Kondisi korosif. Aturan untuk melakukan survei korosi pada pipa minyak utama

Keadaan pipa yang korosif adalah salah satu faktor utama yang mencirikan kinerja MG LC, keandalan dan keamanan pengoperasiannya. Perlindungan pipa ditentukan oleh kondisi lapisan isolasi dan sistem ECP.

Untuk instalasi proteksi elektrokimia (ECP) pengendalian kondisi teknis masing-masing peralatan dilakukan melalui inspeksi berkala. Pada saat yang sama, pembacaan alat ukur listrik diperiksa dengan alat kontrol, potensial diukur pada titik drainase, dan hambatan listrik rangkaian diukur. arus searah, penilaian kelangsungan pengoperasian instalasi proteksi katodik dengan menggunakan meteran khusus atau meter energi listrik, pemantauan sambungan kontak, pentanahan anoda, unit dan unit instalasi.

Pemeriksaan dilakukan minimal : 4 kali sebulan untuk instalasi proteksi drainase, 2 kali sebulan untuk instalasi proteksi katodik.

Pemantauan terus-menerus terhadap pengoperasian instalasi proteksi katodik disediakan oleh perangkat telemetri. Hal ini memungkinkan Anda mengurangi biaya dan waktu untuk memutar instalasi, mengurangi waktu gangguan dalam pengoperasiannya sejak kegagalan terdeteksi hingga instalasi diganti atau diperbaiki, dan meningkatkan keakuratan penyesuaian dan stabilitas parameter peralatan ECP.

Saat memeriksa keadaan perlindungan elektrokimia pada bagian pipa gas utama, hal-hal berikut ditentukan:

Tingkat proteksi katodik pipa;

Besarnya potensi polarisasi dengan menggunakan metode mematikan sumber polarisasi (MSS) atau metode ekstrapolasi dengan menggunakan sistem pengukuran yang sama;

Arus polarisasi yang mengalir melalui pipa sesuai dengan metode yang direkomendasikan oleh Gost;

Besarnya resistivitas listrik tanah;

Komposisi sampel elektrolit antarlapisan terdapat pada tempat pembengkakan, kantung dan cacat lain pada lapisan insulasi.

Pemantauan keamanan saluran pipa terdiri dari pengukuran berkala potensi “struktur-tanah” di sepanjang pipa dan membandingkan nilai yang diperoleh dengan nilai standar, serta menentukan total waktu selama pipa tersebut berada. nilai perlindungan potensi.

Potensi diukur sepanjang seluruh panjang pipa menggunakan elektroda acuan eksternal dengan langkah pengukuran 10-20 m minimal setiap lima tahun sekali. Dalam hal ini, pengukuran pertama harus dilakukan setidaknya 10 bulan setelah penimbunan kembali pipa.

Pengukuran potensial pada kolom kontrol dan pengukuran (CMC) dan elektroda jarak jauh pada titik-titik pada lintasan dengan nilai potensial minimum dilakukan minimal dua kali dalam setahun. Selain itu, pengukuran dilakukan selama pekerjaan yang berkaitan dengan pengembangan sistem ECP, perubahan mode operasi instalasi proteksi katodik, dan selama pekerjaan yang berkaitan dengan penghapusan sumber arus nyasar.

Berdasarkan hasil pengukuran potensial, grafik harus dibuat dan proteksi sepanjang panjangnya harus ditentukan, dan berdasarkan data telemonitoring tentang pengoperasian instalasi proteksi katodik atau inspeksi teknisnya, proteksi pipa dari waktu ke waktu.

Memantau kondisi teknis pelapis isolasi selama konstruksi dilakukan di lokasi konstruksi yang telah selesai. Kontrol kontinuitas dilakukan dengan menggunakan polarisasi katodik. Data hasil dimasukkan ke dalam dokumentasi eksekutif.

Kontrol lapisan isolasi selama operasi dilakukan dalam proses pemeriksaan MG secara komprehensif. Perbandingan data yang diperoleh selama inspeksi pipa utama dengan data dari dokumentasi yang dibangun memungkinkan kita untuk menilai perubahan sifat pelindung lapisan dari waktu ke waktu dan sepanjang panjangnya.

Penentuan kondisi lapisan pada area yang disurvei dinilai dalam dua tahap dengan menggunakan metode langsung dan tidak langsung.

Secara tidak langsung berdasarkan analisis data perubahan rapat arus proteksi sepanjang dan waktu, hasil pengukuran potensial pipa-tanah dan pemeriksaan elektrometri korosi;

Metode langsung dengan pitting selektif.

Metode tidak langsung untuk menentukan keadaan insulasi dan sistem ECP melibatkan pengukuran integral dan lokal.

Metode integral menentukan karakteristik bagian pipa gas yang diperiksa secara keseluruhan. Metode ini memungkinkan untuk menilai kondisi lapisan di sepanjang bagian dan menentukan lokasi pengelupasan dan kerusakan pada insulasi. Pada saat yang sama, zona spesifik individu diidentifikasi di mana perlu untuk menerapkan metode lokal untuk memantau pelapisan dan produk ECP.

Kriteria utama untuk menentukan frekuensi pemantauan insulasi tanpa membuka parit adalah kerapatan arus pelindung pada pipa dan resistansi transisi pipa-tanah, yang memungkinkan penilaian integral terhadap kualitas lapisan insulasi. Berdasarkan data tersebut, dengan bantuan pencari, mereka mencari tempat kerusakan lapisan isolasi dan melakukan penggalian selektif.

Metode langsung atau pitting selektif melibatkan pembukaan pipa gas, membersihkan permukaan tanah, memeriksa secara visual lapisan isolasi dan mengukur resistansi kontak, misalnya, menggunakan metode “handuk”. Dalam hal ini, pengukuran kontinuitas, daya rekat, ketebalan dan hambatan listrik transien lapisan harus dilakukan. Pengambilan sampel isolasi dan pengujian pelapisan laboratorium dilakukan setiap 3 tahun beroperasi. Pada saat yang sama, sampel tanah dan elektrolit tanah diambil untuk memantau sistem ECP.

Setelah pemeriksaan, insulasi dibuka, terutama di area dengan kerusakan mekanis dan cacat lainnya. Jika korosi dan kerusakan lainnya terdeteksi di area yang dibersihkan, area inspeksi diperluas untuk menentukan batas bagian pipa yang rusak. Inspeksi wajib meliputi bagian sambungan las melingkar.

Kondisi lapisan insulasi dipantau dengan pitting selektif setelah 3 tahun sejak dimulainya pengoperasian pelapis, dan setahun sekali ketika nilai ECP kritis tercapai dan resistansi kontak lokal dikurangi menjadi 10 ohm · m.

Metode integral dan lokal bersifat elektrometrik. Mereka menggunakan perangkat arus searah dan bolak-balik dan dibagi menjadi kontak dan non-kontak.

Evaluasi kondisi korosif dilakukan dengan inspeksi dan pengukuran instrumental di lubang kontrol. Penentuan dilakukan terlebih dahulu:

Di area dengan kondisi lapisan pelindung yang tidak memuaskan;

Di area yang tidak dilengkapi dengan polarisasi katodik terus menerus dari nilai perlindungan;

Di bagian rute yang berbahaya terhadap korosi, yang meliputi bagian panas dengan suhu produk yang diangkut di atas 40° C, bagian pipa yang beroperasi di selatan paralel ke-50 garis lintang utara, di tanah asin (rawa garam, solonetz, solod, takyr, sora, dll.), di tanah beririgasi;

Di daerah dengan arus menyimpang;

Di daerah dimana jaringan pipa muncul dari dalam tanah;

Di persimpangan pipa;

Pada daerah lereng jurang, jurang dan sungai;

Di bidang air limbah industri dan domestik;

Di daerah dengan penyiraman tanah secara berkala.

Selama inspeksi visual dan pengukuran individu terhadap kondisi korosi pipa di dalam lubang, hal-hal berikut ditentukan:

Kehadiran dan sifat produk korosi;

Kedalaman gua maksimum;

Luas permukaan yang rusak akibat korosi.

B. DI DALAM. Koshkin, DI DALAM. N. Shcherbakov, DI DALAM. kamu. Vasiliev, GOUVPO "Moskow negara Institut Baja Dan Paduan (teknologi Universitas) » ,

Perusahaan Kesatuan Negara "Mosgorteplo"

Metode elektrokimia untuk menilai, memantau, mendiagnosis, memprediksi perilaku korosi dan menentukan laju korosi, yang telah dikembangkan dengan baik secara teoritis sejak lama dan banyak digunakan dalam kondisi laboratorium, mulai digunakan untuk menilai keadaan korosi dalam kondisi operasional. hanya dalam 5-10 tahun terakhir.

Ciri khas metode penilaian elektrokimia adalah kemampuannya untuk menentukan keadaan korosi (termasuk secara kontinyu) secara real time dengan respons simultan dari material dan lingkungan korosif.

Metode yang paling banyak digunakan untuk menilai keadaan korosi dalam kondisi operasi adalah metode ketahanan polarisasi (galvano dan potensiostatik), resistometri dan impedansi. Penggunaan praktis mendapat dua yang pertama. Metode pengukuran galvanostatik digunakan pada instrumen portabel portabel, sedangkan metode potensiostatik digunakan terutama dalam penelitian laboratorium karena peralatan yang lebih kompleks dan mahal.

Metode ketahanan polarisasi didasarkan pada pengukuran laju korosi dengan menentukan arus korosi.

Instrumen asing yang ada untuk mengukur laju korosi terutama didasarkan pada prinsip ketahanan polarisasi dan dapat menentukan laju korosi dengan tingkat akurasi yang cukup hanya dalam kondisi benda yang diukur benar-benar terendam dalam lingkungan korosif, yaitu. aktivitas korosif lingkungan secara praktis ditentukan. Skema pengukuran ini diterapkan pada instrumen luar negeri untuk menilai laju korosi (instrumen dari ACM, Ronbaks, Voltalab, Magna, dll). Perangkatnya cukup mahal dan tidak disesuaikan dengan kondisi Rusia. Pengukur korosi domestik menentukan agresivitas lingkungan terlepas dari baja sebenarnya yang digunakan untuk membuat pipa, dan oleh karena itu tidak dapat menentukan ketahanan korosi pipa dalam kondisi pengoperasian.

Dalam hal ini, MISiS mengembangkan pengukur korosi yang dirancang untuk menentukan laju korosi pada pipa jaringan pemanas yang terbuat dari baja bekas.

Pengukur korosi berukuran kecil “KM-MISiS” (Gbr. 1) dikembangkan berdasarkan elemen modern berdasarkan mikrovoltmeter digital presisi dengan resistansi nol. Pengukur korosi dirancang untuk mengukur laju korosi menggunakan metode ketahanan polarisasi dengan kompensasi IR tanpa arus. Perangkat ini memiliki antarmuka kontrol yang sederhana dan intuitif serta input/output informasi pada layar kristal cair.

Program pengukur korosi menyediakan kemampuan untuk memasukkan parameter yang memungkinkan Anda mengevaluasi laju korosi berbagai tingkatan baja dan menyetel angka nol. Parameter ini diatur selama pembuatan dan kalibrasi meteran korosi. Pengukur korosi menunjukkan nilai terukur dari laju korosi dan nilai beda potensial saat ini “E 2 - E1» untuk mengontrol parameter.

Parameter utama pengukur korosi sesuai dengan Sistem Terpadu Perlindungan Korosi dan Penuaan (USZKS).

Pengukur korosi KM-MISiS dirancang untuk menentukan laju korosi dengan metode ketahanan polarisasi pada media penghantar elektrolitik dan dapat digunakan untuk menentukan laju korosi bagian dan peralatan logam di sektor energi, industri kimia dan petrokimia, konstruksi, teknik mesin. , perlindungan lingkungan, dan untuk kebutuhan pendidikan.

Pengalamanoperasi

Pengukur korosi lulus uji coba dalam kondisi pengoperasian jaringan pemanas di Moskow.

Pengujian pada Leninsky Prospekt dilakukan pada bulan Agustus - November 2003 pada sirkuit jaringan pemanas pertama dan kedua (pelanggan 86/80). Pada bagian ini, nozel dilas ke sirkuit pertama dan kedua dari pipa jaringan pemanas, di mana sensor (elektroda kerja) dipasang dan pengukuran harian laju korosi dan parameter elektrokimia dilakukan menggunakan prototipe pengukur korosi. Pengukuran dilakukan di bagian dalam pipa dengan pencatatan parameter cairan pendingin. Parameter utama cairan pendingin diberikan pada Tabel 1.

Untuk pengukuran dengan durasi berbeda dari 5 hingga 45 menit. mencatat parameter utama keadaan korosi pada pipa jaringan pemanas selama pengujian jangka panjang. Hasil pengukuran ditunjukkan pada Gambar. 2 dan 3. Sebagai berikut dari hasil pengujian, nilai awal laju korosi berkorelasi baik dengan pengujian jangka panjang baik pada pengujian pada rangkaian pertama maupun kedua. Laju korosi rata-rata pada rangkaian pertama sekitar 0,025 - 0,05 mm/tahun, pada rangkaian kedua sekitar 0,25 - 0,35 mm/tahun. Hasil yang diperoleh mengkonfirmasi data eksperimental dan literatur yang ada tentang ketahanan korosi pada pipa jaringan pemanas yang terbuat dari karbon dan baja paduan rendah. Lagi nilai yang tepat dapat diperoleh dengan menentukan mutu baja dari pipa yang digunakan. Pemeriksaan keadaan korosi jaringan pemanas dilakukan di bagian jalan raya Entuziastov - jalan Sayanskaya. Bagian pipa pemanas di area ini (No. 2208/01 - 2208/03) sering rusak, jaringan pipa di area ini
Tumpukannya diletakkan pada tahun 1999 - 2001. Saluran utama pemanas terdiri dari ulir maju dan mundur. Suhu saluran langsung pemanas utama sekitar 80-120 °C pada tekanan 6 atm, suhu kembali sekitar 30-60 °C. Pada periode musim semi-musim gugur, pipa pemanas sering tergenang air tanah (dekat kolam Terletsky) dan/atau limbah. Sifat instalasi induk pemanas di kawasan ini adalah saluran, pada talang beton berpenutup, dan kedalaman pemasangan sekitar 1,5-2 m.Kebocoran pertama pada saluran pemanas diketahui pada musim semi tahun 2003, gagal dan rusak. diganti pada bulan Agustus - September 2003. Selama pemeriksaan, saluran utama pemanas tergenang sekitar 1/3 - 2/3 diameter pipa dengan air tanah atau limpasan. Pipa utama pemanas diisolasi dengan fiberglass.

Nomor Plot 2208/01 - 22008/02. Saluran utama pemanas dipasang pada tahun 1999, pipa-pipa dilas, jahitan memanjang, dengan diameter 159 mm, mungkin terbuat dari st. 20. Pipa memiliki lapisan insulasi panas yang terbuat dari pernis Kuzbass, wol mineral dan glassine (bahan atap atau fiberglass). Pada area ini Terdapat 11 zona rusak yang mengalami lesi korosi, terutama di zona banjir kanal. Kepadatan lesi korosi sepanjang ulir lurus adalah 0,62 m-1, sebaliknya -0,04 m-1. Keluar dari layanan pada Agustus 2003.

Nomor Plot 2208/02 - 2208/03. Diletakkan pada tahun 2001. Korosi yang dominan pada garis lurus saluran utama pemanas. Panjang total bagian pipa rusak yang akan diganti adalah 82 m, kepadatan kerusakan korosi pada garis lurus adalah 0,54 m -1 . Menurut Perusahaan Kesatuan Negara Mosgorteplo, pipa tersebut terbuat dari baja 10HSND.

Bagian No. 2208/03 - stasiun pemanas sentral. Diletakkan pada tahun 2000, pipa mulus, mungkin dari Art. 20. Kepadatan kerusakan korosi pada ulir depan adalah -0,13 m-1, pada ulir balik -0,04 m-1. Kepadatan rata-rata lesi korosi tembus (seperti korosi lubang terdelokalisasi) pada permukaan luar pipa garis lurus adalah 0,18 - 0,32 m -1. Sampel pipa yang dipotong tidak memiliki lapisan di bagian luar. Sifat kerusakan korosi di luar pipa sampel - terutama korosi umum dengan adanya lesi tembus seperti korosi lubang, berbentuk kerucut dengan ukuran sekitar 10-20 cm dari permukaan luar, berubah menjadi lesi tembus dengan diameter sekitar 2-7 mm. Ada sedikit korosi umum di bagian dalam pipa, kondisi memuaskan. Hasil penentuan komposisi sampel pipa disajikan pada Tabel 2.

Dari segi komposisi, bahan sampel pipa sesuai dengan baja tipe “D” (atau KhGSA).

Karena beberapa pipa berada dalam saluran di dalam air, laju korosi pada bagian luar pipa dapat diperkirakan. Laju korosi dinilai di titik keluar lapisan saluran, di air tanah di sekitar pipa, dan di tempat dengan aliran air tanah tercepat. Suhu air tanah adalah 40 - 60 °C.

Hasil pengukuran diberikan dalam tabel. 3-4, dimana data yang diperoleh di perairan tenang disorot dengan warna merah.

Hasil pengukuran menunjukkan bahwa laju korosi umum dan lokal meningkat bervariasi dari waktu ke waktu, yang paling menonjol pada korosi lokal di air tenang. Laju korosi umum cenderung meningkat pada arus; di air tenang laju korosi lokal meningkat.

Data yang diperoleh memungkinkan untuk menentukan laju korosi pada pipa jaringan pemanas dan memprediksi perilaku korosinya. Laju korosi jaringan pipa di daerah ini > 0,6 mm/tahun. Masa pakai maksimum pipa dalam kondisi ini tidak lebih dari 5-7 tahun dengan perbaikan berkala di tempat-tempat yang mengalami kerusakan korosi lokal. Prakiraan yang lebih akurat dapat dilakukan dengan pemantauan korosi terus menerus dan dengan akumulasi data statistik.

Analisisoperasionalkerusakan korosiT

Penilaian keadaan korosi suatu pipa yang terletak pada medan listrik saluran transmisi DC dilakukan berdasarkan beda potensial antara pipa dan tanah serta nilai arus dalam pipa.
Skema Lok penilaian komprehensif terhadap kondisi teknis unit MG. Di masa depan, penilaian keadaan korosi LP MG harus dilakukan bagian yang tidak terpisahkan penilaian komprehensif terhadap kondisi teknis pipa gas utama.
Skema kemunculan dan penyebaran pengembara. Saat menilai keadaan korosi pada pipa gas, penting untuk mengetahui nilai rata-rata dan maksimum beda potensial.
Instrumen untuk menilai kondisi korosi harus mencakup sensor, sistem pencatatan, dan sumber daya yang sesuai. Saat menggunakan metode magnet dan elektromagnetik, berbagai sistem magnetisasi dapat digunakan. Masalah pemindaian diselesaikan baik dengan sejumlah kecil sensor yang bergerak di dalam pipa sepanjang garis heliks, atau dengan sejumlah besar sensor yang bergerak maju bersama dengan sistem magnetisasi dan ditempatkan di sekeliling perangkat. Dalam hal ini, paling disarankan untuk menggunakan sistem pengaturan sensor terhuyung dua cincin untuk menghilangkan kemungkinan kelalaian cacat pada pipa. Perangkat tipe Linenalog yang diproduksi di USA terdiri dari tiga bagian yang dihubungkan dengan engsel. Bagian pertama berisi catu daya dan kerah penyegel, bagian kedua berisi elektromagnet dengan sistem kaset untuk sensor, dan bagian ketiga berisi komponen elektronik dan alat perekam yang digunakan untuk inspeksi pipa.
Pengeboran untuk menilai keadaan korosi pada pipa harus dilakukan dengan pembukaan pipa sepenuhnya dan kemungkinan memeriksa generatrix bawahnya. Panjang bagian pipa yang terbuka minimal harus tiga diameter.
Cara yang efektif penilaian keadaan korosi peralatan (pada tahap desain, pengoperasian, renovasi) adalah pemantauan korosi - suatu sistem untuk mengamati dan memprediksi keadaan korosi suatu benda untuk memperoleh informasi yang tepat waktu tentang kemungkinan kegagalan korosi.
Di meja Gambar 6 memberikan penilaian terhadap kondisi korosi aktual pada sistem pasokan air panas dari pipa hitam di sejumlah kota. Selain itu, sebagai perbandingan, perhitungan indeks saturasi air pada 60 C, data kandungan oksigen terlarut dan karbon dioksida bebas dalam air dan penilaian aktivitas korosi diberikan.
Distribusi luas kecepatan pergerakan aliran air-gas-minyak untuk pipa dengan berbagai diameter. Inspeksi korosi pada rangkaian casing dilakukan untuk menilai kondisi korosinya (baik secara mendalam maupun di area lapangan), untuk menentukan parameternya. perlindungan elektrokimia, mengidentifikasi penyebab kebocoran casing selama pengoperasian dan memantau keamanan.
Berdasarkan analisis data di atas mengenai penilaian keadaan korosi dan keandalan peralatan dan proses teknologi di ONGKM, hasil deteksi cacat in-line dan eksternal, uji mekanik korosi lapangan dan laboratorium, studi metalografi templat dan sampel, hasil diagnostik teknis struktur, serta dengan mempertimbangkan dokumen peraturan dan teknis (NTD) saat ini, metodologi untuk mendiagnosis peralatan dan proses teknologi ladang minyak dan gas yang mengandung hidrogen sulfida telah dikembangkan.
Di negara kita dan di luar negeri, metode dan instrumen sedang dikembangkan untuk menilai keadaan korosi suatu pipa tanpa membukanya. Metode yang paling menjanjikan didasarkan pada melewatkan perangkat yang dilengkapi peralatan khusus melalui pipa, yang mendeteksi fokus kerusakan korosi pada dinding pipa dari dalam dan luar. Literatur memberikan data tentang metode pemantauan kondisi jaringan pipa. Perhatian utama diberikan pada metode magnetik dan elektromagnetik, dengan preferensi diberikan pada metode elektromagnetik. Metode USG dan radiografi juga dijelaskan secara singkat di sini.
Model yang tidak dijelaskan oleh persamaan matematika apa pun dan disajikan dalam bentuk sekumpulan koefisien tabel atau nomogram yang direkomendasikan untuk menilai keadaan korosi logam.

Untuk menilai kondisi lapisan pada pipa selama operasi, disarankan untuk menggunakan resistansi transisi pipa berinsulasi, parameter yang mencirikan permeabilitas bahan pelapis, dan jumlah antioksidan (untuk komposisi yang distabilkan) yang tersisa dalam lapisan. Untuk menilai keadaan korosi pada dinding pipa, seseorang harus menggunakan data dari pengukuran kehilangan korosi logam di bawah lapisan atau di tempat cacatnya, serta ukuran dan posisi relatif lesi korosi pada dinding pipa. Yang kedua meliputi korosi lokal (rongga, lubang, bintik), tunggal (dengan jarak antara tepi terdekat dari lesi yang berdekatan lebih dari 15 cm), kelompok (dengan jarak antara tepi terdekat dari lesi yang berdekatan dari 15 hingga 0 5 cm ) dan lesi yang meluas (dengan jarak antara tepi terdekat dari lesi yang berdekatan kurang dari 0 5 cm). Lesi korosi tunggal tidak menyebabkan kegagalan pada jaringan pipa.
Untuk menilai kondisi lapisan insulasi pada pipa selama operasi, perlu menggunakan nilai resistansi transien pipa, parameter yang mencirikan permeabilitas bahan pelapis, dan jumlah antioksidan (untuk komposisi yang distabilkan) yang tersisa di dalamnya. isolasi. Untuk menilai keadaan korosi pada dinding pipa, perlu menggunakan data dari pengukuran kehilangan korosi logam di bawah lapisan atau di tempat cacatnya, serta ukuran dan posisi relatif lesi korosi pada dinding pipa.
Saat menilai keadaan korosi suatu pipa, jenis korosi ditentukan, tingkat kerusakan pada dinding luar pipa akibat korosi dengan karakteristik umum bagian, maksimum dan kecepatan rata-rata korosi, prediksi keadaan korosi pada lokasi selama 3 - 5 tahun.
Di meja 9.12 memberikan penilaian terhadap keadaan korosi pipa dengan serangkaian faktor yang mempengaruhi dan rekomendasi yang sesuai.
Dalam praktiknya, untuk mengukur ketahanan korosi suatu logam, Anda dapat menggunakan sifat atau karakteristik logam apa pun yang berubah secara signifikan dan alami selama korosi. Jadi, dalam sistem pasokan air, keadaan korosi pada pipa dapat dinilai berdasarkan perubahan ketahanan hidrolik sistem atau bagian-bagiannya dari waktu ke waktu.
Untuk mengetahui kemungkinan mengurangi kerugian logam akibat korosi dan mengurangi kerugian langsung dan tidak langsung yang signifikan akibat korosi, perlu dilakukan penilaian keadaan korosi pada perangkat dan komunikasi sistem teknologi kimia. Dalam hal ini, perlu dilakukan penilaian terhadap keadaan korosi sistem teknologi kimia dan perkiraan kemungkinan perkembangan korosi serta dampak proses ini terhadap kinerja perangkat dan komunikasi sistem teknologi kimia. .
Teknik pengukuran diberikan pada bagian II. Ruang lingkup dan rangkaian pengukuran yang diperlukan untuk menilai keadaan korosi suatu struktur diatur oleh instruksi departemen yang disetujui dengan cara yang ditentukan.
Kompleksitas dan orisinalitas proses korosi logam bawah tanah dan struktur beton bertulang disebabkan oleh kondisi khusus lingkungan bawah tanah, tempat atmosfer, biosfer, dan hidrosfer berinteraksi. Dalam hal ini, perhatian khusus diberikan pada pengembangan dan pembuatan peralatan dan sistem untuk menilai keadaan korosi pada benda-benda yang terletak di bawah tanah. Penilaian tersebut dapat dilakukan dengan mengukur potensi rata-rata waktu dari struktur logam relatif terhadap tanah. Untuk menentukan nilai potensial rata-rata, perangkat telah dikembangkan - integrator arus nyasar. Mereka mudah dibuat dan tidak memerlukan sumber khusus Catu daya dan andal dalam pengoperasiannya. Penggunaan perangkat ini memberikan informasi tentang sifat distribusi spasial zona anodik, katodik, dan bolak-balik untuk memilih lokasi sambungan sarana proteksi elektrokimia dan penghitungan integral efisiensi operasinya. Informasi ini dapat digunakan baik selama desain, konstruksi dan pemasangan peralatan baru, dan selama pengoperasian. Menjadi mungkin untuk menerapkan langkah-langkah yang direncanakan untuk memastikan keandalan yang tinggi dari struktur logam dan beton bertulang dalam kondisi operasi jangka panjang.
Penilaian risiko korosi pada pipa baja bawah tanah yang disebabkan oleh pengaruh pengoperasian transportasi berlistrik arus bolak-balik, harus dilakukan berdasarkan hasil pengukuran beda potensial antara pipa dan lingkungan. Teknik pengukuran diberikan pada bagian II. Volume dan kompleksitas pengukuran yang diperlukan untuk menilai keadaan korosi pada pipa ditentukan oleh instruksi departemen yang disetujui dengan cara yang ditentukan.
Rezim dipantau berdasarkan hasil analisis sampel air dan uap, pembacaan pH meter air umpan dan air ketel, penentuan komposisi endapan secara kuantitatif dan kualitatif secara berkala, serta penilaian kondisi logam ketel dalam hal korosi. Personel pengoperasian secara khusus memantau dua indikator utama rezim: dosis kompleks (berdasarkan penurunan level larutan kerja 7 dalam alat ukur, dihitung ulang untuk konsumsi air umpan) dan pH air boiler di kompartemen bersih. Pemotongan sampel representatif dari pipa permukaan pemanas, analisis endapan secara kualitatif dan kuantitatif, dan penilaian keadaan korosi logam dibandingkan dengan keadaan awalnya dalam 1 - 2 tahun pertama pengoperasian rezim dilakukan setiap 5 - 7 ribu operasi berjam-jam.
Oleh karena itu, ada kalanya, karena penentuan lokasi cacat korosi pada permukaan dan di dalam pipa yang tidak akurat karena reasuransi, penggantian pipa yang tidak wajar diperbolehkan di area yang luas, yang menyebabkan pengeluaran dana publik yang berlebihan. Oleh karena itu, diperlukan penilaian yang andal terhadap kondisi korosi pipa dan perbaikan yang tepat waktu dan benar berdasarkan data yang diperoleh. Untuk tujuan ini, detektor cacat telah dikembangkan, dibangun dan diuji di negara kita untuk menilai kondisi korosi pada pipa tanpa membukanya dari parit.

Halaman 1

Status korosi dan perlindungan casing dapat dinilai dari rapat arus yang mengalir dari casing atau penurunan tegangan. Jika rapat arus negatif, pada bagian kolom ini terdapat zona anodik dimana terjadi penghancuran korosi pada logam.

Keadaan korosi ditentukan dengan inspeksi pada transisi dan persimpangan dengan pipa dengan kondisi lapisan pelindung yang tidak memuaskan, tidak dilengkapi dengan polarisasi katodik terus menerus dari nilai pelindung.

Keadaan korosi pada peralatan harus dikontrol dengan beberapa metode yang saling melengkapi. Sangat cara penting- visual, yang memungkinkan Anda menentukan sifat kerusakan peralatan, kemungkinan pengoperasian lebih lanjut, dan menyesuaikan metode perlindungan korosi. Namun pemeriksaan internal hanya dapat dilakukan setelah peralatan dihentikan untuk perbaikan. Selain metode visual, juga digunakan metode instrumental. Kadang-kadang mereka menggunakan metode mengebor dinding peralatan hingga kedalaman yang sama dengan ketebalan dinding yang dihitung, dan menetapkan momen ketika sisa ketebalan dinding yang sesuai dengan batas korosi terkorosi. Jika hidrogen sulfida terdapat di lingkungan kerja, probe hidrogen digunakan untuk menentukan derajat hidrogenasi logam peralatan.

Keadaan lingkungan yang korosif ditandai dengan nilai pH, konsentrasi oksigen dan karbon dioksida. Sejak oksigen dan karbon dioksida bersifat korosif, menghilangkannya dari air adalah salah satu caranya tugas yang paling penting saat menyiapkan air. Tidak seperti oksigen, karbon dioksida sebagian bereaksi dengan air membentuk asam karbonat.

Keadaan korosi suatu struktur ditentukan oleh panjang zona berbahaya korosi dengan menggunakan pengukuran listrik. Hasil penentuan zona anodik dan katodik pada struktur eksisting disajikan dalam bentuk grafik sebaran beda potensial.

Keadaan korosi pada struktur bawah tanah ditentukan oleh pengukuran listrik dan inspeksi menyeluruh.

Keadaan korosif pipa gas bawah tanah dan bahaya kehancurannya ditentukan berdasarkan serangkaian pengukuran listrik.

Kondisi korosi pada rotor roda lima dapat dijelaskan sebagai berikut. Roda pertama mendapat jumlah besar tetes asam sulfat, tetapi suhu lingkungan di sini lebih rendah, sehingga agresivitasnya lebih rendah.

Keadaan korosif pada struktur logam bawah tanah kota hanya dapat dikarakterisasi secara akurat setelah serangkaian pengukuran listrik.

Pemeriksaan keadaan korosi berbagai jenis UKM yang beroperasi di kondisi laut selama lebih dari 10 tahun tanpa menggunakan tindakan anti korosi menunjukkan hal berikut.

Keadaan korosi dipantau menggunakan deteksi cacat magnetik, radiografi, pendengaran ultrasonik atau kamera televisi yang dimasukkan ke dalam pipa. Studi tentang tegangan dan deformasi dilakukan dengan perangkat mekanis yang diluncurkan melalui pipa pada akhir konstruksi, dengan metode pengukur regangan, dll. Untuk mendeteksi kebocoran, inspeksi visual digunakan selama jalan memutar atau penerbangan berlebih pada rute, analisis gas, akustik emisi dan metode lainnya.

Halaman 2

Pemeriksaan keadaan korosi pada pipa dan kabel eksisting yang terletak pada zona pengaruh arus nyasar dilakukan dengan mengukur beda potensial antara pipa dan tanah menggunakan voltmeter resistansi tinggi. Zona anoda pada struktur bawah tanah sangat berbahaya dan memerlukan tindakan perlindungan segera. Derajat bahaya korosi pada zona bolak-balik dinilai berdasarkan nilai koefisien asimetri (Tabel I.

Analisis keadaan korosi pada pipa air prefabrikasi menunjukkan bahwa masa pakainya di ladang West Surgut dan Solkinskoe tidak melebihi 3 - 6 tahun. Selama operasi, pipa sepanjang 14 km diganti seluruhnya dalam sistem pemeliharaan tekanan formasi di lapangan Surgut Barat saja. Pada tahun 1978, tercatat 30 pecah dan fistula pada pipa di ladang Solkinskoe dan 60 pecah di ladang Surgutskoe Barat.

Analisis keadaan korosi struktur logam OOGKM menunjukkan bahwa delaminasi bertahap yang menembus material dinding peralatan tipe cangkang lebih dari 50% tidak dapat diterima.

Analisis keadaan korosi peralatan fasilitas pengolahan gas di ladang Orenburg menunjukkan bahwa permukaan bagian dalam peralatan ditutupi dengan lapisan seragam setebal 0 1 mm, yang merupakan endapan piroforik.

Pemeriksaan keadaan korosi pada peralatan produksi HDPE menunjukkan bahwa penyebab utama korosi pada peralatan adalah paparan lingkungan agresif yang mengandung hidrogen klorida yang terbentuk selama dekomposisi katalis. Proses korosi pada peralatan menyebabkan penurunan masa pakainya, seringnya perbaikan peralatan, dan kontaminasi polietilen dengan produk korosi. Senyawa besi yang termasuk dalam polimer berdampak buruk pada sifat fisikokimia dan mekaniknya. Mereka menyebabkan penuaan dini (penghancuran) polimer, pewarnaan produk yang tidak diinginkan menjadi warna abu-abu gelap, meningkatkan kerapuhan, dan mengurangi sifat dielektrik polimer. Selain itu, ketika peralatan yang dilapisi dengan pernis terkorosi, partikel pernis akan masuk ke dalam polietilen, yang menyebabkan pembengkakan atau pembentukan pori-pori di dalam polimer.

Keadaan korosi MG LC dipahami sebagai ekspresi kuantitatif dari indikator operasional bagian MG LC yang mengandung cacat korosi dan (atau) asal korosi tegangan.

Untuk menentukan keadaan korosi (diagnosis) dan deteksi tepat waktu terhadap kemungkinan kegagalan korosi, mesin yang beroperasi diperiksa secara berkala.

Di masa depan, penentuan keadaan korosi dari jarak jauh memungkinkan dilakukannya pengujian yang dipercepat dengan eksperimen terkontrol dan pemodelan masing-masing tahapan proses korosi.

Untuk menentukan keadaan korosi dan memilih metode perlindungan pada pipa gas yang baru dibangun, pengukuran kelistrikan dilakukan sebelum dioperasikan (sebelum dihubungkan ke jaringan yang ada). Pipa-pipa yang baru dipasang sebelumnya di-shunt oleh pipa-pipa yang sedang dioperasikan untuk memperoleh gambaran sebenarnya tentang keadaan kelistrikan pipa-pipa gas, yang terjadi setelah disambungkan ke jaringan eksisting. Jika pada saat pengukuran ditentukan potensialnya tidak melebihi 0 1 V, maka biasanya penyambungan dilakukan tanpa syarat apapun. Pada potensi di atas OD V (sampai 0 6 V), pipa gas baru dapat disambungkan ke gas, asalkan proteksi diberikan dalam waktu 3 - 5 bulan. Pada potensi tinggi, pipa gas yang baru dibangun tidak dapat disambungkan ke gas sebelum dipasang alat proteksi, karena dalam waktu singkat pipa gas tersebut dapat rusak oleh arus, yang pada gilirannya dapat menimbulkan akibat yang serius. Banyak kasus yang diketahui dari praktek dimana jaringan pipa gas yang tidak terlindungi rusak oleh arus nyasar 1 - 2 bulan setelah dioperasikan, maupun sebelum dioperasikan, terutama di area gardu traksi kereta api.

Prakiraan jangka panjang tentang keadaan korosi pada bagian pipa gas harus digunakan untuk memilih titik karakteristik untuk memantau dinamika korosi dalam sistem pemantauan korosi stasioner dan bergerak dan untuk menyesuaikan peraturan untuk memantau parameter korosi dan melindungi pipa gas dari berbagai jenis korosi.

Untuk mengendalikan keadaan korosi, metode pengendalian per-destruktif digunakan, yang dapat digunakan baik secara terus-menerus maupun berkala (atau, jika perlu, sebagai tambahan) dan pada setiap tahap pengoperasian objek, apa pun kondisinya. Metode tersebut mencakup metode emisi ultrasonik, radiografi, dan akustik untuk deteksi cacat warna.

Untuk menentukan keadaan korosi suatu sistem, parameter termodinamika dan eksperimental sistem ini, serta ketergantungan empiris, digunakan. Program ini mencakup peramalan potensi logam sistem, kekuatan arus korosi, jalannya kurva polarisasi, area kekebalan (aktif dan pasif), memungkinkan Anda menemukan kombinasi kondisi yang paling tidak menguntungkan yang memastikan perkembangan korosi. Para penulis menguraikan cara-cara untuk meningkatkan program peramalan korosi, yang seharusnya meningkatkan akurasi dan keandalan perkiraan kuantitas yang menjadi ciri sistem korosi.