Комплексная оценка безопасности эксплуатации подземных нефтегазопроводов

• Автор: Валюшок, Андрей Валерьевич
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 223 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

Глава 1. Обзор литературных источников

1.1 Роль электрохимической защиты в обеспечении безопасной эксплуатации трубопроводов.

1.2 Определение технического состояния трубопровода и электрохимической защиты.

1.2.1 Определение состояния изоляционных покрытий

1.2.2 Определение эффективности работы средств электрохимической защиты.

1.2.3 Определение коррозионной активности фунтов

1.2.4 Определение степени коррозионных повреждений металла

1.2.5 Анализ и оформление результатов диагностирования трубопровода .

1.3 Существующие методы оценки опасности подземных нефтегазопроводов .

1.3.1 Классификация и категории магистральных трубопроводов.
1.3.2 Существующая классификация по коррозионным факторам.
1.3.3 Методы оценки технического состояния трубопроводов
Глава 2. Анализ состояния и условий прокладки действующего трубопровода
2.1. Краткая методика проведения измерений.
2.2 Исходные данные эксплуатирующей организации
2.2.1 Рабочие и эксплуатационные сведения по трубопроводу.
2.2.2 Эксплуатационные сведения и статистические данные по состоянию электрохимической защиты трубопровода
2.2.3 Анализ результатов внутритрубной диагностики. Перечень коррозионноопасных зон по результатам ВТД.
2.2.4 Разбивка трассы трубопровода и корректировка привязок на обследуемом участке
2.3 Анализ коррозионной ситуации на обследуемом участке трубопровода
2.3.1 Измерение удельного электрического сопротивления фунта. Выводы о
коррозионной активности фунта по трассе.
2.3.2. Определение влияния блуждающих токов.
2.3.3 Измерение фадиентов потенциала в фунте
2.3.4 Определение вредного влияния переменных токов.
2.3.5 Выводы по общей коррозионной ситуации на обследуемом участке трубопровода.
2.4 Оценка степени защищенности трубопровода от электрохимической . коррозии.
2.4.1 Распределение средних значений потенциала по трассе трубопровода при включенной и отключенной системе электрохимзащиты
2.4.2 Оценка влияния сопутствующих и пересекающих подземных коммуникаций и высоковольтных линий электропередач.
2.4.3 Определение зон действия УКЗ.
2.4.4 Выводы о степени защищенности обследуемого участка трубопровода по протяженности
2.5 Обследование технического состояния системы электрохимической защиты
2.5.1 Результаты обследования технического состояния СКЗ
2.5.2 Выводы о техническом состоянии УКЗ
2.5.3 Определение остаточного срока эксплуатации анодных заземлений
2.5.4 Результаты обследования технического состояния УДЗ
2.5.5 Результаты обследования технического состояния контрольноизмерительных пунктов.
2.5.6 Обследование технического состояния переходов трубопровода через автомобильные и железные дороги.
2.6 Обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода
2.6.1 Результаты поиска повреждений изоляции
2.6.2 Результаты обследования состояния изоляции в шурфах.
2.6.3 Электрические характеристики трубопровода и изоляционного покрытия
2.6.4 Определение остаточного срока эксплуатации защитного покрытия .
2.6.5 Выводы о состоянии изоляционного покрытия трубопровода
2.7 Полный анализ коррозионной ситуации на участках трубопровода
2.8 Рекомендации
Глава 3. Статистический анализ результатов электрометрического обследования состояния подземного трубопровода.
3.1 Сравнительный анализ результатов обследования изоляционного покрытия при помощи приборов МоЭа1а и УКИ1М
3.2 Корреляционный и регрессионный анализ данных
3.2.1 Построение коробчатой диаграммы.
3.2.2 Построение зависимости поляризационного потенциала от суммарного
Глава 4. Ранжирование потенциальной опасности локальных участков
трубопроводов с помощью бальной системы
4.1 Оценка потенциальной опасности локальных участков трубопровода по основным коррозионным факторам.
4.1.1 Оценка потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики
4.1.1.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики.
4.1.1.2 Оценка потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики на действующем трубопроводе.
4.1.2 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов
4.1.2.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов
4.1.2.2 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов на действующем трубопроводе.
4.1.3 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования состояния изоляции.
4.1.3.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам поиска повреждений изоляции
4.1.3.2 Оценка потенциальной опасности по результатам поиска повреждений изоляции на действующем трубопроводе.
4.1.4 Зависимость потенциальной опасности от степени защищенности локального участка катодной поляризацией.
4.1.4.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по степени защищенности катодной поляризацией.
4.1.4.2 Оценка потенциальной опасности по степени защищенности катодной поляризацией действующего трубопровода
4.1.5 Зависимость потенциальной опасности от влияния блуждающих токов
4.1.5.1 Вывод зависимости для зависимости потенциальной опасности от влияния блуждающих токов.
4.1.5.2 Оценка потенциальной опасности действия блуждающих токов на действующем трубопроводе.
4.2 Ранжирование локальных участков трубопровода по степени потенциальной опасности.
4.2.1 Оценка общей потенциальной опасности локальных участков трубопровода.
4.2.2 Оценка общей потенциальной опасности локальных участков действующего трубопровода
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.
Список литературных источников


Подключения для измерения разности потенциалов трубаземля осуществляются на КИП, в шурфах, на вантузах и задвижках, а также методом прямого контакта в местах выхода трубопровода на поверхность. Таблица 1. Примечания 1. Для трубопроводов, температура транспортируемого продукта которых не более 8 К 5 С, минимальный поляризационный защитный потенциал равен минус 0, В относительно насыщенного медносульфатного электрода сравнения. Минимальный защитный потенциал с омической составляющей при температуре транспортируемого продукта от 3 К С до 3 К С минус 1, В от 3 К С до 3 К 0 С минус 1, В. Для грунтов с высоким удельным сопротивлением болсс 0 Омм значения минимального потенциала с омической составляющей должны быть определены экспериментально или расчетным путем в соответствии с НД. Таблица 1. Примечания 1. Для трубопроводов из упрочненных сталей с пределом прочности 0,6 МПа 6 кгссм2 и более не допускаются поляризационные потенциалы болсс отрицательные, чем минус 1, В. В грунтах с высоким удельным электрическим сопротивлением более 0 Омм допускаются болсс отрицательные потенциалы с омической составляющей, установленные экспериментально или расчетным путем в соответствии с НД. Проблема измерения поляризационного потенциала в настоящее время является одной из основных проблем в области электрохимической защиты подземных металлических сооружений. Причем следует отметить, что создание высоконадежных преобразователей, анодных заземлителей, дренажных кабелей является, как бы, общетехническими задачами электротехники, металлургии, кабельной промышленности, а проблема измерения поляризационного потенциала в полевых условиях задача сугубо из области защиты от коррозии подземных коммуникаций и ни в одной другой области техники не решается. Поляризационный потенциал электрохимический потенциал определяет кинетику электродных реакций и является критерием, характеризующим коррозионное состояние сооружения. Пространственно он локализован в области двойного электрического слоя на границе металлэлектролит. При высоком качестве изоляционного покрытия и большом удельном сопротивлении грунта омическая составляющая может иметь значительную величину соизмеримую, а иногда и превышающую поляризационный потенциал. Измерить поляризационный потенциал ип непосредственно прибором в трассовых условиях не представляется возможным. Существует ряд методов косвенного измерения ип или исключения омической составляющей. Однако далеко не все они могут быть использованы в полевых условиях, либо изза сложности схем и расчетов, либо изза больших затрат труда и времени . Метод отключения тока защиты основан на различии во времени спада поляризационного потенциала и омического падения напряжения. При отключении тока омическое падение напряжения исчезает, практически, мгновенно, тогда как спад поляризационного потенциала происходит по экспоненте и достаточно медленно. Измерение потенциала следует производить вслед за отключением тока через небольшой промежуток времени, необходимый для исключения влияния переходных процессов. В качестве измерительных приборов могут быть использованы регистрирующие вольтметры рис. Рис. До отключения тока приборы фиксируют суммарную разность потенциалов трубаземля, в момент отключения спад омической составляющей, и далее кривую деполяризации. Величины потенциалов определяют путем дешифрования диаграмм. В случаях, когда отключение всей системы ЭХЗ невозможно, допустимо ограничиться несколькими ближайшими УКЗ, например, по однойдве с каждой стороны от места измерения. Способ осложняется тем, что необходимо синхронное отключение установок. Это достигается наличием специального оборудования прерывателей тока например БшТас входящий в комплект приборов для комплексных обследований МоЭаШ . Метод отключения тока поляризации вспомогательного электрода реализуется с помощью специального мультиметра 3. Этот метод заложен в ГОСТ 9. Схема подключения прибора к измеряемой цепи, временные диаграммы работы коммутатора, а также конструкция вспомогательного электрода представлены на рис.