Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ состояния изоляционных покрытий газопроводов и актуальность переизоляции 10
1.1. Механизм защитного действия материалов полимерных покрытий 10
1.2. Виды защитных покрытий трассового нанесения, применяемых при строительстве газопроводов в 1960-80 гг 13
1.3. Факторы, влияющие на снижение защитных свойств покрытий 18
1.3.1. Грунтовые условия 18
1.3.2. Электрохимическая поляризация метала трубопровода 20
1.3.3. Качество строительства и балластировки 21
1.4. Обоснование необходимости переизоляции газопроводов с ленточным покрытием трассового нанесения 21
1.4.1. Состояние металла труб в сквозных повреждениях ленточного покрытия 21
1.4.2. Сдвиг и отслаивание покрытия и связанные с ними повреждения металла 25
1.5. Анализ опыта длительной эксплуатации МГ с битумным изоляционным покрытием 29
1.5.1. Анализ повреждений битумных покрытий, приводящих к аварийным разрушениям газопроводов 29
1.5.2. Изменение свойств материала битумных покрытий при длительной эксплуатации 33
1.6. Обзор и классификация методов оценки состояния и мониторинга покрытий газопроводов 39
1.6.1. Стандартные методы оценки свойств материалов защитных покрытий на образцах 40
1.6.2. Методы оценки качества покрытий после их нанесения на трубы 42
1.6.3. Методы оценки состояния покрытий при эксплуатации газопроводов 43
2. Разработка методики комплексного ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции 49
2.1. Разработка алгоритма комплексной оценки состояния протяженных участков для назначения к переизоляции 49
2.2. Разработка критериев выбора протяженных участков для переизоляции на основе анализа данных внутритрубной дефектоскопии 54
2.3. Разработка критериев выбора протяженных участков для переизоляции на основе комплексной оценки его коррозионного состояния 59
2.4. Разработка автоматизированной системы обработки данных по ранжированию протяженных участков газопроводов для переизоляции 70
2.4.1. Автоматизированная обработка данных внутритрубной дефектоскопии 74
2.4.2. Оценка состояния антикоррозионной защиты газопроводов на основе данных интенсивных электроизмерений 78
2.4.3. Определение технического состояния на основе данных по потенциально-опасным участкам 85
3. Разработка методов оценки состояния и мониторинга покрытий на протяженных участках газопроводов при эксплуатации 96
3.1. Разработка критериев селекции сквозных дефектов покрытий с учетом влияния грунтовых условий 96
3.2. Опробование метода мониторинга влагопоглощения битумного покрытия на газопроводе с помощью стационарных резистивных датчиков 102
3.3. Разработка стационарной системы мониторингового контроля водонасыщения покрытий протяженных участков газопроводов 110
3.4. Совершенствование метода контроля переходного сопротивления покрытия на протяженных участках газопроводов 117
3.4.1. Сущность усовершенствованного метода определения переходного сопротивления изоляции 117
3.4.2. Пример расчета переходного сопротивления покрытия на основе результатов контрольных периодических измерений 123
3.4.3. Определение переходного сопротивления покрытия на основе результатов интенсивных электроизмерений 125
3.4.4. Расчет динамики снижения переходного сопротивления покрытия на основе периодических измерений потенциала 127
3.4.5. Автоматизация расчета постоянной распространения тока с помощью табличного редактора Microsoft Excel 130
4. Разработка методов испытания битумных покрытий в условиях их водонасыщения 135
4.1. Исследования развития коррозионных повреждений в условиях водонасыщения битумных покрытий 135
4.1.1. Исследование кинетики влагопоглощения битумным покрытием на подложке 135
4.1.2. Исследование связи водонасыщения битумных покрытий с развитием коррозионных процессов 137
4.2. Электрическая модель замещения битумного покрытия при его водонасыщении 149
4.3. Определение резистивных свойств битумных покрытий после их экспозиции в водных средах 160
4.4. Исследование емкостных свойств образцов битумных покрытий 163
4.5. Разработка метода оценки влагопоглощения с использованием оригинальных датчиков влажности 168
Заключение 172
Список использованных источников 174
Приложение
- Виды защитных покрытий трассового нанесения, применяемых при строительстве газопроводов в 1960-80 гг
- Разработка критериев выбора протяженных участков для переизоляции на основе анализа данных внутритрубной дефектоскопии
- Опробование метода мониторинга влагопоглощения битумного покрытия на газопроводе с помощью стационарных резистивных датчиков
- Электрическая модель замещения битумного покрытия при его водонасыщении
Введение к работе
Актуальность темы. Обеспечение надежной и безопасной работы газопроводов и предотвращение их разрушения по причине коррозии достигается за счет реализации комплекса противокоррозионных мероприятий, важнейшим из которых является защита от коррозионно-активной среды при помощи гидроизоляционных покрытий [8, 28, 142, 151].
На основе анализа опыта длительной эксплуатации подземных газопроводов можно констатировать, что полимерная ленточная изоляция к настоящему времени выработала свой ресурс, что приводит к массовому развитию коррозионных повреждений [30, 31, 68-70].
В настоящее время интенсивными темпами ведется масштабный ремонт протяженных участков, изолированных ленточными покрытиями, путем их замены покрытиями на основе битума. Вполне очевидно, что конструкция и материал новых покрытий являются более совершенными, чем традиционные ранее применяемые битумно-резиновые покрытия, армированные стеклохолстом [3, 42].
Вместе с тем, любой, даже самый современный, полимерный материал изоляции под влиянием специфических условий нахождения в грунтовой среде стареет и изменяет свои защитные свойства [61, 87, 146]. В связи с этим, большое значение имеет изучение основных закономерностей изменения защитной способности покрытий, эксплуатирующихся в условиях электрохимических воздействий [47, 86].
Применяемые в настоящее время параметры и, соответственно, стандартные методы, которыми оценивают защитные свойства изоляции, не позволяют изучать процессы, растянутые во времени, и тем самым прогнозировать ресурс защитной способности покрытий, то есть его долговечность [81, 103].
Для битумного покрытия, в большей степени, чем для других типов полимерных покрытий, например, для полиэтиленовых лент или полиэтиленовой изоляции заводского нанесения, свойственны более интенсивные процессы диффузии воды через материал покрытия. В связи с этим, необходимо разработать комплекс методов ускоренных имитационных испытаний битумных покрытий, адаптированный к указанным воздействиям, и позволяющий получить не только лабораторные оценки, но и исследовать процессы в реальных условиях эксплуатации газопроводов.
Определяя защитную способность покрытия в определенных эксплуатационных условиях и, оценив воздействующие эксплуатационные факторы, можно прогнозировать граничные параметры ресурса гидроизоляционных свойств покрытий. На этой основе за-
благовременно планировать необходимые капитальные ремонты покрытий, что поможет своевременно предотвратить развитие коррозионных поражений и возможные аварии.
Вместе с тем, процесс выбора и обоснования участков, требующих замены и капитального ремонта ленточной полимерной изоляции до настоящего времени, не был систематизирован, в связи с чем, ремонты покрытия выполнялись на основании какой -либо одной профильной информации, например данных электрометрических обследований. Однако, данный метод неинформативен для выделения участков повреждения покрытий, с которыми связано массовое проявление «подпленочной» коррозии, определяющей значительные объемы работ по ремонту и замене труб.
Поэтому, при выборе участков газопроводов для замены покрытий следует учитывать не только обособленное состояние покрытий, но также фактическую поврежденность металла труб и коррозионную активность грунта для комплексного прогнозирования технического состояния газопроводов с целью проведения ремонта на наихудших участках.
Цель работы: Разработка методов переизоляции, мониторинга и прогнозирования защитных свойств покрытий протяженных участков газопроводов для продления их ресурса и сохранения их гидроизоляционных свойств при длительных сроках эксплуатации.
Задачи исследования:
Обобщить и проанализировать факторы, вызывающие ухудшение защитных свойств покрытий газопроводов, дать оценку существующим методам контроля покрытий на протяженных участках эксплуатируемых газопроводов;
Разработать критерии выбора протяженных участков для переизоляции;
Разработать алгоритм комплексной оценки состояния протяженных участков для назначения к переизоляции;
Разработать методику оценки и ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции с его адаптацией к автоматизированной системе обработки данных;
Разработать методы интегральной оценки и непрерывного мониторинга динамики изменения гидроизоляционной способности покрытий для реальных условий эксплуатации газопроводов с учетом изменения емкостно-резистивных свойств покрытий за счет влагонасыщения;
Отработать комплекс лабораторных методов ускоренных имитационных испытаний битумных покрытий, позволяющий выявлять механизм и уровень ухудшения защитной способности покрытий;
7) Дать оценку экономической эффективности разработанным методам переизоляции и интегральной оценки защитной способности гидроизоляционных покрытий на потенциально-опасных в отношении коррозии и КРН участках газопроводов.
Научная новизна:
1) Обоснована возможность использования для выбора участков газопроводов для
переизоляции интегрального коэффициента приоритетности, рассчитываемого суммиро
ванием индексов по формуле
*У = / А*л> "пи> "зхі-> *гр> *-втп-> *к) 1, - Рщ,
^ , где л - индекс аварийности, д" - плотность
Р т
дефектов изоляции, эхз - плотность участков неполной защиты по ЭХЗ, ^ - индекс кор-
розионной активности грунта, вгд - индекс фактической поврежденности по ВТД, лк -темп развития повреждений.
2) Введен и подтвержден опытным опробованием на трассе газопровода критерий
селекции сквозных повреждений покрытия по вероятности процессов коррозии, опреде
ляемый из неравенства —->s-t где UB, UH - градиенты электрических потенциалов,
ин Рв .Рв> Рн " удельные электрические сопротивления грунта, измеренные при высоком и низком уровнях грунтовых вод, соответственно.
3) Экспериментально методом поляризационного сопротивления установлено, что
защитные свойства покрытий газопроводов в их взаимосвязи с водонасыщением могут
быть охарактеризованы на основе параметра темпа поляризации трубной стали, которая
описывается линейной регрессионной моделью вида
Un = -((5001п(рЯ) -3800)ln(FT) -12001п(/>Я) +16000) lg(/) + + ((3001пО#) - 2400) \n(W) -ПООЩрН) +11000)
где Un - напряжение поляризации, В; / - ток поляризации, A, W - водонасыщение,
%, рН- водородный показатель.
4) Экспериментально установлено, что с ростом степени увлажнения битумного по
крытия возрастает размах изменения емкости Св(со), обратно пропорциональный частоте
подаваемого тока, что описывается следующим уравнением, позволяющим выявлять и
ранжировать фронтальное увлажнение изоляции газопроводов:
Cr=Ch +(445-65-/*) — ,
в н + (1650-130-Л)
где Св - ёмкость образца покрытия при подаче тока определённой частоты, пФ; Сн
- начальная ёмкость, пФ; -частота подаваемого тока, Гц; h - толщина битума.
5) Металлографическими наблюдениями установлена пороговая величина водона-сыщения битумного покрытия газопроводов 30%, характеризующая начало развития неоднородных коррозионных процессов в феррито - перлитной структуре трубных сталей, а зависимость площади коррозионных повреждений под битумным покрытием от его водо-насыщения с достоверностью аппроксимации R2= 0,94 характеризуется линейной моделью вида S = 89 W-18,4, где SK - площадь коррозионных повреждений, W - водонасыще-ние, %.
Защищаемые положения:
методика оценки технического состояния и ранжирования протяженных участков газопроводов для переизоляции;
алгоритм комплексной оценки состояния протяженных участков и расчета интегрального индекса приоритетности для назначения к переизоляции;
критерии выбора протяженных участков для переизоляции
новые и усовершенствованные методы мониторинга и интегральной оценки состояния изоляционных покрытий;
методы испытаний битумных покрытий при их водонасыщении.
Практическая ценность работы заключается в разработке стандартов организации «Газпром трансгаз Ухта» MP - 1908 - 04 «Методические рекомендации по назначению участков газопроводов к переизоляции», на ее основе - системы автоматизированной обработки материалов по техническому состоянию газопроводов и СТП 60.30.21-00159025-21-003-2009 «Методика по определению состояния изоляции протяженных участков газопроводов методом интегральной оценки для назначения под переизоляцию».
Разработанные стандарты внедрены при проведении переизоляции МГ Пунга-Ухта-Грязовец, Ухта-Торжок, Пунга-Вуктыл-Ухта общества «Газпром трансгаз Ухта». В результате установлены протяженные участки трубопроводов, требующие проведения комплексного ремонта, включая отбраковку и замену поврежденных труб и проведение механизированного ремонта покрытий.
По результатам промышленного внедрения работ по переизоляции газопроводов общества «Севергазпром» в 2003-2004 гг. получен экономический эффект порядка 100 млн. руб., обусловленный снижением материальных затрат на восстановление кор-розионно поврежденных участков газопроводов за счет применения технологии переизоляции, не требующей массовой замены поврежденных участков труб новыми трубами.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:
- Международной конференции-семинаре им. Д.Г. Успенского, г. Ухта, 2-7 февр.
1998 г;
- Третьей международной конференции «Безопасность трубопроводов», г. Москва,
1999 г.;
Международной научно-практической конференции «Информация и реклама», г. Москва, 1999 г.;
Международных деловых встречах «Диагностика...», (10-я, Кипр, 2000 г., 11-я Тунис, 2001 г., 12-я, Турция, 2002 г., 14-я, Египет, 2004 г.);
- Третьей международной конференции «Диагностика трубопроводов», г. Москва,
2001 г.;
Третьей международной конференции «Водородная обработка материалов», г. Донецк, 2001 г.;
Третьей международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири», ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.
Международной конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (GTS-2009), г. Москва, 27-28 октября 2009 г.;
Международной конференции «Актуальные вопросы противокоррозионной защиты» (РАСР-2009), г. Москва, 14-15 октября 2009 г.;
- Конференциях ВНИИГАЗ и его филиала Севернипигаз, Ухтинского государствен
ного технического университета, семинарах и деловых встречах Газпром и его дочерних
обществ за период 1995-2008 г.г.
Полученные в ходе исследований результаты использованы при выполнении научно-исследовательской работы в 2003-2008 гг. на тему «Разработка и внедрение новых методов натурных исследований и коррозионного прогнозирования на подземных трубопроводах ООО «Севергазпром».
Публикации: по теме диссертации опубликовано 16 работ, из них 12 - в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.
Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, содержит 186 страниц текста, 85 рисунков, 21 таблицу и список литературы из 170 наименований.
Виды защитных покрытий трассового нанесения, применяемых при строительстве газопроводов в 1960-80 гг
Магистральные газопроводы большого диаметра 1020-1420 мм, построенные в 1970-80 гг. и эксплуатируемые ОАО «Газпром», изолированы от коррозии преимущественно битумно-мастичным покрытием и полимерными лентами различных производителей, наносимыми при строительстве в трассовых условиях. В частности, типы антикоррозионных покрытий газопроводов ООО «Газпром трансгаз Ухта» общей протяженностью более 10 тыс. км распределяются ориентировочно в следующем соотношении: битумная изоляция - 25, различные виды полимерных лент - 70, полиэтиленовое покрытие заводского нанесения - 5%.
Конструкция ленточного покрытия трассового нанесения состоит из следующих слоев: адгезионной грунтовки, полимерной изоляционной ленты, защитной полимерной обертки. Изоляционная лента предназначалась для обеспечения адгезии покрытия к стали, стойкости к катодному отслаиванию, выполнения функции защитного барьера, препятствующего проникновению к поверхности труб воды, почвенного электролита, кислорода, т.е. коррозионно-активных агентов. Защитная обертка предназначалась для повышения механической, ударной прочности покрытия. Ее цель - обеспечить предохранение ленточного покрытия от повреждений при укладке трубопровода в траншею и засыпке его грунтом, а также при усадке грунта и технологических подвижках трубопровода.
Массовое применение ленточных покрытий в нашей стране началось в 70-х годах. В 1975 г. было использовано 26 тыс. тонн импортной ленты и 6,3 тыс. тонн отечественной (лента ПИЛ на основе поливинилхлоридного пластиката). В 1970-х годов около 12 тыс. км трубопроводов было изолировано полимерными пленками без оберток, так как нормативная документация не запрещала укладывать трубопроводы с такой изоляцией. Полимерные ленты в основном закупались за рубежом, фирмы США, Европы и Японии поставляли в СССР изоляционную продукцию: «Поликен», «Нитто», «Фурукава», «Денсо», «Плай-кофлекс», «Альтене» и др. (таблица 1.1).
Нанесение защитных полимерных ленточных покрытий в трассовых условиях осуществлялось после сварки труб и контроля монтажных сварных швов [31]. Трассовая технология нанесения ленточных покрытий является достаточно простой и технологичной, однако на каждом этапе ее применения, особенно в сложных природно-климатических условиях Крайнего Севера, воздействуют факторы, снижающие качество нанесения и, соответственно, при последующей эксплуатации - защитные свойства изоляции. Самый важный из них - соблюдение температурных режимов нанесения изоляции.
По технологии трассового нанесения полимерных лент для обеспечения требуемого качества изоляции труб их поверхность необходимо было высушить и подогреть. Для этих целей использовали сушильные установки, которые состояли из двух печей, последовательно установленных на приподнятый кранами-трубоукладчиками над траншеей трубопровод. Сушильные установки должны были обеспечить сушку и нагрев поверхности трубопровода до 60С в зимних условиях при температуре окружающего воздуха не ниже минус 40С, однако при поточном строительстве это условие было трудно выполнимо.
Также при температуре окружающего воздуха ниже минус 10С рулоны ленты перед нанесением необходимо было выдерживать не менее 48 ч в теплом помещении. Очищенную поверхность трубопровода покрывали слоем грунтовки, температура которой при нанесении должна составлять 10-30 С. В зимнее время для поддержания указанной температуры, в технологии было предусмотрено применение беспламенного подогрева грунтовки. Полимерные липкие ленты требовалась наносить на поверхность трубопровода сразу после нанесения грунтовки, не допуская ее остывания. Данные требования технологии также трудновыполнимы в сложных погодных условиях - низкой температуре воздуха, при ветре, осадках.
Совершенно очевидно, что для получения изоляционного покрытия хорошего качества весьма важно было подготовить поверхность труб. Речь идет не только об очистке металла, но и о создании нужного микрорельефа, активной поверхности, обеспечивающей хорошее сцепление с покрытием и надежную работу изоляции в условиях катодной поляризации. Однако это требование весьма медленно внедрялось в отечественную практику. Нормы по очистке поверхности труб на трассе претерпевали периоды усиления и ослабления требований. В 1968 г. тщательная очистка труб (до металлического блеска) и снятие плотной окалины были признаны необязательными, что и стало нормой очистки поверхности. Снижение требований было связано, по-видимому, со следующими обстоятельствами. Очистные машины того времени могли обеспечить более, или менее хорошую очистку только за два прохода, что существенно ухудшало технико-экономические показатели строительства.
На протяжении многих десятилетий одним из основных типов наружного защитного покрытия отечественных трубопроводов являлось также битумно-мастичное покрытие. На основе битумных материалов для противокоррозионной изоляции трубопроводов применяли битумные химически стойкие грунтовки и мастики на летучих растворителях. Конструкция битумно-мастичного покрытия состояла из слоя битумной или битумно-полимерной грунтовки (раствор битума в бензине), двух или трех слоев битумной мастики, между которыми находится армирующий материал (стеклохолст или сетка) и наружного слоя из защитной обертки. В качестве защитной обертки ранее использовались оберточные материалы на битумно-каучуковой основе типа «бризол», «гидроизол» или крафт-бумага. Общая толщина битумно-мастичного покрытия усиленного типа составляла не менее 6,0 мм, а для покрытия трассового нанесения нормального типа - не менее 4,0 мм.
Для грунтования поверхности металла труб применяли битумно-полимерные грунтовки заводского изготовления, использующиеся при нанесении на трубопроводы полимерных липких лент, а также битумные грунтовки, приготовляемые на месте производства изоляционных работ. Битумные грунтовки изготовлялись из битума, растворенного в бензине в соотношении 1:3 по объему или 1:2 по массе.
Разработка критериев выбора протяженных участков для переизоляции на основе анализа данных внутритрубной дефектоскопии
Вывод участка МГ для переизоляции по критерию «интегральный показатель коррозионной (стресс - коррозионной) дефектности труб» производят на основе статистической обработки данных ВТД с учетом количества труб с коррозионными и стресс - коррозионными дефектами и относительной глубины выявленных дефектов. Для статистической обработки используют данные ВТД, которые были проведены на участках МГ, начиная с 2000 года. К коррозионным относят дефекты, обозначенные в отчете ВТД как «коррозия», «каверна», «продольная канавка» и «поперечная канавка». К стресс - коррозионным относят дефекты, обозначенные в дефектной ведомости как «продольная трещина» и «зона продольных трещин».
Статистическую оценку коррозионной поврежденности рассматриваемого участка МГ проводят, если при ВТД выявлено не менее 20 труб, содержащих коррозионные (стресс- коррозионные) дефекты.
Для рассматриваемого участка МГ по данным отчета ВТД подсчитывают количество труб с коррозионными (стресс - коррозионными) дефектами деф, а также общее количе N ство диагностированных труб тр. В этот же перечень включают данные о дефектах коррозии и КРН, устраненных в процессе ремонтов в течение всего срока эксплуатации газопровода.
Выборку труб с выявленными коррозионными дефектами распределяют на четыре группы в зависимости от глубины дефектов д - относительная глубина дефекта; d - глубина дефекта, мм; д- толщина стенки трубы, мм.
Выборку труб с выявленными стресс - коррозионными дефектами распределяют на три группы в зависимости от глубины дефектов: 1 - дефектами.
В пределах каждой группы рассчитывают плотность дефектных труб соответственно для труб с коррозионными и стресс - коррозионными дефектами по формуле где l=i.w - порядковый номер группы; деф( - плотность дефектных труб в І-ТОЙ группе; дефК l/- количество дефектных труб в /-той группе; тр- общее количество диагностированных труб на рассматриваемом участке МГ.
Трубу, содержащую стресс-коррозионные и коррозионные дефекты, относят к группе дефектных труб со стресс-коррозионными дефектами. Трубу, содержащую несколько коррозионных (стресс-коррозионных) дефектов разной относительной глубины, относят к группе дефектных труб по наиболее глубокому дефекту.
Для рассматриваемого участка МГ определяют параметр коррозионной (стресс-коррозионной) дефектности труб по формулам - для труб с коррозионными дефектами - для труб со стресс-коррозионными дефектами депараметр коррозионной "дефектности" труб в і-группе; - параметр стресс-коррозионной "дефектности" труб в і-группе; p- «t (0 - плотность труб с коррозионными дефектами в і-той группе; СКйеФ(о - плотность труб со стресс-коррозионными дефектами в і-той группе; к , с - коэффициенты коррекции, вводимые для учета значимости (степени опасности) соответственно коррозионных и стресс-коррозионных дефектов В І-ТОЙ группе.
Рекомендуемые значения коэффициентов коррекции к , сі для каждой группы дефектных труб определяют по таблице 2.2.
При наличии на рассматриваемом участке МГ труб, содержащих только коррозионные дефекты, для принятия решения о выводе участка МГ в переизоляцию используют интегральный показатель коррозионной дефектности труб кор. При наличии на рассмат риваемом участке МГ труб, содержащих коррозионные и стресс-коррозионные дефекты, рассчитывают обобщенный показатель дефектности труб по формуле где - обобщенный показатель дефектности труб на участке МГ. В этом случае для принятия решения о выводе участка МГ в переизоляцию используют обобщенный показатель дефектности труб .
Для рассматриваемого участка МГ сопоставляют расчетный показатель дефектности труб "р или с пороговым значением показателя дефектности труб пор. Решение о выводе участка МГ в переизоляцию принимают при выполнении условия
Рекомендуемые пороговые значения показателя дефектности труб равняются: поР= зо - для участка МГ с относительной плотностью труб со стресс з коррозионными дефектами 1 0,01; "ор= 45 - для участка МГ с относительной плотностью труб со стресс-коррозионными дефектами 0,01; поР= 50 -для участка МГ, содержащих только коррозионные дефекты. Трассу обследованного ВТД газопровода разбивают на короткие участки длиной по 3-6 км, для каждого из которых рассчитывают показатель дефектности труб hop ( ) и сопоставляют его с пороговым значением показателя дефектности труб тр в соответствии с 2.7.
При выполнении условия (2.7) принимают решение о назначении короткого участка в переизоляцию. При этом возможны следующие ситуации. Два или более смежных участка удовлетворяют условию (2.7). В этом случае принимают решение о назначении в переизоляцию участка, объединяющего смежные короткие участки. Два участка удовлетворяют условию (2.7), но между ними находится участок длиной 3-6 км, для которого условие (2.7) не выполняется. В этом случае принимают решение о назначении в переизоляцию участка, объединяющего три коротких участков.
Длина участков, на которые разбивается протяженный участок МГ, может превышать рекомендуемое значение 3-6 км, если ее выбор произведен с учетом неравномерности распределения дефектных труб по трассе газопровода.
Опробование метода мониторинга влагопоглощения битумного покрытия на газопроводе с помощью стационарных резистивных датчиков
Для правильного распределения участков недозащиты по длине газопровода необходимо привязать их координаты к сетке координат ВТД. Поэтому далее появится сообщение «Скорректировать координату?». (В случае отсутствия необходимости корректировки нажать кнопку «Нет») (рисунок 2.11, а).
При нажатии кнопки «Да» отобразится следующая форма (рисунок 2.11, б), где в поле ввода набирается длина участка корректировки (км), затем переключателями «Плюс» / «Минус» выставляется направление корректировки. Нажатие кнопки «Вычислить» приведёт к пересчёту и привязке координат к координатам ВТД. (При случайном неправильном нажатии кнопки «Да» можно пропустить корректировку, нажав кнопку «Пропустить»).
Далее появится сообщение «Продолжить вставку данных?». В случае, если вставлять их дальше не надо, нажимают «Нет». Нажатие кнопки «Да» снова вызовет диалоговое окно выбора файла. Выбирается следующий файл. При дальнейшем выборе вставки в открытой таблице внешнего файла появляется форма «Выбор диапазона». Начиная с этой, во всех последующих таблицах выбирается только область данных без заголовка и шапки таблицы. Для этого указатель мыши устанавливается в крайнюю левую ячейку данных и, удерживая левую кнопку, выбирается та область данных, которую надо вставить (рисунок 2.12).
При случайном выборе неверного файла можно пропустить выбор диапазона, нажав кнопку «Пропустить». После этого нажимается кнопка «Вставить» и данные автоматически пристыковываются вниз уже созданной ранее общей таблицы. При неправильном выборе диапазона повторяется пункт с начала со вставки файла. После этого по описанному выше способу производится корректировка координаты и так далее до вставки последней таблицы. Начальная координата последующей таблицы должна превышать конечную координату предыдущей таблицы. При этом во избежание случайного нажатия ненужные элементы управления на форме блокируются. Программа произведёт окончательное формирование таблицы, о чём предупредит сообщением «Таблица сформирована», и выйдет в пользовательский интерфейс.
Например, вставим данные по участкам недозащиты, выявленные по результатам измерений 2001 г. 0...25 км. Первую таблицу с данными (с первым интервалом) программа вставит автоматически, и они появятся на листе «Length», затем открывается окно «Скорректировать координату?». В рассматриваемом случае координата начала интервала проведения электроизмерений не совпадает с координатой камеры приема-запуска ВТД, следовательно, выбираем кнопку «Да». При этом на листе появляется окно «Длина участка корректировки» (рисунок 2.13). Для рассматриваемого участка МГ координата начала интенсивных измерений - 0 км (линейный кран), а камеры «приема-запуска» ВТД -2,0 км. Выбираем длину 2,0 км и направление корректировки «минус», так как начало участка электрометрии имеет меньшую координату, чем камера (см. рисунок 2.10).
Программа автоматически изменит координату, затем появится окно с предложением о дальнейшем вводе данных. Координата точек изменена на минус 2 км. Выбирают «Да» для вставки данных результатов электроизмерений 2003 г., при этом появляется окно выбора файла. После выбора файла нажимают «Открыть», появляется таблица участков недозащиты. На ней с помощью мыши выбираем диапазон вставляемых данных без шапки таблицы. Эти данные будут соотнесены с данными по участкам недозащиты в интервале 0...25 км.
При нажатии на кнопку «Вставить» программа вставляет отмеченные данные в лист «Length», далее появляется окно с предложением о корректировке координаты. При правильном выполнении таблица на листе «Length» продолжится, при этом столбцы с данными будут располагаться друг под другом. Выбираем кнопку «Да» и корректируем координату. Расстояние от камеры приема-запуска до начала интервала участка электрометрии - 65 км. Направление корректировки «минус». В появившемся окне указываем данные корректировки. После корректировки в появившемся окне «Продолжить формирование таблицы?» следует выбрать «Нет», а в окне «Закончить формирование таблицы» следует выбрать «Да», так как кроме указанных данных других сведений о выполнении электрометрии на участке ВТД нет (см. рисунок 2.10).
Программа окончательно формирует таблицу к необходимому виду и информирует о завершении работы над ней сообщением «Таблица сформирована». После нажатия кнопки «ОК» программа переходит на лист «Interface». Для выполнения расчёта выбирают меню «Расчёт дефектов» / «2. Длины участков недозащиты / Начать вычисление».
Электрическая модель замещения битумного покрытия при его водонасыщении
Для выбора электрических методов испытаний битумных покрытий в грунтовых во-донасыщенных коррозионно-активных средах при наложении электрического тока катодной защиты требуется обоснование электрической модели битумного покрытия, основанной на замещении параметров электрических свойств битумных покрытий эквивалентными схемами электрических цепей, содержащих стандартные емкостные и резистивные элементы. Схема замещения должна имитировать электрические свойства следующих элементов: водонасыщенного грунта (электролит), битумного покрытия, металла трубы. Особенностью модели является необходимость комбинирования двух разнородных диэлектриков с металлическим проводником и учета нескольких границ раздела между ними. Также необходимо, чтобы испытания носили имитационный характер и характеризовали динамику изменения электрических характеристик битумного покрытия в процессе его искусственного старения в коррозионно-активных средах с увеличением объемных и поверхностных токов утечки за счет частичной деструкции полимера, образования микродефектов и увеличения водонасыщения.
Основными характеристиками битумного покрытия как диэлектрика является его электрическое сопротивление, электрическая прочность при испытании высоким напряжением, а также характеристики электропроводности, диэлектрических потерь и поляризационных явлений при взаимодействии битумного покрытия с водными электролитами [78, 108, 109]. Простейшая схема замещения диэлектрика состоит из параллельного и последовательного соединения емкости и сопротивления, хотя последняя не имеет простого физического смысла (рисунок 4.9).
Известно, что диэлектрические вещества - это вещества, в которых возможно накопление, сохранение и распространение электрической энергии, а резистивные вещества, в которых электрическая энергия расходуется, т.е. преобразуется в другой вид энергии, а именно в тепловую энергию. Абсолютной разницы между диэлектрическим и резистив-ным состояниями вещества нет, потому что в зависимости от условий одно и то же вещество может быть и диэлектриком и резистором. Основное условие, разграничивающее поведение вещества на резистивное и диэлектрическое, основано на понятии максвел-ловского времени диэлектрической релаксации: г = є0єр, где Єо - диэлектрическая постоянная, Єо = 8.85 10"12 Ф/м, є - диэлектрическая проницаемость материала, р - удельное электрическое сопротивление.
Если на материал действует импульсное напряжение с длительностью импульса t, то при t«r, вещество можно считать диэлектриком, а в случае обратного неравенства материал можно считать проводящим или резистивным. Для случая переменного напряжения следует сравнивать г и 1/со , где ы - частота переменного напряжения, т.е. если т » 1/ со - это диэлектрик, а при г « 1/ со - проводник.
Так как постоянная времени разряда емкости С через сопротивление R при отключенном источнике составляет RC=r = є0є, отсюда следует, что физический смысл времени релаксации состоит в разряде собственной емкости через собственное сопротивление.
Реальные материалы битумных покрытий не являются однородными диэлектриками с постоянством электроизоляционных свойств по поверхности и по сечению толщины покрытия. Как правило, они содержат композицию из разных диэлектриков и имеют одну или несколько границ раздела. В этом случае появляются новые особенности поведения диэлектрических битумных покрытий, в частности следует учитывать не только проводимость самих покрытий, но и границ раздела. Само по себе наличие границы не меняет проводимость конструкции битумного покрытия, однако, поверхность неизбежно содержит химически активные элементы. В частности, при контакте с грунтовой водой поверхность покрытия обогащается веществами в ней содержащимися. В воде содержатся растворенные соли и другие примеси, например, углекислый газ. Вода с углекислым газом реагирует в соответствии с реакцией: Н20 + СОг - Н2СО3 - Н+ + НСОз".
