CC BY
246
УДК 620.197.6
Е. М. Абакачева (к.т.н., доц.) 1, Е. Ф. Сафронов (асп.) 1, К. А. Киреев (асп.) 1, Т. Д. Ильчинбаев (асп.) 1, Г. М. Ибрагимова (к.экон.н., доц.) 2, А. М. Акчурина (к.экон.н., доц.) 2
Исследование защитных антикоррозийных покрытий магистральных трубопроводов безконтактным методом
Уфимский государственный нефтяной технический университет, филиал в г. Стерлитамаке кафедра оборудования нефтехимических заводов 453118, г. Стерлитамак, пр. Октября, 2б, тел. (3473) 291130, e-mail: elena-abakacheva@rambler.ru Башкирский государственный университет, филиал в г. Стерлитамаке кафедра бухгалтерского учета 453000, г. Стерлитамак, пр. Ленина, 47а, тел. (3473) 412058, 412059, e-mail: gulnara108@yandex.ru
E. M. Abakacheva, E. F. Safronov, K. A. Kireev, T. D. Il'chinbaev, G. M. Ibragimova, A. M. Akchurina
Research of protective corrosion-resistant coatings of main pipelines by noncontact inspection method
Branch of the Ufa State Petroleum Technological University 2, Octyabrya Pr., 453118, Sterlitamak, Russia; рh. (3473) 291130, e-mail: elena-abakacheva@rambler.ru
Bashkir State University
47a, Lenina Pr., 453000, Sterlitamak, Russia; ph. (3473) 412058, 412059, e-mail: gulnara108@yandex.ru
Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию дублирующих маршрутов транспортировки, нефтегазот-ранспортная система обладает существенным запасом прочности и эффективно обеспечивает бесперебойную поставки нефти и газа. Но встает вопрос о надежности и безопасности работы этих систем, обеспечения защиты этих объектов от вредных факторов, которые могут повлиять на их надежность и безопасность.
Thanks to the centralised management, the big branching and presence of duplicating routes of transportation, the petrogas-transport system possesses essential safety factor and effectively provides uninterrupted oil and gas deliveries. But there is a question on reliability and safety of work of these systems, supports of protection of these objects from harmful factors, which can affect their reliability and safety.
Key words: the main pipeline; reliability; the safety; harmful factors; protection; corrosive condition; protective corrosion-resistant coatings.
Ключевые слова: безопасность; вредные факторы; защита; защитные антикоррозийные покрытия; коррозийное состояние; магистральный трубопровод; надежность.
Обеспечение и поддержание исправного технического состояния и надежности трубопроводных систем применительно к объектам добычи, транспорта, распределения и переработки нефти и газа является важнейшей задачей. Одним из показателей, определяющих надежность этих объектов, является их коррозионное состояние.
В настоящее время построены и эксплуатируются многие тысячи километров металлических магистральных и распределительных нефтегазопроводов. Надежность и безопасность работы такой сложной разветвленной системы зависит от многих факторов, связанных с состоянием металла трубопроводов, изоляционных и защитных покрытий, эффектив-
Дата поступления 04.12.09
ностью работы систем активной электрохимической защиты.
Многим известен тот факт, что около 12% получаемого металла человечество теряет по причинам коррозии. Особенно угрожающе эта цифра выглядит, когда идет речь о высокотехнологичных и опасных производствах. Исходя из этого, вопросам защиты коммуникаций от проявлений различных видов коррозионных процессов на предприятиях отрасли уделяется особое внимание.
В соответствии с нормативными документами России, защита магистральных трубопроводов от коррозии осуществляется комплексно с помощью изоляционных покрытий (пассивная защита) и средствами электрохимической защиты (активная защита) и должна обеспечи-
вать безаварийную работу трубопроводной системы на весь период эксплуатации, как того требует ГОСТ Р 51164-98 1.
Одним из главных параметров стальных подземных трубопроводов, обеспечивающих надежную противокоррозионную защиту, является качество их изоляционных покрытий. Ухудшение защитных свойств покрытия с течением времени приводит к ускорению процессов коррозии трубопроводов в сквозных дефектах защитного покрытия и, как следствие, снижает надежность трубопроводной системы.
Одним из основных факторов, на основании которого принимается решение о ремонте магистрального трубопровода и определяется приоритетность переизоляции его участков, является состояние изоляционного покрытия трубопровода, что накладывает большую ответственность при количественной оценке параметров покрытия.
Основным предприятием, занимающимся этим вопросом, является ОАО «Газпром», так как более 400 тыс. км металлических магистральных и распределительных газопроводов находится на балансе этого холдинга.
Основными методами оценки технического состояния трубопровода и изоляционного покрытия без их вскрытия являются электрометрические (в соответствии с СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004) 2. Для организаций, проводящих электрометрические обследования подземных трубопроводов, практическим руководством при определении количественных характеристик покрытия (электрическое сопротивление изоляции, площадь сквозных дефектов) является ВРД 39-1.10-026-2001 3. Методика расчета количественных интегральных параметров покрытия основывается на данных контактных или бесконтактных методов измерения параметров (потенциала или тока) электромагнитного поля переменного тока, протекающего по протяженному трубопроводу, для частот от единиц герц до десятков килогерц.
В соответствии с этим документом качество изоляционного покрытия оценивается по коэффициенту затухания
а = 2000 • А1/А2 )/Ь1-2 , мБ/м,
где А1/А2 ) — десятичный логарифм отноше-
ния величин сигналов электромагнитного поля в трубопроводе, измеренных соответственно в точке 1 и точке 2 трубопровода;
^1-2 — расстояние между точками измерения 1 и 2 трубопровода, м.
По методике 3 величина сопротивления изоляционного покрытия Яи, трубопровода определяется по функциональной зависимости:
Ни = /(а, ¡, Э), Ом-м2,
где а — коэффициент затухания, мБ/м;
/ — частота электромагнитного поля в трубопроводе, Гц;
Э — диаметр трубопровода, м;
Максимальная интегральная величина площади сквозного дефекта на каждом квадратном метре площади изоляционного покрытия трубопровода оценивается расчетным путем по эмпирической формуле
= к/ Яи2, мм2/м2,
где к = 1106 — эмпирический коэффициент пропорциональности (Ом-м2)-мм2.
Критерии интегральной оценки состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов, находящихся в эксплуатации, в соответствии с ВРД 39-1.10-026-2001 представлены в табл. 1.
Таблица 1
Критерии интегральной оценки состояния изоляционного покрытия
Сопротивление покрытия
Состояние Сопротивление Ри, Омм2
Отличное 1.0104 и более
Хорошее от 2.5103 до 1.0104
Удовлетворительное от 5.0102 до 2.5103
Плохое от 50.0 до 5.0102
Очень плохое от 5.0 до 50.0
Совершенно разрушено менее 5.0
Сквозные дефекты покрытия
Состояние Площадь Эй . мм2/м2
Не имеет дефектов 0.01 и менее
Мелкие одиночные дефекты от 0.01 до 0.16
Мелкие дефекты в небольшом количестве от 0.16 до 4.0
Значительная
площадь оголения от 4.0 до 400
металла
Покрытие сильно разрушено от 400 до 40000
Следы покрытия 40000 и более
Отсутствие в методике учета влияния вмещающих трубопровод грунтов, диапазон изменения которых по трассе трубопровода достаточно велик, а также других параметров трубопровода, влияющих на коэффициент затухания а, не позволяет с достаточной степенью точности оценить электрическое сопротивле-
-- 100 1000
Рис.1. Погрешность d = (расчетное)/—и определения сопротивления изоляционного покрытия Ни подземного трубопровода в зависимости от удельного электрического сопротивления вмещающих грунтов р, Ом-м для различных значений равных 100 и 1000 Ом-м2 (индекс кривых). Яи — точное значение сопротивления изоляции; Яи, расчетНое — расчетное значение сопротивления изоляции.
ние изоляции Яи. Это, в свою очередь, влечет за собой ошибочное определение площади сквозных дефектов (не обсуждая корректность самой формулы определения и, как следствие, приводит к большим ошибкам при определении состояния изоляционного покрытия и его основных количественных характеристик по табл. 1. К примеру, предельная абсолютная погрешность определения Яи для трубопровода диаметром 720 мм в грунтах от 10 до 1000 Ом-м2 при Ии =100 Ом-м2 превышает 1000 Ом-м2, а при Ии =1000 Ом-м2 превышает 10000 Ом-м2, то есть более чем в 10 раз (рис. 1).
При определении количественных параметров изоляции с использованием переменного тока, особенно на повышенных частотах, следует принимать во внимание что коэффициент затухания а зависит от следующих величин 4: Д — диаметр трубопровода; Н — глубина заложения трубопровода; Н — толщина стенки трубопровода; Рь — удельного электрического сопротивления стали трубы;
/ — магнитоэлектрические характеристики стали трубы;
Яи — электрическое сопротивление изоляции трубопровода;
е — диэлектрические характеристики изоляционного покрытия;
Н — толщина изоляционного покрытия; р — удельное электрическое сопротивление вмещающих трубопровод грунтов;
/ — частота электромагнитного поля в трубопроводе.
Алгоритм интерпретации данных измерений (контактных или бесконтактных) пара-
метров электромагнитного поля трубопровода для оценки качества изоляционного покрытия достаточно просто реализуется на ПК.
Сопротивление изоляционного покрытия
-и оценивается с учетом основных из вышеприведенных параметров трубопровода, влияющих на коэффициент затухания а, по функциональной зависимости:
Яи = /(А1, А2, Ь/-2, Д, Н, Нь е , Н{, р, /), Ом-м2.
Площадь оголения трубопровода
мм2/м2 на единицу площади изоляционного покрытия определяется из основного выражения для сопротивления изоляции трубопровода 5 6 :
Яи = Я°и - Яд / Ш0и + Яд), Ом-м2
где Я0 и — сопротивление изоляционного покрытия на начальный период эксплуатации, Ом-м2 (по данным катодной поляризации, а при их отсутствии — нормативное значение изоляционного покрытия);
Яд — сопротивление дефектов (сквозных повреждений в изоляционном покрытии), Ом-м2.
Площадь оголения 5 поверхности трубопровода определяется площадью дефектных мест изоляционного покрытия, снижающей его сопротивление от нормативного до значения, полученного по данным измерения переменного тока в трубе по коэффициенту затухания а.
Электрическое сопротивление дефекта Яд, Ом-м2, единичной площади Бд, м2 определяется функциональной зависимостью:
Яд / (Япл, Япол, Якан, Ярд),
где Япл — электрическое сопротивление пленки окислов дефекта;
Кпол — сопротивление поляризации дефекта;
— электрическое сопротивление канала дефекта^а„= р-Ьи/Бд,
Rрд — сопротивление растеканию тока дефекта.
^^пл Rm/Sд, где Rm — среднее сопротивление покровного слоя дефекта, образующегося на поверхности стали, имеющей катодную защиту; порядок величины Rm=1—10 Ом -м2), Rm~5 Ом -м2;
Rnол = <и / [/ -
где <и — поляризационное смещение потенциала дефекта, <и = ип — ист, <и = 0.3-0.6 В, ип — поляризационный потенциал, ист — стационарный потенциал;
] — плотность тока поляризации дефекта, ] = 0.1-1.2 А/м2;
Rкан= р' ки/5д, где ки — толщина изоляционного покрытия;
Rрд= р/[ 4 - (Бд/п)1/2 ].
Значение Rnол рассчитывается по фактически величинам ип и /, измеренным на стандартном датчике электрохимического потенциала, а контроль подбора параметров дефекта Rnл, Rкан, Rрд осуществлялся по значениям измеренного защитного потенциала из с омической составляющей.
Расчет площади оголения 5 трубопровода выполняется по упрощенной эквивалентной схеме дефекта изоляционного покрытия (рис. 2) с учетом фактических данных (из, ип, ист, ], р), полученных в процессе электрометрических обследований трубопровода в соответствии с и поляризационной емкости (Спол) двойного слоя сквозного дефекта 4' 5.
Площадь оголения 5 поверхности трубопровода определяется подбором площади дефектных мест изоляционного покрытия, снижающей его сопротивление до значения Ru, полученного по данным измерения переменного тока в трубе по коэффициенту затухания а.
Дефект
из <
Трубопровод
Изоляция
Необходимые исходные данные для определения интегральных количественных характеристик (сопротивление и площадь оголения) покрытия, определяющих его состояние, и результаты их интерпретации (применительно к бесконтактным измерениям переменного тока I, мА/м в трубопроводе на двух интервалах трасы), представляются в форме табл. 2.
Результаты интерпретации данных электрометрических обследований (участок газопровода длиной 26 км, диаметр 720 мм), выполненной с использованием стандартной ме-3
тодики и по вышеприведенной методике представлены на рис. 3.
Анализ полученных данных показывает:
1. При определении сопротивления изоляции Ru = / (а, /, Д) и площади оголения поверхности трубопровода 5 = к/ Ru2 по ВРД 39-1.10-026-2001:
- сопротивление изоляции практически по всему участку обследования превышает 500 Ом -м2; состояние изоляции «Удовлетворительное»;
- площадь оголения меньше 4.0 мм2/м2; состояние изоляции «Мелкие дефекты в небольшом количестве» (рис. 3а).
2. При определения сопротивления изоляции Ru = / (А1, А2, Ь1-2, Д к, кь £, к{, р, /) и площади оголения поверхности трубопровода 5 = /(из, ип, ист, ], р) по приведенной выше методике с учетом всех данных комплексных электрометрических обследований трубопровода:
- сопротивление изоляции примерно на половине участка обследования не превышает 500 Ом - м2 — состояние изоляции «Плохое»;
- площадь оголения значительно превышает 4.0 мм2/м2 — «Значительная площадь оголения металла» (рис. 3б).
Значительные расхождения в определении количественных параметров изоляционного покрытия по данным электрометрического обследования (рис. 4) указывает на несовершенство существующих утвержденных методик обработки, которые должны обеспечивать технологию контроля состояния изоляции.
Сложные задачи, стоящие перед организациями, проводящими комплексные электрометрические обследования трубопроводов, требуют и методик, способствующих их решению и отвечающие современному уровню познания сложных коррозионных процессов.
Рис. 2. Эквивалентная электрическая схема дефекта изоляционного покрытия
Таблица 2
Интерпретация данных комплексных электрометрических измерений
Исходные данные Расчетные данные
№ п/п ПК 1, мА И, м м РОмм из, В ип, В ист, В Л А/м2 а мБ/м Ки, 2 Ом-м в, 2 2 мм /м
1 66 7.88 1.7 750 320 -1.67 -0.95 -0.43 0.22 1.452 980 3.588
100 2.25
2 100 2.25 1.6 450 350 -1.66 -0.98 -0.44 0.33 1.747 140 78.520
145 0.91
а)
Ом*м2 10000 -=
Сопротивление изоляции
мм2/м2 1Е+004 1Е+002 1Е+000 1Е-002 1Е-004
Интегральная площадь дефектов
Ом-м
10000 -Щ 1000 100 10
Удельное электрическое сопротивление грунтов
10 км
20
Ом-м2 10000
1000 -=1 500
н.
б)
мм2/м2 1Е+004 ^т 1Е+002 -В 1Е+000 Щ 1Е-002 ^ 1Е-004
Л*
п
Сопротивление изоляции
гъ
Интегральная площадь дефектов
Ом-м
10000 -Щ 1000 100 10
Удельное электрическое сопротивление грунтов
0
10 км
20
Рис. 3. Количественные параметры изоляционного покрытия трубопровода (диаметр 720мм, длина 32 км), полученные путем интерпретации данных электрометрического обследования трубопровода с использованием переменного тока ( f= 1000 Гц ), измеренного бесконтактным методом: а — определение сопротивления изоляции Я,и = / (а, ^ О) и площади оголения поверхности трубопровода Б = к/ Я,и2 по ВРД 39-1.10-026-2001; б — определение сопротивления изоляции Я,и = / (А¡, А2, О, к, кь е, к, р, () и площади оголения поверхности трубопровода Б = / (из, ип, ист, ]', р) по приведенной выше методике с учетом всех данных комплексных обследований.
0
■а д 1-
о
0
1
Э
<и о.
0,0
-5,0
-10,0
-15,0
-20,0
16
26 КМ
0
8
Рис. 4. Погрешность d = (Ли<2 — Ни,)/Ни,2 определения сопротивления изоляционного покрытия Ни по трассе подземного трубопровода: Ки1 — сопротивления изоляции, как / (а, О) по ВРД 39-1.10-0262001; Яи, 2 — сопротивления изоляции, как / (Ли А2, Ь1-2, О, к, кь е, к, р, () с учетом всех данных комплексных электрометрических обследований трубопровода.
Литература
1. ГОСТ Р 51164 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
2. СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004 Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов.
3. ВРД 39-1.10-026-2001 Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов.
4. Стрижевский И. В., Дмитриев В. И. Теория и расчет влияния электрифицированной железной дороги на подземные металлические сооружения.— М.:Издательство литературы по строительству, 1967.— 247 с.
5. Бекман Б.Катодная защита.— М.: Металлургия, 1992.- 196 с.
6. Глазов Н. Н., Глазов Н. П., Шамшетдинов К. Л. Сопротивление изоляции стальных подземных трубопроводов//Материалы отраслевого совещания ОАО «Газпром» «Опыт применения современных отечественных приборов и технологий для обеспечения эффективной защиты от коррозии объектов отрасли» (Москва, октябрь 2001 г.).- М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002.
7. Петров Н. Г. Актуальные вопросы противокоррозионной защиты на предприятиях ОАО «Газпром».- М., 2002.- 120 с.
