État corrosif. Sur la méthode de détermination de l'usure corrosive des structures en acier

• 1. Concepts de base et indicateurs de fiabilité (fiabilité, fiabilité, maintenabilité, durabilité, etc.). Caractéristique.
• 2. La relation entre la qualité et la fiabilité des machines et des mécanismes. Possibilité d'une combinaison optimale de qualité et de fiabilité.
• 3. Méthodes de détermination des valeurs quantitatives des indicateurs de fiabilité (calculés, expérimentaux, opérationnels, etc.). Types de tests de fiabilité.
• 4. Moyens d'augmenter la fiabilité des objets techniques au stade de la conception, pendant la production et l'exploitation.
• 5. Classification des pannes selon leur niveau de criticité (par gravité des conséquences). Caractéristique.
• 7. Les principaux facteurs destructeurs agissant sur les objets pendant le fonctionnement. Types d'énergie qui influencent la fiabilité, les performances et la durabilité des machines et des mécanismes. Caractéristique.
• 8. L'influence de l'usure physique et morale sur l'état limite des installations de transport par pipeline. Moyens de prolonger la période de fonctionnement d'une structure.
• 9. Types de dommages acceptables et inacceptables aux pièces et aux connexions.
• 10. Schéma de perte de performance d'un objet ou d'un système. Caractéristiques de l'état limite de l'objet.
• 11. Les défaillances sont fonctionnelles et paramétriques, potentielles et réelles. Caractéristique. Conditions dans lesquelles la défaillance peut être évitée ou retardée.
• 13. Types de base de structures de systèmes complexes. Caractéristiques de l'analyse de la fiabilité des systèmes complexes en utilisant l'exemple d'un pipeline principal et d'une station de pompage.
• 14. Méthodes de calcul de la fiabilité des systèmes complexes basées sur la fiabilité des éléments individuels.
• 15. La redondance comme moyen d'augmenter la fiabilité d'un système complexe. Types de réserves : déchargées, chargées. Redondance du système : générale et séparée.
• 16. Le principe de redondance comme moyen d'augmenter la fiabilité des systèmes complexes.
• 17. Indicateurs de fiabilité : durée de fonctionnement, durée de vie technique et ses types, panne, durée de vie et ses indicateurs probabilistes, opérabilité, facilité d'entretien.
• 19. Fiabilité et qualité en tant que catégories techniques et économiques. Sélection du niveau optimal de fiabilité ou de ressource au stade de la conception.
• 20. Le concept d'« échec » et sa différence avec « dommage ». Classification des défaillances selon le moment de leur apparition (structurelle, de production, opérationnelle).
• 22. Division du MT en zones opérationnelles. Protection des canalisations contre les surcharges de pression.
• 23. Causes et mécanisme de corrosion des pipelines. Facteurs contribuant au développement de la corrosion des objets.
• 24. Dommages causés par la corrosion aux canalisations principales (en tonnes). Types de dommages dus à la corrosion sur les tuyaux MT. L'influence des processus de corrosion sur les modifications des propriétés des métaux.
• 25. Revêtements protecteurs pour pipelines. Exigences pour eux.
• 26. Électrochimique. Protection des canalisations contre la corrosion, ses types.
• 27. Fixation des pipelines aux marques de conception afin d'augmenter leur fiabilité. Méthodes de protection des berges aux traversées sous-marines.
• 28. Prévention du flottement des pipelines. Méthodes de fixation des pipelines aux marques de conception dans les sections inondées du tracé.
• 29. Application de systèmes d'automatisation et de télémécanisation aux processus technologiques pour assurer un fonctionnement fiable et stable des machines.
• 30. Caractéristiques de l'état technique de la partie linéaire du mt. Vices cachés des canalisations au moment de la mise en service et leurs types.
• 31. Défaillances des vannes d'arrêt et de régulation mt. Leurs causes et conséquences.
• 32. Pannes des équipements mécaniques et technologiques du PS et leurs causes. La nature des pannes des pompes principales.
• 33. Analyse des dommages aux principaux équipements électriques de la station.
• 34. Qu'est-ce qui détermine la capacité portante et l'étanchéité des réservoirs. L'influence des vices cachés, des écarts par rapport à la conception, des conditions d'exploitation sur l'état technique et la fiabilité des réservoirs.
• 35. Application d'un système de maintenance et de réparation (TOR) pendant l'exploitation du mt. Tâches assignées au système tore. Paramètres diagnostiqués lors du contrôle de l'état technique des objets métallurgiques.
• 36. Diagnostic des objets MT, comme condition pour assurer leur fiabilité. Surveillance de l'état des parois des canalisations et des raccords à l'aide de méthodes d'essais destructifs. Tests de pipelines.
• 37. Surveillance de l'état des parois des pipelines à l'aide de méthodes d'essais non destructifs. Appareils de diagnostic : automoteurs et déplacés par le flux du liquide pompé.
• 38. Diagnostic de l'état contrainte-déformation de la partie linéaire du pipeline.
• 39, 40, 41, 42. Diagnostic des fuites de liquide des canalisations. Méthodes de diagnostic des petites fuites dans MNP et MNPP.
• 1. Visuel
• 2. Méthode de réduction de pression
• 3. Méthode des ondes de choc négatives
• 4. Méthode de comparaison des coûts
• 5. Méthode d'équilibre linéaire
• 6. Méthode radioactive
• 7. Méthode d'émission acoustique
• 8. Méthode d'analyse des gaz laser
• 9. Méthode ultrasonique (sonde)
• 43. Méthodes de surveillance de l'état des revêtements isolants des pipelines. Facteurs conduisant à la destruction des revêtements isolants.
• 44. Diagnostic de l'état technique des réservoirs. Contrôle visuel.
• 45. Détermination des vices cachés du métal et des soudures du réservoir.
• 46. ​​​​​​Surveillance de l'état de corrosion des réservoirs.
• 47. Détermination des propriétés mécaniques du métal et des joints soudés des réservoirs.
• 48. Contrôle de la forme géométrique et du tassement du fond du réservoir.
• 49. Diagnostic de l'état technique des unités de pompage.
• 50. Entretien préventif des véhicules automobiles, comme moyen d'augmenter la fiabilité pendant leur fonctionnement. Stratégies pour les deux réparations.
• 51. Le système de maintenance préventive programmée (PPM) et son impact sur la fiabilité et la durabilité du mt. Types de réparations.
• 52. Liste des activités incluses dans le système PPR de systèmes de canalisations.
• 53. Inconvénients du système de maintenance de la production et principales orientations pour son amélioration.
• 54. Refonte de la partie linéaire du MT, ses principales étapes. Types de réparations majeures des oléoducs.
• 55. Séquence et contenu des travaux lors de la réparation d'un pipeline avec levage et pose sur des lits dans une tranchée.
• 56. Accidents de montagne, leur classification et l'organisation de la réponse aux accidents.
• 57. Causes des accidents et types de défauts sur la mine.
• 58. Technologie des travaux de restauration d'urgence des pipelines.
• 59. Méthodes de scellement des pipelines. Exigences relatives aux dispositifs d'étanchéité.
• 60. Méthode de scellement d'un pipeline à travers des « fenêtres ».

• L'épaisseur des tôles des membrures supérieures, à partir de la quatrième, est vérifiée le long de la génératrice le long de l'échelle d'arbre le long de la hauteur de la courroie (en bas, au milieu, en haut). L'épaisseur des trois courroies inférieures est contrôlée à l'aide de quatre génératrices diamétralement opposées. L'épaisseur des tuyaux posés sur les tôles du premier tapis est mesurée en bas, en deux points au moins.

  L'épaisseur des tôles de fond et de toit est mesurée dans deux directions mutuellement perpendiculaires. Le nombre de mesures sur chaque feuille doit être d'au moins deux. Aux endroits où les tôles de toiture présentent des dommages dus à la corrosion, des trous de 500x500 mm sont découpés et les sections transversales des éléments des structures porteuses sont mesurées. L'épaisseur des tôles du ponton et du toit flottant est mesurée sur la moquette, ainsi que sur les raidisseurs externes, internes et radiaux.

  Les résultats de mesure sont moyennés. Lorsque l'épaisseur de la tôle change en plusieurs points, la valeur moyenne arithmétique est prise comme valeur réelle. Les mesures qui ont donné un résultat qui s'écarte de la valeur moyenne arithmétique de plus de 10 % dans une direction plus petite sont également indiquées. Lors de la mesure de l'épaisseur de plusieurs feuilles au sein d'une courroie ou de tout autre élément du réservoir, l'épaisseur minimale mesurée d'une feuille individuelle est considérée comme l'épaisseur réelle.

  Les résultats des mesures sont comparés aux épaisseurs maximales admissibles des murs, du toit, des structures porteuses et des pontons.

  L'usure maximale admissible des tôles de toit et du fond du réservoir ne doit pas dépasser 50 % et celle des bords du fond - 30 % de la valeur de conception. Pour les structures de toiture porteuses (fermes, poutres), l'usure ne doit pas dépasser 30 % de la valeur de conception, et pour les tôles de ponton (toit flottant) - 50 % dans la partie centrale et 30 % pour les caissons.

  47. Détermination des propriétés mécaniques du métal et des joints soudés des réservoirs.

  Pour déterminer la capacité portante réelle et l'aptitude du réservoir à une exploitation ultérieure, il est très important de connaître les propriétés mécaniques du métal de base et des joints soudés.

  Des essais mécaniques sont effectués dans les cas où il n'existe pas de données sur les propriétés mécaniques initiales du métal de base et des joints soudés, en cas de corrosion importante, lorsque des fissures apparaissent, ainsi que dans tous les autres cas où il existe une suspicion de détérioration de propriétés mécaniques, fatigue sous l'action de charges variables et alternées, surchauffe, charges trop élevées.

  Les tests mécaniques du métal de base sont effectués conformément aux exigences de GOST 1497-73 et GOST 9454-78. Ils comprennent la détermination de la résistance à la traction et de l'élasticité, de l'allongement et de la résistance aux chocs. Lors des tests mécaniques des joints soudés (selon GOST 6996-66), des tests de résistance à la traction, de flexion statique et de résistance aux chocs sont effectués.

  Dans les cas où il est nécessaire de déterminer les causes de détérioration des propriétés mécaniques du métal et des joints soudés, l'apparition de fissures dans divers éléments de la cuve, ainsi que la nature et l'étendue des dommages dus à la corrosion situés à l'intérieur du métal, des études métallographiques sont effectués.

  Pour les essais mécaniques et les études métallographiques, du métal commun d'un diamètre de 300 mm est découpé dans l'une des quatre membrures inférieures de la paroi du réservoir.

  Au cours des études métallographiques, la composition des phases et la granulométrie, la nature du traitement thermique, la présence d'inclusions non métalliques et la nature de la destruction par corrosion (présence de corrosion intercristalline) sont déterminées.

  Si le passeport du réservoir ne contient pas de données sur la qualité du métal à partir duquel il est fabriqué, une analyse chimique est utilisée. Pour déterminer la composition chimique du métal, des échantillons découpés pour des tests mécaniques sont utilisés.

  Propriétés mécaniques et composition chimique les métaux communs et les joints soudés doivent être conformes aux instructions de conception, ainsi qu’aux exigences des normes et spécifications.

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L'état de corrosion et la protection du boîtier peuvent être évalués par la densité de courant circulant du boîtier ou par la chute de tension. Si la densité de courant est négative, cette zone La colonne possède une zone anodique dans laquelle se produit la destruction du métal par corrosion.

L'état de corrosion est déterminé par inspection aux transitions et aux intersections avec des canalisations avec un état insatisfaisant du revêtement protecteur, non pourvus d'une polarisation cathodique continue de la valeur protectrice.

L’état de corrosion des équipements doit être contrôlé par plusieurs méthodes complémentaires. Très manière importante- visuel, qui permet de déterminer la nature de la destruction des équipements, la possibilité d'une exploitation ultérieure et d'ajuster les méthodes de protection contre la corrosion. Toutefois, une inspection interne ne peut être effectuée qu’après l’arrêt de l’équipement pour réparation. Parallèlement à la méthode visuelle, des méthodes instrumentales sont utilisées. Parfois, ils utilisent la méthode de perçage de la paroi de l'équipement jusqu'à une profondeur égale à l'épaisseur de paroi calculée et établissent le moment où l'épaisseur de paroi restante correspondant à la surépaisseur de corrosion est corrodée. Si du sulfure d'hydrogène est présent dans l'environnement de travail, des sondes à hydrogène sont utilisées pour déterminer le degré d'hydrogénation du métal de l'équipement.

L'état corrosif de l'environnement est caractérisé par la valeur du pH, la concentration en oxygène et en dioxyde de carbone. Puisque l'oxygène et gaz carbonique sont corrosifs, les retirer de l’eau est l’une des tâches les plus importantes lors de la préparation de l'eau. Contrairement à l’oxygène, le dioxyde de carbone réagit partiellement avec l’eau pour former de l’acide carbonique.

L'état de corrosion d'une structure est déterminé par la longueur des zones dangereuses de corrosion à l'aide de mesures électriques. Les résultats de la détermination des zones anodiques et cathodiques sur une structure existante sont présentés sous la forme d'un graphique de la répartition de la différence de potentiel.

L'état de corrosion d'une structure souterraine est déterminé par des mesures électriques et une inspection approfondie.

L'état corrosif des gazoducs souterrains et le danger de leur destruction sont déterminés sur la base d'une série de mesures électriques.

L’état de corrosion du rotor à cinq roues peut s’expliquer comme suit. La première roue obtient grande quantité gouttes d'acide sulfurique, mais la température de l'environnement ici est plus basse, ce qui entraîne une agressivité plus faible.

L'état corrosif des structures métalliques souterraines de la ville ne peut être caractérisé avec précision qu'après une série de mesures électriques.

Un examen de l'état de corrosion de différents types d'entreprises opérant dans des conditions marines pendant plus de 10 ans sans recours à des mesures anticorrosion a montré ce qui suit.

L'état de corrosion est surveillé à l'aide de caméras de détection de défauts magnétiques, radiographiques, d'écoutes ultrasoniques ou de télévision passées à l'intérieur de la canalisation. L'étude des contraintes et déformations est réalisée par des dispositifs mécaniques lancés dans la canalisation en fin de construction, par la méthode des jauges de contrainte, etc. Pour détecter les fuites, on utilise l'inspection visuelle lors des détours ou survols du tracé, l'analyse des gaz, l'acoustique Émission et autres méthodes.

L'état corrosif des canalisations est l'un des principaux facteurs caractérisant les performances du MG LC, la fiabilité et la sécurité de son fonctionnement. La protection des pipelines est déterminée par l'état du revêtement isolant et des systèmes ECP.

Pour installations de protection électrochimique (ECP) le contrôle de l'état technique des équipements individuels est effectué par le biais d'inspections périodiques. Dans le même temps, les lectures des instruments de mesure électriques sont vérifiées à l'aide d'appareils de contrôle, les potentiels sont mesurés aux points de drainage et la résistance électrique du circuit est mesurée. courant continu, évaluation de la continuité de fonctionnement d'une installation de protection cathodique à l'aide d'un compteur spécial ou d'un compteur d'énergie électrique, surveillance des connexions de contact, mise à la terre des anodes, des unités et unités d'installations.

Les contrôles sont effectués au minimum : 4 fois par mois pour les installations de protection de drainage, 2 fois par mois pour les installations de protection cathodique.

Un contrôle constant du fonctionnement des installations de protection cathodique est assuré par des dispositifs télémétriques. Cela vous permet de réduire les coûts et les délais de détours des installations, de réduire le temps d'interruption de leur fonctionnement à partir du moment où une panne est détectée jusqu'au remplacement ou à la réparation de l'installation, et augmente la précision de réglage et la stabilité des paramètres des équipements ECP.

Lors du contrôle de l'état de protection électrochimique d'un tronçon principal de gazoduc, les éléments suivants sont déterminés :

Niveau de protection cathodique du pipeline ;

L'amplitude des potentiels de polarisation en utilisant la méthode d'arrêt de la source de polarisation (MSS) ou des méthodes d'extrapolation utilisant les mêmes systèmes de mesure ;

Courants de polarisation circulant dans le pipeline selon la méthode recommandée par GOST ;

L'ampleur de la résistivité électrique du sol ;

Composition d'échantillons d'électrolyte intercalaire contenus dans les endroits de gonflements, sacs et autres défauts du revêtement isolant.

Surveillance de la sécurité des pipelines consiste à mesurer périodiquement les potentiels « structure-sol » sur toute la longueur du pipeline et à comparer les valeurs obtenues avec la valeur standard, ainsi qu'à déterminer le temps total pendant lequel le pipeline a valeur protectrice potentiels.

Les potentiels sont mesurés sur toute la longueur du pipeline à l'aide d'une électrode de référence externe avec un pas de mesure de 10 à 20 m au moins une fois tous les cinq ans. Dans ce cas, la première mesure doit être effectuée au moins 10 mois après le remblayage de la canalisation.

Des mesures de potentiel dans les colonnes de contrôle et de mesure (CMC) et les électrodes distantes aux points du parcours avec des valeurs de potentiel minimales sont effectuées au moins deux fois par an. De plus, des mesures sont effectuées lors de travaux liés au développement des systèmes ECP, aux changements de mode de fonctionnement des installations de protection cathodique et lors de travaux liés à l'élimination des sources de courants vagabonds.

Sur la base des résultats des mesures potentielles, il convient de construire des graphiques et de déterminer la protection sur toute la longueur, et sur la base des données de télésurveillance du fonctionnement des installations de protection cathodique ou de leurs contrôles techniques, de la protection des canalisations dans le temps.

Surveillance de l'état technique des revêtements isolants pendant la construction réalisés sur des chantiers terminés. Le contrôle de continuité est effectué par polarisation cathodique. Les données sur les résultats sont saisies dans la documentation exécutive.

Contrôle des revêtements isolants en fonctionnement effectué dans le processus examen complet MG. La comparaison des données obtenues lors de l'inspection de la canalisation principale avec les données de la documentation as-built nous permet d'évaluer l'évolution des propriétés protectrices des revêtements dans le temps et sur la longueur.

La détermination de l'état du revêtement dans la zone étudiée est évaluée en deux étapes en utilisant des méthodes directes et indirectes.

Indirectement basé sur l'analyse des données sur les changements de densité de courant de protection au fil du temps, les résultats des mesures du potentiel pipeline-terre et l'examen électrométrique de la corrosion ;

Méthode directe avec piqûres sélectives.

Les méthodes indirectes de détermination de l'état de l'isolation et des systèmes ECP impliquent des mesures intégrales et locales.

Les méthodes intégrales déterminent les caractéristiques de la section examinée du gazoduc dans son ensemble. Ces méthodes permettent d'évaluer l'état du revêtement sur toute la longueur du profilé et de déterminer les emplacements de pelage et d'endommagement de l'isolant. Parallèlement, des zones spécifiques individuelles sont identifiées dans lesquelles il est nécessaire d'appliquer des méthodes locales de surveillance des revêtements et des produits ECP.

Les principaux critères pour déterminer la fréquence de surveillance de l'isolation sans ouvrir la tranchée sont la densité de courant de protection sur la canalisation et la résistance de transition canalisation-terre, qui permettent une évaluation intégrale de la qualité du revêtement isolant. Sur la base de ces données, avec l'aide de chercheurs, ils recherchent les lieux de dommages au revêtement isolant et effectuent des fouilles sélectives.

Méthode directe ou piqûre sélective consiste à ouvrir le gazoduc, à nettoyer sa surface du sol, à inspecter visuellement le revêtement isolant et à mesurer la résistance de contact, par exemple à l'aide de la méthode « serviette ». Dans ce cas, il convient d'effectuer des mesures de continuité, d'adhésion, d'épaisseur et de résistance électrique transitoire du revêtement. Un échantillonnage de l'isolation et des tests en laboratoire des revêtements sont effectués tous les 3 ans de fonctionnement. Parallèlement, des échantillons de sol et d'électrolytes du sol sont prélevés pour surveiller le système ECP.

Après l'inspection, l'isolation est ouverte, principalement dans les zones présentant des dommages mécaniques et d'autres défauts. Si de la corrosion et d'autres dommages sont détectés dans les zones dégagées, la zone d'inspection s'étend pour déterminer les limites de la section endommagée du tuyau. L'inspection obligatoire comprend la section du joint soudé circonférentiel.

L'état des revêtements isolants est contrôlé par piqûre sélective 3 ans après le début de l'exploitation des revêtements, et une fois par an lorsque les valeurs critiques d'ECP sont atteintes et que la résistance de contact locale est réduite à 10 ohms m.

Les méthodes intégrales et locales sont électrométriques. Ils utilisent des constantes et courant alternatif et sont divisés en contact et sans contact.

L'état de corrosion est évalué par inspection et mesures instrumentales dans des fosses de contrôle. Les déterminations sont faites en premier :

Dans les zones où l'état des revêtements de protection n'est pas satisfaisant ;

Dans les zones non dotées d'une polarisation cathodique continue de la valeur de protection ;

Dans les sections du tracé à risque de corrosion, qui comprennent des sections chaudes avec une température des produits transportés supérieure à 40°C, des sections de pipelines opérant au sud du 50e parallèle de latitude nord, dans des sols salins (marais salants, solonetz, solod, takyr, sora, etc.), sur sols irrigués ;

Dans les zones de courants vagabonds ;

Dans les zones où les pipelines sortent du sol ;

Aux intersections de pipelines ;

Sur les zones de pente des ravins, ravins et rivières ;

Dans les domaines des eaux usées industrielles et domestiques ;

Dans les zones avec arrosage périodique du sol.

Lors d'une inspection visuelle et d'une mesure individuelle de l'état de corrosion de la canalisation dans la fosse, les éléments suivants sont déterminés :

Présence et nature des produits de corrosion ;

Profondeur maximale de la caverne ;

Surface endommagée par la corrosion.

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Le contrôle de l'état de corrosion des canalisations et câbles existants situés dans la zone d'influence des courants vagabonds est réalisé en mesurant la différence de potentiel entre la canalisation et le sol à l'aide de voltmètres à haute résistance. Les zones anodiques d'un ouvrage souterrain sont très dangereuses et nécessitent des mesures de protection urgentes. Le degré de risque de corrosion dans les zones alternées est évalué en fonction de la valeur du coefficient d'asymétrie (tableau I.

Une analyse de l'état de corrosion des conduites d'eau préfabriquées a montré que leur durée de vie dans les champs West Surgut et Solkinskoye ne dépasse pas 3 à 6 ans. Pendant l'exploitation, 14 km de pipelines ont été entièrement remplacés dans le seul système de maintien de la pression de formation du champ West Surgut. En 1978, 30 ruptures et fistules ont été enregistrées sur les pipelines du champ Solkinskoye et 60 ruptures sur le champ Western Surgutskoye.

Une analyse de l'état de corrosion des structures métalliques OOGKM indique que les délaminages progressifs qui pénètrent à plus de 50 % dans le matériau des parois des équipements de type coque sont inacceptables.

Une analyse de l'état de corrosion des équipements de l'installation de traitement des gaz du champ d'Orenbourg a montré que la surface interne de l'équipement est recouverte d'une couche uniforme d'environ 0,1 mm d'épaisseur, constituée de dépôts pyrophoriques.

Un examen de l'état de corrosion des équipements de production de PEHD montre que la principale cause de corrosion des équipements est l'exposition à un environnement agressif contenant du chlorure d'hydrogène formé lors de la décomposition du catalyseur. Le processus de corrosion des équipements entraîne une diminution de leur durée de vie, des réparations fréquentes des équipements et une contamination du polyéthylène par des produits de corrosion. Les composés de fer entrant dans le polymère affectent négativement ses propriétés physico-chimiques et mécaniques. Ils provoquent un vieillissement prématuré (destruction) du polymère, une coloration indésirable des produits en gris foncé, augmentent la fragilité et réduisent les propriétés diélectriques du polymère. De plus, lorsque des équipements recouverts de vernis se corrodent, il arrive que des particules de vernis pénètrent dans le polyéthylène, ce qui entraîne son gonflement ou la formation de pores à l'intérieur du polymère.

L'état de corrosion de la MG LC s'entend comme une expression quantitative des indicateurs opérationnels de la section MG LC contenant des défauts d'origine corrosion et (ou) corrosion sous contrainte.

Pour déterminer l'état de corrosion (diagnostic) et détecter en temps opportun d'éventuelles défaillances dues à la corrosion, les machines en fonctionnement sont vérifiées périodiquement.

À l'avenir, la détermination à distance de l'état de corrosion permettra d'effectuer des tests accélérés avec une expérience contrôlée et une modélisation des différentes étapes du processus de corrosion.

Pour déterminer l'état de corrosion et sélectionner une méthode de protection des gazoducs nouvellement construits, des mesures électriques sont effectuées avant leur mise en service (avant leur raccordement au réseau existant). Les gazoducs préalablement nouvellement posés sont shuntés par ceux qui sont exploités afin d'obtenir une image fidèle de l'état électrique des gazoducs, qui se produit après leur connexion au réseau existant. Si, lors des mesures, il est déterminé que les potentiels ne dépassent pas 0,1 V, la connexion est généralement établie sans aucune condition. À des potentiels supérieurs à OD V (jusqu'à 0,6 V), un nouveau gazoduc peut être connecté au gaz, à condition que la protection soit assurée dans un délai de 3 à 5 mois. À des potentiels élevés, les gazoducs nouvellement construits ne peuvent pas être raccordés au gaz avant le dispositif de protection, car après une courte période de temps, le gazoduc peut être détruit par le courant, ce qui peut entraîner de graves conséquences. De nombreux cas sont connus dans la pratique où des gazoducs non protégés ont été détruits par des courants vagabonds 1 à 2 mois après leur mise en service, ainsi qu'avant leur mise en service, en particulier dans les zones des sous-stations de traction ferroviaire.

Une prévision à long terme de l'état de corrosion des tronçons de gazoduc doit être utilisée pour sélectionner les points caractéristiques de surveillance de la dynamique de la corrosion dans les systèmes de surveillance de la corrosion fixes et mobiles et pour ajuster les réglementations de surveillance des paramètres de corrosion et de protection des gazoducs contre divers types corrosion.

Pour contrôler l'état de corrosion, des méthodes de contrôle per-destructif sont utilisées, qui peuvent être utilisées à la fois de manière constante et périodique (ou, si nécessaire, en complément) et à n'importe quelle étape du fonctionnement des objets, quel que soit leur état. Ces méthodes comprennent des méthodes d'émission ultrasonique, radiographique et acoustique pour la détection des défauts de couleur.

Pour déterminer l'état de corrosion d'un système, les paramètres thermodynamiques et expérimentaux de ce système, ainsi que les dépendances empiriques, sont utilisés. Le programme comprend la prévision du potentiel du métal du système, la force du courant de corrosion, l'évolution des courbes de polarisation, la zone d'immunité (active et passive), il permet de trouver les combinaisons de conditions les plus défavorables qui assurer le développement de la corrosion. Les auteurs ont présenté des moyens d'améliorer le programme de prévision de la corrosion, ce qui devrait accroître l'exactitude et la fiabilité de la prévision des quantités caractérisant le système corrosif.