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, Омм; 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, Омм; 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.