|
|
В Российской Федерации эксплуатируется 230 тыс.км магистральных трубопроводов (МТ), из них 60% газопроводов (МГ). Здесь за последнее время аварийность увеличилась в два раза, четверть из них произошла по причине коррозии [1]. С 1975г. устройства электрохимической защиты (ЭХЗ) становятся стандартным оборудованием трубопроводных систем (ГОСТ-9.015-74) и должны обеспечивать их безаварийную работу на весь период эксплуатации (ГОСТ Р 51164-98).
Защита трубопроводов осуществляется комплексно с помощью изоляционных покрытий (ИП) в сочетании с технологической системой ЭХЗ, при этом ТС-ЭХЗ катодная (временная, раздельная или совместная) включает средства электроснабжения (ЛЭП-ТП). Стандарт предлагает ежегодно оценивать защищенность трубопроводов по протяженности (КL) и ежеквартально - по времени (Kt), а также интегрально по их произведению (КL Kt =Kn).
Введены в действие Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ВРД 39-1.10-006-2000 (ПТЭМГ-2000, разд. 8. «Защита от коррозии»), Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов РД 153-39.4-056-00 (ПТЭМН-2000, разд. 8. «Электрохимзащита») и обновлены Правила безопасности в газовом хозяйстве ПБ-12-368-00. Защищенность МГ по протяженности достигла 98% [2], при этом не установлена их защищенность по времени (Kt). Исследования [3,4] показывают, что КL без учета фактора времени поляризации не определяет эффективность ЭХЗ подземных стальных трубопроводов.
Протяженность подземных газовых сетей в РФ достигла 320 тыс.км, при этом часть из них требует немедленной реконструкции и ремонта [5]. Много газовых сетей находится на балансе ОАО «Газпром», например, только в Таттрансгазе - 26,9 тыс.км, из них 10 тыс.км подземных сетей; их диагностика проводится в соответствии с РД 204 РСФСР 3.3-87 «Техническое состояние подземных газопроводов. Общие требования. Методы оценки» [6]. Однако параметры защиты подземных газовых сетей, как правило, не находят отражения в отраслевой отчетности предприятий по ф 15-год (в 1990 и 1995гг. ф 25-ГАЗ разного формата) [7], к тому же здесь не учтена протяженность и состояние ЭХЗ сетей сооружений промплощадок (КС, ГРС, ПХГ и др.), Кроме того, установлена субъективность информации в заполняемых формах [8].
В связи с созданием Единой системы мониторинга, диагностики и управления газовым хозяйством ОАО «Газпром» на основе информационных технологий газораспределительных объектов (ГРО) [6] уместно заметить, что защиту подземных газовых сетей осуществляют с помощью изоляционных покрытий, а в грунтах сопротивлением ρг<20 Ом×м дополнительно предусматривают ЭХЗ (ГОСТ 9.602-89), при этом Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии-1989 ограничивает простой электрозащитных устройств (ЭЗУ) 7-14 сут/год. Однако этот показатель никак не соотносится с критериями надежности сетей, то есть понятия защищенности по времени в газовых хозяйствах не существует. Это может быть подтверждено формами эксплуатационного журнала работы и контроля эффективности ЭЗУ, приводимыми в указанной Инструкции (ф. 2-2, 2-2а, 2-2б), т.е. здесь не предусмотрены графы для записи показаний счетчика времени наработки (СВН) и времени простоя ЭЗУ табл().
Периодичность обслуживания и ремонта ЭХЗ по ПТЭМГ - 2000
и Инструкции по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии - 1989 |
|
ПТЭМГ-2000 |
Инструкция ЭХЗ ГХ-1989 |
|
Периодичность ремонтно-технического обслуживания ТС-ЭХЗ |
|
УКЗ– 2 раза в месяц |
ЭЗУ– 2 раза в месяц |
|
УКЗ с ДКиР– 1 раз в квартал (по ГОСТ Р 51164-98 - 1 раз в полгода) |
Не нормируется |
|
УДЗ и УКЗ на КС - 4 раза в месяц |
УДЗ– 4 раза в месяц |
|
УПЗ, ИФС, футляров переходов - 1 раз в квартал |
УПЗ– 1 раз в полгода |
|
ИФС– 1 раз в год |
|
Контроль эффективности ЭХЗ по протяженности – 2 раза в год |
|
Контроль защищенности по времени– 1 раз в квартал |
Не предусмотрен |
|
Журнальный учет параметров работы СКЗ |
|
1. Напряжение, В |
|
2. Сила тока, А |
|
3. Показание электросчетчика СКЗ, кВт-ч |
3. Не предусмотрено учетной формой 2-2 |
|
4. Показание счетчика времени наработки СВН, ч |
4. Не предусмотрено учетной формой 2-2 |
|
5. Потенциал в точке дренажа, В (по МСЭ) |
|
Допустимое время простоя УКЗ (ЭЗУ), сут/год |
|
До 10 |
7 - 14 |
В отличие от МТ, в газовых хозяйствах (ГХ) не осуществляется прогрессивный контроль качества изоляции по переходному сопротивлению по завершению строительства (по крайней мере на газовых сетях, находящихся на балансе ОАО «Газпром»).
Следует отметить что, нормативами нефтегазовой отрасли (ВНТП 2-86 Миннефтепрома, РД-51-00158623-08-95 и РД 51-129-87), вопреки СНиП 2.05.06-85*, электроснабжение установок катодной защиты (УКЗ) на объектах повсеместно принимается по третьей категории надежности. В этом случае годовой простой УКЗ может превышать 50% [8]. Мало того, на протяжении двух десятилетий приемочный контроль качества изоляционных покрытий после завершения строительства трубопроводов осуществлялся по сниженным критериям (с ориентировкой на номограммы ВСН-2-28-76), при этом и сейчас используют нестандартные формы №2-17 ВСН 012-88, №29 РД 39-001147105-015-98 [9], в которых негде записать результат качества контролируемой изоляции. К тому же и в ныне действующей Инструкции по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризацией (1995г.) нет графы, куда можно записать результат определения Rиз, да и в ГОСТ Р 51164-98 допущены досадные опечатки (в форме Д.1 нет графы для записи тока поляризации и численного результата определения Rиз).
Известно, что переходные сопротивления принимают условно на 10 летний срок службы (для расчета мощности и размещения УКЗ), исходя из требований Инструкции по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов ВСН 2-106-78 и Норм проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и площадок МН РД 153-39-4-039-99. К сожалению эти Инструкции, не рассматривают ЭХЗ как технологическую систему, увязанную с надежным электроснабжением, как это требует ГОСТ Р 51164-98. В проектах, допуская снижение защитных свойств покрытий, не рассматривают последствия снижения защищенности по времени (что в действительности имеет место), а на сетях сооружений промплощадок зачастую не приводят каталог с метражом подземных технологических трубопроводов [10]. Учитывая жесткие требования ГОСТ Р 51164-98, в проекте следует разрабатывать паспорт ТС-ЭХЗ объекта, что позволит прослеживать изменения проектных решений. Как правило, вопросы по качеству и полноте исполнительно- технической документации возникают при проведении коррозионных обследований и на стадии паспортизации подземных технологических трубопроводов промплощадок.
Исследованиями установлено, что коррозионную устойчивость участков трубопроводов определяет низкая защищенность по времени, контролируемая нестабильностью катодной поляризации, усиливающейся «веерными» отключениями и массовыми расхищениями электролиний. Около двух десятилетий назад ГОСТ 25812-83 потребовал осуществлять системную защиту, оптимизируя для всего сооружения в целом параметры ЭХЗ за период эксплуатации с вводом требований по учету защищенности по времени (Кт). Исходя из этого, в качестве постановки задач и алгоритмов решения отраслевого АСУ-ЭХЗ (АРМ-ЭХЗ) Мингазпром в 1988г. утвердил Методическое руководство по оптимизации параметров и оценке эффективности электрохимической защиты объектов магистрального транспорта газа с реализацией в промышленном масштабе [4,8]. Основные положения, принятые при формировании структуры автоматизированного рабочего места (АРМ), методологически соответствуют требованиям ГОСТ Р 51164-98:
1. Под объектами магистрального транспорта газа понимают подземные сооружения, которые включают в себя: магистральные газопроводы (МГ) и отводы от них (ОМГ); объекты (сети коммуникаций - трубопроводы компрессорных станций (КС) и газораспределительных станций (ГРС); промысловые объекты - обсадные колонны скважин и трубопроводы подземных хранилищ газа (ПХГ) и прочие сооружения. Защищенность коммуникаций промышленных площадок (ПП) и параметры ЭХЗ на них оценивают по точкам с использованием АРМ–ЭХЗ [10].
2. Под эффективностью ЭХЗ понимают способность системы обеспечивать катодную поляризацию подземного сооружения на всем его протяжении, соответствующую нормативным требованиям при минимальных энергетических затратах, то есть ЭХЗ эффективна в случае |Umin|£|Uз|£|Umах|.
3. Защищенность по протяженности (КL) –это совокупность защищаемых участков от единовременно функционирующих УКЗ в технологической системе (ТС) за контролируемый период времени. Естественно, что защищенность по протяженности не имеет ничего общего с традиционным «процентом защиты» [8].
4. Защищенность по времени (Kt) участков трубопровода - это функция от числа суток простоев УКЗ, системно определяемая по показаниям счетчиков времени наработки (СВН) за контролируемый период времени (Т). Kt принято распространять на оперативную (за месяц) совокупность защищаемых участков (а не за квартал, по ГОСТ Р 51164-98).
5. Показатели надежности ЭХЗ (КL Kt =Kn) 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.
6. Защищенность от коррозии определяет степень торможения коррозии (Zk) при функционировании ТС - ЭХЗ, которую выражают как функцию от Kt. Другими словами, ЭХЗ будет эффективна при нормативном простое УКЗ не более 10 сут/год (Kt =>0,973), т.е., исходя из требований ПТЭМГ-2000, на участках высокой (ВКО) и повышенной коррозионной опасности (ПКО) при Zk =>90%, а на участках умеренной коррозионной опасности (УКО) при Zk =>70%.
ГОСТ Р 51164-98 устанавливает, что ТС-ЭХЗ образуют одна или несколько УКЗ, которая состоит из высоконадежных элементов включая средства электроснабжения и преобразователи с блоками дистанционного контроля и регулирования (ДКиР) [11]. Каждый вновь построенный трубопровод должен иметь сертификат соответствия качества противокоррозионной защиты государственным стандартам, а для эксплуатируемых трубопроводов сертификат может быть выдан только после комплексного обследования (пока документ не выпущен). В связи с этим основной задачей эксплуатационных подразделений (ПТЭМГ- 2000) является поддержание технологически полной защищенности трубопроводов по времени на всем их протяжении с использованием АРМ - ЭХЗ технологий энергосбережения.
Структура работ по оценке надежности определена Положением по проведению комплексного диагностирования линейной части магистральных газопроводов ЕСГ (1998г.), а также методиками по «интенсивным измерениям» (1998г.), «внутритрубной инспекции газопроводов» (1998г.) и морально устаревшей методикой коррозионного обследования (Союзоргэнергогаз, 1989г.). Поэтому результаты, получаемые по комплексно - интенсивным обследованиям и внутритрубной дефектоскопии несопоставимы. Так традиционной электрометрией определяют защищенность по протяженности, а искателями повреждений оценивают локальное состояние покрытий. Технологией «интенсивных измерений» оценивают критические дефекты в покрытиях и потенциалы отключения (только на момент обследования и настройки системы), а метод внутритрубной инспекции позволяет оценивать «потери металла». Однако, ни один из указанных методов не предусматривает учет стандартного показателя - защищенности по времени (Kt) в сочетании со скоростью коррозии участков исследуемых газопроводов, при этом эксплуатационные и обследующие организации не дают системную оценку надежности защиты по критериям ГОСТ Р 51164-98 и не проводят оптимизацию параметров защитных устройств с применением АРМ -ЭХЗ технологий энергосбережения. Мало того, для выдачи проекта усиления ЭХЗ по результатам обследований перестали привлекать проектные организации.
До выхода ГОСТ Р 51164-98 ЭХЗ никогда не рассматривалась как технологическая система, а продолжающийся упор на телеконтроль защитных потенциалов, формализованный требованиями к оборудованию систем линейной телемеханики (СЛТМ), не позволяет осуществлять системный подход к автоматизации и телерегулированию ТС - ЭХЗ трубопроводов. Убедительным подтверждением этого могут служить Основные положения по автоматизации газораспределительных станций, утвержденные ОАО «Газпром» 12.12.01г. Концепция автоматизации, телемеханизации и компьютеризации ЭХЗ и коррозионный мониторинг ожидают своего решения. Поэтому комплекс задач АРМ-ЭХЗ, оставаясь актуальным и востребованным, позволит организовать не только эффективное управление преобразователями катодной защиты с пульта ПЭВМ [11], но и оперативный коррозионный мониторинг с учетом требований ГОСТ Р 51164-98, ПТЭМГ-2000 и ПТЭМН-2000.
|
|
