image
energas.ru

Газовая промышленность № 6 2017

Ремонт и диагностика

01.06.2017 11:00 АНАЛИЗ РАЗВИТИЯ КОРРОЗИИ ПОД ИЗОЛЯЦИОННЫМ ПОКРЫТИЕМ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ СОВМЕЩЕНИЯ ДАННЫХ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ И ЭЛЕКТРОМЕТРИИ
В статье рассмотрена конвергенция зон коррозии и участков повреждения изоляционного покрытия (ИП) по результатам внутритрубной диагностики и электрометрических обследований, показана малая корреляция результатов. Показано, что развитие коррозионных дефектов под отслоившимся ИП обусловлено влиянием множества факторов, таких как удельное электрическое сопротивление грунта, блуждающие токи, электрохимическая защита, ведущих к разрушению металла стенки труб в процессе эксплуатации. Проанализированы факторы, влияющие на коррозию, установлена неточность ряда параметров и их недостаточность для обнаружения и установления подпленочной коррозии. Приведено графическое представление распределения коррозионных дефектов. Указаны основные достоинства и недостатки методов диагностики. Даны рекомендации по корректировке границ зон повышенной коррозионной опасности и обследованию газопроводов для определения их реального технического состояния.
Ключевые слова: КОРРОЗИЯ, ФАКТОРЫ КОРРОЗИИ, ВНУТРИТРУБНАЯ ИНСПЕКЦИЯ, ДИАГНОСТИКА, ГАЗОПРОВОД.
Открыть PDF


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

1.png

Многолетний опыт эксплуатации магистральных газопроводов показал, что межремонтный период полимерного пленочного покрытия в зависимости от внешних и внутренних факторов в несколько раз меньше нормативного срока эксплуатации и составляет для различных диаметров труб в основном
10–15 лет. Поэтому выявление причин, приводящих к отслоению ИП, в целях повышения эксплуатационной надежности магистрального транспорта газа является актуальной задачей [1].

Для решения данной задачи определено техническое состояние газопроводов по результатам электрометрии и внутритрубной дефектоскопии (ВТД), установлено процентное совпадение (корреляция) коррозионных дефектов, зарегистрированных по ВТД, с зонами повреждения ИП, проведен анализ выявленных дефектов.

В целях повышения уровня точности интерпретации результатов диагностирования рассмотрены дефекты потери металла, зарегистрированные ВТД, и повреждения ИП, выявленные в ходе электрометрических обследований. Пространственное совмещение данных выполнено методом одометрической привязки дефектов ВТД к границам зон повреждения ИП, определенным по GPS-координатам. Корреляция результатов обследований определялась отношением числа вызываемых коррозией дефектов, попавших в зоны повреждения ИП, к общему числу коррозионных дефектов на исследуемом участке газопровода [2].

1_1.png

Полученная картина конвергенции участков с повреждениями ИП и координат коррозионных дефектов представлена в таблице.

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 таблицы 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, рассмотрено 350 дефектов, включенных в программы обследования потенциально опасных участков в шурфах (программа ПОУ) по результатам ВТД. Оценка коррозионной ситуации проводилась путем совокупного анализа нескольких факторов и измеренных параметров.

В результате анализа установлено, что подпленочная коррозия наблюдалась под полимерным покрытием в местах ослабления связи «металл – покрытие». На некоторых участках при отсутствии особых внешних изменений и нарушений ИП на поверхности металла имеется бурый или коричневый налет либо сплошная коррозия по всей поверхности.
В ряде случаев коррозия обнаружена в местах дефектов пленки или при ее растрескивании (рис. 1).

1_1_1.png

Дополнительное негативное влияние блуждающих токов обусловливает достаточно быстрый рост коррозии от центра очага во всех направлениях. В центре очага металл разрушается вглубь, вплоть до сквозного поражения. Поскольку величина блуждающих токов от внешних источников на порядок больше величины токов почвенной коррозии, в анодных и знакопеременных зонах образуются многочисленные язвы (рис. 2).

На рис. 3 представлено угловое распределение дефектов на образующей трубы под отслоившимся ИП. Как видно из диаграммы, основное число дефектов расположено по нижней образующей трубы – с 4 до 8 ч, что характерно для процессов коррозии, обусловленных дифференциальной аэрацией.

Безусловно, степень адгезии и состояние ИП в целом влияют на развитие подпленочной коррозии. Вздутия, гофры, морщины, складки изоляции, возникающие в процессе эксплуатации и ремонта, приводят к проникновению агрессивных внешних сред, в результате чего происходит интенсивное развитие подпленочной коррозии.

Согласно диаграмме на рис. 4 большая часть коррозионных дефектов расположена в грунтах с максимальной и минимальной коррозионной агрессивностью. Характеристика изменения сопротивления грунта вдоль трассы трубопровода обусловливает образование элементов дифференциальной аэрации, которые и определяют различия в распределении и развитии коррозионных дефектов на участках с повышенной влажностью и воздухопроницаемостью почв.

1_1_2.png

На рис. 5 представлено распределение коррозионных дефектов по глубине на газопроводах со сроком эксплуатации более 30 лет. Диаграмма показывает, что у 12 % всех выявленных дефектов глубина коррозионного поражения составляет более 30 % толщины стенки трубы, а у 30 % дефектов – от 10 до 30 %. Данный факт указывает на необходимость корректировки оценки зон участков газопровода по критериям коррозионной опасности.

При сохранении требований и характеристик, предъявляемых к ИП, развитие коррозионных процессов наблюдается в 4,5 %, при наличии механических повреждений – в 20 %, а при дефектах ИП в виде складок, вздутий, гофр, морщин и др. – в 86,5 % случаев.

1_1_3.png

В ряде случаев при низкой адгезионной прочности покрытия происходит отслаивание пленки увеличивающимися в объеме продуктами коррозии без разрушения пленки, что также вызывает активное развитие коррозии.
В таких случаях система катодной защиты не обеспечивает подавление коррозионных процессов.

На рис. 6 представлено распределение коррозионных дефектов в зависимости от переходного сопротивления ИП – можно сделать вывод, что число коррозионных дефектов пропорционально состоянию ИП, принятому согласно [3].

В большинстве случаев коррозионные дефекты (в частности, глубина коррозионного повреждения) под покрытием практически не коррелируют со значениями разности потенциалов «труба –
земля», так как измеряемая величина содержит кроме величины поляризационного потенциала, определяющего кинетику электродных реакций, еще и величину падения напряжения между электродом сравнения и металлом трубы. Омический потенциал по знаку совпадает с поляризационным потенциалом, поэтому измеренная прибором величина потенциала всегда больше поляризационного. Это может привести к ложным выводам о защищенности контролируемого сооружения. В определенных условиях (например, при высоком удельном сопротивлении грунта) омическая составляющая может быть значительной и в несколько раз превышать величину поляризационного потенциала [4].

1_1_4.png

Таким образом, развитие коррозии обусловлено не одной причиной, а совокупностью факторов, оказывающих влияние на газопровод. 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 согласно [5] 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 шурфовочных 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, согласно [6].

Таким образом, для проведения оценки реального коррозионного состояния газопровода на конкретном участке необходима его комплексная всесторонняя диагностика, включающая ВТД, электрометрию и обследования в шурфах. 

 

Корреляция результатов ВТД и зон повреждения ИП

№ газопровода, протяженность зоны обследования

Число коррозионных дефектов по ВТД, шт.

Общая протяженность зон повреждения ИП, м

Число коррозионных дефектов по ВТД в зоне повреждения ИП, шт.

Коэффициент корреляции

№ 1 (2,7 км)

143

1112

137

0,95

№ 2 (2,6 км)

1320

19

189

0,14

№ 3 (33 км)

346 (глубиной до 15 %)

55

7

0,02

№ 4 (133 км)

7138

3437

1006

0,14

№ 5 (32 км)

795 (глубиной до 11 %)

485

46

0,05

№ 6 (1 км)

13 (глубиной до 15 %)

2

0

0

№ 7 (25,1 км)

4613

7461

1121

0,24

№ 8 (8,8 км)

3446

34

183

0,05

№ 9 (34,123 км)

3685

827

1111

0,30

№ 10 (1,403 км)

8

0

0

0

№ 11 (8,01 км)

809

5

0

0

№ 12 (146 км)

1318

1035

254

0,19

 



← Назад к списку