Состояния магистральных нефтепроводов

Успешная защита трубопроводных систем от коррозии может быть осуществлена при своевременном обнаружении коррозионных разрушений, определении их величины и выборе защитных мероприятий. В начальный период эксплуатации состояние трубопровода определяется качеством проектирования и строительства. Влияние этих факторов уменьшается во времени и доминирующее значение приобретают условия работы трубопровода. В процессе работы изменение технического состояния транспортной магистрали происходит под воздействием эксплуатационных факторов, одним из которых является коррозия внутренней и внешней поверхности труб. При электрохимической защите подземных трубопроводов требуется выполнять ряд измерений: разности потенциалов труба-земля; поляризационного потенциала на трубопроводе; величину коррозионной активности грунтов; состояние изоляционного покрытия. Перечисленные измерения позволяют оценить остаточный эксплуатационный ресурс труб с учетом эффекта старения металла.

Периодичность процедур диагностирования и прогнозирования технического состояния нефтепровода зависит от времени эксплуатации трубопровода, поскольку, как правило, первые коррозионные проявления обнаруживаются после шести лет эксплуатации. В связи с этим составляются годовые планы и графики профилактического обследования подземных нефтепроводов, в результате которого выявляются дефекты поверхности трубопровода и его изоляционного покрытия. Обнаруженные крупные дефекты устраняются.

При измерениях разности потенциалов между трубопроводами и землей используют, как правило, высокоомные показывающие, самопишущие и интегрирующие приборы (для зон блуждающих токов) (рис. 6.19).

Отрицательную клемму измерительного прибора подсоединяют к подземному трубопроводу 1 через контрольно-измерительные пункты 2, а положительную к стационарному или временному электроду сравнения. Временные электроды сравнения устанавливают на минимальном расстоянии от трубопровода. Если электрод устанавливают на поверхности земли, то желательно поместить его над осью трубопровода. В качестве электрода сравнения, как правило, используют медносульфатные неполяризующиеся электроды (МСЭ). Стальные электроды сравнения допускается применять только в зонах действия блуждающих токов при больших амплитудах колебаний измеряемых потенциалов. Средний равновесный электродный потенциал углеродистой стали в грунтах составляет (-0,45)¸(-0,55) В по МСЭ. Трубопроводы, пролежавшие много лет в грунте, отличаются по значению потенциала от вновь уложенных. Отклонения потенциала от среднего значения обычно не превышает 100¸200 мВ.

Поляризационный потенциал трубопровода можно измерить в специально оборудованном контрольно-измерительном пункте (КИП) с помощью МСЭ длительного действия с датчиком электрохимического потенциала. Поляризационный потенциал измеряют с помощью прерывателя тока и вольтметра, схема подключения которых к КИП приведена на рис. 6.20.

Удельное электрическое сопротивление грунта определяется для выявления участков трассы прокладки трубопровода с высокой коррозионной активностью грунта, требующей от коррозии, а также для расчета катодной и протекторной защиты. Удельное электрическое сопротивление ρ по трассе трубопровода определяют с интервалами 100¸500 м. На действующей сети трубопроводов измерения проводят через каждые 100¸200 м вдоль трассы на расстоянии 2¸4 м от оси трубопровода. Определение ρ выполняется измерителями сопротивления и потенциометрами. В качестве электродов можно применять стальные стержни длиной 250¸350 мм и диаметром 15¸20 мм.

Удельное сопротивление грунта определяется по формуле

, где . (6.106)

При измерении удельного электрического сопротивления грунта измерителями сопротивления расстояние между электродами принимаются одинаковыми и равными глубине прокладки подземного сооружения (рис. 6.21). Расчет удельного электрического сопротивления грунта ρ, Ом·м, проводят по формуле

, (6.107)

где a – расстояние между электродами, равное глубине прокладки подземного сооружения, м; R – измеренное прибором сопротивление, Ом.