Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор литературных источников 9
1.1 Роль электрохимической защиты в обеспечении безопасной эксплуатации трубопроводов 9
1.2 Определение технического состояния трубопровода и электрохимической защиты 10
1.2.1 Определение состояния изоляционных покрытий 11
1.2.2 Определение эффективности работы средств электрохимической защиты 16
1.2.3 Определение коррозионной активности грунтов 26
1.2.4 Определение степени коррозионных повреждений металла 28
1.2.5 Анализ и оформление результатов диагностирования трубопровода .31
1.3 Существующие методы оценки опасности подземных нефтегазопроводов
32
1.3.1 Классификация и категории магистральных трубопроводов 32
1.3.2 Существующая классификация по коррозионным факторам 36
1.3.3 Методы оценки технического состояния трубопроводов 39
Глава 2. Анализ состояния и условий прокладки действующего трубопровода44
2.1. Краткая методика проведения измерений 44
2.2 Исходные данные эксплуатирующей организации 47
2.2.1 Рабочие и эксплуатационные сведения по трубопроводу 47
2.2.2 Эксплуатационные сведения и статистические данные по состоянию электрохимической защиты трубопровода 53
2.2.3 Анализ результатов внутритрубной диагностики. Перечень коррозионно-опасных зон по результатам ВТД 61
2.2.4 Разбивка трассы трубопровода и корректировка привязок на обследуемом участке 62
2.3 Анализ коррозионной ситуации на обследуемом участке трубопровода.. 65
2.3.1 Измерение удельного электрического сопротивления грунта. Выводы о
коррозионной активности грунта по трассе 65
2.3.2. Определение влияния блуждающих токов 66
2.3.3 Измерение градиентов потенциала в грунте 67
2.3.4 Определение вредного влияния переменных токов 68
2.3.5 Выводы по общей коррозионной ситуации на обследуемом участке трубопровода 69
2.4 Оценка степени защищенности трубопровода от электрохимической .
коррозии 70
2.4.1 Распределение средних значений потенциала по трассе трубопровода при включенной и отключенной системе электрохимзащиты 70
2.4.2 Оценка влияния сопутствующих и пересекающих подземных коммуникаций и высоковольтных линий электропередач 70
2.4.3 Определение зон действия УКЗ 71
2.4.4 Выводы о степени защищенности обследуемого участка трубопровода по протяженности 72
2.5 Обследование технического состояния системы электрохимической защиты 72
2.5.1 Результаты обследования технического состояния СКЗ 72
2.5.2 Выводы о техническом состоянии УКЗ 75
2.5.3 Определение остаточного срока эксплуатации анодных заземлений.. 76
2.5.4 Результаты обследования технического состояния УДЗ 77
2.5.5 Результаты обследования технического состояния контрольно-измерительных пунктов 78
2.5.6 Обследование технического состояния переходов трубопровода через автомобильные и железные дороги 79
2.6 Обследование состояния изоляционного покрытия трубопровода 80
2.6.1 Результаты поиска повреждений изоляции 80
2.6.2 Результаты обследования состояния изоляции в шурфах 80
2.6.3 Электрические характеристики трубопровода и изоляционного покрытия 82
2.6.4 Определение остаточного срока эксплуатации защитного покрытия 83
2.6.5 Выводы о состоянии изоляционного покрытия трубопровода 83
2.7 Полный анализ коррозионной ситуации на участках трубопровода 84
2.8 Рекомендации 85
Глава 3. Статистический анализ результатов электрометрического обследования состояния подземного трубопровода 87
3.1 Сравнительный анализ результатов обследования изоляционного покрытия при помощи приборов MoData и УКИ-1М 87
3.2 Корреляционный и регрессионный анализ данных 96
3.2.1 Построение «коробчатой диаграммы» 96
3.2.2 Построение зависимости поляризационного потенциала от суммарного 97
Глава 4. Ранжирование потенциальной опасности локальных участков трубопроводов с помощью бальной системы 99
4.1 Оценка потенциальной опасности локальных участков трубопровода по основным коррозионным факторам 100
4Л. 1 Оценка потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики 101
4.1.1.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики 101
4.1.1.2 Оценка потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики на действующем трубопроводе 105
4.1.2 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов 107
4.1.2.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов 107
4.1.2.2 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования коррозионной активности грунтов на действующем трубопроводе 110
4.1.3 Оценка потенциальной опасности по результатам обследования состояния изоляции 112
4.1.3.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам поиска повреждений изоляции 112
4.1.3.2 Оценка потенциальной опасности по результатам поиска повреждений изоляции на действующем трубопроводе 113
4.1.4 Зависимость потенциальной опасности от степени защищенности локального участка катодной поляризацией 115
4.1.4.1 Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по степени защищенности катодной поляризацией 115
4.1.4.2 Оценка потенциальной опасности по степени защищенности катодной поляризацией действующего трубопровода 116
4.1.5 Зависимость потенциальной опасности от влияния блуждающих токов 118
4.1.5.1 Вывод зависимости для зависимости потенциальной опасности от влияния блуждающих токов 118
4.1.5.2 Оценка потенциальной опасности действия блуждающих токов на действующем трубопроводе 121
4.2 Ранжирование локальных участков трубопровода по степени потенциальной опасности 123
4.2.1 Оценка общей потенциальной опасности локальных участков трубопровода 123
4.2.2 Оценка общей потенциальной опасности локальных участков действующего трубопровода 124
Заключение 128
Список литературных источников
- Определение технического состояния трубопровода и электрохимической защиты
- Эксплуатационные сведения и статистические данные по состоянию электрохимической защиты трубопровода
- Корреляционный и регрессионный анализ данных
- Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики
Введение к работе
Требования федерального закона №116-ФЗ от 21.07.1997 г. «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» распространяются на подземные сооружения нефтегазового комплекса, к которым относятся магистральные, технологические и внутриплощадочные трубопроводы [1,2].
Подземные трубопроводы — одно из самых распространенных и наиболее ответственных в наши дни средств сбора, доставки и распределения углеводородов. В условиях развития отрасли и возрастающих объемов добычи нефти и газа они обеспечивают достаточную производительность. Однако в настоящее время многие трубопроводы имеют значительный срок эксплуатации. Более 20 лет работают 25% магистральных трубопроводов, 38% эксплуатируемых трубопроводов — 10-20 лет, 5% перешагнули нормативный рубеж [3].
За последние годы число аварий на магистральных и технологических трубопроводах увеличилось вдвое. Поэтому приходится все более критически оценивать воздействие нефтегазовой отрасли на промышленную безопасность и уделять все большее внимание состоянию как самих сооружений, так и состоянию их пассивной и активной защиты [5].
Статистика показывает (приложение №1), что причиной каждой третьей аварии на проложенном в грунте трубопроводе является электрохимическая коррозия, степень влияния критериев которой недостаточно учитывается при оценке потенциальной опасности сооружения [6].
Существующая в области промышленной безопасности классификация трубопроводов сводится к определению класса и категории опасности объекта, зависящих от таких показателей как тип транспортируемого вещества, диаметр и рабочее давление, удаленность от ближайшего населенного пункта, а также условия прокладки [106].
Для повышения безопасности эксплуатации объектов нефтегазовой отрасли необходимо на основании диагностики и своевременного выявления опасных дефектов повысить эффективность планирования ремонтных работ и устранения участков трубопроводов, где возможны аварии с тяжелыми последствиями [7]. & Несмотря на большой объем публикаций по проблеме повышения безопасной эксплуатации трубопроводов, некоторые вопросы требуют проработки. Среди них можно выделить следующие: оценка технического состояния трубопровода, условий прокладки и степени его защищенности; статистический анализ данных электрометрических обследований; влияние отдельных коррозионных факторов на общую потенциальную опасность объекта.
В связи с вышеизложенным целью работы является разработка комплексного подхода к оценке безопасности эксплуатации нефтегазопроводов на основе критериев, учитывающих их состояние в условиях подземной прокладки [101].
Реализация цели диссертационной работы осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:
Анализ условий прокладки и технического состояния трубопровода, выявление основных факторов, снижающих безопасность его эксплуатации [99];
Выявление новых моделей оценки состояния трубопровода и степени его катодной поляризации на основании статистического анализа полученных в ходе электрометрических обследований данных [104];
Оценка степени влияния основных коррозионных факторов на общую потенциальную опасность эксплуатируемого сооружения [103]. Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.
РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ПОДХОДА К ОЦЕНКЕ БЕЗОПАСНОСТИ
ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ КРИТЕРИЕВ,
УЧИТЫВАЮЩИХ ИХ СОСТОЯНИЕ В УСЛОВИЯХ ПОДЗЕТПОЙ КОРРОЗИИ
АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА И УСЛОВИИ ЕГО ЗАЛЕГАНИЯ
Я и о
ВЫЯВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ,
СНИЖАЮЩИХ БЕЗОПАСНОСТЬ
ЭКСПЛУАТАЦИИ я н о о я S S Я"
Я н о о no CQ я Я"Ч я Э й Р
СТАТИСТИЧЕСКИЙ
АНАЛИЗ ДАННЫХ,
ПОЛУЧЕННЫХ ПРИ
КОМПЛЕКСНОМ
ОБСЛЕДОВАНИИ
ВЫЯВЛЕНИЕ НОВЫХ МОДЕЛЕЙ ОЦЕНКИ
СОСТОЯНИЯ
ТРУБОПРОВОДА И
СТЕПЕНИ ЕГО КАТОДНОЙ
ПОЛЯРИЗАЦИИ
ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ВЛИЯНИЯ ВЫЯВЛЕННЫХ ФАКТОРОВ НА ПОТЕНЦИАЛЬНУЮ ОПАСНОСТЬ ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО СООРУЖЕНИЯ
ВЫЯВЛЕНИЕ УЧАСТКОВ ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО ТРУБОПРОВОДА, ПРЕДСТАВЛЯЮЩИХ НАИБОЛЬШУЮ УГРОЗУ ПРОМЫШЛЕННОЙ
БЕЗОПАСНОСТИ
Рис. 1. Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач
Научная новизна "Д 1. Впервые получены линейные и нелинейные математические зависимости для оценки основных коррозионных факторов, снижающих безопасность эксплуатации подземных нефтегазопроводов.
2. Выявлено, что коэффициент корреляции между суммарным и поляризационным потенциалами трубопровода характеризует качество изоляционного покрытия, а аномальные точки, полученные при построении коробчатой диаграммы, совпадают с местами крупных и средних повреждений изоляции. Получена эмпирическая зависимость
Ф* поляризационного потенциала трубопровода от суммарного.
Практическая значимость и реализация результатов работы S Предложенная в работе балльная система ранжирования локальных участков эксплуатируемых трубопроводов используется в ОАО «Уралсибнефтепровод» при составлении календарных планов и регламентов на проведение первоочередного ремонта и устранение несоответствий в обеспечении катодной защиты. S Выявленные статистические модели для оценки состояния трубопровода и его защищенности используются в ООО НПВП «Электрохимзащита» при камеральной обработке результатов комплексных предремонтных Ф обследований.
Определение технического состояния трубопровода и электрохимической защиты
Изоляционные покрытия, применяемые на подземных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям [39]: — обладать высокими диэлектрическими свойствами; - быть сплошными и обладать хорошей прилипаемостью к металлу трубопровода; - быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими.
В зависимости от используемых материалов различают покрытия на основе битумных мастик, полимерных лент, эпоксидных полимеров, каменноугольных пеков и др. В зависимости от условий эксплуатации применяют изоляцию нормального и усиленного типа [73].
Критериями состояния изоляции являются сплошность, сквозные повреждения и значение переходного сопротивления [45].
Оценка состояния изоляционного покрытия в шурфе включает следующие параметры: - тип, материал изоляции, внешний вид покрытия (наличие, расположение, площадь сквозных повреждений), характер покрытия (бугристость, наличие трещин, толщина по периметру, наличие обертки); — адгезию; — величину переходного сопротивления.
Одновременно определяется удельное электрическое сопротивление грунта в месте расположения шурфа [46].
Величина переходного сопротивления определяется существующими расчетными методиками либо с помощью мегомметра, например, типа Ml 10ЇМ или другого типа с килоомной шкалой и напряжением 100 В.
Состояние изоляционного покрытия оценивается по фактическому переходному сопротивлению в сравнении с критическим (предельным) значением конечного переходного сопротивления труба-грунт. Если фактическое значение переходного сопротивления меньше критического, делается вывод о полной деградации изоляционного покрытия на данном участке трубопровода.
При определении изоляционного покрытия на участке трубопровода, как полностью деградировавшего или находящегося на пределе защитных свойств, в случае экономической целесообразности назначается корректировка режимов работы действующих установок ЭХЗ, а при недостаточности принимаемых мер — обустройство на трубопроводе дополнительных пассивных и активных средств ЭХЗ [77].
При экономической нецелесообразности дополнительных защитных мероприятий назначаются мероприятия по защите локальных зон и остаточный срок службы трубопровода рассчитывается с учетом прогнозируемого уменьшения толщины стенки труб в результате коррозии, исключая защитные свойства изоляции.
В наши дни существуют различные методики и множество средств неразрушающего контроля для обнаружения дефектов изоляционного покрытия действующих трубопроводов [76].
Одним из наиболее распространенных способов обследования изоляции является метод интенсивных измерений, который заключается в измерении продольного и поперечного градиента потенциала (рис. 1.1) [27].
Замеры производятся вдоль трассы трубопровода с шагом 5-10 м. По скачку градиента более 20 мВ судят о наличии повреждения изоляции.
Для осуществления метода интенсивных измерений широкое распространение получил прибор MoData, который совмещает замеры градиентов потенциала с одновременным измерением потенциала «труба-земля» при включенной и выключенной системе электрохимической защиты. В этом случае о наличии повреждений изоляции можно судить по локальным падениям потенциала вдоль трассы обследуемого трубопровода [98].
Этот метод, лежащий в основе интенсивных измерений, наряду с многочисленными преимуществами имеет ряд недостатков, одним из которых является дискретность [100]. Шаг измерения методом продольного градиента потенциала подразумевает высокую погрешность определения местонахождения дефекта изоляции с чисто позиционной точки зрения. Прерывность измерений позволяет определить участок нарушения сплошности изоляции, но не дает точной привязки дефекта по оси трубопровода. А также, что особенно важно при проведении обследований, не исключается вероятность пропуска мелких дефектов, которые представляют большую опасность в условиях электрохимического разрушения подземных сооружений по причине высокой концентрации стекающего с трубы тока, уносящего катионы металла.
Еще одним недостатком метода поперечного градиента потенциала является то, что для его осуществления требуются идеальные условия не только прокладки трассы трубопровода, но также и коридора, шириной не менее 5 м, а для большей достоверности полученных данных желателен разброс электродов 10-15 м. Причем этот разброс должен оставаться неизменным на протяжении всего периода обследования трассы, что труднодостижимо в условиях реального залегания трубопровода.
Исключить указанные выше недостатки и обеспечить непрерывность регистрации позволяет применение двухэлектродного метода интенсивных измерений с помощью комплекта аппаратуры УКИ-1М. В основе принципа его действия лежит та же регистрация продольного градиента потенциала. Показания снимаются посредством стальных, а не медно-сульфатных, электродов сравнения (рис. 1.2).
Эксплуатационные сведения и статистические данные по состоянию электрохимической защиты трубопровода
Обследование показало, что технический осмотр и профилактическое обслуживание катодных станций проводились регулярно, с фиксированием их состояния в журнале за подписью обслуживающих и проверяющих лиц. Все УКЗ имеют металлические ограждения, защищены от воздействия атмосферных осадков и доступа посторонних лиц.
Смещения потенциала при рабочих режимах в точках дренажа обследованных СКЗ находятся в пределах от 0,02 до 1,54 В. Технические характеристики и параметры работы СКЗ приведены в сводной табл. 2.24. Оценка состояния станций катодной защиты проводилась по критериям: \Уф 0,7WH Ом, где: W(j) - фактическая мощность СКЗ; WHOM - номинальная мощность; Оценка состояния анодных заземлений проводилась по критериям: Ra3 2 Ом, где: Яаз - Сопротивление растекания анодного заземления. 1ф 0,7 1скз/макс, 1ф - рабочий ток СКЗ; Іскз/макс — максимальный ток СКЗ. Срок службы анодных заземлений определен в зависимости от общего веса рабочих электродов и силы тока в цепи СКЗ по формуле: Т=к Qa г , (2-І) где Т— время в годах; Q — общий вес рабочих электродов, кг; Кн- коэффициент неравномерности растворения заземления, равный 1,3; q3 - электрохимический эквивалент материала, кг/А. Для графитового заземления принят за 0,6 кг/А; для стали - 9,8 кг/А; 13 — сила тока, стекающего с заземления, А. При расчете учитывались характеристики работы СКЗ на момент обследования. Техническое состояние и остаточный срок службы электродов приведен в табл. 2.26. Вес одного электрода ЭГТ-2500 по равен 18,65 кг. Вес стальных анодных заземлений принят из исходных данных, либо определен по справочнику.
При расчете не учтена возможность выхода из строя контактов ЭГТ и перемычек между секциями A3. Величина рабочего тока принята по полученным в ходе обследования данным.
Станции дренажной защиты на обследуемом участке установлены в местах пересечения ТП с электрифицированными железными дорогами, а также в местах их максимального приближения к трассе ТП. Недостаточно КИП на 1201, 1209, 1215, 1220-1221, 1228, 1235-1236, 1244-1245 км. Неисправные КИП обнаружены на 1212, 1241 км. Результаты измерения потенциалов на КИП приведены в приложении №5. Величины собственных потенциалов стационарных электродов сравнения по отношению к переносному электроду сравнения не превышают 2 mV.
По результатам обследования состояния изоляции ТП выявлено наличие дефектов в изоляционном покрытии, распределенных по трассе трубопровода. Обнаружено 9 мелких, 65 средних и 38 крупных повреждения. Результаты приведены в приложении №6.
Общее состояние изоляции удовлетворительное. Фактическое переходное сопротивление выше нормативного на всех участках ТП. Наибольшее количество повреждений изоляции обнаружено в местах установки технологических узлов (вантузы, задвижки), в местах проведения земляных работ (установка ПК, КИП), а также в старых шурфах и затопленных ямах.
Обнаруженные дефекты изоляции равномерно распределены вдоль трассы обследуемого ТП. Наибольшая плотность повреждений наблюдается в (\ местах присутствия в грунте крупного щебня.
1. Произвести выборочный ремонт изоляции по результатам обследования. Критериями для выбора участков первоочередного ремонта являются наличие дефектов изоляции (в первую очередь крупные и средние, а также их относительно высокая плотность), недостаточная катодная поляризация, высокая коррозионная активность грунта и наличие каверн более 15% стенки трубы. 2. Для обеспечения необходимой катодной поляризации и равномерного распределения защитного потенциала вдоль трассы ТП установить дополнительные УКЗ на 1206, 1242 км. Реконструкцию существующих УКЗ произвести в соответствии с табл. 2.25 п. 2.5.2 настоящей работы. После реконструкции произвести пусконаладочные работы. 3. Восстановить и пустить в работу СДЗ №2. 4. В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 п/п 6.1.10: Установить недостающие КИП и восстановить неисправные КИП на участках, указанных в п. 2.5.5; Установить КИП в местах пересечения ТП с мелкими реками и ручьями для выявления возможных утечек тока катодной поляризации. 5. Заменить глухие неразъемные перемычки с пересекаемыми коммуникациями на регулируемые через БДР. 6. Осуществить подключение защищаемых коммуникаций через БСЗ на всех УКЗ. 7. Откорректировать план трассы ТП с точной геодезической привязкой по километражу и пикетажу всех пересекающихся смежных, надземных и подземных коммуникаций. Произвести точную километровую разметку трассы ТП с соответствующими надписями для оперативного и удобного обслуживания, определенного требованиями ГОСТ и НД.
Корреляционный и регрессионный анализ данных
Подземные магистральные трубопроводы являются потенциально опасными для окружающей среды промышленными объектами, а основной причиной их отказа является разрушение вследствие коррозионного воздействия. Для повышения безаварийной эксплуатации трубопроводных систем нефтегазовой отрасли существует комплекс мероприятий по анализу коррозионных условий залегания трубопроводов и выявлению коррозионно-опасных участков [65].
Существует множество факторов, определяющих степень опасности внешней коррозии подземных сооружений [66]. Основные из них это: - Наличие коррозионных язв по результатам дефектоскопического обследования и скорость потери металла на данном участке; - Коррозионная активность грунта; - Состояние изоляционного покрытия трубопровода; - Эффективность электрохимической защиты, т.е. уровень катодной поляризации данного участка; - Влияние на сооружение блуждающих токов.
Это далеко не все, а основные критерии, снижающие безопасность эксплуатации трубопроводов в условиях подземной коррозии.
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 [47]. Однако наличие критического значения одного из критериев при отсутствии остальных может значительно не влиять на 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 факторов, снижающих безопасность эксплуатации нефтегазопроводов.
В свете вышеизложенного предлагается комплексный подход к оценке потенциальной опасности подземного сооружения, подверженного внешней коррозии, и ранжирование локальных участков трубопроводов с помощью бальной системы с учетом оценки степени влияния каждого из коррозионных факторов в отдельности [68].
Для оценки общей потенциальной опасности локального участка подземного нефтегазопровода необходимо оценить влияние каждого коррозионного фактора в отдельности, зависящего от специфических электрометрических показателей, полученных в ходе комплексного обследования. Для реализации этого в работе 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 зависимости выбирались исходя из физических соображений. Критические и пограничные значения независимых величин (переменных) определялись в соответствии с существующими нормативами и с учетом многолетнего опыта проведения комплексных обследований [79].
Также, для решения поставленной задачи были проанализированы условия прокладки более 1000 км подземных трубопроводов, относящихся к системе сбора, доставки и распределения нефти и газа [80, 81]. При этом был выбран типичный участок трубопровода, на котором в наибольшей степени проявляется воздействие основных факторов, снижающих безопасность эксплуатации. Результаты комплексного обследования участка действующего трубопровода, выбранного в качестве примера, приведены в главе 2.
Протяженность локального участка традиционно принята равной 1 км. Выбранный массив данных для приведенного анализа - 49 км. Величины коэффициентов в предложенных математических зависимостях подбирались при помощи стандартных статистических пакетов StatGraphics Plus 5.1 и SigmaPlot9.0[51,55].
Для оценки потенциальной опасности локального участка трубопровода по результатам ВТД выделены три основных критерия [71]: S глубина обнаруженных дефектов, т.е. потеря металла под действием электрохимической коррозии; S скорость коррозии в местах обнаружения коррозионных язв; S плотность обнаруженных дефектов на единичном участке.
Вывод зависимости для оценки потенциальной опасности по результатам внутритрубной диагностики
Для оценки потенциальной опасности по результатам обследования степени защищенности локальных участков ТП предложена следующая зависимость (рис. 4.13): 18) тНП где Li — протяженность участков с недостаточной катодной поляризацией на /-том локальном участке ТП, м; Lt — общая протяженность /-того локального участка ТП, м;
После преобразования формула оценки потенциальной опасности локального участка ТП по степени защищенности катодной поляризацией принимает следующий вид:
Согласно результатам оценки степени защищенности катодной поляризацией (Приложение №5) реально действующего трубопровода и приведенной методики оценки потенциальной опасности получены расчетные данные предложенных критериев, а также суммарный показатель потенциальной опасности локальных участков. Данные приведены в табл. 4.4.
Для оценки потенциальной опасности в зоне действия блуждающих токов выделены два основных критерия: амплитуда колебаний потенциала сооружения под действием блуждающих токов; защищенность трубопровода по времени. Далее предложены зависимости от соответствующих показателей:
Согласно результатам обследования вредного влияния блуждающих токов (Приложение №4,5) на реально действующем трубопроводе и приведенной методики оценки потенциальной опасности получены расчетные данные предложенных критериев, а также суммарный показатель Для оценки общей потенциальной опасности необходимо рассчитать суммарный коэффициент, характеризующий общее коррозионное состояние (ОКС) локального участка ТП. Он определяется как среднее значение показателей, полученных в п. 4.1.
Для окончательного ранжирования локального участка трубопровода с точки зрения промышленной безопасности, необходимо, помимо общего коррозионного состояния конкретного объекта, учесть такие факторы как тип транспортируемого вещества, рабочее давление, удаленность от ближайшего населенного пункта и т.п. Для этого в работе принято учитывать существующую классификацию магистральных трубопроводов на классы и категории [102]. Общая опасность участка трубопровода по 10-ти балльной системе рассчитывается по формуле: D = D„x кокс, (4.27) где D — общая опасность участка трубопровода по 10-ти балльной системе; Dn — максимальное значение опасности участка трубопровода в зависимости от . класса объекта и категории участка без учета коррозионного состояния. DH определяется из табл. 4.6: потенциальной опасности локальных участков. Данные приведены в табл. 4.5. В таблице 4.7 приведена разбивка обследуемого трубопровода на участки по классам и категориям (согласно п. 1.3.1), а также представлены результаты расчетов согласно табл. 4.6 и разработанной методики.
На рис. 4.19 в графической форме представлены результаты комплекской оценки потенциальной опасности участков действующего трубопровода.
