Коррозионная потеря металла на участках пересечения нефтепроводов с другими коммуникациями (ЛЭР, ГП, ВВ)

расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов;

расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты;

расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные участки и др.).

В зависимости от значимости нефтепровода первоочередному ремонту и устранению подлежат дефекты, расположенные на[11]:

межрегиональных магистральных нефтепроводах, по которым транспортируется нефть многих грузоотправителей и осуществляются поставки на НПЗ России;

магистральных нефтепроводах экспортного направления;

магистральных нефтепроводах, задействованных в перспективных проектах развития системы;

магистральных нефтепроводах или участках, не имеющих дублирующего направления;

магистральных нефтепроводах регионального значения от мест добычи и загруженных свыше 70% от проектной производительности.

2.5 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта[9]:

шлифовка;

заварка;

вырезка дефекта (замена катушки или замена участка);

установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта.

К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр, патрубок с эллиптическим днищем.

Системы временного ремонта используется на ограниченный период времени, монтаж их в плановом распорядке воспрещается. К системам для временного ремонта участка МН относятся не обжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты данных типов позволяется использовать для аварийной починки с следующей заменой в течение 1-го календарного месяца и для починки гофр на срок никак не наиболее 1-го года с неотъемлемой следующей подменой на неизменные способы починки[17].

Возможный срок эксплуатации ранее поставленных муфт с коническими переходами, не обжимных приварных муфт и заплаториентируется в зависимости от отношения наибольшего рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода. Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях, в условиях Центральных баз производственного обеспечения или ремонтных участков ОАО МН по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной, согласованной и утвержденной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

2.5.1 Конструкция сварной ремонтной муфты. Технология изготовления ремонтной конструкции

Ремонтная муфта, включая и ее элементы, состоит из двух половин (верхней и нижней), которые после установки на трубопровод свариваются между собой продольными стыковыми швами и двух разгрузочных колец, которые устанавливаются по краям муфты и провариваются совместно с муфтой и телом трубы поперечными швами.

Конструкция герметичной привариваемой обжимной муфты представлена на рисунке 9[5].

Изготовление муфт из терм упрочнённых и спирально шовных труб не допускается.

Центральная часть длиной L> D и разгрузочные кольца длиной К =0,2D изготавливаются из двух половин каждая, вырезанных из трубы диаметром D с припуском по периметру. Горизонтальные кромки нижних половин выполняются без скоса или со скосом 10, а верхних со скосом кромок под углом 3035 и притуплением 1,52 мм. Поперечные кромки подрезаются без скоса. Вдоль предполагаемых продольных стыков деталей приваривают технологические скобы для сборки муфты. Технологические скобы устанавливаются с шагом не более 400мм[14].



Рисунок 9 - Ремонтная муфта: 1- труба; 2- метки посадки отводов и механической обработки поверхности трубы; 3- отвод; 4- закладной нагреватель; 5- полухомут; 6- винты крепления; F- усилие прижатия отвода при сборке и сварке

Изготовление муфты из участка трубы с кольцевым сварным швом не допускается. Производятся ультразвуковой контроль сегментов на предмет отсутствия расслоения по толщине трубы. Вырезку заготовки для изготовления муфты производят на расстоянии не менее 50 мм от кольцевого сварного шва.

Сборка и подгонка муфты и ее элементов производятся на шаблоне, размеры которого должны соответствовать размерам ремонтируемой трубы.

Допускается разгибание заготовок муфты до соответствия их внутренних радиусов кривизны кривизне шаблона. Усиление продольных сварных швов с внутренней стороны снимают шлиф машинкой до величины 0,7-1,0 мм для обеспечения лучшего прилегания муфты к ремонтируемой трубе[11].

После изготовления полумуфт или полуколец производят контроль кривизны внутренней поверхности. Допускается подгонка до соответствия размеров. Полумуфты должны стыковаться между собой и разгрузочными кольцами на действующем нефтепроводе без дополнительной подгонки.

2.6 Технология установки и сварки ремонтной конструкции на действующем трубопроводе

По общим вопросам сборки и сварки продольных стыковых соединений муфт следует руководствоваться СНиП Ш-42-80, ВСН 006-89.

При установке на трубу муфта должна перекрывать дефект на расстоянии не менее 100 мм с каждой стороны.

При установке продольные швы муфты и ее элементов должны быть смещены друг относительно друга, а также от продольных швов труб нефтепровода на расстоянии не менее 100 мм.

Расстояние между началом (или концом) муфты и кольцевым стыком на трубопроводе должно быть не менее 100 мм.

Расстояние между муфтами при установке на трубу двух или более муфт должно быть не менее 150 мм.

Все сварочные работы выполняют методом дуговой сварки.

Детали муфты монтируют с помощью шпилек диаметром от 24 до 32 мм, пропущенными в отверстия технологических скоб с обеспечением зазоров между кромками полумуфт, приведенными в таблице 1[2]. При этом должен обеспечиваться прижим полумуфт затяжкой шпилек.

Во избежание приварки муфты к основной трубе нефтепровода сварку продольных стыков проводят на металлической подкладке толщиной от 1,0 до 2,0 мм и шириной 35-40 мм. В качестве материала подкладки использует спокойную малоуглеродистую сталь.

Подкладку устанавливают по всей длине шва перед сборкой двух половин муфты на трубе. Подкладка должна выступать с каждой стороны продольного стыка на величину не более 30-40 мм. Перекос подкладки от оси шва не допускается. После сварки свободные концы подкладки удаляют с помощью шлиф машинки.

Таблица 1 - Величина зазора стыка при сборке продольных стыков муфты

Толщина стенки муфты, мм	Величина зазора, мм
от 8 до 10	от 2,5 до 3,0
10 и более	от 3,0 до 3,5

При установке муфты на трубу запрещается наносить удары кувалдой или другими предметами с целью получения необходимых монтажных зазоров.

После сборки муфты на трубе проводят проверку зазора и смещения стыкуемых кромок. Одновременно проводят контроль величины зазора между стенками муфты (или ее элементов) и основной трубой нефтепровода по всему периметру.

К сварке муфт предъявляются следующие требования[16]:

при сварке продольных стыков муфт необходимо обеспечить гарантированное проплавление кромок по всей длине шва;

полностью исключить приварку муфты к трубе нефтепровода в продольном направлении;

обеспечить прочное сварное соединение элементов поперечного стыка (муфта - тело трубы - разгрузочные кольца).

Непосредственно перед прихваткой и сваркой корневого слоя шва собранного продольного стыка необходимо просушить кромки муфты (нагрев до 40ч600С). Ширина зоны нагрева по оси стыка должна быть не менее 100 мм.

Прихватку продольных стыков проводят равномерно по длине стыка между сборочными приспособлениями. Длина прихваток должна составлять не менее 30 мм и не более 100 мм в зависимости от длины свариваемых деталей (муфты или ее элементов). Количество прихваток не менее четырех, расстояние между прихватками не менее 400мм.

Для уменьшения вероятности образования дефектов начало каждой прихватки или шва зачищают шлиф машинкой. Прихватки должны обеспечить гарантированное проплавление кромок. Видимые дефекты на прихватках (поры, шлаки, свищи и др.) устраняют шлиф машинкой. Прихватки с недопустимыми дефектами (трещинами, надрывами) полностью удаляют (срезают) шлиф машинкой и заваривают вновь.

После выполнения прихваток проводят сварку продольных стыков муфты. Во избежание температурных деформаций сварку продольных стыков муфты (длиной более 300 мм) первого (корневого) и заполняющих слоев выполняют в направлении от центра муфты к ее краям обратноступенчатым способом. Первые заполняющие слои (один-два) сваривают по центру шва, последующие - выполняют параллельными с перекрытием проходами (валиками). Облицовку выполняют методом непрерывной сварки в направлении от центра муфты к ее краям путем наложения трех параллельных проходов (валиков). Первоначально накладывают нижний валик, далее средний, а затем верхний.

Сварка муфты с трубой нефтепровода проводится кольцевыми угловыми швами.

Прихваткаимуфтылибоеечастейкглавнойтрубеинефтепроводаобязанапроводитьсяумереннопопериметру трубы.Посадкаприхваток в месте пересечения продольных швов муфтыникак непозволяется. Сварка кольцевыхшвовимуфтыикитрубеобязанапроделыватьсяобратноступенчатымметодомна корневом инаполняющихслоях испособомпостояннойсварки на облицовке.

Кольцевые швы обязаны свариваться в других квадрантах окружности трубы сразу 2-мя сварщиками. При сварке поперечных швов муфты к трубе перерывы в труде никак не допускаются. Сварные угловые соединения муфт бросать незаконченными никак не позволяется. В случае принужденных перерывов нужно вести вторичный нагрев кромок муфты и главной трубы в месте сварки. Никак не позволяется заканчивать сварку по совершенного исполнения шва[2].

В процессе сварки швов исполняется пооперационный наружный осмотр качества исполнения каждого слоя шва на наличие недостатков. Видимые недостатки швов устраняются. Промежуток меж муфтой и трубой заполняется некорродирующей жидкостью (дизельным топливом, бензином, машинным маслом, нефтью). Делается опрессовка муфты давлением 2 МПа (20кгс\см2) в течении 1 часа. Проверка считается удачно выполненной, ежели не наблюдались снижение давления в муфте и подтеков в ремонтные системы.

2.7 Защитные покрытия для трубопроводов

Отдельно следует остановиться на защитных покрытиях, используемых прина магистральных трубопроводах. При проведении работ по переизоляции магистральных нефтепроводов без остановки процесса перекачки нефти используются, как правило, комбинированные покрытия на основе модифицированных битумных мастик типа «ТРАНСКОР», «БИОМ», «БИТЭП», «ИЗОБИТ», полимерных, полимерно-битумных, термоусаживающихся лент и защитных оберточных материалов. При этом типы, конструкции и толщины данных покрытий должны соответствовать «Перечню конструкций комбинированных покрытий на основе битумно-полимерных мастик и битумно-полимерных лент, разрешенных к применению в системе ОАО «АК «Транснефть». В заключении об условиях внедрения и практического применения тех или иных антикоррозионных покрытий в системе ОАО «АК «Транснефть». Все предлагаемые материалы и системы защитных покрытий должны пройти аттестационные испытания на соответствие общим техническим требованиям Компании. Испытания проводятся на образцах, вырезанных из изолированных труб или на образцах-свидетелях с покрытием, нанесенным в условиях конкретного завода-изготовителя по принятой технологии, с использованием установленного промышленного оборудования.

Если подытожить вышесказанное, то можно сделать следующие выводы:

1. При строительстве магистральных нефтепроводов в настоящее время применяются трубы с заводскими покрытиями. Выбор типа заводского покрытия зависит от диаметров строящихся трубопроводов, от температуры эксплуатации и условий прокладки трубопроводов;

2. Для антикоррозионной защиты фасонных элементов и задвижек нефтепроводов должны применяться покрытия,по своимхарактеристикам сопоставимые с заводским покрытиями труб. С этой целью рекомендуется применять модифицированные полиуретановые и эпоксидно-полиуретановые покрытия;

3. Изоляция сварных стыков трубопроводов в трассовых условиях должна осуществляться покрытиями на основе термоусаживающихся полимерных лент. Данный тип покрытиянаиболее близок к заводским полиэтиленовым покрытиям труб;

4. До начала практического применения все защитные покрытия и изоляционные материалы должны проходить аттестационные испытания на соответствиетребованиям ОАО «АК «Транснефть» и разработанным на их основе Техническим условиям на защитные покрытия. Покрытия, материалы иТехнические условия заводов-изготовителей должны быть включены в «Реестр ТУ и ТТ» ОАО «АК «Транснефть».

2.8 Изоляция

До начала работ по нанесению изоляции на трубопровод необходимо[7]:

- провести испытание на прочность и герметичность;

- выполнить планировку монтажной площадки;

- проверить наличие и качество изоляционных материалов;

- подготовить к работе машины, и механизмы, другое оборудование;

- получить разрешение на изоляцию трубопровода.

Работы по изоляции выполняются в следующей последовательности:

- со склада к месту работы вывозятся изоляционные материалы;

- на плеть трубопровода при помощи трубоукладчика насаживается комбайн;

- комбайн заполняется клеевой грунтовкой, на шпули устанавливаются рулоны и регулируются по диаметру изолируемого трубопровода и величине нахлеста;

- производится машинная очистка и изоляция плети трубопровода;

- проверяется качество изоляционного покрытия, при необходимости выполняется ремонт.

Перед насадкой комбайна на торец трубопровода надевается конус для предохранения от повреждений рабочих органов машины и кромки трубопровода. Трубопровод поддерживается на весу трубоукладчиком при помощи троллейных подвесок. Изоляционную ленту и соответствующую ей грунтовку следует наносить на очищенную от продуктов коррозии, окалины, грязи, масляных пятен, пыли наружную поверхность трубопроводов. Поверхность трубопровода при нанесении грунтовки и ленты должна быть сухой. Для обеспечения равномерного покрытия очищенный поверхности трубопровода грунтовку перед нанесением следует тщательно перемешать. Слой грунтовки должен быть сплошным и не иметь подтеков, сгустков, пузырей. грунтовку в случае необходимости перед нанесением допускается разбавить растворителем, вводя его не более 10% от разбавляемого объёма.

Изоляционную полимерную ленту следует наносить на трубопровод по свеженанесенной невысохшей грунтовке при температуре не ниже минус 400С. При температуре воздуха ниже 100С рулоны ленты и обертки перед нанесением необходимо выдержать не менее 48 часов в теплом помещении при температуре 150С, но не выше 450С. При температуре окружающего воздуха ниже 30С поверхность изолируемого трубопровода необходимо подогревать до температуры не ниже 150С, но не выше 500С[4].

При установке на шпулю нового рулона ленты, конец нанесенного полотнища поднимают на 10...15 см и под него подкладывают начало разматываемого рулона. Эти концы разглаживают на изолируемой поверхности и за тем прижимают рукой до нахлеста их последующим витком ленты.

Поверхность трубопровода необходимо предохранять от попадания на нее смазочного масла из трансмиссии и воды из систем охлаждения машин.

Все дефектные участки изоляции следует исправлять сразу после их обнаружения. Поврежденный участок необходимо освободить от обертки и изоляционной ленты. Ветошью, смоченной растворителем, с поверхности поврежденного участка тщательно удаляется пыль, грязь, влагу. Далее на ремонтируемый участок тонким слоем 0.1 ... 0.2 мм следует нанести соответствующую клеевую грунтовку и заплатку из липкой ленты, заплата должна перекрывать дефект не менее чем на 15 см по периметру. Крупные повреждения изоляции следует ремонтировать, нанося липкую ленту спирально по клеевой грунтовке. При этом ее наносят, захватывая на 5..10 см имеющуюся изоляцию на смежных участках с нахлестом 50 % ширины рулона плюс 3 см.

Сплошность отремонтированного изоляционного покрытия следует проверять дефектоскопом до нанесения защитной обертки. Во время дождя и сильного ветра изоляционные работы не производятся.

В качестве контроля необходимо проверять сплошность изоляционного покрытия всего ремонтируемого участка с использованием холидей-детектера ISOTEST 4S (рисунок 10). Принцип работы прибора основан на электрическом пробое воздушных промежутков между электродом, подключенным к одному из полюсов источника высокого напряжения, и самим трубопроводом, подключенным к другому полюсу, в местах дефектов изоляции. При проверке на сплошность напряжение на электроде устанавливается из условия: на 1 мм сплошности изоляционного покрытия 10кВ напряжения на электроде. Результаты проверки оформляются виде Акта о контроле спошности изоляционного покрытия. При отсутствии дефектов и удовлетворительной сплошности разрешается засыпка трубопровода[10].

Рисунок 10 - Холидей-детектер ISOTEST 4S топких мест, грунтовых дорог

3. Исследование факторов агрессивности грентов

3.1 Обзор факторов коррозионной агрессивности грунтов

Согласно ГОСТ 9.602 - 89 критериями опасности коррозии подземных металлических сооружений являются[6]:

а) коррозионная агрессивность среды (грунтов, грунтовых и др. вод) по отношению к металлу сооружения;

б) опасное действие постоянного и переменного блуждающих токов.

Остановимся подробней, исходя из тематики статьи, на аспекте коррозионной агрессивности среды (в данном случае грунта), которая определяется следующими факторами:

1. Пористостью (аэрацией);

2. Электропроводностью;

3. Наличием растворенных солей;

4. Кислотностью или щелочностью;

5. Влажностью;

6. Температурой электролита (грунта), прилегающего к стенкам трубопровода;

Каждый из этих факторов может повлиять на характеристики анодной и катодной поляризации металла в грунте, причем не всегда однозначно, с точки зрения усиления или ослабления коррозионного растворения.

Например, пористый грунт более аэрированный и лучше сохраняет влагу, что приводит к увеличению начальной скорости коррозии. Однако, защитные свойства образующихся при этом продуктов коррозии лучше, чем у пленок, образующихся в неаэрированных почвах. В то же время в большинстве грунтов, если нет хорошей аэрации, коррозия идет с образованием глубоких язв. Очевидно, что точечная коррозия опаснее, чем равномерная, протекающая с большей скоростью.

В свою очередь, без аэрации плохо окислённые продукты коррозии диффундируют в глубь почвы и, практически, не защищают металл от дальнейшего разрушения.

Следует отметить и тот факт, что азрация снижает активность сульфато восстанавливающих бактерий, содержащихся в грунте и поражающих металл. Воздействие анаэробных бактерий в бедных растворенным кислородом почвах наблюдается в интервале рН 5,5 - 8,5. При этом одни разновидности бактерий размножаются в пресной воде и почве, содержащих сульфаты, другие - в солоноватых и морских водах, а некоторые живут глубоко в земле, при температурах до 60-80єС. Сульфатвосстанавливающие бактерии легко восстанавливают неорганические сульфаты до сульфидов в присутствии водорода и органических веществ. На поверхности железа этот процесс интенсифицируется, так как железо в этом случае является источником водорода, который обычно адсорбирован на поверхности металла и который бактерии используют для восстановления SO4ІО. С каждым эквивалентом водорода, потребленным бактериями, в раствор переходит один эквивалент FeО, образуя ржавчину Fe(OH)2 и сульфид железа FeS. Можно сказать, что бактерии здесь играют роль деполяризатора. Анализ продукта коррозии, образовавшегося в результате действия бактерий, дает соотношение количества оксида и сульфида 3/1. В случае, когда коррозия обусловлена не действием бактерий, а присутствием растворенного сероводорода или растворенных сульфидов, подобное соотношение оксид: сульфид вряд ли будет обнаружено, при этом скорость коррозии будет ниже. Особенно серьезные повреждения сульфатвосстанавливающие бактерии наносят нефтяным отстойникам, подземным трубопроводам и обсадным колонам глубоких скважин[2].

Далее, грунт с низкой электропроводностью чаще всего менее агрессивен, чем высоко электропроводный из-за малого количества влаги или наличия растворимых солей или того и другого одновременно. Однако электропроводность сама по себе не является показателем агрессивности, существенную роль здесь играет характеристика анодной или катодной поляризации металла в данном грунте. Кроме того, необходимо отметить тот факт, что при увеличении влажности грунта электросопротивление его уменьшается, но при этом сильно затрудняется диффузия кислорода к поверхности металла, в результате чего коррозионный процесс замедляется.

Кроме того, среднегодовая температура грунта региона в котором проложен трубопровод, а также температура транспортируемого продукта, обуславливающая температуру стенок трубопровода и, соответственно, прилегающего к стенкам почвенного электролита существенно влияет на коррозию (рисунок 11) Так с повышением температуры электролита до 75-80°С скорость коррозии значительно возрастает, при дальнейшем же повышении температуры скорость коррозии уменьшается из-за высыхания грунта, прилегающего к стенкам трубопровода.

Кроме того, если скорость коррозии контролируется диффузией кислорода, то для данной концентрации О2 в электролите (грунте) скорость приблизительно удваивается при повышении температуры на каждые 300°С этот процесс сохраняется, так же примерно до 800°С, а затем падает. Такое снижение связано с заметным уменьшением растворимости кислорода в воде, и этот эффект в конце концов подавляет ускоряющее влияние собственно температуры. Такая зависимость скорости коррозии от температуры характерна для открытой системы, в которой растворенный кислород может улетучиваться, при этом, если коррозия сопровождается и выделением водорода, скорость ее возрастает более чем вдвое с увеличением температуры на 300°С. Для закрытой системы, где кислород не имеет возможности улетучиваться, скорость коррозии продолжает расти с повышением температуры до тех пор, пока кислород не будет израсходован[15].

Что касается растворенных солей, влияние концентрации хлорида натрия на коррозию железа в аэрируемой воде при комнатной температуре показано на рисунке 12.

С возрастанием концентрации соли скорость коррозии вначале увеличивается, а затем снижается и в насыщенном растворе (26% NaCl) становится меньше, чем в дистиллированной воде.

Рисунок 11- Влияние температуры на коррозию железа в воде, содержащей растворенный кислород

Во всем диапазоне концентраций NaCl скорость коррозии лимитируется кислородной деполяризацией, поэтому повышение концентрации NaCl уменьшает растворимость кислорода в воде, снижая скорость коррозии. Первоначальное возрастание скорости коррозии связано с изменением защитных свойств диффузионно-барьерной пленки ржавчины, образующейся на корродирующем железе[7].

В дистиллированной воде, имеющей низкую электропроводимость, анодные и катодные участки должны быть в связи с этим расположены очень близко друг к другу. Следовательно, ионы ОНО, образующиеся на катодах согласно уравнению:

ЅО2 + Н2 > 2ОНО - 2е;

Всегда находятся рядом с ионами Fe2+, которые образуются на близлежащих анодах. Таким образом формируется пленка Fe(OH)2, плотно прилегающая к поверхности металла, что создает эффективный диффузионный барьер.

С другой стороны, из-за большой электропроводимости растворов NaCl аноды и катоды могут функционировать на гораздо большем расстоянии друг от друга. В этом случае NaOH на катодах не вступает немедленно в реакцию с FeCl2, образующимся на анодах; эти соединения диффундируют в раствор и реагируют с друг другом с образованием Fe(OH)2 вдали от поверхности металла. Очевидно, что образовавшийся Fe(OH)2 при этом не формирует защитного барьерного слоя на металле.

Поэтому в разбавленных растворах NaCl железо корродирует быстрее. С увеличением содержания NaCl выше 3% снижение растворимости кислорода становится определяющим фактором по сравнению с любыми изменениями диффузионно-барьерного слоя, это ведет к снижению скорости коррозии[3].

Рисунок 12 - Влияние концентрации хлорида натрия на коррозию железа в аэрированных растворах

Кислотность и щелочность грунта. Влияние рН аэрированной чистой воды на коррозию железа показано на рис.3. В пределах рН = 4 - 10 скорость коррозии определяется только скоростью диффузии кислорода к поверхности металла, при этом основной диффузионный барьер - пленка оксида железа постоянно обновляется в ходе коррозионного процесса. В кислой среде (рН <4) пленка оксида железа растворяется, значение рН на поверхности железа снижается, и металл находится в более или менее непосредственном контакте с водной средой. При этом увеличение скорости коррозии - результат значительной скорости выделения водорода и сильной кислородной деполяризации. При дальнейшем увеличении рН скорость выделения водорода так велика, что затрудняется доступ к поверхности металла. Поэтому деполяризация в концентрированных кислотах в меньшей степени способствует увеличению скорости коррозии, чем в разбавленных, где диффузия кислорода идет с большей легкостью.

Увеличение щелочности среды (рН> 10) вызывает возрастание рН на поверхности железа. Скорость коррозии при этом уменьшается, так как железо больше и больше пассивируется в присутствии щелочей и растворенного кислорода, избыток которого согласно оксидно-пленочной теории, приводит к окислению пленки FeO, при этом образуется другая пленка, имеющая лучшие защитные свойства в качестве диффузионного барьера.

Таким образом, соли щелочного характера, дающие при гидролизе растворы с рН> 10, действуют как ингибиторы коррозии. Исходя из вышеизложенного (рисунок 13), при рН = 4 - 10 коррозия ограничена скоростью диффузии кислорода через слой оксида. Это важно, так как рН почти всех природных вод находится в пределах 4 - 10. Значит, любое железо, погруженное в пресную или морскую воду, будь то низко- или высокоуглеродистая сталь, низколегированная сталь, холоднокатаная и т.д. будет иметь практически одинаковую скорость коррозии.

Кроме тог, учитывая взаимозависимость пунктов 3 и 4, следует сказать, что в природных пресных водах содержатся растворимые соли кальция и магния, концентрация которых зависит от происхождения и расположения водоема. Вода с высокой концентрацией этих солей называется жесткой, с низкой - мягкой, соответственно, жесткая вода менее коррозионно-активная, чем мягкая. В жесткой воде на поверхности металла естественным путем откладывается тонкий диффузионно-барьерный слой, состоящий в основном из карбоната кальция СаСО3.

Эта пленка дополняет обычный коррозионный барьер из Fe(OH)2 и затрудняет диффузию растворенного кислорода к катодным участкам. В мягкой воде защитная пленка из СаСО3 не образуется. Однако, жесткость воды не единственное условие возможности образования защитной пленки. Способность СаСО3 осаждаться на поверхность металла зависит также от общей кислотности или щелочности среды, о чем шла речь выше.

Рисунок 13 - Влияние рН на коррозию железа в аэрированной мягкой воде при комнатной температуре

Наконец, грунты, содержащие 20% воды, считаются наиболее агрессивными, при этом исходя из вышеизложенного по факторам агрессивности, очевидна, непосредственная связь перечисленных факторов с влажностью. Причем, увеличение влажности или ее уменьшение, исходя из того или иного сочетания факторов в реальных почвенно-климатических условиях, приведут к соответствующим изменениям анодной или катодной поляризации металла в данном грунте и, соответственно, скорости коррозии.

3.2 Скорость коррозии в грунтах

Проведенный обзор взаимосвязи факторов агрессивности грунта по отношению к металлическим подземным коммуникациям, в частности, к трубопроводам приводит к выводу, что для измерения скоростей подземной коррозии и определения агрессивности грунта наряду с традиционным гравиметрическим методом ( весьма трудоемким и длительным по времени), применим метод линейной поляризации с измерением средней плотности катодного тока (Ik) см. ГОСТ 9.602-89., так как именно величина плотности Ik, сочетая все неоднозначности взаимовлияния факторов агрессивности, для данной проблемы будет являться обобщенным критерием опасности коррозии (таблица 2).

Таблица 2 - Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали

Коррозионная агрессивность грунта	Удельное электрическое сопротивление грунта, ОмЧм
Низкая	Св. 50
Средняя	От 20 до 50
Высокая	До 20

Во-первых, величины удельного электросопротивления грунта, соответствующие указанным значениям, на практике, как правило, имеют с характеристику «кажущиеся». То есть получаются с помощью косвенных измерений показаний на глубине прокладки подземной коммуникации, за счет выдерживания расстояния между измерительными электродами равным соответствующей глубине прокладки. При этом естественная неоднородность грунта и, соответственно, его проводимость будет объективно вносить определенную погрешность. Чем больше глубина залегания, например, трубопровода тем существенней методологическая погрешность измерения.

Во-вторых, как указывалось выше, функция скорости коррозии совсем не обязательно пропорциональна или обратно пропорциональна величине удельного сопротивления грунта, а также другим значениям величин, характеризующих перечисленные факторы коррозионной активности. Безусловно, с нашей точки зрения, с чем мы можем, согласиться, в определении коррозионной агрессивности грунта по значению сгр., так это с тем, что если значение измеренного удельного электрического сопротивления грунта выше 130 Ом*м, то опасность почвенной коррозии - низкая. В то же время, как показывает опыт полевых электроизмерительных диагностических работ на подземных трубопроводах лабораторией неразрушающего контроля ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика», для грунтов с сгр менее 100 Ом*м, коррозионная агрессивность и проводимость грунта имеют гораздо меньшую зависимость, чем агрессивность и пористость, а также кислотность или количество растворенных солей. Соответствующие результаты были получены методом линейной поляризации и измерением средней плотности катодного тока (Ik) по ГОСТ 9.602-89. с помощью разработанного и изготовленного в ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» малогабаритного устройства для проведения катодной поляризации образцов трубной стали в пробах грунта, взятого непосредственно в шурфах в полевых условиях. Устройство состоит из двух блоков: блока контрольно-измерительного (БКИ) (см.фото) и блока-ячейки для послойной укладки пробы грунта, изготовленной из листовой стали с внутренним изоляционным покрытием пленкой типа: «поликен», а также медно-сульфатного неполяризующегося электрода сравнения и двух электродов катодной поляризации из трубной стали, с площадью рабочей поверхности каждого электрода 10 см2; габариты блока-ячейки: 160ммЧ120ммЧ110мм.

Габариты БКИ: 115ммЧ75ммЧ75мм, напряжение питания: 3 В (два элемента типа - АА); индикация силы тока поляризации по 3 диапазонам: 0 - 50 мкА; 0 - 250 мкА; 0 - 500 мкА. Масса устройства: 280 г[3].

На рисунке 14. отображены графики двух поляризационных кривых, характеризующих изменение естественных потенциалов поляризации, одинаковых металлических пластин электродов (размер - 10 см2, масса, материал, отшлифованная рабочая поверхность), установленных в пробе указанного грунта на расстоянии - 2 см друг от друга, углубленных на 1 - 1,5 см от поверхности, без наложения катодного тока.

Рисунок 14 - Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного э-дов, без наложения Ik. (Грунт аэрированный, влажность 20%, содержащий 3% раствор NaCl, температура: 250оС, удельное электросопротивление: сгр. = 22 Ом*м)

Из рисунка видно, что уже в начальный момент времени различие в поляризации пластин относительно электрода сравнения составило около 0,045 В, то есть образовался гальванический элемент и междуэлектродная разность потенциалов, практически, не менялась в течение 15 часов, при этом потенциалы катода- кривая 2 и анода-1 в отдельности становились более отрицательными в течении 2 часов, до установления равновесного процесса образования диффузионно-барьерного слоя. При этом ток протекающий по цепи, через измерительную головку составлял примерно 10 мкА. Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного электродов изображены на рисунке 15.

Рисунок 15 - Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного э-дов, без наложения Ik. (Грунт аэрированный, влажность 12%, не содержащий раствор NaCl, температура 250С, удельное электросопротивление: сгр. = 90 Ом*м)

На рисунке 15 отображены графики поляризации тех же пластин, в таком же грунте, но проба грунта менее влажная и не содержит раствора NaCl, при этом удельное сопротивление составляло - 90 Ом*м. Из графиков видно, что величина начальной поляризации пластин существенно меньше, а разность потенциалов между анодом, кривая-1, и катодом, кривая-2, составляет тысячные доли вольта. Как и в предыдущем случае, процесс поляризации продолжался в течение 2 часов, без изменения смещения разности электродных потенциалов, до установления равновесного процесса образования диффузионно-барьерного слоя. При этом ток, протекающий по цепи, через измерительную головку в начале процесса составлял 2,5 мкА, а в конце, практически, был равен нулю.

Приведенные диаграммы подтверждают термодинамическую возможность коррозии металла за счет взаимодействия с окружающей средой и образования электродных потенциалов. Причем, чем выше разность междуэлектродных потенциалов (т.е. э.д.с. гальванических элементов), тем больше возможность его суммарной реакции.

Следует отметить, что термодинамическая возможность коррозии не является мерой скорости коррозионного процесса. Высокому значению э.д.с. не всегда соответствует высокая скорость коррозии, то есть указанное условие является необходимым, однако не является достаточным. Этот существенно важный момент, зависящий от совокупности факторов коррозионной активности, рассмотренных выше, наглядно, отображается на графиках поляризационных кривых (рисунок 16).

Из графиков видно, что поляризация электродов сохраняет ту же закономерность, как и в предыдущих двух рассмотренных случаях, то есть длится около 2 часов, переходя из экспоненциальной зависимости в линейную. Но при этом, особенность процесса состоит в том, что начальная э.д.с. пары анод-катод, (канал 1 и канал 2), в данном грунте также велика, как и в случае (рисунок 14), однако, в течение последующих 5 часов процесса поляризации, электродная э.д.с. уменьшается до нуля, коррозионный гальванический ток пары также стремится к нулю. В то время как в аэрированном грунте, температурой 250С, влажностью 20%, содержащем 3% раствор NaCl и с удельным сопротивлением сгр. = 22 Ом*м, коррозионный ток со временем не падал и электродная э.д.с., по сравнению с начальной, не уменьшалась.

Рисунок 16 - Поляризационные кривые рабочего и вспомогательного э-дов, без наложения Ik. (Грунт неаэрированный-глинистый, влажность 30%, содержащий раствор 20% NaCl, температура:250С, удельное электросопротивление: сгр. = 2,8 Ом*м)

Иными словами, коррозионная агрессивность грунта рис.4. значительно выше агрессивности грунта рис.6., хотя проводимость грунта существенно больше во втором случае, чем в первом, при этом проба грунта (рисунке 15), наименее агрессивна.

То есть для грунта (рисунок 15), скорость коррозионного процесса может характеризоваться величиной удельного сопротивления грунта.

Однако, в общем случае, наиболее объективным критерием коррозионной агрессивности грунта, согласно изложенного выше, может являться только величина средней плотности катодного тока Ik, А/м2 значения которого для различных почвенных образцов приведены в ГОСТ 9.602-89, см. таблицу 3.

Таблица 3 - Коррозионная агрессивность грунта

Коррозионная агрессивность грунта	Удельное электрическое сопротивление грунта, ОмЧм	Средняя плотность катодного тока, iк, А/м2
Низкая	Свыше 50	До 0,05
Средняя	От 20 до 50	От 0,05 до 0,2
Высокая	До 20	Свыше 0,2

С помощью методики анализа коррозионной активности грунта, согласно требованиям, ГОСТ 9.602-89 и устройства для проведения катодной поляризации металлических образцов с площадью рабочей поверхности 10 см2, разработанного и изготовленного в ООО «НТЦ «Нефтегаздиагностика» были получены следующие значения силы тока Ik характеризующих низкую, среднюю и высокую коррозионную агрессивность: до 50мкА - низкая; От 50мкА до 200мкА - средняя; От. 200мкА до 500мкА - высокая; Св. 500мкА - очень высокая.

3.3 Данные пробы грунтов после наложения смещения

Описанные выше пробы грунтов после наложения смещения 100 мВ между рабочим и вспомогательным электродами показали, следующие значения величины катодного тока:

1) по рисунку 14. - 1000 мкА; (500мкА);

2) по рис.5. - 320 мкА; (300мкА);

3) по рис.6. - 730 мкА. (700мкА), то есть все грунты коррозионноопасные и очень коррозионноопасные.

Причем, необходимо отметить, что металлургический фактор, определяемый даже незначительным различием состава стали электродов, приводит, как было показано, к различной естественной поляризации образцов с образованием э.д.с. гальванических элементов. Поэтому наложение смещения 100 млВ может быть, как суммарно последовательным, так и встречным, относительно естественного потенциала, собственно, электрода, при этом контролируемый катодный ток может существенно меняться до 100%.

Учитывая тот факт, что измеряемый суммарный гальванический ток смещения Ik, в случае произвольной поляризации рабочего и вспомогательного электродов с помощью наложения 100млВ от БКИ устройства, может дать одинаковые результаты для различных по агрессивности грунтов, рекомендуем дополнить методику ГОСТ 9.602-89. предварительным определением катодно-анодной поляризации электродов в пробе грунта. Смещение потенциала относительно установившегося потенциала коррозии проводить по правилу: естественный анод к положительному полюсу источника поляризации естественный катод к отрицательному.

Вывод:

Учитывая простоту выполнения вышеописанных операций и анализа данных, коррозионная оценка агрессивности грунта может быть с успехом определена по приведенной методике, а данные использованы в дальнейшем при расчетах коррозионной активности грунта и особенностях его взаимодействия с металлом трубы.

3.4 Определение содержания железа в промысловой сточной воде

Эти данные будут необходимы в последующих экспериментах

Определение ионов железа

Оборудование и реактивы: 50% раствор KNCS, HCl-24%

Приближенное определение ионов Fe3+.

Окрашивание, видимое при рассмотрении пробирки сверху вниз на белом фоне

Примерное содержание ионов железа Fe+3

Определение

К 10мл исследуемой воды прибавляют 1-2 капли HCl и 0, 2 мл (4 капли) 50%-го раствора KNCS. Перемешивают и наблюдают за развитием окраски. Примерное содержание железа находят по таблице. Метод чувствителен, можно определить до 0, 02 мг/л.

Fe3+ + 3NCS- = Fe(NCS)

Таблица 4

Окрашивание, видимое при рассмотрение пробирки сверху вниз на белом фоне	Примерное содержание ионов железа Fe+3
Отсутствие	менее 0, 05
Едва заметное желтовато-розовое	от 0, 05 до 0, 1
Слабое желтовато-розовое	от 0, 1 до 0, 5
Желтовато-розовое	от 0, 5 до 1, 0
Желтовато-красное	от 1, 0 до 2, 5
Ярко-красное	более 2, 5

4. Проведение экспериментов

4.1 Описание экспериментов

Одной из особенностей нефтепроводов является факт различия развития коррозионных процессов в зависимости от наличия дополнительных напряжений. Иными словами, в случае наличия дополнительных напряжений, вызванных, например, наличием криволинейного участка, коррозия будет развиваться быстрее. Это обусловлено тем, что НДС «растягивает» зерна металла, способствуя появлению и развитию микротрещин, то есть происходит ослабление связей между кристаллическими решетками отдельных частиц металла. Кроме того, стоит принять во внимание, что изменение связей происходит не только в результате механического воздействия (изгиб, напряжение), но и в результате термического воздействия (сварки), которое разрушает и меняет связи как между зернами, так и между атомами в самих зернах. Проведенный нами эксперимент полностью подтверждает это.

Были рассмотрены фрагменты трубопровода D=1020мм, толщиной стенки 12мм, изготовленные из стали 17Г1С, что полностью соответствует характеристикам трубных сталей МН «Дружба» на технологическом участке НПС «Верховье» - НПС «Аксенино». Кроме того, из обрезков той же стали были изготовлены опытные образцы, описание которых приведено ниже. По хим. составу металл образцов (масс. доля компонентов, %: С-0,11, Si-0,94, Мn-1,5, S-0,012, Р-0,01, Сг-0,1, Ni-0,07, Сu-0,07, V-0,08) удовлетворяет требованиям, предъявляемым ГОСТ 19281-89* к стали марки 17Г1С.

4.2 Исследование поведения образца трубной стали в реальном грунте

Образец из стали 17Г1С плотностью 7850 кг/м3 с линейными размерами 0,073*0,012*0,001 м (73*12*1 мм) массой 6,876 г (измерения массы в данном случае и в дальнейшем проведены на лабораторных электронных весах) был помещен в суглинок, привезенный из Верховского района Орловской области, на 50 суток при постоянной температуре 15о С. Фотографии образца до и после помещения в реальный грунт представлены на рисунках 16 и 17:

Рисунок 16 - Образец после помещения в реальный грунт

Рисунок 17 - Фотография образца, помещённого в грунт, через 50 сток после начала опыта

После нахождения в суглинке и очистки от оксидов железа металлической щеткой была измерена масса образца. Весы показали значение 6,495 г, то есть потери металла составили 5,54%.

4.3 Эксперимент имитации химической коррозии

Зная это значение (массу образца), был проведен следующий эксперимент

4.3.1 Выбор раствора электролита

Из стали 17Г1С на заводе ЦСКБ «Прогресс» были изготовлены 4 образца длиной 73 мм и диаметром 3,5 мм. Масса образцов 5,51 г (+/- 0,2%, разницей пренебрегаем).

Эти образцы были помещены в растворы электролитов (рисунок 18,19,20,21), с PH 4,4; 4,6; 4,8 и 5,0. Данные о кислотности растворов были взяты из результатов исследований суглинков РФ. Каждый из цилиндрических образцов был помещен в раствор и оставлен в нем на 50 суток при постоянной температуре 15 градусов по Цельсию.

Первый образец помещенный в раствор с кислотностью РН 4,4 потерял 12,08% массы.

Рисунок 18 - Образец 1 Второй, при 4,6 РН, - 10,09%

Рисунок 19 - Образец 2 Третий образец потерял 7,49%своей массы



Рисунок 20 - Образец 3 Четвертый - 5,61%

Рисунок 21 - Образец 4

В результате эксперимента мы выяснили, что раствор, в котором находился Образец 4 (рисунок 21), по уровню кислотности сопоставим с реальным суглинком из Верховского района Орловской области. Следовательно, в нем можно смоделировать коррозионный процесс реального трубопровода.

4.4 Моделирование коррозионных процессов

Целью данного эксперимента, являющегося основополагающим в данном эксперименте, является обоснование целесообразности проведения глубокой шлифовки коррозионных дефектов.

Один из образцов трубопровода был помещен в аквариум с электролитом из вышеприведенного эксперимента на 100 суток (рисунок 22).

Рисунок 22 - Образец трубопровода, помещенный в электролит

Помимо этого, в целях моделирования наиболее экстремального сценария развития коррозии на реальный трубопровод, вокруг аквариума было создано магнитное поле при помощи двух стальных стержней (рисунок 23), обмотанных стальной проволокой, и автомобильного аккумулятора (U=24B, I=12А). Поле создано для имитации электрохимической коррозии (рисунок 24).

Рисунок 23 - Созданное магнитное поле вокруг образца



Рисунок 24 - Искусственно созданная электрохимическая коррозия

Система находилась в устойчивом состоянии - контролировалась температура процесса, электролит не перемешивался механически, аккумуляторы своевременно менялись.

Визуальный осмотр емкости с образцом проводился каждые пять дней течения эксперимента, данные заносились в дневник наблюдений:

день 1: образец погружен в электролит, создано магнитное поле;

день 11: ничего не изменилось;

день 21: ничего не изменилось;

день 31: раствор приобрел легкий желтоватый окрас (рисунок 25).



Рисунок 25 - 31-й день опыта

день 41: насыщенность раствора продуктами окисления железа увеличилась (рисунок 26).

Рисунок 26 - 41-й день опыта

день 51: образуется налет на теле фрагмента трубопровода

день 61: коррозия прогрессирует

день 71: коррозия прогрессирует

день 81: раствор приобрел насыщенный оранжевый окрас

день 91: налет на металле покрыл всю поверхность (рисунок 27).

Рисунок 27 - 91-2 день опыта

День 101: конец моделирования коррозии, отключение стержней, утилизация электролита.

Вывод: в лабораторных условиях была смоделирована электрохимическая коррозия в суглинке.

4.5 Определение концентрации ионов трехвалентного железа в электролите

Согласно описанной выше методе определяем содержание ионов железа в растворе электролита.

день 1 - раствор абсолютно прозрачен (рисунок 27)

Рисунок 27 - 1-й день опыта

день 51 - раствор имеет соломенный цвет (рисунок 28)

Рисунок 28 - 51-й день опыта

день 101 - раствор имеет желтовато-красный цвет

4.5.1 Сопоставление результатов экспериментов

Таблица 5 - Результаты экспериментов

Окрашивание, видимое при рассмотрении пробирки сверху вниз на белом фоне	Примерное содержание ионов железа Fe+3
Отсутствие	менее 0, 05
Едва заметное желтовато-розовое	от 0, 05 до 0, 1
Слабое желтовато-розовое	от 0, 1 до 0, 5
Желтовато-розовое	от 0, 5 до 1, 0
Желтовато-красное	от 1, 0 до 2, 5
Ярко-красное	более 2, 5

Сопоставив результаты наблюдений с таблицей 5Делаем вывод о том, что примерная концентрация ионов Fe3+ в растворе электролита составляет:

день 1 - менее 0,05 мг/л (содержание ионов железа в водопроводной воде);

день 51 - от 0,1 до 0,5 мг/л;

день 101 - от 1,0 до 2,5 мг/л.

Вывод: увеличение насыщенности окраски изначально прозрачного раствора электролита дополнительно свидетельствует о переходе ионов железа из стального образца в раствор, что свидетельствует о наличии электрохимической коррозии на нем.

5. Можернизация метода капитального ремонта трубопровода в целях уменьшения коррозионной потери

5.1 Шлифовка образцов трубной стали

Полученный прокорродировавший образец №1 (рисунок 29) был подвергнут шлифовке в около шовной зоне, притом слева была создана глубокая шлифовка, а справа - шлифовка, приводящаяся согласно существующему РД ОАО «АК «Транснефть»:

Рисунок 29 - Образец №1

Подобным образом был отшлифован аналогичный образец, искусственная коррозия на котором не создавалась образец №2(рисунок 30).

Рисунок 30 - Образец №2

Вывод: главным преимущество глубокой шлифовки перед традиционной является устранение концентраторов напряжений в силу удаления микротрещин. Глубина шлифовки согласно нашей методике увеличивается на 0,2-0,3 мм, что позволяет избежать развития коррозии на вновь отшлифованном участке и в то же время практически не влияет на механические свойства трубопровода.

5.2 Эксперимент по обнаружению концентраторов напряжений при помощи термографического метода

В качестве одного доказательства устранений микротрещин вышеописанные отшлифованные образцы были подвергнуты термическому воздействию.

Одним из способов обнаружения концентраторов напряжений в отшлифованной зоне является нагрев фрагментов трубопровода, последующее охлаждение и наблюдение за этим процессом при помощи теплокамеры.

Теплокамера это устройство для создания теплографических фотоснимков.

Возможность обнаружения концентраторов напряжения при помощи теплографии объясняется тем, что напряжение меняет взаимное расположение зерен и форму кристаллической решетки каждого зерна, находящегося в зоне напряжения. Подобные изменения влияют на теплопроводность отдельных участков металла.

Для равномерного нагрева была собрана электрическая цепь, изображенная на схеме (рисунок 31).

Модуль управления температурой TZN4(рисунок 32).



Рисунок 31 - Собранная электрическая цепь: 1 - источник переменного тока (220 В, 50 Гц); 2 - механический ключ; 3 - модуль управления температурой (терморгулятор); 4 - подключенный фрагмент трубопровода; 5 - термодатчик

Рисунок 32 - Модуль управления температурой

Терморегулятор - это устройство, контролирующее температуру образца. Терморегулятор обладает выносным термодатчиком, который устанавливается в свободной от прямого воздействия отопительных приборов зоне и снабжает терморегулятор информацией о температуре образца. На основе этих данных терморегулятор управляет напряжением, подаваемым на образец, то есть температурой, за счет изменения внутреннего напряжения терморегулятора.

Образец трубопроводной стали был сфотографирован термокамерой (рисунок 33).

Рисунок 33 - Образец трубопроводной стали. Фото термокамерой

Как видно, металл до нагрева охлажден и имеет равномерную температуру по всей поверхности (рисунок 34).

Рисунок 34 - Равномерная температура поверхности образца, меньшая температуры человеческого тела.

На рисунке 35 металл изображен на фоне рук одного из разработчиков проекта, и очевидно, что его температура меньше температуры человеческого тела.

Далее при помощи выше представленной схемы образец был равномерно нагрет до температуры в 80оС. Съемка термокамерой была произведена при нагреве образца до 40 и 80 градусов (Рисунок 35 и 36).

Рисунок 35 - Нагрев образца до 40 градусов Цельсия

Рисунок 36 -Нагрев образца до 80 градусов Цельсия

Видно, что стык и околошовная зона нагреваются неравномерно, что свидетельствует о концентрации напряжений в этих областях.

После этого металл постепенно охлаждался, что изображено на рисунках 37 и 38.

Рисунок 37 - Постепенное охлаждение образца до 50 градусов

Рисунок 38 - Постепенное охлаждение образца до 30 градусов

Рисунок 37 соответствует охлаждению до 50 градусов, рисунок 38 - до 30, притом слева изображена зона, подвергнутая глубокой шлифовке, а справа - зона, подвергнутая шлифовке согласно текущему РД.

При 50 градусах околошовная зона с глубокой шлифовкой являет собой равномерный очаг распространения повышенной относительно средней температуры металла трубы поверхностью, в то время как зона с обычной шлифовкой по периметру горячее тела образца, а в центре - прохладней, что свидетельствует о наличии двух зон аномальной кристаллической решетки, в то время как в зоне глубокой шлифовки аномалия лишь одна.

При 30 градусах картина та же с учетом понижения средней температуры образца.

Как только термодатчик показал комнатную температуру (20 градусов по Цельсию), был сделан снимок участка обычной шлифовки (рисунок 39).

Рисунок 39 - Снимок образца с обычной шлифовкой коррозии при 20 градусах

Как видно, напряжения не исчезли даже при охлаждении до комнатной температуры.

Вывод: зона шлифовки является концентратором напряжений, притом глубокая шлифовка обеспечивает более равномерное распределение напряжений, которые можно снять, в то время как обычная шлифовка концентрирует напряжения значительно менее равномерно.