CC BY
99
УДК 621.644.07:[620.194.22+621.3.082]
С.С. Машуров, А.М. Мирзоев, Д.Н. Запевалов
Специальное коррозионное обследование трубопроводов с использованием комбинированного метода
Значительная часть магистральных газопроводов ПАО «Газпром», возраст которых составляет более 30 лет (это около 47 % всех газопроводов), а также большинство газопроводов-отводов в силу конструктивных и других ограничений не приспособлены к проведению внутритрубного технического диагностирования. Оценка и прогнозирование технического состояния таких участков газопроводов основаны на данных наземных обследований (в первую очередь коррозионных) и обследований в шурфах, а также анализе материалов проектной, исполнительной и эксплуатационной документации. В том числе при выполнении работ по экспертизе промышленной безопасности на основании этих данных принимается решение о продлении срока безопасной эксплуатации участка газопровода.
Комплексную информацию о состоянии подземного трубопровода позволяет получить технология специального коррозионного обследования, предложенная ЗАО «АМТ». Технология состоит в комбинированном применении усовершенствованных методов электро- и магнитометрии.
Методы измерения градиента напряжения постоянного тока и выносного электрода
Метод измерения градиента напряжения постоянного тока (ГНПТ, в зарубежной литературе - DCVG) изобретен и получил развитие в 1980-х гг. [1-5]. К настоящему моменту методом ГНПТ выполнено в общей сложности несколько тысяч инспекций трубопроводов по всему миру, в результате чего получен большой массив электрометрических данных, подтвержденных в контрольных шурфах. Метод ГНПТ отнесен европейской классификацией экономических видов деятельности NACE (англ. General Industrial Classification of Economic Activities within the European Communities) к группе методов наземного обследования трубопроводов, и его применение регламентировано стандартами API RP 574, NACE SP0207-2007 и NACE TM0109-2009.
К основным задачам ГНПТ-обследования можно отнести:
• локализацию повреждений изоляционного покрытия (ИП);
• оценку значимости (веса) повреждений ИП;
• оценку интерференции наложенных и блуждающих токов;
• определение коррозионного статуса (характера) дефекта потери металла.
Принцип измерений методом ГНПТ основан на определении градиента напряжения AU, наибольшее значение которого наблюдается на поверхности земли непосредственно над повреждением ИП из-за повышенной плотности тока в зоне дефекта покрытия. Чтобы отличать градиент напряжения на повреждении ИП от других ложных напряжений в грунте, вызванных случайными токами (блуждающими, теллурическими, токами в «длинной линии»), на действующую систему катодной защиты накладывается прерывистый сигнал постоянного тока с периодом длительностью 1 с (например, 0,7 с означает «включено», 0,3 с - «выключено») и амплитудой 100-1500 мВ. Измерительный сигнал ГНПТ может быть сформирован цикличным прерыванием выходного тока выпрямителя одной из установок катодной защиты (УКЗ) или временно установленного внешнего источника без нарушения работы системы катодной защиты.
Ключевые слова:
промышленная безопасность, дефектоскопия, метод измерения градиента напряжения постоянного тока, метод выносного электрода, магнитометрический метод.
Keywords:
industrial safety, flaw inspection, direct current voltage gradient survey (DCVG),
remote electrode method, magnetometric method.
При выполнении обследования ГНПТ оператор передвигается вдоль оси трубопровода, размещая два медно-сульфатных электрода сравнения (МСЭС) на грунте один перед другим с интервалом менее 1 м (продольный градиент). При приближении к повреждению ИП оператор наблюдает пульсирующие показания измерительного прибора, синхронные с тактом прерывателя. Чем ближе повреждение, тем больше величина продольного градиента напряжения на повреждении ИП. Когда повреждение пройдено, показания прибора меняют знак. Нулевое значение соответствует расположению обоих МСЭС на эквипотенциальной линии. В этой точке ось повреждения ИП проходит посередине между двумя МСЭС. Далее оператор повторяет измерения градиентов напряжения в поперечном направлении (перпендикулярно оси трубопровода). Поперечный градиент измеряется между двумя МСЭС, один из которых установлен на поверхности земли над трубопроводом (англ. over the line, OL), а второй - на «удаленной земле» (англ. remote earth, RE). Как правило, поперечный градиент обозначается OL/RE [мВ]. «Удаленная земля» находится там, где два последовательных замера не отражают изменения в показаниях измерительного прибора (на практике измерения проводят
на расстоянии 10 м от оси трубопровода). Точка, в которой продольный градиент равен нулю, а поперечный градиент принимает максимальное значение, называется эпицентром повреждения ИП. Результаты измерения градиентов напряжения методом ГНПТ в продольном и поперечном направлениях представлены на рис. 1.
Метод ГНПТ предусматривает расчет значимости (веса) повреждения ИП (%IR). Величина %IR представляет собой отношение разности градиентов напряжения, измеренных в эпицентре повреждения, к расчетной разности потенциалов трубопровода (измерительному сигналу ГНПТ) в месте повреждения ИП, выраженное в процентах.
Согласно стандарту NACE TM0109-2009, измерительный сигнал ГНПТ на повреждении ИП обозначается как P/RE (англ. pipeline / remote earth, «труба / удаленная земля») и вычисляется интерполяцией измерений, выполненных на ближайших контрольно-измерительных приборах (КИП), по следующей формуле:
P/RE = S1 + dx'(Sl ~^, (1)
d2 - d1
где S - амплитуда сигнала ГНПТ, измеренная до «удаленной земли» на КИП 1, мВ; S2 - амплитуда сигнала ГНПТ, измеренная до «удаленной
Рис. 1. Принцип обнаружения повреждения ИП трубопровода методом ГНПТ при перемещении МСЭС в продольном (а) и поперечном (б) направлениях с указанием позиции эпицентра повреждения ИП
земли» на КИП 2, мВ; йх - расстояние до КИП 1 (равно нулю в начале обследования), м; й2 - расстояние до КИП 2, м; - расстояние от КИП 1 до обнаруженного повреждения ИП, м.
%Ш. локализованного дефекта ИП выражается как процент вычисленного общего сдвига потенциала на трубопроводе в месте повреждения:
%IR =
OL/RE-100 P/RE '
(2)
где OL/RE - поперечный градиент, измеренный до «удаленной земли» в эпицентре повреждения ИП, мВ; P/RE - измерительный сигнал ГНПТ, вычисленный по формуле (1), мВ.
Повреждения ИП, как правило, классифицируют по трем категориям: к первой категории относят повреждения ИП с %IR > 35 %, требующие ремонта; ко второй категории - повреждения ИП с 16 % < %IR < 35 %, которые должны быть приняты во внимание как возможно требующие ремонта; к третьей категории - повреждения ИП с %IR < 15 %, являющиеся незначительными и не требующими ремонта.
В зарубежной практике для оценки коррозионного состояния трубопроводов чаще всего обследование выполняют совместно методами ГНПТ и выносного электрода (МВЭ) [2-6]. Это дает возможность оценивать защищенность каждого выявленного повреждения ИП. Цифровое оборудование с реализацией обеих функций ГНПТ и МВЭ (рис. 2) позволяет выполнять гибридное обследование одновременно за один проход трассы трубопровода.
Магнитометрический метод
Одним из ограничений метода ГНПТ/МВЭ, как и других электрометрических методов, является невозможность выявления мест коррозионных повреждений под отслоившимся покрытием, не имеющим существенных сквозных повреждений (подпленочная коррозия). Для обнаружения такого рода повреждений комплекс специальных коррозионных обследований ЗАО «АМТ» предусматривает измерения с использованием магнитометрического метода (МТМ).
МТМ (рис. 3) основан на магнитоупругом эффекте, заключающемся в изменении намагниченности ферромагнетика под действием механических деформаций (растяжения, кручения, изгиба, остаточных напряжений и т.п.) и несплош-ностей (повреждений основного металла трубы и сварных соединений). Метод позволяет бесконтактным способом с вероятностью > 70 % (оценена по данным 2700 контрольных шурфов) обнаруживать аномалии, связанные с повреждениями металла различной природы (потери металла по причине внешней или внутренней коррозии, трещиноподобные повреждения любой ориентации, нарушения геометрии и потери устойчивости и др.), при уровне механических напряжений 30-85 % предела текучести металла.
К преимуществам МТМ можно отнести отсутствие необходимости специальной подготовки объекта к обследованию, изменения режима его работы, возможность диагностирования трубопроводов с любым типом изоляционных покрытий и укладки (в том числе под асфальтом или железобетонным перекрытием), а также в составе конструкций в патроне типа «труба в трубе».
Применение МТМ в России осуществляется в соответствии с РД 102-008-2002 [7],
HEXCORDER MM (CIPS/DCVG)
1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 QWERTYUIOP ШШШD F m H J К L
maz x нашN ms
Рис. 2. Цифровой универсальный прибор Hexcorder MM производства Cathodic Technology Ltd. для выполнения ГНПТ/МВЭ-обследования
1_гтт^т_гттттттттттттт^ттт^л_гттттттттттттттттттттт^—ггтт^гтт^^ гтттттттт^тть
Рис. 3. Принцип магнитометрических измерений: максимальное допустимое отклонение от оси трубопровода 15Б, где Б - диаметр трубопровода
где приводится порядок проведения бесконтактного магнитометрического обследования, установлены требования к аппаратуре и составу работ. Согласно [7], оценку выявленных повреждений осуществляют по интегральному показателю Г, учитывающему протяженность магнитной аномалии Б, амплитуду и форму распределения вектора напряженности магнитного поля. Показатель Г отражает величину превышения зарегистрированных значений магнитного поля над фоновыми значениями, плотность пиковых значений и характер их распределения и рассчитывается по формуле:
Г = (А + 1) е-ка/Б,
(3)
где А - число линий концентрации напряжения в зоне магнитной аномалии; Б, м, определяется по количеству точек измерения параметров магнитного поля (шагов сканирования); к - степень концентрации напряженности в зоне концентрации напряжения; а - коэффициент, учитывающий период безаварийной работы.
а = 1п(Р6 / р) / (Т0 - Тз),
(4)
где Рраб - рабочее давление в трубопроводе на момент обследования; Ро - проектное давление; То - дата обследования; Тз - дата ввода в эксплуатацию.
В зависимости от величины Г выявленные магнитные аномалии классифицируют по трем рангам (табл. 1).
Технология МТМ прошла апробацию на объектах ПАО «Газпром», АК «Транснефть», ТНК-ВР, «Лукойла» общей протяженностью более 17 тыс. км.
МТМ имеет ряд ограничений:
• ослабление сигнала при удалении от оси трубы более чем на 15Б (см. рис. 3);
• возможные помехи, связанные с высокой остаточной намагниченностью трубы (например, после внутритрубной дефектоскопии с использованием снарядов-дефектоскопов);
• помехи от магнитных масс, находящихся вблизи трубопровода на расстоянии менее 1Б;
• необходимость проведения калибровочного шурфования (один-два шурфа).
Однако наиболее существенным ограничением технологии МТМ является снижение достоверности при уровне напряжений меньше 5 % предела текучести. Известно, что
Таблица 1
Классификация магнитных аномалий по значению интегрального показателя Ж
Г Ранг аномалии Техническое состояние участка трубопровода
0,75 < Г < 1,0 3 Хорошее
0,45 < Г < 0,75 2 Допустимое
Г < 0,45 1 Недопустимое
повреждениям с такими напряжениями соответствуют, например, питтинговая коррозия, свищи и др. Метод также имеет низкую чувствительность при напряжениях выше предела текучести - в зоне пластической деформации. Поэтому в составе специального комплексного коррозионного обследования МТМ выполняет функцию индикаторного (без количественных оценок размеров дефектов металла трубы).
Комбинированный метод ГНПТ/МВЭ/МТМ
Предлагаемая к использованию технология специального коррозионного обследования основана на комбинированном применении методов ГНПТ/МВЭ/МТМ и учитывает технические возможности каждого из них. Комбинированное обследование позволяет за один проход выполнить оценку и коррозионный прогноз состояния металла трубы, оценить напряженно-деформированное состояние, состояние ИП и защищенность средствами электрохимической защиты трубопровода.
Порядок выполнения работ по комплексному обследованию включает пять основных этапов: сбор исходных данных, комплексное наземное обследование комбинированным методом ГНПТ/ МВЭ/МТМ (рис. 4), контрольное шурфование, оценку показателей надежности, разработку компенсирующих мероприятий и заключения о техническом состоянии трубопровода.
Места контрольного шурфования назначают в наиболее опасных зонах, определенных по данным комплексного наземного обследования с учетом суммарного показателя КЕ, представляющего собой сумму отдельных факторов, влияющих на техническое состояние трубопровода, взятых с соответствующими весами, и вычисляемого согласно Р Газпром 2-2.3-756-2013 [8]:
КЕ= (X 0 О, М,, (5)
где ОД) - значение ,-го параметра на расстоянии I, от начала трубопровода; 4 - весовой коэффициент ,-го параметра. Учитываемые факторы и их весовые коэффициенты приведены в табл. 2 согласно СТО Газпром 2-2.3-173 [9].
Измерения, полученные в шурфах с применением методов неразрушающего контроля, служат основой для оценки показателей надежности (текущего и прогнозного состояний трубопровода). На рис. 5 показаны типовые результаты оценки степени опасности и остаточного ресурса трубопровода с коррозионными повреждениями, выполненные в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-112-2007 [10], СТО Газпром 2-3.5-252-2008 [11].
В рамках обследования согласно [8] определяется комплексный показатель р, на основе
1: Определение оси и разметка трассы магистрального газопровода Ось трубопровода ■
................1
Трассоискатель
Гекскордер
2: ГНПТ/МВЭ-измерения
- - ф Положение(2)
Положение(Г) ЭС4 _ЭС1
эсз
ЭС2
£ оператор -)«(- аномалия МТМ
X дефект ИП © ЭС электрод сравнения
Рис. 4. Схема выполнения измерений при комплексном наземном обследовании трубопроводов комбинированным методом ГНПТ/МВЭ/МТМ диагностической бригадой из пяти человек
Таблица 2
Факторы, влияющие на техническое состояние трубопровода, и весовые коэффициенты для количественного учета этих факторов
Фактор Обозначение фактора ч
Состояние защитного покрытия (значимость повреждений ИП) 0,25
Уровень грунтовых вод су 0,15
Переменное смачивание грунтов Ос 0,15
Напряженно-деформированное состояние О, 0,15
Тип грунта Ог 0,10
Коррозионная агрессивность грунта °р 0,05
Состояние системы электрохимической защиты Оэ 0,15
IV — Облает закритр и: шеских поврежд ений
критических повреждений 1 1 1
• ■ • к ^ потенц повреж иально о дений пасных
• допуст амых по врежден ий
к
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 Длина повреждения, мм
С
факт!
V < V < V
кор1 кор2 корЗ
С
факт2
С
а б
Рис. 5. Примеры оценки (а) и прогноза (б) технического состояния трубопроводов по данным, полученным при обследовании в контрольных шурфах: ушр - средняя скорость
коррозии, мм/год; Госг - величина остаточного ресурса, лет; Сфакг - фактическая глубина коррозионного повреждения, мм; Сдоп - допустимая глубина коррозионного повреждения, мм
0
которого принимается решение об условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода:
Р = 1 - (1 - Рт)(1 - ^с'Р,с)(1 - Рз)Х
Х(1 - ^о.т-Ро.т), (6)
где р и V - показатель технического состояния и соответствующий весовой коэффициент элемента трубопровода (т - трубы и соединительные детали, с.с - сварные соединения, з -защитное покрытие, о.т - непроектное положение оси трубопровода).
Мероприятия по поддержанию работоспособного технического состояния трубопровода в зависимости от рассчитанного значения показателя р определяются в соответствии с табл. 3.
Показатель р позволяет в целом оценить техническое состояние участка трубопровода. Но даже при исправном состоянии объекта (р < 0,03) выборочный ремонт отдельных повреждений на участке может потребоваться. Такие повреждения включаются в программу компенсирующих мероприятий. Компенсирующие мероприятия разрабатываются по результатам текущей и прогнозной оценки степени опасности повреждений, выявленных в контрольных шурфах, и с учетом ГНПТ/МВЭ/МТМ-измерений (рис. 6).
По результатам комплексного обследования рассчитывается комплексный показатель технического состояния трубопровода и разрабатываются мероприятия по его дальнейшей безопасной эксплуатации.
Таблица 3
Рекомендуемые мероприятия по поддержанию работоспособного технического состояния
участка трубопровода
Комплексный показатель Мероприятие Оценка технического состояния
p < 0,03 Выборочный ремонт с преимущественным применением технологий ремонта, не требующих остановки транспорта газа Исправное
0,03 < p < 0,06 Выборочный ремонт с применением технологий, требующих остановки транспорта газа Неисправное - работоспособное
0,06 < p < 0,3 Дополнительная диагностика и переизоляция участка с частичной заменой труб Неработоспособное -ремонтопригодное
p > 0,3 Вывод участка трубопровода в капитальный ремонт с полной заменой труб Предельное
МТМ: ранг аномалии
1 2 3
ГНПТ/МВЭ: %IR 70-100 % Не защищен ГНПТ/МВЭ: эффективность катодной защиты
16-69 % Частично защищен
0-15 % Защищен
Щ первоочередной ремонт Щ плановый ремонт | мониторинг без ремонта
Рис. 6. Матрица принятия решения по данным комбинированного обследования трубопровода при формировании программы компенсирующих мероприятий
Список литературы
1. Mulvany J. New pipeline coating defect surveying protection assessment / J. Mulvany // Materials performance. - 1989. - April. - P. 17-21.
2. Leeds J.M. CP equipment should be surveyed along with pipe line coating / J.M. Leeds // Pipe Line and Gas Industry. - 1994. - December. -P. 36-41.
3. Leeds J.M. Interaction between coatings and CP deserves basic review / J.M. Leeds // Pipe Line and Gas Industry. - 1995. - March. - P. 21-26.
4. Leeds J.M. Some pipe-to-soil potential readings mislead operation / J.M. Leeds // Pipe Line and Gas Industry. - 1997. - April. - P. 55-58.
5. Leeds J.M. Operators misled by mislabeled aboveground survey methods / J.M. Leeds,
S.S. Leeds // Pipeline and Gas Journal. - 2004. -September. - P. 15-26.
6. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. - М.: ИПК Издательство стандартов, 1998. - 46 с.
7. РД 102-008-2002. Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом. - М.: ВНИИСТ-Полиграфия, 2002. -53 с.
8. Р Газпром 2-2.3-756-2013. Диагностирование газопроводов-отводов. Основные положения. -М.: Газпром экспо, 2014. - 54 с.
9. СТО Газпром 2-2.3-173-2007. Инструкция
по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. - М.: Газпром экспо, 2008. -29 с.
10. СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов
с коррозионными дефектами. - М.: Газпром экспо, 2007. - 64 с.
11. СТО Газпром 2-3.5-252-2008. Методика продления срока безопасной эксплуатации магистральных газопроводов ОАО «Газпром». -М.: Газпром экспо, 2009. - 106 с.
