Развитие коррозии под изоляционным покрытием. Анализ данных электрометрии и внутритрубной дефектоскопии, их совмещение

УДК 620.19

РАЗВИТИЕ КОРРОЗИИ ПОД ИЗОЛЯЦИОННЫМ ПОКРЫТИЕМ. АНАЛИЗ ДАННЫХ ЭЛЕКТРОМЕТРИИ И ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ, ИХ СОВМЕЩЕНИЕ

Цыбуля Алена Анатольевна, преподаватель, Частное профессиональное образовательное учреждение «Газпром техникум Новый Уренгой», Новый Уренгой, РФ

На сегодняшний день одной из основных причин повреждений газопроводов является коррозия под отслоившимся защитным покрытием - подпленочная коррозия.

Магнитный дефектоскоп способен обнаруживать не только дефекты в стенке трубы и поперечных швах, но и металлические предметы, расположенные вблизи внешней поверхности трубы: муфты, заплаты, кожухи и т. п.

В целях повышения уровня точности интерпретации результатов диагностирования рассмотрены дефекты потери металла, зарегистрированные ВТД, и повреждения ИП, выявленные в ходе электрометрических обследований.

Полученная картина конвергенции участков с повреждениями ИП показывает зависимость расположения зон развития коррозии в местах повреждения ИП.

В ходе исследования было выявлено, что ВТД, в отличие от электрометрии, является более информативным видом диагностики, позволяющим проводить оценку реального коррозионного состояния металла трубы.

Ключевые слова: коррозия; электрометрия; внутритрубная дефектоскопия; магистральные газопроводы; изоляционное покрытие.

THE DEVELOPMENT OF CORROSION UNDER THE INSULATING COATING. DATA ANALYSIS OF ELECTROMETRY AND PIGGING, THEIR COMBINATION

Tsybulya Alena Anatol'evna, teacher, Private professional educational institutional «Gazprom vocational school Novy Urengoi»,

Novy Urengoi, Russia

Today one of the main causes of damage to pipelines is corrosion under the paint protective coating - underfilm corrosion.

The magnetic flaw detector is able to detect not only defects in the pipe wall and transverse seams, but also metal objects located near the outer surface of the pipe: couplings, patches, housings, etc. In order to improve the accuracy of the interpretation of the diagnostic results, the metal loss defects registered by pigging and IC damage detected during the electrometric surveys are considered. The resulting picture of the convergence of areas with damage IC shows the dependence of the location of the zones of corrosion in places of damage IC.

The study revealed that pigging, unlike electrometry, is a more informative type of diagnosis, which allows to evaluate the real corrosion state of the metal pipe.

Keywords: corrosion; electrometry; pigging; main gas pipelines; insulating coating.

Для цитирования: Цыбуля А. А. Развитие коррозии под изоляционным покрытием. Анализ данных электрометрии и внутритрубной дефектоскопии, их совмещение 2018. № 3 (20). С. 36-42.

На сегодняшний день одной из основ- является коррозия под отслоившимся за-ных причин повреждений газопроводов щитным покрытием - подпленочная кор-

розия. Многолетний опыт эксплуатации транспорта газа является актуальной зада-

магистральных газопроводов показал, что чей.

межремонтный период полимерного пле- Для решения данной задачи определе-

ночного покрытия в зависимости от внеш- но техническое состояние газопровода по

них и внутренних факторов в несколько результатам электрометрии и внутритруб-

раз меньше нормативного срока эксплуа- ной дефектоскопии (ВТД), установлено

тации и составляет для различных диаме- процентное совпадение (корреляция) кор-

тров труб в основном 10-15 лет. Поэтому розионных дефектов, зарегистрированных

выявление причин, приводящих к отсло- по ВТД, с зонами повреждения ИП, прове-

ению ИП, в целях повышения эксплуа- ден анализ выявленных дефектов. тационной надежности магистрального

Таблица 1

Технические данные трубопровода

Наименование данных Технические характеристики

Диаметр трубопровода 1420 мм

Длина обследуемого участка трубопровода 125,984 км

Толщина стенки трубопровода 18,7...25,5 мм

В ЭО работы по техническому диагностированию ЛЧ МГ возлагают на ПОЭ, который организует их выполнение в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-095; СТО Газпром 2-3.5-066 и другими НД. В течение всего времени эксплуатации построенных газопроводов ЭО организует проведение внутритрубного диагностирования с целью определения пространственного положения газопроводов, выявления строительных дефектов для последующего их устранения в рамках гарантийных обязательств.

Метод магнитной дефектоскопии заключается в намагничивании стенок трубопровода до состояния насыщения и измерении магнитной индукции вблизи намагниченного участка. Намагничивание осуществляется с помощью постоянных магнитов в продольном или поперечном направлении. Величина магнитной индукции, измеренная над бездефектным участком, несет информацию о толщине стенки трубопровода. Наличие трещин или дефектов, связанных с потерей металла (коррозия, задиры), приводит к измене-

нию величины и характера распределения магнитной индукции.

Магнитное поле является настолько мощным, что оно распространяется за пределы внешней поверхности стенки трубопровода, обеспечивая более полную диагностику. Поэтому магнитный дефектоскоп способен обнаруживать не только дефекты в стенке трубы и поперечных швах, но и металлические предметы, расположенные вблизи внешней поверхности трубы: муфты, заплаты, кожухи и т. п.

При проведении электрометрических обследований выполняют ознакомление с трассой, сбор и анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации обследуемого участка, смежных участков и средств ЭХЗ, средств контроля и данных по коррозии (в т. ч. и результатов внутритрубной дефектоскопии).

При обследовании выполняют измерения потенциалов методом «выносного электрода», измерения потенциалов без омической составляющей различными методами, измерения градиентов потенциалов при включенной ЭХЗ, измерения

приборами-искателями повреждений изоляции, измерения и регистрация изменения потенциалов во времени и др. Для локализации дефектов покрытия и оценки защищенности возможно выполнение измерений по «интенсивной» технологии. Виды и количество измерений определяется методикой обследования и согласуется с заказчиком обследования.

В целях повышения уровня точности интерпретации результатов диагностирования рассмотрены дефекты потери металла, зарегистрированные ВТД, и повреждения ИП, выявленные в ходе электрометрических обследований.

ВТД показала следующее. Всего на тру-

бопроводе обнаружено 8 537 дефектов, из которых:

• 8 115 шт. - потери металла;

• 40 шт. - дефекты геометрии;

• 382 шт. - аномалии сварных швов.

По результатам диагностирования

участка был сделан анализ коррозионных дефектов малых геометрических размеров (фоновой коррозии) глубиной до 10 % от толщины стенки трубы.

Всего зарегистрирована 16 891 потеря металла с глубиной, не превышающей 10 % от толщины стенки.

Гистограмма плотности фоновой коррозии по дистанции приведена на рис. 1.

Рис. 1. Плотность фоновой коррозии

Дистанппя,

Рис. 2. Плотность распределения потерь металла

Самые глубокие потери металла:

• внешняя - глубиной 65,2 % от толщины стенки трубы (12,20 мм) на дистанции 107 965,0 м;

• внутренняя - глубиной 59,6 % от толщины стенки трубы (11,14 мм) на

Распределение

дистанции 20 228,0 м. Распределение потерь металла представлено в табл. 2.

Гистограмма плотности распределения потерь металла по дистанции приведена на рис. 2.

Таблица 2

ютерь металла

Параметр Общее количество, шт. % от общего количества Количество внутренних, шт. Количество внешних, шт.

Распределение потерь металла по геометрическим параметрам

Зона коррозии 1 098 13,53 % 273 825

Каверна (PITT) 2 328 28,69 % 654 1 674

Поперечная канавка (CIGR) 710 8,75 % 209 501

Общая коррозия (GENE) 401 4,94 % 106 295

Продольная канавка (AXGR) 111 1,37 % 35 76

Язва (PINH) 1 164 14,34 % 990 174

Поперечная риска (CISL) 2 176 26,81 % 1 371 805

Продольная риска (AXSL) 127 1,57 % 58 69

Распределение потерь металла по глубине

10...20 % от толщины стенки трубы 6297 77,60 % 3 164 3133

20...30 % от толщины стенки трубы 1563 19,26 % 461 1102

30...40 % от толщины стенки трубы 213 2,63 % 47 166

40...50 % от толщины стенки трубы 23 0,28 % 8 15

50...60 % от толщины стенки трубы 18 0,22 % 16 2

60...70 % от толщины стенки трубы 1 0,01 % 0 1

Распределение потерь металла по типам

внешняя 4 419 54,45 %

внутренняя 3 696 45,55 %

Таблица 3

Опасные (критические) дефекты

Дистанция, м Отн. дистанция, м Описание особенности Глубина, % WT Длина, мм Ширина, мм Тип

47853,0 7,9 уч. с потерей металла (кластер) Категория В 28,2 1874 842 внешн.

56870,0 3,7 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 37,6 1140 235 внешн.

68404,8 5,0 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 32,7 972 669 внешн.

92893,3 10,6 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 41,9 439 892 внешн.

92925,1 0,8 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 34,3 731 805 внешн.

97037,3 0,4 уч. с потерей металла (кластер) Категория В 29,5 1182 669 внешн.

97040,4 3,5 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 36,6 930 755 внешн.

97042,9 6,0 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 32,7 1324 904 внешн.

97043,6 6,7 уч. с потерей металла (кластер) Категория В 28,3 1210 1288 внешн.

98087,6 0,6 уч. с потерей металла (кластер) Категория В 28,8 1725 260 внешн.

98098,2 0,1 уч. с потерей металла (кластер) Категория В 30,2 1067 1140 внутр.

106143,6 6,4 уч. с потерей металла (кластер) Категория А 32,8 1153 793 внешн.

Таблица 4

Дефекты геометрии, подлежащие немедленной вырезке

Дистанция, м Относительная дистанция, м Описание особенности Глубина, % Ду Длина, мм Ширина, мм

92182,1 7,3 вмятина с доп. особенностью 0,7 241 419

101615,6 2,5 вмятина с доп. особенностью 0,7 193 181

101769,4 8,0 вмятина с доп. особенностью 0,8 169 251

103290,0 6,4 вмятина с доп. особенностью 0,8 84 164

107978,1 3,6 вмятина с доп. особенностью 0,8 154 219

107984,2 9,6 вмятина с доп. особенностью 0,9 193 260

107984,4 9,8 вмятина с доп. особенностью 2,0 211 273

Таблица 5

Места повреждений изоляционного покрытия участка

Начало Конец Протяженность, м Показание ИПИ, мВ

км От ориентиров на местности, ± м км От ориентиров на местности, ± м Фон Превышение

53,928 поворот вправо 53,930 поворот вправо 2 5 110

54,208 конец воздушного перехода +181 м 54,210 временный переезд -419 м 2 20 100

59,308 Кран 1 59,310 Кран 1 3 10 180

61,100 Кран 2 61,110 Кран 2 3,5 10 170

65,126 открытый участок 5 м +104 м 65,128 начало открытого участка (компенсатор) -233 м 2 10 110

68,216 конец открытого участка +187 м 68,218 начало открытого участка -335 м 2 10 100

70,363 поворот вправо 70,366 поворот вправо 2 10 100

71,069 временный переезд +62 м 71,071 начало открытого участка -84 м 2 5 100

74,293 временный переезд +1027 м 74,296 начало открытого участка -83 м 3 10 80

74,722 Поворот влево 74,724 Поворот влево 3 20 100

75,144 Поворот вправо 75,144 Поворот вправо 4 5 80

76,538 конец воздушного перехода через реку +44 м 76,540 начало открытого участка-1848 м 2 10 80

77,157 конец воздушного перехода через реку +663 м 77,160 начало открытого участка -1229 м 3 20 100

77,881 конец воздушного перехода через реку +1387 м 77,883 начало открытого участка -505 м 2 10 100

82,240 Кран 3 82,243 Кран 3 3 20 150

83,720 Кран 4 83,723 Кран 4 3 20 120

83,777 Кран отбора проб (отпайка) 83,779 Кран отбора проб (отпайка) 2 20 100

85,252 Открытый участок 6 м +105 м 85,254 начало открытого участка (компенсатор) -165 м 2 40 80

85,417 начало открытого участка (компенсатор) 85,429 открытый участок (компенсатор) 12 10 100

88,023 Поворот вправо 88,026 Поворот вправо 3 10 100

90,401 конец воздушного перехода 90,403 начало воздушного перехода 2 10 80

94,057 старый временный переезд +313 м 94,058 начало открытого участка -505 м 1,5 20 80

94,839 конец воздушного перехода (компенсатор) +171 м 94,842 начало открытого участка -69 м 3 20 100

98,403 поворот вправо 98,403 поворот вправо 2 20 100

103,202 конец воздушного перехода 103,204 конец воздушного перехода 2 20 100

103,462 поворот влево 103,465 поворот влево 3 20 100

106,580 временный переезд +17 м 106,582 начало открытого участка -15 м 2 20 100

107,224 кран 5 107,226 кран 5 2 30 120

Всего: 78 м

В результате проведенных расчетов по СТО 2-2.3-112-2007 установлено, что на рассмотренном участке выявлено 12 опасных (критических) и 464 потенциально опасных (докритических) дефекта (табл. 3).

В результате классификации дефектов геометрии выявлено 7 вмятин, подлежащих немедленной вырезке, и 3 вмятины, подлежащие ремонту (табл. 4).

При проведении электрометрических обследований было изучено состояние изоляционного покрытия (табл. 5).

Полученная картина конвергенции участков с повреждениями ИП, согласно табл. 5 «Места повреждений изоляционного покрытия участка» и Гистограмме плотности распределения потерь металла по дистанции по ВТД, показывает зависимость расположения зон развития коррозии в местах повреждения ИП.

Реальные условия протекания коррозионного процесса, зависящего от химического состава, структуры и состояния поверхности металла трубы, состава и концентрации электролита, температурных условий и пр., приводят к разным сценариям развития коррозионных дефектов. Максимальное соответствие дефектов, вызываемых коррозией, зонам повреждения ИП составило 0,95, а минимальное - 0. Из табл. 5 следует, что коррозионная потеря металла однозначно связана с повреждением ИП. Иными словами, на трубе с повреждением ИП велика вероятность развития коррозии, несмотря на электрозащищенность газопровода. В то же время

коррозия возникает и в случае неповрежденной изоляции, причем именно объемы подпленочной коррозии доминируют в структуре коррозионных дефектов.

Для выявления причин, способствующих развитию подпленочной коррозии, рассмотрены результаты ВТД.

Обеспечение эксплуатационной надежности ЛЧ МГ достигают комплексом организационных и технических мероприятий, направленных на поддержание работоспособного состояния ЛЧ МГ и реализуемых в рамках централизованной системы диагностического обслуживания ЛЧ МГ ОАО «Газпром».

В ходе исследования было выявлено, что ВТД в отличие от электрометрии является более информативным видом диагностики, позволяющим проводить оценку реального коррозионного состояния металла трубы.

Невозможность определения развития коррозии «под пленкой» электрометрическими обследованиями приводит к неверным выводам о коррозионной ситуации на газопроводе. В результате протяженность зон коррозионной опасности не отражает реальное состояние газопровода.

Анализ результатов совмещения данных ВТД и зон повреждения ИП показал, что для комплексной оценки технического состояния участка газопровода необходимо синхронизировать обследование зон повреждения ИП и дефектов коррозии, зарегистрированных ВТД, на этапе формирования заявки на проведение шурфовоч-ных работ по результатам электрометрии.

В свою очередь, электрометрическое обследование и обследование газопроводов в шурфах остаются одними из основных источников данных для определения технического состояния газопроводов, не подверженных ВТД.

Таким образом, для проведения оценки реального коррозионного состояния газопровода на конкретном участке не-

обходима его комплексная всесторонняя диагностика, включающая ВТД и электрометрию. Данные, полученные с помощью представленной комплексной диагностики совместно с данными экспертизы промышленной безопасности, позволяют продлить срок безопасной эксплуатации магистрального трубопровода.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. ГОСТ Р 55999-2014 Внутритрубное техническое диагностирование газопроводов.

2. ФЗ № 116 О промышленной безопасности опасных производственных объектов.

3. СТО Газпром 2-2.3-112-2007 «Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами».

4. СТО Газпром 2-2.3-1050-2016 г. «Внутритрубное техническое диагностирование. Требование к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования».

5. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов, утв. зам. председателя Правления ОАО «Газпром» В. А. Маркеловым от 05.09.2013 г.

REFERENCES

1. GOST R 55999-2014 Vnutritrubnoe tekhnicheskoe diagnostirovanie gazoprovodov.

2. FZ № 116 O promyshlennoi bezopasnosti opasnykh proizvodstvennykh ob"ektov.

3. STO Gazprom 2-2.3-112-2007 «Metodicheskie ukazaniia po otsenke rabotosposobnosti uchastkov magistral'nykh gazoprovodov s korrozionnymi defektami».

4. STO Gazprom 2-2.3-1050-2016 g. «Vnutritrubnoe tekhnicheskoe diagnostirovanie. Trebovanie k provedeniiu, priemke i ispol'zovaniiu rezul'tatov diagnostirovaniia».

5. Instruktsiia po otsenke defektov trub i soedinitel'nykh detalei pri remonte i diagnostirovanii magistral'nykh gazoprovodov, utv. zam. predsedatelia Pravleniia OAO «Gazprom» V. A. Markelovym ot 05.09.2013 g.

Материал поступил в редакцию 15.03.2018 © Цыбуля А. А., 2018