КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
И.Г. Блинов – к.т.н., директор ООО НПВП «Электрохимзащита», г. Уфа
А.В. Валюшок – к.т.н., заведующий сектором технической диагностики
трубопроводов ООО НПВП «Электрохимзащита», г. Уфа
Подземные магистральные трубопроводы – потенциально опасные
промышленные объекты, а основной причиной их отказа является
разрушение вследствие коррозионного воздействия.
Существует множество факторов, характеризующих коррозионное
состояние подземного
сооружения,
известных
и
понятных
узким
специалистам: коррозионная активность грунта, состояние изоляционного
покрытия, уровень катодной поляризации, влияние блуждающих токов и
т.д. В составе каждого их них свои показатели, косвенно и обособленно
характеризующие общую потенциальную опасность объекта в целом с
точки зрения промышленной безопасности.
Например, существующая в настоящее время классификация
нефтегазопроводов позволяет выделить участки нормальной, повышенной
и высокой коррозионной опасности. Причем опасным считается участок,
на котором один из критериев достигает критического значения. Однако
наличие критического значения одного из критериев при отсутствии
остальных может, в ряде случаев, незначительно влиять на общую
потенциальную опасность участка трубопровода. И наоборот, иногда
возникает ситуация, когда ни один из критериев не является критическим,
а происходит авария или инцидент. Поэтому наряду с существующей
классификацией необходимо применять комплексный подход к оценке
опасности
участков
нефтегазопроводов,
учитывающий
не
только
достижение одного из критериев критического значения, а суммарное
влияние
наиболее
значимых
эксплуатации нефтегазопроводов.
факторов,
снижающих
безопасность
Для
решения
этой
«Электрохимзащита»
проблемы
была
специалистами
предпринята
ООО
попытка
НПВП
привести
вышеупомянутые факторы к единому количественному показателю, т.е.
предложен комплексный подход к оценке потенциальной опасности
подземного
сооружения
с
учетом
степени
влияния
каждого
из
коррозионных факторов в отдельности. Для реализации этого предложены
математические зависимости соответствующих каждому коррозионному
фактору коэффициентов, зависящих от критериев опасности. Зависимость
опасности какого-либо фактора от численного значения соответствующих
критериев не всегда носит линейный характер. Поэтому предложенные
модели выбирались исходя из физических соображений. Критические и
пограничные
значения
приняты
технической
документации
и
из
существующей
многолетнего
опыта
нормативнопроведения
комплексных электрометрических обследований.
Для оценки потенциальной опасности i-го локального участка
трубопровода по результатам ВТД предложена зависимость, которая в
общем виде выглядит следующим образом:
P
k
где
ВТД
i

 H ij
j 1
3Pi H кр
P

V
j 1
ij
3PiVкр

Pi
,
3Pкр
kiВТД , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность i-го локального участка трубопровода по результатам ВТД;
H ij – глубина единичного обнаруженного дефекта, %;
Vij – скорость коррозии в месте обнаружения единичного дефекта,
мм/год;
Pi
– плотность (количество) обнаруженных дефектов на i-м
локальном участке трубопровода;
Hкр – критическое значение потери металла, принято равным 50%;
Vкр – критическое значение скорости коррозии, принято равным 0,5
мм/год;
Pкр – критическое значение плотности дефектов, принято равным 100
шт./км.
Если на обследуемом участке частичная замена трубопровода за
период эксплуатации не производилась, то глубина дефекта и скорость
потери металла величины пропорциональные (рис. 1).
Рис. 1. Зависимость потенциальной опасности локального участка
трубопровода от глубины обнаруженных язв и скорости их образования:
Нср – средняя глубина дефектов на участке, %; Vср – средняя скорость коррозии на
участке, мм/год
В этом случае:
P
 H ij
j 1
Pi H кр
P

V
j 1
ij
PiVкр
.
Тогда зависимость общей потенциальной опасности локального
участка трубопровода можно представить следующим образом (рис. 2):
P
kiВТД 
2 H ij
j 1
3Pi H кр

Pi
.
3Pкр
Рис. 2. Оценка потенциальной опасности локального участка
трубопровода по результатам ВТД (в случае отсутствия капитального
ремонта трубопровода за период эксплуатации на обследуемом участке):
Нср – средняя глубина дефектов на участке, %; Pi – плотность дефектов на участке, шт.
В случае же если за период эксплуатации трубопровода производился
ремонт или замена выборочных участков, устранение дефектов, то оценку
потенциальной опасности следует производить по общей зависимости.
Для оценки потенциальной опасности i-го локального участка
трубопровода по результатам обследования коррозионной активности
грунтов предложена следующая зависимость (рис. 3):
n
 ij
k
КАГ
i
 0,5e
0 , 005
j 1
n
  imax
 0,25 lg  min
 i

 ,

где
kiКАГ , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность i-го локального участка трубопровода по результатам
обследования коррозионной активности грунтов;
 ij – элементарное значение измеренного УЭС грунта, Омм;
n – количество измеренных значений УЭС грунта на i-м локальном
участке трубопровода;
 imax – максимальное значение УЭС грунта на i-м локальном участке
трубопровода;
 imin – минимальное значение УЭС грунта на i-м локальном участке
трубопровода.
Рис. 3. Оценка степени влияния коррозионной активности грунтов на
потенциальную опасность локального участка трубопровода:
Rср – среднее значение удельного сопротивления грунта на участке, Омм; SH – степень
max
неоднородности грунтов  S H  i 
min 


i

Для оценки потенциальной опасности i-го локального участка
трубопровода по результатам обследования состояния изоляции
предложена следующая зависимость (рис. 4):
пр
kiПИ  1  e 0,05 Ni ,
где
kiПИ , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность
i-го
локального
участка
трубопровода
по
результатам
обследования состояния изоляции;
N iпр – приведенное количество дефектов изоляции на i-м локальном
участке трубопровода.
N iпр  N iм  2 N iср  3N iкр ,
где
N iм – количество мелких дефектов изоляции на i-м локальном
участке трубопровода;
N iср – количество средних дефектов изоляции на i-м локальном
участке трубопровода;
N iкр – количество крупных дефектов изоляции на i-м локальном
участке трубопровода.
1,0
0,9
Коэффициент
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Приведенная сумма дефектов изоляции
Рис. 4. Оценка степени влияния состояния изоляции на потенциальную
опасность локального участка трубопровода
Для оценки потенциальной опасности i-го локального участка
трубопровода по степени защищенности катодной поляризацией
предложена следующая зависимость (рис. 5):
kiКП  1  e
где
5
LНП
i
Li
,
k iКП , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность i-го локального участка трубопровода по степени защищенности
катодной поляризацией;
LНП
i
–
протяженность
участков
с
недостаточной
катодной
поляризацией на i-м локальном участке трубопровода, м;
Li – общая протяженность i-го локального участка трубопровода, м.
1,0
0,9
Коэффициент
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Доля незащищенных участков
Рис. 5. Оценка степени влияния катодной поляризации на потенциальную
опасность локального участка трубопровода
Для оценки потенциальной опасности i-го локального участка
трубопровода при влиянии блуждающих токов предложена следующая
зависимость (рис. 6):
k
где
k iБТ ,
[0;1]
–
БТ
i
 1 e
0 , 5 U imax U imin
коэффициент,
tiзащ
 0,5 общ ,
ti
характеризующий
зависимость
коррозионной опасности i-го локального участка трубопровода от влияния
блуждающих токов;
U imax , U imin – максимальное и минимальное мгновенные значения
потенциала, обнаруженные на i-м локальном участке трубопровода;
t iзащ – время, в течение которого на обследуемом участке наблюдался
защитный потенциал;
tiобщ – общее время обследования.
max
min
БТ
При Amax  U i  U i  0,04 ki  0 .
Рис. 6. Оценка степени влияния блуждающих токов на потенциальную
опасность локального участка трубопровода:
Amax – максимальная амплитуда блуждающих токов на участке, В; Т – время, в течение
которого наблюдался защитный потенциал, %
Для нахождения окончательного коэффициента, характеризующего
общее
коррозионное
состояние
локального
участка
трубопровода,
предложен метод суммации, который позволяет, во-первых, накапливать
окончательный показатель потенциальной опасности, а во-вторых, дает
возможность дополнительно оценивать вклад (значимость) конкретного
коррозионного фактора в общий результат.
kОКС  ak ВТД  bk КАГ  ck ПИ  dk КП  ek БТ  ... ,
где
kiВТД , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность i-го локального участка трубопровода по результатам ВТД;
kiКАГ , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность
локального
i-го
участка
трубопровода
по
результатам
обследования коррозионной активности грунтов (рассмотрен выше);
kiПИ , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность
локального
i-го
участка
трубопровода
по
результатам
обследования состояния изоляции;
k iКП , [0;1] – коэффициент, характеризующий коррозионную
опасность i-го локального участка трубопровода по степени защищенности
катодной поляризацией;
k iБТ ,
–
[0;1]
коэффициент,
характеризующий
зависимость
коррозионной опасности i-го локального участка трубопровода от влияния
блуждающих токов;
a, b, c, d, e – вклад (значимость) соответструющего коррозионного
фактора.
Предложенная
магистральных
методика
ранжирования
нефтегазопроводов
по
участков
подземных
потенциальной
опасности,
учитывающая основные коррозионные факторы, позволит увеличить
эффективность планирования ремонтных и диагностических работ, т.е
своевременно
выявить
и
устранить
участки
трубопроводов,
представляющие наибольшую угрозу промышленной безопасности.