Condición corrosiva. Reglas para realizar estudios de corrosión de oleoductos principales.
El estado corrosivo de las tuberías es uno de los principales factores que caracterizan el rendimiento del MG LC, la confiabilidad y seguridad de su funcionamiento. La protección de las tuberías está determinada por el estado del revestimiento aislante y de los sistemas ECP.
Para instalaciones de protección electroquímica (ECP) El control del estado técnico de los equipos individuales se lleva a cabo mediante inspecciones periódicas. Al mismo tiempo, se verifican las lecturas de los instrumentos de medición eléctrica con dispositivos de control, se miden los potenciales en los puntos de drenaje y se mide la resistencia eléctrica del circuito. corriente continua, evaluación de la continuidad de funcionamiento de una instalación de protección catódica mediante un contador especial o contador de energía eléctrica, seguimiento de conexiones de contactos, puesta a tierra de ánodos, unidades y unidades de instalaciones.
Las inspecciones se realizan al menos: 4 veces al mes para instalaciones de protección de drenaje, 2 veces al mes para instalaciones de protección catódica.
Los dispositivos telemétricos proporcionan un seguimiento constante del funcionamiento de las instalaciones de protección catódica. Esto permite reducir costos y tiempos por desvíos de las instalaciones, reducir el tiempo de interrupciones en su operación desde que se detecta una falla hasta que se reemplaza o repara la instalación, y aumenta la precisión del ajuste y la estabilidad de los parámetros de los equipos ECP.
Al verificar el estado de protección electroquímica de un tramo principal de gasoducto, se determina lo siguiente:
Nivel de protección catódica de tuberías;
La magnitud de los potenciales de polarización utilizando el método de desconexión de la fuente de polarización (MSS) o métodos de extrapolación utilizando los mismos sistemas de medición;
Corrientes de polarización que fluyen a través de la tubería según el método recomendado por GOST;
La magnitud de la resistividad eléctrica del suelo;
Composición de muestras de electrolito entre capas contenidas en lugares de hinchazones, bolsas y otros defectos del revestimiento aislante.
Monitoreo de seguridad de tuberías consiste en medir periódicamente los potenciales “estructura-tierra” a lo largo de toda la tubería y comparar los valores obtenidos con el valor estándar, así como determinar el tiempo total durante el cual la tubería tiene valor protector potenciales.
Los potenciales se miden a lo largo de toda la tubería utilizando un electrodo de referencia externo con un paso de medición de 10 a 20 m al menos una vez cada cinco años. En este caso, la primera medición deberá realizarse al menos 10 meses después del relleno de la tubería.
Las mediciones de potencial en columnas de control y medición (CMC) y electrodos remotos en puntos de la ruta con valores mínimos de potencial se realizan al menos dos veces al año. Además, las mediciones se realizan durante trabajos relacionados con el desarrollo de sistemas ECP, cambios en el modo de operación de las instalaciones de protección catódica y durante trabajos relacionados con la eliminación de fuentes de corrientes parásitas.
Con base en los resultados de las mediciones potenciales, se deben construir gráficos y determinar la protección a lo largo, y con base en datos de telemonitoreo sobre el funcionamiento de las instalaciones de protección catódica o sus inspecciones técnicas, la protección de las tuberías a lo largo del tiempo.
Seguimiento del estado técnico de los revestimientos aislantes durante la construcción. llevados a cabo en sitios de construcción terminados. El control de continuidad se realiza mediante polarización catódica. Los datos sobre los resultados se ingresan en la documentación ejecutiva.
Control de revestimientos aislantes durante el funcionamiento. llevado a cabo en el proceso de un examen integral del MG. La comparación de los datos obtenidos durante la inspección de la tubería principal con los datos de la documentación de construcción nos permite evaluar el cambio en las propiedades protectoras de los recubrimientos a lo largo del tiempo y a lo largo de su longitud.
La determinación del estado del revestimiento en el área inspeccionada se evalúa en dos etapas utilizando métodos directos e indirectos.
Indirectamente basado en el análisis de datos sobre cambios en la densidad de corriente protectora a lo largo del tiempo y en el tiempo, los resultados de las mediciones del potencial de tierra de la tubería y el examen electrométrico de corrosión;
Método directo con picaduras selectivas.
Los métodos indirectos para determinar el estado del aislamiento y los sistemas ECP implican mediciones integrales y locales.
Los métodos integrales determinan las características de la sección examinada del gasoducto en su conjunto. Estos métodos permiten evaluar el estado del revestimiento a lo largo de toda la sección y determinar los lugares de desprendimiento y daño del aislamiento. Al mismo tiempo, se identifican zonas específicas individuales en las que es necesario aplicar métodos locales de monitoreo de recubrimientos y productos ECP.
Los principales criterios para determinar la frecuencia del monitoreo del aislamiento sin abrir la zanja son la densidad de corriente protectora en la tubería y la resistencia de transición tubería-tierra, que permiten una evaluación integral de la calidad del revestimiento aislante. A partir de estos datos, con la ayuda de buscadores, buscan lugares de daño en el revestimiento aislante y realizan excavaciones selectivas.
Método directo o picadura selectiva Implica abrir el gasoducto, limpiar su superficie de tierra, inspeccionar visualmente el revestimiento aislante y medir la resistencia de contacto, por ejemplo, utilizando el método de la “toalla”. En este caso se deberán realizar mediciones de continuidad, adherencia, espesor y resistencia eléctrica transitoria del revestimiento. El muestreo de aislamiento y las pruebas de laboratorio de los revestimientos se realizan cada 3 años de funcionamiento. Al mismo tiempo, se toman muestras de suelo y electrolitos del suelo para monitorear el sistema ECP.
Después de la inspección, se abre el aislamiento, principalmente en las zonas con daños mecánicos y otros defectos. Si se detecta corrosión y otros daños en las áreas despejadas, la zona de inspección se expande para determinar los límites de la sección dañada de la tubería. La inspección obligatoria incluye la sección de la junta soldada circunferencial.
El estado de los revestimientos aislantes se controla mediante picaduras selectivas después de 3 años desde el inicio de la operación de los revestimientos y una vez al año cuando se alcanzan los valores críticos de ECP y la resistencia de contacto local se reduce a 10 ohmios.
Tanto el método integral como el local son electrométricos. Utilizan dispositivos de corriente continua y alterna y se dividen en de contacto y sin contacto.
Evaluación condición corrosiva llevado a cabo mediante inspección y mediciones instrumentales en fosas de control. Primero se toman las determinaciones:
En áreas con condiciones insatisfactorias de revestimientos protectores;
En áreas no provistas de polarización catódica continua del valor protector;
En los tramos de la ruta con riesgo de corrosión, que incluyen tramos calientes con temperaturas de los productos transportados superiores a 40° C, tramos de tuberías que operan al sur del paralelo 50 de latitud norte, en suelos salinos (marismas, solonetz, solod, takyr, sora, etc.), en suelos de regadío;
En zonas de corrientes parásitas;
En áreas donde las tuberías emergen del suelo;
En las intersecciones de tuberías;
En zonas de ladera de barrancas, barrancos y ríos;
En zonas de aguas residuales industriales y domésticas;
En zonas con riego periódico del suelo.
Durante una inspección visual y una medición individual del estado de corrosión de la tubería en el pozo, se determina lo siguiente:
Presencia y naturaleza de productos de corrosión;
Profundidad máxima de la caverna;
Área superficial dañada por la corrosión.
B. EN. Koshkin, EN. norte. Shcherbakov, EN. YU. Vasíliev, GOUVPO "Moscú estado Instituto del Acero Y Aleaciones (tecnológico universidad) » ,
Empresa Unitaria del Estado "Mosgorteplo"
Para evaluar el estado de corrosión en condiciones operativas comenzaron a utilizarse métodos electroquímicos para evaluar, monitorear, diagnosticar, predecir el comportamiento de la corrosión y determinar la velocidad de corrosión, que han estado bien desarrollados en términos teóricos durante bastante tiempo y se utilizan ampliamente en condiciones de laboratorio. sólo en los últimos 5 a 10 años.
Una característica distintiva de los métodos de evaluación electroquímica es la capacidad de determinar el estado de corrosión (incluso de forma continua) en tiempo real con la reacción simultánea del material y el entorno corrosivo.
Los métodos más utilizados para evaluar el estado de corrosión en condiciones de funcionamiento son los métodos de resistencia a la polarización (galvano y potenciostático), resistométricos y de impedancia. Uso práctico Conseguí los dos primeros. El método de medición galvanostático se utiliza en instrumentos portátiles, mientras que el método potenciostático se utiliza principalmente en estudios de laboratorio debido a que los equipos son más complejos y costosos.
El método de resistencia a la polarización se basa en medir la velocidad de corrosión determinando la corriente de corrosión.
Los instrumentos extranjeros existentes para medir la velocidad de corrosión se basan principalmente en el principio de resistencia a la polarización y pueden determinar la velocidad de corrosión con un grado suficiente de precisión sólo en condiciones de inmersión completa del objeto medido en un ambiente corrosivo, es decir, la actividad corrosiva del medio ambiente está prácticamente determinada. Este esquema de medición se implementa en instrumentos extranjeros para evaluar la velocidad de corrosión (instrumentos de ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna, etc.). Los dispositivos son bastante caros y no están adaptados a las condiciones rusas. Los medidores de corrosión domésticos determinan la agresividad del medio ambiente independientemente del acero real con el que están hechas las tuberías y, por lo tanto, no pueden determinar la resistencia a la corrosión de las tuberías en condiciones de funcionamiento.
En este sentido, MISiS desarrolló un medidor de corrosión diseñado para determinar la velocidad de corrosión de las tuberías de la red de calefacción fabricadas con aceros realmente usados.
El medidor de corrosión de pequeño tamaño “KM-MISiS” (Fig. 1) fue desarrollado sobre una base elemental moderna basada en un microvoltímetro digital de precisión con resistencia cero. El medidor de corrosión está diseñado para medir la velocidad de corrosión utilizando el método de resistencia de polarización con compensación IR sin corriente. El dispositivo tiene una interfaz de control sencilla e intuitiva y entrada/salida de información en una pantalla de cristal líquido.
El programa del medidor de corrosión brinda la posibilidad de ingresar parámetros que le permiten evaluar la velocidad de corrosión de varios grados de acero y establecer el cero. Estos parámetros se establecen durante la fabricación y calibración del medidor de corrosión. El medidor de corrosión muestra tanto el valor medido de la velocidad de corrosión como los valores actuales de la diferencia de potencial “E 2 - E1» para controlar los parámetros.
Los principales parámetros del medidor de corrosión están de acuerdo con el Sistema Unificado de Protección contra la Corrosión y el Envejecimiento (USZKS).
El medidor de corrosión KM-MISiS está diseñado para determinar la velocidad de corrosión mediante el método de resistencia a la polarización en medios electrolíticamente conductores y puede usarse para determinar la velocidad de corrosión de piezas y equipos metálicos en el sector energético, industrias químicas y petroquímicas, construcción e ingeniería mecánica. , protección del medio ambiente y para las necesidades educativas.
Experienciaoperación
El medidor de corrosión pasó pruebas piloto en condiciones de funcionamiento de redes de calefacción en Moscú.
En agosto-noviembre de 2003 se llevaron a cabo pruebas en Leninsky Prospekt en el primer y segundo circuito de las redes de calefacción (abonado 86/80). En este tramo, se soldaron boquillas al primer y segundo circuito de las tuberías de la red de calefacción, en las que se instalaron sensores (electrodos de trabajo) y se midieron diariamente la velocidad de corrosión y los parámetros electroquímicos utilizando un prototipo de medidor de corrosión. Las mediciones se realizaron en la parte interna de las tuberías con registro de los parámetros del refrigerante. Los principales parámetros del refrigerante se dan en la Tabla 1.
Para mediciones con diferentes duraciones desde 5 a 45 minutos. registró los principales parámetros del estado de corrosión de las tuberías de la red de calefacción durante pruebas a largo plazo. Los resultados de la medición se muestran en la Fig. 2 y 3. Como se desprende de los resultados de las pruebas, los valores iniciales de la velocidad de corrosión se correlacionan bien con las pruebas a largo plazo tanto cuando se prueban en el primer como en el segundo circuito. La velocidad de corrosión promedio para el primer circuito es de aproximadamente 0,025 - 0,05 mm/año, para el segundo circuito de aproximadamente 0,25 - 0,35 mm/año. Los resultados obtenidos confirman los datos experimentales y literarios existentes sobre la resistencia a la corrosión de las tuberías de la red de calefacción fabricadas con aceros al carbono y de baja aleación. Más valores exactos se puede obtener especificando los grados de acero de las tuberías en uso. Se llevó a cabo un examen del estado de corrosión de las redes de calefacción en el tramo de la autopista Entuziastov - calle Sayanskaya. Los tramos de la tubería de calefacción de esta zona (No. 2208/01 - 2208/03) fallan con frecuencia, las tuberías de esta zona 
Las pilas se colocaron entre 1999 y 2001. La tubería de calefacción consta de una rosca de avance y retroceso. La temperatura de la línea directa de la tubería de calefacción es de aproximadamente 80-120 °C a una presión de 6 atm, la de retorno es de aproximadamente 30-60 °C. En el período primavera-otoño, la tubería de calefacción suele inundarse con aguas subterráneas (cerca de los estanques Terletsky) y/o aguas residuales. La instalación principal de calefacción en esta zona es de canal, en canalones de hormigón con tapa, y la profundidad de instalación es de aproximadamente 1,5-2 m. Las primeras fugas en la tubería principal de calefacción se detectaron en la primavera de 2003, fallaron y se eliminaron. reemplazado en agosto - septiembre de 2003. Durante la inspección, el canal principal de calefacción estaba inundado aproximadamente entre 1/3 y 2/3 del diámetro de la tubería con agua subterránea o escorrentía. Las tuberías principales de calefacción estaban aisladas con fibra de vidrio.
Parcela N° 2208/01 - 22008/02. La tubería de calefacción se instaló en 1999, los tubos están soldados, con costura longitudinal, con un diámetro de 159 mm, probablemente de acero inoxidable. 20. Las tuberías tienen un revestimiento termoaislante de barniz Kuzbass, lana mineral y glassine (fibra asfáltica o fibra de vidrio). En esta área Existen 11 zonas defectuosas con lesiones por corrosión transversal, principalmente en la zona de inundación del canal. La densidad de las lesiones por corrosión a lo largo de la rosca directa es de 0,62 m-1, la inversa -0,04 m-1. Fuera de servicio en agosto de 2003.
Parcela N° 2208/02 - 2208/03. Colocado en 2001. Corrosión predominante en la línea recta de la tubería de calefacción. La longitud total de los tramos defectuosos de la tubería a reemplazar es de 82 m y la densidad del daño por corrosión en línea recta es de 0,54 m -1 . Según la Empresa Unitaria Estatal Mosgorteplo, las tuberías están hechas de acero 10HSND.
Artículo N° 2208/03 - Estación de calefacción central. Colocados en 2000, tubos sin costura, presumiblemente del art. 20. La densidad de las lesiones por corrosión de la rosca de avance es -0,13 m-1, la rosca de retorno es -0,04 m-1. La densidad promedio de las lesiones por corrosión (como la corrosión por picaduras deslocalizada) en la superficie externa de tuberías en línea recta es de 0,18 a 0,32 m -1. Las muestras de tubos recortadas no tienen ningún revestimiento exterior. Naturaleza del daño por corrosión afuera Tuberías de muestra: corrosión predominantemente general en presencia de lesiones pasantes como corrosión por picaduras, que tienen forma de cono con un tamaño de aproximadamente 10 a 20 cm desde la superficie exterior y se convierten en lesiones pasantes con un diámetro de aproximadamente 2 a 7 cm. mm. Hay una ligera corrosión general en el interior de la tubería, el estado es satisfactorio. Los resultados de la determinación de la composición de las muestras de tuberías se dan en la Tabla 2.
En términos de composición, el material de las muestras de tubería corresponde al acero tipo “D” (o KhGSA).
Dado que algunas de las tuberías estaban en un canal en el agua, fue posible estimar la tasa de corrosión de la parte exterior de la tubería. La tasa de corrosión se evaluó en los puntos de salida del revestimiento del canal, en el agua subterránea en las inmediaciones de la tubería y en los lugares de mayor flujo de agua subterránea. La temperatura del agua subterránea era de 40 a 60 °C.
Los resultados de la medición se dan en la tabla. 3-4, donde los datos obtenidos en aguas tranquilas están resaltados en rojo.
Los resultados de las mediciones muestran que las tasas de corrosión general y local aumentan 
varían con el tiempo, lo cual es más pronunciado para la corrosión local en aguas tranquilas. La tasa de corrosión general tiende a aumentar en la corriente; en aguas tranquilas la tasa de corrosión local aumenta.
Los datos obtenidos permiten determinar la velocidad de corrosión de las tuberías de la red de calefacción y predecir su comportamiento corrosivo. La tasa de corrosión de las tuberías en esta zona es > 0,6 mm/año. La vida útil máxima de las tuberías en estas condiciones no es más de 5 a 7 años con reparaciones periódicas en lugares de daño local por corrosión. Es posible realizar un pronóstico más preciso con un monitoreo continuo de la corrosión y a medida que se acumulan datos estadísticos.
AnálisisOperacionaldaño por corrosiónt
La evaluación del estado de corrosión de una tubería ubicada en el campo eléctrico de una línea de transmisión de CC se realiza mediante la diferencia de potencial entre la tubería y el suelo y el valor de la corriente en la tubería.
Esquema Lok de una evaluación integral del estado técnico de la unidad MG. En el futuro, la evaluación del estado de corrosión de los MG LP debería ser parte integral Evaluación integral del estado técnico del gasoducto principal.
Esquema de aparición y propagación de los errantes. Al evaluar el estado de corrosión de un gasoducto, es importante conocer los valores promedio y máximo de la diferencia de potencial.
Los instrumentos para evaluar las condiciones de corrosión deben incluir sensores, un sistema de registro y fuentes de energía apropiadas. Cuando se utilizan métodos magnéticos y electromagnéticos, es posible utilizar varios sistemas de magnetización. El problema del escaneo se resuelve mediante una pequeña cantidad de sensores que se mueven dentro de la tubería a lo largo de una línea helicoidal, o mediante una gran cantidad de sensores que avanzan junto con el sistema de magnetización y se ubican alrededor del perímetro del dispositivo. En este caso, lo más recomendable es utilizar un sistema de disposición de sensores escalonados de dos anillos para eliminar posibles omisiones de defectos en la tubería. Los dispositivos de tipo linológico producidos en EE. UU. constan de tres secciones conectadas por bisagras. En la primera sección se encuentran las fuentes de alimentación y las abrazaderas, en la segunda un electroimán con un sistema de casete para sensores y en la tercera los componentes electrónicos y un dispositivo de registro que se utilizan para la inspección de tuberías.
Las perforaciones para evaluar el estado de corrosión de la tubería deben realizarse con una apertura completa de la tubería y la posibilidad de inspeccionar su generatriz inferior. La longitud de la parte abierta de la tubería debe ser de al menos tres diámetros.
Manera efectiva La evaluación del estado de corrosión de los equipos (en las etapas de su diseño, operación, renovación) es el monitoreo de la corrosión: un sistema de observación y predicción del estado de corrosión de un objeto para obtener información oportuna sobre sus posibles fallas por corrosión.
En mesa 6 proporciona una evaluación del estado de corrosión real de los sistemas de suministro de agua caliente de tuberías negras en varias ciudades. Además, a modo de comparación, se proporcionan índices calculados de saturación de agua a 60 C, datos sobre el contenido de oxígeno disuelto y dióxido de carbono libre en el agua y una evaluación de la actividad corrosiva.
Distribución de áreas de velocidad de movimiento del flujo agua-gas-óleo para tuberías de diversos diámetros. Se llevan a cabo inspecciones de corrosión de las sartas de revestimiento para evaluar su estado de corrosión (tanto en profundidad como en el área de campo), para determinar los parámetros. protección electroquímica, identificando las causas de las fugas de carcasa durante la operación y monitoreando la seguridad.
Con base en el análisis de los datos anteriores sobre la evaluación del estado de corrosión y la confiabilidad de los equipos y procesos tecnológicos en ONGKM, los resultados de la detección de fallas externas y en línea, pruebas mecánicas de corrosión en campo y laboratorio, estudios metalográficos de plantillas y muestras, la resultados de los diagnósticos técnicos de estructuras, además de tener en cuenta los documentos normativos y técnicos vigentes (NTD), se ha desarrollado una metodología para el diagnóstico de equipos y procesos tecnológicos de campos de petróleo y gas que contienen sulfuro de hidrógeno.
En nuestro país y en el extranjero se están desarrollando métodos e instrumentos para evaluar el estado de corrosión de una tubería sin abrirla. Los métodos más prometedores se basan en pasar a través de una tubería un dispositivo especialmente equipado que detecta focos de daño por corrosión en la pared de la tubería desde el interior y el exterior. La literatura proporciona datos sobre métodos para monitorear el estado de las tuberías. Se presta especial atención a los métodos magnéticos y electromagnéticos, dándose preferencia a estos últimos. Aquí también se describen brevemente los métodos de ultrasonido y radiografía.
Modelos que no se describen mediante ecuaciones matemáticas y se presentan en forma de un conjunto de coeficientes tabulares o nomogramas recomendados para evaluar el estado de corrosión de los metales.
Para evaluar el estado del recubrimiento de la tubería durante la operación, es aconsejable utilizar la resistencia a la transición de la tubería aislada, los parámetros que caracterizan la permeabilidad del material de recubrimiento y la cantidad de antioxidante (para composiciones estabilizadas) que queda en el recubrimiento. Para evaluar el estado de corrosión de la pared de la tubería, se deben utilizar datos de las mediciones de las pérdidas por corrosión del metal debajo del revestimiento o en los lugares de su defecto, así como el tamaño y la posición relativa de las lesiones por corrosión en la pared de la tubería. El segundo incluye corrosión local (cavidades, picaduras, manchas), única (con una distancia entre los bordes más cercanos de las lesiones adyacentes de más de 15 cm), grupal (con una distancia entre los bordes más cercanos de las lesiones adyacentes de 15 a 0,5 cm). ) y lesiones extendidas (con una distancia entre los bordes más cercanos de las lesiones adyacentes de menos de 0,5 cm). Las lesiones de corrosión únicas no provocan fallos en las tuberías.
Para evaluar el estado del revestimiento aislante de una tubería durante la operación, es necesario utilizar los valores de resistencia transitoria de la tubería, los parámetros que caracterizan la permeabilidad del material de revestimiento y la cantidad de antioxidante (para composiciones estabilizadas) que queda en el aislamiento. Para evaluar el estado de corrosión de la pared de la tubería, es necesario utilizar datos de las mediciones de las pérdidas por corrosión del metal debajo del revestimiento o en los lugares de su defecto, así como el tamaño y las posiciones relativas de las lesiones por corrosión en la pared de la tubería.
Al evaluar el estado de corrosión de una tubería, se determinan los tipos de corrosión, el grado de daño a la pared exterior de las tuberías por corrosión con una característica generalizada de las secciones, el máximo y velocidad media corrosión, predice el estado de corrosión del sitio durante 3 a 5 años.
En mesa 9.12 proporciona una evaluación del estado de corrosión de la tubería con un conjunto completo de factores que influyen y las recomendaciones correspondientes.
En la práctica, para cuantificar la resistencia a la corrosión de los metales, se puede utilizar cualquier propiedad o característica de un metal que cambie de manera significativa y natural durante la corrosión. Así, en los sistemas de suministro de agua, el estado de corrosión de las tuberías se puede evaluar mediante cambios en la resistencia hidráulica del sistema o de sus secciones a lo largo del tiempo.
Para encontrar la posibilidad de reducir las pérdidas de metal como resultado de la corrosión y reducir importantes pérdidas directas e indirectas por corrosión, es necesario evaluar el estado de corrosión de los dispositivos y comunicaciones de los sistemas tecnológicos químicos. En este caso, es necesario realizar tanto una evaluación del estado de corrosión del sistema químico-tecnológico como una previsión del posible desarrollo de la corrosión y el impacto de este proceso en el rendimiento de los dispositivos y comunicaciones de los sistemas químico-tecnológicos. .
La técnica de medición se da en la sección II. El alcance y el conjunto de mediciones necesarias para evaluar el estado de corrosión de una estructura están previstos en instrucciones departamentales aprobadas de la manera prescrita.
La complejidad y originalidad del proceso de corrosión de estructuras subterráneas de metal y hormigón armado se deben a las condiciones especiales del entorno subterráneo, donde interactúan la atmósfera, la biosfera y la hidrosfera. En este sentido, se presta especial atención al desarrollo y creación de equipos y sistemas para evaluar el estado de corrosión de objetos ubicados bajo tierra. Esta evaluación se puede realizar midiendo el potencial promediado en el tiempo de la estructura metálica en relación con el suelo. Para determinar el valor potencial promedio, se han desarrollado dispositivos: integradores de corrientes parásitas. Son fáciles de fabricar y no requieren fuentes especiales fuente de alimentación y funcionamiento fiable. El uso de estos dispositivos proporciona información sobre la naturaleza de la distribución espacial de las zonas anódica, catódica y alterna para elegir el lugar de conexión de los medios de protección electroquímica y tener en cuenta integralmente la eficiencia de su funcionamiento. Esta información se puede utilizar tanto durante el diseño, construcción e instalación de nuevos equipos como durante la operación. Es posible implementar medidas planificadas para garantizar una alta confiabilidad de las estructuras metálicas y de hormigón armado en condiciones de operación a largo plazo.
Evaluación del riesgo de corrosión de tuberías subterráneas de acero causada por la influencia del transporte electrificado que opera en corriente alterna, debe realizarse en base a los resultados de las mediciones de la diferencia de potencial entre la tubería y ambiente. La técnica de medición se da en la sección II. El volumen y el conjunto de mediciones necesarias para evaluar el estado de corrosión de la tubería se determinan mediante instrucciones departamentales aprobadas de la manera prescrita.
El régimen se controla en base a los resultados de los análisis de muestras de agua y vapor, lecturas de pHmetros del agua de alimentación y de caldera, determinaciones periódicas de la composición cuantitativa y cualitativa de los depósitos, así como la evaluación del estado del metal de la caldera en términos de de corrosión. El personal operativo monitorea específicamente dos indicadores principales del régimen: la dosis del complejo (basada en la disminución del nivel en el medidor de la solución de trabajo 7, recalculada para el consumo de agua de alimentación) y el pH del agua de la caldera del compartimento limpio. El corte de muestras representativas de las tuberías de la superficie de calefacción, el análisis cualitativo y cuantitativo de los depósitos y la evaluación del estado de corrosión del metal en comparación con su estado inicial en los primeros 1 a 2 años de funcionamiento del régimen se llevan a cabo cada 5 a 7 mil horas de operación.
Por lo tanto, hay casos en los que, debido a una determinación inexacta de la ubicación de los defectos de corrosión en la superficie y en el interior de la tubería debido al reaseguro, se permite el reemplazo injustificado de la tubería en áreas importantes, lo que conduce a un gran gasto excesivo de fondos públicos. Por lo tanto, se requiere una evaluación confiable del estado de corrosión de las tuberías y reparaciones correctas y oportunas basadas en los datos obtenidos. Para ello se han desarrollado, construido y probado en nuestro país detectores de defectos para evaluar el estado de corrosión de las tuberías sin necesidad de abrirlas desde la zanja.
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El estado de corrosión y la protección de la carcasa se pueden evaluar mediante la densidad de corriente que fluye desde la carcasa o mediante la caída de tensión. Si la densidad de corriente es negativa, en esta sección de la columna hay una zona anódica en la que se produce la destrucción del metal por corrosión.
El estado de corrosión se determina mediante inspección en las transiciones e intersecciones con tuberías con un estado insatisfactorio de la capa protectora, que no cuentan con una polarización catódica continua del valor protector.
El estado de corrosión de los equipos debe controlarse mediante varios métodos que se complementen entre sí. Muy manera importante- visual, que permite determinar la naturaleza de la destrucción del equipo, la posibilidad de una operación posterior y ajustar los métodos de protección contra la corrosión. Sin embargo, sólo se puede realizar una inspección interna después de que el equipo se haya detenido para realizar reparaciones. Junto al método visual, se utilizan métodos instrumentales. A veces se utiliza el método de perforar la pared del equipo a una profundidad igual al espesor de pared calculado y se establece el momento en que se corroe el espesor de pared restante correspondiente al margen de corrosión. Si hay sulfuro de hidrógeno presente en el entorno de trabajo, se utilizan sondas de hidrógeno para determinar el grado de hidrogenación del metal del equipo.
El estado corrosivo del medio ambiente se caracteriza por las concentraciones de pH, oxígeno y dióxido de carbono. Dado que el oxígeno y dióxido de carbono son corrosivos, eliminarlos del agua es una de las tareas más importantes al preparar agua. A diferencia del oxígeno, el dióxido de carbono reacciona parcialmente con el agua para formar ácido carbónico.
El estado de corrosión de una estructura se determina mediante mediciones eléctricas mediante la longitud de las zonas con riesgo de corrosión. Los resultados de la determinación de las zonas anódica y catódica en una estructura existente se presentan en forma de gráfico de la distribución de la diferencia de potencial.
El estado de corrosión de una estructura subterránea se determina mediante mediciones eléctricas y una inspección minuciosa.
El estado corrosivo de los gasoductos subterráneos y el peligro de su destrucción se determinan basándose en una serie de mediciones eléctricas.
El estado de corrosión del rotor de cinco ruedas se puede explicar de la siguiente manera. La primera rueda se gran cantidad gotas de ácido sulfúrico, pero la temperatura ambiente aquí es más baja, por lo que la agresividad es menor.
El estado corrosivo de las estructuras metálicas subterráneas de la ciudad sólo puede caracterizarse con precisión después de una serie de mediciones eléctricas.
Un examen del estado de corrosión de varios tipos de PYME que operaron en condiciones marinas durante más de 10 años sin el uso de medidas anticorrosión mostró lo siguiente.
El estado de corrosión se controla mediante detección de defectos magnéticos, radiografías, escuchas ultrasónicas o cámaras de televisión que pasan por el interior de la tubería. El estudio de tensiones y deformaciones se realiza mediante dispositivos mecánicos lanzados a través del ducto al final de la construcción, por el método de galgas extensométricas, etc. Para detectar fugas se utiliza la inspección visual en los desvíos o sobrevuelos del trazado, analítica de gases, acústica. emisión y otros métodos.
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La inspección del estado de corrosión de tuberías y cables existentes ubicados en la zona de influencia de corrientes parásitas se realiza midiendo la diferencia de potencial entre la tubería y el suelo mediante voltímetros de alta resistencia. Las zonas anódicas de una estructura subterránea son muy peligrosas y requieren medidas de protección urgentes. El grado de riesgo de corrosión en zonas alternas se evalúa en función del valor del coeficiente de asimetría (Tabla I.
Un análisis del estado de corrosión de las tuberías de agua prefabricadas mostró que su vida útil en los yacimientos de West Surgut y Solkinskoye no supera los 3 a 6 años. Durante la operación, sólo en el sistema de mantenimiento de presión de formación del campo West Surgut se reemplazaron completamente 14 km de tuberías. En 1978 se registraron 30 roturas y fístulas en tuberías del campo Solkinskoye y 60 roturas en el campo Western Surgutskoye.
Un análisis del estado de corrosión de las estructuras metálicas OOGKM indica que las delaminaciones escalonadas que penetran el material de las paredes de los equipos tipo carcasa en más del 50% son inaceptables.
El análisis del estado de corrosión del equipo de la instalación de tratamiento de gas en el campo de Orenburg mostró que la superficie interna del equipo está cubierta por una capa uniforme de aproximadamente 0,1 mm de espesor, que son depósitos pirofóricos.
Un examen del estado de corrosión de los equipos de producción de HDPE muestra que la causa principal de la corrosión del equipo es la exposición a un ambiente agresivo que contiene cloruro de hidrógeno formado durante la descomposición del catalizador. El proceso de corrosión de los equipos provoca una disminución de su vida útil, frecuentes reparaciones de los equipos y contaminación del polietileno con productos corrosivos. Los compuestos de hierro que ingresan al polímero afectan negativamente sus propiedades fisicoquímicas y mecánicas. Provocan envejecimiento prematuro (destrucción) del polímero, coloración indeseable de los productos en un color gris oscuro, aumentan la fragilidad y reducen las propiedades dieléctricas del polímero. Además, cuando los equipos recubiertos con barnices se corroen, sucede que partículas de barniz entran en el polietileno, lo que provoca su hinchazón o la formación de poros en el interior del polímero.
El estado de corrosión del MG LC se entiende como una expresión cuantitativa de los indicadores operativos de la sección del MG LC que contienen defectos de corrosión y (o) origen de corrosión por tensión.
Para determinar el estado de corrosión (diagnóstico) y detectar oportunamente posibles fallas por corrosión, se revisan periódicamente las máquinas en funcionamiento.
En el futuro, la determinación remota del estado de corrosión permitirá realizar pruebas aceleradas mediante experimentos controlados y modelización de etapas individuales del proceso de corrosión.
Para determinar el estado de corrosión y seleccionar un método de protección para gasoductos de nueva construcción, se realizan mediciones eléctricas antes de ponerlos en funcionamiento (antes de conectarse a la red existente). Los gasoductos recién instalados son desviados por los operarios para obtener una imagen real del estado eléctrico de los gasoductos, lo que se produce después de su conexión a la red existente. Si durante las mediciones se determina que los potenciales no superan 0 1 V, normalmente la conexión se realiza sin condiciones. A potenciales superiores a OD V (hasta 0,6 V), se puede conectar un nuevo gasoducto al gas, siempre que se proporcione protección dentro de 3 a 5 meses. En caso de altos potenciales, los gasoductos de nueva construcción no se pueden conectar al gas antes del dispositivo de protección, ya que después de un corto período de tiempo el gasoducto puede ser destruido por la corriente, lo que a su vez puede tener consecuencias graves. De la práctica se conocen numerosos casos en los que gasoductos desprotegidos fueron destruidos por corrientes parásitas 1 o 2 meses después de su puesta en funcionamiento, así como antes de su puesta en funcionamiento, especialmente en las zonas de subestaciones de tracción ferroviaria.
Se debe utilizar un pronóstico a largo plazo del estado de corrosión de las secciones de los gasoductos para seleccionar puntos característicos para monitorear la dinámica de la corrosión en sistemas de monitoreo de corrosión estacionarios y móviles y para ajustar las regulaciones para monitorear los parámetros de corrosión y proteger los gasoductos contra varios tipos corrosión.
Para controlar el estado de corrosión se utilizan métodos de control perdestructivo, que se pueden utilizar tanto de forma constante como periódica (o, si es necesario, adicionales) y en cualquier etapa de operación de los objetos, independientemente de su estado. Dichos métodos incluyen métodos de emisión ultrasónica, radiográfica y acústica para la detección de defectos de color.
Para determinar el estado de corrosión de un sistema se utilizan parámetros termodinámicos y experimentales de este sistema, así como dependencias empíricas. El programa incluye pronosticar el potencial del metal del sistema, la fuerza de la corriente de corrosión, el curso de las curvas de polarización, el área de inmunidad (activa y pasiva), le permite encontrar las combinaciones de condiciones más desfavorables que asegurar el desarrollo de corrosión. Los autores describieron formas de mejorar el programa de pronóstico de corrosión, lo que debería aumentar la precisión y confiabilidad del pronóstico de las cantidades que caracterizan el sistema corrosivo.