Противокоррозионная защита нефтегазопроводов на базе внедрения самодиагностики тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, доктор наук Никулин Сергей Александрович

• Никулин Сергей Александрович
• доктор наук
• 2023

Оглавление диссертации доктор наук Никулин Сергей Александрович

защиты

1.4 ЗАДАЧА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ ТЕКУЩИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ

ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

1.4.1 Задача определения состояния анодного заземления

1.4.2 Задача определения состояния изоляционного покрытия

1.4.3 Задача планирования ремонтов

1.4.4 Задача обеспечения надежности системы противокоррозионной защиты

1.5 ЗАДАЧА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЗАЩИЩЕННОСТИ НА УЧАСТКЕ НЕФТЕГАЗОПРОВОДА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОТЯЖЕННОГО АНОДНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

1.6 ЗАДАЧА ПО РАЗРАБОТКЕ АЛГОРИТМИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСОВ ДЛЯ СИСТЕМ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

1.7 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1. ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ .... 54 ГЛАВА 2. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОГО И ЭФФЕКТИВНОГО

ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ

ЗАЩИТЫ НА БАЗЕ САМОДИАГНОСТИКИ

2.1 ФОРМИРОВАНИЕ НОВОЙ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ СИСТЕМЫ

ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

2.1.1 Формирование новой математической модели системы противокоррозионной защиты методами самодиагностики

2.1.2 Формирования новой математической модели системы противокоррозионной защиты на основе методов регрессионного анализа

2.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

2.2.1 Совершенствование подходов по решению задачи параметрической оптимизации для системы противокоррозионной защиты

2.2.2 Разработка подходов по применению методов структурной оптимизации для определения режимов работы оборудования системы противокоррозионной защиты

2.3 АПРОБАЦИЯ НА ДЕЙСТВУЮЩЕМ МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ РАЗРАБОТАННЫХ ПОДХОДОВ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

2.3.1 Проверка разработанных методов по определению оптимальных режимов оборудования системы противокоррозионной защиты с учетом особенностей выбранного объекта

2.3.2 Разработка программы проведения исследования с учетом особенностей выбранного объекта

2.3.3 Расчет оптимальных режимов работы станций катодной защиты на исследуемом участке магистрального газопровода

2.4 АПРОБАЦИЯ МЕТОДОВ РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ НА КОРИДОРЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

2.4.1 Математическая модель системы противокоррозионной защиты исследуемых газопроводов

2.4.2 Расчет оптимальных режимов работы станций катодной защиты

2.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ОБОРУДОВАНИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ПРОМЫШЛЕННОЙ ПЛОЩАДКИ

2.5.1 Описание объекта для апробации

2.5.2 Определение оптимальных режимов оборудования системы противокоррозионной защиты на промышленной площадке

2.6 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. РАСЧЕТ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ

СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

3.1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ КРИТЕРИЕВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА АНОДНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

3.2 РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА АНОДНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ДАННЫХ ИЗ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

3.3 ПРОВЕРКА РАЗРАБОТАННЫХ ПОДХОДОВ ПО ВЫЧИСЛЕНИЮ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА АНОДНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

3.4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ДАННЫХ ИЗ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

3.5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ПРИ ПЕРЕРАСПРЕДЕЛЕНИИ НАГРУЗКИ МЕЖДУ СТАНЦИЯМИ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

3.5.1 Разработка алгоритма нахождения остаточного ресурса системы противокоррозионной защиты участка трубопровода при перераспределении нагрузки между станциями катодной защиты

3.5.2 Моделирование вычисления остаточного ресурса системы противокоррозионной защиты на участке газопровода

3.6 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО

ПОКРЫТИЯ

4.1 МЕТОД ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ НА УЧАСТКЕ МЕЖДУ СТАНЦИЯМИ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ НА ОСНОВЕ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

4.2 МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ВЫБРАННЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА ПО РЕЖИМАМ РАБОТЫ СТАНЦИЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

4.3 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ СПОСОБА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ ДЛЯ ВЫБРАННЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДА ПО РЕЖИМАМ РАБОТЫ СТАНЦИЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

4.4 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 5. СТРУКТУРНАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ

ЗАЩИТЫ НА ОСНОВЕ УЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ

5.1 РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ ПО ПРИНЯТИЮ УПРАВЛЕНЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В ЧАСТИ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА ЭЛЕМЕНТОВ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ПРИ ОГРАНИЧЕННОМ ФИНАНСИРОВАНИИ

5.2 ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЗАЩИЩЕННОСТИ ОБЪЕКТА НА СРОК ДО ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА АНОДНОГО ПОЛЯ ПРИ ПОМОЩИ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ АНОДНЫХ ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ

5.3 РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПЕРВООЧЕРЕДНОСТИ РЕМОНТА ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ СИСТЕМЫ

ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

5.4 СТРУКТУРНАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ ПО КРИТЕРИЮ МАКСИМИЗАЦИИ ОСТАТОЧНЫХ РЕСУРСОВ ЕЕ ОБОРУДОВАНИЯ И МАТЕРИАЛОВ

5.4.1 Решение задачи перераспределения нагрузки между станциями катодной защиты

с учетом прогнозных показателей надежности

5.5 РЕКОНСТРУКЦИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ С УСТАНОВКОЙ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ СТАНЦИИ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

5.6 СТРУКТУРНАЯ ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ НА ОСНОВЕ УЧЕТА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ

5.7 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 6. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЗАЩИЩЕННОСТИ НА УЧАСТКЕ

НЕФТЕГАЗОПРОВОДА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОТЯЖЕННОГО АНОДНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

6.1 МЕТОД ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЗАЩИЩЕННОСТИ НА УЧАСТКЕ ТРУБОПРОВОДА С ВЫЯВЛЕННЫМ ПРОТЯЖЕННЫМ ПОВРЕЖДЕНИЕМ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

6.2 ПРАКТИЧЕСКИЙ МЕТОД РЕАЛИЗАЦИИ СПОСОБА ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЗАЩИЩЕННОСТИ С ПОМОЩЬЮ ПРОТЯЖЕННЫХ АНОДНЫХ ЗАЗЕМЛИТЕЛЕЙ

6.3 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ГЛАВА 7. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОГРАММНО-

ТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО УПРАВЛЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЕМ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

7.1 ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО УПРАВЛЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЕМ

ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

7.1.1 Функциональное назначение программно-технического комплекса

7.1.2 Назначение программно-технического комплекса

7.2 ОСНОВНЫЕ АЛГОРИТМЫ ПРОГРАММНО-ТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА

7.2.1 Структура модуля оптимального регулирования

7.2.2 Алгоритм ранжирования участков по коррозионной опасности

7.3 КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ОСНОВНЫХ ФУНКЦИЙ

7.3.1 Функция построения математических моделей

7.3.2 Функция определения технического состояния и остаточного ресурса системы противокоррозионной защиты

7.4 ПРОЦЕДУРЫ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СТАНЦИЙ КАТОДНОЙ ЗАЩИТЫ

7.4.1 Формирование исходных данных для проведения расчетов

7.4.2 Расчетная задача определения коэффициентов влияния тока станций катодной защиты на величину защитного потенциала

7.4.3 Расчетная задача определения сторонней разности потенциалов «труба - земля»

7.4.4 Расчетная задача определения коэффициентов влияния группы станций катодной

защиты на величину защитного потенциала

7.4.5 Расчетная задача определения оптимальных значений выходных токов станций

катодной защиты

7.5 ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Приложение 1 АКТ Применения методик оптимального регулирования и расчета

остаточного ресурса анодных заземлений (выдан ООО «Газпром трансгаз

Москва»)

Приложение 2 АКТ внедрения результатов применения «Методики расчета

сопротивления изоляционного покрытия», полученных специалистами АО «Гипрогазцентр» Карнавским Е.Л. и Никулиным С.А. (выдан

«Газпром трансгаз Нижний Новгород»)

Приложение 3 АКТ Проведения периодических измерений параметров коррозионного

мониторинга на КС0З «Вязниковская» (выдан «Газпром трансгаз Нижний

Новгород»)

Приложение 4 Акт Применения методики прокладки протяженных анодов в

токопроводящих трубах с различным удельным электрическим

сопротивлением (выдан ООО НИК «ТехноПром»)

Приложение 5 АКТ Применения результатов исследования на тему: «Методики оптимального управления станциями катодной защиты и расчета остаточного ресурса оборудования противокоррозионной защиты»

(выдан ЗАО «Трубопроводные системы и технологии»)

Приложение 6 Акт внедрения научных результатов полученных Никулиным С. А.

(выдан АО «Гипрогазцентр»)

Приложение 7 Акт внедрения научных результатов полученных Никулиным С. А.

(выдан Нижегородским филиалом ООО «Газпром проектирование») .. 295 Приложение 8 АКТ о внедрении научных результатов Никулина Сергея

Александровича(выдан Нижегородским техническим университетом

им. Р.Е.Алексеева)

Приложение 9 Существующие методы контроля состояния изоляционных покрытий

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время проблема распределения энергоресурсов является основной глобальной проблемой. В ближайшей перспективе основными энергоресурсами также останутся нефть и газ. Российская Федерация является одним из мировых лидеров по запасам и поставкам данных энергоносителей. Рассматривая тенденции развития трубопроводных систем можно отметить их постоянное расширение, направленное на завоевание новых рынков сбыта. Надежность трубопроводных систем является одним из главных преимуществ, при поставках нефти и газа. От надежной работы нефтегазопроводов зависит экономическая безопасность РФ, а, следовательно, политическая независимость.

Обеспечение надежности функционирования объектов магистрального трубопроводного транспорта является безусловным требованием для гарантии точного выполнения контрактных обязательств по поставкам нефти и газа.

По результатам анализа отчетов Ростехнадзора отмечается, что основной угрозой для нормального функционирования магистральных нефтегазопроводов являются коррозионные процессы. За последнее десятилетие более сорока процентов отказов нефтегазопроводов связано с коррозионными повреждениями [191].

По этой причине проблема борьбы с коррозией на нефтегазопроводах и других заклубленных в грунт объектах на сегодняшний день одна из самых актуальных практических научных проблем России, решение которой направлено на обеспечение надежной, безаварийной эксплуатации данных техногенных объектов и продление срока их эксплуатации.

Первичной защитой заглубленных магистральных нефтегазопроводов является изоляционное покрытие. На современных магистральных нефтегазопроводах применяются трубы с изоляционными покрытиями заводского нанесения на основе экструдированного полиэтилена и полипропилена. Однако даже такое эффективное изоляционное покрытие подвержено старению. Этот процесс протекает неравномерно с появлением отдельных очагов коррозии, при этом основная поверхность заглубленных трубопроводов еще долгое время эффективно защищена изоляционным покрытием.

На этой стадии для защиты нефтегазопроводов от коррозии эффективно применятся электрохимическая защита (ЭХЗ), принцип действия которой основан на смещении естественного потенциала металла трубопровода в отрицательную сторону, что приводит к переносу процессов коррозии на анод и значительно снижает скорость протекания коррозионных процессов.

Сегодня большинство магистральных заглубленных нефтегазопроводов оснащены системами противокоррозионной защиты (СПКЗ) объединяющие в себе средства активной и пассивной защиты объекта, а также системы управления оборудованием ЭХЗ и коррозионного мониторинга. Перед СПКЗ стоят две основные задачи: на всем протяжении защищаемого магистрального нефтегазопровода 1) контролировать состояние изоляционного покрытия и выявлять очаги коррозионных повреждений. 2) обеспечивать противокоррозионную защиту на участках с поврежденной изоляцией.

СПКЗ, как правило, представляет собой систему станции катодной защиты (СКЗ), расположенных примерно через каждые 25 ^ 30 км. Каждая СКЗ создает электрический потенциал между защищаемым нефтегазопроводом и анодным заземлением. Как правило, анодные заземлители заглубляются вертикально на глубину от 1 м до 100 м в непосредственной близости от СКЗ.

СКЗ должна создавать на всем протяжении защищаемого нефтегазопровода защитный потенциал в пределах, определяемых нормативными требованиями (типичные значения в диапазоне [-0,9 В ^ -2,5 В]). Измерения уровня созданного СПКЗ защитного потенциала выполняется при помощи контрольно-измерительных пунктов (КИП), на которых контролируют разность потенциалов между трубопроводом и электродом сравнения. КИП располагаются примерно через каждые 1000 м, вдоль трубопровода, начиная с первого, расположенного в непосредственной близости к точке дренажа СКЗ. Современные СКЗ и КИП оснащаются процессорным и телекоммуникационным оборудованием с возможностью дистанционной передачи информации на автоматизированное рабочее место специалиста по электрохимической защите (АРМ ЭХЗ).

Действующие подходы по настройке СПКЗ основываются на создании ее математической модели, отражающей влияние источников катодного тока (СКЗ) на величины защитной разности потенциалов в контрольных точках. В соответствии с действующей на настоящее время методикой настройки СПКЗ, коэффициенты, включенные в математическую модель СПКЗ, а именно величины стационарного потенциала металла трубы и все

коэффициенты влияния Щ постоянны во времени. Эти величины измеряются

экспериментально во время полевых работ при первичной настройке и периодическим (примерно 1 раз в год) калибровкам СПКЗ. Стабильность настроек системы проверяется при помощи подсистемы дистанционного коррозионного мониторинга (ПДКМ). ПДКМ осуществляет периодический (примерно каждые 15 минут) сбор от всех КИП текущих значений величин защитных потенциалов, а так же текущих значений величин ЭДС и токов, генерируемых каждой СКЗ. Текущие значения измеренных защитных потенциалов на КИП

сравниваются с нормативными требованиями и рассчитанными при помощи математической модели величинами. Текущие значения токов, генерируемых СКЗ так же сравниваются с расчетными. При отклонении текущих значений измеренных величин от расчетных формируется соответствующее сообщение на АРМ ЭХЗ. В принципе при фиксации выхода измеренных значений защитных потенциалов за границы с нормативных требований система должна перенастраиваться.

Из-за протяженности объектов магистрального транспорта нефти и газа для решения задач обеспечения надежности работы СПКЗ необходимо рассматривать работу станций катодной защиты в единой системе, что приводит к необходимости контроля и обработки большого массива информации о режимах работы СКЗ и показателях защищенности объектов. Подходы по обработке массива информации СПКЗ позволят решать ряд аналитических задач, выдвигаемых перед данной системой действующей нормативной документацией (НД), методы решения которых не разработаны.

В целом СПКЗ показали высокую эффективность для обеспечения противокоррозионной защиты. Полное оснащение СПКЗ всех магистральных газопроводов всегда было одной из перспективных задач ПАО «Газпром». В частности этот показатель по итогам 2018 года составил 96%.

В то же время, при приближающейся к 100% оснащенности СПКЗ магистральных газопроводов не исчезли коррозионные явления. По результатам проведенной диагностики отмечается, что порядка 90% дефектов относятся к коррозионным [26, 60, 73, 96 - 98, 116, 318, 325, 364]. За последние десять лет, на магистральных нефтегазопроводах произошло более 500 аварий, многие из которых связаны с коррозионными повреждениями. В частности с 2011 по 2015 год произошло 71 аварийное разрушение. Их них более половины из-за коррозии, ущерб составил порядка 1,2 млрд. руб.

С точки зрения задачи выполнения контрактных обязательств по транспорту нефти и газа, стоящих перед нефтегазотранспортными системами и единой системой газоснабжения России, указанная ситуация в области ЭХЗ рассматривается как научно-практическая проблема, связанная с противоречием - при практически полном оснащении газопроводов современными автоматизированными СПКЗ не удалось добиться 100% защищенности газопроводов от аварий, связанных с коррозией и, соответственно, 100% надежности доставки газа или нефти до потребителя.

По мнению автора предлагаемого диссертационного исследования указанная ситуация связана со следующими факторами:

1) изменились масштабы объектов, в которых должны функционировать СПКЗ, сегодня это зачастую многониточные магистральные трубопроводы нефти и газа, имеющие протяженность в тысячи километров;

2) изменились условия, в которых должны функционировать СПКЗ, нередко магистральные нефтегазопроводы проходят через промышленные площадки, насыщенные источниками подземного электричества (сторонние СКЗ, заземления промышленных и энергетических установок, ЛЭП, электротранспорт), находятся в высоких широтах, где кроме атмосферного электричества велико влияние процессов в ионосфере, вызывающих так называемые теллурические токи;

3) действующая методика настройки и эксплуатации СПКЗ сложилась достаточно давно, (примерно 35 лет назад) и была ориентирована на возможности оборудования сбора данных тех лет. Как результат она ориентирована на неизменяемые во времени или слабоизменяемые (стабильные по крайней мере в течение 1 года) значения измеренных параметров математической модели СПКЗ. Соответственно не используются возможности современных СПКЗ по сбору и обработке больших массивов измеренных параметров от КИП и СКЗ, а также по дистанционному процессорному управлению СКЗ. Обработка текущих и исторических массивов данных, накапливаемых в СПКЗ, не выполняется, интегральные показатели защищенности и состояния элементов СПКЗ не вычисляются в силу отсутствия соответствующих методов и критериев.

Все это потребовало изучения сложившейся ситуации, значительной корректировки, переосмысления и развития научных основ, положенных в основу методов настройки и эксплуатации СПКЗ. В частности была проведена систематизация и анализ научного опыта, отраженного в трудах ведущих отечественных, а также зарубежных специалистов в области защиты от коррозии магистральных трубопроводов и повышения надежности магистрального транспорта углеводородов, среди которых можно выделить: Р.В. Агинея [1-7, 50, 141, 144, 149, 159, 165-171, 197-200, 222, 251, 279], Ю.В. Александрова [2, 5-11, 165-171], М.А. Башаева [16], А.Г. Винокурцева [33, 34], Н.П. Глазова [43-48], И.В. Глотова [49, 50], Н.П. Жука [71, 28], Д.Н. Запевалова [73], Е.Л. Карнавского [25, 87, 88, 126, 136-146, 148-149, 154-155, 157, 160, 163, 164,173, 176, 178, 181, 185, 188, 196-202, 247, 251, 362], О.Р. Латыпова [21, 195, 321], А.И. Маршакова [86, 124, 132, 206], П.С. Орлова [57, 58, 323], В.В. Палашова [194], Н. А. Петрова [86, 124, 132, 204-207], В. В. Притулы [213-218], И. Л. Розенфельда [237-241], Е.А. Спиридовича [114, 144, 261], Ю.А. Теплинского [97-99, 277-279, 325], Н.Д. Томашова [282285], Ф.К. Фатрахманова [207, 300-303], Л.И. Фреймана [305-308], В.В. Харионовского [311314], М.В. Чучкалова [321], Baeckmann, W.V. [333], Beavers, J. A. [334], Koehler, E. [352], Schwenk, W. [374], Slattery, P.W. [331], и многих других.

Указанная работа сложилась в новую методологию функционирования СПКЗ, представленную в настоящей диссертации. Следует отметить, что принципиальные изменения коснулись в основном процессов сбора данных для математической модели СПКЗ и обработки данных, циркулирующих в СПКЗ, выработке рекомендаций по установке режимов работы СКЗ. Внедрение в процесс эксплуатации процедур самодиагностики и самонастройки позволило отказаться от остановок СПКЗ для проведения полевых работ по измерению параметров математической модели СПКЗ. Кроме того были разработаны методы определения интегральных характеристик состояния оборудования и элементов СПКЗ и вычисления комплексного показателя надежности СПКЗ на основе обработки исторических данных СПКЗ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Противокоррозионная защита нефтегазопроводов на базе внедрения самодиагностики»

Цель работы.

Разработка и внедрение методов и средств повышения надежности системы противокоррозионной защиты нефтегазопроводов на основе её самодиагностики с использо -ванием возможностей современного оборудования в реальных условиях функционирования.

Объектом исследования является система противокоррозионной защиты подземных заглубленных объектов.

Предметом исследования являются методы контроля, мониторинга и диагностики системы противокоррозионной защиты подземных заглубленных объектов.

Основные задачи исследования.

1) Выявить причины недостаточной надежности и эффективности действующих систем противокоррозионной защиты магистральных нефтегазопроводов.

2) Разработать методы получения из базы данных системы противокоррозионной защиты диагностических показателей, характеризующих её текущее и перспективное состояние.

3) Разработать методы гарантированного обеспечения надежности и эффективности действующих систем противокоррозионной защиты.

4) Разработать алгоритмическое обеспечение для реализации разработанных методов.

5) Разработать метод обеспечения коррозионной защищенности участков нефтегазопроводов, проходящих в труднодоступных местах и имеющих локальные повреждениями изоляционного покрытия.

Научная новизна.

1) Показано, что для систем противокоррозионной защиты нефтегазопроводов существенную роль играют постоянное присутствие внешних случайных электрических источников и изменчивость внутренних параметров.

2) Для учета внешних и внутренних случайных факторов предложено описывать систему противокоррозионной защиты участка заглубленного трубопровода при помощи математической модели в виде параметрической системы линейных уравнений, коэффициентами которой являются медленно меняющиеся во времени функции.

3) В целях реализации возможности самодиагностики в системе противокоррозионной защиты для загрузки параметров в новую математическую модель должны использоваться только величины, измеряемые средствами системы противокоррозионной защиты, в частности, вместо стационарного потенциала предложено использовать параметр «сторонняя разность потенциалов «труба-земля», как измеримую случайную величину, равную сумме значения стационарного потенциала в контрольной точке и потенциала, вызванного неизвестными сторонними источниками.

4) Предложены методы получения диагностических показателей, характеризующих текущее и перспективное состояние системы противокоррозионной защиты магистрального нефтегазопровода, на основе анализа технологических данных, циркулирующих в самой системе (самодиагностика системы), на основе которых можно выполнить текущую самонастройку системы.

5) Разработан метод расчета комплексной оценки надежности системы противокоррозионной защиты участка нефтегазопровода.

6) Предложен метод обеспечения защищенности труднодоступного участка трубопровода с повреждениями изоляционного покрытия на основе применения протяженного анодного заземления с переменной электрической проводимостью.

Основные защищаемые положения:

1) В современных условиях при организации функционирования системы противокоррозионной защиты необходимо учитывать присутствие внешних случайных электрических источников и изменчивость внутренних параметров системы противокоррозионной защиты.

2) Математическая модель системы противокоррозионной защиты в виде параметрической системы линейных уравнений, коэффициентами которой являются случайные медленно меняющиеся во времени величины, и методы её оперативной корректировки, для учета влияния внешних и внутренних случайных факторов, на основе анализа данных системы с использованием самодиагностики.

3) Наряду с традиционно используемой параметрической оптимизацией режимов функционирования системы противокоррозионной защиты по критерию минимизации суммарного тока станций катодной защиты, целесообразно изменять структуру системы противокоррозионной защиты, что позволяет прогнозировать и оптимизировать скорости

расходования ресурсов элементов системы и в конечном итоге увеличивать время гарантированной надежной работы системы или согласовывать сроки расходования ее ресурсов с планами ремонтов.

4) Предложен метод обеспечения необходимого уровня коррозионной защищенности труднодоступных участков трубопроводов с повреждениями изоляционного покрытия при помощи прокладки вдоль защищаемого трубопровода протяженного анодного заземления с переменной электрической проводимостью.

Теоретическая значимость работы.

1) Установлено, что при выборе режимов станций катодной защиты необходимо учитывать нестабильность системы противокоррозионной защиты из-за воздействия внешних помеховых сторонних источников электрических полей и изменчивости внутренних параметров.

2) Предложены новая математическая модель системы противокоррозионной защиты, которая представляет собой параметрическую систему линейных уравнений с переменными коэффициентами, и метод текущего определения ее коэффициентов методами самодиагностики из базы данных системы.

3) Разработан метод определения прогнозных оценок времени надежной эксплуатации элементов системы противокоррозионной защиты участка защищаемого трубопровода на основе анализа временных трендов измеренных параметров в базе данных системы.

4) Разработана методика комплексной оценки надёжности системы противокоррозионной защиты, для участка магистрального нефтегазопровода.

Практическая значимость работы.

1) Разработана совокупность методов надежного и эффективного функционирования системы противокоррозионной защиты, предусматривающая два уровня оптимизации:

- оперативный, для оптимизации режимов работы станций катодной защиты по критерию минимума суммарного катодного тока при гарантированном поддержании защитных потенциалов на основе текущего анализа данных системы противокоррозионной защиты защищаемого участка нефтегазопровода методами самодиагностики;

- долговременный, предусматривающий оптимизацию структуры системы на основе анализа временных трендов данных из системы контроля и мониторинга противокоррозионной защиты.

2) Разработан метод обеспечения коррозионной защищенности труднодоступных участков заглубленного трубопровода с повреждениями изоляционного покрытия, заключающийся в прокладке параллельно защищаемому участку протяженного анодного заземления в токопроводящей трубе с переменной электрической проводимостью.

3) Разработано и внедрено алгоритмическое обеспечение для программно-технического комплекса системы противокоррозионной защиты участка магистрального газопровода.

Апробация работы.

Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на Отраслевых совещаниях ПАО «Газпром» по защите от коррозии 2014-2022 г.г., XX и XXI международных научно-технических конференциях «Информационные системы и технологии. ИСТ - 2014, 2015» (г. Нижний Новгород, НГТУ им. Р.Е. Алексеева, 2014 - 2015 г.г.), VI Всероссийской научно-практической конференции «Нечеткие системы и мягкие вычисления. НСМВ - 2014» (г. Санкт-Петербург, СПИИРАН, 2014), VIII международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк Республика Беларусь, ПГУ, 2014 г.), межрегиональных семинарах «Рассохинские чтения» (г. Ухта, УГТУ, 2015-2016 г.г.), VI Международной научно-технической конференции «GTS-2015. Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (г. Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2015 г.), XI Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2016» (г. Уфа, УГНТУ, 2016 г.), конкурсах научных, научно-технических и инновационных разработок, направленных на развитие топливно-энергетической, добывающей отрасли и развития Арктического шельфа, под эгидой Министерства энергетики Российской Федерации (г. Москва, Министерство энергетики Российской Федерации, 2019 г.) конкурсе по компьютерному проектированию ПАО «Газпром» (г. Санкт-Петербург, ПАО «Газпром», 2016г.) и др.

Публикации по теме диссертации опубликовано 64 работы, в том числе: 10 статей опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень...» ВАК РФ (из них 7 опубликованы до 2016 года, 3 после 2016 года в журналах, соответствующих специальности 2.2.8), 10 статей опубликованы в изданиях, включенных в индексируемые международные базы данных, 6 патентов РФ, 1 авторское свидетельство на программу ЭВМ, 3 монографии, 12 статей опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень.» ВАК РФ после 2016 года в журналах соответствующих смежным специальностям, 22 статьи опубликованы в изданиях РИНЦ.

Внедрение результатов работы:

В приложениях 1-8 к настоящей диссертации представлены акты внедрения результатов на предприятиях:

1) в ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» внедрен метод расчета сопротивления изоляционного покрытия и метод расчета режимов станций катодной защиты;

2) в ООО «Газпром трансгаз Москва» внедрены метод оптимального регулирования токов станций катодной защиты и метод расчета остаточных ресурсов анодных заземлителей;

3) в ООО НПК «ТехноПром» внедрен метод прокладки протяженных анодов в токопроводящих трубах с переменным сопротивлением;

4) в ЗАО «Трубопроводные системы и технологии» внедрен метод оптимального управления станциями катодной защиты и метод расчета остаточного ресурса оборудования противокоррозионной защиты;

5) в АО «Гипрогазцентр» в процесс проектирования внедрены метод определения параметров математической модели системы противокоррозионной защиты и оптимального регулирования станций катодной защиты, метод расчета остаточного ресурса оборудования противокоррозионной защиты и метод прокладки протяженного анодного заземления в токопроводящих трубах с переменным сопротивлением;

6) в ООО «Газпром проектирование» в процесс проектирования внедрены метод определения параметров математической модели системы противокоррозионной защиты и оптимального регулирования станций катодной защиты, метод расчета остаточного ресурса оборудования противокоррозионной защиты и метод прокладки протяженного анодного заземления в токопроводящих трубах с переменным сопротивлением;

7) в НГТУ им. Р. Е. Алексеева внедрены в учебный процесс метод определения показателей надежности элементов системы противокоррозионной защиты, метод расчета остаточного ресурса оборудования противокоррозионной защиты и метод прокладки протяженного анодного заземления в токопроводящих трубах с переменным сопротивлением.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ СТАЛЬНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

Для оценки проблематики работы системы противокоррозионной защиты стальных подземных трубопроводов в данной главе проведен анализ существующих подходов по ее организации, рассмотрены условия эксплуатации и основные средства контроля и мониторинга их коррозионного состояния . [6, 34, 38, 55, 59, 78, 89, 91, 104, 125, 207, 242, 274, 316, 331, 339]. Отмечается существующий уровень организации пассивной и активной (электрохимической) защиты от коррозии [2, 6, 7, 10, 12, 28, 35, 37, 39, 54, 55, 77, 104, 110, 128, 263-270, 341]. Выделен текущий уровень развития средств электрохимической защиты и коррозионного мониторинга. [6, 17, 33, 93, 113, 115, 124, 126, 132 - 134, 168-172, 206, 247, 270, 293, 313, 364, 372, 378]. Автором выделены основные аналитические задачи, решение которых позволит повысить надежность и эффективность функционирования системы противокоррозионной защиты. [152, 168, 175-181]

1.1 Условия эксплуатации и коррозионное состояние магистральных нефтегазопроводов

В настоящее время в Российской Федерации протяженность магистральных нефтегазопроводов превышает 250 тыс. км и имеет устойчивую тенденцию к постоянному увеличению. Магистральные нефтегазопроводы обеспечивают перемещение громадного количества энергоносителей (в основном нефти и газа) на значительные расстояния. Основными достоинствами их использования являются высокая надежность, относительная дешевизна транспортировки, а также ее бесшумность.

В связи с тем, что длина магистральных нефтегазопроводов может составлять тысячи и десятки тысяч километров, и с учетом удаленного расположения объектов добычи, как правило, в условиях крайнего севера для нашей страны, а потребителей в основном в зоне умеренного климата, эксплуатация данных объектов производится в различных климатических зонах, обладающих своими особенностями, в том числе и в части коррозионной агрессивности грунтов.

На сегодняшний день подавляющая часть магистральных нефтегазопроводов изготовлена из стали и проложена в подземном исполнении, что приводит к возникновению и

протеканию коррозионных процессов на ее поверхности, интенсивность которых обуславливается средой, в которой проложен нефтегазопровод. [2, 3, 6, 8, 11, 19, 20, 40, 58, 67 74, 79, 123, 134, 165, 167-169, 238, 239, 259, 274, 295, 296, 332].

Коррозия является основной причиной аварийных разрушений на подземных участках магистральных нефтегазопроводов, при этом отмечается, что основным типом коррозии является ее проявление на наружной стенке нефтегазопровода (приблизительно 95% отказов), а на внутреннюю поверхность трубопровода приходится не более 5% отказов.

Согласно официальной статистике [191], на нефтегазопроводах за последние 5 лет произошло 28 аварий (что составляет приблизительно 40% от общего числа аварий), причиной которых стали коррозионные повреждения металла трубопроводов.

Защита от коррозии магистральных нефтегазопроводов осуществляется комплексными средствами, с применением защитных изоляционных покрытий, обеспечивающих роль диффузионного барьера между стенкой трубопровода и окружающей средой (пассивная защита), а также с применением электрохимической защиты от внешнего источника тока (активная защита).

1.2 Пассивная защита нефтегазопроводов от коррозии

Защитные изоляционные покрытия играют роль барьера и препятствуют взаимодействию металла трубопровода с коррозионно-опасной средой (водой, кислородом, воздухом и др.) [2, 6, 12, 15, 27, 28, 39, 54, 55, 63, 76, 77, 80, 101, 108, 219, 264, 342].

Защитные изоляционные покрытия должны обеспечивать следующие требования: не пропускать через себя жидкую коррозионную среду, обеспечивать устойчивость к механическим нагрузкам со стороны грунта, обеспечивать высокие и стабильные во времени показатели адгезии покрытия к металлу, высокие диэлектрические показатели, показатели стойкости к катодному отслаиванию, стойкость к ультрафиолетовому (при транспортировке) и тепловому (при сварке) старению. Данные свойства покрытий должны сохраняться в большом диапазоне температур, для их использования в различных климатических условиях, а также не должны ухудшаться в период эксплуатации нефтегазопровода.

В настоящее время для нефтегазопроводов, проложенных на территории Российской Федерации можно выделить три основных типа защитных изоляционных покрытий: а) битумно-мастичные покрытия; б) полимерные ленточные покрытия; в) полиэтиленовые покрытия заводского нанесения [7, 54, 55, 77, 170, 228, 229, 334]. Процентное распределение типов покрытий для действующих магистральных нефтегазопроводов представлено на рис. 1.1.

Заводская изоляция

Битумная изоляция

Полимерные ленты

Рисунок 1.1 - Процентное распределение типов покрытий для действующих магистральных

нефтегазопроводов

Битумно-мастичное покрытие на протяжении многих десятилетий являлось основным типом изоляционного покрытия нефтегазопроводов. Их основными преимуществами являются небольшая стоимость, легкость нанесения, возможность нанесения непосредственно на трассе трубопровода. Недостатками данного типа покрытий являются небольшой температурный диапазон применения (от минус 10 до + 40 °С), невысокие значения ударной прочности, небольшая стойкость к воздействию биоорганизмов и насыщаемость влагой. Срок службы битумных покрытий, в среднем, не превышает 10-15 лет.

Наибольший объем изоляции (около 66%) приходится на покрытия, выполненные нанесением липких полимерных ленты на трубопровод в трассовых условиях. Практический опыт показал, что фактический срок службы таких покрытий, в зависимости от условий эксплуатации, также не превышает 15 лет. Основными недостатками ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием усадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранирование действия средств ЭХЗ под отслоившимся покрытием, низкая биостойкость адгезионного подслоя покрытия. [4, 54, 55, 350].

Практика показала, что самым эффективным типом покрытия является заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие, которое в основном применяется при строительстве нефтегазопроводов в настоящее время. Данное покрытие имеет помимо двух слоев полиэтиленового покрытия, еще слой эпоксидного праймера. Что позволяет данному покрытию обеспечивать приведенные ранее требования направленные на повышение эффективности защиты от коррозии на период эксплуатации нефтегазопроводов на срок более 50 лет. [7, 170, 279, 314, 340, 341].

Переходное сопротивление изоляционного покрытия является его основной электрической характеристикой, от величины которой зависит распространение защитного потенциала по протяженности объекта [51]. Чем выше данный параметр, тем меньшей силой тока обеспечивается смещение защитного потенциала. У битумно-мастичного покрытия

5 2 5 2

данный показатель не превышает 110 Ом м , у полимерных лент - 3 10 Ом м , у заводских

7 8 2

трехслойных полиэтиленовых покрытий - 110 - 110 Ом м [7, 55, 63, 170 141, 349, 356].

Свойства изоляционного покрытия со временем ухудшаются, соответственно происходит снижение сопротивления ИП [6, 269]. Анализ проведенных исследований и НД показал, что снижение сопротивления ИП описывается экспоненциальным законом:

* из С) = ■ , (1.1)

где ^ - срок эксплуатации нефтегазопровода, год;

^изо -значение сопротивления ИП в начальный период времени, Омм2; у - коэффициент, характеризующий скорость изменения сопротивления изоляции во времени, 1/год (для битумных покрытий - 0,05, для полимерных покрытий - 0,08).

Графически ухудшение сопротивления ИП во времени представлено на рис. 1.2.

Рисунок 1.2 - График снижения сопротивления ИП во времени по экспоненциальному закону

Касаемо трубопровода и соединительных линий, то их сопротивление во времени остается практически неизменным.

Старение всех типов изоляционных покрытий - естественный необратимый процесс, скорость которого определяется спецификой взаимодействия грунта и самого изоляционного покрытия. В процессе старения появляются участки с повреждением покрытия, в которых начинают протекать коррозионные процессы. На этой стадии защита нефтегазопроводов от коррозии должна выполняться методами активной защиты - протекторной или электрохимической защиты нефтегазопроводов.

1.3 Активная защита нефтегазопроводов от коррозии

В случае наличия сквозных дефектов изоляционного покрытия и соприкосновении металла нефтегазопровода с окружающей средой в данном месте противокоррозионную защиту необходимо обеспечивать при помощи электрохимической защиты от коррозии (активной защиты). [54, 55, 203, 268, 269, 270]

Электрохимическая защита обеспечивается источником постоянного тока, отрицательный вывод которого подключен к трубопроводу. Схема организации электрохимической защиты с графиком распределения защитного потенциала представлена на рис. 1.2.

Принцип работы электрохимической (катодной) защиты от коррозии основывается на смещении потенциала металла трубопровода в сторону отрицательных значений. В таком случае прекращается работа коррозионной пары с выносом металла и образованием коррозионных повреждений [6, 71, 103, 109, 237, 244, 281-285, 305, 310, 333, 374]. При этом смещение потенциала должно строго находиться в регламентируемых пределах. Плотность тока должна также контролироваться. Электрохимическая защиты может быть реализована как путем подключения источника постоянного тока, так и образованием гальванопары с элементом, собственный потенциал которого более электроотрицателен чем защищаемый объект (протекторная защита). [2, 6, 19, 20, 54, 55, 105, 165, 166, 234, 242, 244, 254, 281, 307, 335, 347, 351, 352, 368, 369, 374].

Для организации электрохимической защиты от источника постоянного тока необходимо его отрицательный полюс подключить к трубопроводу (катод), а положительный полюс к анодному заземлению (анод). Анодное заземление выполняется из металла или сплава и является жертвенным элементом, с которого в процессе эксплуатации стекает защитный ток (анодный процесс), что приводит к его постепенному разрушению. Для нефтегазопроводов источником тока является СКЗ (2), которая способна обеспечить защищенность на участке нефтегазопровода определенной длины Ь. Длина участка определяется удельным электрическим сопротивлением грунта, величиной переходного сопротивления изоляционного покрытия и мощностью самой станции. Приведенный на рис. 1. 3 график показывает распределение защитного потенциала ф вдоль защищаемого участка, анализ которого показывает наибольшее значение потенциала фт-зМАХ в точке дренажа, напротив анодного заземления и постепенное его снижение по протяжённости нефтегазопровода. [2, 6, 48, 165, 194, 242].

Установка катодной защиты (УКЗ) - это комплекс сооружений, предназначенный для защиты трубопровода от коррозии внешним постоянным током.

УКЗ состоит из следующих элементов:

а) выпрямителя (преобразователя напряжения станции катодной защиты (СКЗ)),

б) анодного заземления (АЗ),

в) катодного вывода трубопровода (дренажный кабель),

г) линий электроснабжения СКЗ,

д) соединительных кабелей.

Установки катодной защиты обеспечивают образование электрической цепи протекания защитного тока, в которую входят защищаемый участок нефтегазопровода, анодный заземлитель, соединительные кабели и грунт между АЗ и нефтегазопроводом. [2, 6, 19, 20, 160, 194, 242].

Ь

Рисунок 1.3 - Схема организации электрохимической защиты с графиком распределения защитного потенциала [7]: 1 - трубопровод; 2 - станция катодной защиты (СКЗ); 3 - анодное заземление; 4 - график распределения защитного потенциала вдоль магистрального нефтегазопровода при его защите от одиночной СКЗ; Ь - длина защитной зоны СКЗ; фт-з - защитный потенциал «труба - земля», В

Величина катодного тока, генерируемого СКЗ напрямую связана с параметрами электрической цепи, по которой он протекает [82, 153, 194]. Данная электрическая цепь состоит из следующих элементов:

- сопротивление растеканию анодных заземлений Яаз, Ом;

- удельное электрическое сопротивление грунта Ягр, Ом • м;

2

- сопротивление ИП Яиз, Ом • м ;

- продольное сопротивление металла нефтегазопровода Лгр, Ом/м;

- сопротивление соединительных линий (кабелей или проводов) ^пр, Ом.

На рис. 1.4 графически представлена схема протекания катодного тока с прохождением

всех заявленных сопротивлений.

Рисунок 1.4 - Схема протекания катодного тока: 1 - защищаемый нефтегазопровод;

2 - изоляционное покрытие; 3 - соединительные линии; 4 - станция катодной защиты;

5 - анодное заземление;

Станции катодной защиты последнего поколения могут осуществлять работу в одном из приведенных ниже режимах:

- автоматического поддержания суммарного защитного потенциала;

- автоматического поддержания поляризационного защитного потенциала;

- стабилизации выходного тока;

- ручного регулирования выходного напряжения.

Подразделяют регулируемые и автоматические модификации СКЗ.

Ухудшение свойств изоляционного покрытия приводит к увеличению необходимого выходного тока СКЗ и соответственно необходим запас по мощности, для обеспечения защищенности на весь планируемый срок службы проектируемого трубопровода. В СКЗ модульного типа реализована возможность добавления мощности по мере необходимости, что

приводит к работе станции в режимах с оптимальной загрузкой и, соответственно, КПД, а также данная конструкция обеспечивает высокую ремонтопригодность.

Основной особенностью всех современных СКЗ является возможность дистанционного контроля их параметров, а также дистанционное управление режимами их работы.

Основными видами потенциалов, которые выделяют при электрохимической защите трубопроводов являются:

- стационарный (естественный) потенциал металла трубы, которым обладает металл трубопровода в данном грунте;

- защитная разность потенциалов «труба-земля», во время работы СПКЗ;

- наложенный потенциал, разность между стационарным потенциалом и защитной разностью потенциалов «труба-земля».

Основными критериями защищенности подземных металлических объектов от коррозии согласно мировой практике являются величины защитной разности потенциалов «труба-земля» и поляризационного потенциала (так называемого потенциала без омической составляющей). Данные параметры определяются как разность между потенциалом защищаемого объекта и эталонным элементом, обладающим постоянным потенциалом и не подверженным поляризации (медносульфатный электрод сравнения) и отличаются на величину падения напряжения в грунте между защищаемым объектом и электродом сравнения, которую элиминируют при определении поляризационного потенциала.

Электрохимическая защита металла трубопровода обеспечивается при достижении величины защитной разности потенциалов «труба-земля» больших по абсолютному значению показателей чем фт-зМш. Дальнейшее смещение разности потенциалов в отрицательную сторону существенно не изменяет скорости коррозионных процессов, но при превышении определенных значений, возможно начало процесса выделения водорода, который может проникать как в металл трубы, так и в изоляционное покрытие, что в итоге может привести к изменению свойств металла и ухудшению параметров изоляционного покрытия [2, 6, 86, 91, 92, 132, 216, 227, 253, 256, 261]. Следовательно, необходимо стремиться к оптимальному распределению показателей защищенности по все протяжённости защищаемого объекта со снижением энергозатрат, что в свою очередь увеличивает срок безопасной эксплуатации магистрального нефтегазопровода по причине коррозии. [5, 13, 44, 88, 153, 160, 213, 270, 327, 331, 337].

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Никулин Сергей Александрович, 2023 год

источника питания

По данным ПДКМ произведена работа по идентификации системы «труба -земля», с определением коэффициентов влияния. [135 - 154]

Далее с применением разработанных и представленных ранее методов по нахождению оптимальных режимов работы СКЗ, с применением методов структурно-параметрической оптимизации были получены необходимые режимы работы для новой структуры, включающей в себя маломощную СКЗ на участке с «провалом» потенциалов. В результате проведенных процедур, удалось добиться защищённости во всех контрольных точках, с выводом в резерв пяти СКЗ. Это было осуществлено благодаря особенностям участка, так как локальная СКЗ позволила обеспечить защищенность именно в месте провала потенциала, так как в остальных местах защищенность стремилась к верхней границе допустимого диапазона.

Данное решение является более рациональным, так как вывод в резерв пяти установок катодной защиты привел соответственно к выводу в резерв пяти глубинных анодных заземлений. Кроме того, значительно сокращаются энергозатраты.

Был проведен расчет экономической эффективности от применения предложенных процедур. Результатом явилась экономия затрат на капитальный ремонт СКЗ в результате продления срока службы выведенных в резерв анодных заземлений, в сумме 16,248 тыс.

руб., рассчитанная с учетом средней продолжительность работы существующих глубинных анодных заземлений в 15 лет при текущих режимах работы. Расчет экономических показателей приведен в таблице 5.2.

Таблица 5.2. Расчет экономических показателей при нахождении оптимальных режимов работы СПКЗ

Наименование показателя Значение показателя

Стоимость строительства одного глубинного анодного заземления (в уровне цен 2012 г.). тыс. руб. 898,09

Индекс-дефлятор для перевода цен в уровень 2015 г. (по данным Минэкономразвития) 1,206

Общее число анодных заземлений на рассматриваемом участке, шт. 8

Суммарная потребляемая мощность СКЗ до оптимизации, Вт 1726,3

Суммарная потребляемая мощность СКЗ после оптимизации, Вт 302,41

Стоимость электроэнергии, потребляемой СКЗ, руб. 2,42

Средняя продолжительность работы существующих глубинных анодных заземлений при текущих режимах работы, лет 15

Число анодных заземлений, по которым может быть

продлен срок полезной эксплуатации в результате оптимизации 15

Экономия затрат на капитальный ремонт СКЗ (стоимость анодных заземлений, остающихся в эксплуатации в результате оптимизации), тыс. руб. 16 248

Экономия затрат на электроэнергию, потребляемую СКЗ, в результате оптимизации, тыс. руб. 720

Суммарный экономический эффект в результате оптимизации, тыс. руб. 16 968

5.6 Структурная оптимизация системы

противокоррозионной защиты на основе учета показателей надежности

В данном разделе автором впервые предложен критерий для определения показателей надежности СПКЗ, разработан метод по его нахождению для действующих объектов и проведению структурной оптимизации с применением данного критерия. Основная идея заключается в оптимальном перераспределении нагрузки между элементами СПКЗ на основе данных о вероятности отказов элементов и их влияния на обеспечение защищенности, а именно уменьшению нагрузки на СКЗ, защищающие участки с низкими показателями надежности и ресурса элементов.

Практически это реализуется введением весовых коэффициентов в оптимизационные уравнения выбора тока СКЗ. Критерием нового подхода к оптимизации является достижение примерно одинакового срока достижения предельных значений генерируемых катодного тока или напряжения на всех СКЗ, то есть срока выхода в капитальный ремонт всей СПКЗ.

Как было отмечено в главе 1, на данный момент отсутствуют подходы по созданию модели надежности работы СПКЗ. В связи с тем, что нарушения работы СПКЗ приводят к снижению защищенности объекта от коррозии в целом, то определение показателей надежности СПКЗ является необходимой задачей. Выход из строя элементов СПКЗ влечет за собой снижение комплексного показателя защищенности объекта, что может стать причиной развития коррозионных процессов, что в свою очередь снижает надежность функционирования всей системы магистрального транспорта нефти и газа. [270]

Основным показателем, об эффективности работы службы ЗоК эксплуатирующей организации является комплексный показатель защищенности. Данный показатель позволяет интегрально оценить качество противокоррозионной защиты объекта и выражается через показатели обеспечения защищенности по протяженности и во времени. Определяя такие показатели надежности, как время наработки на отказ и коэффициент готовности для элементов СПКЗ, специалист службы ЗоК получает инструмент оценки состояния данных элементов и СПКЗ объекта в целом. Расчет показателей надежности СПКЗ позволит выявить ее элементы, отказы которых являются критическими и повлекут за собой снижение комплексного показателя защищенности. Соответственно, информация о показателях надежности также может быть использована при планировании затрат техническое обслуживание и ремонт (ТОиР) оборудования и материалов СПКЗ. [146, 148, 270]

Исходя из теории, под надежностью подразумевают свойство объекта сохранять в принятых пределах установленные свойства на определенный промежуток времени, при условии работы в заданных принятых режимах, а также проведении работ по обслуживанию и ремонту. [22-24, 82, 311, 312, 326]

В основном выделяют динамические и статические модели анализа надежности. Динамические модели характеризуются развитием отказов во времени. Статические модели характеризуются определением отказов в конкретный момент времени.

Показатель надежности - является технической характеристикой, которая составляет свойство или совокупность свойств, определяющих надежность объекта. Данный показатель позволяет оценить насколько объекту соответствуют определяющие его надежность свойства. Выделяют два основных класса объектов по данным показателям надежности (восстанавливаемые и невосстанавливаемые).

Показатель надежности характеризует, насколько оцениваемому объекту соответствуют свойства, определяющие его надежность. Показатели надежности бывают как размерными, так и безразмерными. Объекты, для которых определяются показатели надежности, подразделяются на два класса - восстанавливаемые и невосстанавливаемые.

При оценке СПКЗ было определено, что данную систему можно отнести к динамической, так как ее показатели изменяются во времени, а также можно выделить основной показатель ее надежности, которым является обеспечение защитного потенциала во всех контрольных точках объектах, в диапазоне, регламентируемом НД. Также СПКЗ можно отнести к восстанавливаемым системам, так как в случае отказа ее элемента, возможно проведение работ по его ремонту и возвращению системы к рабочему состоянию с обеспечением показателей защищенности.

Как было отмечено, особенностью функционирования объекта, отнесенного к восстанавливаемому классу является наличие циклов работы (&), а также циклов, когда его оборудование простаивает (в) при проведении плановых ремонтных работ, либо из-за аварии и работ по восстановлению работоспособности (рис 5.17). Время простоя обусловлено временем проведения ремонтных работ.

простои 1 простои ' простои

Рисунок 5.17 - Жизненный цикл функционирования объекта, отнесенного к

восстанавливаемому классу

Средняя наработка на отказ T, для объектов с неполным восстановлением и у которых разное распределение интервалов работы ¿k, в промежутке к-1-ым восстановлением и к-ым отказом, в общем случае может быть определена по формуле:

1 к

T = limM[Tk] = lim-^ , (5.13)

к^вд к^вд к ^^

к i=1

где величину средней наработки в каждом случае можно вычислить по формуле:

вд

Тк = M[£k] = \tfk(t)dt. (5.14)

0

Либо используя статистику данных:

1 N (0)

T=N(0) V- (515)

где N(0) - число работоспособных объектов в начальный момент времени.

В случае полного восстановления работоспособности, определено, что величины & и 6k являются взаимно независимыми. В этом случае вычисления показателя средней наработки между отказами упрощаются, а процесс {£6} носит название альтернирующего процесса. [22-24, 82, 246, 320, 322, 323, 326, 362]

Математическое ожидание случайного времени восстановления 6 или среднее время восстановления тв можно определить по формуле:

вд вд вд

те = M [6] = J tg (t )dt = J tdG (t) =J (1 - G(t ))dt6, (5.16)

0 0 0

где G(t) - функция распределения случайного времени восстановления; g(t) - плотность распределения времени восстановления.

Далее были выделены основные элементы системы, отказ которых приводит к тому, что выбранный показатель надежности, а именно обеспечение защищенности во всех контрольных точках, не выполняется. По результатам проведенного анализа к таким элементам отнесли следующие:

- источник электроснабжения УКЗ (ЭС);

- СКЗ;

- соединительные кабельные и воздушные дренажные/анодные линии (КЛ/ВЛ);

- контактные устройства (КУ), обеспечивающие присоединение кабелей к оборудованию и материалам ПКЗ;

- АЗ.

Анализ работы системы на линейных и площадных объектах показал, что в основном СКЗ работают с возможностью перекрытия зон защиты друг друга, что

обеспечивает резервирование системы и повышает ее надежность. Также в данном случае возможно применение рассмотренных ранее методов по оптимальному регулированию и продлению ресурса работы СПКЗ в целом.

Для данного случая работы СКЗ структурная схема надежности представляется в следующем виде (рис. 5.18).

ЭС —> СКЗ —>

ЭС —> СКЗ —>

ЭС —> СКЗ —>

КЛ/ВЛ

КЛ/ВЛ

КЛ/ВЛ

АЗ

АЗ

АЗ

КУ

КУ

КУ

Рисунок 5.18 - Структурная схема надежности работы СПКЗ при возможности

резервирования

Анализ данной схемы показывает, что отказ любого из перечисленных выше элементов СПКЗ не приведет к невозможности обеспечения защищенности от УКЗ, работающей на данный участок. При этом необходимо отметить, что данная схема актуальна для новых трубопроводов или трубопроводов имеющих небольшой срок эксплуатации (до 10 лет), так как для них обеспечивается условие резервирования защищенности смежными УКЗ. Для трубопроводов, находящихся в эксплуатации более 25 лет согласно проведенным расчетам по обеспечению защищенности смежными УКЗ, с условием старения изоляции и увеличения необходимого защитного тока, было составлена следующая структурная схема. Данная схема также справедлива для участков нефтегазопроводов, защищаемых одной СКЗ.

Рисунок 5.19 - Структурная схема надежности работы СПКЗ на участке длительно

эксплуатируемого трубопровода

Для расчета надежности системы был выбран участок трубопровода, защищенность которого обеспечивается четырьмя СКЗ. Было проведено моделирование отказов системы при выходе из строя какого-либо элемента системы по показателю недозащита в любой контрольной точке. За отказ СПКЗ принято необеспечение защитного потенциала в любой контрольной точке. При построении структурной схемы

было определено, что отказ любого элемента системы приводит к отказу всей УКЗ, работающей на защиту данного участка. Для определения недозащиты и возможности перераспределения защищенности на смежные УКЗ была использована модель, описанная в п.5.4. Известны коэффициенты влияния силы тока каждой УКЗ на величину защитных потенциалов в любой точке контроля. По данным коэффициентам возможно рассчитать требуемые режимы УКЗ (перераспределить нагрузку) при отказе любой из них, либо нескольких одновременно для обеспечения защищенности на участке трубопровода с учетом текущего технического состояния элементов УКЗ.

X Отказ элемента УКЗ

Рисунок 5.20 - График обеспечения защитного потенциала при отказах в СПКЗ

Использование модели СПКЗ, дало возможность составления матрицы состояний объекта, возникающих в случае отказа элементов СПКЗ. Было выделено 16 состояний СПКЗ, в зависимости от отказа УКЗ или их совокупности.

Таблица 5.3. Матрица состояний объекта при отказе элементов СПКЗ

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

УКЗ1 + - + + + - + + - - + - - - + -

УКЗ2 + + - + + - - + + + - - - + - -

УКЗЗ + + + - + + - - - + + - + - - -

УКЗ4 + + + + - + + - + - - + - - - -

Результат раб раб раб раб раб отк раб отк раб раб раб отк отк отк отк отк

ота ота ота ота ота аз ота аз ота ота ота аз аз аз аз аз

ет ет ет ет ет ет ет ет ет

Следующим шагом стало определение наработки на отказ элементов СПКЗ, которая осуществлялась в результате анализа документации на основное применяемое оборудование и элементы СПКЗ. Среднее время восстановления элементов было

определено по данным от специалистов служб ЗоК эксплуатирующих организаций. С учетом того, что если выход из строя элементов СПКЗ влечет за собой снижение показателей защищенности объекта, то данное нарушение должно быть устранено в течение 24 часов, было определено реальное время восстановления каждого элемента. Данные показатели представлены в таблице 5.4.

Таблица 5.4. Время наработки на отказ, среднее время восстановления элементов

Элементы ПКЗ Наработка на отказ Т, час Среднее время восстановления при защищенности т, час Среднее время восстановления без защищенности т , час

ЭС 8600 24 20

КЛ/ВЛ 10000 30 20

СКЗ 40000 77 20

КУ 35000 8 8

АЗ 140000 72 20

Показатели надежности СПКЗ могут быть определены с помощью метода построения марковских моделей.

Данный метод применяется для оценки вероятностных характеристик в технических системах и является эффективным инструментом определения показателей надежности в целом.

Марковская модель строится исходя из возможных состояний системы, характеризующих ее работу либо отказ. При этом работоспособные состояния определяются эффективностью функционирования, а также ресурсами обеспечения надежности. Далее строится марковский граф, в вершинах которого располагаются возможные состояния системы, а переходы между состояниями связываются интенсивностью отказов и восстановления элементов. Существующий переход между рабочим и неисправным состоянием системы описывается формируемой моделью, в которой отмечены возможные дискретные состояния системы. Переход между состояниями является непрерывным во времени и зависит от ремонтопригодности элементов и показателей их безотказной работы. Граф переходов позволяет получить систему уравнений, решение которых определяет численные показатели надежности рассматриваемой системы.

Использование данной модели, при определении показателей надежности работы СПКЗ, позволит учесть время на проведение ремонтных работ.

Случайный процесс называется марковским, если для любого момента ^ вероятность состояния системы в будущем (£> 10) зависит только от состояния в настоящем (I = 10) и не зависит от того, когда и каким образом система пришла в это состояние (не зависит от предыстории).

Предположения, принятые для марковского процесса, формулируются по ГОСТ Р 51901.15—2005:

- определяется статистическая независимость между переходами состояний системы;

- интенсивность восстановлений р и интенсивность отказов X постоянны во времени для каждого состояния (при переходе в другие состояния эти интенсивности могут меняться). [53]

Интенсивность отказов для каждого выделенного элемента СПКЗ определяется по формуле:

4л = -. (5.17)

Интенсивность восстановления для каждого выделенного элемента СПКЗ определяется по формуле:

¡л = - . (5.18)

т

По результатам проведенных расчетов составлена таблица 5.5.

Таблица 5.5. Показатели интенсивности отказов и интенсивности восстановления для элементов СПКЗ

Элементы ПКЗ Интенсивность отказов 4л Интенсивность восстановления при защищенности ¡эп Интенсивность восстановления без защищенности ¡эп

ЭС 1,1610-4 0,042 0,05

КЛ/ВЛ 1-10-4 0,033 0,05

СКЗ 2,5 10-5 0,013 0,05

КУ 2,8610-5 0,13 0,125

АЗ 7,1410-6 0,014 0,05

Следующим шагом стало составление марковской схемы надежности СПКЗ для выбранного участка трубопровода. Разработанная схема представлена на рис. 5.21. На данной схеме представлены уровни состояния системы в зависимости от выхода из строя УКЗ и их совокупностей, а также определена работоспособность в каждом конкретном

случае. Переходы между уровнями системы связаны между собой интенсивностью отказов и интенсивностью восстановления работоспособности УКЗ.

Исходя из определенной ранее схемы надежности работы СПКЗ на участке установлено, что отказ любого элемента приводит к отказу всей УКЗ. Далее были рассчитаны показатели интенсивности отказов и интенсивности восстановления для УКЗ, с условием, обеспечивается ли защищённость при выходе ее из строя или нет, что приводит к различному времени восстановления ее работы. Если защищенность не обеспечивается, то согласно НД необходимо провести ремонт оборудования в срок не более 24 часов, соответственно получаем восемь показателей интенсивности отказов и интенсивности восстановления для четырех УКЗ (табл. 5.6).

Интенсивность отказов УКЗ определяется по следующей формуле:

п

Л =£Лэл . (5.19)

1=1

Интенсивность восстановления УКЗ определяется по следующей формуле:

1

/ =-.

£ л ■*>/л (5.20)

1=1

По результатам проведенных расчетов составлена таблица 5.6.

Таблица 5.6. Показатели интенсивности отказов и интенсивности восстановления УКЗ

№ Л и / Интенсивность отказов УКЗ Л Интенсивность восстановления при защищенности /

1 2,810-4 0,033

2 2,810-4 0,032

3 2,810-4 0,031

4 2,810-4 0,029

5 2,810-4 0,053

6 2,810-4 0,051

7 2,810-4 0,048

8 2,810-4 0,046

Рисунок 5.21 - Марковская схема надежности СПКЗ

Анализ разработанной марковской схемы надежности СПКЗ для участка трубопровода позволил составить систему уравнений, необходимую для определения вероятностей каждого из возможных состояний системы. При составлении уравнений воспользовались уравнениями Колмогорова-Чепмена, которые позволяют по графу переходов составить систему уравнений. При составлении уравнений используется следующее правило: производная вероятности любого состояния равна сумме потоков вероятности, переводящих систему в это состояние, минус сумме всех потоков вероятности, выводящих систему из этого состояния. [30-32]

" IР = -

I

-Р- (м- + 4 + 4 + 4) + 4 Р0 + МзР3 + мР + Р5 - 0;

- Р2 (м2 + 4 + 4 + 4) + 4 Р0 + Р5 + ^2Рю + МзР6 - 0;

- Рз (Мз + ^2 + + 4) + 4 Ро + М2 Рб + М7Р7 + М-Рв - 0;

-Р4(Ма + 4 + 4 + 4)+4 Р) + М8Р7 + М4Р10 + М-Р) -0;

- Р5 (М5 + ¡6) + 4 Р- + 4 Р2 + М7 Р-4 + Мв Р-1 - 0;

-Р6 (Мз + М2 + 4 + 4 ) + 4 Р2 + 4 Р3 + М5Р-4 + МвР-3 - 0; ^ - Р7 ( М7 + Мв ) + 4,, Р3 + 4 Р4 + М5Р2 + М6Рз - 0;

-Р8 (М- + Мз + 4 + 4 )+43Р- + 4Р3 + МвР-2 + М6Р-4 - 0;

-Р9 ( М- + МА + 4 + 4)+4 Р4 + 4Р + М7Р2 + М6 Р - 0;

-Р-0 (МА + М2 + 4 + 4 ) + 4А Р2 +42 Р4 + М7Р-з + М5РП - 0;

- Р-- (Мв + М6 + М5) + 4 Р9 + 4 Р-0- 0;

-Р-2 (М5 + Мв + М7 ) + 4 Рв + 4 Р9 - 0; -Р-з (Мв + М6 + М7 ) + 4 Р6 + 4 Р-0 - 0;

_ -Р-4 (М5 + М6 + М7 ) + 4 Рв +45 Р6 -

Величины вероятностей нахождения СПКЗ в любом из возможных состояний представлены в таблице 5.7.

К (!) - есть вероятность застать объект в работоспособном состоянии в произвольный

момент времени t. Коэффициент готовности Кг, определяется вычитанием совокупности всех неработоспособных состояний из 100%.

Для данной системы коэффициент готовности Кг определяется по следующей формуле:

К - - - (Р5 + Р + Р- + Р-2 + Рз + Ра) . (5.21)

Определенный коэффициент готовности СПКЗ на данном участке трубопровода составил 0,9998.

Таблица 5.7. Величины вероятностей нахождения СПКЗ в любом из возможных состояний

Po 0,95

P 0,024

P2 0,0084

0,0086

P4 0,0089

Р 8,610-5

Р 7,53 10-5

P7 5,210-5

Р 0,00014

Р 0,000144

Po 7,76 10-5

Pi 4,110-7

P2 5,35 10-7

P3 2,93 10-7

P4 3,94 10-7

Высокий показатель коэффициента готовности в данном случае обуславливается следующими условиями:

- наличие на участке ПДКМ, а также систем регулирования режимов работы СКЗ, что позволяет оперативно реагировать на изменение показателей защитного потенциала;

- ПДКМ позволяет оперативно оценивать защищенность и контролировать коррозионные процессы на объекте;

- реализованные разработанные принципы оптимального регулирования режимов работы СКЗ с перераспределением нагрузки между станциями и с учетом состояния оборудования и элементов СПКЗ;

- специалисты службы ЗоК обладают запасов материалов, а средствами для проведения ремонтных работ оборудования в обозначенные сроки. [157, 190]

Предлагается объединить алгоритмы регулирования режимов работы СКЗ с методами определения параметров надежности и ресурса системы для расчета наиболее оптимального

режима работы, как по энергопотреблению, так и по продолжительности безотказной работы. Для этого разработан алгоритм поиска оптимального режима работы СКЗ с учетом максимального времени безотказной работы системы (рис. 5.22).

Рисунок 5.22 - Алгоритм оптимального регулирования работы СКЗ с учетом показателей

надежности и ресурса элементов СПКЗ

Предлагаемый алгоритм реализуется для линейной части объектов транспорта нефти и газа. По полученным исходным данным (1скз, искз, Рскз, идр, ф) с СДКМ производится:

- расчет влияния смежных СКЗ на значение защитного потенциала;

- анализ вариативности состояний системы, на предмет отказа системы;

- создание Марковской модели надежности для определения величин вероятностей состояний системы, с последующим определением коэффициента готовности;

- определение остаточного ресурса системы ЭХЗ;

- если ресурс системы равен или больше 5 лет (средний межремонтный срок работы УКЗ), то оптимизация проводится на СКЗ с наименьшей надежностью;

- если ресурс системы менее 5 лет, то оптимизация проводится на СКЗ с наибольшей надежностью;

- для СКЗ с ресурсом в 1 год и менее и с вероятностью отказа более 0,95 требуется ремонт.

Выводы:

1. Разработаны подходы по определению показателей надежности СПКЗ, использование которых позволит проводить мероприятия, направленные на ее повышение.

2. Вычисленные показатели надежности позволят планировать сроки проведения ТОиР, а также послужить инструментом обоснования для их выделения.

3. Полученные показатели надежности позволяют определять элементы системы, выход из строя которых может повлечь за собой снижение комплексного показателя защищенности.

4. Внедрение на объекты систем оперативного контроля и регулирования режимами работы оборудованием СПКЗ, позволит повысить надежность работы системы, а соответственно надежность всей системы магистрального транспорта нефти и газа.

5.7 Выводы по главе 5

1. Разработаны алгоритмы для выбора управленческого решения в части проведения ремонта элементов системы противокоррозионной защиты в зависимости от текущих режимов работы и остаточного ресурса оборудования и материалов системы.

2. Разработан метод определения количества дополнительных анодных заземлителей для поддержания обеспечения защищенности объекта, который был применен при разработке компенсационных мероприятий по обеспечению работы системы противокоррозионной защиты на объекте КЦ №3 КС «Писаревка», в результате чего удалось снизить суммарную силу тока станций, работающих на защиту КЦ №3 в три раза и обеспечить запас по мощности более 50%.

3. Разработан метод и алгоритмы для определения первоочередности вывода в ремонт элементов системы противокоррозионной защиты и перераспределения защищенности в зависимости от отказа ее элементов.

4. Разработан метод и алгоритмы по рациональному перераспределению нагрузки между элементами системы противокоррозионной защиты, с учетом текущего технического состояния элементов данной системы, в результате применения которого удалось продлить ресурс работы системы на участке трубопровода на срок с 1 года до 5 лет.

5. Разработан метод по определению рационального применения дополнительной маломощной станции катодной защиты на участке нефтегазопровода, с применением его на участке МГ «Саратов - Горький», результатом чего явилась экономия затрат на капитальный

ремонт станции в результате продления срока службы выведенных в резерв анодных заземлений, в сумме 16,248 тыс. руб.

6. Разработан метод управления системой противокоррозионной защиты участка нефтегазопровода, предусматривающий два уровня оптимизации:

1) долговременный, предусматривающий оптимизацию структуры системы и состоящий из:

- текущей прогнозной оценки времени надежной эксплуатации элементов системы противокоррозионной защиты по временным трендам коэффициентов математической модели и параметрам, циркулирующим в подсистеме коррозионного мониторинга;

- выделения участков защищаемого трубопровода, для которых определяются режимы работы станций катодной защиты, позволяющие реализовать очередность и сроки текущих и капитальных ремонтов оборудования системы противокоррозионной защиты и изоляционного покрытия, спланированные в соответствии с используемой в газотранспортном или нефтетранспортном обществе экономической стратегией поддержания работоспособности нефтегазопровода;

2) оперативный, предусматривающий оптимизацию режимов работы станций катодной защиты по критерию минимизации суммарного катодного тока при гарантированном поддержании защитных потенциалов на выделенных участках защищаемого трубопровода в регламентируемом диапазоне с учетом внешних влияющих факторов.

7. Предложено в качестве комплексного показателя надежности системы противокоррозионной защиты магистральных нефтегазопроводов использовать коэффициент готовности системы, отражающий ее способность обеспечить защищенность в каждой контрольной точке трубопровода, в зависимости от состояния ее элементов и вероятности их отказов.

8. Разработан метод определения надежности системы противокоррозионной защиты, который может быть использован эксплуатирующими организациями для ее определения и проведения мероприятий, направленных на ее повышение, что в свою очередь повысит надежность работы всей системы магистрального транспорта нефти и газа. В результате расчетов был получен коэффициент готовности для системы, обеспечивающей защиту участка МГ и состоящей из четырех станций, который равен 0,9998. Определение надежности системы, на основании статистических данных, позволит выявлять такие ее элементы, вероятность выхода из строя которых приведет к необеспечению защищенности объекта и позволит планировать работы и затраты на проведение его капитального ремонта, что также позволит продлить ресурс работы системы по критерию обеспечения защищенности во всех контрольных точках.

9. На основе анализа данных из системы противокоррозионной защиты нефтегазопроводов разработан метод определения оптимальных режимов функционирования системы по критерию обеспечения продления ресурса системы за счет рационального перераспределения нагрузки между элементами при гарантированном уровне защищенности во всех контрольных точках с учетом текущего технического состояния ее элементов и показателей их надежности. Метод позволяет снизить текущую нагрузку на критические элементы системы, которые выделяются на основе анализа изменения временных трендов параметров математической модели системы.

ГЛАВА 6. ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЗАЩИЩЕННОСТИ НА УЧАСТКЕ НЕФТЕГАЗОПРОВОДА С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОТЯЖЕННОГО АНОДНОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

В данной главе автором рассматриваются существующие способы прокладки трубопроводов при пересечении искусственных и естественных преград [262, 263, 266] и возникающие при этом дефекты изоляционного покрытия, [149], а также разработанный автором метод обеспечения коррозионной защищенности на труднодоступных участках с повреждениями изоляционного покрытия с применением протяженного анодного заземления, прокладываемого в токопроводящей трубе с различным удельным электрическим сопротивлением и отмеченный в следующих публикациях автора [4, 149, 158, 199, 200].

6.1 Метод восстановления защищенности на участке трубопровода с выявленным протяженным повреждением изоляционного покрытия

В данном разделе рассматривается предложенный автором метод восстановления защищенности на участке трубопровода с протяженным повреждением изоляционного покрытия, с использованием протяженного анода прокладываемого вдоль поврежденного участка в токопроводящей трубе с различным удельным электрическим сопротивлением, защищенный патентом. [200]

Выявлены случаи, когда в результате строительства подводного перехода магистрального трубопровода через реку методом ННБ, при котором происходит протаскивание участка трубопровода, возможно появление локальных протяженных дефектов ИП. Появление данных дефектов ИП может быть обусловлено попаданием постореннего предмета в зону протаскивания трубопровода, либо поломкой направляющих роликов. В данном случае возникает проблема обеспечения защитных потенциалов на данном участке трубопровода, при вводе объекта в эксплуатацию. То есть невозможно ввести объекты в эксплуатацию, так как они не проходят необходимые испытания по оценке состояния ИП методом катодной поляризации. Данная ситуация влечет за собой огромные материальные потери, связанные с нарушением контрактных обязательств, а также затраты на проведение работ по ремонту ИП.

Рисунок 6.1 - Пример локального протяженного повреждения покрытия при протаскивании

трубопровода

При наличии локальных протяженных дефектов ИП, основной задачей в части обеспечения ЭХЗ объекта является обеспечение защитных потенциалов в допустимом диапазоне, с условием его просадки в зоне повреждения ИП и возможного превышения на остальных участках при попытках достижения защищенности поврежденного участка. [55, 149]

Рисунок 6.2 - Задиры изоляционного покрытия с оголением металла трубы

В случае обнаружения дефектов ИП на строящемся участке магистрального нефтегазопровода, они должны быть устранены подрядной организацией, согласно действующей НД.

На сегодняшний день, способами устранения локальных протяженных повреждений ИП на участках подводных переходов являются следующие:

- непосредственный ремонт ИП, проведение которого возможно в случае небольшой глубины залегания объекта, а также если возможно устранить обводненность и неустойчивость грунта (рис. 6.3);

Рисунок 6.3 - Организация траншеи для проведения ремонта ИП

Рисунок 6. 4 - Обводненность трубы в траншее

- перекладка данного участка трубопровода, методами ННБ или микротоннелирования, параллельно построенному ранее (рис. 6.5). Следствием данных способов является изменение оси трубопровода, возможные повторные работы по проектированию участка и прохождению Главной государственной экспертизы. То есть применение данных способов повлечет значительные временные и материальные затраты.

Рисунок 6. 5 - Прокладка нового газопровода параллельно существующему

микротоннелированием

Проведенная экономическая оценка способов показала, что при микротоннелировании приведенная стоимость строительства одного километра магистрального нефтегазопровода составила в районе миллиарда рублей, при ННБ стоимость снижается до 400 миллионов рублей.

При невозможности проведения работ по переукладке участка подводного перехода, а необходимость ввода объекта в эксплуатацию соответственно остается, то в данном случае решить проблему можно только с помощью проведения компенсационных мероприятий. Данные мероприятия подразумевают под собой работы по обеспечению гарантированной защищенности трубопровода в местах повреждения ИП. Автором предложены компенсационные мероприятия, которые заключаются в прокладке протяженного АЗ в непосредственной близости к участку повреждения ИП и обеспечению поляризации от существующих СКЗ и вновь устанавливаемых маломощных станций. [149]

Также была разработана блок-схема, позволяющая при выявлении повреждений изоляционного покрытия провести анализ необходимых действий, которые необходимо выполнить для устранения недозащиты и ввода объекта в эксплуатацию (рис. 6.6).

Рисунок 6.6 - Блок-схема мероприятий при повреждении ИП на подводном переходе при

строительстве

Применение протяженного АЗ позволяет с минимальными энергозатратами гарантированно обеспечить защищенность в зоне локальных повреждений ИП. [64, 66, 102, 215]

Существуют новые инновационные способы установки анодных заземлений для защиты подземных сооружений от коррозии. Рассмотрим способ выполнения анодного заземления в траншее, расположенной под защищаемым объектом [149, 200]. Данный способ актуален для сложных условий размещения защищаемого объекта, в случае затруднения установки анодных заземлений с поверхности земли, например, защита переходов через водные преграды, защита подземной части резервуаров и сооружений. Результатом применения данного способа является повышение эффективности, надежности и ремонтопригодности анодного заземления. Способ выполнения анодного заземления в траншее, расположенной под защищаемым объектом представлен на рис. 6.7.

Рисунок 6.7 - Способ выполнения анодного заземления в траншее, расположенной под защищаемым объектом: 1 - защищаемое сооружение, 2 - скважина, 3 - уровень грунтовых вод, 4 - уровень промерзания грунта, 5 - поверхность земли, 6 - металлические перфорированные

трубы, 7 - электроды (АЗ), 8 - кабель [187] Первым шагом компенсационных мероприятий является определение трассы прокладки участка нефтегазопровода для проведения работ по трассировке и бурению скважины на необходимом расстоянии от трубы (рис. 6.8). Бурение осуществляют методом горизонтально-направленного бурения (ГНБ).

Рисунок 6.8- Бурение скважины по заданной траектории методом ГНБ

Далее производится обсадка данной скважины с помощью токопроводящих труб, выполненных из токопроводящего композита. Данные трубы заполняются токопроводящим гелем, который облегчает процесс монтажа протяженного анодного заземлителя, а также повышает его ремонтопригодность. На рис. 6.9 представлен участок токопроводящей трубы, заполненной токопроводящем гелем, с протяженным АЗ. [224]

Далее была проведена экономическая оценка стоимости проведения компенсационных мероприятий, по результатам которой было установлено, что стоимость обеспечения защищенности одного километра нефтегазопровода не превышает 35 миллионов рублей. При сравнении со стоимостью работ по переукладке участка нефтегазопровода видна значительная разница.

Соответственно, можно сделать вывод, что применение компенсационных мероприятий позволяет обеспечить защищенность участка с повреждениями ИП и дает возможность ввода объекта в эксплуатацию в установленные сроки с сокращением затрат.

Рисунок 6.9 - Участок токопроводящей трубы, заполненной токопроводящем гелем, с

протяженным АЗ

Следующим шагом стало проведение работ по моделированию распределения защитных потенциалов на участке трубопровода с локальными повреждениями ИП при организации компенсационных мероприятий. Было определено, что переходе трубопровода диаметром 1420 мм через водную преграду образовались три локальных протяженных дефекта ИП.

Расчет протяженного анодного заземления выполнялся на основе РД-106-05 «Правила применения эластомерных электродов в установках катодной защиты и контурах защитных заземлений», а также РД-91.020.00-КТН-234-10-1 «Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС». [102, 149, 234]

Для определения продольного сопротивления протяженного АЗ ^, Ом/м, необходимо

учитывать удельное электрическое сопротивление материала токопровода и его сечение. Продольное сопротивление протяженного АЗ вычисляется по формуле:

Рт

ГА , (6.1)

^сеч

где рт - удельное электрическое сопротивление материала токопровода, Ом-мм /м; £сеч - площадь поперечного сечения токопровода, мм2.

Для определения поперечного сопротивления протяжённого АЗ, необходимо учитывать электрическое сопротивление материала, из которого он изготовлен:

Кап =рА , (6.2)

п ат

где Ра - удельное объемное электрическое сопротивление рабочего материала протяженного АЗ, Ом-м;

dA - диаметр протяженного АЗ (или внешний диаметр оболочки для двухслойных электродов), м; dj - диаметр токопровода (или внутренний диаметр оболочки для двухслойных электродов), м.

Поперечное сопротивление многослойных протяженных АЗ, обусловлено сопротивлением каждого слоя:

n

ЯАП = ЯАП1 + ЯАП 2 + ■■■ = X ЯАПП (63)

i=1

Регулированием данного параметра (изменением сопротивления токопроводящей трубы) можно добиться необходимого ее значения на участках параллельной прокладки с дефектами изоляции, для гарантированного обеспечения защищенности на трубопроводе.

Далее определяют сопротивление растеканию протяженного АЗ Ядр, Ом-м, по следующей формуле:

Яр = А in V2JM., (6.4)

ж д/rAdAH

где Н - глубина прокладки АЗ, м;

рг - удельное электрическое сопротивление грунта, Ом-м; гл - продольное сопротивление электрода, Ом/м; dA - диаметр электрода, м;

Следующим шагом является определение переходного сопротивления протяженного АЗ

Ra , Ом-м, которое определяется по формуле:

ra = rap + ran. (65)

Далее определяется длина защитной зоны УКЗ L3, м, при работе с протяженным АЗ, которая определяется по формуле:

L3 • ArCh Д^. (6.6)

kzcc Афт

где kz - коэффициент симметричности установки СКЗ, равный 0,5; А^0 - смещение защитного потенциала в точке дренажа, В;

- минимально допустимое смещение защитного потенциала, В; Сс - постоянная распространения тока для АЗ протяженного типа, 1/м. [102, 149, 234]

С помощью полученной модели была проведена оценка распределения защитного потенциала на участке трубопровода с выполненными компенсационными мероприятиями, заключающимися в прокладке протяженного АЗ и установке маломощной СКЗ.

В результате проведенной оценки было установлено, что защитный потенциал в зонах локальных дефектов ИП не обеспечивается, а на остальных участках стремится к верхней нормируемой границе. Соответственно, данное решение не может быть применено в качестве компенсационных мероприятий (рис. 6.10).

ипол » И

1 ф

О 100 200 ЗОО 400 V» 600 ТОО яоо ООО 10ДО

Рисунок 6.10 - Расчетное распределение защитного потенциала на участке трубопровода с

дефектами ИП

В качестве решения, которое позволит оптимально распределить защитный потенциал с учетом дефектов изоляционного покрытия было предложено решение по использованию токопроводящих труб различного сопротивления. Установка труб с низким электрическим сопротивлением в зонах дефектов ИП позволяет достичь того, что катодный ток стекает непосредственно на места повреждений ИП. Данное решение способствует появлению широкого диапазона регулирования защищенности объекта. Также данное решение позволяет получить показатели защитного потенциала в местах повреждения ИП более высокие, чем по остальной трассе нефтегазопровода (рис. 6.11).

Способ восстановление защищенности на участке нефтегазопровода, имеющем протяженный локальный дефект ИП, с применением протяженного АЗ, с прокладываемого в трубах с различным удельным электрическим сопротивлением и выполненных из токопроводящего композита, осуществляют следующим образом.

Проводят изыскания гидрогеологических характеристик грунта вдоль защищаемого сооружения 1 (рис. 6.7). Методами ННБ либо горизонтально-направленного бурения (ГНБ) бурят скважину 2, которая проходит в непосредственной близости от защищаемого сооружения 1 и и при этом расположена ниже чем уровень грунтовых вод 3 и уровень промерзания грунта 4, что обеспечивает постоянную работу АЗ в течение необходимого промежутка времени. Концы скважины выведены на поверхность 5.

Рисунок 6.11 - Распределение защитного потенциала: 1 - с применением труб с одинаковым удельным электрическим сопротивлением; 2 - с применением труб с различным удельным

электрическим сопротивлением

Измеряют переходное сопротивление изоляционного покрытия сооружения бесконтактными методами измерения.

Разбивают участок выполнения анодного заземления на интервалы, характеризуемые различным сопротивлением покрытия. Выбирают сопротивление труб из токопроводящего композита, соответствующее каждому интервалу.

В пробуренной скважине устанавливают трубы из токопроводящего композита 6 таким образом, чтобы после их размещения в скважине трубы с определенным сопротивлением располагались в соответствующем интервале, внутрь которых при помощи троса протягивают защитные электроды 7. Внутрь труб закачивают электропроводящий гель.

Защитные электроды 7 подключают кабелями 8 к системе ПКЗ, с выводом кабелей с обоих концов защищаемого участка. Данная операция необходима для повышения надежности работы заземления.

Использование способа выполнения анодного заземления с применением труб из токопроводящего композита, с различным сопротивлением в местах локального повреждения изоляционного покрытия, позволяет обеспечить разность потенциалов «сооружение-земля» в пределах диапазона, соответствующего ГОСТ Р 51164-98, на подводном переходе газопровода, при снижении силы тока на выходе станции катодной защиты в 6,5 раз, для условий проведения моделирования.

Выводы:

1. Разработаны компенсационные мероприятия, необходимые для гарантированного обеспечения защищенности на участке магистрального нефтегазопровода, с локальными

протяженными повреждениями ИП и которые заключаются в прокладке протяженного АЗ в токопроводящих трубах.

2. Установлено, что применение разработанного метода позволяет значительно сократить затраты на обеспечение защищенности объекта по сравнению с методами, основанными на ремонте ИП или переукладке участка нефтегазопровода.

3. С применением математического моделирования доказано, что предложенный метод использования токопроводящих труб с различным удельным электрическим сопротивлением позволяет достичь рационального распределения защитного потенциала, с гарантированной защищенностью в зонах дефектов ИП, с сокращением силы тока станций до шести раз, при данных условиях моделирования.

6.2 Практический метод реализации способа восстановления защищенности с помощью протяженных анодных заземлителей

В данном разделе автором описывается практическая часть реализации способа восстановления защищенности с помощью протяженных анодных заземлителей.

Протяженные гибкие электроды анодного заземления типа ПВЕК, применяются в СПКЗ и предназначены для равномерного распределения тока катодной поляризации защищаемых изолированных трубопроводов по длине коммуникации и поляризации в диапазоне защитных потенциалов регламентированном ГОСТ Р 51164-98. [55]

Конструкция протяженного гибкого электрода анодного заземления представляет собой линейный цилиндрический электрод, состоящий из электропроводной полимерной графитонаполненной оболочки, имеющей заданное переходное сопротивление, внутри которой коаксиально вдоль центральной оси размещен гибкий многожильный провод из меди, выполняющий функцию токопровода. Электрод анодного заземления типа ПВЕК поставляется в виде комплектного изделия полной заводской готовности с монтажным коммутационным кабелем для подключения к элементам системы. Кроме того, электрод анодного заземления может комплектоваться специальным кожухом, выполненном в виде полимерной сетчатой оболочки, в которой равномерно распределена коксовая мелочь (рис. 6.12). [224]

Рисунок 6.1 2 - Конструкция протяженного гибкого анода

Основные электрические характеристики электрода протяженного анодного заземления типа ПВЕК приведены в таблице 6.1.

Таблица 6. 1. Основные электрические характеристики электрода протяженного анодного заземления

Основные характеристики гибких протяженных электродов типа ПВЕК

1 Наружный диаметр электродов Не менее 35 мм

2 Наружный диаметр токопроводящего полимера 13 мм

3 Эффективное сечение медного проводника 13,2 мм2

4 Удельное сопротивление медного токопровода Не более 1,5- 10-3 Ом/м

6 Удельное сопротивление токопроводящего полимера Не более 1,5 •Ю-2 Ом-м

6 Количество коксовой засыпки в оболочке Не менее 1,1 кг/м

7 Масса 1 метра электрода 1,4 кг

8 Количество связанного углерода в коксовой оболочке Не менее 99 %

9 Удельное сопротивление коксовой оболочки 410-3 Ом-м

10 Удельная номинальная токоотдача электрода 50 мА/м

11 Срок службы с номинальной токовой нагрузкой 30 лет

12 Строительная длина на барабане 200 м

Укладка протяженных гибких анодов относительно параллельно проходящего трубопровода производится на расстоянии от 1 до 10 м в зависимости от решаемой задачи. Для конкретной ситуации это расстояние определяется проектом.

Расстояние от протяженного гибкого анода до защищаемого трубопровода при их параллельной прокладке определяться условием равномерности плотности защитного тока по окружности трубопровода. Основные факторы, влияющие на равномерность распределения плотности защитного тока по окружности трубопровода - расстояние до анода, диаметр трубопровода, качество его изоляционного покрытия и удельное электрическое сопротивление грунтов.

г

Рисунок 6.13 - Максимальная погрешность распределения плотности тока по окружности трубы при ее защите протяженным анодом в зависимости от его расстояния Я до трубы и параметра к (индекс кривых); а = утт /утах - минимальноеутт и максимальноеутах значение защитной плотности тока по окружности трубы; Я= г/Я0 - безразмерный параметр расстояния, где Я0-радиус трубопровода; г - расстояние от центра трубы до протяженного анода; к=ри / (ргЯ0) - безразмерный параметр, где ри - сопротивление изоляции, Ом м ; рг -удельное электрическое сопротивление грунтов, Омм; Я0 - радиус трубопровода, м.

Так, например, при диаметре трубопровода .0=1,0 м (К<,=0, 5 мм); сопротивлении

4 2

изоляции ри >10 Ом м ; удельном электрическом сопротивлении грунтов рг=100 Ом м; безразмерном параметре к=ри / (рг Яо)=200 > 100; безразмерном параметре расстояния Я>2 погрешность а>0,97. То есть, при укладке анода на расстоянии не менее 0,5 м от образующей трубы погрешность распределения плотности тока по окружности трубы не превысит 3% для вышеприведенных условий.

При прокладке протяженного анода с различным электрическим сопротивлением токопроводящей трубы методом горизонтально-направленного бурения предусматривается ряд технологических операций, выполняемых в следующей последовательности:

- транспортировка со склада и разгрузку токопровода, токопроводящего геля и токопроводящей трубы на участке производства работ по монтажу;

Рисунок 6.14 - Бухта токопровода

- пилотное бурение скважины;

- расширение скважины и протягивание токопроводящей трубы, таким образом, чтобы участки с низким сопротивлением находились в местах сближения с локализованными дефектами ИП;

- прокладку токопровода в токопроводящей трубе с установкой центраторов;

- заполнение токопроводящим гелем токопроводящей трубы;

- электрическое подключение рабочих элементов анодного заземления (согласно проекту катодной защиты);

- зачистка и благоустройство территории, на которой располагалась буровая техника.

Бурение скважины должно строго соответствовать заданной проектом траектории.

Контроль за буровой головкой ведется с поверхности земли с помощью системы

локации.

Расширение скважины до требуемого диаметра производится на обратном ходе буровой головки с помощью сменных буровых фрез. Одновременно в скважину протягивается токопроводящая труба.

Затяжку токопровода с токопроводящую трубу необходимо выполнить в соответствии со следующими процедурами:

- подготовить токопровод к укладке. Заполнить цистерну с гелем для закачки в токопроводящую трубу;

- для затяжки кабеля и закачки геля в токопроводящую трубу следует применять специальные поршни с комплектом приспособлений;

А

Быстроразьемное соединение

Поршень с крючком

ч

Рисунок 6.15 - Внешний вид устройства для затяжки кабеля в токопроводящую трубу

- затяжку токопровода и закачку геля в токопроводящую трубу производить одновременно;

Рисунок 6.16 - Крепление анодного заземления (токопровода) к устройству для затяжки

- по окончании затяжки токопровода и заполнения токопроводящей трубы гелем, на входные отверстия токопроводящей трубы установить герметизирующие муфты, исключающие утечку геля в грунт, входящие в комплект поставки;

- поршень с крючком протягивать вручную с помощью троса, протянутого заранее.

- при необходимости производить электрическое соединение рабочих элементов между

собой.

Выполнить электрическое подключение кабелей присоединения рабочих элементов анодного заземления согласно проекту катодной защиты.

Выполнить установку контрольно-измерительного пункта и осуществить подключение к преобразователям катодной защиты с обеих сторон, в соответствии с проектом катодной защиты.

Кроме того, применение протяженного АЗ в токопроводящей трубе с различным удельным электрическим сопротивлением возможно для организации подповерхностного анодного поля на линейной части трубопровода, или на промышленной площадке. Проверка применимости данного решения была осуществлена при строительстве анодных заземлений на объекте «Развитие газотранспортных мощностей ЕСГ Северо-Западного региона, участок Грязовец - КС Славянская» км 538 - км 864.

Прокладка в траншею анодного заземления предусматривает:

- разметку земельного участка под анодное заземление (согласно проекту катодной защиты);

- транспортировку со склада и разгрузку токопровода, токопроводящего геля и токопроводящей трубы на участке производства работ по монтажу;

- разработку траншеи, с целью размещения заземлителя на проектной глубине;

- укладку токопроводящей трубы в траншее;

Рисунок 6.17 - Укладка токопроводящей трубы на действующем газопроводе прокладку токопровода в токопроводящей трубе;

Рисунок 6.18 - Прокладка АЗ в токопроводящей трубе заполнение токопроводящим гелем токопроводящей трубы;

Рисунок 6. 19 - Заполнение токопроводящей трубы токопроводящим гелем

- электрическое соединение рабочих элементов между собой (выполняется при необходимости);

- электрическое подключение рабочих элементов анодного заземления (согласно проекту катодной защиты). [149, 224]

6.3 Выводы по главе 6

В результате проведенных исследований по разработке методов восстановления защищенности на подводном участке трубопровода получены следующие выводы:

1. Анализ существующих методов прокладки трубопроводов на участках подводных переходов показал, что бестраншейные методы прокладки предпочтительнее, чем траншейные, так как требуют меньший объем работ и снижается вероятность повреждения изоляционного покрытия, но имеют большую стоимость строительства.

2. Определено, что основным типом дефектов при прокладке бестраншейными методами является локальный протяженный дефект, который может привести к не прохождению приемочных испытаний по состоянию изоляционных покрытий.

3. Анализ существующих методов ремонта дефектов на подводных участках показал направленность на переукладку участка трубопровода, что является затратным и трудоемким процессом.

4. Разработан метод восстановления защищённости на подводных участках трубопроводов, заключающийся в установке маломощной СКЗ и прокладке протяженного анодного заземления параллельно подводному участку в токопроводящей трубе с различным электрическим сопротивлением, что позволяет локально повысить защищенность в местах повреждения изоляционного покрытия без перезащиты неповрежденных участков.

5. Проведена проверка организации АЗ в токопроводящей трубе на строящемся объекте магистрального транспорта газа, которая показала практическую применимость данного метода.

ГЛАВА 7. РАЗРАБОТКА АЛГОРИТМИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПРОГРАММНО - ТЕХНИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО УПРАВЛЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЕМ СИСТЕМЫ ПРОТИВОКОРРОЗИОННОЙ ЗАЩИТЫ

В данной главе автором рассматриваются функциональное назначение, классы решаемых задач и описание основных функций программно-технического комплекса по управлению оборудованием противокоррозионной защиты, разработанного на базе алгоритмического обеспечения выполненного автором и представленного в следующих публикациях [5, 25, 87, 88, 135-146, 148-161, 173-190, 198-202, 223, 251, 362, 363].

Анализ разработанных и представленных в предыдущих главах подходов и методов показывает их общую направленность на повышение защищенности объектов магистрального транспорта нефти и газа от коррозии. Большинство из представленных методов, например, по нахождению оптимальных режимов работы СКЗ, определению ресурса оборудования и материалов СПКЗ и прогноза их изменения во времени и т.д., крайне необходимы для специалистов служб ЗоК. Их выполнение значительно облегчит эксплуатацию и увеличит надежность работы СПКЗ, а соответственно и всей системы транспорта нефти и газа.

При этом, решение данных задач вручную потребует значительных временных затрат на их обработку, анализ и решение, а также достаточной теоретической подготовки и поэтому разработка комплекса, направленного на автоматическое решение данных задач является актуальной задачей.

Как было отмечено ранее, на сегодняшний момент, в связи с активным внедрением систем коррозионного мониторинга и систем АСУ ТП, существует возможность получать большой массив данных о защищенности, параметрах работы оборудования, а также возможности дистанционного регулирования режимов работы системы СПКЗ. Кроме того, в соответствии с требованиями СТО Газпром 9.4-023-2013, необходимо решать большой объем сложных математических и аналитических задач, решение которых вручную, без специального программного комплекса, представляется невыполнимой задачей. [270]

Исходя из этого, было принято решение о разработке программно-технического комплекса по регулированию режимов работы оборудования СПКЗ и направленного на решение аналитических задач коррозионного мониторинга.

Программно-технический комплекс «Система управления оборудованием противокоррозионной защиты магистральных трубопроводов» (ПТК СУО ПКЗ МГ) предназначен для организации работы подразделений электрохимической защиты

магистральных трубопроводов. Далее по тексту будет применяться сокращение СУО ПКЗ МГ.

При разработке комплекса использованы современные информационные технологии с открытым исходным кодом, полученные из фондов бесплатного программного обеспечения, например, из международного фонда Apache Software Foundation (AFS) [151].