Совершенствование методов ультразвуковой толщинометрии для прогнозирования скорости и типа почвенной коррозии магистральных газонефтепроводов на образцах-свидетелях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.11.13, кандидат наук Савченков Сергей Викторович

• Савченков Сергей Викторович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Савченков Сергей Викторович

Введение

Глава 1. Анализ существующих методов и средств оценки скорости коррозии

1.1. Задачи систем дистанционного коррозионного мониторинга как метода борьбы с коррозией на трубопроводном транспорте

1.2. Методы и средства оценки скорости коррозии

1.2.1. Методы определения скорости коррозии для оценки коррозионного состояния газонефтепроводов

1.2.2. Средства оценки скорости коррозии

1.3. Функциональные требования к новому датчику оценки скорости коррозионного процесса

1.4. Оценка возможности применения методов и средств ультразвуковой акустической толщинометрии для оценки скорости коррозии и определения типа коррозии

1.4.1. Расчет акустического тракта эхо-импульсного акустического толщиномера

1.4.2. Отражение от искусственных цилиндрических отражателей в виде диска и отверстия с плоским дном

1.4.3. Отражение от отверстия со сферическим дном и коническим дном

1.4.4. Влияние шероховатости отражающей поверхности

1.4.5. Технологии выявления и оценки размеров дефектов с помощью явления дифракции

1.5. Выводы по главе

Глава 2. Разработка нового способа оценки скорости и идентификации типа

коррозии на поверхности образца-свидетеля на основе методов ультразвуковой акустической толщинометрии

2.1. Экспериментальные исследования коррозионных явлений при помощи ультразвуковых акустических толщиномеров

2.1.1. Методика экспериментальных исследований

2.1.1.1. Подготовка образцов для исследования

2.1.1.2. Оборудование для проведения экспериментов

2.1.1.3. Порядок проведения экспериментальных исследований

2.1.1.4. Результаты экспериментальных исследований

2.1.1.5. Анализ результатов экспериментальных исследований

2.2. Синтез способа и конструкции устройства оценки скорости и типа коррозии

2.2.1. Конструкция датчика устройства оценки скорости и типа коррозии

2.2.2. Признаковое пространство нового метода

2.2.3. Алгоритм работы нового способа измерения скорости и типа коррозии107

2.3. Выводы по главе

Глава 3. Модернизация способа оценки скорости и типа коррозии на поверхности

образца-свидетеля на основе дополнительного измерения амплитуды отраженных донных эхо-сигналов

3.1. Анализ возможности повышения информативности нового способа оценки скорости и типа коррозии на основе измерения амплитуды отраженных донных эхо-сигналов

3.2. Экспериментальные измерения амплитуды отраженных донных эхо-сигналов для различных моделей коррозионных дефектов

3.2.1. Образцы и оборудование для проведения исследований

3.2.2. Результаты экспериментальных измерений зависимостей амплитуды

импульсов отраженных донных сигналов от параметров искусственный цилиндрических отражателей, имитирующих коррозионные дефекты

3.3. Определение аппроксимирующих функций для оценки размеров локального коррозионного дефекта

3.4. Аппроксимирующих функций на основе данных диагностического обследования для использования в практических задачах

3.5. Корректировка признакового пространства и алгоритма измерения скорости и типа коррозии на поверхности образца-свидетеля

3.6. Выводы по главе

Глава 4. Разработка нового устройства для оценки скорости и типа коррозии и его

интеграция в систему коррозионного мониторинга

4.1. Технические требования к конструкции устройства

4.2. Разработка конструкции устройства

4.2.1. Структурная схема устройства

4.2.2. Конструкция датчика

4.2.3. Работа электронного блока

4.3. Разработка рекомендаций по функционированию устройства

4.3.1. Определение необходимое количество последовательных измерений

4.3.2. Минимизации влияния изменений температуры на результаты оценки скорости коррозии

4.3.2.1. Определение температурной зависимости времени распространения зондирующего сигнала по образцу-свидетелю

4.3.2.2. Учет влияния температуры в алгоритме измерения скорости коррозии

4.4. Апробация разработанного устройства

4.4.1. Этапы испытаний

4.4.2. Испытания на влагозащищенность

4.4.3. Коррозионные испытания

4.4.4. Оценка эффективности выявления локальных коррозионных дефектов

4.5. Интеграция разработанного устройства в систему коррозионного мониторинга

4.5.1. Выбор интерфейса и протокола передачи данных для взаимодействия с системой коррозионного мониторинга

4.5.2. Выбор базовой системы коррозионного мониторинга для подключения устройства

4.6. Промышленные испытания устройства для оценки скорости коррозии

4.6.1. Порядок проведения испытаний

4.6.2. Монтаж оборудования системы коррозионного мониторинга на контрольном участке

4.6.3. Результаты испытаний

4.6.4. Оценка достоверности результатов испытаний

4.8. Выводы по главе

Заключение

Список сокращений

Список литературы

Приложение 1. Метрологическое обеспечение метода и устройства оценки

скорости и типа коррозии

Приложение 2. Рекомендации по использованию ультразвукового устройства

для измерения скорости и типа коррозии

Приложение 3 Акт внедрения ЗАО «Трубопроводные системы и технологии»....223 Приложение 4 Акт внедрения ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов ультразвуковой толщинометрии для прогнозирования скорости и типа почвенной коррозии магистральных газонефтепроводов на образцах-свидетелях»

Введение

Актуальность темы диссертации связана с одной из основных угроз целостности нефтяных и газотранспортных систем России - коррозией [1], [2], [3], [4], [5], [6], [7], [8], [9], [10].

Опасность коррозии для объектов трубопроводного транспорта определяется тем, что большинство систем магистральных нефтегазопроводов (МНГП) создаются как заглубляемые в грунт стальные трубопроводы с изоляцией. По магистральным трубопроводам нефти и газа осуществляют транспорт подготовленного продукта, освобожденного от воды и агрессивных примесей, вызывающих коррозию. Поэтому коррозии подвержена наружная поверхность стенок МНГП, прокладываемых и работающих, как правило, в грунтовой среде.

Срок эффективности работы предусмотренной конструкцией изоляции часто меньше срока возможной эксплуатации примененных стальных труб трубопровода, в результате в жизненном цикле трубопровода наступает период, связанный с коррозионными явлениями. Кроме того, зачастую, в процессе монтажа трубопроводов, по тем или иным причинам, происходит нарушение целостности изоляционного покрытия. Таким образом, часто именно коррозионные явления наружной поверхности стенок труб определяют реальные сроки эксплуатации нефтяных и газовых трубопроводов.

Согласно официальной статистике [11], [12] на МНГП только за последние 5 лет произошло 28 аварий (что составляет около 40% от общего числа), причиной которых стали коррозионные проявления.

Мероприятия по выявлению и предупреждению коррозии наружной поверхности стенок труб, реализуемые на эксплуатирующийся МНГП, в частности на объектах ПАО «Газпром», показали высокую эффективность. Вместе с тем, актуальность проблемы борьбы с коррозией на стальных МНГП

России имеет устойчивую тенденцию повышения [13], [14], [15], [16], [17], [18], [19], [20], [21], [22], [7], [23], [24], [25], [26]. Необходимость надежной эксплуатации действующих МНГП, работы по реконструкции и капитальному ремонту МНГП, находящихся в длительной эксплуатации, строительство новых МНГП, которые сегодня прокладываются в труднодоступных регионах и на территориях с осложненными условиями, диктуют требования по созданию эффективных автоматизированных систем непрерывного контроля коррозионного состояния систем МНГП и оперативного удаленного управления средствами электрохимической защиты от коррозии [3], [27], [28], [29], [30], [31], [32], [33], [34], [35].

Надежность работы подземных МНГП, обычно выполненных из стальных труб, во многом обусловлена работой противокоррозионной защиты, которая обеспечивается антикоррозионными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Первичной защитой являются покрытия, в случае нарушения целостности которых, грунтовая среда проникает к металлу трубы и начинают работать средства ЭХЗ.

Ключевым параметром, определяющим эффективность

противокоррозионной защиты и, в конечном счете, ресурс МНГП, является скорость коррозии, которая определяется как отношение утонения стенки трубы к промежутку времени, за которое оно произошло. Считают, что поддержание скорости коррозии менее 0,1 мм/год является удовлетворительным результатом и обеспечивает безаварийную работу МНГП в течение всего проектного срока службы.

Для дистанционной прогнозной оценки потенциальной (определяемой в приближении, что изоляция разрушена) скорости коррозии подземных МНГП наиболее просто применять резистометрический метод, основанный на измерении электрической проводимости образца-свидетеля, подвергаемого коррозии. Для обеспечения идентичности электрохимических условий, образец-

свидетель электрически подключают к трубопроводу и погружают в грунт в околотрубном пространстве.

С 2013 года применение систем дистанционного автоматизированного коррозионного мониторинга стало обязательным для реконструируемых и вновь сооружаемых магистральных газопроводов системы ПАО «Газпром» [36]. Современные системы коррозионного мониторинга осуществляют дистанционный контроль состояния изоляции, управляют режимами работы средств электрохимической защиты от коррозии в режиме реального времени, позволяют выполнять оценку развития коррозионной ситуации наружной поверхности стенок труб на контролируемом участке газопровода. При этом необходимо прогнозировать развитие коррозионной ситуации и своевременно прогнозировать мероприятия по предотвращению развития коррозии на ранних стадиях [37], [38], [14], [17], [39].

Автоматизированные системы мониторинга технического состояния МНГП, объединяют сеть контрольно-измерительных пунктов дискретно устанавливаемых на протяжении трассы МНГП и связных каналами передачи данных. На каждом контрольно-измерительном пункте осуществляется автоматический мониторинг параметров состояния МНГП путем опроса комплекса датчиков, одним из которых является датчик определения скорости коррозии на основе образца-свидетеля. Достоверность данных, поступающих от контрольно-измерительных пунктов, определяется и точностью и функциональностью датчиков, используемых для контроля параметров МНГП, таким образом, актуальной задачей является совершенствование датчиков на основе образцов-свидетелей и разработки более достоверных методов оценки протекающей на них скорости коррозии и применения обоснованных превентивных мероприятий для ее сдерживания.

Степень разработанности темы. Вопросам эффективного регулирования работы средств электрохимзащиты и разработкой элементов систем коррозионного мониторинга посвящены работы отечественных и зарубежных

специалистов: Александрова Ю. В. [1], Агинея Р. В. [40], Глазова Н. Н. [18], Запевалова Д. Н. [41], Маршакова А. И. [42], Фуркина А. В. [43], Харионовского В. В. [7], Фатрахманова Ф. К. [44], Спиридовича Е. А. [6], Юшманова В. Н. [8], Яблучанского А. И. [45], Papavinasam S. [26], Yang L. [46].

Для обеспечения практической реализации резистометрического способа образец-свидетель выполняют либо в виде проволоки, либо тонкой пластины. Однако для подземных МНГП наиболее характерна неравномерная почвенная коррозия, включая коррозию пятнами, язвами и питтингами (точечную), а резистометрический метод удовлетворительно работает только при равномерной коррозии, кроме этого у такого метода есть существенные ограничения по ресурсу чувствительного элемента.

Большей локальностью обладает ультразвуковой (УЗ) акустический эхо-импульсный метод, научные основы которого развиты в работах Российских и зарубежных специалистов по УЗ дефектоскопии Клюева В. В. [47], [48], Королёва М. В. [49], Алешина И. П. [50], [51], Праницкого А. А. [52], Вопилкина А. X. [53], [54], Ермолова И. Н. [55], [54], Потапова А. И. [56], [57], Сясько В. А. [58], [59], [60], [61], [56], [57], Баранова В. М. [62], Мэзона У [63]. Для задач мониторинга равномерной коррозии трубопроводов периодически определяют указанным методом остаточную толщину образца-свидетеля, однако методические основы его применения для систем мониторинга технического состояния МНГП не были разработаны, соответственно для создания устройства оценки скорости и типа неравномерной коррозии методами УЗ толщинометрии необходимо проведение теоретических и экспериментальных исследований.

Цель работы. Усовершенствовать методы УЗ толщинометрии для определения типа и скорости коррозионных процессов на образцах-свидетелях, для их последующей реализации в системах дистанционного коррозионного мониторинга подземных магистральных нефтегазопроводов.

Основная идея работы.

Выполнение прогнозной оценки скорости коррозии в системе мониторинга

технического состояния МНГП, выполняемой посредством физического моделирования коррозионных процессов при помощи образца-свидетеля, имитирующего незащищенный покрытием металл, помещаемый в околотрубное пространство, при помощи системы из совмещенного и раздельно-совмещенного пьезоэлектрических преобразователей (ПЭП), позволяет одновременно определить интегральный параметр (средняя толщина образца-свидетеля) и локальные параметры (ширину и глубину очаговой коррозии).

В работе были поставлены следующие задачи:

1) Провести анализ теоретических и экспериментальных исследований, посвященных оценке скорости коррозии материала труб МНГП и средств их защиты от коррозии.

2) На основе методов УЗ толщинометрии определить совокупность признаков для анализа типа коррозии, разработать алгоритмы зондирования и обработки принятых ДС, конструкцию нового автоматического устройства оценки скорости и типа коррозии для системы мониторинга технического состояния трубопровода, определить необходимые рабочие частоты используемых ПЭП.

3) На основе использования УЗ эхо-импульсных методов сформировать научно-обоснованные технические решения по разработке устройства оценки скорости и типа коррозии на образце-свидетеле, разработать новое устройство и выполнить его апробацию, в рамках которой определить достигнутую точность оценки скорости и типа коррозии.

Методы исследования. Использовался комплексный подход, включающий применение системного анализа, экспериментальных исследований, выполненных на оригинальных стендах с применением поверенного современного оборудования.

Основные теоретические результаты получены с использованием классических теорий, описывающих процесс распространения и отражения УЗ волн. Для обработки экспериментальных данных использованы методы математической статистики.

Научная новизна

1) С учетом свойств трубной стали, ожидаемой скорости коррозии и срока службы устройства для оценки скорости коррозии, установлены оптимальные параметры образца-свидетеля (толщина 10-15 мм) и пьезоэлектрических преобразователей (рабочая частота 2-2,5 МГц для совмещенного и 5 МГц для раздельно-совмещенного), применяемых для проведения оценки скорости и типа коррозии подземных трубопроводов.

2) Экспериментально установлено, что распределение отношения диаметров питтингов металла подземных трубопроводов к их глубине имеет нормальный характер, что позволяет применять разработанные по результатам исследований математические модели при оценке размеров локальных коррозионных дефектов.

3) Разработаны критерии и алгоритмы автоматической работы системы из совмещенного ПЭП и раздельно-совмещенного ПЭП, размещенных рядом на поверхности пластины образца-свидетеля, позволяющие осуществлять одновременную дистанционную оценку скорости и типа коррозии протекающего на корродирующей поверхности образца-свидетеля.

Теоретическая и практическая значимость

Раскрыты основные соотношения между параметрами образца-свидетеля, частотой зондирующей УЗ волны, при которых могут быть эффективно выполнены оценки скорости и идентификации типа коррозии на поверхности образца-свидетеля.

Определено, что при эксплуатации магистральных газопроводов типично появление питинговых коррозионных дефектов, для которых математическое ожидание отношения диаметра d и высоты h равно d/h=0,471.

Создана и апробирована конструкция опытного образца нового диагностического ультразвукового датчика для системы мониторинга технического состояния подземного трубопровода, использующая компоненты отечественной элементной базы и разрешенные для средств промышленной диагностики частоты, позволяющая выполнять автоматическую оценку скорости

и типа коррозии в течении нескольких лет.

Положения, выносимые на защиту

1. Облучение донной поверхности образца-свидетеля зондирующими УЗ импульсами при помощи совмещенного и раздельно-совмещенного ПЭП позволяет при условии применения соответствующей методики зондирования и обработки результатов оценить текущую толщину образца-свидетеля и условную высоту локальных коррозионных дефектов на его поверхности.

2. Разработанные способ и конструкция реализующего его прибора, обеспечивают с достаточной для практики точностью оценку скорости и типа равномерной и неравномерной коррозии образца-свидетеля, основанные на анализе промежутков времени между излучением зондирующих импульсов и приходом УЗ импульсов ДС, отраженных от корродированной донной поверхности образца-свидетеля, и амплитуды УЗ импульсов ДС, принимаемого совмещенным ПЭП, информация о которой с помощью эмпирически полученных кусочно-линейных уравнений регрессии позволяет оценивать условную ширину локальных коррозионных дефектов зоне облучения совмещенного ПЭП на донной поверхности.

Степень достоверности результатов подтверждается их согласованностью с общепризнанными представлениями о законах распространения акустических УЗ волн в твердых телах. Экспериментальные результаты подтверждаются их повторяемостью, применением поверенного, сертифицированного оборудования, а также соответствием материала испытываемых образцов, металлу МНГП. Результаты работы подтверждаются результатами практического внедрения и эксплуатации разработанного устройства в составе системы мониторинга технического состояния МНГП.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы представлялись, докладывались и обсуждались на: V и VI Международных научно-технических конференциях «Газотранспортные системы: настоящее и будущее (GTS-2013, GTS-2015)» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 2013,

2015); IX Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2013» (г. Уфа, УГНТУ, 2013); Международном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, УГТУ, 2014, 2015, 2016); VIII Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (Республика Беларусь, г. Новополоцк, ПГУ, 2014); Научно-технической конференции УГТУ (г. Ухта, УГТУ, 2014); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (с международным участием) «Проблемы функционирования систем транспорта» (г. Тюмень, ТюмГНГУ 2014); Межрегиональном семинаре (вебинаре) «Актуальные вопросы нефтегазотранспортной отрасли» (2015, 2016), I Международной научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт: теория и практика» (Москва, ВНИИСТ, 2016), XXIII Международной научно-технической конференции «Информационные системы и технологии» (ИСТ-2017), посвященной 100-летию НГТУ - Нижегородского политехнического института (Нижний Новгород, НГТУ им. Р.Е.Алексеева, 2017 г.).

Соответствие специальности. По своему научному содержанию диссертационная работа соответствует пункту №3 (разработка, внедрение и испытания приборов, средств и систем контроля природной среды, веществ, материалов и изделий, имеющих лучшие характеристики по сравнению с прототипами), пункту № 4 (разработка методического, технического, приборного и информационного обеспечения для локальных, региональных и глобальных систем экологического мониторинга природных и техногенных объектов.) и пункту № 6 (разработка алгоритмического и программно-технического обеспечения процессов обработки информативных сигналов и представление результатов в приборах и средствах контроля, автоматизация приборов контроля) паспорта специальности 05.11.13 «Приборы и методы контроля природной среды, веществ, материалов и изделий».

Личный вклад автора в получение результатов работы заключается в постановке задачи, проведении теоретических исследований, разработке методик

проведения экспериментальных исследований, стендовых и полевых испытаний, анализе полученных результатов, разработке функциональных и технических требований, а так же алгоритмов работы нового устройства. При выполнении экспериментов, носящих коллективный характер, автору диссертации принадлежала определяющая роль.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 16 работ, из них 5 статей в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России, патент РФ на изобретение.

Глава 1. Анализ существующих методов и средств оценки скорости коррозии

1.1. Задачи систем дистанционного коррозионного мониторинга как метода борьбы с коррозией на трубопроводном транспорте

В данном подразделе представлен обзор, подготовленный по вопросам анализа задач систем дистанционного коррозионного мониторинга и коррозионных разрушений, наблюдаемых на МНГП России.

Наряду с задачами по транспортировке нефти и газа основной производственной задачей организаций, эксплуатирующих трубопроводный транспорт России, является поддержание технического состояния магистральных трубопроводов в соответствии с действующими федеральными и отраслевыми нормами промышленной безопасности. При выполнении указанных задач борьба с коррозионными явлениями на МНГП является одним из и самых важных производственных бизнес- процессов.

По этой причине с 2013 года на реконструируемых и вновь сооружаемых магистральных газопроводах системы ПАО «Газпром» стало обязательным применение автоматизированных систем дистанционного коррозионного мониторинга [36]. Данные системы позволяют осуществлять комплексный подход к решению задач по борьбе с коррозией, а именно - контролировать состояние изоляционного покрытия, формировать профили защитного потенциала в соответствии с воздействием внешних коррозионных факторов на защищаемый МНГП, оценивать потенциальную скорость коррозионных процессов в местах установки датчиков определения скорости коррозии.

Структура систем коррозионного мониторинга чаще всего включает в себя три иерархических уровня реализации [64], [65], [15], [66], [16], [46]:

- нижний уровень состоит из средств контроля состояния среды: датчиков скорости коррозии, электродов сравнения, вспомогательных электродов и т. д.;

- средний уровень включает системы сбора данных от средств контроля среды, их первичную обработку и передачу на верхний уровень;

- верхний уровень предназначен для обработки полученной информации от средств контроля среды, прогнозирования процессов и разработки управленческих решений.

На нижнем уровне системы, кроме датчиков скорости коррозии, находятся устройства, предназначенные для контроля состояния среды и технологических объектов: датчики температуры, давления, тензометрические датчики, измерительные преобразователи и др. Устройства среднего уровня предназначены для объединения сигналов полученных со всех датчиков и дальнейшей передачи с помощью контроллера и линий связи на верхний уровень системы. Верхний уровень предусматривает наличие сервера и установку автоматизированного рабочего места оператора. Сервер, по установленному временному интервалу, осуществляет циклический опрос контроллеров системы, архивирует изменения параметров поступивших данных, обеспечивает контроль состояния МНГП и его вспомогательных систем.

В Российской Федерации на сегодняшний день разработано и производится большое количество систем коррозионного мониторинга и подсистем для определения скорости коррозии. Структура систем построена на однотипном оборудовании (электрод сравнения, индикатор коррозионных процессов и т. д.). Рынок оборудования, производителей систем коррозионного мониторинга представлен несколькими разработчиками (таблица 1.1).

Одним из важнейших мероприятий в рамках системы борьбы с коррозией на МНГП является контроль скорости коррозии, который в соответствии с нормативными требованиями ПАО «Газпром» [36], осуществляется при помощи физического моделирования коррозионного процесса на образцах-свидетелях. Таблица 1.1 - Существующие промышленно выпускаемые системы

коррозионного мониторинга, применяемые в нефтегазовом комплексе

№ п/п Наименование производителя Наименование подсистемы для оценки скорости коррозии Средство для оценки скорости коррозии

1 ЗАО «Трубопроводные системы и технологии» ПКМ-ТСТ Зонд со стальной контрольной пластиной, имитирующей дефект изоляционного покрытия трубопровода площадью 1 см2

ПКМ-ТСТ-КИП То же. Устанавливается на КИП, до 4 устройств одновременно.

ПКМ-ТСТ-УЗТ Параметры работы ЭХЗ оцениваются с помощью стального вспомогательного электрода площадью 1 см2

2 ООО «Нефтегазкомплекс- НГК-СКМ Датчики скорости коррозии ДСК.

ЭХЗ», г. Саратов НГК-СКМ (У) Состояние пластин.

3 ООО «Технопром» СКМ.ПВЕК Устройство контроля параметров защиты и скорости коррозии

Образец-свидетель представляет собой специализированный датчик, содержащий корродирующий металлический элемент, на который специально не наносится защитное изоляционное покрытие. Он заглубляется в грунт в непосредственной близости с защищаемым МНГП, на него подается такой же защитный потенциал, что и на поверхность защищаемой металлической трубы, что делает его элементом системы электрохимической защиты.

Таким образом, образец-свидетель оказывается под воздействием тех же внешних коррозионных факторов, что и защищаемый МНГП. Это позволяет выполнять физическое моделирование коррозионных процессов, которые будут происходить на защищаемом МНГП, в случае если на нем будет повреждена

изоляция. На образце-свидетеле выполняется непосредственные изменения скорости коррозии, которая до наших исследований определялась как величина убыли металла образца-свидетеля в результате коррозионного процесса.

Результаты физического моделирования являются ценной информацией для прогнозирования потенциальной опасности подверженности коррозии на данном участке защищаемого МНГП. Еще одной важной задачей, которая может решаться с помощью образцов-свидетелей, является проверка систем электрохимической защиты в условиях неповрежденной изоляции МНГП. Развитие современных средств автоматизации, контроля и связи, позволило создать современные автоматизированные системы коррозионного мониторинга, формирующие информацию о состоянии МНГП для верхних уровней управления в режиме реального времени.

Следует отметить, что все коррозионные факторы, воздействующие на защищаемый МНГП, полностью воспроизвести не удастся. Нет возможности моделирования периодических механических напряжений, возникающих в металле трубы при ее эксплуатации, движения среды в которой находится МНГП, щелевые эффекты. Остальные факторы могут быть воспроизведены, при этом необходимо образец-свидетель изготавливать из того же материала, что и МНГП. Такой подход позволит определить и ранжировать коррозионно-опасные участки задолго до прихода момента старения примененного изоляционного покрытия МНГП и начала реальных негативных и практически необратимых процессов на защищаемой трубе.

Это дает возможность прогнозировать развитие ситуации и своевременно назначать мероприятия, направленные на повышение надежности МНГП и предотвращение развития коррозии на ранних стадиях [37], [38], [17], [39].

Практика эксплуатации показала, что определение скорости коррозии как величины убыли металла образца-свидетеля в результате коррозионного процесса обладает существенным недостатком, а именно не учитывается тип коррозионного процесса.

Для пояснения данной проблемы приведем краткое описание типов коррозионных разрушений, наблюдаемых на объектах трубопроводного транспорта. Данные коррозионные дефекты могут проявляться на образцах-свидетелях при определении скорости коррозии в системе мониторинга технического состояния подземного МНГП. Естественно, что при старении и разрушении изоляции на самой трубе будут наблюдаться аналогичные коррозионные дефекты.

Коррозионные процессы на поверхности стальной трубы, погруженной в среду (грунт), обусловлены достаточно большим набором причин (факторов), в том числе: физико-химическими параметрами среды, характеристиками кристаллической решетки металла трубы, величиной и направлением протекающего по металлу трубы и в среде электрического тока и др. Они достаточно подробно описаны в литературе [1], [5], [9], [10].

Задаче минимизации влияния указанных коррозионных факторов посвящен целый ряд мероприятий, главными из которых являются применение изолирующих покрытий и электрохимическая защита. В то же время, эффект от указанных факторов не является абсолютным и долговременным. Изолирующие покрытия, как и любой полимер, имеют тенденцию к ухудшению защитных свойств. В них появляются повреждения (трещины, отслоения, нарушения герметичности и т.п.), в которых могут начаться коррозионные процессы. Организация системы ЭХЗ также связано с трудностью поддержания необходимого защитного потенциала на всем протяжении стального МНГП. При этом, мешающее негативное влияние могут оказать блуждающие токи, источниками которых могут выступать заглубленные промышленные объекты, имеющие свои системы ЭХЗ, воздушные и подземные линии электропередачи, естественное электричество.

В зависимости от вида коррозии металл МНГП может сопровождаться просто ржавлением или потускнением, но коррозия может приводить и к более серьезным дефектам, таким как растрескиванию, потере прочности или

пластичности. В большинстве случаев на МНГП механизм коррозии электрохимический, при этом продукты коррозии могут быть не всегда заметны из-за их вымывания в грунт, а потери массы металла незначительны. По виду коррозионного разрушения различают сплошную и локальную (местную или очаговую) коррозию [1].

В первом случае продуктами коррозии покрыта вся поверхность, находящаяся в контакте с коррозионной средой. Сплошная коррозия может быть равномерной - протекающей с одинаковой скоростью по всей поверхности, и неравномерной - протекающей с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла. Условный профиль стенки трубы, корродирующей таким образом, представлен на рисунке 1.1, ^Ь<<1мм, где h - высота неоднородностей, вызванных коррозией. Такой вид коррозии металлов наблюдается под действием кислот, щелочей, атмосферы. Примером равномерной коррозии может служить коррозия стальных труб на открытом воздухе (рисунок 1.2) или в сухих неагрессивных грунтах.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Савченков Сергей Викторович, 2019 год

- - ТИ

г г

I Йю

<1,2 11.4 И.Л 41.П |

I л>^1шв .дефекта, чч

Аппроксимация

е)

¡1 - Ь.СЬ мм. 1< но. л„И11

0 (.11

7 51»

■ -11!

Б-,-

а | Л»

с- В

:

5 г 11»

11,2 0,-4 ЦиО <1,н 1

■ луАмпь л^'|*л.'11. ни

Аппроксимация

и

и

ж) з)

Рисунок 3.10. Сопоставление экспериментальных данных, полученных для соответствующих ИЦО, с регрессионными аппроксимирующими функциями.

Л 1/г г А^,)

\: ^ Щ

= о я» -

»

10

О

Е ?

И

2 3 4

ГпуСчии щ.'фсета. мм

* ЭЬМфйМйпйЛЫяЫс . ынмьч-

Аппроксимация

а)

л 2ЛМ1М;:1« (А......¿^

_ «11

1

11

1

ч. (¡11

г.

: 1* .411

44

»

^ 1

1

у 111

г 1)

и 1 1 3 А 1

I чуГ-ши п.чм

Аппроксимация

г- Г>|Н ч

Е. о 1,11

и - " |

ни Ль

I

= *

Г1

а -« в) чи. I »

Гчумми мификп. VI

* лйиньк

Аппроксимация

д)

<! - ГГИ, У| е. ^с)

I ш \ *

ч ',11 р

I

е-/ =,«

Р ? к

Е 1

М-

£ III

К #

~ --^ « V 1 ^ ♦

с *

) а Л

I '1¥1Ч11М К'и* I.

Аппроксимация

ж)

<1 - 2Д чч. Л Е (*..,.„; йЦц1>

I ™

~ '¡И

|

| ■ *11

V =

II

1Ь11 й ^ С1 111

I) I ^ 3 А 5

Гмумшэ ■ I ■-1

Аппроксимация

б)

II ■ 5.0 ЧМ. А Е И1„,„. Ь*», I

| Я"

I *

I

л (41 - Я1

г % *п

= с

л я 1<1

|

§ |«|

3 4

Аппроксимация

Г)

711 (¡11

я

! 4 «а

? 8

• 'Зшзсрымягги.шШс дшныш

2 3 4 5

Гмуймт ^ифтсга. мм

Аппроксимация

е)

:

I *

-----

II I

ГлуГчии и^ики. ч ч

Аппроксимация

и)

Рисунок 3.11. Сопоставление экспериментальных данных, полученных для соответствующих ИЦО, с регрессионными аппроксимирующими функциями.

Рассмотрим, насколько регрессионные аппроксимирующие функции соответствуют результатам экспериментальных измерений с ИЦО, имитирующими коррозионные эффекты.

Выражение (2.9) справедливо для ИЦО, линейные размеры которых не превышают половины длины волны X (для рассматриваемого случая X = 2 мм, соответственно dmin = Ит-п = 1 мм). Выражение (2.9) получено по результатам анализа 120 измерений значений амплитуды первого ДС в присутствии ИЦО различных размеров.

Выражение (2.10) справедливо для ИЦО различного диаметра, глубина которых не превышает ИтЫ. Выражение (2.10) получено по результатам анализа 380 измерений значений амплитуды первого ДС в присутствии ИЦО, имитирующих коррозионные дефекты различных размеров.

Выражение (2.11) справедливо для ИЦО различного диаметра и глубины (в экспериментах мы ограничились размерами dmax = Итах =5 мм ; dmin = Ит1П=1 мм). Выражение (2.11) получено по результатам анализа 1600 измеренных значений амплитуды первого ДС в присутствии ИЦО, имитирующих коррозионные дефекты различных размеров.

Перед включением регрессионных аппроксимирующих функций (уравнений регрессии) в алгоритм обработки первичной информации, получаемой УЗ измерителем скорости коррозии, необходимо провести оценку их адекватности. Качество регрессионных аппроксимирующих функций

Л

предварительно оценивалось по значениям коэффициента детерминации Я : Я11 = 0,508, Я22 = 0,828, Я2з = 0,961.

В качестве критерия оценки адекватности уравнений регрессии был принят метод анализа регрессионных остатков [137], [138], заключающийся в том, что если регрессия у удовлетворительно описывает истинную зависимость между у и х, то остатки должны быть независимыми нормально распределенными случайными величинами с нулевым средним, а в значениях должен отсутствовать тренд.

Для выполнения оценок были рассчитаны значения для всех

разработанных регрессионных аппроксимирующих функций (см. рисунок 3.12).

PkiMcp наблюдения

а) для d е (0; dmin] и h е (0; hmin]

б) для d е (dmin; dmax] и h е (0; hmin];

в) для d е (dmin; dmax\ и h е (hmin; hmax\

Рисунок 3.12. Вычисленные значения остатков ei для регрессионных аппроксимирующих функций Проверка независимости значений ei может быть выполнена путем реализации нескольких механизмов: оценка характера распределения остатков (установление нормальности), проверка гипотезы среднего значения с заданным (в рассматриваемом случае М(е) = 0) и проверка гипотезы об отсутствии тренда.

Одним из наиболее точных способов является проверка независимости последовательности значений ei с помощью критерия Дарбина-Уотсона (Durbin-Watson statistic) [137], [139]. Перед решением задачи был проверен характер распределения остатков, установлено, что остатки рассматриваемых аппроксимирующих функций - нормально распределенные случайные величины. Статистика вышеуказанного коэффициента критерия имеет вид:

П

2 (ег - в1_1)2

° =-• (2.12)

2 е2

1=1

Для принятия решения по гипотезе о наличии или отсутствии корреляции остатков выполняется сравнение рассчитанной статистики О с критическими значениями О1 и О2:

- если О < О}(а) или Э > 4 - О1(а), то с достоверностью а принимается гипотеза о наличии положительной или отрицательной корреляции остатков соответственно;

- если О2(а) > О > О^а) или 4 - О^а) > О > 4 - О2(а), то критерий не позволяет принять решение по гипотезе о наличии или отсутствии корреляции остатков (так называемая «зона неопределенности»);

- О2(а) < О < 4 - О2(а), то гипотеза корреляции остатков отклоняется. Критические значения О^а) и О2(а) для различных уровней достоверности

являются справочными величинами [137], [139], зависящими от числа наблюдений п и принятого уровня достоверности а. Оценки выполнялись для уровня достоверности а = 0,95. Критические значения статистики и результаты вычислений представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Результаты вычислений статистики критерия Дарбина-Уотсона и её критические значения.

Характеристика Значение

1-я аппроксимирующая функция (АР1) 2-я аппроксимирующая функция (ДР2) 3-я аппроксимирующая функция (ДРз)

й 1,12 1,38 1,76

01(0,95) 1,39 0,81 1,59

й2(0,95) 1,6 1,58 1,65

4 - й1(0,95) 2,61 3,19 2,4

4 - й2(0,95) 2,4 2,42 2,35

Для первой аппроксимирующей функции О < О1(а), что говорит о наличии положительной автокорреляции. Для второй аппроксимирующей функции выполняется неравенство О2(а) > О > О1(а), вычисленное значение статистики

критерия относится к так называемой «зоне неопределенности», поэтому решение о наличии или отсутствии автокорреляции остатков принять нельзя. Для третьей аппроксимирующей функции выполняется неравенство О2(а) < О < 4 - О2(а), что позволяет отклонить гипотезу о корреляции остатков.

Таким образом, по результатам выполненных экспериментальных исследований и анализа полученных экспериментальных данных не подвергается сомнению соответствие экспериментальным данным лишь для аппроксимирующей функции (2.11), справедливой для ИЦО, имитирующих коррозионные дефекты с размерами й е (йтп; dmax\ и И е (Итп; Итах] , то есть при йтах = Итах =2,5^=5 мм ; йтт = Итт =0,5^=1 мм.

Регрессионная аппроксимирующая функция (2.9) для зарождающейся очаговой коррозии, когда й < йтп = 1 мм и И < Итп = 1 мм не подтвердила свою статистическую достоверность, поэтому при слабых изменениях уровня ДС, зафиксированных при помощи совмещенного ПЭП, можно говорить только о наличии самого коррозионного процесса, но нельзя ничего утверждать о параметрах локальной коррозии.

Регрессионная аппроксимирующая функция (2.10) для случая язвенной коррозии (1 мм = йтп < й < йтах = 5 мм и И < Итп=1 мм ) оказалась близка к уровню статистической достоверности, что позволяет рассмотреть возможность построения более локальных и, в то же время, более точных регрессионных аппроксимирующих функций, в частности для небольших диапазонов изменений диаметров язвенных дефектов.

Соответствующие регрессионные аппроксимирующие функции представлены в таблице 3.2.

Анализ показывает удовлетворительную статистическую достоверность регрессионных аппроксимирующих функций, представленных в таблице 3.2 однако их «локальность» не позволяет их рекомендовать для использования в автоматизированных алгоритмах оценки скорости коррозии и идентификации

типа коррозии.

Таблица 3.2. Регрессионные аппроксимирующие функции изменения амплитуды ДС в присутствии ИЦО, имитирующих локальные коррозионные дефекты.

Стадия Диаметр, мм Уравнение зависимости Коэффициент детерминации Р

1,5 АР = -42,5Л 2 + 63,2Л - 11,6 0,9616

2 АР = 20Л - 4,52 0,9135

Развитие 2,5 АР = 30,9Л - 7,1 0,967

дефекта 3 АР = 27,65Л - 3,97 0,9478

б € (бтП; бтах], 3,5 АР = 37,6Л - 2,16 0,9401

Л € (0; Лтп] 4 АР = 39,25Л - 5,17 0,9953

4,5 АР = 51,45Л - 8,95 0,9977

5 АР = 72,45Л - 11,77 0,981

3.4. Аппроксимирующих функций на основе данных диагностического обследования для использования в практических задачах

Полученные в подразделе 2.3.3 регрессионные аппроксимирующие зависимости являются функциями двух переменных, связывающими величину уменьшения амплитуды АР ответного импульса ДС с h и d высотой и диаметром (характерный поперечный размер) ИЦО, имитирующих коррозионные неоднородности, вызванные коррозией. Их использование в практических алгоритмах возможно только, если кроме величины АР измерена или известна одна из переменных h или d. В частности, можно оценивать характерный поперечный размер (диаметр) коррозионных неоднородностей d по измеренным АР и к

Однако такая ситуация возникает не всегда. В частности, может быть не выявлено разницы между измененными величинами толщины образца-свидетеля при зондировании совмещенным и раздельно-совмещенным ПЭП (то есть Ьс = Ьрс;), а при этом определено, что АР; >0. В этом случае возникают трудности в

интерпретации сложившейся коррозионной ситуации, хотя понятно, что наблюдается процесс зарождающейся локальной коррозии, но появившиеся питтинги еще не фиксируются по результатам зондирования раздельно-совмещенным ПЭП.

Для использования информации об измеренных значениях АР; в таких случаях необходимо снизить размерность регрессионной аппроксимирующей функции. Это возможно, если найти функциональную связь между величинами к и d, что позволяет найти аппроксимирующие зависимости в виде функции одной переменной, которые можно будет использовать в алгоритме.

Для исследования возможности наличия данной зависимости были проанализированы сведения о питтингах, выявленных специалистами лаборатории неразрушающих методов контроля АО «Гипрогазцентр» в ходе диагностического обследования линейной части (в том числе в местах пересечения с другими трубопроводами) магистральных газопроводов «Саратов -Горький» (диаметр 820 мм), «Починки - Пенза» (диаметр 720 мм), «Чусовой -Березники - Соликамск» (диаметр 530 мм), «Уренгой - Ужгород» (1 и 2 очереди, диаметр 1420 мм) и нефтепроводов «Оха - Комсомольск-на-Амуре» (диаметр 426 мм), «Сургут - Полоцк» (диаметр 1220 мм), «Холмогоры - Клин» (диаметр 1220 мм), «Дружба» (диаметр 1020 мм), магистральный нефтепродуктопровод «Куйбышев-Брянск» (диаметр 530 мм) за 2011-2016 годы.

Размеры питтингов при обследовании определялись при помощи поверенного штангенциркуля с глубиномером, оснащенного средством цифровой индикации результатов в соответствии с ГОСТ 166-89. Диапазон измерения - от 0 до 150 мм, точность определения размеров - 0,01 мм, повторяемость - 0,001 мм.

Для анализа принималась выборка из 4465 дефектов с различными размерами (округлено до десятых):

- диаметры: 0,3; 0,5; 0,8; 1; 1,5; 2 мм;

- глубины: 0,6; 0,7; 0,8; 1; 1,2; 1,3; 1;5; 2; 2,5; 5 и 6 мм.

Для упрощения регрессионных аппроксимирующих функций (2.10) и (2.11)

132

можно использовать оценку отношения диаметров описанных дефектов к их глубине

Для нахождения указанной оценки для каждого анализируемого дефекта было определено отношение в результате построена гистограмма,

представленная на рисунке 3.13.

Установление характера распределения отношения диаметров питтингов к их глубинам позволяет определить математическое ожидание М, значения которого целесообразно применять при корректировке аппроксимирующих функций (2.10) , (2.11), а также оценить возможный уровень возникающей при этом погрешности.

1ооо

-

I Ш»

1

%■ 7<Н1

5 <100

0Л} о,И (ы (Ш 0.3 очй о,7

Рисунок 3.13. Гистограмма отношения размеров локальных коррозионных

дефектов газонефтепроводов По виду графика распределения можно сделать вывод, что отношение диаметров питтингов к их глубинам распределено по нормальному закону.

Для проверки данной гипотезы необходимо воспользоваться специализированным критерием, применение которых возможно для больших выборок без потери точности. В соответствии с рекомендациями [137] в данном случае целесообразно применение критерий нормальности Д'Агостино [140],

133

[141]. В качестве статистики для проверки нормальности распределения автором предлагается критерий

^ ГВ - 0,28209479

у = л/п-^-, (2.13)

0,02998598 ( )

где п - число значений в анализируемой выборке, п = 4465;

О - отношение оценки для стандартного отклонения к выборочному стандартному отклонению, оцененному методом максимального подобия;

О =Т/(n2s) , (2.14)

где s - выборочное стандартное отклонение;

п Г п -1]

т=5{1-—Г', (2Л5)

1 1 п 0

в2 = - Е(Х' -Х)2. (2.16)

Ш=1

Путем сравнения статистики У с критическими значениями а для заданной

достоверности У1(а) и У2(а) ( табличные значения) дается заключение о принятии

или непринятии гипотезы. Гипотеза нормальности принимается если:

У1(а) < У < У2(а). (2.17)

Для имеющейся выборки с помощью ЭВМ были рассчитаны значения

необходимых характеристик: б = 0,10309; В = 578205,9161. Таким образом, имеем:

^ 578205,9161 ^ .т—0,281334547 - 0,28209479

Б =--—--= 0,281334547, У = л/4465----«-1,69.

44652 • 0,10309 0,02998598

Задавшись а = 0,95 и уточнив критические значения имеем:

У1(0,95) = - 2,16 < У = -1,69 < У2(0,95) = 1,750. Таким образом, условие (2.21) соблюдается, гипотеза нормальности распределения не отклоняется.

Поскольку доказана нормальность распределения рассматриваемой величины, то в качестве среднего значения соотношения ^И примем значение математического ожидания М = 0,471, при этом необходимо учитывать

возможные отклонения отношения от вычисленного среднего. Для нормального распределения 95% выборочных средних находится в пределах 1,96 стандартных

ошибок среднего [137]:

§ ^ § —

М -1,96^= < - < М +1,96-;=, 0,471 - 0,003 < - < 0,471 + 0,003.

■\1п И л/п Ъ

С учетом фактических размеров выявляемых дефектов и крайне малого отклонения возможных значений отношения их геометрических параметров от среднего значения, при решении практических задач по мониторингу состояния средств ЭХЗ магистральных трубопроводов данными отклонениями можно пренебречь.

Указанные аппроксимирующие функции строились на основе экспериментальных данных по изменению амплитуды отраженных ДС с параметрами d / к = 0,471 .

30 25 20 15 10 5 0

0 12 3 4

Рисунок 3.14. Экспериментальные данные и аппроксимирующие функции для параметров дефектов d / к = 0,471.

1 - экспериментальные данные для соотношения d / к = 0,471.

2 - аппроксимирующая функция АР3 = 12,3Ы + 3,81к - 15,94 для соотношения d / к = 0,471.

3 - аппроксимирующая функция АР4 = 3,5И - 1,3 , справедливая для соотношения d / к = 0,471.

Таким образом, аппроксимирующая функция для соотношения дефектов d / к = 0,471 имеет вид:

АР4 = 3,5И - 1,3 , при ё/И= 0,471. (2.18)

1

—' 3

2

Аппроксимирующую функцию (2.18) целесообразно применять в алгоритме, когда питтинг не фиксируется при зондировании раздельно-совмещенным ПЭП и аппроксимирующая модель (2.11) становится не применимой.

Точкой перехода от модели (2.11) к модели (2.18) является значение глубины дефекта к, равное 2,1 мм, близкое к величине длины волны зондирующего сигнала. Такие значения к в экспериментах всегда определялись как разница показаний толщины пластины, измеренной совмещенным и раздельно-совмещенным ПЭП, и уже действовала регрессионная модель (2.11).

3.5. Корректировка признакового пространства и алгоритма измерения скорости и типа коррозии на поверхности образца-свидетеля

По результатам выполненного в подразделе 2.3 анализа может быть скорректирован алгоритм оценки скорости и типа коррозии на поверхности образца-свидетеля, предложенный в подразделе 2.2.1.5, в части учета в алгоритме результатов изменения величин амплитуд отраженных импульсов ДС при зондировании совмещенным ПЭП.

При этом, если результаты зондирования и при помощи совмещенного и при помощи раздельно-совмещенного ПЭП не выявили изменения толщины образца-свидетеля, изменение амплитуды отраженного ДС будут признаком наличия питтинговой коррозии. Если питтинговая коррозия обнаружена при зондировании раздельно-совмещенным ПЭП, то по величине изменения амплитуды отраженного ДС можно уточнить результаты измерений.

В таблице 3.3 представлено дополненное признаковое пространство и правила принятия решений уточненного алгоритма измерения скорости и типа коррозии. Скорректированный алгоритм представлен на рисунке 3.14.

Таблица 3.3. Дополненное признаковое пространство и правила принятия

решений алгоритма измерения скорости коррозии с определением типа коррозии.

Проверяемые гипотезы 0 если = 0; 1 если > 0 Решение

- = АИ°| > 0 0 Скорость равномерной и локальной коррозии равна нулю.

ИРСи - Ирс| = АИРС| > 0 0

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 0

РС1-1 - РС| = АРС| > 0 0

ИС|-1 - ИС| = АИС| > 0 0 Скорость равномерной коррозии равна нулю. Зарождается локальная коррозия, условная высота и условная ширина питтингов оцениваются по формулам: АР4 = 3,5 Ь| - 1,3 , й / = 0,471 .

ИРС|-1 - ИРС| = АИРС| > 0 0

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 0

РС|-1 - РС| = АРС| > 0 1

ИС|-1 - ИС| = АИС| > 0 1 Наблюдается рост равномерной коррозии. Скорость коррозии находится по формуле: Уравн.кор | = АИС|/г, . Скорость локальной коррозии равна нулю.

ИРС|-1 - ИРС| = АИРС| > 0 1

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 0

РС|-1 - РС| = АРС| > 0 0

ИС|-1 - ИС| = АИС| > 0 0 Скорость равномерной коррозии равна нулю. Наблюдается начальная стадия локальной коррозии, условная высота питтингов равна ИСГ ИРС| = АИС-РС| , если АИРС| > 1 мм, то коррозия питтинговая. если АИРС| < 1 мм, то коррозия язвенная. Условная ширина питтингов не оцениваются

ИРС|-1 - ИРС| = АИРС| > 0 1

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 1

РС|-1 - РС| = АРС| > 0 0

ИС|-1 - ИС| = АИС| > 0 1 Наблюдается рост равномерной коррозии. Скорость коррозии находится по формуле: Уравн.кор | = АИС|/г/ . Зарождается питтинговая коррозия, условная высота и условная ширина питтингов оцениваются по формулам: АР4 = 3,5 Ь| - 1,3 , й / Л| = 0,471 .

ИРС|-1 - ИРС| = АИРС| > 0 0

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 0

РС|-1 - РС| = АРС| > 0 1

ИС|-1 - ИС| = АИС| > 0 0 Наблюдается рост локальной коррозии, ее скорость оценивается по формуле: Улок.кор | = АИРС| /т , условная высота и условная ширина питтингов оцениваются по формулам: ИСГ ИРС| = АИС-РС| , АРС| = 12,31 й + 3,81 АИС-РС| - 15,94 . Если АИРС| > 1 мм, то коррозия питтинговая. Если АИРС| < 1 мм, то коррозия язвенная.

ИРС|-1 - ИРС| = АИРС| > 0 1

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 1

РС|-1 - РС| = АРС| > 0 1

ИС|-1 - ИС| = АИС| > 0 1 Наблюдается рост равномерной коррозии. Средняя скорость равномерной коррозии находится по формуле: Уравн.кор | = АИС|/т . Наблюдается рост локальной коррозии, ее скорость оценивается по формуле: Улок.кор | = АИРС| /т, условная высота и условная ширина питтингов оцениваются по формулам: Ь = АИС-РС| ; АРС| = 12,31й + 3,81АИС-РС|- 15,94 . Если АИРС| > 1 мм, то коррозия питтинговая. Если АИРС| < 1 мм, то коррозия язвенная.

ИРС|-1 - ИРС| = АИРС| > 0 1

ИСГ ИРС| = АИС-РС| > 0 1

РС|-1 - РС| = АРС| > 0 1

Команда на начало измерений через каждый временной промежуток т

Измерение амплитуды отраженного сигнала при зондировании образца-свидетеля совмещенным пьезоэлектическим преобразователем РС; Измерение толщины образца-свидетеля совмещенным пьезоэлектическим преобразователем Измерение толщины образца-свидетеля раздельно-совмещенным пьезоэлектическим преобразователем ЬРС;

Хранилище

данных

Скорость равномерной и

локальной коррозии равна нулю

Скорость равномерной коррозии равна нулю.

Зарождается локальная коррозия, размеры питтингов оцениваются по

формулам: АРС1 = 3,5Ь| -1,3 сШ = 0,471

Наблюдается рост

равномерной коррозии. Скорость коррозии находится по формуле:

^равн.кор \ 7/

Скорость локальной коррозии равна нулю.

Скорость равномерной коррозии равна нулю.

Наблюдается начальная стадия локальной коррозии, высота питтингов

равна Ьсп Ьрс| =АЬС"РС|.

Если АЬС_РС|>1 мм, то коррозия питтинговая. Если АЬС_РС| <1 мм, то коррозия язвенная.

Наблюдается рост

равномерной коррозии. Скорость коррозии находится по формуле:

^равн.кор \ 7/ .

Зарождается питтинговая коррозия, размеры питтингов оцениваются по

формулам: АРС| = 3,5^-1,3 сШ = 0,471.

_

Наблюдается рост локальной коррозии, ее скорость оценивается по формуле:

V*

=ЛЬрсА,

размеры дефектов оцениваются по формулам:^

=АЬС"РС| ДРЯ = 12,31с1+3,8Ш -15,94. Если

АЬС_РС| >1 мм, то коррозия питтинговая. Если

ДЬС~РС| <-| мм_ то коррозия язвенная.

Наблюдается рост равномерной коррозии. Скорость коррозии находится по формуле:

V,,

Наблюдается рост локальной коррозии, ее скорость оценивается по формуле:

V™

=ДЬрсА,

размеры дефектов оцениваются по формулам:!^ =АЬС_РС| ДРЯ = 12,31с1+3,8Ш -15,94. Если АЬС_РС| >1 мм, то коррозия

питтинговая. Если АЬС_РС| <1 мм, то коррозия язвенная.

I

В систему коррозионного мониторинга

Рисунок 3.15. Скорректированный алгоритм способа оценки скорости коррозии и типа коррозии.

3.6. Выводы по главе 3

1. Предложена новая, модернизированная реализация способа автоматического оценки средней скорости коррозии с определением типа протекающего коррозионного процесса на поверхности корродирующей пластины образца-свидетеля с измерением амплитуды ДС. Показано, что данная реализация нового способа обладает повышенной информативностью и позволяет повысить достоверность результатов измерений.

2. Предложено в работе алгоритма с измерением амплитуды ДС использовать аппроксимирующие функции изменения уровня ДС от величины коррозионных дефектов, построенные на основе результатов исследования зависимостей амплитуды ДС от геометрических размеров искусственных цилиндрических отражателей, имитирующих коррозионные дефекты типа язва и питтинг.

3. Скорректированы признаковое пространство и алгоритм работы нового способа автоматической оценки средней скорости коррозии и типа протекающего коррозионного процесса на поверхности корродирующей пластины образца-свидетеля с учетом возможности получения информации об амплитуде ДС, при зондировании совмещенным пьезоэлектрическим преобразователем.

4. Выполнен статистический анализ размеров коррозионных дефектов, выявленных в результате диагностического обследования действующих и реконструируемых нефте и газопроводов. Установлено, что ожидаемое отношение диаметра питтинга к его глубине составляет 0,471±0,103. Данное соотношение использовано в модернизированном алгоритме оценки скорости и типа коррозии.

Глава 4. Разработка нового устройства для оценки скорости и типа коррозии и его интеграция в систему коррозионного мониторинга

В данном разделе приводятся результаты по разработке конструкции устройства, реализующего новый способ оценки скорости и типа коррозионного процесса, протекающего на поверхности образца-свидетеля, и интеграции его в существующую систему коррозионного мониторинга. Результаты, представленные в данном разделе, опубликованы автором [118], [123], [124], [125], [126], [127], [128], [129], [131], [132], [133], [142], [143], [146].

4.1. Технические требования к конструкции устройства

В подразделе 1.3 были разработаны функциональные требования к новому типу устройства, которое должно измерять скорость и одновременно определять тип коррозионного процесса, протекающего на поверхности образца-свидетеля, и предназначенному для автоматической работы в составе системы коррозионного мониторинга. В главе 2 был разработан новый способ работы такого устройства на основе использования методов УЗ акустической толщинометрии. Это позволило разработать конструкцию нового устройства одновременной оценки скорости и типа коррозии на поверхности образца-свидетеля. Для этого, в первую очередь необходимо разработать технические требования к новому устройству, которые будут конкретизировать указанные выше функциональные требования.

При разработке технических требований должны быть учтены особенности условий предстоящей эксплуатации на действующих МНГП. Идеей разрабатываемого устройства является контроль состояния образца-свидетеля, изготовленного из металла, аналогичного металлу контролируемого объекта, и

140

помещенного в те же условия (в т. ч. заглубление в грунт). Из этого следует, что:

- образец-свидетель должен иметь электрический контакт с защищаемым объектом;

- образец-свидетель и ПЭП необходимо располагать в корпусе, обладающем механическими свойствами, достаточными для предотвращения разрушения компонентов при смещениях грунта, конструкция корпуса при этом должна обеспечивать пылевлагозащищенность не ниже 1Р68 [144] для исключения случаев контакта грунтового электролита с элементами устройства;

- должна обеспечиваться работоспособность устройства при температурных условиях, в которых эксплуатируется защищаемый объект. Так, температура околотрубного пространства магистральных трубопроводов может варьироваться в диапазоне от 0 до плюс 60 оС, а в случае проведения ремонтных работ, сопряженных с длительной остановкой трубопровода, в зимнее время температура может опускаться до минус 20 оС и ниже;

- в связи с большой протяженностью и, зачастую, значительной удаленностью контролируемых объектов от населенных пунктов и баз обслуживания, компоненты устройства должны обеспечивать длительный срок эксплуатации (до 10 лет).

Должно обеспечиваться взаимодействие с существующими системами коррозионного мониторинга и средствами электрохимической защиты. Поскольку разрабатываемое устройство не является самостоятельным, а служит для получения сведений о текущем состоянии корродирующего процесса на образце-свидетеле, должна быть обеспечена коммуникация устройства с существующими системами. Также необходимо предусмотреть возможность компактного размещения компонентов устройства в существующих сооружениях (контрольно-измерительных и диагностических пунктах и др.).

Изложенное выше позволяет сформулировать технические требования к характеристикам нового устройства, которые представлены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Технические требования к устройству для оценки скорости и типа коррозионного процесса на поверхности образца-свидетеля.

Характеристика Значение

Диапазон задания скорости распространения продольных УЗ колебаний, м/с от 5000 до 6000

Количество измерительных каналов 2

Типы пьезоэлектрических преобразователей совмещенный; раздельно-совмещенный

Частота ПЭП в комбинированном датчике: - совмещенный - раздельно-совмещенный 2,5 5

Диапазон регулировки интервалов времени между сериями измерений, с 1 - 31536000

Диапазон регулировки интервалов времени между измерениями в 1 и 2 каналах, с 1 - 1000

Диапазон регулировки количества измерений в серии 1 - 1000

Электропитание от внешнего аккумулятора: - напряжение, В 3,6

Минимальные размеры выявляемых локальных коррозионных дефектов, мм 1 х 1

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений толщины (Н - измеряемая толщина) мм ± (0,05 + 0,01Н),

Толщина образца-свидетеля, мм 10 - 15 ± 0,05

Срок эксплуатации, лет, не менее 10

4.2. Разработка конструкции устройства

4.2.1. Структурная схема устройства