В статье определены факторы, влияющие на изменение переходного сопротивления защищаемого от коррозии нефтепровода. Спрогнозировано изменения показателя переходного сопротивления во времени.
Ключевые слова: трубопровод, сопротивление, изоляция, переходное, продольное, эксплуатация.
The article defines the factors that affect the change in the transition resistance of an oil pipeline protected from corrosion. Changes in the transient resistance index over time are predicted.
Keywords: pipeline, resistance, insulation, transition, longitudinal, operation.
Для транспортной системы в сфере магистральных нефтепроводов, как совокупности опасных производственных объектов, эффективность проводимых мероприятий по коррозионной защите направлена, прежде всего, на их предупреждение и прогнозирование. В связи с этим, приобретают актуальность не только вопросы поиска наиболее технологичных решений в сфере материального исполнения антикоррозионной защиты, но и продолжения исследований, направленных на уточнение прогнозирования.
Большинство нормативных документов декларируют главное требование к антикоррозионной защите — эксплуатационную надежность и необходимую продолжительность безремонтного периода их эксплуатации. При этом нормативный период эксплуатации изоляционного покрытия в целом должен соответствовать ресурсу трубопровода, а ремонтные работы по изоляционным покрытиям (по переизоляции) должны проводиться в рамках капитального ремонта. Только в этом случае эксплуатационные предприятия смогут минимизировать потери — как от простоев, связанных с ремонтными работами, так и от себестоимости ремонта.
Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов призвана обеспечить безаварийную работу трубопроводов в течение эксплуатационного срока. Кроме существенных прямых потерь, связанных с потерями нефти вследствие разливов из-за коррозионных разрушений трубопроводов и резервуаров, не меньшее значение имеют косвенные потери, возникающие вследствие простоев оборудования, снижения производственных мощностей, финансовых упущений и расходов, ущерба экологическим системам в местах возникновения аварийной ситуации.
Согласно [1], защита подземных трубопроводов, должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Параметры назначаемой электрохимзащиты зависят от исходных данных, таких как диаметр и толщина стенки, сопротивление грунта в районе прокладки, сопротивления изоляции согласно данным завода-изготовителя, т.д.
Основными параметрами в области электрозащиты магистральных трубопроводов, являются электрические, которые делятся на первичные и вторичные.
К параметрам первой группы относятся расчетные сопротивления: переходное и продольное. Вторичными электрическими параметрами являются постоянная распространения тока, входное и характеристическое сопротивление, которые определяют расчетным путем на основании первичных данных [2].
В данной работе представлены результаты расчетов, проведенные по двум участкам (основная нитка 1220 мм и резервная — диаметром 720 мм) магистрального нефтепровода, размещенного в зоне ответственности ЛПДС «Салым». Участок 1 резервной нитки выполнен из стали 15ГСТЮ, диаметр трубопровода 720 мм с толщиной стенки 9 мм. Участок 2 основной нитки диаметром 1020 мм с толщиной стенки 12 мм выполнен из стали 18Г2.
Принимая толщину стенки одинаковой на всей трассе (в порядке исследовательских целей) проведем расчет изменения переходного сопротивления для двух участков трубопровода во времени.
Исходные данные представлены в таблице 1.
Таблица 1
Исходные данные по участкам нефтепроводу
|
Участок |
Параметры трубопровода |
|||
|
Диаметр, м |
Толщина стенки, м |
Марка стали |
Тип изоляционного покрытия |
|
|
1 |
0,72 |
0,009 |
15ГСТЮ |
Битумно-полимерная мастика 3,0 мм; термоусаживающаяся лента ПОЛИТЕРМ в один слой 0,7 мм |
|
2 |
1,02 |
0,012 |
18Г2 |
Битумно-полимерная лента ЛИТКОР-НК в два слоя 1,5 мм |
Продольное сопротивление трубопровода R m , Ом/м, определялось по формуле (1):
где т — удельное электрическое сопротивление материала трубы, Ом·м, зависящее от марки стали нефтепровода;
D m — диаметр нефтепровода, м;
т — толщина стенки нефтепровода, м. [3]
Переходное сопротивление трубопровода R n , Ом·м 2 , рассчитано по формуле (2):
R п = R из + R р , (2)
где R из — сопротивление изоляционного покрытия трубопровода, Ом·м 2 ;
R р — сопротивление растеканию трубопровода, Ом·м 2 , определяемое по формуле (3):
где Н т — глубина залегания трубопровода, м;
г — среднее удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м,
Для выбранных участков на основе исходных данных были рассчитаны значения сопротивлений по формулам (1) — (3).
Результаты расчетов сведены в таблице 2.
Таблица 2
Первичные электрические параметры
|
Участки |
Сопротивление |
||
|
материала трубы,
|
продольное R т, Ом/м |
растеканию R р , Ом·м 2 |
|
|
1 |
2,81·10– 7 |
1,39∙10– 5 |
5058 |
|
2 |
2,18·10– 7 |
5,74 ∙10– 6 |
4047 |
Для выбранных участков проведены соответствующие расчеты по формулам (1) — (5), и построены графики, отображающие изменение переходного сопротивления трубопровода на период 30 лет с момента ввода в эксплуатацию (рис. 1).
Рис. 1. Прогноз изменения переходного сопротивления трубопроводов
На основании полученных результатов можно сделать следующие выводы.
- Различие в начальных значениях переходных сопротивлений обусловлено разными физико-химическими характеристиками изоляционных покрытий.
- Постоянной составляющей, влияющей на изменение переходного сопротивления, является сопротивление растеканию трубопровода. Переменной составляющей является начальное сопротивление изоляции.
- Несмотря на существенное (порядка 30 %) различие значений начального переходного сопротивления по сравниваемым вариантам, срок эксплуатации примерно одинаков и составляет около 35 лет.
Литература:
- Магистральные трубопроводы: строительные нормы и правила [Текст]: СП 36.13330.2010: ввод в действие с 1986–01–01. — Москва: Издательство стандартов, 1984. — 84 с. — Текст: непосредственный.
2. ГОСТ 9.602–89. Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии (с Изменением № 1): национальный стандарт Российской Федерации: издание официальное: дата введения 1991–01–01, переиздание (1997 г.) с Изменением № 1, утвержденным в декабре 1994 г. (ИУС 3–95) / разработан Министерством ЖКХ РСФСР. — Москва: Стандартинформ, 1985. — Текст: непосредственный.
- Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов [Текст]: РД 39Р-00147105–025–02: утв. приказом по ГУП «ИПТЭР», от 2002–07–18: ввод в действие с 2002–07–18. — Уфа: УГНТУ, 2002. — 84 с. — Текст: непосредственный.
