН. С 2003 года диагностику технического состояния в газотранспортной отрасли стали проводить снарядами нового поколения НПО «Спецнефтегаз», которые при первой внутритрубной дефектоскопия выявили 22 участка с дефектами КРН, при этом максимальная глубина отдельных трещин достигала половины толщины стенки трубы. Согласно «Правилам эксплуатации магистральных газопроводов» внутритрубную дефектоскопию рекомендуется проводить в среднем один раз в 5 лет. Однако, учитывая особые обстоятельства (аварии по причине КРН, значительное количество выявленных участков с дефектами КРН), ООО «Газпром трансгаз Уфа» с целью отслеживания и предупреждения развития стресс -коррозионных дефектов, в короткий период с 2003г. по 2005 г. провело второй пропуск внутритрубного дефектоскопа .