Оценка влияния нестабильного температурного режима на коррозионное состояние газопроводов большого диаметра

• Автор: Аскаров, Герман Робертович
• Шифр специальности: 25.00.19
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2014
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 146 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕЕЕИЕ
]. Современные представления о температурном влиянии на коррозионное состояние газопровода
1.1 Краткая характеристика коррозионных процессов в трубопроводном транспорте
1.1.1 Характерные коррозионные дефекты на стальной трубе
1.2 Нарушение защитных свойств изоляционного покрытия
1.3 Коррозионная агрессивность грунтов
1.4 Причины формирования коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода
1.4.1 Условия формирования макро-коррозионных элементов на наружной поверхности газопровода
1.4.2 Изменение электрического сопротивления грунта, прилегающего
к трубопроводу, при движении влаги в коррозионно-активном слое грунта
1.5 Влияние температуры и колебаний температуры на коррозионное состояние газопровода
1.6 Диагностика газопроводов с использованием внутритрубных снарядов
1.7 Модели для прогнозирования коррозионных процессов
Выводы к главе 1
2. Оценка импульсного воздействия влажности и температуры на коррозионную активность грунтов, окружающих газопровод
2.1 Физическое моделирование и выбор управляющих параметров
2.2 Краткое описание экспериментальной установки
2.3 Результаты опытов и эффект повышения коррозионной активности
грунтов при импульсном температурном воздействии
2.4 Исследование влияния частоты колебаний температуры и тепловых параметров на коррозионную активность грунтов
2.5 Зависимость скорости коррозии от средней температуры при
нестабильном теплообмене
Выводы к главе

3. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии
3.1 Критерии оценки коррозионной опасности
3.2 Анализ коррозионного состояния участка газопровода по данным внутритрубной дефектоскопии
3.2.1 Характеристика участка газопровода
3.2.2 Анализ результатов ВТД
3.3 Образование и скорость развития коррозионных очагов на трубопроводах с пленочной изоляцией
3.4 Коррозионный прогноз дефектности труб большого диаметра
Выводы к главе.
4. Разработка метода ранжирования участков газопроводов по степени
опасности для вывода в ремонт
4.1. Методика ранжирования участков газопроводов по степени опасности
4.1.1 ВТД газопроводов при ранжировании по степени опасности
4.1.2 Уточняющие интегральные показатели для определения выводимых в ремонт участков газопроводов
4.2 Комплексная диагностика изоляционного покрытия и средств ЭХЗ
4.2.1 Факторы опасности коррозионного повреждения трубопроводов
4.2.2 Пример расчета комплексного показателя коррозионной активности
4.3 Учет колебаний температуры на газопроводах больших диаметров
4.4 Суммарный интегральный показатель
4.4.1 Пример расчета суммарного интегрального показателя
4.5 Эффективность разработки
Выводы к главе
Основные выводы и рекомендации
Литература
Приложения

ВВЕДЕНИЕ
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

- останавливаться в своем развитии.
Рассмотрим кинетическую кривую, представленную в координатах глубины коррозионных дефектов - время (рисунок 1.8).
Участок кривой 0-1 позволяет установить, что разрушение данного металла в агрессивной среде (электролите) за период ti практически не наблюдается. Участок кривой 1-2 показывает, что интенсивное разрушение металла начинается в интервале At = t2 - ti- Другими словами, происходит наиболее интенсивный переходный процесс коррозии металла, характеризуемый предельно возможной (для данного частного случая) потерей металла, а также максимальными скоростями и ускорениями электролиза.
Точка 2, обладающая особыми свойствами, по существу является точкой перегиба кинетической кривой коррозии. В точке 2 скорость коррозии стабилизируется, производная скорости коррозии становится равной нулю V2=d6k2/dt=0, т.к. теоретически глубина коррозионной каверны в этой точке является постоянной величиной 6k2= const. Участок кривой 2-3 позволяет сделать вывод, что за время At = tj - переходный процесс коррозии начинает затухать. В интервале 3-4 процесс затухания продолжается, за кривой 4 коррозия останавливается в своем развитии, пока новый импульс не запустит этот механизм.
Проведенный анализ показывает, что при естественном протекании процесса электрохимической коррозии происходит пассивация металла, что практически останавливает коррозионное разрушение металла.
На участках магистрального газопровода, подверженных коррозионному разрушению, в результате импульсного температурного воздействия (при изменении температуры газа) происходит чередование процессов пассивации и активации коррозионных процессов.
Именно поэтому не одна из рассмотренных моделей не может быть использована для прогнозирования скорости коррозии на магистральных газопроводах.
В случае дефицита информации, что обычно и составляет основную проблему при попытке прогнозировать развитие коррозионных процессов, можно