» Территория Нефтегаз » Концепция обеспечения промышленной безопасности магистральных газопроводов в условиях коррозионного влияния окружающей среды.

Концепция обеспечения промышленной безопасности магистральных газопроводов в условиях коррозионного влияния окружающей среды.

Автор: В.В. Притула, д.т.н., профессор, советник президента ОАО «ВНИИСТ»

Анализ статистической информации свидетельствует, что промышленная безопасность магистральных газопроводов более, чем на 40 % контролируется коррозионным влиянием окружающей среды. При этом наибольшую опасность представляют коррозионное растрескивание под напряжением и блуждающие токи различного происхождения.

Государственный закон о промышленной безопасности устанавливает требование о разработке декларации промышленной безопасности магистральных газопроводов и её периодической экспертизе с прогнозированием развития коррозионной ситуации на основе анализа кинетики процессов коррозии в условиях действия противокоррозионной защиты, как этого требует РД 09-102-95 Ростехнадзора РФ. Для выполнения требований указанного документа необходимо провести диагностирование технического состояния магистральных газопроводов согласно РД 12-411-01 Ростехнадзора РФ и выполнить их комплексное коррозионное обследование по нормативам ОАО «Газпром». Основными критериями оценки параметров технического состояния (ПТС) магистральных газопроводов на основании полученной таким образом информации должны служить остаточный ресурс газопровода в его реальном состоянии и остаточная скорость его коррозии при обеспеченном уровне противокоррозионной защиты, то есть поляризационных потенциалах газопровода, обеспеченных ЭХЗ. Действительная эффективность мероприятий по защите магистральных газопроводов от коррозии определяется на основании оценки степени риска возможных коррозионных аварий, зависящей как от вероятности их возникновения, так и от вызванных этим последствий. Такая современная и совершенная концепция обеспечения промышленной безопасности магистральных газопроводов диктует необходимость детального анализа и, в случае необходимости, корректировки действующей НТД ОАО «Газпром» в области противокоррозионной защиты на предмет их взаимной гармонизации.

           Коррозионная ситуация на подземных магистральных трубопроводах России и СНГ характеризуется чрезвычайно широким спектром факторов, вызывающих как внешнюю, так и внутреннюю коррозию этих объектов. Разнообразные типы и формы коррозионного разрушения трубопроводов, представленные на рис.1, создают условия опасности их аварийного отказа в случае отсутствия необходимой системы противокоррозионной, в том числе электрохимической защиты.
           Коррозионное состояние магистральных трубопроводов РФ и СНГ определяется степенью коррозионного влияния на них окружающей среды и уровнем защиты от этого влияния. Многообразие природно-климатических условий создает широкий диапазон скоростей почвенной коррозии – от 0,25-0,3 мм/год в районах Сибири и Приполярья до 0,8 – 1,2 мм/год в Средней Азии и на Кавказе. Факторами дополнительной опасности являются значительные блуждающие токи в промышленных районах центральной России и возможность коррозионного растрескивания под напряжением трубопроводов, расположенных в грунтах со свободными донорами водорода в химическом составе содержащихся в них солей. В целом коррозионную опасность можно характеризовать средней скоростью разрушения трубопроводов в 0,5-0,6 мм/год.
           Защитные противокоррозионные мероприятия заключаются в применении изоляционных покрытий и средств электрохимической защиты. интегральным показателем качества и состояния изоляции является её электрическое сопротивление. Как и в промышленно развитых странах мира, начальная величина этого показателя для подземных трубопроводов России и СНГ, в целом, составляет 5*104 – 3*105 Ом.м2. Эти величины регламентированы государственными стандартами на защиту от коррозии.
           Сопоставление критериев оценки качества изоляционных покрытий, принятых в России и за рубежом (табл.1), свидетельствует об их концептуальной сопоставимости. Такую же оценку можно дать и критериям нормативной плотности защитного тока, реализуемым при таком качестве изоляционных покрытий (табл.2). Реальная оценка состояния полимерных пленочных и битумных изоляционных покрытий на длительно действующих трубопроводах в пределах РФ и СНГ позволяет характеризовать среднее значение их сопротивления в настоящее время величиной около 900 Ом.м2. С учетом скорости естественного старения покрытий это соответствует среднему сроку службы трубопроводов в 20-25 лет. При нормальных условиях эксплуатации электрохимической защиты можно ожидать на таких трубопроводах наличия коррозионных разрушений глубиной не более 1-2 мм.
          Такая ситуация свидетельствует о том, что безоглядная погоня за применением для защиты газопроводов только изоляционных покрытий с начальным сопротивлением не менее 300 кОм.м2 является не только бессмысленной, но и вредной, так как приводит к неоправданному разбазариванию денежных средств на противокоррозионную защиту. Выбор начального сопротивления изоляции трубопроводов должен быть обязательно технико-экономически обоснован согласно требованиям РД 09-102-95 Ростехнадзора РФ. В этом случае с учетом работы ЭХЗ согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98 наиболее предпочтительным является изоляционное покрытие с начальным сопротивлением в диапазоне от 50 до 100 кОм.м2.
          Уровень состояния электрохимической защиты характеризуют два основных средних показателя: длина зоны защиты и расход тока единичной защитной установки. На газопроводах постсоветского пространства эти показатели составляют, соответственно, 7-11 км и 15-25 А. В условиях влияния блуждающих токов средняя нагрузка единичного дренажа достигает 60 А. В этих условиях для газопроводов требуется расход защитного тока около 0,5 мА/м2, что обеспечивает сдвиг защитного потенциала примерно на       0,45-0,5 В в среднем на всем протяжении защищаемых объектов. Обеспечение работы этих установок требует затрат до 45 МВт электроэнергии. В общий энергобаланс электрохимической защиты надо добавить и блуждающие токи, утилизирующие дополнительно ещё 1,5-2,0 МВт электроэнергии.
           Реальный уровень защиты, обеспечиваемый на магистралях РФ и СНГ в результате внедрения всех противокоррозионных защитных мероприятий, отражён в таблице 3.
        Общее состояние газотранспортной системы на постсоветском пространстве и уровень ее надежности во многих случаях характеризуются дополнительными проблемами, вызванными сложностью взаимной конфигурации формирующих ее газопроводов, как это можно видеть на примере одного из мест пересечений трасс 16 газовых магистралей в Западной Сибири (рис.2).
         Степень промышленной безопасности любого газопровода в первую очередь характеризуется степенью риска его коррозионных отказов. При этом степень такого риска в любой точке газопровода в равной степени зависит от вероятности коррозионных отказов и размеров убытков и потерь, являющихся их последствиями. Второй критерий в большей степени является предметом анализа и оценки экономической науки, в то время, как первый – в полной мере находится в компетенции специалистов противокоррозионной защиты. Для достоверной и репрезентативной оценки первого критерия промышленной безопасности необходимы реальная оценка текущей коррозионной ситуации на газопроводе и фактологический прогноз ее развития на ближайший период, как этого требует РД 09-102-95 Ростехнадзора РФ. Выполнение этого требования традиционными методами, регламентированными   в действующей НТД, связано с необходимостью проведения большого объема трудоемких и дорогостоящих полевых электроизмерительных работ и внутритрубной диагностики (ВТД). При этом информативность результатов ВТД не всегда обеспечивала требуемый уровень достоверности в связи с ограниченным порогом чувствительности внутритрубной диагностической аппаратуры, особенно в отношении выявления коррозионного растрескивания под напряжением (КРН).
         Для устранения негативных показателей традиционно используемых диагностических технологий (например, по СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004) может быть реализована новая передовая технология комплексной коррозионной диагностики магистральных и промысловых трубопроводов, разработанная ОАО ВНИИСТ на трубопроводной системе ОАО «Газпром» и успешно реализуемая в настоящее время на нефтепроводах ОАО «АК «Транснефть». Эта технология обеспечивает диагностику состояния и оценку остаточного ресурса изоляционного покрытия и системы ЭХЗ, а также лоцирует места развивающейся общей коррозии и КРН с оценкой остаточной скорости этих коррозионных процессов, позволяющей достоверно прогнозировать остаточный ресурс безаварийной работы газопровода и вероятность его коррозионных отказов в наиболее опасных точках.
        Концептуальной основой новой технологии коррозионно-диагностических работ является использование базы данных «Коррозия» в сочетании с комплексным подходом к планированию, организации и выполнению обследования трубопроводов и компьютеризированным анализом полученных при этом результатов с помощью специального пакета расчетных программ поколения «РАПС». Реализация такой концепции позволяет исключить нерепрезентативные измерения, повысить достоверность оценки состояния противокоррозионной защиты, повысить КПД электрохимической защиты и увеличить остаточный ресурс трубопровода. Такой совокупный результат применения новой технологии комплексной коррозионной диагностики способствует снижению вероятности коррозионных отказов и сокращению вызванных ими потерь и убытков. Достигаемое при этом уменьшение рисков коррозионных отказов позволяет обеспечивать требуемый уровень промышленной безопасности трубопроводов.
       Закрепление результатов реализации новой концепции комплексной диагностики осуществляется путем разработки специальных мероприятий по снижению коррозионной опасности на трассах трубопроводов и поддержанию их противокоррозионной защиты (ПКЗ) в нормальном состоянии. На основании анализа состояния и эффективности работы систем ПКЗ такие мероприятия совмещают проведение периодических специальных измерений при комплексном коррозионном обследовании трубопроводов с выполнением штатных плановых работ территориальных служб защиты от коррозии. При этом должен быть задействован сертификат соответствия качества ПКЗ, как этого требует ГОСТ Р 51164-98. Как эталон сравнения такой сертификат может дать оценку эффективности как любой единичной УКЗ, так и всей системы ЭХЗ в целом, выявить причины снижения или неадекватного изменения этого показателя. На основании оптимальных критериев эффективности катодных преобразователей тока и анодных заземлений мероприятия содержат технические предложения по выявлению и устранению негативных явлений в работе УКЗ и дренажных установок в зонах блуждающих токов.
        Таким образом, современная концепция обеспечения промышленной безопасности магистральных газопроводов в условиях коррозионного влияния окружающей среды, решая разнообразные оперативные задачи коррозионного обследования, диагностики и мониторинга газотранспортной системы РФ, на основе принципов оптимизации критериев качества ПКЗ обеспечивает возможность автоматического системного управления режимами работы защитных установок и снижает тем самым риски коррозионных отказов на газовых магистралях.
 
 
Таблица 1.
 
п/п
Оценка качества покрытия
Сопротивление изоляции, Ом∙м2
Предельные диапазоны защитного тока, мА/м2
данные СССР
данные США
данные ФРГ
данные Канады
1
2
3
4
5
6
Отличное
Хорошее
Среднее
Плохое
Очень плохое
Отсутствует
более 104
5∙103…104
(2,5…5) ∙103
5∙102…2,5∙103
(2,5…5) ∙102
50…2,5∙102
до 0,03
0,03-0,12
0,12-0,6
0,6-1,5
1,5-5,0
более 5,0
до 0,054
0,054-0,108
0,108-0,215
0,215-1,07
1,07-2,58
2,58-10,8
менее 0,1
 
0,1-1,0
 
 
более 1,0
до 0,07
0,07-0,118
0,118-0,25
0,25-1,0
1,0-2,5
более 2,5
 
Таблица 2.
 
п/п
Диаметр трубопровода, мм
Норматив средней плотности тока, мА/м
Реальные плотности тока защиты, мА/м
в СССР
за рубежом
СССР
США
ФРГ
1
2
3
4
329
529
720
1020
0,35
0,55
0,77
1,1
0,25
0,4
0,55
0,77
0,42
0,7
1,0
1,5
0,12
0,18
0,26
0,37
0,28
0,44
0,62
0,88
 
 
Таблица 3.
 
п/п
Характеристический показатель
Ед.
изм.
Наименование региона
Зап.
Сиб.
Сев. Евр.
Центр. Азия
Центр.
Евр.
Транс. Евр.
Зап.
Евр.
Кавказ
Сред.
Азия
1
2
3
4
 
5
 
6
 
7
 
8
Зона защиты УКЗ
Ток защиты УКЗ
Мощность УКЗ
Плотность тока защиты
Сопротивление изоляции
Защитный потенциал
 
Перерывы энергоснабжения
Скорость коррозии
км
А
кВт
 
мА/м2
 
Ом∙м2
В м.с.э.
 
%
мм/год
6
28
2,5
 
0,5
 
1400
 
-0,95
 
15
0,35
10
25
2,2
 
0,35
 
1100
 
-1,0
 
7
0,35
7
30
2,0
 
0,5
 
800
 
-1,0
 
25
1,0
11
25
1,5
 
0,3
 
1400
 
-1,1
 
10
0,8
8
20
1,2
 
0,3
 
1100
 
-1,0
 
10
0,6
9
15
1,2
 
0,28
 
1400
 
-1,1
 
5
0,5
6
30
1,8
 
0,6
 
800
 
-0,9
 
30
1,0
6
28
2,2
 
0,65
 
700
 
-0,9
 
36
1,2

 

Территория Нефтегаз, № 6, 2009г.

Скачать pdf

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                            

 
 


Яндекс.Метрика