Контроль внешних коррозионных воздействий при оценке технического состояния газопроводов

Ключевые слова:

магистральный

газопровод,

оценка

технического

состояния,

внешнее

коррозионное

воздействие,

коррозионный

дефект.

Keywords:

trunk gas pipeline, evaluation of technical condition, external corrosion impact,

corrosion defect.

УДК 622.691.4:620.193

Д.Н. Запевалов

Контроль внешних коррозионных воздействий при оценке технического состояния газопроводов

Проблема обеспечения надежности магистральных трубопроводов, связанная с проявлением и ростом коррозионных повреждений, обусловливает необходимость получения точной информации о техническом состоянии объектов в части противокоррозионной защиты и последующего обоснованного выбора параметров систем защиты от коррозии [1].

К отличительным особенностям систем противокоррозионной защиты магистральных трубопроводов как объекта исследования относятся их протяженность, неоднородность параметров объектов защиты, влияние трудно учитываемых внешних факторов, сложное взаимодействие элементов комплекса оборудования друг с другом. Система «магистральный трубопровод - внешняя среда» является открытой и зависит от большого количества внешних факторов. Это объясняет сложность моделирования таких систем как единого взаимодействующего комплекса оборудования и защитных покрытий.

Одной из ключевых задач исследований систем защиты от коррозии является оценка развития коррозионных процессов во времени для последующих расчетов по моделям прочности, усталостной долговечности и механики разрушения [2].

При известных скоростях роста коррозионного дефекта в длину и глубину прогнозируемые значения его размеров рассчитываются исходя из значений длины L(t) и глубины d(t) в момент его обнаружения и прогнозируемого срока эксплуатации газопровода [2] по формулам

L(t) = L0 + ^(t - to), мм,

где L0 - длина коррозионного дефекта в момент его обнаружения, мм; VL - скорость роста коррозионного дефекта в длину, мм/год; t - прогнозируемый срок эксплуатации, лет; to - срок эксплуатации газопровода на момент обнаружения коррозионного дефекта, лет;

d(t) = d0 + V(t - t0), мм,

где d0 - глубина коррозионного дефекта в момент его обнаружения, мм; Vd - скорость роста коррозионного дефекта в глубину, мм/год.

Основанием для оценки скорости роста коррозионного дефекта могут являться модели, базирующиеся на расчете скорости коррозии (показателя скорости коррозии) по комплексу данных о состоянии защитного покрытия, параметрах электрохимической защиты и внешних электромагнитных воздействиях (блуждающие и индуцированные токи), характеристиках коррозионной опасности внешней среды, и прогнозные модели, построенные с учетом неполноты и недостаточности (отсутствия или высокой степени неопределенности) фактической информации о коррозионных процессах на участках газопроводов и, как следствие, требующие для получения оценок статистического анализа накопленной информации по фактической выявленной при диагностических обследованиях дефектности. Модели первого и второго типов могут обладать достаточной для анализа достоверностью, но при сравнении подходов на участках, полностью информационно обеспеченных, могут существенно различаться.

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

45

Предпочтительным является формирование и применение моделей первого типа, поскольку они позволяют реализовать как дискретное (периодическое), так и фактически непрерывное получение информации для определения технического состояния объекта исследования на заданный момент времени. Ограничителем применения этого варианта являются техническая и организационная возможности сбора и обработки большого объема данных.

На практике подлежат применению оба подхода, а соотношение в их использовании определяется ключевым фактором - наличием полноценной внутритрубной дефектоскопии (ВТД) для данного газопровода или только электрометрических обследований систем противокоррозионной защиты и основного металла в шурфах.

Оценка технического состояния объекта в целом (газопровода) с применением той или иной модели развития коррозионных процессов базируется на схеме «исправное/работо-способное - неисправное/работоспособное -неработоспособное - предельное» для элементарных участков (ЭУ) газопроводов [1, 2].

Под элементарным участком понимается минимальный базовый объект линейной части магистрального газопровода (ЛЧ МГ) - отдельная труба между двумя кольцевыми сварными стыками, кольцевой (монтажный) сварной шов (вперед по ходу газа). При необходимости минимальный объект может быть сужен до более локальной зоны (опасное сечение, дефектная область). Как правило, контроль коррозионных воздействий для конкретного ЭУ может быть обеспечен только с помощью периодической ВТД либо на основании специальных коррозионных исследований.

При невозможности контроля ЭУ оценка проводится для однородных участков (ОУ) газопроводов, представляющих собой совокупность последовательно соединенных минимальных базовых объектов, эксплуатирующихся или подвергающихся коррозионному воздействию в однородных условиях [1].

Для ОУ оценка технического состояния носит интегральный характер, учитывающий как предельные максимальные (минимальные) оценки для входящих в его состав ЭУ, так и разброс показателей по протяженности газопровода. При этом оценка возможного уровня предельных коррозионных воздействий и скорости

развития коррозионных дефектов может быть определена на основе контроля ограниченного рационального числа контрольных точек.

Развитие коррозионных дефектов существенно зависит от характера повреждения защитного покрытия и таких типов коррозионных процессов, как:

• коррозионные дефекты в сквозных повреждениях защитного изоляционного покрытия;

• коррозионные дефекты, развивающиеся под отслоившимся защитным покрытием.

Каждый из типов коррозионных процессов характеризуется набором влияющих факторов, которые должны быть приняты к учету при расчете изменения геометрических параметров дефектов.

Первая группа коррозионных процессов характеризуется возможностью установления взаимосвязи коррозионных дефектов и внешних воздействующих факторов при взаимодействии в открытом дефекте защитного покрытия металла газопровода и внешней среды и включает процессы:

• электрохимической коррозии в грунте (почвенная коррозия);

• коррозии под воздействием постоянных блуждающих токов;

• коррозии под воздействием переменных (в том числе индуцированных) токов.

При прогнозировании коррозии в сквозных дефектах защитного покрытия коррозионное состояние участка газопровода со сквозными повреждениями изоляции можно оценить по накопленной информации на основе распределения плотности повреждений защитного покрытия по результатам ВТД, электрометрических обследований, выборочного обследования в шурфах, расположения и размеров дефектов металла труб, корреляции указанных выборок. Поскольку стандартные виды электрометрических обследований и контроль параметров электрохимической защиты и коррозионного мониторинга являются обязательными при эксплуатации газопроводов, на основе уже существующего массива данных можно обеспечивать уточнение модели процесса и расчетных параметров.

ВТД позволяет обнаруживать сформировавшиеся коррозионные дефекты, определять их геометрические размеры, обеспечивая возможность прочностного расчета конкретных дефектов. Электрометрические обследования

№ 1 (17) / 2014

46

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

с поверхности земли позволяют дополнить результаты ВТД, уточнить преобладающий тип коррозионного процесса, определить параметры электромагнитных воздействий, расположение и геометрические размеры дефектов покрытия, например с применением интенсивных обследований [3]:

£Деф = %{k(AU - дип) / (Uc-3 - Un)}2 =

= п{М / (Uc-з - Un)}2, см2,

где ^деф - площадь поверхности коррозионного дефекта, м; п - математическая константа; k -коэффициент, учитывающий неравномерность удельного электрического сопротивления грунта, глубины заложения трубопровода и расстояния между неполяризующимися электродами сравнения (k = 2,05 см для расстояний между электродами сравнения 10 м и k = 2,4 см - для 5 м); Uc-3 - измеренная величина потенциала «подземное сооружение - земля» до момента отключения тока поляризации, мВ; UH - измеренная величина поляризационного потенциала после момента отключения тока поляризации, мВ; ДU - поперечный градиент потенциала до момента отключения тока поляризации, мВ; ДЦз - поперечный градиент поляризационного потенциала после момента отключения тока поляризации, мВ; Д = ДU - Д^ - разность градиентов потенциалов, мВ.

Ко второй группе относится коррозия под отслоившимся покрытием, в том числе микробиологическая. Коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) также может быть отнесено к этой группе, но должно являться предметом отдельного рассмотрения.

Задача поиска этой группы повреждений и определения размеров отслоений покрытия

надземными методами надземных обследований пока не решена, и основным способом поиска является ВТД.

Для второй группы при малом значении данных, как правило, принимают линейный (во времени) характер изменения показателей коррозии (за исключением КРН). Величина показателей скорости коррозии может уточняться по результатам повторных обследований ВТД, обследований газопроводов в шурфах. На основании анализа результатов каждому ЭУ могут быть назначены обобщенные показатели коррозионного состояния - параметры коррозионных дефектов на фиксированный момент времени и показатель скорости коррозии.

При оценке развития коррозионных дефектов первой группы наиболее актуальной является задача контроля данных дефектов, изменение которых под воздействием постоянных блуждающих токов по глубине может достигать 1 мм в год и более [4].

В ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на основании полевых исследований участков газопроводов [4] и лабораторных испытаний с использованием исходных данных натурных измерений параметров внешнего коррозионного воздействия усовершенствована базовая модель развития коррозионного дефекта [5] применительно к типу коррозионного процесса «воздействие постоянных блуждающих токов» [6].

Полученные в лабораторных экспериментах данные позволили оценить влияние ряда внешних факторов на характер развития геометрических размеров одиночного коррозионного дефекта, а также его пространственного расположения по отношению к горизонту поверхности (рис. 1).

Рис. 1. Коррозионный дефект под действием постоянного блуждающего

№ 1 (17) / 2014

Управление техническим состоянием и целостностью газопроводов

47

расчетные значения при i = 0,4 мА/см2 ф экспериментальные значения

расчетные значения при i = 0,3 мА/см2 ^ натурные значения

расчетные значения при i = 0,1 мА/см2

Рис. 2. Результаты расчета единичного коррозионного дефекта в зависимости от величины и продолжительности воздействия постоянного блуждающего тока

Результаты проведенных исследований подтвердили, что развитие коррозионного дефекта под действием анодного блуждающего тока зависит от следующих факторов:

• характер среды (вода или грунт) - в случае водной среды наблюдается более глубокое проникновение коррозии под край защитного покрытия;

• влияние продуктов коррозии на коррозионные процессы в локальных «карманах»;

• пространственное расположение дефекта защитного покрытия по периметру трубы;

• геометрические размеры дефектов в защитном покрытии и связанное с ними распределение зон более и менее высокой плотности тока в пределах коррозионного дефекта.

Теоретически обосновано развитие такого вида коррозионного дефекта в форме шарового сегмента [5]. По результатам комплекса исследований для развивающегося дефекта малой глубины предложены введение поправочного эмпирического коэффициента и расчет геометрических размеров и скорости развития единичного коррозионного дефекта под воздействием постоянного блуждающего тока (анодной составляющей):

f yd (0,75( £деф + d )2 + d2) - 0,25yqS^ = 0,

где у - плотность металла (стали), кг/м3; Ьлеф -диаметр дефекта изоляции, м; d - глубина коррозионного дефекта, м; t - время экспозиции, год; q - электрохимический эквивалент, кг/(А • год); /ср - анодная составляющая внешнего анодного (блуждающего) тока.

Результаты расчета единичного коррозионного дефекта для повреждения покрытия диаметром 11 мм (площадь - 0,95 см2) по указанному соотношению на основе результатов полевых электрометрических обследований газопроводов представлены на рис. 2.

Аналогично может быть сформировано решение для коррозионного процесса «коррозия под воздействием переменных токов» с учетом показателей внешнего воздействия (по плотности тока) и геометрических параметров дефекта в защитном покрытии (толщина покрытия, форма и размеры дефекта) [7].

Интеграция этих решений по оценке внешних коррозионных воздействий для сквозных дефектов защитного покрытия в состав систем расчета технического состояния газопроводов обеспечит повышение достоверности и точности прочностных расчетов.

№ 1 (17) / 2014

48

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Список литературы

1. Нефедов С.В. Система оценки и прогноза коррозионного состояния магистральных газопроводов / С.В. Нефедов, Д.Н. Запевалов // Газовая промышленность. - 2008. - № 7.

2. Р Газпром 2-2.3-620-2011. Методика расчета показателей надежности при эксплуатации объектов линейной части магистральных газопроводов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром». - М: Газпром экспо, 2012.

3. ВРД 39-1.10-026-2001. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов.

4. Запевалов Д.Н. Совершенствование системы контроля коррозионного состояния магистральных газопроводов / Д.Н. Запевалов, И.Ю. Копьев, А.Н. Улихин // Проблемы системной надежности и безопасности транспорта газа: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2008. - С. 158-163.

5. Глазов Н.Н. Скорость анодного растворения стали в дефектах изоляционного покрытия трубопроводов / Н.Н. Глазов, Н.П. Глазов,

М.А. Башаев // Коррозия: материалы и защита. - 2008. - № 7. - С. 31-35.

6. Запевалов Д.Н. Оценка внешних коррозионных воздействий при прогнозе технического состояния магистральных газопроводов /

Д.Н. Запевалов, И.Ю. Копьев // Наука и техника в газовой промышленности. - 2012. - № 4. -С. 91-98.

7. Buchler M. Kritische EinflussgroBen auf die Wechelstromkorrosion: die Bedeutung der Fehlstellengeometrie / M. Buchler, C.-H. Vodte, H.-G. Schoneich // 3R International. - 2009. -№ 48. - S. 324.

№ 1 (17) / 2014