Защита МНГП от коррозионного разрушения

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Институт природных ресурсов

Специальность: 131000 "Нефтегазовое дело"

Кафедра Транспорта и Хранения Нефти и Газа (ТХНГ)

Тема: "Защита МНГП от коррозионного разрушения"

(Дисциплина «Коррозия и защита от коррозии газонефтепроводов»)

Студент гр. З - 2Б11

А.А. Грачёв

Преподаватель ТПУ

В.И. Хижняков

Томск - 2015



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

МЕХАНИЗМ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ НАЛОЖЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА (ЭХЗ)

ЗАЩИТА МНГП ОТ ДЕЙСТВИЯ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Трубопроводная система предназначена для выполнения своих функций в течение заданного срока. С эксплуатационной точки зрения хотелось бы иметь такую систему, у которой все узлы и элементы безотказно и качественно отработали бы заданный срок, после которого их можно было бы полностью заменить [1]. Однако создание «идеальной» системы потребовало бы больших временных и финансовых затрат. Обычно ставятся более реальные цели - создать систему, которая должна удовлетворять функциональному назначению, быть простой в эксплуатации, дешевой и конкурентоспособной. Трубопроводные системы, к сожалению, далеки от совершенства. Знание механизмов разрушения позволяет разрабатывать эффективные способы защиты трубопроводов от разрушения [2].Современная Единая система газоснабжения Российской Федерации является уникальным и постоянно растущим объектом по транспортировке газа. Она представляет собой эксплуатирующуюся в сложных климатических условиях разветвленную сеть, состоящую из сложных технических объектов, осуществляющих транспортировку газа под высоким давлением. Высокая капиталоемкость магистрального транспортного газа предполагает необходимость поиска путей снижения удельных затрат на транспортировку газа. Одно из перспективных направлений снижения металлоемкости магистральных газопроводов - применение труб больших диаметров с повышенными эксплуатационными характеристиками и давлениями газа до 12 МПа [4]. Как правило, повышение прочности стали сопровождается снижением пластичности материала и, соответственно, снижением ресурса конструкций. При применении новых труб, например диаметром 1420 мм категории прочности К65 (Х80) с уникальными свойствами, возникают вопросы безопасности и надежности сварных соединений [3].

В связи с ростом трубопроводных сетей для природного газа, обладающих повышенным риском возникновения различного рода аварийных ситуаций, становится актуальной проблема безопасности и надежности эксплуатации газопроводов. Для решения проблем безопасности трубопроводов создаются различные исследовательские подразделения. В частности, в 1972 г была создана Европейская научно-исследовательская группа по трубопроводам (EPRG) [3].

В процессе эксплуатации трубопроводов возникают проблемы, связанные с обеспечением надежной и безопасной работы, в частности возникают дефекты, в том числе коррозионные, несмотря на наличие электрохимической защиты (ЭХЗ). Как отмечается в работе [5], основной постулат ГОСТ 51164-98 по защите подземных сооружений от коррозии, определяющий обеспечение защиты трубопроводов от коррозии при наличии изоляции и 100%-й защищенности участка средствами ЭХЗ, как правило, не срабатывает. Неправильно выбранный защитный потенциал приводит к повреждениям и разрушению изоляционного покрытия на больших площадях [5].

Большую опасность представляют случаи, когда имеют место два и более источника разрушения [6], например существенные механические напряжения, коррозия и концентраторы напряжений (царапины, вмятины). Концентраторы напряжений активизируют коррозионный процесс. При существенной коррозии происходит изменение не только геометрических, но и механических характеристик материала. Все это существенно снижает ресурс трубопроводов.

Проблема защиты от коррозионного разрушения трубопроводов, работающих при интенсивных механических воздействиях, является важной задачей. Безаварийная работа трубопроводов зависит от состояния поставляемых элементов и узлов системы, от условий их эксплуатации и от качества выполнения монтажных и ремонтных работ. Нарушение режима эксплуатации трубопроводов ведет к дополнительным напряжениям в металле.

Разрушение газопровода высокого давления приводит к сокращению добычи газа, что приводит к большому ущербу, ухудшению экологической ситуации и затратам больших финансовых ресурсов для ликвидации аварий. Поэтому вопросам безопасности трубопроводов уделяется большое внимание как у нас в стране, так и за рубежом. Возникает необходимость проведения научно-исследовательских работ, направленных на изучение процесса износа и старения существующих систем газопроводов, особенностей работы старых и новых трубных сталей, покрытий в экстремальных условиях и т. д.



МЕХАНИЗМ ПОЧВЕННОЙ КОРРОЗИИ

Почвенная коррозия - разрушение металла под воздействием агрессивной почвенной среды. Этому виду коррозионного разрушения подвергаются металлы и конструкции, находящиеся в почве, то есть различные подземные резервуары, трубопроводы, сваи, кабеля и т. п.

Грунт - очень агрессивная коррозионная среда, которая состоит из множества элементов. Коррозионная агрессивность почвы определяется некоторыми факторами: влажностью, рН, аэрацией, составом почвы, пористостью, электропроводностью. По коррозионной активности грунты различают: высокой, средней, низкой агрессивности. Глинистые грунты способны долго удерживать в себе влагу, за счет чего считаются наиболее агрессивными в коррозионном отношении. Песчаные в коррозионном отношении практически инертны. Торфяные, глинистые, болотные почвы, содержащие большое количество органических кислот обладают сильным негативным воздействием на находящийся в них металл. рН этих грунтов имеет повышенное либо пониженное значение, за счет чего коррозионные процессы ускоряются. Влага, которая находится в почве, ускоряет прохождение процессов коррозии, превращая почвенную среду в электролит, и способствует прохождению именно электрохимических коррозионных процессов. Влага легче проходит сквозь почву, если почва имеет более пористую структуру. При наличии в грунте растворенных солей и различных минералов он становится более электропроводным, электродные процессы на катоде и аноде протекают легче, что является причиной увеличения скорости почвенной коррозии. Высокая неоднородность грунта также влияет на скорость почвенной коррозии. Возникают гальванические элементы, из-за которых коррозионное разрушение носит неравномерный характер. В грунтах живет множество различных микроорганизмов, которые оказывают очень большое влияние на коррозионную агрессивность почв. Коррозионное разрушение, вызванное наличием и жизнедеятельностью живых организмов носит название - биокоррозия. Микроорганизмы в почве могут существовать при наличии кислорода и без него. Среди бактерий, которые оказывают очень сильное влияние на почвенную коррозию, можно выделить серобактерии, железобактерии и анаэробные сульфатредуцирующие бактерии.

Механизм почвенной коррозии почти всегда носит электрохимический характер. Крайне редко, в очень сухих почвах, почвенная коррозия может проходить по химическому механизму. Для данного вида коррозии характерно возникновение коррозионных гальванопар, язвенный характер разрушения. При этом значительное влияние на ход процесса оказывает омическое сопротивление грунта.

Защита от почвенной коррозии

Для защиты от почвенной коррозии используют следующие методы:

изоляционные покрытия;

специальные методы укладки;

создание искусственной атмосферы;

электрохимическая защита.

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

Защита газопроводов от коррозии подразделяется на пассивную и активную.

Пассивная защита. Этот вид защиты предусматривает изоляцию газопровода. При этом используют покрытие на основе битумно-полимерных, битумно-минеральных, полимерных, этиленовых и битумно-резиновых мастик (ГОСТ 15836 -- 79). Основные характеристики мастик приведены в табл. 1-5.

Противокоррозионное покрытие должно иметь достаточные механическую прочность, пластичность, хорошую прилипаемость к металлу труб, обладать диэлектрическими свойствами, а также оно не должно разрушаться от биологического воздействия и содержать компонентов, вызывающих коррозию металла труб.

Таблица. 1

Состав битумно-минеральных мастик

Мастика	Компоненты мастик, % по массе
	Битум БН-70/30 или БНИ-ГУ	Битум БН-90/10 или БНИ-У	Минеральный наполнитель	Масло зеленое или соевое
I	75	--	25	--
II	--	75	25	--
III	70	--	25	5
IV	--	75	22	3

В качестве анодного заземления установок катодной защиты применяют железокремниевые, углеграфитные, графитопластовые, стальные и чугунные электроды. Тип анодного заземления выбирают в зависимости от удельного сопротивления, глубины промерзания грунта, расположения других подземных металлических конструкций.

Таблица. 2

Физико-механические свойства мастик
Показатель	Мастика
	I	II	III	IV
Температура размягчения (ГОСТ 11606-73*), "С, не менее	76...93	95...98	67...73	80
Глубина проникания иглы при температуре 25 "С (ГОСТ 11501-72*), мм"1, не менее	20...30	10...20	20...25	10
Растяжимость при 25 °С (ГОСТ 11505-76*), см, не менее	3,0...3,5	1,5...2,0	3,0...4,0	2,0
Вспенивание	Не допускается
Содержание воды (ГОСТ 2477-66*)	Следы



Таблица 3.

Состав битумно-полимерных мастик

Мастика	Компоненты мастик, % по массе
	Битум БН-70/30	Битум БН-90/10	Битум перекисленный с температурой размягчения 100... ПО К	Атактический полипропилен	Полиэтилен	Полиэтилен прошкообразный нестабили- зированный	Масло зеленое или соевое
Битумно-атактическая	95	--	--	5	--	--	--
Бутадиен-3	--	80	--	--	20	--	--
Бутадиен-Л	--	--	80	--	20	--	--
Бутилен-90	97	--	--	--	--	3	--
Бутилен-80	92	--	--	--	--	3	5

Таблица. 4

Основные физико-механические свойства мастик

Показатель	Мастика
	Битумно-атактическая	Бутадиен-3	Бутадиен-Л	Бутилен-90	Бутилен-80
Температура размягчения, °С, не менее	80...90	70	80	90	80
Глубина проникания иглы при 25 "С; мм"1, не менее	14...24	30	20	15	20
Растяжимость при 25 °С, см	1,5...3,6	3,5	3,0	2,0	2,5
Вспучивание	Не допускается
Содержание воды	Следы

Таблица. 5 Основные физико-механические свойства полимерных липких лент
	По ГОСТ 9.015-74	Поливинилхлоридные	Полиэтиленовые
Показатель		ПИЛ (летняя, ТУ 6-9-103-78)	пвх-сл (ТУ 51-456-78)	ПВХ-ЛМЛ	ПДБ и ПРДБ
Длина рулона, м, не менее	250 ± 1	250	250	250	100, 250
Толщина, мм, не менее: Ленты слоя клея	0,3 0,1	0,3	0,35	0,3	0,2
Сопротивление разрыву, МПа, не менее	8	10	10	10	8
Относительное удлинение при разрыве, %, не менее	80	190	80	100	200
Удельное электрическое сопротивление при 20 °С, Ом * см, не менее	1... 10"	1... 10"	1 ... 10ю	1... 10"	1...1014
Морозостойкость, °С, не менее	-30	-30	-50	-60	-60
Температурный режим эксплуатации, °С	--	-30. ..+55	-20...+40	-60...+50	-40...+60
Температура нанесения (нижний предел), °С	--	5	-12	-40	-20

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ

В процессе технической диагностики нефтегазового оборудования методы электрического контроля используют в первую очередь для оценки целостности изоляционных покрытий. Контроль состояния изоляции осуществляют обычно электропараметрическим (методом «влажной губки») и электроискровым («высоковольтным») методами.

Определение состояния изоляции подземных трубопроводов производится:

* на основе визуального осмотра;

* по величине переходного сопротивления;

* по количеству сквозных повреждений.

Визуальный осмотр изоляции выполняется в шурфах. Шурфованию при обследовании трубопроводов принадлежат те участки, на которых предполагается наличие разрушений изоляции (на основе анализа статистических данных об авариях, работы СКЗ и др.). Количество шурфов, отрытых на каждом километре обследуемого трубопровода, должно быть не больше двух.

При отрыве шурфов осторожно снимают прилегающие к трубопроводу слои земли с тем, чтобы не нарушить изоляцию в трубе. Далее производят визуальное обследование с описанием внешнего вида и типа повреждения покрытия, определяют адгезию защитного покрытия на неповрежденной части изоляции.

Недостатком данного метода является субъективность в оценке качества изоляции.

Наиболее полно состояние изоляционного покрытия подземных трубопроводов характеризует величина переходного сопротивления. Переходное сопротивление подземного изолированного металлического трубопровода -- это сопротивление входу тока в подземный трубопровод, а также выходу из него.

Проще всего определить переходное сопротивление Rn в местах установки контрольно-измерительных колонок (КИК). В этом случае используется схема измерения, изображенная на рис. 5.5. В качестве источника тока и одновременно измерительного прибора используются измерители сопротивления МС-08, М-231 и др. Значение переходного сопротивления снимают непосредственно по шкале прибора. Однако возможности данного метода ограничены, поскольку КИК размещаются по трассе трубопровода через 1 км.

Рисунок 3 -- Схема определения переходного сопротивления измерителями сопротивления:1 -- трубопровод; 2 -- контрольно-измерительная колонка;3-- измеритель сопротивления; 4 -- измерительные электроды

Рисунок 4 -- Схема определения переходного сопротивления методом «мокрого контакта»:1 -- трубопровод; 2 -- изоляционное покрытие; 3 -- механический контакт; 4 -- влажное матерчатое полотенце, 5 -- электрод

Переходное сопротивление может быть измерено в шурфах методом «мокрого контакта» (рис. 4). Схема измерений по данному методу состоит в следующем. Покрытие в месте измерения очищают от грунта и свободной влаги по периметру трубопровода полосой, ширина которой должна быть не менее 0,5 м. На очищенную поверхность накладывают тканевое полотенце, смоченное в 3%-м растворе поваренной соли, а на него -- металлический электрод-бандаж.

Делителем Rустанавливают рабочее напряжение U = 30 В и определяют по амперметру величину тока утечки I. После этого вычисляют переходное сопротивление.

Для применения метода «мокрого контакта» необходимо производить шурфование трубопровода.

Известно, что чем хуже состояние изоляции, тем большая величина защитного тока необходима, чтобы поддерживать на трубопроводе требуемую величину защитного потенциала. Поэтому о состоянии изоляционного покрытия подземного трубопровода можно судить по величине плотности защитного тока, равной отношению тока дренажа к площади защищаемой поверхности.

Определение количества сквозных повреждений

Определение местонахождения сравнительно крупных сквозных повреждений в защитном покрытии подземных трубопроводов основано на измерении падения напряжения на поверхности грунта между двумя электродами, создаваемого током, стекающим с трубы в местах повреждений. Для локализации можно применять постоянный или переменный ток. коррозия газопровод изоляция повреждение

Одним из методов контроля состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов является определение количества сквозных повреждений в нем. Этот метод предложен американским изобретателем Д. Пирсоном в 40-х гг. XX столетия и мало изменился до нашего времени. Совершенствовалась только аппаратура для его реализации.

Метод с использованием переменного тока имеет следующие преимущества: его можно применять в зоне влияния блуждающих токов, и в качестве электродов могут быть использованы простые металлические штыри.

Содержание метода Пирсона заключается в следующем. Генератор звуковой частоты порядка 1000 Гц подключается одним полюсом к подземному трубопроводу, а другим -- к земле. Ток, идущий по трубопроводу, стекает в местах повреждения изоляции и создает повышение потенциала, которое может быть измерено двухэлектродной установкой (рис. 3).

Рисунок 5 -- Схема определения мест сквозных повреждений в изоляционном покрытии трубопровода:1 -- звуковой генератор; 2 -- измерительные электроды; 3 -- звуковой индикатор; 4 -- изолированный трубопровод; 5 -- сквозное повреждение

Минимальный (нулевой) потенциал наблюдается, когда центр двухэлектродной установки находится под сквозным повреждением изоляции. Этот характер изменения разности потенциалов используется для точного определения сквозного повреждения в изоляции. Для уточнения места повреждения двухэлектродную установку располагают перпендикулярно оси трубопровода и постепенным перемещением электродов находят максимум разности потенциалов (рис. 6).

Схема измерения разности потенциалов устройства для контроля изоляции (УКИ-1) изображена на рис. 6.

При реализации метода Пирсона, например, прибором типа ИПИ, используют генератор переменного тока звуковой частоты (до 1000 Гц), который создает между трубой и временным стержнем-заземлителем напряжение в несколько десятков вольт. Благодаря этому через грунт начинает течь соответствующий "ток поиска".

Рисунок 6 -- График изменения разности потенциалов между измерительными электродами:а -- при продольном расположении электродов; б -- при поперечном расположенииэлектродов

Два оператора при помощи щупов или контактных башмаков снимают разность потенциалов на поверхности земли, результат регистрируют по показаниям прибора или звуковому сигналу. Для более точного выделения полезного сигнала и устранения влияния посторонних напряжений в грунте генератор может работать в пульсирующем режиме.

Один из операторов движется над осью трубы, другой в 10 м от него по линии, перпендикулярной оси трубы (рис. 7). При приближении первого оператора к месту дефекта амплитуда сигнала возрастает и достигает максимума, когда щуп находится непосредственно над дефектом. При удалении от повреждения уровень сигнала снижается. При невозможности перемещения операторов таким образом, например, при густых зарослях или болотистой местности, операторы могут передвигаться друг за другом над осью трубы. В этом случае оператор, контролирующий уровень сигнала, должен быть особо внимателен, так как уровень сигнала будет возрастать дважды, в момент прохождения над дефектом первого и второго операторов. Кроме того, поблизости могут находиться другие дефекты, которые осложнят локализацию.

Рисунок 7 - Обнаружение сквозных дефектов изоляционного покрытия методом Пирсона с помощью прибора ИПИ:1 -- труба; 2 -- КИП; 3 -- генератор звуковой частоты; 4 -- временный заземли-тель; 5 -- головные телефоны; б -- приемник ИПИ; 7 -- стальные электроды

Необходимым условием применимости данного метода является знание положения оси трубопровода. Поэтому приборы для контроля изоляции должны еще определять трассу трубопровода, т. е. должны быть снабжены поисковым контуром.

В отечественной практике места дефектов в изоляции подземных трубопроводов определяют одним из типов искателей повреждений (ИПИ-76, АНПИ «Пеленг-1», ИТ-5 и др.), либо установкой для определения дефектных мест в изоляционном покрытии магистральных трубопроводов УКИ-1.

Более точную локализацию места повреждения покрытия можно осуществить путем измерения градиента постоянного тока на поверхности земли над осью трубы (метод постоянного тока).

Для этого два медно-сульфатных электрода типа ЭСП с удлинительными штангами (можно использовать лыжные палки) устанавливают над осью трубы на расстоянии 1 -- 1,5 м друг от друга. В качестве измерительного прибора используют цифровой мультиметр или высокоомный вольтметр с нулевой отметкой в центре шкалы( рис. 8).

Рисунок 8 - Локализация сквозных дефектов защитного покрытия путем измерения градиента постоянного тока:1 -- труба; 2 -- медно-сульфатный электрод; 3 -- удлинительные штанги; 4 -- высокоомный вольтметр; 5 -- дефект защитного покрытия

Электроды эквидистантно друг относительно друга переставляют вдоль оси трубы. При приближении к месту дефекта наблюдается увеличение градиента постоянного тока, который достигает максимума, когда один электрод расположен над дефектом, а при симметричном расположении электродов относительно дефекта разность потенциалов равна нулю. Место дефекта определяют путем деления расстояния между электродами на две равные части.

При дальнейшем перемещении электродов наблюдается вновь увеличение градиента напряжения и постепенный его спад.

Для количественной оценки размеров дефектов целесообразно применять методы, основанные на постоянном токе, поскольку ввиду емкостной проводимости сопротивление покрытия для переменного тока уменьшается.

Определение места сквозного дефекта в изоляции путем детального измерения потенциалов трубопровода осуществляют различными системами: аппаратурой "Поиск-01" фирмы "Парсек" (Россия), "Вайлекес Электроник" (Германия), системой "Корпак" или приборным комплексом "Сервейер МК-9" (Великобритания) и др. Комплексы состоят из измерительных устройств с памятью, измерительных электродов, персонального компьютера, печатающего и графопостроительного устройств. В комплект также входят катушки с проводом, таймер и устройства для прерывания тока УКЗ.

Измерения проводят методом выносного электрода, поляризационный потенциал измеряют методом отключения тока поляризации через короткие промежутки времени.

Синхронное (или несинхронное для аппаратуры "Поиск-01") отключение тока поляризации УКЗ осуществляют с помощью синтактов, управляемых синхронизированными таймерами или специальными прерывателями.

Оператор перемещается над осью трубы, переставляя два медно-сульфатных электрода сравнения, осуществляя контакт измерительного устройства с грунтом. Контакт с трубой осуществляется через контрольный вывод с помощью переносной катушки. На катушке имеется счетное устройство, позволяющее осуществить привязку к трассе трубопровода и к отдельным ориентирам на трассе.

Современные системы для обследований оснащены устройством GPS для спутниковой привязки измерений к местности с точностью до 3-- 15 м.

Для учета влияния и регистрации блуждающих токов в ближайших КИПах устанавливают стационарные электроды с измерительными и запоминающими устройствами типа "Минилог-128", РАД-256 и др.

Прерывание тока поляризации осуществляется в диапазоне от 1 до 27 с, например, по схеме: 5с -- включено, 1с -- отключено и др. Измерение потенциала отключения проводят автоматически, не ранее 100 мс с момента отключения.

Данные, накопленные в результате измерений в запоминающих устройствах, переводят в компьютер, где обрабатывают и индицируют на экране дисплея.

В окончательном виде результаты обследования трубопровода выдают в виде таблиц и цветных графиков. По таблицам и графикам определяют места повреждений защитного покрытия и зоны недозащиты и перезащиты трубопровода.

Опыт диагностирования трубопроводов показывает, что для достоверной оценки их состояния невозможно ограничиться каким-либо одним методом диагностирования. Объективный диагноз может быть поставлен только в рамках комплексных исследований состояния трубопроводов.

ЗАЩИТА МНГП С ПОМОЩЬЮ НАЛОЖЕННОГО ПОТЕНЦИАЛА (ЭХЗ)

Активная защита. Методы активной защиты в основном сводятся к созданию такого электрического режима для газопровода, при котором коррозия трубопровода прекращается.

Катодная защита. Этот вид защиты предусматривает придание газопроводу отрицательного потенциала относительно окружающей среды посредством присоединения к нему источника постоянного тока. Отрицательный полюс источника тока присоединяется к газопроводу, а положительный -- к заземлителю (аноду). При этом анодное заземление постепенно разрушается, защищая газопровод. Этот вид защиты применяется от электрохимической коррозии и блуждающих токов. Схема катодной установки приведена на рис. 4.

Ток от положительного полюса источника через соединительный кабель и анодное заземление переходит в почву. Из почвы через дефектные места в изоляции ток проникает в газопровод и

по дренажному кабелю направляется к отрицательному полюсу источника. Происходит постепенное разрушение анода, что обеспечивает защиту газопровода от коррозии под влиянием катодной поляризации.

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Для городских условий наиболее эффективны глубинные аноды, которые представляют собой цилиндрическое тело, собранное из отдельных элементов, соединенных между собой при помощи резьбы. В этом случае исключается коррозионное влияние на смежные подземные металлические сооружения и увеличивается зона защиты. Одна катодная станция обеспечивает защиту газопровода протяженностью до 1ОООм.

Протекторная защита. При протекторной защите участок газопровода превращается в катод не за счет источника питания, а за счет использования протектора. Последний соединен проводником с газопроводом и образует с ним гальваническую пару, в которой газопровод является катодом, а протектор -- анодом. В качестве протектора используется металл с более отрицательным потенциалом, чем у железа.

Принцип работы протекторной защиты показан на рис. 5Ток от протектора 3 через грунт попадает на газопровод 6,а затем по изолированному соединительному кабелю к протектору. Протектор при стекании с него тока будет разрушаться, защищая газопровод. Зона действия протекторной установки приблизительно 70 м. Главное назначение протекторных установок -- дополнение к дренажной или катодной защите на удаленных газопроводах для полного снятия положительных потенциалов.

Электродренажная защита. При электродренажной защите ток отводится из анодной зоны газопровода к источнику (рельсу

или отрицательной шине тяговой подстанции). Зона зашиты около 5 км.

Применяют три типа дренажа; прямой (простой), поляризованный и усиленный.

Прямой дренаж характеризуется двухсторонней проводимостью (рис. 6). Дренажный кабель присоединяется только к отрицательной шине. Главный недостаток заключается в возникновении положительного потенциала на газопроводе при нарушении стыковых соединений рельсов, поэтому несмотря на простоту эти установки в городских газопроводах не применяют.

Поляризованный дренаж обладает односторонней проводимостью от газопровода к источнику (рис. 7). При появлении положительного потенциала на рельсах, дренажный кабель автоматически отключается.



Усиленный дренаж (рис. 8) применяют, когда на газопроводе остается положительный или знакопеременный потенциал по отношению к земле, а потенциал рельса в точке дренирования тока выше потенциала газопровода. В усиленном дренаже дополнительно в цепь включают источник ЭДС, позволяющий увеличить дренажный ток.

Изолирующие фланцевые соединения и вставки. Дополнительно к устройствам электрохимической защиты используют изолирующие фланцевые соединения (ИФС) и вставки. Они разбивают газопровод на отдельные участки, при этом уменьшаются проводимость и сила тока, протекающего по газопроводу. ИФС -- прокладки между фланцами из резины и эбонита. Вставки из полиэтиленовых труб применяют для отсечения различных подземных сооружений друг от друга.

Установка ИФС приводит к сокращению затрат электроэнергии за счет исключения потерь тока перетекания на смежные коммуникации.

ИФС устанавливают на вводах к потребителям, подземных переходах газопроводов через препятствия, а также на вводах газопроводов в ГРС, ГРП и ГРУ.

Электрические перемычки. Электрические перемычки устанавливают на смежных металлических сооружениях в том случае, когда на одном сооружении имеются положительные потенциалы (анодная зона), а на другом -- отрицательные (катодная зона), при этом на обоих сооружениях устанавливаются отрицательные потенциалы. Перемычки применяют при прокладке по одной улице газопроводов различного давления.

ЗАЩИТА МНГП ОТ ДЕЙСТВИЯ БЛУЖДАЮЩИХ ТОКОВ

Основными источниками блуждающих токов являются рельсовые сети трамвая, метрополитена и электрофицированной железной дороги (рис. 3). Положительный полюс источника постоянного тока электрофицированного транспорта подключается к контактному проводу, а отрицательный -- к ходовым рельсам. Ток от положительной шины тяговой подстанции по питающей линии поступает в контактный провод, а оттуда через токоприемник -- к двигателям электровоза и далее через колесные пары, рельсы и землю в отсасывающую линию к минусовой шине. Стекающий в землю ток, который называется блуждающим, тем больше, чем меньше переходное сопротивление между рельсами и землей и чем больше предельное сопротивление рельсов.

Наиболее значительные токи утечки наблюдаются на участках путей электрифицированных железных дорог, где имеются малые переходные сопротивления между рельсами и землей и большие тяговые токи. Блуждающие токи, возникающие при этом, могут распространяться на большие расстояния. Блуждающие токи, проникая в подземный газопровод, создают три потенциальные зоны:

* катодную -- участок входа блуждающего тока из почвы в газопровод (не опасную в коррозионном отношении);

*анодную -- участок выхода блуждающего тока из газопровода (опасную в коррозионном отношении);

*знакопеременную -- участок газопровода, где наблюдается изменение потенциальной зоны во времени, т.е. возникает то анодная, то катодная зоны.

Критерием опасности коррозии является наличие положительной или знакопеременной разности потенциалов между трубопроводом и землей.

Все подземные стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии. Защиту от коррозии следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.015 -- 74* «Единая система защиты от коррозии и старения. Подземные сооружения. Общие технические требования».



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Трубопроводы и оборудование в процессе эксплуатации подвергаются процессу коррозии

Под коррозией (от позднелат. corrosio - разъединение) металла понимают процесс самопроизвольного окисления, приводящий к разрушению металла под воздействием окружающей среды. Коррозия в зависимости от механизма реакций, протекающих на поверхности металла, подразделяются на химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия представляет собой процесс разрушения металла при взаимодействии с сухими газами или жидкими неэлектролитами .

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5--8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и в ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной электрохимической коррозии.

Электрохимическая коррозия (коррозионное разрушение) возникает под действием коррозионно-активной среды, разнообразна по характеру, вызывает большинство коррозионных разрушений трубопроводов и оборудования. Электрохимическая коррозия протекает с наличием двух процессов -- катодного и анодного.

Основной причиной коррозии металла трубопроводов и резервуаров является термодинамическая неустойчивость металлов. На возникновение коррозии оказывают влияние неоднородность состава металла, условий на поверхности металла, состав среды и пр.

Коррозия трубопроводов -- процесс неизбежный. Однако человек, вооруженный знанием механизма коррозии, может затормозить его таким образом, чтобы обеспечить сохранение работоспособности трубопроводов в течение достаточно длительного времени.

Защита трубопроводов от коррозии может быть активной и пассивной. К активным средствам защиты трубопроводов от наружной коррозии относятся электрические методы, катодная и протекторная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной - устраняют причины, вызывающие коррозию.

Продлить срок службы трубопроводов можно, применяя следующие способы защиты:

* изоляцию поверхности Meизделий от агрессивной среды (пассивная защита), т.е. нанесение на поверхность Meслоя химически инертного, относительно Meи агрессивной среды, вещества с высокими диэлектрическими свойствами;

* воздействие на Me с целью повышения его коррозионной устойчивости, т.е. обработка его окислителями, вследствие чего на его поверхности образуется плёнка из продуктов коррозии;

* нанесение на металл конструкции из малостойкого металлического тонкого слоя другого металла, которые обладают меньшей скоростью коррозии в данной среде, например, горячее алюминирование, хромирование;

* воздействие на ОС с целью снижения её агрессивности, т.е. введение в среду ингибитора (замедлителей) коррозии. * активная защита, которая включает следующие методы: катодную поляризацию металлической конструкции (катодная защита трубопроводов) за счёт сообщения отрицательного потенциала от источника постоянного тока; катодную поляризацию, вызванную контактом изделия с металлом, обладающим более отрицательным электродным потенциалом (протекторная защита трубопроводов и резервуаров). Катодная поляризация является методом защиты от блуждающих токов.

На практике применяется сочетание пассивных и активных методов защиты.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кантюков Р.А., Тамеев И.М., Якупов Н.М. и др. Ло­кальные «лечащие» накладки-покрытия // Коррозия «Территории Нефтегаз». - 2011. - № 1 (18).

2. Якупов Н.М. Механика: проблема - идея - практи­ка. - Казань : Казан. гос. ун-т, 2010.

3. Кнауф Г., Демофонти Д. Подход группы EPRG по предотвращению протяженного вязкого разрушения в газопроводных трубах // Наука и техника в газовой промышленности. - 2009. - № 1 (37).

4. Алимов С.В. Техническое обслуживание и капи­тальный ремонт газопроводов - основа обеспечения надежности газотранспортной системы ОАО «Газ­пром» // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

5. Филатов А.А., Калинин Н.А., Велиюлин И.И., Решет­ников А.Д. Повышение эффективности капитального ремонта линейной части магистральных газопрово­дов // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

6. Сидоренко С.Н., Якупов Н.М. Коррозия - союз­ник аварий и катастроф: монография. - М. : РУДН, 2002.

7. Якупов Н.М., Велиюлин И.И. Результаты исследова­ния коррозионного износа. Пути их использования для оценки технического состояния и ремонта трубопро­водов // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

8. Дзиоев К.М., Залитач Н.Р. Проблемы производства работ по капитальному ремонту объектов линейной части ОАО «Газпром» // Обслуживание и ремонт газо­нефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

9. Митрохин М.Ю., Велиюлин И.И., Касьянов А.Н. и др. Анализ средств и технологий технического диагностирования и отбраковки труб при проведении капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Обслуживание и ре­монт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

10. Дубов А.А. Технологии неразрушающего контроля газонефтепроводов, основанные на методе магнит­ной памяти металла // Обслуживание и ремонт газо­нефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

11. Созонов П.М., Трапезников С.В. Эксперимен­тальные возможности и результаты работы опытно­го полигона ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург» по проведению полигонных пневматических испытаний // Наука и техника в газовой промышленности. - 2009. -№ 1 (37).

12. Велиюлин И.И., Зорин А.Е. Эксперименталь­ные исследования различных типов дефектов труб // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов 2010: Мат-лы V Междун. конф. - М. : Газпром экспо, 2011.

13. Салюков В.В., Тухбатуллин Ф.Г., Колотовский А.Н. и др. Основные причины аварий магистральных газо­проводов // Ремонт, восстановление, модернизация. -2002. - № 10.

Размещено на Allbest.ru