CC BY
100
- © А.Р. Бакиров, А.Е. Кутырев, 2014
УДК 621.643:620.197.5; 621.311
А.Р. Бакиров, А.Е. Кутырев
РАЗРАБОТКА МЕТОДА АНАЛИЗА ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ПОДЗЕМНЫХ КОММУНИКАЦИЙ
Рассмотрены вопросы проектирования системы электрохимической защиты (ЭХЗ) магистральных газопроводов с точки зрения энергоэффективности. В качестве объекта выбран строящийся на территории Сахалинской области газопровод. На основе проектной документации, а также данных инженерно-геологических и инженерно-геофизических изысканий определены возможности снижения прогнозируемых энергозатрат станциями катодной защиты в процессе будущей эксплуатации магистрального газопровода. Использование рекомендуемых решений позволило бы сократить энергозатраты в 4-5 раз.
Ключевые слова: энергоэффективность, электрохимзащита, анодное заземление, катодная станция.
Введение
Согласно положениям ГОСТ Р 51164-98 магистральные трубопроводы подлежат пассивной и активной защите. Пассивная защита трубопроводов осуществляется применением различного рода изоляционных покрытий толщиной (по современным стандартам) около 3 мм.
Для защиты металлической поверхности от коррозии в дефектах покрытия применяется электрохимическая защита (ЭХЗ). Поскольку коррозия стальных материалов в грунте протекает по электрохимическому механизму, ее скорость зависит от электродного потенциала металла [1]. При этом для трубопроводов, проложен-
Рис. 1. Схема электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопровода
ных подземно, применяются два вида защиты - протекторная и катодная.
Протекторная защита осуществляется с помощью тока гальванической пары, образованной двумя различными металлами (сплавами). Для защиты стального трубопровода обычно применяют протекторы (жертвенные аноды) из магниевых сплавов. При этом протекторная защита используется либо в качестве временной, либо для защиты объектов небольшой протяженности [2].
В основном на практике применятся катодная защита, когда в качестве жертвенного анода выступает электрод-заземлитель, заложенный в землю недалеко от трубопровода. Для того чтобы подобный заземлитель работал анодом, а труба - катодом, в системе электрохимической защиты используют внешний источник постоянного тока. При этом в принципе безразлично, из какого материала выполнен анод, важно лишь, чтобы между ним и трубопроводом протекал электрический ток, и он сдвигал бы потенциал трубопровода в отрицательную сторону [2-4].
Напомним, что основное положение электрохимической защиты заключается в необходимости поддерживать величину поляризационного потенциала трубопровода в диапазоне от -0,85 до -1,15 В в процессе эксплуатации на всех его участках. С учетом нынешних стандартов нанесения изоляционных покрытий данное требование удовлетворяется установкой станций катодной защиты (СКЗ) на каждые 30 км газопровода, на крановых площадках. При протяженности защищаемого участка порядка 60 км созданная система ЭХЗ остается эффективной и при выходе из строя одной СКЗ за счет действия соседних станций.
Для производства анодных зазем-лителей используются малорастворимые материалы - высококремнистый чугун или магнетит. Количество за-землителей, а также их тип определяются согласно величинам удельных сопротивлений грунтов, расположенных в районе крановых площадок.
На данный момент ОАО «Газпром» эксплуатируется порядка 160 тыс. км трубопроводов, находящихся под электрохимической защитой. При проектировании систем ЭХЗ на объектах ОАО «Газпром» действуют следующие нормативные документы: ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»; СТО Газпром 9.2-003-2009 «Проектирование электрохимической защиты подземных сооружений»; СТО Газпром 9.2-002-2009 «Электрохимическая защита от коррозии. Основные требования».
При разработке рациональных систем ЭХЗ основной задачей является обеспечение надежности и безопасности эксплуатации трубопроводов, поскольку подземный трубопровод с одним единственным сквозным поражением от коррозии уже непригоден
для безопасной эксплуатации. Однако при проектировании условие минимизации энергетических затрат на катодную защиту в расчет не принимается. Ситуация осложняется и тем, что энергозатраты являются составной частью общих затрат на эксплуатацию газопровода.
Принципы повышения энергоэффективности ЭХЗ ранее были рассмотрены в работе [5]. В данной работе рассматривается проект электрохимической защиты магистрального газопровода, строящегося на территории Сахалинской области. По результатам настоящего рассмотрения предлагаются подходы, применение которых на этапе проектирования существенно сократило бы энергозатраты ЭХЗ при будущей эксплуатации магистрального газопровода.
Анализ возможных резервов для уменьшения энергозатрат ЭХЗ на примере строящегося газопровода
В геоморфологическом отношении трасса газопровода проходит по Се-веро-Сахалинской равнине. По своим физико-географическим и климатическим условиям рассматриваемая территория приравнивается к районам Крайнего Севера. В районе строительства газопровода отсутствуют транспортные и энергетические системы, а также коммуникации связи.
В целом территория строительства представлена большим разнообразием геологических условий и характеризуется довольно сложными тектоническими условиями, в числе которых: сложный ландшафт, локальная заболоченность и обводненность, сейсмичность, наличие водных преград.
Климат территории строительства влажный, с умеренно-теплым летом и умеренно-суровой снежной зимой. Среднегодовая температура - минус 7,2 °С. Продолжительность безморозного периода - 130 дней. Средняя
температура января - минус 19,7 °С, абсолютный минимум - минус 48 °С. Температура воздуха самой холодной пятидневки - минус 32 °С. Средняя температура августа - плюс 14,2 °С, абсолютный максимум - плюс 37 °С.
Существующий ландшафт территории во многом определяется характером почвогрунтов. Выделяется пять почвенных ареалов: подзолистые, горные буроземы, луговые, болотные, болотные подзолистые, дерново-перегнойные. Для каждого ареала характерна своя структура почвенного покрова. На Северо-Сахалин-ской равнине господствуют в основном подзолистые и болотные почвы. В горной части выделяется вертикальная поясность, для каждого пояса характерны свои почвенные комбинации (от подбуров и торфянисто-глеевых до поверхностно-оглеенных оподзоленных почв). В долинах рек развиты луговые и болотные почвы, а также в различной степени оглеен-ные луговые и различной заторфо-ванности торфяные и тор-фянистые почвы. Всего на Сахалине выделено пятнадцать типов почв.
Значения удельного электрического сопротивления грунта по трассе проектируемого газопровода изменяются в широком диапазоне и составляют от 10 до 2000 Ом-м. В соответствии с СТО Газпром 9.0-001 коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой стали оценивается как низкая, так и высокая. Однако в основном распространены грунты с высокими значениями удельного электрического сопротивления.
По зонам коррозионной опасности трассу проектируемого газопровода следует отнести к двум зонам: умеренной коррозионной опасности (УКО) и повышенной коррозионной опасности (ПКО). Основанием для отнесения к зонам ПКО являются нали-
чие заболоченных грунтов, переходов через реки, включая поймы, а также переходов через автомобильные дороги, наличие вертикальных участков сооружений в зонах их выхода из грунта на поверхность, пересечений с различными металлическими коммуникациями.
Для установления степени агрессивности грунтов необходимо рассмотреть имеющиеся данные по эксплуатации трубопроводов в районах, прилегающих к району строительству. На настоящий момент времени проводится обследование магистрального газопровода, проходящего по территории Сахалинской области. Магистральный газопровод введен в действие в 1987 г. Для защиты от коррозии предусматривалась электрохимическая защита. Однако вследствие ее отрицательного влияния на расположенный рядом нефтепровод система ЭХЗ в 1996 г была отключена. С учетом данного обстоятельства возможно, по результатам обследования определить «чистое» влияние коррозионного воздействия грунтов на металлическую поверхность трубопровода.
Изоляция газопровода выполнялась в трассовых условиях пленочным покрытием. Срок эксплуатации данного типа покрытия по данным разных источников составляет от 12 до 15 лет. Состояние изоляционного покрытия после отключения системы ЭХЗ не определялось.
Обследование технического состояния газопровода проводили открытым способом в шурфах протяженностью от 50 до 100 м. Места шурфования определялись проектом по строительству соседних коммуникаций.
Внешний вид покрытия газопровода представлен на рис. 2, срок эксплуатации - 24 года. По данным обследования изоляция металлической
поверхности газопровода находится в удовлетворительном состоянии. Коррозионные дефекты в местах обследования не обнаружены.
С учетом полученных данных можно предположить, что на подобные изоляционные покрытия пленочного типа оказывает вредное влияние система ЭХЗ. При довольно отрицательных значениях поляризационного потенциала в дефектах покрытия происходит катодная реакция выделения водорода
Н+ + е ^ 1/2 Н2
Выделение водорода отрицательно сказывается на защитной способности покрытия, приводя к его отслаиванию. В отсутствии действия электрохимической защиты антикоррозионная изоляция сохранилась в хорошем качестве. Данное обстоятельство, а также низкая агрессивность грунта обеспечило отсутствие коррозионных дефектов покрытия.
Принимая во внимание результаты исследования эксплуатирующегося газопровода, можно прогнозировать достаточность поддержания минимальной величины поляризационного потенциала, равной -0,75 В. Поскольку оптимальные режимы работ проектируемых СКЗ уточняются при проведении пуско-наладочных работ, то нормируемую величину минимального значения поляризационного потенциала можно применить при эксплуатации магистрального газопровода.
Рассмотрим далее проектные решения при организации системы ЭХЗ строящегося газопровода, определяющие ее энергоэффективность. Как уже отмечалось, трасса газопровода
Рис. 2. Внешний вид пленочного изоляционного покрытия на магистральном газопроводе
пролегает по территории грунтов со значениями удельного электрического сопротивления (УЭС) от 20 до 2000 Ом-м.
Причем преимущественное распространение имеют грунты с высокими значениями УЭС. Установка анодных заземлений в таких грунтах сопряжена с существенными затратами на строительство всследствие необходимости использования большого количества электродов. Кроме того, нормативные значения сопротивления растекания анодных заземлитей в вы-сокоомных грунтах согласно СТО Газпром 9.2-003-2009 довольно высоки: НД3 < 3 Ом для р = 100^500 Ом-м и НД3 < 10 Ом для р > 500 Ом-м. В результате соответствия НД3 нормативным величинам энергозатраты на ЭХЗ в высокоомных грунтах окажутся довольно высокими. При этом коррозионная агрессивность грунтов, интегрально определяемая также ве-
личиной УЭС, будет низкой. Наличие скальных пород в нижележащих слоях не позволяет эффективно решить задачу снижения сопротивления растекания анодных заземлителей с помощью глубинных анодных заземлителей (ГАЗ).
Согласно проектным решениям, для защиты газопровода протяженностью 134,5 км предлагается установить шесть СКЗ, расположенных на площадочных сооружениях. Предусматривается использование ГАЗ, позволяющих реализовать величины значений сопротивления растекания НД3 равных 2 Ом. Данное решение отражено в табл. 1.
Расположение площадок запорной арматуры согласно СНиП 2.05-85
«Магистральные трубопроводы» предусматривается в начале и в конце газопровода и резервных ниток, а также через каждые 30 км по трассе газопровода. Соотнесем расположение крановых узлов, на которых предусматривается установка СКЗ с данными инженерно-геофизических изысканий (рис. 3). Как следует из этих данных, крановые узлы расположены на грунтах с высокими значениями УЭС. В таком случае строительство анодных заземлителей в окрестности указанных крановых площадок не сможет обеспечить минимальные величины энергозатрат на ЭХЗ при дальнейшей эксплуатации газопровода.
Предусмотрим иной выбор площадок для размещения указанных крано-
Таблица 1
Перечень станций катодной защиты
№ СКЗ Месторасположение Выходная мощность, кВт Номинальный выходной ток, А Номинальное выходное напряжение, В
1 УЗОУ 2 40 48
2 КУ№ 3 2 40 48
3 КУ№ 5 3 60 48
4 КУ№ 6 2 40 48
5 КУ№ 7 2 40 48
6 КУ№ 8 2 40 48
№ СКЗ Проектный вариант Оптимальный вариант
Месторасположение, пикетаж Сопротивление растекания ЯД3, Ом Месторасположение, пикетаж Сопротивление растекания ЯД3, Ом
1 45 2 50 1
2 290 2 270 1
3 471 2 450 0,5
4 738 2 710 0,5
5 1020 2 1000 0,5
6 1298 2 1260 0,5
Энергозатраты, МВт 19 4,5
Таблица 2
Параметры системы ЭХЗ для двух вариантов
Шкьчож,
Рис. 3. Распределение по трассе газопровода участков с различной величинами удельного электросопротивления грунта, Ом-м. Расстановка СКЗ согласно проектному решению
Рис. 4. Распределение по трассе газопровода участков с различной величинами удельного электросо противления грунта, Ом-м. Расстановка СКЗ согласно проектному решению
вых узлов, используя подход минимальных значений УЭС в местах их расположения (рис. 2). С учетом данного подхода величина сопротивления рас-
текания анодных заземлите-лей снизилась до величины, как минимум 1 Ом. Причем в случае расположения анодных заземлителей в грунтах с УЭС 20 Ом-м количество электродов можно выбрать, удовлетворяя условию снижения величины КД3 до 0,5 Ом. Данные по проектным значениям КД3 и по оптимизированным значениям (К.,) сведены в
4 Д3 опт
табл. 2.
Проведем расчет энергозатрат по проектному и оптимальному решению согласно СТО Газпром 9.2003-2009. Энергозатраты примем за 30-летний срок эксплуатации. Величину минимального значения поляризационного потенциала в проектном случае примем в соответствии с действующими требованиями ГОСТ Р 51164-98, равной Е = -0,85 В. Для оптимального случая примем эту же величину равной Е = -0,85 В. Данные по расчету сведены в табл. 2.
Как следует из результатов расчета, реализация данного подхода при проектировании объекта могла бы привести к существенному снижению энергозатрат при его эксплуатации.
1. Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. - М.: Металлургия, 1976. -472 с.
2. Красноярский В.В., Цикерман Л.Я. Коррозия и защита подземных металлических сооружений. - М.: Высшая школа, 1968. - 296 с.
_ СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
3. Глазов Н.П. Подземная коррозия трубопроводов, ее прогнозирование и диагностика. - М.: ИРЦ Газпром, 1994. - 90 с.
4. Ткаченко В.Н. Электрохимическая защита трубопроводных сетей.Учебное пособие. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Стройиз-дат, 2004. - 320 с.
5. Бакиров А.Р., Кутырев А.Е. // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2011. - Выпуск 4. Электрификация и энергоэффективность. - С. 62-71.
6. Фрейман Л.И., Прибытко Б.П. // Защита металлов - Т. 29, № 3. - 1993. -C. 440.
7. Улихин А.Н. // Коррозия ТНГ. -2010. - № 1 (15). - C. 18. EES
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ_
Бакиров Альберт Робертович - доктор технических наук, профессор, e-mail: [email protected], МГИ НИТУ «МИСиС»,
Кутырев Алексей Евгеньевич - кандидат химических наук, зам. начальника отдела по энергетике, e-mail: [email protected], ООО «Газпром инвест Восток».
UDC 621.643:620.197.5; 621.311
A DESIGN OF ANALYSIS METHOD OF ENERGY EFFICIENCY FOR ELECTROCHEMICAL PROTECTION SYSTEM OF BURIED
Bakirov A.R., Doctor of Technical Sciences, Professor, e-mail: [email protected],
Moscow Mining Institute, National University of Science and Technology «MISiS»,
Kutyrev A.E., Candidate of Chemical Sciences, Assistant Head of Power Engineering Department,
e-mail: [email protected],
Gazprom Invest Vostok.
In this work questions of designing of electrochemical protection system of a gas pipelines from the point of view of power efficiency are considered. As object the gas pipeline under construction on territory of the Sakhalin region is chosen. On the basis of the design documentation, and also the given engineering-geological and engineering-geophysical researches possibilities of decrease in predicted power inputs by stations of cathodic protection in the course of the future operation of the main gas pipeline are defined. Use of recommended decisions would allow to reduce power inputs in 4-5 times.
Key words: energy efficiency, electrochemical protection, anodic grounding, cathode station.
REFERENCES
1. Zhuk N.P. Kurs teorii korrozii i zashchity metallov (Metal corrosion and protection theory course), Moscow, Металлургия, 1976, 472 p.
2. Krasnoyarskii V.V., Tsikerman L.Ya. Korroziya i zashchita podzemnykh metallicheskikh sooruzhenii (Corrosion and protection of underground metal structures), Moscow, Vysshaya shkola, 1968, 296 p.
3. Glazov N.P. Podzemnaya korroziya truboprovodov, ee prognozirovanie i diagnostika (Underground pipeline corrosion, prediction and diagnostics), Moscow, IRTs Gazprom, 1994, 90 p.
4. Tkachenko V.N. Elektrokhimicheskaya zashchita truboprovodnykh setei. Uchebnoe posobie. 2-e izd. (Electrochemical protection of pipeworks. Educational aid, 2nd edition), Moscow, Stroiizdat, 2004, 320 p.
5. Bakirov A.R., Kutyrev A.E. Gornyi informatsionno-analiticheskii byulleten', 2011, special issue 4, Electrification and energy efficiency, pp. 62-71.
6. Freiman L.I., Pribytko B.P. Zashchita metallov, vol. 29, no 3, 1993, pp. 440.
7. Ulikhin A.N. Korroziya TNG. 2010, no 1 (15), pp. 18.
