A avaliação do estado de corrosão da tubulação, localizada no campo elétrico da linha de transmissão de energia, é realizada de acordo com a diferença de potencial entre a tubulação e o solo e a magnitude da corrente na tubulação.
Diagrama de bloco avaliação integrada condição técnica LCH MG. A avaliação do estado de corrosão do PM LP no futuro deve se tornar parte integral uma avaliação abrangente da condição técnica do LCH MG.
Esquema de surgimento e distribuição de andarilhos. Ao avaliar o estado de corrosão de um gasoduto, é importante conhecer os valores médio e máximo da diferença de potencial.
Os instrumentos de avaliação da corrosão devem incluir sensores, um sistema de registro e fontes de energia apropriadas. Ao usar métodos magnéticos e eletromagnéticos, é possível usar vários sistemas de magnetização. O problema da digitalização está resolvido ou não um grande número sensores movendo-se dentro do tubo ao longo de uma linha helicoidal, ou um grande número de sensores movendo-se translacionalmente junto com o sistema de magnetização e localizados ao longo do perímetro do dispositivo. Nesse caso, é mais conveniente usar um arranjo de sensor escalonado de dois anéis para eliminar possíveis defeitos no tubo. Os instrumentos Linealog fabricados nos EUA consistem em três seções conectadas por dobradiças. Na primeira seção estão as fontes de energia e os colares de vedação, na segunda - um eletroímã com sistema de cassetes para sensores, na terceira - componentes eletrônicos e um dispositivo de gravação, São utilizados para inspeções de dutos.
A furação para avaliação do estado de corrosão da tubulação deve ser realizada com abertura total da tubulação e possibilidade de inspeção de sua geratriz inferior. O comprimento da parte exposta do tubo deve ser de pelo menos três de seus diâmetros.
Uma forma eficaz de avaliar o estado de corrosão do equipamento (nas etapas de projeto, operação, reforma) é o monitoramento da corrosão - um sistema de observação e previsão do estado de corrosão de um objeto, a fim de obter informações oportunas sobre suas possíveis falhas de corrosão.
Na tabela. 6 fornece uma avaliação do estado corrosivo real dos sistemas de água quente de canos pretos em várias cidades. Além disso, para comparação, são fornecidos os índices calculados de saturação de água a 60 C, dados sobre o teor de oxigênio dissolvido na água, dióxido de carbono livre e uma avaliação da atividade de corrosão.
Distribuição de áreas de velocidade de movimento do fluxo água-gás-óleo para dutos de vários diâmetros. As inspeções de corrosão de colunas de revestimento são realizadas para avaliar seu estado de corrosão (tanto em termos de profundidade quanto de área do campo), determinar os parâmetros de proteção eletroquímica, identificar as causas de vazamento de colunas de revestimento durante a operação e controlar a segurança.
Com base na análise dos dados acima na avaliação do estado de corrosão e confiabilidade do equipamento e TP OOGCF, os resultados da detecção de falhas externas e em linha, testes mecânicos de corrosão em escala real e de laboratório, estudos metalográficos de modelos e amostras , os resultados do diagnóstico técnico de estruturas, além de levar em consideração os documentos técnicos e regulamentares (NTD) atuais, foi desenvolvida uma técnica para diagnosticar equipamentos e equipamentos de processo para campos de petróleo e gás contendo sulfeto de hidrogênio.
Em nosso país e no exterior, estão sendo desenvolvidos métodos e instrumentos para avaliar o estado de corrosão de uma tubulação sem abri-la. Os métodos mais promissores são baseados na passagem de um dispositivo especialmente equipado pela tubulação, que fixa os centros de danos por corrosão na parede do tubo por dentro e por fora. A literatura fornece dados sobre métodos de monitoramento da condição de dutos. A atenção principal é dada aos métodos magnéticos e eletromagnéticos, enquanto a preferência é dada aos últimos. Métodos ultrassônicos e radiográficos também são brevemente descritos aqui.
Modelos que não são descritos por nenhuma equação matemática e são apresentados como um conjunto de coeficientes tabulares ou nomogramas recomendados para avaliar o estado de corrosão de metais.

Para avaliar o estado do revestimento da tubulação durante a operação, é aconselhável usar a resistência de contato encanamento isolado, parâmetros que caracterizam a permeabilidade do material de revestimento e a quantidade de antioxidante (para composições estabilizadas) remanescente no revestimento. Para avaliar o estado de corrosão da parede do tubo, deve-se usar dados de medições de perdas por corrosão do metal sob o revestimento ou em locais de seu defeito, bem como o tamanho e a posição relativa das lesões de corrosão na parede do tubo. Para a segunda - corrosão local (cavidades, pittings, manchas), única (com distância entre as bordas mais próximas das lesões adjacentes de mais de 15 cm), grupo (com distância entre as bordas mais próximas das lesões adjacentes de 15 a 0,5 cm ) e lesões estendidas (com uma distância entre as bordas mais próximas das lesões vizinhas menores que 0,5 cm). Lesões únicas de corrosão não levam a falhas em tubulações.
Para avaliar o estado do revestimento isolante na tubulação durante a operação, é necessário usar os valores da resistência de transição da tubulação, parâmetros que caracterizam a permeabilidade do material de revestimento e a quantidade de antioxidante (para composições estabilizadas) permanecendo no isolamento. Para avaliar o estado de corrosão da parede do tubo, é necessário usar dados de medições de perdas por corrosão de metal sob o revestimento ou em locais de seu defeito, bem como o tamanho e as posições relativas das lesões de corrosão na parede do tubo.
Ao avaliar o estado de corrosão da tubulação, são determinados os tipos de corrosão, o grau de dano por corrosão na parede externa dos tubos com uma característica generalizada das seções, as taxas de corrosão máxima e média são estimadas e o estado de corrosão de a seção está prevista para 3-5 anos.
Na tabela. 9.12 fornece uma avaliação do estado de corrosão da tubulação com um conjunto completo de fatores de influência e as recomendações correspondentes.
na prática para quantificação A resistência à corrosão de metais pode usar qualquer propriedade ou característica do metal, que muda significativa e regularmente durante a corrosão. Assim, em sistemas de abastecimento de água, uma avaliação do estado de corrosão das tubulações pode ser dada pela alteração no tempo da resistência hidráulica do sistema ou de suas seções.
Para encontrar a possibilidade de reduzir as perdas de metal por corrosão e reduzir as perdas diretas e indiretas significativas por corrosão, é necessário avaliar o estado corrosivo de aparelhos e comunicações de sistemas químico-tecnológicos. Nesse caso, é necessário realizar tanto uma avaliação do estado de corrosão do sistema químico-tecnológico quanto uma previsão do possível desenvolvimento de corrosão e o efeito desse processo no desempenho de aparelhos e comunicações de sistemas químico-tecnológicos .
O procedimento de medição é dado na seção II. O volume e o complexo de medições necessárias para avaliar o estado de corrosão de uma estrutura são fornecidos por instruções departamentais aprovadas na forma prescrita.
A complexidade e originalidade do processo corrosivo de estruturas subterrâneas metálicas e de betão armado devem-se às condições especiais do meio subterrâneo, onde interagem a atmosfera, a biosfera e a hidrosfera. Nesse sentido, é dada especial atenção ao desenvolvimento e criação de equipamentos e sistemas para avaliação do estado de corrosão de objetos localizados no subsolo. Tal avaliação pode ser realizada com base na medição do potencial médio temporal de uma estrutura metálica em relação ao solo. Para determinar o valor médio do potencial, foram desenvolvidos dispositivos - integradores de correntes parasitas. São fáceis de fazer e não requerem fontes especiais fonte de alimentação e operação confiável. A utilização destes dispositivos fornece informações sobre a natureza da distribuição espacial do ânodo, cátodo e zonas alternadas para a escolha do local de conexão dos meios de proteção eletroquímica e contabilização integral de sua eficiência de operação. Essas informações podem ser usadas tanto no processo de projeto, construção e instalação de novos equipamentos quanto durante a operação. Torna-se possível implementar medidas planejadas para garantir a alta confiabilidade das estruturas metálicas e de concreto armado em operação a longo prazo.
A avaliação do risco de corrosão de tubulações subterrâneas de aço causada pela influência de veículos eletrificados operando em corrente alternada deve ser feita com base nos resultados das medições da diferença de potencial entre a tubulação e o ambiente. O procedimento de medição é dado na seção II. O volume e o complexo de medições necessárias para avaliar o estado de corrosão da tubulação são determinados por instruções departamentais aprovadas da maneira prescrita.
O controle do modo é realizado com base nos resultados das análises de amostras de água e vapor, leituras de pH da alimentação e da água da caldeira, determinações periódicas da composição quantitativa e qualitativa dos depósitos, bem como uma avaliação do estado do metal da caldeira em termos de corrosão. O pessoal operacional controla especialmente dois indicadores principais do regime: a dose de Compleson (pela diminuição do nível no tanque de medição da solução de trabalho 7, recalculada para consumo água de alimentação) e pH da água da caldeira do compartimento limpo. Corte de amostras representativas de tubos da superfície de aquecimento, análise qualitativa e quantitativa de depósitos, avaliação do estado de corrosão do metal em comparação com seu estado inicial nos primeiros 1 a 2 anos de elaboração do regime são realizados a cada 5 a 7 mil horas de operação.
Portanto, há casos em que, devido à determinação imprecisa da localização dos defeitos de corrosão na superfície e no interior da tubulação, devido ao resseguro, é permitida a substituição injustificada da tubulação em áreas significativas, o que leva a um grande gasto excessivo de recursos públicos. Portanto, é necessária uma avaliação confiável do estado de corrosão das tubulações e um reparo oportuno e correto com base nos dados obtidos. Para isso, em nosso país, foram desenvolvidos, projetados e testados detectores de falhas para avaliar o estado de corrosão de dutos sem abri-los da vala.

Fedotov S.D., Ulybin A.V., Shabrov N.N.

engenheiro S. D. Fedotov;
Candidato de Ciências Técnicas, Professor Associado A. V. Ulybin *;
Doutor em Física e Matemática, Professor N. N. Shabrov,
FGBOU VPO Universidade Politécnica do Estado de São Petersburgo

Palavras-chave: desgaste corrosivo; estruturas de aço; medição de espessura ultrassônica; inspeção de estruturas de edifícios

É sabido que as perdas por corrosão em estruturas metálicas trazem grandes prejuízos econômicos. A destruição por corrosão de elementos de estruturas metálicas e armaduras em betão armado é um dos principais fatores que conduzem a um estado inaceitável e emergencial das estruturas. A taxa de corrosão varia em uma ampla faixa de 0,05 a 1,6 mm por ano e depende da resistência à corrosão do metal, dos parâmetros do ambiente agressivo, da presença e condição do tratamento anticorrosivo, soluções de projeto e outros fatores.

A determinação do desgaste real por corrosão das estruturas de aço operadas é necessária tanto para controlar sua condição técnica e restauração oportuna quanto para prevenir acidentes (falhas e colapsos).

Em padrões de pesquisa modernos, literatura técnica e papéis científicos a questão da definição correta de desgaste corrosivo não é totalmente divulgada. Pelas instruções disponíveis, nem sempre fica claro o que e como medir as perdas, quais seções escolher e como prepará-las. Não há opinião inequívoca sobre como exibir o resultado da medição. Assim, é necessário generalizar os dados disponíveis na literatura e desenvolver uma técnica de controle levando em consideração a instrumentação moderna.

O controle das perdas por corrosão na prática se resume a duas tarefas principais:

1) determinação da seção residual real do elemento metálico;

2) comparação da espessura real com a original (ou medida na etapa anterior do levantamento).

Parece que ambas as tarefas são bastante fáceis de resolver. Porém, na prática, surgem problemas tanto na medição da espessura da estrutura danificada quanto na comparação com a original. Também nem sempre é óbvio como exibir o resultado do estudo da maneira mais conveniente e informativa. Este artigo é dedicado à solução desses problemas, apresentados esquematicamente na Fig. 1.

Figura 1. Métodos para determinar perdas por corrosão

O artigo considera os principais métodos de controle implementados na presença de corrosão contínua do metal. Questões de medição de corrosão local (pitting, pitting, intergranular, etc.) não são consideradas neste material.

Medição de espessura residual por método mecânico

Antes de considerar a questão da medição de espessura, deve-se notar que as medições de estruturas metálicas requerem precisão de medição máxima em comparação com estruturas feitas de outros materiais. De acordo com os documentos regulatórios e metodológicos e a literatura técnica, a precisão da medição deve ser de pelo menos 0,05-0,1 mm.

O método mais simples e menos intensivo em equipamentos é determinar a espessura real das estruturas de aço usando vários instrumentos de medição mecânica. Para atingir esses objetivos com a precisão necessária, recomenda-se a utilização de paquímetros, micrômetros e medidores mecânicos de espessura, além de pinças medidoras.

Na prática, a utilização da mais acessível destas ferramentas, nomeadamente paquímetros, nem sempre é cómoda e por vezes impossível. Isso é explicado pelo fato de que a medição com um paquímetro só pode ser realizada em seções abertas dos perfis (penas de cantos, prateleiras de vigas I e canais, etc.) (Fig. 2). Especialmente, muitas vezes há a necessidade de medir a espessura residual de um elemento de seção mais fina, que é a parede em calhas e vigas I. Na maioria dos casos, a extremidade livre do perfil (nas áreas de apoio) não é acessível e, portanto, a medição não pode ser realizada. A segunda limitação significativa é o comprimento das garras do calibrador. Nesse caso, é possível medir a espessura do metal apenas em áreas localizadas ao longo da borda do perfil investigado dentro da tira, igual ao comprimento esponjas.

Figura 2. Medição da espessura residual com paquímetro

Figura 3. Medição da espessura residual do BHI com pinça

Figura 4. Micrômetro - medidor de espessura

Meios de medição mais convenientes são medidores de espessura com um suporte. Com eles, é possível medir a espessura em áreas localizadas distantes das bordas do elemento em estudo. Com danos de corrosão irregulares, esta vantagem será decisiva em comparação com um paquímetro. Além disso, ao usar um medidor de espessura com uma messura (Fig. 3), a precisão da medição pode ser aumentada em comparação com um paquímetro mecânico de até 0,01 mm ou mais. Por outro lado, o uso de medidores de espessura mecânicos na forma de braçadeiras é acompanhado pelas mesmas limitações dos paquímetros.

É óbvio que o uso dos instrumentos de medição mecânicos acima é impossível nos elementos de um perfil fechado - tubos, que são usados ​​\u200b\u200btodos os anos em volumes crescentes. A única maneira possível de medir mecanicamente a espessura de um perfil fechado é fazer um furo e medir com um micrômetro especializado (Fig. 4). Ao mesmo tempo, a precisão da medição e o desempenho do controle são drasticamente reduzidos.

Medição da espessura residual física

Para determinar a espessura, continuidade e outros parâmetros de produtos e revestimentos feitos de vários materiais, uma ampla gama de métodos físicos de testes não destrutivos (NDT) é usada. Entre eles, podem ser observados métodos magnéticos, de correntes parasitas, de ondas de rádio, etc.

Um dos métodos físicos usados ​​com mais sucesso para controlar a espessura e outros parâmetros de estruturas de aço é o método ultrassônico. Isso foi confirmado pelo amplo estudo e uso de dispositivos ultrassônicos (medidores de espessura e detectores de falhas) na prática doméstica e estrangeira. Este método é baseado na capacidade das ondas ultrassônicas de serem refletidas na interface entre os meios. Deve-se notar que, para os fins descritos no trabalho atual, o método do eco ultrassônico é o único aplicável entre os métodos físicos de END .

As principais vantagens de usar dispositivos modernos que implementam o método ultrassônico de medição de espessura:

Possibilidade de controle no acesso unilateral;

Trabalhe em áreas distantes da borda da estrutura (sem bordas abertas);

Alta performance;

Precisão de medição suficiente;

Relativamente requisitos simples na preparação preliminar do local de medição.

Na Rússia, os medidores de espessura ultrassônicos de fabricantes nacionais e estrangeiros são amplamente utilizados (AKS LLC, Tekhnotest LLC, Konstanta CJSC, Olympus, etc.). Os mais convenientes para o trabalho de campo são os dispositivos - monoblocos (Fig. 5).

Figura 5. Medição de espessura com um instrumento ultrassônico

Claro, eles também têm desvantagens, incluindo uma faixa limitada de espessuras medidas, menor capacidade da bateria e outros.

O uso da maioria dos medidores de espessura ultrassônicos requer a preparação da superfície do aço por retificação ou (preferencialmente) retificação da área de medição. Por um lado, esta circunstância reduz o desempenho do controle e, na ausência de uma fonte de alimentação - muito significativamente. Por outro lado, a preparação do local de medição também é necessária para garantir a precisão normal do controle por medidores de espessura mecânicos. Além disso, a disponibilidade de ferramentas portáteis de usinagem de superfícies metálicas sem fio hoje em dia praticamente elimina esse problema.

Diante do exposto, podemos concluir que a vantagem dos dispositivos ultrassônicos sobre os medidores de espessura mecânicos é óbvia.

Determinação da espessura inicial da seção

Para entender o que é a perda de metal, é necessário conhecer sua espessura inicial. A maneira mais simples e confiável é medir a espessura do elemento em estudo em uma seção intacta. No caso de acesso ilimitado (no espaço) e prolongado de um meio agressivo a elementos abertos, toda a área do elemento geralmente apresenta danos por corrosão. Neste caso, é impossível determinar a espessura inicial do elemento por medição direta.

Em tal situação, os parâmetros de seção dos elementos são determinados por Documentação do projeto, ou de acordo com a variedade de produtos de metal laminado. Esta abordagem tem baixa confiabilidade e é impossível em alguns casos (falta de documentação, uso de perfis soldados não padronizados, etc.). Se a documentação do projeto estiver disponível para análise, a probabilidade de determinar os parâmetros desejados é maior. No entanto, não há garantia de que as estruturas erguidas cumpram integralmente a solução de projeto e nas realidades da construção doméstica - com documentação executiva.

Também nem sempre é possível identificar as espessuras dos elementos por sortimento, determinando as dimensões gerais da seção (altura e largura). Se as estruturas forem de canais e vigas I, para resolver o problema, é necessário ter sortimentos correspondentes ao período de fabricação dos perfis. No entanto, ao examinar as estruturas, nem sempre é possível determinar a correspondência dos perfis com um sortimento específico. Ao examinar tubos e ângulos, é impossível usar o sortimento para determinar a espessura inicial, pois as mesmas dimensões da seção transversal correspondem a uma grande variedade de espessuras. Por exemplo, um canto de prateleira igual nº 50 de acordo com GOST 8509-93 pode ter uma espessura inicial de 3,0 a 8,0 mm em incrementos de 1,0 mm.

Método Indireto para Controle de Perdas por Corrosão

Nas normas e na literatura técnica sobre a inspeção de edifícios, pode-se encontrar recomendações para usar um método indireto para uma avaliação aproximada da magnitude das perdas por corrosão. Sua essência reside na medição da espessura da camada de produtos de corrosão e na avaliação da quantidade de dano igual a 1/3 da espessura dos óxidos corrosivos.

A confiabilidade de tal abordagem, do nosso ponto de vista, é altamente duvidosa pelas seguintes razões. A ideia provavelmente se baseia no fato de que os produtos de corrosão têm uma densidade significativamente menor que a do metal destruído. Pode-se supor que, para uma implementação confiável do método, a densidade dos óxidos corrosivos deve ser 3 vezes menor que a densidade do aço. No entanto, de acordo com os resultados das medições realizadas pelos autores em vários objetos, a proporção das densidades dos produtos de corrosão (sem levar em conta o volume poros abertos e camadas de ar) e o aço varia na faixa de 2,1...2,6 vezes (Tabela 1).

Tabela 1. Densidade de óxidos corrosivos

	Objeto de seleção	Elemento	termos de uso	Densidade de óxidos, t/m 3	Relação com a densidade do aço
	Vigas entre pisos de um edifício residencial	Prateleira de viga	Umidificação durante vazamentos
		teia de feixe
	Grelha de esgoto de laboratório	Canto da treliça	Umidificação Periódica
	cárter	Suporte de bandeja	Abaixo do nível do líquido
	instalações de tratamento de esgoto	canto do açude	hidratação permanente

Essas afirmações podem ser refutadas pelo fato de que é precisamente devido à presença de poros e lacunas de ar que a espessura dos produtos de corrosão é apenas três vezes maior que a camada de metal danificada. No entanto, esta é a segunda razão para a impossibilidade de implementar a abordagem indireta. A densidade da "embalagem" dos produtos de corrosão (a proporção de camadas de ar e poros com o volume de óxidos) depende de vários fatores. Estes incluem, em graus variados, o tipo de ambiente agressivo, a frequência de acesso do meio ao material, a presença de microorganismos que são os catalisadores do processo, entre outros. Em maior medida, desempenha um papel a solução construtiva, nomeadamente, a presença de outras estruturas adjacentes ao elemento corrosivo, que impeçam a livre acumulação de produtos de corrosão.

Os autores mais de uma vez tiveram que observar, ao examinar o mesmo tipo de elementos estruturais, produtos de corrosão com estrutura diferente. Por exemplo, em um dos edifícios construídos no final do século XIX, a densidade dos óxidos corrosivos fixados nas paredes das vigas do piso diferia significativamente. A razão para a alta densidade de óxidos foi o preenchimento entre vigas na forma de abóbadas de tijolos, o que impediu o acúmulo livre de camadas de corrosão. Em outro andar do mesmo prédio, as "tortas" de corrosão ao longo das paredes das vigas I tinham uma espessura total de 5,0-7,0 cm com uma espessura de perda de aço de 5,0-7,0 mm (Fig. 6). Nesse caso, o preenchimento entre as vigas foi feito em forma de rolo de madeira.

Figura 6. Óxidos de corrosão em camadas retirados de vigas de piso

Resumindo, deve-se notar que este método indireto pode ser implementado apenas no caso em que os produtos de corrosão se acumulam durante todo o período de corrosão e não são removidos do local de formação. Nas condições de elementos abertos (treliças metálicas, colunas, etc.), é impossível determinar de forma inequívoca a espessura total dos produtos de corrosão, que podem ser limpos durante a operação ou simplesmente cair da estrutura com seu próprio peso.

Apresentação dos resultados da medição

Outra questão não abordada na literatura é a questão de como representar as medidas de desgaste. As seguintes opções estão disponíveis: em unidades absolutas (mm, µm); como uma porcentagem da espessura de um elemento de seção individual (prateleiras, paredes); como uma porcentagem da área de toda a seção. Deve-se observar que o critério de emergência para desgaste corrosivo, disponível nos documentos, é expresso em porcentagem da área da seção transversal. Em regra, o desgaste, normalizado como emergencial, é de 25% da área.

Para realizar cálculos de verificação, não basta ter informações sobre a perda da área da seção transversal (ou sobre a área real da seção residual). Tal informação pode ser suficiente apenas para o cálculo dos elementos de tração. Para calcular os elementos comprimidos e dobrados, é necessário conhecer as dimensões reais de todos os elementos da seção (prateleiras, paredes, penas de canto, etc.). Portanto, a representação dos resultados da medição como uma porcentagem da área da seção transversal não é suficientemente informativa. Não é possível estabelecer o percentual de perda de área da seção transversal por medição direta, pois este parâmetro só pode ser determinado por recálculo. Essa afirmação é fundamentada da seguinte forma: no caso da mesma taxa de corrosão de todos os elementos da seção, a perda será a mesma em valor absoluto (mm), enquanto o desgaste percentual será igual apenas para elementos com a mesma espessura inicial . No entanto, são raros os casos de corrosão uniforme de todos os elementos da seção com a mesma taxa.

Freqüentemente, o erro dos pesquisadores se deve ao fato de as perdas serem medidas apenas em um dos elementos da seção, a partir do qual eles concluem sobre o desgaste corrosivo da seção como um todo. Essa abordagem é errônea, pois dependendo do arranjo espacial, tipo de seção, acesso a um ambiente agressivo e outros fatores, o desgaste de diferentes partes da seção será diferente. Um exemplo típico é a corrosão de vigas em I ao ar. Com acesso uniforme a um ambiente agressivo, maior desgaste será em cima da superficie partes da seção localizadas horizontalmente (por exemplo, prateleiras). Isso acontece devido ao acúmulo de umidade, poeira, produtos de corrosão sobre eles, acelerando o processo de destruição.

Sob certas condições, associadas, via de regra, ao acesso de um meio agressivo, a profundidade das perdas por corrosão varia muito mesmo dentro dos limites de um elemento de seção. Como exemplo, na fig. 7. mostra uma seção de uma viga I acima do piso do porão com perdas por corrosão. Como pode ser visto na figura, o dano máximo ocorre nas bordas da aba inferior e atinge 100% da espessura. Nesse caso, conforme você se aproxima da parede, o percentual de desgaste diminui. Aceitar, por medição nas bordas, que a prateleira, e ainda mais toda a seção, esteja completamente perdida, seria fundamentalmente errado.

Figura 7. Dano de corrosão irregular no flange inferior da viga em I acima do piso do porão

Com base no exposto, para a implementação qualitativa da pesquisa e a apresentação de seus resultados, é necessário:

Medir a espessura residual em todos os elementos da seção que apresentam sinais de danos;

No caso de dano de corrosão irregular dentro de uma parte da seção, determine as espessuras mínima e máxima, bem como identifique as zonas de perdas máximas (construa um perfil específico da seção residual);

Ao determinar a perda da área da seção transversal, calcule-a de acordo com os dados de medição da espessura de cada um dos elementos da seção.

Exemplo prático

Para ilustrar o exposto, apresentamos os resultados de uma pesquisa cuja tarefa foi determinar o percentual de desgaste corrosivo das treliças de revestimento.

As treliças metálicas examinadas (Fig. 8) estão localizadas no prédio de produção de uma olaria e cobrem um vão de 36 m. A correia superior nos painéis finais é feita de uma viga I soldada com diferentes larguras das prateleiras. As conexões dos elementos são feitas por soldagem com reforços. De acordo com a documentação do projeto, os elementos da treliça são feitos de diferentes tipos de aço: elementos de treliça de VStZps 6 de acordo com GOST 380-71, elementos de correia de 14 G 2 de acordo com GOST 19281-73, reforços de VStZspb de acordo com GOST 380-71 .

Figura 8. Visão geral das fazendas pesquisadas

Figura 9. Seção transversal de um dos elementos da treliça

A limpeza da superfície no espaço entre os cantos é muito trabalhosa, e o uso de medidores de espessura mecânicos sem remover produtos de corrosão leva a um erro de medição significativo. Para resolver o problema, foi utilizado um medidor de espessura ultrassônico A 1207 com frequência de operação de 2,5 MHz. A gama de velocidades definidas varia de 1000 a 9000 m/s, o que permite que o instrumento seja calibrado para vários aços estruturais.

Figura 10. Danos por corrosão no elemento de treliça

Durante a vistoria, foi realizada uma inspeção visual dos elementos metálicos das treliças, como resultado da constatação da presença de desgaste generalizado das tintas protetoras e corrosão contínua dos elementos metálicos (Fig. 10). Medições de espessura residual foram realizadas nas áreas visualmente mais danificadas dos elementos de treliça.

Devido à operação de longo prazo sem reparos periódicos oportunos e restauração de revestimentos protetores, os elementos de treliça em toda a área sofreram danos por corrosão.

Assim, não foi possível determinar a espessura inicial da seção a partir da medição na área intacta. Com isso em mente, tentou-se comparar as dimensões reais das seções com a seção mais próxima (em termos de espessura do perfil) de acordo com o sortimento. As perdas por corrosão determinadas desta forma totalizaram 25-30%, o que, de acordo com os requisitos da norma, é um sinal de emergência.

Após a análise inicial (comparação com o sortimento), o cliente encontrou e forneceu a documentação do projeto. Como resultado da análise do projeto, verificou-se que alguns dos elementos treliçados eram constituídos por perfis de secção maior (em espessura e dimensões) do que o indicado no projeto. Tendo em conta a utilização inicial de perfis de maior secção transversal e o seu desgaste corrosivo, verificou-se que as espessuras reais destes elementos excedem as de projeto. Assim, a capacidade de carga fornecida pelo projeto para esses elementos é garantida. As perdas por corrosão daquela parte dos elementos, cuja seção transversal corresponde aos dados de projeto, não foram tão significativas (não mais que 10%).

Assim, ao determinar o desgaste corrosivo com base na comparação com a documentação do projeto, verificou-se que seu valor não excede 10% da área da seção transversal de alguns elementos. Na ausência de documentação de projeto e uso como seções iniciais de acordo com o sortimento, a condição técnica das estruturas pode ser erroneamente reconhecida como emergência.

Conclusão

As seguintes conclusões podem ser tiradas do material apresentado.

1. É demonstrado que o método mais conveniente e produtivo, e às vezes o único possível, para determinar a espessura residual de estruturas de aço é o método de eco ultrassônico. O uso de medidores de espessura mecânicos pode ser recomendado apenas na ausência ou impossibilidade de usar medidores de espessura ultrassônicos (por exemplo, em baixas temperaturas do ar).

2. É fundamentado que não é aplicável um método indirecto de determinação das perdas por corrosão baseado na medição da espessura dos produtos de corrosão devido à falta de fiabilidade dos resultados obtidos.

3. A representação das perdas por corrosão do metal em termos percentuais fornece uma avaliação qualitativa do estado da estrutura e também permite avaliar a taxa de corrosão.

4. O estado das estruturas na maioria dos casos deve ser determinado cálculo de verificação. Para isso, é necessário ter informações sobre as características geométricas residuais da seção danificada.

5. Foi desenvolvido um algoritmo para determinar o desgaste corrosivo, que é recomendado para ser usado na prática de exame de objetos (Fig. 11).

6. Atualização de partição necessária documentos normativos, regulamentando a avaliação instrumental do desgaste corrosivo e classificando o estado técnico das estruturas metálicas, tendo em conta a metodologia proposta.

Figura 11. Algoritmo para avaliação do desgaste corrosivo (* para corrosão contínua de metal)

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CORPORAÇÃO PÚBLICA
SOCIEDADE ANÔNIMA
TRANSPORTE DE PETRÓLEO "TRANSNEFT"
OJSC AK TRANSNEFT

TECNOLÓGICA
REGULAMENTOS

REGRAS DE PESQUISA
CONDIÇÃO CORROSIVA
PRINCIPAIS OLEODUTOS

Moscou 2003

Os regulamentos desenvolvidos e aprovados pela OAO AK Transneft estabelecem requisitos obrigatórios em todo o setor para a organização e execução de trabalhos na área de transporte de oleodutos tronco, bem como requisitos obrigatórios para formalizar os resultados desses trabalhos.

Os regulamentos (padrões corporativos) são desenvolvidos no sistema da OAO AK Transneft para garantir a confiabilidade, segurança industrial e ambiental dos oleodutos, regular e estabelecer uniformidade de interação entre as divisões da empresa e a OAO MN ao realizar trabalhos nas principais atividades de produção, tanto entre si e com empreiteiros, órgãos de fiscalização estaduais, bem como unificação da aplicação e cumprimento obrigatório dos requisitos das normas, normas e demais documentos normativos federais e setoriais pertinentes.

REGRAS DE PESQUISA
CONDIÇÃO CORROSIVA
PRINCIPAIS OLEODUTOS

1. ESCOPO DAS REGRAS

1.1. As regras de inspeção se aplicam a dutos subterrâneos de petróleo que possuam um sistema ativo de proteção contra corrosão e um tipo adequado de revestimento isolante.

1.2. Ao desenvolver as regras, foram utilizados documentos normativos:

Estruturas de aço principal. Requerimentos geraisà proteção contra corrosão.

Principais dutos de aço. Requisitos gerais para proteção contra corrosão.

RD 153-39.4-039-99 "Normas de projeto para ECP de oleodutos principais e locais de oleodutos principais".

2. OBJETIVOS DA PESQUISA

Os principais objetivos do inquérito são:

2.1. Avaliação do estado de corrosão de oleodutos.

2.2. Avaliação do estado de proteção anticorrosiva.

2.3. Detecção oportuna e eliminação de danos por corrosão.

2.4. Desenvolvimento e implementação de medidas para melhorar a eficiência da proteção, otimizar a operação das instalações de ECP.

3. ORGANIZAÇÃO DO TRABALHO DE INSPEÇÃO ANTI-CORROSÃO

3.1. Uma pesquisa anticorrosiva abrangente deve ser realizada pelos laboratórios de produção ECP na OAO MN ou organizações especializadas que têm permissão (licença) de Gosgortekhnadzor para realizar essas obras.

3.2. O exame deve ser realizado:

Até 6 meses após o comissionamento do sistema de proteção eletroquímica para oleodutos recém-construídos com a emissão obrigatória de um certificado de conformidade com a qualidade da proteção anticorrosiva aos padrões estaduais;

Pelo menos 1 vez em 5 anos para oleodutos colocados em áreas com alto risco de corrosão de acordo com;

Pelo menos uma vez a cada 10 anos em outras áreas.

Inspeção não programada após a detecção durante a operação influência nociva de sistemas ECP de utilitários subterrâneos recém-construídos próximos e cruzados e de ferrovias eletrificadas.

3.3. De acordo com a periodicidade das vistorias de acordo com o parágrafo OAO MN, deverá ser desenvolvido um programa de vistorias anticorrosivas para os próximos 10 anos.

3.4. Anualmente, antes de 1º de janeiro do ano seguinte, o Programa deve ser ajustado levando em consideração os trabalhos de levantamento realizados no ano corrente.

3.5. O levantamento deve ser feito com laboratórios de campo da ECP e modernos equipamentos de medição, nacionais e importados.

3.6. A metodologia de pesquisa deve estar em conformidade com o RD "Instruções para uma pesquisa abrangente do estado de corrosão de oleodutos principais".

3.7. Os contratos de pesquisa com terceiros devem ser concluídos antes de 1º de abril do ano em curso.

3.8. O apêndice obrigatório do contrato é o "Programa de Inspeção de Corrosão do Oleoduto", elaborado com base nas "Instruções para uma Inspeção Abrangente de Corrosãoestado on-line de MN”, levando em consideração as características do estado de corrosão e os fatores de corrosão da área pesquisada.

3.9. O prazo para a emissão dos resultados da pesquisa de corrosão por uma organização terceirizada deve ser até 1º de abril do ano seguinte. Um relatório de informações com os resultados preliminares mais importantes deve ser emitido antes de 1º de novembro do ano atual para a inclusão oportuna no plano do próximo ano das atividades que requerem despesas de capital.

4. COMPOSIÇÃO DE UMA PESQUISA ABRANGENTE

4.1. A análise do risco de corrosão ao longo da rota dos oleodutos é realizada com base em dados sobre o risco de corrosão dos solos, incluindo dados microbiológicos, a presença e a natureza das correntes parasitas e a presença de áreas que estiveram desprotegidas por muito tempo tempo.

4.2. Coleta e análise de dados estatísticos sobre as condições operacionais da proteção anticorrosiva do trecho pesquisado do oleoduto para todo o período anterior à pesquisa abrangente: características tecnológicas das instalações ECP, informações sobre a operação das instalações de proteção eletroquímica no período anterior de funcionamento, informação sobre o estado do isolamento.

4.3. Realização de um complexo de trabalhos eletrométricos:

Na localização de defeitos e na avaliação da resistência de transição do revestimento isolante pelo método do gradiente de potencial, método do eletrodo remoto e outros métodos;

Medindo o potencial de proteção ao longo do comprimento e nas zonas de correntes parasitas - ao longo do comprimento e do tempo;

Medindo as características de corrosão do solo - a resistência específica do solo, as características de polarização do solo.

4.4. Determinação de locais perigosos para corrosão com base no processamento e análise de dados de pesquisa.

4.5. Abertura de oleoduto em locais corrosivos em processo de inspeção com elaboração de laudos de perfuração, eliminação de defeitos de isolamento e danos por corrosão pelos serviços operacionais.

4.6. Solução de problemas computacionais e analíticos para garantir a segurança anticorrosiva do oleoduto:

4.6.1. Avaliação de isolamento, incluindo:

Previsão de mudanças em suas propriedades físicas e químicas ao longo do tempo;

Estimativa da vida residual da isolação;

Determinação do período óptimo e sequência de reparações ao isolamento de troços.

4.6.2. Determinação da condição técnica das instalações da ECP:

Conformidade dos parâmetros de instalação com os documentos regulamentares;

Estado técnico dos elementos das instalações ECP;

Previsão de mudanças nos parâmetros das instalações de ECP ao longo do tempo;

Desenvolvimento de medidas para otimizar a obra e o timing da reparação das instalações da ECP.

4.6.3. Avaliação do estado de corrosão do oleoduto.

4.7. Elaboração de relatório de vistoria com emissão de recomendações para melhoria da proteção integrada de oleodutos.

4.8. Se necessário, desenvolvimento de um projeto de reparação e reconstrução das instalações da ECP com base nas recomendações da vistoria.

4.9. Os resultados da pesquisa devem ser apresentados em papel e mídia magnética.

4.10. Após receber o relatório, o serviço de ECP da OJSC MN deve utilizar os resultados da vistoria para reabastecer o banco de dados operacional e arquivístico sobre o estado da proteção anticorrosiva.

5. DISPOSIÇÕES PRINCIPAIS DA METODOLOGIA DA PESQUISA

5.1. Análise do risco de corrosão ao longo da rota do oleoduto

5.1.2. A avaliação do perigo de corrosão ao longo do traçado do oleoduto é realizada de forma a identificar as áreas que requerem um levantamento prioritário com uma lista alargada de trabalhos eletrométricos.

5.1.3. A avaliação do risco de corrosão não é realizada no caso em que as áreas corrosivas são estabelecidas anteriormente.

5.1.4. A medição da resistividade elétrica do solo é realizada de acordo com o circuito Wenner de quatro eletrodos.

5.1.5. O risco de corrosão por corrosão biológica é determinado usando análise microbiológica de solos de acordo com os métodos existentes.

5.1.6. O risco de corrosão por correntes parasitas é calculado pelas fórmulas, levando em consideração a distância entre a ferrovia eletrificada e oleoduto, a distância entre as subestações de tração e o tipo de corrente ferroviária (DC, AC).

5.1.7. O risco geral de corrosão é calculado levando em consideração os valores especificados nos parágrafos. - . De acordo com os resultados da avaliação do risco de corrosão, são determinados a sequência e o escopo da inspeção de seções de oleodutos.

5.2. Análise dos dados sobre as condições de operação da proteção anticorrosiva do período anterior.

5.2.1. Objetivo da análise:

Identificação dos troços do oleoduto perigosos em termos de corrosão;

Avaliação integral da resistência de isolamento por seções para todo o período de operação.

5.2.2. Para análise, é necessário resumir os dados:

De acordo com os resultados da inspeção do oleoduto nos poços de acordo com os relatórios de pitting apresentados;

Na detecção de falhas em linha;

Sobre falhas de corrosão de oleodutos;

Com base em medições anteriores do potencial de proteção e modos de operação das instalações ECP.

5.2.3. Áreas que apresentaram danos por corrosão são objeto de estudo detalhado. Todos os danos causados ​​por corrosão devem ser comparados com a avaliação de risco de corrosão determinada no primeiro estágio da pesquisa.

5.2.4. Uma avaliação retrospectiva do estado do isolamento é realizada de acordo com a resistência de isolamento calculada a partir dos dados operacionais das unidades ECP e a distribuição da diferença de potencial ao longo da tubulação.

5.3. Execução de trabalhos eletrométricos

5.3.1. A busca de locais defeituosos no isolamento é realizada por um dos seguintes métodos:

Eletrodo remoto;

Gradiente de tensão DC;

gradiente longitudinal;

gradiente transversal.

5.3.2. A medição do potencial de proteção ao longo do comprimento é determinada pelo potencial de polarização.

5.3.3. O potencial de polarização é medido por métodos de acordo com e NTD.

5.3.4. As medições de potencial de proteção contínua podem ser feitas da seguinte forma:

Método de eletrodo remoto;

Pelo método de medições intensivas com o uso de desligar as instalações ECP.

5.3.5. Com base nas medições, é elaborado um gráfico da distribuição do potencial de proteção ao longo da tubulação.

5.4. Solução de problemas de cálculo para garantir a segurança contra corrosão

5.4.1. Ao avaliar o estado atual do isolamento e prever mudanças em seus parâmetros, as seguintes tarefas são resolvidas:

Dar uma avaliação integral da resistência à sua corrente contínua;

Determinar as propriedades físico-químicas do isolamento;

Calcular o recurso residual de isolamento;

Determine o período ideal de re-isolamento do oleoduto.

5.4.2. Determinar os parâmetros das instalações de ECP e prever mudanças em seus parâmetros ao longo do tempo.

Os cálculos são feitos com base nos dados iniciais:

Parâmetros elétricos das instalações de catodo e banda de rodagem;

Características do passaporte das instalações do ECP;

Parâmetros estruturais e elétricos de aterramento anódico;

Dados de controle periódico de instalações ECP.

5.4.3. A avaliação da vida residual dos elementos das instalações ECP é realizada:

Para instalações de proteção catódica:

Aterramento anódico;

conversor de cátodo;

linha de drenagem;

Terra protetora.

Para instalações de proteção de drenagem:

drenagem;

linha de drenagem;

Para instalações de piso - protetores.

5.4.4. Uma avaliação abrangente do estado do ECP de um oleoduto é realizada de acordo com os seguintes critérios:

Segurança geral;

Segurança do duto em comprimento;

Segurança do pipeline ao longo do tempo.

5.5. A avaliação do estado de corrosão do oleoduto é realizada a fim de identificar os trechos mais corrosivos dos oleodutos

5.5.1. A avaliação é feita resumindo todos os dados da pesquisa e dados sobre a presença de danos por corrosão. Os dados resumidos sobre o estado de corrosão são inseridos no formulário determinado pelo NTD para inspeção anticorrosiva.

5.5.2. O risco de corrosão é determinado pela soma de pontos que avaliam a influência de vários fatores de corrosão.

5.6.2. Com base na análise de dados sobre o estado do revestimento isolante e cálculos da vida residual do isolamento, devem ser alocadas áreas e prazos para reparo do isolamento.

5.6.3. Com base nos dados sobre a operação das instalações ECP e estudos de viabilidade sobre a vida residual e otimização, medidas devem ser determinadas para melhorar o sistema ECP para garantir a proteção necessária em comprimento e tempo.

O estado de corrosão das tubulações é um dos principais fatores que caracterizam o desempenho do LCH MG, a confiabilidade e a segurança de sua operação. A proteção das tubulações é determinada pela condição do revestimento isolante e dos sistemas ECP.

Para instalações de proteção eletroquímica (ECP) o controle da condição técnica do indivíduo é realizado por inspeções periódicas. Ao mesmo tempo, as leituras dos instrumentos de medição elétrica são verificadas com instrumentos de controle, os potenciais são medidos nos pontos de drenagem, a resistência elétrica do circuito CC é medida, a continuidade da operação da instalação de proteção catódica é avaliada usando um medidor especial ou elétrico medidor de energia, conexões de contato, aterramento anódico, unidades e unidades de instalações são monitoradas.

As inspeções são realizadas pelo menos: 4 vezes por mês para instalações de proteção de drenagem, 2 vezes por mês - para instalações de proteção catódica.

O monitoramento constante da operação das instalações de proteção catódica é fornecido por dispositivos telemétricos. Isto permite reduzir custos e tempo para desvios de instalações, reduzir o tempo de interrupções no seu funcionamento desde o momento em que é detetada uma avaria até à substituição ou reparação da instalação, aumenta a precisão da afinação e a estabilidade dos parâmetros das ferramentas ECP.

Ao verificar o estado da proteção eletroquímica da seção MG, é determinado o seguinte:

O nível de proteção catódica da tubulação;

O valor dos potenciais de polarização pelo método de desligamento da fonte de polarização (RMS) ou por métodos de extrapolação usando os mesmos sistemas de medição;

Correntes de polarização fluindo pela tubulação, de acordo com o método recomendado pelo GOST;

O valor da resistência elétrica específica do solo;

A composição das amostras do eletrólito da camada intermediária contida nos locais de inchaços, bolsas e outros defeitos no revestimento isolante.

Controle de segurança de dutos consiste em medições periódicas dos potenciais "estrutura-terra" ao longo da tubulação e comparação dos valores obtidos com o valor padrão, bem como na determinação do tempo total durante o qual a tubulação apresenta um valor de potencial de proteção em toda a sua extensão comprimento.

A medição de potenciais ao longo de todo o comprimento da tubulação é realizada por um eletrodo de referência externo com uma etapa de medição de 10 a 20 m pelo menos uma vez a cada cinco anos. Neste caso, a primeira medição deve ser feita após pelo menos 10 meses do reaterro da tubulação.

Medições de potenciais em colunas de medição de controle (CMC) e um eletrodo remoto em pontos da rota com valores mínimos de potencial são feitas pelo menos duas vezes por ano. Adicionalmente, as medições são realizadas durante os trabalhos relacionados com o desenvolvimento de sistemas ECP, alterações no modo de funcionamento das instalações de proteção catódica e durante os trabalhos relacionados com a eliminação de fontes de corrente parasita.

Com base nos resultados das medições de potencial, devem ser traçados gráficos e determinada a segurança ao longo do comprimento e, com base nos dados de telemonitorização do funcionamento das instalações de proteção catódica ou das suas inspeções técnicas, a segurança dos dutos ao longo do tempo.

Monitoramento da condição técnica de revestimentos isolantes durante a construção executados em canteiros de obras concluídos. O controle de continuidade é realizado pelo método de polarização catódica. Os dados sobre os resultados são inseridos na documentação executiva.

Controle de revestimentos isolantes durante a operação realizado no processo de um exame abrangente do MG. A comparação dos dados obtidos durante a inspeção do duto principal com os dados da documentação executada permite avaliar a mudança nas propriedades protetoras dos revestimentos ao longo do tempo e comprimento.

A determinação da condição do revestimento na área pesquisada é avaliada em duas etapas, tanto por métodos diretos quanto indiretos.

Baseado indiretamente na análise de dados sobre a mudança na densidade de corrente de proteção ao longo do tempo e comprimento, os resultados das medições do potencial "pipeline-ground" e levantamento eletrométrico de corrosão;

Método direto com perfuração seletiva.

Métodos indiretos para determinação do estado de isolamento e do sistema ECP envolvem medições integrais e locais.

Os métodos integrais determinam as características da seção pesquisada do gasoduto como um todo. Esses métodos permitem avaliar o estado do revestimento em todo o comprimento da seção e determinar os locais de delaminação e danos ao isolamento. Ao mesmo tempo, são identificadas zonas específicas separadas nas quais é necessário aplicar métodos locais para monitorar revestimentos e instalações ECP.

Os principais critérios para determinar a frequência do controle de isolamento sem abrir a vala são a densidade de corrente de proteção na tubulação e a resistência transitória "tubo-terra", que permitem uma avaliação integral da qualidade do revestimento isolante. Com base nesses dados, com a ajuda de buscadores, eles procuram locais de dano ao revestimento isolante e realizam corrosão seletiva.

Método direto ou perfuração seletiva envolve a abertura do gasoduto, limpeza de sua superfície do solo, inspeção visual do revestimento isolante e medição da resistência transitória, por exemplo, usando o método "toalha". Neste caso, é necessário medir a continuidade, adesão, espessura e resistência elétrica transiente do revestimento. A amostragem de isolamento e testes de laboratório de revestimentos são realizados a cada 3 anos de operação. Ao mesmo tempo, amostras de solo e eletrólito do solo são coletadas para controlar o sistema ECP.

Após o exame, o isolamento é aberto, principalmente em áreas com danos mecânicos e outros defeitos. Se corrosão e outros danos forem encontrados nos locais liberados, a área de inspeção é expandida para determinar os limites da seção danificada do tubo. A inspeção obrigatória inclui uma seção da junta soldada circunferencial.

O controle do estado dos revestimentos isolantes por corrosão seletiva é realizado após 3 anos a partir do início da operação dos revestimentos e quando valores críticos de ECP são atingidos e a resistência transiente local diminui para 10 ohm m - uma vez por ano.

Os métodos integral e local são eletrométricos. Eles usam dispositivos de corrente contínua e alternada e são divididos em contato e sem contato.

A avaliação do estado de corrosão é realizada por inspeção e medições instrumentais em poços de controle. As definições são feitas primeiro:

Em áreas com condição insatisfatória de revestimentos protetores;

Em áreas não providas de polarização catódica contínua do valor de proteção;

Nos trechos corrosivos da rota, que incluem trechos quentes com temperatura dos produtos transportados acima de 40°C, trechos de dutos operados ao sul do paralelo 50º de latitude norte, em solos salinos (pântanos salgados, solonetzes, solods, takyrs, sors, etc.), em solos irrigados;

Em áreas de correntes parasitas;

Em áreas onde os dutos saem do solo;

Nas interseções de dutos;

Nas encostas de ravinas, vigas e rios;

Em áreas de águas residuais industriais e domésticas;

Em áreas com irrigação periódica do solo.

Durante a inspeção visual e medição individual do estado de corrosão da tubulação no poço, é determinado o seguinte:

Presença e natureza dos produtos de corrosão;

Profundidade máxima cavidades;

Área de superfície afetada pela corrosão.

Goncharov, Alexander Alekseevich

Grau acadêmico:

doutorado

Local de defesa da dissertação:

Oremburgo

Código de especialidade VAK:

Especialidade:

Resistência química de materiais e proteção contra corrosão

Número de páginas:

Capítulo 1. Análise das condições de trabalho e condição técnica da TP e equipamentos da OOGCF.

1.1 Condições de funcionamento de estruturas metálicas.

1.2. Garantir as propriedades operacionais das instalações da OGCF.

1.3. Estado de corrosão dos equipamentos TP e OGCF.

1.3.1. Corrosão de tubos e TP.

1.3.2 Corrosão de comunicações e equipamentos do GTP.

1.3.3 Condição de corrosão do equipamento OGPP.

1.4. Métodos de determinação do recurso residual.

Capítulo 2. Análise das causas de danos em equipamentos e dutos da OOGCF.

2.1. Equipamentos de campo e dutos.

2.2. Tubulações de conexão.

2.3. Equipamentos e dutos da OGPP.

2.4. Gasodutos purificados.

Conclusões do capítulo 2.

Capítulo 3

3.1 Análise de falhas de equipamentos e TP.

3.2 Determinação das características de fiabilidade de estruturas metálicas.

3.3 Modelagem de danos de corrosão TS com base nos resultados de testes ultrassônicos em linha.

3.4 Previsão de defeitos de dutos.

Conclusões do capítulo 3.

Capítulo 4. Métodos de avaliação da vida residual dos equipamentos e TP.

4.1. Estimativa do recurso de estruturas alterando a resistência dos aços SR.

4.2. Características da avaliação do desempenho de estruturas com estratificação de hidrogênio.

4.3 Determinação da vida residual dos equipamentos e

TP com superfície danificada.

4.3.1 Parâmetros da distribuição de "profundidades de danos por corrosão.

4.3.2 Critérios para estados limites de estruturas com danos superficiais.

4.3.3. Previsão do recurso residual do TP.

4.4 Métodos de diagnóstico de equipamentos e tubulações.

Conclusões do capítulo 4.

Introdução à tese (parte do resumo) Sobre o tema "Condição de corrosão e durabilidade de equipamentos e dutos de campos de petróleo e gás contendo sulfeto de hidrogênio"

A presença de sulfeto de hidrogênio no petróleo e no gás exige o uso de certos tipos de aço e uma tecnologia especial de soldagem e instalação (SWR) no desenvolvimento desses campos, e a operação de equipamentos e dutos (TP) requer um conjunto de diagnósticos e medidas anticorrosivas. Além da corrosão geral e por pites de estruturas soldadas, o sulfeto de hidrogênio causa trincas de sulfeto de hidrogênio (SR) e estratificação de hidrogênio (VR) de equipamentos e tubulações.

A operação de estruturas metálicas de campos de petróleo e gás contendo sulfeto de hidrogênio está associada à implementação de controle multifacetado sobre o estado corrosivo de equipamentos e dutos, bem como a um grande número de reparos: emergências; conexão de novos poços e dutos aos já existentes; substituição de dispositivos, válvulas, seções defeituosas de tubulações, etc.

Oleodutos e equipamentos do campo condensado de óleo e gás de Orenburg (ONGCF) agora atingiram o recurso padrão de projeto. Devemos esperar uma diminuição na confiabilidade dessas estruturas metálicas durante a operação devido ao acúmulo de danos internos e externos. As questões de diagnosticar TP e equipamentos da OOGCF e avaliar o perigo potencial de danos por um determinado período de tempo não foram suficientemente estudadas.

Em relação ao exposto, são relevantes estudos relacionados à identificação das principais causas de danos em estruturas metálicas contendo campos de óleo e gás condensado contendo sulfeto de hidrogênio, desenvolvimento de métodos para diagnóstico de dutos e equipamentos e avaliação de sua vida residual.

O trabalho foi realizado de acordo com a direção prioritária do desenvolvimento da ciência e tecnologia (2728p-p8 de 21 de julho de 1996) "Tecnologia para garantir a segurança de produtos, produção e instalações" e o Decreto do Governo da Rússia datado 16 de novembro de 1996 N 1369 para execução em 1997-2000 a.a. diagnóstico em linha TP dentro dos territórios da região dos Urais e da região de Tyumen.

1. Análise das condições operacionais e condição técnica do TP e equipamentos da OGCF

Conclusão da dissertação sobre o tema "Resistência química de materiais e proteção contra corrosão", Goncharov, Alexander Alekseevich

Principais conclusões

1. São determinadas as principais causas de danos ao TP e equipamentos durante 20 anos de operação da OOGCF: tubulações e acoplamentos de tubulações estão sujeitos à corrosão por pite e SR, Árvores de Natal - SR; após 10 anos de operação, VRs aparecem em dispositivos CGTP; partes do aparelho falham devido à corrosão por picadas; juntas soldadas defeituosas de TP são submetidas a SR, VR ocorre no metal TP após 15 anos de operação; as válvulas de fechamento e controle perdem a estanqueidade devido à fragilização dos elementos de vedação; Dispositivos OGPP estão sujeitos a corrosão por pite, há falhas de dispositivo devido a VR e SR; o equipamento de troca de calor falha devido ao entupimento do espaço anular com depósitos de sal e por corrosão por pite do metal; as falhas da bomba são causadas pela destruição dos rolamentos e compressores alternativos- destruição de hastes e pinos de pistão; a maioria das falhas do gás tratado TP são devidas a defeitos nas juntas soldadas.

2. Foi criado um banco de dados automatizado contendo mais de 1.450 falhas de processos e equipamentos tecnológicos, o que permitiu identificar padrões na distribuição de falhas estruturais no tempo devido aos mesmos motivos: o número de falhas por corrosão por pite, mecânica danos, perda de aperto e VR aumentam com o aumento da vida útil; e o número de falhas por SR é máximo nos primeiros cinco anos de operação da OOGCF, depois diminui e fica praticamente no mesmo patamar.

3. Foi estabelecido que o tempo médio de operação sem falhas dos dispositivos CGTP e OGPP com falha excede em 1,3 a 1,4 vezes o tempo planejado do projeto, que é de 10 a 2 anos. Taxa média de falha de TP OOGCF

3 1 componente 1,3-10" ano" está dentro dos limites típicos para os valores do fluxo de falhas de gasodutos e dutos de condensado. Intensidade média

3 1 taxa de falha da tubulação é de 1,8-10" ano". A taxa média de falha dos dispositivos OGPP é de 5-10"4 anos"1, que está próxima deste indicador para usinas nucleares (4 T0"4 anos""). A taxa média de falha dos dispositivos CGTP

168 é igual a 13-10 "4 anos" 1 e é 2,6 vezes maior que esta característica para dispositivos OGPP, devido principalmente à substituição de dispositivos CGTU por pacotes de hidrogênio non-through.

4. A dependência do número de defeitos no modo de operação do HP foi estabelecida e um modelo de regressão para prever a formação de danos por corrosão na superfície interna do HP foi construído. A modelagem do estado de corrosão do TS com base nos resultados da detecção de falhas em linha permite determinar os modos de operação mais econômicos e seguros do TS.

5. Métodos de avaliação desenvolvidos:

Vida residual de equipamentos e processo tecnológico para alteração da resistência de metais ao cracking por sulfeto de hidrogênio;

A operacionalidade de estruturas em que se registam estratificações de hidrogénio, sujeitas à sua monitorização periódica;

Critérios para estados limites de estruturas de casca com danos por corrosão superficial e defeitos metalúrgicos internos;

Vida residual do equipamento e TS com danos por corrosão na superfície.

As técnicas permitiram comprovar a redução do número de dispositivos desmontados e reduzir em uma ordem de grandeza o número planejado de cortes de seções defeituosas do TC.

6. Foi desenvolvida uma técnica para diagnosticar equipamentos e tecnologia de processo, que determina a frequência, métodos e escopo de monitoramento da condição técnica do equipamento e tecnologia de processo, sinais de avaliação do tipo de defeitos e seu perigo potencial, condição para operação posterior ou reparação de estruturas. As principais disposições da metodologia foram incluídas no "Regulamento sobre o diagnóstico de equipamentos de processo e dutos P" Orenburggazprom", exposto a ambientes contendo sulfeto de hidrogênio", aprovado pela RAO "GAZPROM" e Gosgortekhnadzor da Rússia.

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