Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 
Главная arrow Техника arrow СОПРОТИВЛЕНИЕ МАТЕРИАЛОВ. КОРРОЗИОННОЕ РАСТРЕСКИВАНИЕ
Посмотреть оригинал

КОМПЛЕКСНОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ КОРРОЗИОННОГО СОСТОЯНИЯ И РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ДЕЙСТВУЮЩИХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

Определение длительности простоя средств ЭХЗ на основе электрохимических измерений и коррозионного состояния внешней катодно-защищаемой поверхности трубопроводов

Комплексное обследование коррозионного состояния действующих магистральных газонефтепроводов и систем их электрохимической защиты проведено с целью определения зависимости наличия коррозионных и стресс-коррозионных повреждений на внешней КЗП от режимов работы средств ЭХЗ, выявления и устранения причин возникновения и роста коррозионных и стресс-коррозионных повреждений. Действительно, магистральные газонефтепроводы по мерс их эксплуатации практически не подвергаются моральному износу. Надежность их эксплуатации определяется в основном степенью коррозионного и стресс- коррозионного износа. Если рассмотреть динамику аварийности газопроводов за период с 1995 по 2003 гг., то становится очевидным, что идет процесс нарастания аварийности во времени по причине образования на КЗП коррозионных и стресс-коррозионных дефектов [301].

Соотношение количества устраненных опасных коррозионных и стресс-коррозионных дефектов с общим количеством устраненных опасных дефектов [301]

Рис. 5.1. Соотношение количества устраненных опасных коррозионных и стресс-коррозионных дефектов с общим количеством устраненных опасных дефектов [301]

При рассмотрении динамики устранения особо опасных дефектов на действующих магистральных газопроводах становится очевидно, что в процессе эксплуатации идет нарастание особо опасных дефектов, требующих первоочередного ремонта, вызванных наружной коррозией и стресс-коррозионными трещинами (рис. 5.1). Из представленного на рис. 5.1 графика видно, что практически все устраненные особо опасные дефекты имеют коррозионную либо стрссс-коррозионную природу. Все эти дефекты выявлены на наружной катодно-защищаемой поверхности.

Результаты комплексных обследований противокоррозионной защиты газонефтепроводов (наличие коррозионных язв и стресс- коррозионных трещин, адгезия и сплошность изоляционного покрытия, степень электрохимической защиты) свидетельствуют о том, что решение проблемы противокоррозионной защиты магистральных газонефтепроводов с помощью изоляционных покрытий и катодной поляризации до настоящего времени остается актуальным. Прямым подтверждением сказанного являются результаты внутритрубной диагностики. По данным внутритрубной диагностики, на отдельных участках магистральных нефтегазопроводов со сроком эксплуатации более 30 лет доля дефектов наружная коррозия (в том числе стресс-коррозия) достигает 80 % от общего количества выявленных дефектов.

Качество изоляции магистральных газонефтепроводов характеризуется величиной переходного сопротивления, определяемого на основе параметров электрохимической защиты. Одним из основных параметров электрохимической защиты трубопроводов, характеризующим качество изоляционного покрытия, является величина тока катодной защиты. Данные по эксплуатации средств ЭХЗ свидетельствуют о том, что величина защитного тока СКЗ на линейной части Ду 1220 мм за 30 лет эксплуатации вследствие старения изоляции возросла практически в 5 раз. Расход тока для обеспечения электрохимической защиты 1 км нефтепровода в области защитных потенциалов 1,2...2,1 В по м. с. э. возрос с 1,2 до 5,2 А/км, что свидетельствует о пропорциональном уменьшении переходного сопротивления нефтепровода. Переходное сопротивление изоляции по истечении 30 лет эксплуатации газонефтепроводов имеет один и тот же порядок (2,6-103 Ом-м2) по всей длине, кроме участков, где выполнен капремонт газонефтепроводов с заменой изоляции, в то время как количество коррозионных и стрссс- коррозионных повреждений на внешней катодно-защищаемой поверхности изменяется в значительных пределах - от 0 до 80 % от общего числа выявленных с помощью внутритрубной дефектоскопии дефектов, которые локализуются как на стыках защитных зон, гак и вблизи точек дренажа СКЗ в низинах и на заболоченных участках трассы. Грунтовые воды заболоченных территорий центральной части Западной Сибири отличаются слабой минерализацией (0,04 % по массе) и, как следствие, высоким омическим сопротивлением (60... 100 Ом м). Кроме этого, болотные грунты отличаются кислой реакцией. Величина pH болотных вод достигает 4. Высокое омическое сопротивление и кислотность болотного электролита являются важнейшими факторами, влияющими на скорость коррозии газонсфтспроводов и эффективность их электрохимической защиты. Обращает на себя внимание тот факт, что в поровых растворах болотных грунтов содержание сероводорода достигает 0,16 мг/л, что на порядок выше, чем в обычных грунтах и проточных водоемах. Сероводород, как показывают данные обследований, также оказывает влияние на коррозионное состояние газонефтепроводов. На протекание сероводородной коррозии за счет деятельности сульфатвоссга- навливающих бактерий (СВБ) указывает, например, тот факт, что при прочих одинаковых условиях максимальная глубина проникновения внешней коррозии в сквозных дефектах изоляции газонефтепроводов в застойных болотах больше таковой в проточных водоемах в среднем на 70 %, с одной стороны, и практически повсеместно стрссс- коррозиопные трещины на внешней КЗП обнаруживаются также в застойных болотах с повышенным содержанием H2S - с другой. Согласно современным представлениям, молекулярный сероводород стимулирует наводороживание сталей. Электровосстановление H2S на КЗП трубопровода протекает но реакциям [120-124] H,S + 2алс + Sa~c и H,S + в —^ Надс + HS”ac, что повышает степень заполнения хемосорбири- ванного слоя атомарным водородом вц , диффундирующим в структуру трубной стали. Эффективным стимулятором наводороживания является и углекислый газ: НС03 +е—>адс +С03'. Проблема коррозионного и

стрссс-коррозионного разрушения нефтегазороводов на заболоченных участках трассы до настоящего времени не имеет исчерпывающего объяснения и остается актуальной. Результаты коррозионного обследования магистральных газонефтепроводов па заболоченных участках показали, что практически вся наружная поверхность как на нефтепроводах, гак и на газопроводах в дефектах изоляции и под отслоившейся изоляцией покрыта бурыми (напоминающими алюминиевую пудру) отложениями. Коррозионные язвы с максимальной глубиной локализованы в сквозных повреждениях изоляции. Геометрические параметры коррозионных повреждений практически точно соответствуют геометрии сквозных повреждений изоляции. Под отслоившейся изоляцией, в зоне контакта стенки трубы с почвенной влагой, обнаруживаются следы коррозии без видимых коррозионных язв со следами стресс-коррозионных трещин.

Экспериментально на образцах из трубной стали, установленных у стенки магистрального нефтепровода Ду 1220 мм (у верхней, боковой и нижней его образующей), определено, что в грунтах таежно-болотного региона центральной части Западной Сибири скорость коррозии образцов без катодной защиты в сквозных дефектах изоляции достигает 0,084 мм/год. Под защитным потенциалом (с омической составляющей) минус 1,2 В по м. с. э., когда плотность тока катодной защиты превышает плотность предельного тока кислорода в 8... 12 раз, остаточная скорость коррозии нс превышает 0,007 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию весьма стойкое и для магистральных газонефтепроводов допустима. Степень электрохимической защиты при этом составляет:

При комплексном обследовании коррозионного состояния внешней катодно-защищасмой поверхности газонефтепроводов в шурфах в сквозных дефектах изоляции обнаруживаются коррозионные язвы глубиной 0,5... 1,5 мм. Нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита не обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений, соответствующих весьма стойкому коррозионному состоянию газонефтепроводов:

при глубине проникновения коррозии 0,5 мм при глубине проникновения коррозии 1,5 мм

Это за 36 лет эксплуатации. Причина снижения эффективности электрохимической защиты газонефтепроводов от коррозии связана с уменьшением переходного сопротивления изоляции, появлением в изоляции сквозных дефектов и, как результат, снижением плотности тока катодной защиты на стыках защитных зон СКЗ до значений, не достигающих значений плотности предельного тока по кислороду, не обеспечивающих подавления почвенной коррозии до допустимых значений, хотя величины защитных потенциалов, измеренных с омической составляющей, соответствуют нормативу. Важным резервом, позволяющим снизить скорость коррозионного разрушения газонефтепроводов, является своевременное выявление участков недозащигы, когда Л 11Лр < 1, с последующей регулировкой режимов работы СКЗ и обеспечением бесперебойного электроснабжения СКЗ. Сопоставление распределения дефектов внешней коррозии, накопившихся за 36 лет эксплуатации с суммарной длительностью отключений участков вдоль- трассовой ВЛ на линейной части магистрального нефтепровода Александровское-Анжеро-Судженск (рис. 5.2) свидетельствуют о том, что причина появления и роста дефектов внешней коррозии, наряду с наличием повреждений в изоляции и низким ее переходным сопротивлением, коренится в недопустимо длительных перерывах электроснабжения СКЗ на линейной части МН, связанных как с плановыми, так и с аварийными отключениями электрснабжающих ВЛ.

Корреляция дефектов внешней коррозии нефтепровода с длительностью отключений на вдольтрассовых ВЛ свидетельствуют о том, что именно при отключениях вдольтрассовых В Л и простоях СКЗ протекает язвенная коррозия в сквозных дефектах изоляции, скорость которой достигает 0,084 мм/год.

Сопоставление распределения дефектов внешней коррозии с длительностью отключений участков вдольтрассовой ВЛ

Рис. 5.2. Сопоставление распределения дефектов внешней коррозии с длительностью отключений участков вдольтрассовой ВЛ

В ходе проведения комплексного обследования систем электрохимической защиты магистральных газонефтепроводов было установлено, что в области потенциалов катодной защиты 1,5...3,5 В по м. с. э. (с омической составляющей) плотность тока катодной защиты ja превышает плотность предельного тока кислорода j в 20... 100 раз и более. Причем при одних и тех же потенциалах катодной защиты плотность тока в зависимости от типа грунта (песок, торф, глина) существенно различается, практически в 3...7 раз. В полевых условиях в зависимости от типа грунта и глубины укладки трубопровода (глубины погружения коррозионно-индикаторного зонда) плотность предельного тока по кислороду, измеренная на рабочем электроде из стали 17ГС диаметром 3,0 мм, изменялась в пределах 0,08...0,43 А/м", а плотность тока катодной защиты при потенциалах с омической составляющей от

1,5...3,5 В по м. с. э., измеренная на этом же электроде, достигала значений 8... 12 А/м2, что вызывает интенсивное выделение водорода на внешней поверхности трубопровода. Часть адатомов водорода при этих режимах катодной защиты переходит в приповерхностные слои стенки трубопровода, наводороживая ее. На повышенное содержание водорода в образцах, вырезанных из трубопроводов, подверженных стресс- коррозионному разрушению указывается в работах отечественных и зарубежных авторов [260, 265, 304, 322, 328-341]. Растворенный в стали водород оказывает разупрочняющее действие, что в итоге приводит к водородной усталости и появлению стресс-корозионных трещин на КЗП подземных стальных трубопроводов. Проблема водородной усталости трубных сталей (класс прочности Х42-Х70) в последние годы привлекает особое внимание исследователей в связи с участившимися авариями на магистральных газопроводах. Водородная усталость при циклически изменяющемся рабочем давлении в трубопроводе наблюдается практически в чистом виде при катодной перезащите, когда jKZ/j >10.

Когда плотность тока катодной защиты достигает значений плотности предельного тока по кислороду (или незначительно, не более чем в 3...5 раз, превышает се), остаточная скорость коррозии нс превышает 0,003...0,007 мм/год. Существенное превышение (более чем в 10 раз) jK t над j к дальнейшему подавлению коррозионного процесса практически не приводит, но приводит к наводороживаиию стенки трубопровода, что вызывает появление стресс-коррозионных трещин на КЗП. Появление водородной хрупкости при циклическом изменении рабочего давления в трубопроводе и является водородной усталостью. Водородная усталость трубопроводов проявляется при условии, когда концентрация катодного водорода в стенке трубопровода не уменьшается ниже некоторого минимального уровня. Если же десорбция водорода из стенки трубы происходит быстрее, чем развитие усталостного процесса, когда укз превышает /прне более чем в 3...5 раз, водородная усталость

не наблюдается. На рис. 5.3 приведены результаты измерения плотности тока водородных датчиков при включенной (1) и отключенной (2) СКЗ на трубопроводе «Грязовец» [342, 343].

Изменение плотности тока водородных датчиков при включенной (1)

Рис. 5.3. Изменение плотности тока водородных датчиков при включенной (1)

и отключенной (2) СКЗ на КП I; 3 - потенциал катодной защиты при включенной СКЗ - (а) и зависимость токов водородных датчиков от потенциала трубы при включенной и выкзюченной СКЗ на КП 1 - (б) [342]

Потенциал катодной защиты в период измерений находился в интервале минус 1,6... 1,9 В по м. с. э. Ход результатов трассовых электроизмерений, представленных на рис. 5.3, а, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы при включенной СКЗ составляла 6... 10 мкА/см2. На рис. 5.3, б представлены области изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты при включенных и выключенных СКЗ.

Авторы работы [342] отмечают, что потенциал трубопровода при выключенной СКЗ не снижался ниже минус 0,9... 1,0 В по м. с. э., что обусловлено влиянием смежных СКЗ. При этом плотности токов водородных датчиков при включенной и выключенной СКЗ различаются в

2...3 раза. На рис. 5.4 представлены кривые изменения токов водородных датчиков и потенциалов катодной защиты на КП 08 Краснотуринского узла.

Ход экспериментальных исследований, предсгвавленных на рис. 5.4, свидетельствует о том, что максимальная плотность потока водорода в стенку трубы не превышала 12... 13 мкА/см2. Измеряемые потенциалы катодной защиты лежали в интервале от минус 2,5...3,5 В по м. с. э. Выше было показано, что объем выделяющегося на КЗП водорода зависит от величины безразмерного критерия jK з / упр. В связи с этим интерес представляет сопоставление результатов внутритрубной диагностики действующих магистральных нефтегазопроводов с режимами катодной защиты.

Изменение токов водородных датчиков (а) и потенциалов катодной защиты (б) на КП 08 Краснотуринского узла [342]

Рис. 5.4. Изменение токов водородных датчиков (а) и потенциалов катодной защиты (б) на КП 08 Краснотуринского узла [342]

В табл. 5.1 представлено сопоставление результатов внутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем ЭХЗ действующих нефтегазопроводов центральной части Западной Сибири. Результаты электрохимических измерений на линейной части действующих нефтегазопроводов свидетельствуют о том, что в различных грунтах при одних и тех же значениях измеренного потенциала плотности токов катодной защиты изменяются в широких пределах, что вызывает необходимость при выборе и регулировке защитных потенциалов подземных трубопроводов дополнительно контролировать плотность тока катодной защиты в сопоставлении с плотностью предельного тока кислорода. Дополнительные электрохимические измерения на трассе действующих магистральных газонефтепроводов позволят предотвратить или свести к минимуму образование высоких локальных напряжений в стенке трубопроводов, вызванных молизацией водорода (с высокой фигутивноегью). Повышение уровня локальных напряжений в стенке трубопровода связано с изменением трехосности напряженного состояния в локальных областях, обогащенных катодным водородом, где формируются микротрещины, предвестники стресс-коррозионных трещин на внешней КЗП.

Сопоставление результатов впутритрубной диагностики с результатами комплексного обследования систем

электрохимической защиты действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

O'

ос

Дистанция,

м

Плотность предельного тока по кислороду (ЛрХА/м2

Распределение защитного потенциала (0WB)

и плотности тока катодной защиты

(Лиц.А/м2)

Значение

критерия

jк.з ^ Jxvp

Максимальная глубина проникновения коррозии за весь период

эксплуатации, мм

Плотность

дефектов

потеря

метана,

шт/км

Плотность

дефектов

расслоение,

шт/км

Суммарная длительность простоя СКЗ за весь период эксплуатации (по данным эксплуатирующей организации), сут

Л,ш’А/м2

Лилейная часть магистрального нефтепровода Ду 1220 мм

5027,62

0,63

-1,51

11,95

18,9

1,2

104

26,73

536

5106,49

0,25

-1,12

6,06

24,2

0,84

88

20,32

536

5131,83

0,18

-1,10

5,02

27,8

0,68

68

57,3

536

5132,46

0,12

-1,09

6,5

54,1

1,8

106

31,4

536

5215,78

0,13

-1,11

4,07

31,3

1,5

58

18,4

536

5278,45

0,28

-1,08

5,4

19,28

1,2

71

13,56

536

5325,36

0,25

-1,21

6,6

26,4

0,68

40

21,7

536

5369,31

0,37

-1,01

5,7

15,4

0,52

78

63,7

536

5373,32

0,23

-2,08

13,3

57,8

1,37

116

52,1

536

5378,33

0,27

-1,00

5,2

19,2

2,04

99

21,7

536

5430,18

0,3

-2,14

15,3

51

1,5

104

47,6

536

ON

NO

Дистанция,

м

Плотность предельного тока по кислороду (ЛрХА/м2

Распределение защитного потенциала

(РэапрВ)

и плотности тока катодной защиты

(Лащ>А/м2)

Значение

критерия

Ук.з ^ Упр

Максимальная глубина проникновения коррозии за весь период

эксплуатации, мм

Плотность

дефектов

потеря

металла,

шт/км

Плотность дефектов расслоение, шт/км

Суммарная длительность простоя СКЗ за весь период эксплуатации (по данным эксплуатирующей организации), сут

Линейная часть магистрального газопровода Ду 1020 мм

10092,21

0,18

-1,31

17,5

97,2

1,2

112

-

360

10152,24

0,21

-2,20

16,6

75,1

0,85

34

-

360

1043,12

0,26

-2,20

16,8

64,6

1,54

69

-

360

1045,01

0,60

-2,15

15,5

25,8

0,68

5

-

360

1047,17

0,47

-1,40

13,1

27,8

1,03

21

-

360

1048,87

0,43

-2,45

17,7

41,2

0,26

21

-

360

1051,95

0,33

-1,45

16,3

49,3

0,15

35

-

360

1055,56

0,23

-1,55

4,1

17,8

1,71

28

-

360

1056,19

0,28

-2,30

17,5

62,2

1,03

11

-

360

1056,58

0,27

-2,20

10,8

40

1,58

9

-

360

1057,01

0,15

-1,30

11,9

79,3

1,08

23

-

360

1074,38

0,19

-2,40

13,5

71

0,81

16

-

360

1087,54

0,1

-2,35

11,7

117

0,6

22

-

360

1088,41

0,28

-2,35

16,2

57,8

0,84

7

-

360

Анализ результатов, представленных в табл. 5.1, с учетом длительности простоя СКЗ свидетельствует об обратной пропорциональной зависимости между плотностью коррозионных дефектов и величиной безразмерного критерия jK з / j , в том числе, когда это отношение было равно

нулю. Действительно, максимальная плотность дефектов наружная коррозия наблюдается на участках, где длительность простоя средств электрохимической защиты (по данным эксплуатирующих организаций) превышала нормативные значения. С другой стороны, максимальная плотность дефектов типа расслоение наблюдается на болотистых пойменных участках трассы, где длительность простоя средств ЭХЗ не превышала нормативных значений. Анализ режимов работы СКЗ на участках с минимальной длительностью их простоя на фоне большого разброса данных свидетельствует о практически пропорциональной зависимости между плотностью дефектов типа расслоение и критерием jK 3 / / , когда плотность тока катодной защиты превышала плотность предельного тока по кислороду в десять и более раз в течение длительного периода эксплуатации (при минимальной длительности простоя СКЗ). Проведенный анализ режимов катодной защиты в сопоставлении с коррозионными и стресс- коррозионными дефектами на КЗП подтверждает ранее сделанные выводы о том, что отношение jK 3 / jnp может служить безразмерным критерием для контроля остаточной скорости коррозии трубопровода при различных потенциалах катодной защиты, с одной стороны, с целью недопущения образования на КЗП дефектов наружная коррозия и для определения интенсивности электролитического наводороживания стенки трубопровода - с другой, с целью исключения образования и роста дефектов типа расслоение вблизи катодно-защищаемой поверхности.

Данные табл. 5.1 свидетельствуют о том, что максимальная длительность простоя практически всех СКЗ за весь период эксплуатации магистральных нефтегазопроводов, за 36 лет, составила в среднем 536 суток (практически 1,5 года). По данным эксплуатирующих организаций за год простой СКЗ в среднем составил 16,7 суток, за квартал - 4,18 суток. Эта длительность простоя СКЗ на линейной части обследуемых нефтегазопроводов практически соответствует требованиям нормативнотехнических документов (ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2).

В табл. 6.2 представлены результаты измерения отношения плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду у верхней образующей магистрального нефтепровода Ду 1220 мм. Расчет остаточной скорости коррозии трубопровода при заданных потенциалах катодной защиты определен по формуле 4.2. Приведенные в табл. 5.1 и 5.2 данные свидетельствуют о том, что за весь период эксплуатации магистрального нефтепровода с учетом простоя средств элсктрохимзащиты

(по данным эксплуатирующей организации) максимальная глубина проникновения коррозии на внешней КЗП не должна превышать 0,12...0,945 мм. Действительно, плотность предельного тока по кислороду на уровне укладки обследуемых участков нефтегазопроводов изменялась в пределах от 0,08 А/м2 до 0,315 А/м2. Даже с максимальным значением плотности предельного тока по кислороду 0,315 А/м2 максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации при плановом простое СКЗ 1,15 лет не превысит 0,3623 мм. Это 3,022 % от номинальной толщины стенки трубопровода. Однако на практике мы видим другую картину. В табл. 5.1 представлены результаты внут- ритрубной диагностики участка магистрального нефтепровода Ду 1220 мм по истечении его эксплуатации в течение 36 лет. Результаты внут- ритрубной диагностики свидетельствуют о том, что максимальный коррозионный износ стенки трубопровода превысил 15% от номинальной толщины стенки трубы. Максимальная глубина проникновения коррозии достигала 2,0 мм. Это означает, что длительность простоя средств ЭХЗ не соответствует требованиям ГОСТ Р 51164-98, п. 5.2.

Проведенные электрометрические измерения, представленные в табл. 5.2, свидетельствуют о том, что при заданном режиме катодной защиты остаточная скорость коррозии не превышала 0,006...0,008 мм/год. Такая остаточная скорость коррозии согласно десятибалльной шкале коррозионной стойкости соответствует коррозионному состоянию коррозионно-стойкое и для магистральных нефтегазопроводов допустима. Эго означает, что за 36 лет эксплуатации трубопровода с учетом сведений о простое средств ЭХЗ по данным эксплуатирующей организации глубина проникновения коррозии не превысила бы 0,6411 мм. Действительно, за период плановых простоев средств ЭХЗ (1,15 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,3623 мм. За период работы средств ЭХЗ (34,85 лет) глубина проникновения коррозии составила 0,2788 мм. Суммарная глубина проникновения коррозии на КЗП составила бы 0,3623 + 0,2788 = 0,6411 (мм). Результаты внутритрубной диагностики свидетельствуют о том, что реальная максимальная глубина проникновения коррозии за 36 лет эксплуатации на обследуемом участке магистрального нефтепровода Ду 1220 мм составила 1,97 мм. На основе имеющихся данных нетрудно рассчитать время, в течение которого электрохимическая защита нс обеспечивала подавление скорости почвенной коррозии до допустимых значений [344]: Т = (1,97 - 0,6411) мм/0,08 мм/год = 16,61 лет. Длительность простоя средств ЭХЗ на проходящем в одном техническом коридоре магистральном газопроводе Ду 1020 мм, на котором в пойме р. Оби были обнаружены стресс-коррозионные трещины [345], совпадает с длительностью простоя СКЗ на магистральном нефтепроводе, так как СКЗ газопровода и нефтепровода запитаны от одной вдольтрассовой ВЛ.

В табл. 5.3 представлены результаты определения реального времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных нефтегазопроводов на основе электрометрических измерений.

Таблица 5.2

Распределение остаточной скорости коррозии па участках действующих газонефтепроводов центральной части Западной Сибири

Километр

МН

Отношение плотности тока катодной защиты к плотности предельного тока по кислороду

Остаточная скорость коррозии трубопровода при заданных защитных потенциалах катодной защиты, мм/год

Максимально возможная глубина проникновения коррозии за время работы СКЗ в течение 32 лет, мм

17 (17,000)

7,2

0,008

0,256

25 (24,200)

8,0

0,0075

0,15

29 (29,300)

11,0

0,0048

0,15

32 (32,200)

14,3

0,0036

0,12

35 (34,380)

11,6

0,0052

0,12

37 (36,780)

15,2

0,00027

0,1

Таблица 5.3

Результаты определения истинного времени простоя СКЗ в течение всего периода эксплуатации (36 лет) магистральных газонефтепроводов на основе электрометрических измерений

Дистанция,

м

Максимально возможная скорость коррозии трубопровода без КЗ, мм/год

Остаточная скорость коррозии трубопровода при заданном режиме КЗ, мм/год

Максимальная глубина прониновения коррозии на катодно-защищаемой поверхности, мм

Реальное

время

простоя

средств

ЭХЗ,

год

Линейная часть магистрального нефтепровода Ду 1220 мм

17 (17,000)

0,08

0,007

1,5

15,6

25 (24,200)

0,1

0,006

1,1

8,84

29 (29,300)

0,11

0,005

0,6

3,82

32 (32,200)

0,08

0,008

0,5

2,65

35 (34,380)

0,23

0,003

1,8

0,47

Линейная часть магистрального газопровода Ду 1020 мм

-

0.1

0,003

1,2

10,92

-

0,08

0,006

1,1

11

-

0,12

0,003

1.0

7,43

-

0,15

0,008

0,5

1,41

-

0,1

0,005

1,7

15,2

Анализ результатов, представленных в табл. 5.3, свидетльствует о том, что реальное время простоя средств электрохимзащиты существенно превышает нормативное значение, что является причиной интенсивного коррозионного износа стенки трубопровода с внешней, ка- тодно-защищасмой строны.

 
Посмотреть оригинал
Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter
< Предыдущая   СОДЕРЖАНИЕ   Следующая >
 

Популярные страницы