CC BY
59
ТРАНСПОРТ
УДК 620.197
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРИ ЗАЩИТЕ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ
© 2004 г. А.Г. Винокурцев, Г.Г. Винокурцев, В.В. Муханов, В.В. Первунин, В.А. Крупин
Формированию Единой системы газоснабжения (ЕСГ) способствовали относительно невысокая стоимость энергоресурсов и дефицит металла труб. Сложилась традиционная технология, которая при современных стоимостных показателях характеризуется как металлосберегающая. Тенденция удорожания энергоресурсов диктует необходимость перехода на энергосберегающую технологию транспорта газа [1, 2]. Надежность трубопроводов во многом определяется их коррозионной сохранностью. Так, коррозионные издержки в Советском Союзе превышали прирост годового объема производства, составляя 5...6 % национального дохода [3], при этом аварийность на магистральных газопроводах (МГ) по причине коррозии достигала 50 % [4]. В Российской Федерации эксплуатируется 230 тыс. км магистральных трубопроводов (МТ), на которых в последнее время аварийность увеличилась в два раза, из них четверть произошла по причине коррозии [5]. В неудовлетворительном состоянии находятся распределительные и городские газовые сети [6]. На наш взгляд [7], здесь недостаточно остро стоят вопросы энергосбережения при осуществлении защиты от коррозии трубопроводных систем [8].
Деятельность газотранспортных и газоснабжающих предприятий регламентируется требованиями нормативных документов (НД) [9-16]. Появились отечественные технические средства и технологии по исследованию состояния трубопроводов («интенсивные измерения», внутритрубная инспекция, коррозионный мониторинг), однако эксплуатационные подразделения традиционно используют затратные «ручные» технологии [7].
Эффективность электрохимической защиты (ЭХЗ) трубопроводов определяют защищенностью по протяженности по ГОСТ 9.602-89* [12], защищенностью по времени по ГОСТ Р 51164-98 [13] и Инструкции РД 12-411-01 [17]. Известно, что ПТЭМГ-2000*[9] жестко ограничивают время простоя установок катодной защиты (УКЗ) (Тпр<10 сут/год), а требованиями РД 12-411-01 на подземных газовых сетях (ПГС) установлена предельная защищенность по времени (Кт < 95 %). Тем не менее коррозионная устойчивость трубопроводных систем продолжает оставаться низкой. Исследованиями [18, 19] установлено, что при отсутствии ЭХЗ, либо при стабильной защите, коррозия носит затухающий характер, а в условиях неста-
бильной катодной поляризации скорость коррозии защищаемых сооружений резко возрастает. Например, массовый выход из строя ПГС в АООТ «Славянскгор-газ» при «веерных» отключениях электрозащитных устройств (ЭЗУ) [20].
Учитывая, что срок службы подземных трубопроводов контролируется надежностью ЭХЗ (Кп = Кь Кт),
оценка скорости коррозии при защите служит основой технической диагностики с применением автоматизированных энергосберегающих технологий [7, 8]. Уровень телемеханизации оборудования ЭХЗ в газовой отрасли составляет всего 6,2 % [21], а телеуправление УКЗ с помощью средств линейной телемеханики (СЛТМ) находится на стадии опытно-промышленной апробации [22]. Субъективный «ручной» расчет показателей надежности противокоррозионной защиты (ПКЗ) зачастую приводит к неверным выводам о техническом состоянии труб. Так как, по мнению авторов [21], изоляция на МГ по сроку службы неудовлетворительная, то в связи с этим правомерно возникает вопрос, почему высокая защищенность по протяженности обеспечивается низкими мощностями ЭХЗ [23] (табл. 1).
Недавно введенный в действие регламент электрометрического диагностического обследования МГ [24] не учитывает необходимость расчета защищенности по времени [7, 13], при этом затратные технологии (внутритрубная дефектоскопия и «интенсивные измерения») имеют ограничения при их применении [7, 25]. Методические указания МУ 01-17093655-03 ВНИИСТа [26] обобщают порядок проведения работ по оценке коррозионной опасности, состояния изоляции и защищенности трубопроводов. Однако здесь не учтены технические требования по методологии защиты сетей сооружений промплощадок (IIII) (рис. 1) [7, 27].
На наш взгляд, это является следствием того, что занижена определяющая роль эксплуатационных организаций, которые осуществляют проведение регламентных работ по обслуживанию и ремонту средств ПКЗ, базирующихся на проектных данных. В условиях длительной эксплуатации и большого объема защитных устройств, не имеющих обратной связи, следует соблюдать основополагающий принцип, заключающийся в том, что ЭХЗ сооружений от коррозии следует осуществлять системно, оптимизируя для всего сооружения в целом ее параметры [7, 27-29].
Таблица 1
Параметры загрузки функционирующих преобразователей на объектах Ростовского УМГ
Год УКЗ, шт. Ток УКЗ, А Параметры ЭХЗ
Всего Неработающих % нр Функционирующих Суммарный Средний Средняя нагрузка, Ом Выходная мощность, Вт Тип СКЗ Коэффициент использования СКЗ, %
2002 319 134 42,0 185 1811 9,8 4,8 457,2 14,6
2003 319 109 34,2 212 1725 8,1 5,6 371,0 10,6
3 2 66,7 1 48 48,0 0,1 230,4 КСС-1200 19,2
18 16 88,9 2 19 9,5 1,3 117,3 ПДВ-1,2 9,8
18 12 66,7 6 40 6,7 7,7 340,7 ТДЕ-1,2 28,4
2 1 50,0 1 10 10,0 0,5 50,0 ПСК-1,2 4,2
1 0,0 1 2 2,0 4,0 16,0 ОПС-50 1,3
3 2 66,7 1 30 30,0 0,2 180,0 УЭДЗ-1,8 10,0
12 7 58,3 5 36 7,2 2,4 125,5 ПДВ-2 1,3
16 0,0 1 2 2,0 4,0 16,0 В-ОПЕ-2 5,6
65 30 46,2 35 272 7,8 6,1 368,4 УКЗТ-3 12,3
113 15 13,3 98 687 7,0 6,1 368,4 УКЗТ-А-3 10,0
8 0,0 8 87 10,9 7,9 934,3 УКЗТ-АТ-3 31,1
4 3 75,0 1 2 2,0 2,0 8,0 ОПС-63 0,3
9 6 66,7 3 28 9,3 2,5 220,7 ПСК-3 7,4
6 4 66,7 2 12 6,0 2,6 93,6 ПДВ-3 3,1
35 10 28,6 25 207 8,3 6,4 440,7 В-ОПЕ-3 14,7
6 0,0 6 148 24,7 2,8 1673,2 В-ОПЕ-5 33,5
1 0,0 1 7 7,0 1,0 49,0 ПСК-5 1,0
1 1 100,0 ТДЕ-3 0,0
Рис. 1. Классификатор требований к защите от коррозии трубопроводных систем и сетей сооружений промплощадок
Постановка задачи для АРМ-ЭХЗ базируется на следующих основополагающих принципах. Под объектами магистрального транспорта газа понимают подземные сооружения, которые включают в себя: магистральные газопроводы (МГ) и отводы от них (ОМГ); объекты (сети коммуникаций - трубопроводы промплощадок (1111): компрессорных станций (КС), газораспределительных станций (ГРС); промысловые объекты - обсадные колонны скважин и трубопроводы подземных хранилищ газа (ПХГ) и прочие сооружения. Параметры ЭХЗ на 1111 необходимо оценивать методологически «по точкам» на участках с использованием АРМ-ЭХЗ, при этом городские подземные газовые сети, можно рассматривать как сети сооружений промплощадок [29] (рисунок).
Под эффективностью ЭХЗ понимают способность системы обеспечивать катодную поляризацию подземного сооружения на всем его протяжении, соответствующую нормативным требованиям при минимальных энергетических затратах, т.е. ЭХЗ эффективна в случае |^тт|<|^з|<|^тах|-
Защищенность по протяженности (Кь) - это совокупность защищаемых участков от единовременно функционирующих УКЗ в технологической системе (ТС) за контролируемый период времени.
Защищенность по времени (Кт) участков трубопровода - это функция от числа суток простоев УКЗ, системно определяемая по показаниям счетчиков времени наработки (СВН) за контролируемый период времени (Т). Кт принято распространять на оперативную (за месяц) совокупность защищаемых участков.
Показатели надежности ЭХЗ (Кп = Кь Кт) учитываются оперативно (за месяц) и накопительным итогом (с начала года). Эти показатели взаимодействуют системно и календарно непрерывно, их ежемесячно сохраняют в базе данных электронного журнала АРМ-ЭХЗ.
Защищенность от коррозии определяет степень торможения коррозии (2к) при функционировании технологической системы электрохимической защиты (ТС - ЭХЗ), которую выражают как функцию от Кт и числа отключений УКЗ (ЭЗУ), при этом ЭХЗ будет эффективна только при нормативном простое каждой УКЗ не более 10 сут/год (Кт ^0,973), т.е. исходя из требований ПТЭМГ-2000* на участках высокой (ВКО) и повышенной коррозионной опасности (ПКО) при 2к ^90 %, а на участках умеренной коррозионной опасности (УКО) при 2к ^70 %.
В условиях нестабильной поляризации АРМ-ЭХЗ-технология энергосбережения продолжает оставаться безальтернативной разработкой для газоснабжающих предприятий. Здесь достаточно уточнять один раз в 3-5 лет переходные сопротивления на участках МГ и коэффициенты д, ф для ПП, что позволяет с помощью преобразователей оперативно оптимизировать параметры функционирующих УКЗ с расчетом их зоны защиты и защищенности по времени. Достаточно заметить, что предприятия эксплуатируют преобразователи в режиме малой мощности [23] при отсут-
ствии учета времени их простоя [7]. Так как величину защитного тока контролирует сопротивление нагрузки УКЗ (табл. 1), то на практике без применения технологии энергосбережения обойтись невозможно.
Эффективность АРМ-ЭХЗ возрастает с использованием автоматических преобразователей УКЗТАМ (НПП «Дон-Инк). Многофункциональные преобразователи имеют единую элементную базу и уникальную конструкцию, сочетающую взаимозаменяемость блоков и узлов корпуса с простотой и надежностью в работе оборудования. Это оборудование (СКЗ) обладает наименьшим отношением массы к номинальной мощности, при этом в шкафу единого размера размещается съемный блок-фартук с оборудованием различных номиналов (0,24; 0,60; 1,2; 3,0; 5,0 кВА), что дает возможность эксплуатационному персоналу максимально загружать СКЗ. Несложная операция по смене блоков, осуществляемая в полевых условиях, не требует выполнения строительно-монтажных работ, как это предусмотрено в случае замены оборудования любых других типов серийно выпускаемых преобразователей. К примеру, при сопротивлениях цепи до 1 Ом следует вставлять блок-фартук УКЗТМА-0,6; при нагрузке до 2 Ом - используют блок-фартук УКЗТМА-1,2, а при нагрузке 4 Ом - блок-фартук УКЗТМА-3. При нагрузке более 4 Ом и токах более 25 А следует рассматривать вопрос о проведении капитального ремонта АЗ, а в случае небольших нагрузок в цепи УКЗ (до 0,5 Ом) необходимо применять блок-оборудование УЭДЗ-1,8 с размещением его в шкафу единого размера (табл. 2).
Таблица 2
Параметры нагрузки для подбора преобразователей серии УКЗТМА при номинальном токе 25 А
Сопротивление нагрузки, Ом 1 2 4
Номинальное напряжение, В 24 48 96
Номинальная мощность, Вт 600 1200 3000
Оборудование (блок-фартук) преобразователя УКЗТ-А, размещаемого в шкафу единого размера 435x590x370
Применение АРМ-ЭХЗ-технологии энергосбережения в сочетании с УКЗТМА в режиме стабилизации защитного тока позволяет оптимизировать работу преобразователей с поддержанием защитных потенциалов в любых заданных координатами точках с одновременной оценкой защищенности по времени по всей длине сооружений.
Коррозионная опасность, оцениваемая по удельному сопротивлению грунта (рг), однозначно не определяет его агрессивность. Здесь существенную роль играют почвенно-климатические условия, при этом интенсивность коррозии в значительной степени определяет нестабильная поляризация при осуществлении ЭХЗ. Таким образом, традиционная схема защиты, как правило, приводит к резкому усилению коррозионной опасности на трубопроводах в местах с неудовлетворительным состоянием изоляции [18-20].
Учитывая, что газотранспортные, распределительные газовые сети представляют собой единую систему газоснабжения, требования к надежности их защиты, устанавливаемые в проекте ГОСТ Р-2003 (взамен ГОСТ 9.602-89*) должны быть усилены, в частности, рекомендуется ввести критерий защищенности по времени [16]), а также прогрессивный норматив контроля качества изоляции катодной поляризацией на законченных строительством участках ПГС [12].
Следовательно, основной задачей предприятий является оценка защищенности по времени по длине сооружений с определением участков неустойчивых в коррозионном отношении. Нами не выявлено аналогов по энергосбережению при осуществлении ЭХЗ на городских ПГС [28].
Таким образом, в АРМ-ЭХЗ достаточно использовать управляющие параметры: для действующих участков МГ (ОМГ) величину переходных сопротивлений на участках от УКЗ до УКЗ, для сетей сооружений промплощадок (КС, ГРС, городские сети) - коэффициенты д, ф. Именно эти параметры, методически организованные в базу данных, позволяют системно оптимизировать работу действующих УКЗ с расчетом зоны защиты на участках с известными координатами
точек измерений и АЗ. Основным параметром оптимизации, обеспечивающим максимальную технико-экономическую эффективность, считают суммарную электрическую мощность оборудования ЭХЗ, расходуемую на обеспечение защиты газопроводов. Требование достижения полной защищенности конкретизируется следующим образом: при токах УКЗ, не превышающих максимально допустимых значений, величина защитных потенциалов на исследуемых участках должна быть не ниже минимальной защитной разности потенциалов. Физический смысл задачи заключается в расчете таких токов УКЗ, при которых была бы обеспечена полная защита участков при минимальных затратах электроэнергии.
Выводы
Дан анализ современного состояния технологий энергосбережения при осуществлении электрохимической защиты трубопроводов. Изложена концепция энергосбережения при защите подземных трубопроводов. Приведены единые определения по оценке показателей надежности противокоррозионной защиты трубопроводов систем газоснабжения. Рассмотрены критерии подбора оптимальной мощности многофункциональных с телеметрической функцией
Таблица 3
Формуляр «Сведения о режимах работы УКЗ»
Характеристика УКЗ Рабочие параметры УКЗ Показания Простой
Тип Я защитного за-земле-ния Напряжение Ток Сопротивление цепи Разность потенциалов труба -земля в ТД, В Зона защиты СВН Электро-счетчика За межремонт-ное время С начала года Причина отказа
СКЗ АЗ Ом В А Ом Цизм ие м ч кВт-ч сут
№
Привязка
Дата снятия показаний (послед' них)
Межремонтное время, сут.
По структурному перечню, показанному на рисунке (МГ, объекты, пр. сооружения)
Протяженность Количество Параметры ЭХЗ
Защищено
за месяц
о 3 о i ей к о т
о о ен ен чо 1 О УКЗ (шт.) Ток УКЗ, А ща з с о
СЦ о и Ü5 о & м СЦ и о С CD 1 с m ч 1 с н CS К о З н о й
2
км км % % км шт. всего неработающих % суммарный средний км мА/м
Показатели надежности ЭХЗ с начала года
№
СЦ
Ü5
о &
о С
СЦ
и о С
«
о н о
о &
S О
m
о «
х1
о4
N
о ft ft
о и н о
й СЦ
5
н О
о
s
о ft о и о
По структурному перечню, показанному на рисунке (МГ, объекты, пр. сооружения)
Таблица 4
Формуляр "Состояние ЭХЗ подземных трубопроводов и сооружений" за январь - декабрь (накопительная)
преобразователей УКЗТМА (НПП «Дон-Инк») в АРМ-ЭХЗ-технологии энергосбережения. Показана реальная возможность внедрения этой технологии на газотранспортных и газораспределительных трубопроводах с возможностью системного поддержания необходимого уровня защиты с оптимизацией работы оборудования ЭХЗ. Технология, являясь штатной по регламенту обслуживания ТС-ЭХЗ, служит основой для реализации ранней технической диагностики трубопроводных систем любых назначений. По результатам регламентного обслуживания средств ЭХЗ комплекс программно формирует документы установленного образца (табл. 3, 4) исходя из нормативных требований на защиту от коррозии.
Литература
1. Галиуллин З.Т., Леонтьев Е.В. Интенсификация магистрального транспорта газа. М., 1991.
2. Апостолов А.А., Бикчентай Р.Н., Бойко А.М. и др. Энер-
госбережение в трубопроводном транспорте газа. М., 2000.
3. Рекомендации семинара «Участие ВАКОР в сокращении потерь от коррозии в народном хозяйстве» // Бюллетень Всесоюзной ассоциации коррозионистов. (Передовой производственно-технический опыт и реклама). М., 1989. Вып. 3.
4. Белов Н.С., Куцын П.В., Девичев В.В. Анализ аварийности на газонефтепроводах. М., 1990. (Сер. Техника безопасности и охрана труда: Обзорн. информ.).
5. Иванов Е.А., Мокроусов С.Н. Обеспечение промышленной безопасности функционирования объектов магистральных трубопроводов// Безопасность труда в промышленности. 2001. № 8. С. 23-24.
6. Тарасов В.В. Техническое состояние газораспределительных сетей // Газ России. 2001. № 3. С. 38-39; Газ России. 2001. № 4. С. 38-39.
7. Винокурцев Г.Г., Первунин В.В., Крупин В.А., Винокур-
цев А.Г., Исаев Р.Х., Муханов В.В. Критерии надежности противокоррозионной защиты трубопроводных систем // Газовая промышленность. 2003. № 4. С. 50-52.
8. Петрова Л.М. Науч.-техн. семинар «Определение эффективности катодной защиты подземных и подводных сооружений» // Защита металлов. М., 1990. Т. 26. № 1. С. 162-166.
9. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов (ПТЭМГ-2000*) ВРД 39-1.10-006-2000*.
10. Техническая эксплуатации газораспределительных систем. ОСТ 153-39.3-051-2003.
11. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления ПБ 12-529-03.
12. ГОСТ 9.602-89*. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.
13. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.
14. СНиП 2.05.06-85*. Нормы проектирования.
15. СНиП 111-42-80*. Правила производства и приемки работ.
16. СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы.
17. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. РД 12-411-01.
18. Ачильдиев И.Я., Винокурцев Г.Г., Денисов А.Н. Проблемы объективной оценки степени защищенности подземных сооружений от коррозии. М., 1989. (Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности: Обзорн. информ. Вып. 3).
19. Винокурцев Г.Г., Денисов А.Н. Влияние перерывов в работе установок катодной защиты на эффективность электрохимической защиты магистральных газопроводов: Материалы конгр. «Защита-92». Сентябрь, 6 - 11. 1992 г. М., 1992. Т.4. С. 13-15.
20. Гущин В.В., Лобас Ю.Н., Ткаченко В.Н. Целесообразность эксплуатации газопроводных сетей без электрохимической защиты // Промышленная безопасность. 2000. № 7. С. 9-11.
21. Долганов М.Л., Долганова К.Н., Харитонов А.В. Анализ современного состояния противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых объектов отрасли // Материалы отраслевого совещания «Опыт применения современных отечественных приборов и технологий для обеспечения эффективной защиты от коррозии объектов отрасли». М., 2002. Ч. 1. С. 17-25.
22. Алфеев В.Н., Будзуляк Б.В., Завальный П.Н., Нестеров В.А., Петров Н.А., Тычкин И.А. Система производственного прогнозирующего и коррозионного мониторинга магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2002. № 9. С. 20-25.
23. Шамшетдинов К.Л., Глазов Н.П., Хохлов В.И., Запева-лов Д. Н. Энергетические показатели электрохимической защиты газопроводов (на примере ООО «Волготранс-газ») // Материалы отраслевого совещания «Опыт применения современных отечественных приборов и технологий для обеспечения эффективной защиты от коррозии объектов отрасли». М. 2002. Ч. 2. С. 44-50.
24. Регламент электрометрической диагностики линейной части магистральных газопроводов. СТО РД Газпром 39-1.10-088-2004.
25. Фатрахманов Ф.К., Долганов М.Л. Проблемы электрометрических обследований магистральных газопроводов и пути их решения // Материалы отраслевого совещания «Опыт применения современных отечественных приборов и технологий для обеспечения эффективной защиты от коррозии объектов отрасли». М. 2002. Ч. 1. С. 37-45.
26. Методические указания по измерениям и контролю противокоррозионной защиты трубопроводов для оценки соответствия ее нормативным документам. МУ-01-17093655-03. М., 2003.
27. Методика проведения электрометрического обследования подземных коммуникаций промплощадок. М., 2000.
28. Винокурцев Г.Г., Первунин В.В., Крупин В.А., Винокурцев А.Г. Защита от коррозии подземных трубопроводов и сооружений: Учеб. пособие. Ростов н/Д, 2003.
29. Винокурцев Г.Г., Винокурцев А.Г., Первунин В.В. Современные технологии энергосбережения при электрохимической защите подземных городских газовых сетей // Оборонный комплекс - научно-техническому прогрессу России. 2003. № 4. С.106-108.
РГСУ, Научно-производственное предприятие «Дон-Инк»,
ООО Мострансгаз филиал Ростовское УМГ 29 марта 2004 г.
