УПРАВЛЕНИЕ РЕСУРСОМ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА

Галькевич Валентина Игоревна

студент 5 курса, кафедра экологии Полтавского национального технического университета имени Юрия Кондратюка, г. Полтава

Е-mail: v-ale4ka@mail.ru

Степовая Елена Валериевна

научный руководитель, канд. техн. наук, кафедра экологии Полтавского национального технического университета имени Юрия Кондратюка, г. Полтава

Постановка проблемы в общем виде и ее связь с важными практическими заданиями. Наиболее экономически и технически выгодным для транспортировки газа является трубопроводный транспорт. Но в то же время не стоит недооценивать потенциальную угрозу влияния газопроводов на окружающую природную среду. Действующие магистральные и промышленные газопроводы охватывают территорию, где проживает более 60 % населения, и являются объектами повышенной пожаровзрывоопасности и опасности для человека и объектов окружающей среды. Эта потенциальная опасность проявляется при выходе газа из трубопроводов, что приводит к аварийным ситуациям.

Анализ частоты последствий аварий на объектах газотранспортной системы показал, что отказы на газопроводах сопровождаются значительным загрязнением окружающей среды.

Одной из основных причин аварий на газопроводах является нарушение изоляционного покрытия трубопроводов и, как следствие, коррозионные повреждения труб и др.

Учет факторов, которые оценивают скорость коррозионного износа участков газопровода, существенно влияет на текущее управление безопасной эксплуатацией газопроводов. Прогнозирование остаточного ресурса магистральных газопроводов предупредит возникновение аварийных ситуаций при их эксплуатации и обеспечит экологический режим эксплуатации.

Анализ предыдущих исследований. Анализ литературы [2—4; 6; 10; 11] показал, что прогнозирование остаточного ресурса трубопроводов представляет собой многофакторную задачу определения предельно допустимого состояния их работоспособности. На сегодня нет обусловленных критериев предельно допустимого состояния элементов магистральных трубопроводов, находящихся в эксплуатации более 200 тысяч часов, а также методов прогнозирования остаточного ресурса с необходимой достоверностью [5, с. 85].

Существующая нормативная документация по безопасной эксплуатации трубопроводов не регламентирует в полном объеме проведение комплексного анализа состояния трубопроводов для определения их остаточного ресурса, так как не учитывает технические характеристики и параметры, которые изменились в процессе эксплуатации под воздействием эксплуатационных факторов, среди которых есть коррозийный износ [12, с. 55].

Гарантирование экологически безопасной эксплуатации трубопроводов во многом является проблемой повышения их надежности и долговечности и является сложным заданием, которое содержит выяснение технических, технологических, экономических и организационных аспектов. Несмотря на то, что этой проблеме посвящено многочисленные исследования отечественных и зарубежных авторов, в наше время она еще не решена и многие вопросы остаются открытыми [7—9].

Существуют предложения по оценке остаточного ресурса на вероятностных показателях относительно отказа конструкции. Но рассмотренные методы отражают общие подходы к определению остаточного ресурса или требуют значительных экспериментальных исследований для получения статистических характеристик деградационных процессов на поверхности трубопровода.

Остается не решенной проблема оценки остаточного ресурса безопасной эксплуатации трубопровода с учетом законов электрохимической кинетики коррозии металла трубопровода. В этой ситуации определение глубины коррозии трубопровода, а, следовательно, и остаточного ресурса с использованием электрохимических законов является конкретным подходом, что позволит характеризовать этот процесс.

Целью настоящей работы является разработка методологии превентивного и поточного управления ресурсом безопасной эксплуатации участков газопровода с учетом конструктивных и технологических факторов.

Материал и результаты исследования. Разнообразные обследование трубопроводов показали, что срок их экологически безопасной эксплуатации во многом зависит от коррозионной стойкости металла.

Значительная часть аварийности вызвана коррозионными процессами. Направлением обеспечения безаварийной работы подземных трубопроводов является защита их поверхности от почвенной коррозии. С этой целью поверхность трубопроводов защищают соответствующими покрытиями. В процессе эксплуатации под действием внешних вредных факторов защитное покрытие разрушается. Практически изоляционные покрытия не обеспечивают полной защиты подземного газопровода, что объясняется дефектами в самом покрытии, из-за чего на участках трубопровода с нарушенной изоляцией и на участках, где изоляция не нарушена, устанавливается электрохимический контакт.

Известно, что подземные трубопроводы представляют собой типичную многоэлектронную коррозионную систему в виде расположенных по их поверхности микро— и макрогальванических пар, эффективность работы которых определяется величиной электрических потенциалов отдельных участков трубопроводов. Возникновение коррозионного тока между анодной и катодной участками обусловлено влиянием целого комплекса факторов. Практически условия для коррозии поверхности газопроводов имеют место всегда. Высокая агрессивность грунта, наличие дефектов в изоляции способны в значительной степени усилить коррозионные процессы на внешней поверхности трубы.

Все это указывает на то, что экологическая безопасность газопроводов не гарантируется и требует дальнейшего поиска эффективных методов и мероприятий.

Как только установлен факт нарушения покрытия, возникает вопрос прогнозирования времени утечки газа в связи с электрохимической коррозией трубопровода.

Решения вопросов своевременного обнаружения коррозии трубопровода, определения его скорости и зоны распространения связано со значительными трудностями. Толщина стенки трубы зависит от рабочего давления нагрузок, структурных характеристик и запаса прочности, включающая допуск на равномерную коррозионную потерю. Запас прочности устанавливается в целом, исходя из имеющегося опыта, хотя требуется точное прогнозирование процесса коррозии трубопровода после его засыпки грунтом.

Одним из основных направлений обеспечения экологической надежности магистральных газопроводов является разработка методики управления ресурсом безопасной эксплуатации газопроводов с помощью мониторинга электрохимических параметров.

Принципы превентивного и поточного управления ресурсом безопасной эксплуатации газопроводов заключаются в возможности своевременного обнаружения развития коррозионных процессов на участках газопровода и регулирования их протекания с целью продления ресурса безопасной эксплуатации конструкции.

На участках газопровода, где нарушена изоляция, возникают условия для возникновения макрокорозийних пар, сила тока которых может быть использована как обобщенная характеристика при определении потерь на металле трубопровода.

Рассмотрено электрическое поле у гетерогенного электрода, модель которого состоит из 2-х участков произвольной ширины, которые отличаются стационарными потенциалами.

Локальный коррозионный элемент представлен участком газопровода под изоляционным покрытием (катод) и участком газопровода, где изоляция нарушена под электролитом (анод).

Благодаря симметричности модели неоднородной поверхности достаточно рассмотреть не всю поверхность, а только ее часть, между отметками х = 0 и х = с, которые соответствуют серединам разнородных участков, а точка х = а — граница между ними. Эта часть поверхности газопровода и в дальнейшем считается локальным коррозионным элементом.

Определение распределения потенциала электрического поля в этом случае может быть сведено к решению двумерного уравнения Лапласа

 (1)

где: φ — потенциал;

х, у — текущие координати.

Граничные условия заключаются в следующем:

1.на бесконечном расстоянии от электрода (газопровода) не вносят никакие побуждения в электрическом поле: φ (у → ∞, х) = соnst

2.второе является следствием симметричности модели, которая рассматривается

3.условия на неоднородных участках представим в виде

где: L = γ·b; γ — удельная электропроводность электролита;

b — коэффициент поляризации;

Е_а , Е_к — обесточенные потенциалы анода и катода, мВ.

Тогда ток гальванического элемента будет

   (2)

Согласно закону Фарадея коррозионную потерю металла рассчитывают по формуле

М = КIt   (3)

где: M — масса металла;

I — выходной ток;

t — время;

K — электрохимический коэффициент металла.

Замечено, что локальная коррозионная выемка обычно имеет круглую форму. Рассмотрим коррозионную выемку на трубе в виде равностороннего конуса, который равномерно разрастается. Предположим, что на последней фазе внешний диаметр коррозионной выемки равен толщине стенки трубы или глубине Н_р выемки. Отсюда

        (4)

где: D — удельный вес металла.

Для вывода уравнения (4) в левую и правую части уравнения (3) было подставлено

где: Н_р — глубина (диаметр) коррозионной выемки;

V — объем коррозионной выемки, .

На корродирующей трубе существует множество коррозионных выемок, неравномерно расположенных вдоль нее. Площадь поверхности коррозионной выемки увеличивается, в результате снижается плотность тока и соответственно скорость коррозии. Далее из уравнения (4) видно, что Н_р не зависит от длины трубы или ее диаметра, т. е. эта функция только времени и плотности тока.

После некоторых преобразований можно выразить время безопасной эксплуатации поврежденного участка газопровода

      (5)

где: H_p — глубина коррозионной выемки;

.

Значение тока гальванопары может быть получено после замеров необходимых электрохимических параметров на реальной конструкции по разработанной методике [1]. Имея электрохимические характеристики металла исследуемого участка газопровода, можно регулировать протекание коррозионных процессов с помощью специальных защитных технологий.

Зависимость (5) дает возможность прогнозировать, а вследствие этого и управлять возникновением аварийной ситуации и, следовательно, предупредить ее влияние на окружающую среду.

Проведя необходимые расчеты и определив срок эксплуатации исследуемого газопровода, разработаны номограммы (рис. 1), позволяющие экспресс-методом установить ресурс конструкции любого магистрального газопровода.

а)

б)

в)

Рисунок 1. Определение остаточного ресурса безопасной эксплуатации участка газопровода

С помощью номограммы (рис. 1а) можно определить плотность коррозионного тока (А/м²), проходящей вокруг сечения газопровода, используя известные координаты образованной выемки-повреждения (глубина, угол наклона относительно оси газопровода) и постоянную концентрацию кислорода в почве на соответствующей глубине.

По номограммам на рис. 1б с использованием известных величин (радиус газопровода, разность потенциалов анодного и катодного участка, ток гальванического элемента, глубина выемки) можно установить предельное время безаварийной эксплуатации исследуемого газопровода.

Выводы. Разработана методика прогнозирования критического времени службы газопровода, расчеты по которой позволяют предупредить и регулировать возникновения аварийных ситуаций при эксплуатации газопроводов и уменьшить негативное влияние на окружающую среду аварийных ситуаций. Предложенная методика позволяет своевременно разработать план мероприятий по регулированию развития коррозионных процессов на участке газопровода и обосновать перед надзорными органами целесообразность предлагаемых действий, а также принятых процедур и методов расчета.

Список литературы:

1.Бондар В.О. Математичне моделювання корозії залізобетонних конструкцій в тріщинах транспортних споруд // В.О. Бондар, О.В. Степова // Матер. Междунар. науч.-техн. конф. «Современные технологии и материалы в дорожном хозяйстве». ― Х.: ХНАДУ, 2006. ― С. 48―52.

2.ГКД 34.17.401. Контроль та продовження строку служби металу устаткування теплових електростанцій. Типова інструкція. Частина 1. Котли, турбіни та трубопроводи.

3.Добровольский В.Е. Методы исследования поврежденности металла энергооборудования // Тезисы докладов 4-й национальной конференции «Неруйнівний контроль та технічна діагностика» / НКТД. ― К.: УТНКТД, 2003. ― С. 86―87.

4.Дуравкін І.П. Прогнозування понад паркового залишкового ресурсу головних паропроводів ТЕС: Автореф. дис. канд. техн. наук: 01.02.04 / І.П. Дуравкін; НТУУ «КПІ». ― К., 2009. ― 20 с.

5.Комплексна програма наукових досліджень «Проблеми ресурсу і безпеки експлуатації конструкцій, споруд та машин» // Наука та інновації. ― 2007. ― Т 3. № 3. ― С. 81―99.

6.Кривенюк В.В., Добровольский В.Е., Ткачев В.И., Дуравкин И.П., Солдатов С.С. Об оценке ресурса длительно работающего оборудования ТЭС // Энергетика и электрификация. ― 2003. ― № 3. ― С.22―25.

7.Кривенко Г.М. Прогнозування екологічного та технічного ризиків при експлуатації магістральних нафтопроводів з пересіченим профілем траси: Автореф. на здобуття наук. ступ. канд. техн. наук. / Г.М. Кривенко; Івано-Франківський націон. техн. ун-т нафти і газу ― Івано-Франківськ, 2005. ― 23 с.

8.Кутуков С. Е. Технологический и экологический мониторинг систем магистрального транспорта и промышленного сбора нефти. Практика и перспективы совершенствования / С.Е. Кутуков // Безопасность жизнедеятельности. Приложение. ― 2004. ― № 8. ― С. 1―16.

9.Прогнозирование коррозии подземного трубопровода: экспресс-информация. Серия «Защита от коррозии и охрана окружающей среды». Вып. 5. ― М., 1991. ― 24 с.

10.СОУ-Н МПЕ 40.1.17.401. Контроль металу і продовження терміну експлуатації основних елементів котлів, турбін і трубопроводів. Типова інструкція. Строк перевірення 2010 рік. ― К., 2005. ― 75 с.

11.Цыбенко А.С. Оценка долговечности длительно эксплуатирующихся энергомашиностроительных конструкций на основе напряженно-деформированного состояния / А.С. Цыбенко // Вісник Дніпропетровського національного університету залізничного транспорту ім. академіка В. Лазаряна. ― 2006. ― № 13. ― С. 165―167.

12.Jones D.A. Principles of and prevention of corrosion. / D.A. Jones. ― Macmillan, New York, 1992. ― Р. 88.