Классификация коррозионных процессов

Конструктивно двухслойное полиэтиленовое покрытие состоит из адгезионного подслоя на основе термоплавкой полимерной композиции толщиной 250-400 мкм и наружного полиэтиленового слоя толщиной от 1,6 мм до 3,0 мм. В зависимости от диаметров труб общая толщина покрытия составляет не менее 2,0 (для труб диаметром до 273 мм включительно) и не менее 3,0 мм (для труб диаметром 1020 мм и выше).

Для нанесения двухслойных полиэтиленовых покрытий применяются как отечественные, так и импортные изоляционные материалы (термоплавкие композиции на основе сополимеров - для нанесения адгезионного слоя и композиции термосветостабилизированного полиэтилена - для нанесения наружного слоя). С целью повышения устойчивости двухслойных полиэтиленовых покрытий к воздействию воды и стойкости к катодному отслаиванию при повышенных температурах проводится обработка поверхности очищенных труб (пассивация) раствором хромата. При правильном подборе изоляционных материалов двухслойное полиэтиленовое покрытие обладает достаточно высокими показателями свойств и отвечает техническим требованиям, предъявляемым к заводским покрытиям труб. Оно способно обеспечить защиту трубопроводов от коррозии на срок до 30 лет и выше.

Еще более эффективным наружным антикоррозионным покрытием является заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие труб, конструкция которого отличается от двухслойного полиэтиленового покрытия наличием еще одного слоя - эпоксидного праймера. Эпоксидный слой обеспечивает повышенную адгезию покрытия к стали, водостойкость адгезии и стойкость покрытия к катодному отслаиванию. Полимерный адгезионный подслой является вторым, промежуточным слоем в конструкции трехслойного покрытия. Его функции состоят в обеспечении сцепления (адгезии) между полиэтиленовым наружным слоем и внутренним эпоксидным слоем. Наружная полиэтиленовая оболочка имеет низкую влагокислородопроницаемость, выполняет функции "диффузионного барьера" и обеспечивает покрытию высокую механическую и ударную прочность. Сочетание всех трех слоев покрытия делает трехслойное полиэтиленовое покрытие одним из наиболее эффективных наружных защитных покрытий трубопроводов.

Трехслойное покрытие было разработано в Германии и внедрено в практику строительства трубопроводов в начале 80-х гг. прошлого века, на сегодняшний день это покрытие является самым популярным и широко применяемым типом заводского покрытия труб. Нанесение на трубы трехслойного изоляционного покрытия в заводских условиях показано на рисунке 1.6.

В России технология заводской трехслойной полиэтиленовой изоляции труб впервые была внедрена в 1999 г. на ОАО "Волжский трубный завод". В 2000 г. были введены в эксплуатацию производства по трехслойной изоляции труб на ОАО "Челябинский трубопрокатный завод", ОАО "Выксунский металлургический завод", ГУП "Московский опытно-экспериментальный трубозаготовительный комбинат".

К настоящему времени технология нанесения трехслойного полиэтиленового покрытия освоена также на предприятиях ЗАО "НЕГАС" (г. Пенза), ООО "Предприятие Трубопласт" (г. Екатеринбург), КЗИТ ООО "Завод изоляции труб" (г. Копейск Челябинской обл.), ООО "Усть-Лабинскгазстрой".



Рисунок 1.6 Нанесение на трубы изоляционного покрытия в заводских условиях

Трехслойное полиэтиленовое покрытие отвечает самым современным техническим требованиям и способно обеспечить эффективную защиту трубопроводов от коррозии на продолжительный период их эксплуатации (до 40-50 лет и более).

Под трехслойными покрытиями не было зафиксировано случаев стресс-коррозии трубопроводов.

Трехслойные полиэтиленовые покрытия в соответствии с требованиями АК «Транснефть» подразделяются на четыре типа:

тип 1 - покрытие нормального исполнения с температурой применения до 60°С;

тип 2 - покрытие нормального исполнения с температурой применения до 80°С;

тип 3 - покрытие нормального исполнения с повышенной морозостой-костью - для строительства трубопроводов в условиях Восточной Сибири и Крайнего Севера;

тип 4 - покрытие специального исполнения для строительства участков подводных переходов и трубопроводов методами «закрытой» бестраншейной прокладки (проколы, ННБ и др.).

Для нанесения трехслойного полиэтиленового покрытия используют специально подобранные системы изоляционных материалов: порошковые эпоксидные краски, адгезионные полимерные композиции, композиции термосветостабилизированного полиэтилена низкой, высокой и средней плотности. В настоящее время при нанесении трехслойных полиэтиленовых покрытий на российских предприятиях применяются исключительно импортные изоляционные материалы: порошковые эпоксидные краски поставки фирм "3M" (США), "BASF Coatings" (Германия), "BS Coatings" (Франция), "DuPont" (Канада); композиции адгезива и полиэтилена поставки фирм "Borealis", "Basell Polyolefins" (Германия), "Atofina" (Франция) и др.

Отечественные материалы используются в основном для двухслойной полиэтиленовой изоляции труб малых и средних диаметров и практически не применяются в системах трехслойных полиэтиленовых покрытий труб, предназначенных для строительства магистральных газонефтепроводов. Центром защиты от коррозии ООО «Институт ВНИИСТ» совместно с ведущими трубными заводами, производителями и поставщиками материалов в настоящее время проводятся поисковые работы по выбору, испытаниям и внедрению в системах заводских полиэтиленовых покрытий труб конкурентоспособных отечественных изоляционных материалов. После опытного нанесения на трубы в заводских условиях и проведения последующих испытаний на соответствие предъявляемым техническим требованиям были рекомендованы для практического применения в конструкциях заводских трехслойных полиэтиленовых покрытий труб отечественные порошковые эпоксидные краски: «П ЭП 0305» производства 000 НПК «Пигмент» (Санкт-Петербург), «П ЭП 0130» производства 000 «Ярославский завод порошковых красок». По качеству данные материалы вполне сопоставимы с аналогичными зарубежными материалами. Прошли испытания и аттестованы для применения в конструкциях двухслойных и трехслойных заводских покрытий труб композиции полиэтилена низкой плотности марки «Дитален-01 Т» производства 000 «Дита-Пласт» и марки «153-10 К» производства НПК «Полимер-Компаунд» (Томск), а также композиция полиэтилена высокой плотности марки «F 3802 В» производства 000 «Ставролен» (Буденновск, Ставропольский край).

В ЗАО "АНКОРТ" проводятся работы по подбору, комплексным испытаниям и внедрению отечественных изоляционных материалов для трехслойных полиэтиленовых покрытий труб.

Требования к заводским полиэтиленовым покрытиям труб, предназначенным для строительства магистральных нефтепроводов, определяются по [23]. В соответствии с этими требованиями двухслойные полиэтиленовые покрытия могут применяться в качестве наружных защитных покрытий трубопроводов диаметром не более 820 мм. При этом данный тип покрытия соответствует защитному покрытию усиленного типа нормального исполнения, а температура его применения не должна быть выше 60°С.

Заводские трехслойные полиэтиленовые покрытия труб относятся к покрытиям усиленного типа нормального или специального исполнения и могут применяться без ограничений по диаметрам труб.

В Европе заводские покрытия труб на основе экструдированного полипропилена занимают 7-10 % от объема производства труб с заводским полиэтиленовым покрытием.

Полипропиленовое покрытие обладает повышенной теплостойкостью, высокой механической, ударной прочностью, стойкостью к продавливанию и абразивному износу.

Основная область применения полипропиленовых покрытий - противокоррозионная защита "горячих" (до 110-140 °С) участков трубопроводов, защита от коррозии морских, шельфовых трубопроводов, подводных переходов, участков трубопроводов, строящихся методами "закрытой" прокладки (проколы под дорогами, прокладка труб методом наклонно-направленного бурения и т.д.).

Конструкция заводского полипропиленового покрытия аналогична конструкции заводского трехслойного полиэтиленового покрытия труб. Для нанесения покрытия используются порошковые эпоксидные краски, термоплавкие полимерные композиции и термосветостабилизированные композиции полипропилена. Из-за высокой ударной прочности полипропиленового покрытия его толщина может быть на 20-25 % меньше толщины полиэтиленового покрытия труб (от 1,8 до 2,5 мм).

Полипропиленовые покрытия имеют, как правило, белый цвет, что обусловлено использованием в качестве основного светостабилизатора добавки двуокиси титана.

К недостаткам полипропиленовых покрытий следует отнести их пониженную морозостойкость. Стандартное полипропиленовое покрытие рекомендуется применять при температурах строительства трубопроводов до минус 10 °С, а температура окружающей среды при хранении изолированных труб не должна быть ниже минус 20 °С. Специально разработанное морозо-стойкое полипропиленовое покрытие может применяться при температурах строительства трубопроводов до минус 30 °С и температурах хранения изолированных труб до минус 40 °С.

В нашей стране данный тип покрытия применялся при прокладке по дну Черного моря магистрального газопровода «Голубой поток». Достаточно большое количество труб с заводским полипропиленовым покрытием было использовано компанией «Лукойл» при строительстве подводных переходов, а также для обустройства нефтепромыслов в Балтийском море. Предполагается применение труб с заводским полипропиленовым покрытием при строительстве магистрального Северо-Европейского газопровода на участке его прокладки через Балтийское море, при строительстве газопровода «Южный поток» через Черное море.

Для нанесения заводских полипропиленовых покрытий используются порошковые эпоксидные краски поставки фирм "3M" (США), "BASF Coatings" (Германия), композиции адгезива и полипропилена поставки фирм "Borealis", "Basell Polyolefins".

Технология нанесения трехслойных полипропиленовых покрытий освоена на Выксунском, Челябинском и Волжском трубных заводах. Центром защиты от коррозии проводятся испытания заводских полипропиленовых покрытий, полученных с использованием различных систем изоляционных материалов.

Заводское комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие (рисунок 1.7).

Для противокоррозионной защиты трубопроводов малых и средних диаметров (до 530 мм) в последние годы довольно широко и успешно используется комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие (рисунок 1.7). Комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие, наносится на трубы в заводских или базовых условиях. Конструктивно покрытие состоит из слоя адгезионной грунтовки (расход грунтовки 80-100 г/ ), слоя дублированной полиэтиленовой ленты (толщина 0,45-0,63 мм) и наружного слоя на основе экструдированного полиэтилена (толщина 1,5-2,5 мм). Общая толщина комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия составляет 2,2-3,0 мм.



Рисунок 1.7 Трубасленточно-полиэтиленовым покрытием

В конструкции комбинированного покрытия полиэтиленовая лента, нанесенная по адгезионной грунтовке, выполняет основные изоляционные функции, а наружный полиэтиленовый слой защищает ленточное покрытие от механических повреждений при транспортировке, погрузке и разгрузке изолированных труб, при проведении строительно-монтажных работ.

В качестве изоляционных материалов для нанесения комбинированного покрытия могут использоваться адгезионные грунтовки и дублированные полиэтиленовые ленты поставки фирм "Polyken Pipeline Coating Systems" (США), "Altene" (Италия), "Nitto Denko Corporation" (Япония) или аналогичные отечественные материалы: грунтовки типа "НК-50", "П-001", изоляционные ленты "НК-ПЭЛ 45", "НК-ПЭЛ 63", "Полилен" производства ОАО "Трубоизоляция" (г. Новокуйбышевск Самарской обл.).

По показателям свойств комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие уступает заводским двухслойным и трехслойным полиэтиленовым покрытиям труб, но в то же время в значительной степени превосходит битумно-мастичные и полимерные ленточные покрытия трубопроводов. Покрытие внесено в [22]. В настоящее время комбинированное ленточно-полиэтиленовое покрытие применяется преимущественно для наружной изоляции труб нефтегазопромыслового сортамента, а также при строительстве межпоселковых газопроводов низкого давления.

Выбор изоляционных материалов и оптимальных систем защитных покрытий определяется многими факторами, но в целом очевидно, что наиболее высокими показателями обладают защитные покрытая труб, соединительных деталей и запорной арматуры трубопроводов заводского нанесения. Только в стационарных заводских или базовых условиях можно обеспечить высокое качество подготовки поверхности труб (очистку, технологический нагрев до требуемой температуры) и нанесение защитных покрытий с применением технологий, оборудования и материалов, которые невозможно использовать при трассовом способе изоляции.

В связи с широким применением при строительстве газонефтепроводов стальных труб с заводскими покрытиями появилась острая необходимость и в создании производств по заводской изоляции элементов трубопроводов - гнутых отводов, соединительных деталей, запорной арматуры. В качестве заводских покрытий фасонных соединительных деталей и задвижек магистральных трубопроводов наибольшую популярность получили полиуретановые и эпоксидно-полиуретановые защитные покрытия. Данные типы защитных покрытий, наносимые на очищенную поверхность изолируемых изделий методом «горячего» безвоздушного распыления двухкомпонентных (основа + отвердитель) изоляционных материалов, по толщине, температурному диапазону применения, комплексу защитных и эксплуатационных свойств вполне сопоставимы с заводскими полимерными покрытиями труб. На рисунке 1.8 показаны гнутые отводы с заводским полиуретановым покрытием.

Впервые в системе ОАО «АК «Транснефть» полиуретановые защитные покрытия стали применяться в 2001-2002 гг. при строительстве Балтийской трубопроводной системы, когда для изоляции гнутых отводов в трассовых условиях были использованы: полиуретановое покрытие «Сороn Hycote 165» (Великобритания) и эпоксидно-полиуретановое покрытие «UP 1000 I Frucs 1000 А».

Рисунок 1.8 Гнутые отводы с заводским полиуретановым покрытием

Оказалось, что данные типы защитных покрытий, равно как и другие покрытия, полученные на основе термореактивных жидких изоляционных материалов, способны отверждаться лишь при температурах окружающей среды выше 5-10°С. Это в значительной мере ограничивает возможность изоляции фасонных деталей в зимнее время. Кроме того, для нанесения полиуретановых покрытий требуется очень качественная подготовка поверхности изделий и их абразивная очистка до шероховатости поверхности порядка 80-100 мкм. Поэтому наиболее целесообразно производить наружную изоляцию элементов трубопроводов в стационарных заводских условиях. Впервые технология заводской изоляции фасонных соединительных деталей трубопроводов покрытием типа "Сороn Hycote 165" была внедрена на ОАО «Трубодеталь» (Челябинск). За последние годы технология нанесения на задвижки и фасонные детали трубопроводов полиуретановых и эпоксидно-полиуретановых покрытий была освоена на целом ряде предприятий. По существу, в данном направлении наблюдается такой же бум, как и в области заводской изоляции труб.

Как и в случае с заводской полиэтиленовой изоляцей труб, для изоляции фасонных деталей трубопроводов должны использоваться материалы и покрытия, прошедшие испытания на соответствие техническим требованиям и допущенные к применению. Требования к защитным антикоррозионным покрытиям фитингов и задвижек, используемым для строительства магистральных нефтепроводов, определяются [23]. Документом устанавливаются требования, предъявляемые к защитным покрытиям фитингов и задвижек трубопроводов как для условий заводского, так и трассового нанесения.

Сегодня данные требования нуждаются в серьезной корректировке, поскольку они разрабатывались в то время, когда заводская изоляция фитингов еще практически не была внедрена ни на одном отечественном предприятии, не было накоплено достаточных данных испытаний и опыта применения полиуретановых защитных покрытий. Предполагается разработка второй редакции технических требований, внесение в них дополнений и изменений с учетом замечаний заводов-изготовителей и гармонизации с аналогичными зарубежными нормами и стандартами. Как никогда актуальна и тематика, связанная с поиском и выбором изоляционных материалов, предназначенных для изоляции фитингов и задвижек трубопроводов. За прошедшее время, помимо выше упомянутых покрытий (Сороn Hycote 165, UP 1000 | Frucs 1000 А) прошли аттестационные испытания и были рекомендованы к практическому применению еще несколько типов защитных покрытий: Protegol UR-Coating 32-55, Protegol UR-Coating 32-60 (Германия), «Биурс», «Карбофлекс», «Галоплен», «Изокор-140» (Россия) и др. В последнее время для испытаний и практического применения предлагаются все новые и новые защитные покрытия, полученные на основе отечественных и импортных термореактивных изоляционных материалов. Наша задача -- сделать правильный выбор в пользу наиболее технологичных и высоко эффективных изоляционных материалов и защитных покрытий.

Переход на заводскую изоляцию труб и элементов трубопроводов высокоэффективными полиэтиленовыми и полиуретановыми покрытиями в значительной степени повысил качество противокоррозионной защиты трубопроводов. Вместе с тем еще не до конца решены вопросы по противокоррозионной защите сварных стыков труб. Их изоляция производится исключительно в трассовых условиях после завершения сварочных работ и выполнения операций по контролю качества сварки. В сложных климатических условиях при круглогодичном строительстве трубопроводов трудно обеспечить хорошее качество очистки зоны сварных стыков трубопроводов и нанесение на них защитного покрытия, близкого по конструкции и показателям свойств к заводскому полиэтиленовому покрытию труб. Еще не так давно для изоляции сварных стыков применялись в основном битумно-мастичные покрытия и покрытия на основе липких полимерных лент. Данные типы покрытий по своим характеристикам и температурному диапазону применения значительно уступали полиэтиленовым покрытиям труб и имели недостаточно высокую адгезию в местах нахлеста на заводское покрытие. Ситуация значительно улучшилась с началом применения для этой цели защитных покрытий на основе термоусаживающихся полимерных лент. Конструктивно покрытие на основе термоусаживающейся ленты состоит из адгезионного подслоя, полученного с использованием термоплавкой полимерной композиции, и наружного защитного слоя на основе сшитой и ориентированной в продольном направлении полиэтиленовой пленки. Такая конструкция покрытия аналогична конструкции двухслойного полиэтиленового покрытия труб. Если же перед нанесением термоусаживающихся лент производить праймирование зоны сварного стыка труб жидким двухкомпонентным эпоксидным праймером, то конструкция защитного покрытия будет полностью соответствовать конструкции заводского трехслойного полиэтиленового покрытия труб (эпоксидный праймер, адгезив, полиэтилен).

Технология очистки зоны сварных стыков и нанесения на них термоусаживающихся лент хорошо отработана и применяется при строительстве трубопроводов самого различного назначения. Долгое время для этой цели применялись исключительно импортные материалы поставки фирм Raychem (США), Canusa (Канада), UBE, Furukawa (Япония). Теперь же для изоляции сварных стыков трубопроводов предлагается целая серия отечественных термоусаживающихся полимерных лент: «ТИАЛ», «ТЕРМА», «ДОНРАД», по качеству ничем не уступающих импортным аналогам.

Нанесение на сварные стыки трубопроводов покрытий из термоусаживающихся манжет производится на законченные сваркой участки трубопроводов специализированными бригадами, оснащенными необходимым оборудованием. Для подготовки поверхности зоны сварного стыка перед нанесением покрытия используется метод абразивной очистки с применением в качестве абразивов купрошлака или сухого просеянного песка. Оценка качества термоусаживающихся лент и защитных покрытий на их основе осуществляется по [24].

Сейчас уже можно говорить о достаточно высоком уровне противокоррозионной защиты сварных стыков трубопроводов. Тем не менее, по нкоторым показателям свойств (адгезия к стали и к заводскому покрытию, стойкость к катодному отслаиванию, прочность при ударе, стойкость к продавливанию, сдвигу) защитные покрытия сварных стыков трубопроводов все-таки заметно уступают заводским покрытиям труб.

В зарубежной практике для изоляции сварных стыков труб все чаще стали применяться быстро отверждающиеся двухкомпонентные полиуретановые покрытия трассового нанесения, аналогичные покрытиям, используемым для изоляции фитингов и задвижек трубопроводов. По заданию ОАО «АК «Транснефть» фирмой Argus Limited и ОАО ВНИИСТ на базе Инженерно-экспериментального производственного центра ОАО ВНИИСТ (п.Толбино, Московская обл.) были проведены работы по отработке технологии и нанесению на сварные стыки труб двухкомпонентного полиуретанового покрытия Scotchkote 352. Для нанесения защитного покрытия использовался комплекс оборудования MCL фирмы Pipeline Induction Heat Ltd (PIH).

Покрытие наносилось в летнее время на сварные стыки труб 1220x14 мм с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием производства ОАО «Выксунский металлургический завод». Перед нанесением покрытия предварительно осуществлялась абразивная очистка поверхности зоны изолируемых сварных стыков труб и прилегающих к ним участков заводского покрытия купрошлаком. Для ускорения процесса отверждения защитного покрытия производился индукционный нагрев изолируемых участков сварных стыков труб до температуры 67-70°С. Напыление двухкомпонентного покрытия Scotchkote 352 при объемном соотношении компонентов основа-отвердитель 3:1 осуществлялось одним распылительным соплом с шириной факела 400-450 мм. При этом обеспечивалось равномерное напыление рабочей смеси материалов по периметру трубы на всю ширину сварного стыка.

Для набора необходимой толщины (не менее 1,5 мм) покрытие наносилось в 15-16 слоев. Всего в ходе отработки технологии было заизолировано 5 сварных стыков труб 1220 мм. По результатам проведения опытных работ была отмечена высокая производительность и технологичность процессов индукционного нагрева сварных стыков труб и последующего нанесения на них полиуретанового покрытия. Общее время, затрачиваемое на предварительный нагрев и изоляцию одного сварного стыка труб 01220x14 мм (без учета перестановки оборудования и промывки форсунки растворителем) в среднем составляло 3-4 минуты. Проведенные ускоренные приемо-сдаточные испытания покрытия Scotchkote 352 показали, что в целом оно отвечает предъявляемым техническим требованиям, но имеет недостаточно высокую адгезию к заводскому полиэтиленовому покрытию труб.К настоящему времени с использованием комплектного оборудования MCL фирмы PIH подготовлены образцы двухкомпонентных полиуретановых покрытий типа Acothane Spray Grade TX, Protegol UR-Coating 32-55 и Scotchkote 352, нанесенных на стальные трубы и на заводское полиэтиленовое покрытие труб.

Выводы о соответствии защитных полиуретановых покрытий требованиям ОАО «АК «Транснефть» и оценка возможности их применения для противокоррозионной защиты сварных стыков магистральных нефтепроводов могут быть сделаны после завершения ООО «Институт ВНИИСТ» комплексных испытаний защитных покрытий. Необходимо подчеркнуть, что до начала практического применения все изоляционные и защитные покрытия, используемые для противокоррозионной защиты труб, фасонных деталей и сварных стыков магистральных нефтепроводов должны пройти обязательные испытания на соответствие предъявляемым техническим требованиям и техническим условиям заводов-изготовителей.

Лишь при наличии положительных результатов испытаний защитных покрытий, а также при условии проведения экспертизы и включении технических условий на трубы и изделия с наружными защитными покрытиями в «Реестр ТУ и ТТ» на материалы и оборудование, закупаемые группой компаний АК «Транснефть», заводы-изготовители могут приступать к проведению работ по нанесению защитных покрытий, а сами покрытия могут быть использованы в соответствии со своим назначением. Для проведения работ по испытаниям изоляционных материалов и защитных покрытий, применяемых в настоящее время при строительстве магистральных трубопроводов, Центр защиты от коррозии ООО «Институт ВНИИСТ» в последние годы был полностью переоснащен. В настоящее время лаборатории Центра имеют самое современное оборудование, которое позволяет проводить комплексные испытания различных типов защитных покрытий (лакокрасочных, эпоксидных, полиуретановых, полиэтиленовых, полипропиленовых, силикатно-эмалевых, ленточных, битумно-комбинированных).

Все испытания защитных покрытий на соответствие требованиям ОАО "АК Транснефть», а также требованиям национальных и зарубежных стандартов могут выполняться собственными силами, без привлечения сторонних организаций. Хорошая оснащенность Центра и высокая квалификация его сотрудников позволяют выполнять большой объем работ по испытаниям изоляционных материалов и защитных покрытий по договорам с отечественными заводами-изготовителями и контрактам с зарубежными фирмами.

1.4.6 Катодная защита подземныхтрубопроводов

Практика показывает, что даже тщательно выполненное изоляционное покрытие в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их температурных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, защита трубопроводов от подземной коррозии, независимо от коррозионной активности грунта и района их прокладки, должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной.

Принципиальная схема катодной защиты показана на рисунке 1.9.



1 -линия электропередачи; 2 - трансформаторный пункт; 3 -станция катодной защиты; 4 - трубопровод; 5 - анодное заземление; 6 -кабель

Рисунок 1.9 Принципиальная схема катодной защиты трубопровода

Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1, поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный.Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6подключен к защищаемому трубопроводу 4,а положительным -- к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.

Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление - источник тока -- защищаемое сооружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор электролита, т. е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, то есть создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода [9].

Общий вид станции катодной защиты показан на рисунке 1.10, а схема установки катодной защиты на трубопроводе - на рисунке 1.11.

Контрольно-измерительные пункты (КИП) устанавливают:

на каждом километре трубопровода;

не реже чем через 500 м при пересечении трубопроводом зоны блуждающих токов или грунтов с коррозионной агрессивностью (удельным сопротивлением менее 20 Ом · м);

на расстоянии трех диаметров трубопровода от точек дренажа установок электрохимической защиты (за исключением одиночных протекторов) и от электрических перемычек;

у площадок с задвижками;

на переходах через автомобильные и железные дороги (с обеих сторон) на расстоянии от подошвы полотна дороги за пределами их охранной зоны, но не более 50 м;

у водных переходов (с обеих сторон) на расстоянии от границы максимальных уровней вод затапливаемых поймах реки, на не затапливаемых зонах не более 50 м от берега;

у пересечения трубопроводов с другими металлическими сооружениями над точкой подключения перемычек или над точкой пересечения;

у дорог, каналов и т. п., проходящих по культурным и осваиваемым землям, в непосредственной близости от них.



Рисунок 1.10 Общий вид станции катодной защиты

1 - трубопровод; 2 - анодный заземлитель; 3 - дренажный кабель; 4 - контрольно-измерительная пункт; 5 - станция катодной защиты; 6 - перфорированная газоотводная трубка; 7 - глинистый раствор

Рисунок 1.11 Схема установки катодной защиты на трубопроводе

КИП устанавливают над осью трубопровода со смещением от нее не далее 0,2 м.

В случае расположения трубопроводов на участке, где эксплуатация КИП затруднена, последние могут быть установлены в ближайших удобных для эксплуатации местах, но не далее 50 м от точки подключения контрольного провода к трубопроводу.

Контрольно-измерительные приборы, установленные на устройствах ЭХЗ, должны быть классом точности не ниже 1,5 %.

1.4.7 Протекторная защита трубопроводов

Протекторной называется защита металлических сооружений, при которой их катодная поляризация осуществляется присоединением к металлу, имеющему более электроотрицательный потенциал.

Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента (рисунок 1.12).

Два электрода: трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из более электроотрицательного металла, чем сталь, опущены в почвенный электролит и соединены проводником 3.Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику 3.

1 - трубопровод; 2 - протектор; 3 - проводник; 4 - контрольно измерительная колонка

Рисунок 1.12 Принципиальная схема протекторной защиты

Так как материал протектора является более электроотрицательным, то под действием разности потенциалов происходит направленное движение электронов от протектора к трубопроводу по проводнику 3. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки 4.

Схема установки протекторной защиты показана на рисунке 1.13.

1 - трубопровод; 2 - протектор; 3 - дренажный кабель; 4 - контрольно-измерительная колонка (КИК)

Рисунок 1.13 Схема установки протекторной защиты

Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использованы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее железа, так как они более электроотрицательны. Практически же протекторы изготавливаются только из материалов, удовлетворяющих следующим требованиям:

- разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

- ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;

- отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий, физико-химические характеристики которых приведены в таблице 1.4. Из нее видно, что отдать предпочтение какому-либо одному металлу трудно. Поэтому протекторы изготавливают из сплавов этих металлов с добавками, улучшающими работу протекторной защиты.

В зависимости от преобладающего компонента сплавы бывают магниевые, алюминиевые, цинковые. В качестве добавок используют марганец (способствует повышению токоотдачи), индий (препятствует образованию плотной окисной пленки на поверхности сплава, а значит, его пассивации) и другие металлы (таблица 1.3).

Протекторную защиту рекомендуется использовать в грунтах с удельным сопротивлением не более 50 Ом·м.

Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиночке, так и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть выполнена ленточными протекторами.

Таблица 1.3 Физико-химические характеристики материалов для изготовления протекторов

Показатели	Металл
	Mg	Zn	Al
Равновесный электродный потенциал по нормальному водородному электроду сравнения, В	-2,34	-0,76	-1,67
Токоотдача, А·ч/кг	2200	820	2980
Коэффициент использования, %	50	90	85

1.4.8 Электродренажная защита трубопроводов

Метод защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение - источник блуждающих токов либо специальное заземление - называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж -- это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рисунок 1.14а) включает: реостат 4, рубильник 5, плавкий предохранитель 7 и сигнальное реле 8. Сила тока в цепи «трубопровод - рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при срабатывании которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях, когда потенциал трубопровода постоянно выше потенциала рельсовой сети, куда отводятся блуждающие токи. В противном случае дренаж превратится в канал для натекания блуждающих токов на трубопровод.

Поляризованный электрический дренаж (рисунок 1.14б) - это дренажное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) 6. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу.

Усиленный дренаж (рисунок 1.14в) применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспечить на нем необходимую величину защитного потенциала. Усиленный дренаж представляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным- не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.



а-прямой; б- поляризованный; в-усиленный;1- трубопровод; 2- дренажный кабель; 3 - амперметр; 4 -реостат; 5- рубильник; 6-вентильный элемент; 7-плавкий предохранитель; 8 - сигнальное реле; 9 - рельс; 10- выпрямитель; 11 - переключатель; 12-трансформатор

Рисунок 1.14 Принципиальные схемы электрических дренажей

За счет такой схемы подключения обеспечивается: во-первых, поляризованный дренаж (за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ), а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода.

После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты, а также протекторные установки.

1.5 Коррозионные повреждения

1.5.1 Мониторинг технического состоянии трубопроводов, подверженных коррозии

Специалистами технического контроля состояния трубопроводов получено следующее распределение коррозионных повреждений магистральных газопроводов, выявленное по результатам их внутритрубной дефектоскопии (ВТД): 1%-гофры; 2%-аномалии; 4%-металл; 10%-аномальные швы; 11%-вмятины; 23%-каверны; 49-общая язвенная коррозия

Учитывая, что назначение и основное действие электрохимической защиты распространяется на сквозные повреждения и несплошности в защитном покрытии можно в первом приближении считать, исходя из неполных данных ВТД, что суммарное влияние активного коррозионного мониторинга распространяется более, чем на 20% поврежденной поверхности всех магистральных газопроводов отрасли.

Коррозионный мониторинг - система мер, направленных на понижение термодинамической вероятности коррозионного разрушения объекта, включая электрохимический потенциал, необходимый для поддержания этой системы в том же или более высоком квазиравноверным состоянии.

Актуальность создания отраслевой системы активного коррозионного мониторинга (КМ) усиливается существенным снижением за последние 10-12 лет эксплуатационной надежности систем ЭХЗ в условиях морального и физического из-носа установок катодной, дренажной и протекторной защиты, широко-масштабного вандализма и хищения средств ЭХЗ, веерных отключений электроэнергии местных линий электроснабжения УКЗ, недостатка средств защиты и приборов контроля.

Статистика коррозионных отказов МГ за последние 10 летдемонстрирует интенсивный рост разрывов газопроводов по причине их коррозионного растрескивания под напряжением (КРН). Этот сравнительно новый вид коррозионных поражений магистральных трубопроводов (зафиксирован впервые в США и Канаде в 70-е годы), практически, не связан с электрохимической защитой газопроводов, за исключением зон открытых дефектов в изоляции, где катодная поляризация затрудняет не только зарождение язвенной коррозии, но и рост трещин КРН.

Коррозионный мониторинг подземных металлоконструкций складывается из 3-х фаз - предпроектного (фаза А), который выполняется в процессе проектно-изыскательских работ, начального или диагностического (фаза Б), который выполняется в первый период (как правило, первый год) эксплуатации сооружения и эксплуатационный (фаза В), осуществляемый в процессе всего периода эксплуатации сооружения.

Применительно к магистральным газопроводам КМ дифференцируется по четырем видам основных коррозионных поражений; вид I - локальная язвенная электрокоррозия, которая вызвана в основном блуждающими токами от железных дорог, электрифицированных на постоянном токе; вид II - локальная язвенная электрохимическая, так называемая, почвенная коррозия, локализованная, как правило, в грунтах средней и высокой агрессивности и протекающая, в основном, под действием гальванических коррозионных элементов, образующихся на электрохимически неоднородной поверхности трубопровода; вид III - коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) или стресс-коррозия, развивающаяся в виде колоний продольных трещин, смыкающихся в главную трещину, приводящую к разрыву трубопровода и вид IV - язвенная подпленочная коррозия, развивающаяся в виде обширных язвин при соприкосновении агрессивного электролита со стальной стенкой трубы в зонах не плотного прилегания изоляции к трубе, либо в зонах отслаивания защитного покрытия от поверхности металла в процессе эксплуатации газопровода.

В зависимости от фазы выполнения и поставленной задачи коррозионный мониторинг подразделяется на стационарный (СКМ) и мобильный(МКМ).

Для выполнения стационарного КМ используются две системы КМ: автоматизированная система коррозионного мониторинга (АКМ) и неавтоматизированная система коррозионного мониторинга (НКМ)

Основным диагностическим элементом систем мониторинга являются сенсорные устройства, позволяющие оценивать динамику процессов коррозии и корректировать прогнозные оценки коррозии, сделанные по результатам внутритрубной дефектоскопии и электрометрических обследований после обязательного контрольного шурфования с ин-струментальным подтверждением размеров коррозионных дефектов каждого вида.

При выборе вида индикаторов и датчиков коррозионного мониторинга необходимо учитывать локализацию коррозионных повреждений в открытых дефектах изоляции (дефекты 1 рода) и под покрытием (дефекты 2 рода), а также вида коррозионных поражений - язвы, трещины и т.п.

Для выполнения мобильного (или полустационарного) коррозионного мониторинга используются высокочувствительные индикаторы коррозии, вмонтированные в длинные (до 2-х метров) полимерные трубки-штанги, последовательно, либо параллельно устанавливаемые на контролируемом участке на период от нескольких часов до нескольких суток.

Можно полагать, что противокоррозионная надежность МГ складывается из показателей коррозии (в условных единицах) определяемых тремя членами (1.1):

ПН = КМ + КД + ПК (1.1)

где: ПН - противокоррозионная надежность трубопроводных систем

КМ-коррозионный мониторинг;

КД - коррозионная диагностика;

ПК - прогнозирование коррозии.

Преимущества и недостатки ВТД и КМ наглядно отображены в таблице 1.4.

Таблица 1.4 Преимущества и недостатки ВТД и КМ МГ

ВТД
Преимущества	Недостатки
1. Выявление большинства коррозионных поражений	1. Невозможность выявления мелких де-фектов и трещин (до 20%) и пропуск от-дельных крупных и средних дефектов
2. Определение их вида (трещины, язвы) и геометрических размеров	2. После пропуска снаряда-дефектоскопа требуется контрольное шурфование для уточнения формы, размера и ориентации дефектов
3. Определение распределения дефектов по длине газопровода	3. Не выявляет влияние сезонного факто-ра на динамику роста дефектов
4. Определение угловой ориентации де-фектов	4. Не дает связи коррозионных дефектов с состоянием изоляции, не позволяет ана-лизировать причины максимальной коррозии в наиболее опасных дефекта
5. Привязка дефектов к номеру трубы	5. При пропуске активизируется рост от-дельных трещин за счет ударных нагрузок на стальную стенку трубы
6. Привязка дефектов к маркерам, уста-новленным на поверхности земли	6. Может быть использована только на 50% МГ
7. Повторные и последующие пропуски снаряда-дефектоскопа позволяют выпол-нять статистический анализ роста корро-зионных повреждений
КМ
Преимущества	Недостатки
1. Непрерывно или с любой заданной час-тотой контролирует скорость коррозии индикаторов, имитирующих корозию контролируемого фрагмента трубопрово-да	1. Нет прямой связи между скоростью коррозии индикатора коррозии со скоро-стями роста групп крупных, средних и мелких дефектов газопровода.
2. Определяет влияние сезонного фактора на скорость коррозии	2. Требуется тестирование (контрольное шурфование) для выявления статистической корреляции между показаниями.

Анализ таблицы 1.2 показывает, что оба метода (ВТД и КМ) требуют выполнения контрольного шурфования для уточнения результа-тов диагностики и мониторинга. Основное отличие состоит в том, что ВТД в настоящем представляет собой метод хирургического вмешательства, удаления опасных для эксплуатации газопровода дефектов, а КМ направ-лен на выявление причин коррозии и выбор способов борьбы соразмерных опасности и видам коррозионных поражений.

Главная цель КМ МГ в обобщенном виде может быть сформули-рована как предупреждение зарождения и ограничение развития различно-го рода коррозионных повреждений при проектировании, строительстве (ремонте) и в процессе длительной (свыше 50 лет) эксплуатации магист-ральных газопроводов.

Применительно к системам электрохимической защиты газопро-водов внедрение эксплуатационного коррозионного мониторинга пресле-дует цели:

1) контроля остаточной скорости коррозии катодно-защищенных га-зопроводов и своевременное предупреждение об активизации коррозионных процессов;

2) оценки эффективности работы систем ЭХЗ во времени;

3) оценки эффективности работы систем ЭХЗ по протяженности в местах вызывающих сомнение;

4) коррекции режимов катодной защиты по параметру скорости коррозии;

5) получения исходных данных для уточнения прогноза опасности коррозии на участках ВКО и ПКО.

Общим критерием необходимостиввода КМ МГ является нали-чие коррозионных повреждений газопроводов, выявленных в процессе эксплуатации по результатам коррозионной диагностики. Если в течение 5-10 лет (в зависимости от коррозионных условий эксплуатации) не выяв-лены коррозионные повреждения, то выполняется внутритрубная, либо полевая коррозионная диагностика трубопровода в следующей последовательности:

? выявление мест сквозных повреждений в защитном покрытии и измерение защитных (поляризационных) потенциалов газопрово-да в этих местах;

? оценка защищенности этих участков по протяженности и во вре-мени;

? коррозионная диагностика участков мобильными индикаторами коррозии ВИК-1 в зонах не полной защищенности по протяжен-ности и во времени;

? инструментальное подтверждение наличия локальной коррозии стальной стенки трубопровода в шурфах на участках максималь-ной скорости коррозии, определяемой по данным ВИК-1.

Если вышеуказанные методы не выявили коррозионных повреж-дений, а на соседних газопроводах, эксплуатирующихся в аналогичных ус-ловиях, обнаружена подпленочная коррозия или КРН, то проводится ВТД или коррозионная диагностика этих участков по специальной методике.

1.6 Определение расчетной и отбраковочной толщины стенок труб

В 2002 г. проведено техническое диагностирование нефтегазопромыслового трубопровода, транспортирующего продукты, не содержащие сероводорода, с наружным диаметром 273 мм, номинальной толщиной стенки 10 мм и рабочим давлением 10,0 МПа. Магистральная часть трубопровода смонтирована из труб по ГОСТ 8731-74, из стали 20, по ГОСТ 1050-88. Трубопровод находится в эксплуатации с 1990 г. Механические свойства стали труб, определенные через твердость, имеют значения не ниже требований ГОСТ 8731-74. Проверочный расчет толщины стенки осуществляется согласно формуле

(1)



где гf- коэффициент надежности по нагрузке, гf=1,15;

k - коэффициент несущей способности труб и соединительных деталей, значение которого принимается согласно СП 34-116-97 для труб, заглушек и переходов равным 1;

Dн- номинальный диаметр, Dн=0,273 м;

P- рабочее давление;

R- коэффициент сопротивления растяжению (сжатию).

Значения R определяются:

-для трубопроводов, транспортирующих продукты, не содержащие сероводород

(2)

гдеm2- коэффициент условий работы труда.

Значения коэффициентов: надежности по назначению трубопроводе в гп = 1, условий работы трубопровода III категории т2 = 0,9, надежности по материалу гm = 1,55, надежности по нагрузке гf = 1,15 и условий работы трубопроводов, транспортирующих серо водород содержащие продукты гs, принимаются согласно СП 34-116-97.

Для стали 20:

МПа;МПа, следовательно

м.

Номинальная толщина стенки определяется по формуле

(3)

где SТ- технологический припуск;

SК- припуск на коррозию.

Примем мм. Тогдамм.

Отбраковочная толщина стенок труб определяется по формулам:

поэтому расчет ведем по формуле

(4)

м (5)

гдеtотб - толщина стенки или детали трубопровода при которой она должна быть изъята из эксплуатации;

n- коэффициент перегрузки рабочего давления;

1.6.1 Расчет остаточного ресурса трубопровода по минимальной вероятной толщине стенок труб

Расположение мест замеров толщины стенки по сечению трубы (рисунок 1.15):



Рисунок 1.15 замеры толщины стенки по сечению трубы

Таблица 1.4 Замеры толщин стенок труб по результатам диагностики

Номер замеряемого места по схеме	Толщина стенки, мм	Диаметр трубы, мм
	Фактическая (tk)	Номинальная (tnk)
1	2	3	4
1	7,5	7,5	7,6	7,7	10	273
2	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273
3	7,3	7,2	7,4	7,3	10	273
4	7,4	7,4	7,5	7,4	10	273
5	9,3	9,3	9,4	9,4	10	273
6	9,1	9,0	9,0	9,0	10	273
7	7,8	7,7	7,8	7,7	10	273
8	8,8	8,7	8,7	8,8	10	273
9	7,9	7,9	7,0	7,0	10	273
10	7,3	7,3	7,4	7,4	10	273

Расчет минимальной вероятной толщины стенок труб D273 мм.

Среднеквадратичное отклонение замеряемой толщины:

(6)

где N- число замеров;

tк-значение замеренной толщины;

tcp- среднее значение замеренной толщины.

Вероятная минимальная толщина стенки трубопровода:

мм;

6,64 > 5,20, допускается дальнейшая эксплуатация трубопровода, следовательно:

Средняя скорость коррозии:

мм/год . (7)

Остаточный ресурс трубопровода

лет . (8)



1.6.2 Расчета остаточного ресурса трубопровода с учетом общего коррозионно-эрозионного износа стенок

Требуется рассчитать остаточный ресурс трубопровода с вероятностью прогноза 95%. Принимаем значение регламентированной надежности г = 0,95% и односторонней доверительной вероятности, равной 0,95. Принимается линейная модель износа, т.е. в уравнении m =1. Расчетную толщину стенки определяем по формуле(9):

мм.(9)

По приведенным в таблице 1.4 данных подсчитывается значение относительного износа для каждого замера

(10)

Затем подсчитываются:

cредний относительный износ по формуле

(11)

cреднее квадратическое отклонение относительного уточнения

(12)

полагая среднее квадратическое отклонение технологического допуска =0,05 находим среднее квадратическое отклонение относительного износа

(13)

верхнее интервальное значение среднего относительного износа

(14)

5) верхнее интервальное значение среднеквадратического отклонения

относительного износа

(15)

cредний допустимый относительный износ

(16)

квантиль функции Лапласа

(17)



8) по таблиценаходим значение функции Лапласа при величине квантиля 2,165, будет 0,984.

подставляя это значение в формулу

, (18)

Находим значение Г вероятности: Г = 0,9840,95 = 0,935.

10) Г вероятности 0,935 соответствует Ur - квантиль, равный 1,52.

Параметр:

(19)

Остаточный ресурс трубопровода при вероятности прогноза 95%:

(20)

года.

Вывод: остаточный ресурс трубопровода составляет 2 года.



2. Безопасность и экологичность проекта

2.1 Анализ производственных опасностей и вредностей при производстве антикоррозионных работ

Антикоррозионные работы следует выполнять в соответствии с требованиями ГОСТ12.3.016-87, ГОСТ 12.3.002-75, СНиП III-4-80, нормативных документов, утвержденных Министерством здравоохранения.

Опасные и вредные производственные факторы в связи с разнообразием методов антикоррозионной обработки можно классифицировать на следующие подразделы.

2.1.1 Производственный шум

Шум - при защите трубопроводов от коррозии шум создается средствами катодной и электродренажной защиты, в городах и населенных пунктах, на всех частотах он не должен превышать 60 дБ. [ГОСТ 12.1.003-83].

Работники должны обеспечиваться средствами индивидуальной защиты от шума в соответствии с установленными нормами.

Рабочие зоны с уровнем шума выше 80 дБА должны обозначаться знаками безопасности по ГОСТ 12.4.026.

2.1.2 Вибрация при защите от коррозии

Вибрация - при защите от коррозии наружную и внутреннюю поверхность защищаемых труб очищают от ржавчины и загрязнений. Эту работу выполняют электрошлифовальной очистной машиной. При работе со шлифовальной машиной через руки человека передается вибрация. Вибрация вызывает в организме человека реакции, которые являются причиной функциональных расстройств различных органов. Вредные действия вибрации выражаются в виде повышенного утомления, головной боли, боли в суставах, повышенной раздражительности, некоторого нарушения координации движения. Вибрации не должны превышать уровней установленных [ ГОСТ 12.1.012-90]

При работе со шлифовальной машиной следует применять индивидуальные средства защиты рук от воздействия вибрации. К ним относятся изделия типа рукавиц или перчаток, а также вибразащитные прокладки, которыми снабжены крепления к ручке шлифовальной машины.