Размещено на http://www.allbest.ru/

Компьютерная технология энергосбережения с выходом на раннюю техническую диагностику коррозии городских газопроводов

Винокурцев А.Г.

Шамшетдинов К.Л.

Крупин В.А.

Первунин В.В.

Разработана для применения в системах газоснабжения компьютерная технология энергосбережения с автоматическими преобразователями УКЗТ-А (НПП "Дон-Инк") для качественной (защищенность по протяженности) и количественной (защищенность по времени) оценки эффективности электрохимической защиты (ЭХЗ). Технология позволяет решать следующие задачи: определение текущего состояния защищенности газопроводов; расчет для оперативного регулирования режимов работы электрозащитных устройств (ЭЗУ); оценка защищенности любого, заданного координатами точек, участка газопровода; поддержание защитной разности потенциалов по всей длине подземных газопроводов с минимизацией энергозатрат. С помощью этой технологии ведется оптимизация режимов работы ЭЗУ на сетях сооружений промплощадок КС, ГРС Ростовского УМГ и ряде участков городских газовых сетей ОАО "Ростовгоргаз". Методика позволяет осуществлять раннюю техническую диагностику подземных газопроводов с учетом стандартного критерия защищенности по времени (K) по всей длине сооружения. компьютерный энергосбережение газоснабжение

Безопасная эксплуатация оборудования газопроводных систем регламентирована требованиями Правил технической эксплуатации [1, 2], при этом основными причинами отказов подземных газопроводов продолжает оставаться коррозия труб [3, 4]. Завершено формирование отраслевой нормативно-технической документации для газораспределительных организаций (ГРО) по защите от коррозии подземных газовых сетей. Она базируется на требованиях ГОСТ 9.602-89* [5], СНиП 42-01-2002 [6], СП 42-102-2004 [7] и др. Для газораспределительных организаций предложено разрабатывать мероприятия по предотвращению коррозии труб (ПТЭГС-2003, п.6.8.1). Известен [3] ряд несогласованностей НТД. Так по периодичности обслуживания и ремонта средств электрохимической защиты (ЭХЗ) и контролю эффективности ПТЭГС-2003 (п. 6.8.2) отсылает ГРО к требованиям ПБ 12-529-03 [8] (п.5.8.5, п.5.8.6), который рекомендует проверку эффективности ЭХЗ проводить в трех опорных точках; в то же время, ПТЭГС-2003 (п.6.8.8) предлагает осуществлять контроль эффективности ЭХЗ измерениями потенциалов во всех запроектированных точках. ПБ 12-529-03 (п.5.8.8) устанавливает суммарную продолжительность перерывов в работе электрозащитных устройств (ЭЗУ) - 14 сут в год, и, если при техническом обслуживании (ТО) установлено, что ЭЗУ не работает, то предлагает принимать, что перерыв в ее работе составил 14 сут (п.5.8.9.). К тому же в формулярах режимов работы ЭЗУ нет графы для записи времени простоя и причин отказов в их работе [3].

Инструкцией РД 153-39.4-091-01 [9] предложено вести журнал контроля (п.4.7.1) для записи результатов осмотра и измерений (форма его не приводится), где необходимо отмечать напряжение и ток ЭЗУ (п.4.7.3) и потенциал на контактном устройстве (п. 4.7.10), а ПТЭГС-2003 (п.6.8.4) предлагает при ТО измерять потенциал на КУ при включенной и выключенной ЭЗУ. В том случае, если на действующей ЭЗУ в течение года наблюдалось более 6 отказов в работе, то оборудование СКЗ необходимо заменить (РД 153-39.4-091-01, п.4.7.26), и если за время эксплуатации ЭЗУ количество отказов превысит 12, то необходимо провести обследование технического состояния газопровода по всей длине защитной зоне (п.4.7.27).

Инструкция РД 12-411-01 по диагностированию [10] предлагает порядок определения эффективности ЭХЗ, оценивая состояние ЭХЗ участка газопровода как по уровню (п. 5.1.2) защищенности по протяженности, так и защищенности по времени. При этом за предельный критерий защищенности по времени принята величина 95 % (п. 5.1.4). Однако методика оценки этих показателей нигде не приводится [3]. Сложность определения зоны защиты каждой ЭЗУ и плотности защитного тока при эксплуатации заключается в том, что на городских газовых сетях они не могут быть определены без специальной методики [11,12,13]. ПБ 12-529-03 регламентируют периодичность обхода трасс газопроводов в зависимости от их технического состояния (ГВД и ГСД -2 раза в мес, ГНД - 1 раз в мес). При отсутствии защиты отдельных участков, наличии повреждений изоляции: соответственно ГВД и ГСД -2 раза в нед, ГНД - 1 раз в нед.

В соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-89* комплексная противокоррозионная защита (ПКЗ) применяется на участках высокой коррозионной опасности (сг<20 Ом•м) и в городских условиях. Принцип ПКЗ подземных газовых сетей (ПГС) заключается в применении изоляционных покрытий (ИП) с осуществлением катодной поляризации технологической системой электрохимической защиты (ТС-ЭХЗ): катодной, дренажной и протекторной, при этом ТС-ЭХЗ катодная (временная, раздельная или совместная) включает в себя средства электроснабжения (ЛЭП-0,4 кВ). Инструкция РД 12-411-01 в качестве основных критериев надежности в определении остаточного срока службы подземных газопроводов принимает переходное сопротивление, определяемое методом мокрого контакта. В этой Инструкции подход к диагностике покрытий решают по формальному признаку. Принято считать, что для 40-летних газопроводов переходное сопротивление изначально составляло для битумных мастик 5•104 Ом•м 2 - это ГОСТ Р 51164-98 [14], что неверно и искажает результаты расчетов по РД 12-411-01.

СП 42-102-2004 [7] устанавливает критерий качества изоляционных покрытий на полиэтиленовой основе 1•10 5 Ом•м 2, на битумной основе - 5•104 Ом•м 2, однако методика его определения также не приводится. Было бы естественным осуществлять проверку качества изоляции на законченных строительством участках газовых сетей методом катодной поляризации [3], что в последующем позволило бы прогнозировать изменение защитных свойств покрытий. Известна Методика АРМ-ЭХЗ-6П [9], применяемая для проектирования ЭХЗ городских газопроводов. Однако в системах газоснабжения не выявлены эффективные компьютерные технологии по оценке надежности противокоррозионной защиты (ПКЗ) и оптимизации режимов работы установок катодной защиты (УКЗ) [3]; в ГРО также нет функционирующих телеметрических систем ЭХЗ [15].

В связи с этим в 2004 г. кафедрой ТГС РГСУ разработаны технические требования на АРМ-ЭХЗ сетей сооружений промплощадок, адаптированные [13] к условиям городских подземных газовых сетей. С помощью компьютерной технологии энергосбережения установлено техническое состояние ряда подземных газовых сетей в г. Ростове-на-Дону и структура отказов УКЗ, влияющих на защищенность по протяженности (табл. 1) [11].

АРМ-ЭХЗ технология энергосбережения в сочетании с преобразователями УКЗТ-А (НПП "Дон-Инк) позволяет решать следующие задачи:

- определения текущего состояния защищенности;

- выявления незащищенных участков;

- вести расчет режимов работы установок катодной защиты (УКЗ) для обеспечения полной защиты газопроводов;

- выявление участков газопроводов, на которых наиболее вероятны коррозионные повреждения;

- определение наиболее эффективного (с учетом координат) расположения анодных заземлений УКЗ;

- поддержание защитной разности потенциалов по всей длине подземных газопроводов с минимизацией энергозатрат.

Анализ материалов эксплуатации ОАО "Ростовгоргаз" позволил установить, что на 436 эксплуатирующихся ЭЗУ суммарная мощность составляет 1099 кВт, при этом используется 59 кВт с коэффициентом загрузки 14,2 %. При среднем токе 7,5 А и нагрузке 3 Ом выходная мощность ЭЗУ составляет 166,7 Вт.

Табл. 1. Структура отказов ЭЗУ на городских газовых сетях ОАО "Ростовгоргаз"

Установлено, что средняя скорость почвенной коррозии подземных газовых сетей сохраняет опасную величину.

Исследования одного из участков сетей показали следующее.

Участок газопровода построен в 1957 г.

Время эксплуатации газопровода Т=48 лет.

Удельное сопротивление грунта 6 Ом•м. Д=168х 8 (рис. 1).

Сквозная коррозия: дт = дк = 8 мм. Скорость коррозии фактическая

мм/г.

Опасная коррозия

мм.

Скорость коррозии допустимая по нормативному сроку службы газопровода

, мм/г.

Степень защиты от коррозии фактическая

, %.

Номинальная степень защиты от коррозии, контролируемая временем поляризации

, %.

Время простоя ЭЗУ

, сут/г.

Защищенность по времени

(Z=89 %).

При этом предельная защищенность по времени (по РД 12-411-01) установлена

Рис.1. Сквозная коррозия на трубе Д 168х 8

Можно полагать, что эффективная защита по времени на этом участке отсутствовала, при этом коррозия газовых сетей усиливалась ввиду нестабильной поляризации, создаваемой действующими УКЗ. Это делает актуальным необходимость осуществления ранней технической диагностики подземных газопроводов исходя из учета системных простоев УКЗ и критерия защищенности по времени по всей длине сооружения.

Так как величина отношения выходного напряжения к защитному току напрямую зависит от сопротивления нагрузки УКЗ, то на практике трудно выбрать оборудование, при этом без технологии энергосбережения обойтись невозможно. Эффективность АРМ-ЭХЗ возрастает с использованием автоматических преобразователей УКЗТ-А (НПП "Дон-Инк"). Многофункциональные преобразователи, имеют единую элементную базу и уникальную конструкцию, сочетающую взаимозаменяемость блоков и узлов корпуса с простотой и надежностью в работе оборудования. Это оборудование (СКЗ) обладает наименьшим отношением массы к номинальной мощности, при этом в шкафу единого размера размещается съемный блок-фартук с оборудованием различных номиналов (0,24; 0,60; 1,2; 3,0; 5,0 кВА), что дает возможность эксплуатационному персоналу максимально загружать СКЗ.

Несложная операция по смене блоков, выполняемая в полевых условиях, не требует выполнения строительно-монтажных работ, как это предусмотрено в случае замены оборудования любых других типов серийно выпускаемых преобразователей. К примеру, при сопротивлениях цепи до 1 Ом следует устанавливать блок-фартук УКЗТ-А ОПЕ 0,6; при нагрузке до 2 Ом - используют блок- фартук УКЗТ-А ОПЕ 1,2, а при нагрузке 4 Ом применяют блок-фартук УКЗТ-А ОПЕ 3,0. При нагрузке более 4 Ом и токах более 25 А, следует рассматривать вопрос проведения капитального ремонта АЗ, а в случае низкого сопротивления нагрузок в цепи УКЗ (до 0,5 Ом) необходимо применять блок усиленного электродренажного преобразователя УЭДЗ-А ОПЕ 1,8 с размещением его в шкафу единого размера (табл. 2).

Табл. 2. Параметры нагрузки для подбора преобразователей серии УКЗТ-А при номинальном токе 25 А

Применение АРМ-ЭХЗ технологии энергосбережения в сочетании с УКЗТ-А в режиме стабилизации защитного тока позволяет оптимизировать работу преобразователей с поддержанием защитных потенциалов в любых заданных координатами точках с одновременной оценкой защищенности по времени по всей длине сооружений [4, 15].

Литература

1. РД-39-1.10-006-2000* (ПТЭМГ-2000*). Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2002. - 194 с.

2. ОСТ 153-39.3-051-2003 (ПТЭГС-2003). Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки. - М.: Минэнерго РФ, 2003. - 90 с.

3. Винокурцев Г.Г., Первунин В.В., Крупин В.А., Винокурцев А.Г., Исаев Р.Х., Муханов В.В. Критерии надежности противокоррозионной защиты трубопроводных систем // Газовая промышленность. 2003, N 4. с. 50-52.

4. Петров Н.Г., Усошин А.А., Мусин Р.Р., Винокурцев А.Г., Винокурцев Г.Г., Иванов В.В., Крупин В.А., Первунин В.В. Методика оценки надежности противокоррозионной защиты трубопроводных систем. Четырнадцатая международная деловая встреча "Диагностика - 2004" Арабская Республика Египет, апрель 2004 г. Диагностика промысловых коллекторов, линейной части магистральных и распределительных газопроводов, ГРС и КЗМГ. Доклады и сообщения. - М.: ООО "ИРЦ Газпром"- 2004. - с. 114-129.

5. ГОСТ 9.602-89*. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии. М: ИПК Издательство стандартов, 1998.- 58 с.

6. СНиП 42-01-2002. Газораспределительные системы. - М: - ГУП ЦПП. - 2003. - 32 с.

7. СП 42-102-2004. Проектирование и строительство газопроводов из металлических труб. - М: - ГУП ЦПП, 2004. - 106 с.

8. ПБ 12-529-03. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. Серия 12. Вып.4. - М: ГУП НТЦ Промышленная безопасность, 2003. - 200 с.

9. РД 153-39.4-091-01. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии. - М:, 4-й филиал Воениздата, 2002. - 202 с

10. РД 12-411-01. Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов. Серия 12. Вып.3. - М: ГУП НТЦ Промышленная безопасность, 2001. - 120 с.

11. Барановский Ю.В., Винокурцев Г.Г., Винокурцев А.Г., Иванов В.В., Первунин В.В. К вопросу об оценке эффективности электрохимической защиты подземных газовых сетей. Материалы международной научно-практической конференции "СТРОИТЕЛЬСТВО - 2005". - Ростов н/Д: Рост. гос. строит. ун-т, 2005. - с. 244-246.

12. Методическое руководство по оптимизации и оценке параметров объектов магистрального транспорта газа. - Ташкент: СредазНИИгаз, утв. Мингазпромом 9.12.88. - 44 с.

13. Методика проведения электрометрического обследования подземных коммуникаций промплощадок. - М: ВНИИСТ-ВНИИГАЗ, 2000. - 40 с.

14. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. - М: ИПК Издательство стандартов, 1998. - 42 с.

15. Винокурцев А.Г., Винокурцев Г.Г., Муханов В.В., Первунин В.В., Крупин В.А. Энергосберегающие технологии при защите трубопроводов от коррозии. Известия ВУЗОВ. Северо-Кавказский регион. Технические науки, 2004, № 4. - с.76-80.

Размещено на Allbest.ru