Page 29 - Dys
P. 29
29
Найчастіше корозійні ураження внутрішніх поверхонь промислових
газопроводів локалізуються по низу труби внаслідок наявності агресивного
водного середовища [24]. Коли умови сприяють швидкій конденсації вологи
у холоднішій частині труби, що спричиняє утворення плівки води у верхній
ділянці труби, то протікає корозія верху трубопроводу, що є характерною для
газопроводів як материкових, так і морських родовищ [33–36].
Мікробіологічна корозія у трубопроводах може відбуватись за умови
наявності всередині трубопроводу бактерій, живильного середовища та води.
Діяльність мікроорганізмів може як спричиняти корозію, так і прискорювати
її перебіг; створювати концентраційні електрохімічні комірки чи
продукувати органічні кислоти або гази, підвищуючи агресивність
середовища [37].
1.2. Корозійно-кавітаційне руйнування у трубопровідних системах
У трубопроводах можуть виникати ситуації, коли механічні
напруження, в тому числі циклічні, спричиняють крім втомного ще й
корозійно-кавітаційне руйнування (ККР) матеріалу [1, 38–41]. Найчастіше
такі явища виникають під час гідроудару, коли тиск у трубопроводі
стрибкоподібно знижується на ділянках після засувок чи згинів. У системі
газопроводів, зокрема, можливі водяні, смоляні, сміттєві закупорювання, що
спричиняє пульсацію тиску газу через звуження робочого січення труби.
У присутності в газі крапельної води у системі газопроводів за відповідних
значень температури і тиску газу утворюються гідрати вуглеводнів –
кристалогідрати, які перешкоджають проходженню газу. Стійкий стан
існування кристалогідратів природного газу можливий за температур від
-5 ºС до +10 ºС та тиску 0,6–2,0 МПа. Явища гідроудару характерні для
систем водопостачання та водовідведення, опалення, нафтопроводів,
аміакопроводів тощо. Згідно з розрахунками [2], максимальна величина