В настоящее время существует целый ряд приборов по поиску мест повреждений изоляционных покрытий без вскрытия магистральных газопроводов. Однако, сложность их использования в поиске точного местонахождения дефектных зон изоляции заключается в том, что чрезвычайно высоки требования к опыту и внимательности оператора приборного комплекса, более того, существуют ограничения по погодным и природно-климатическим условиям – поиск повреждений изоляции с большим количеством влаги для магистральных газопроводов неэффективен.
В настоящее время широко применяются приборы для электрометрических измерений на трассе (АНПИ, УКИ-1М, АНТПИ, ПОИСК, и др.), которые по измерениям потенциалов на поверхности земли позволяют обнаруживать места нарушения изоляционного покрытия. Минимально удовлетворительные результаты возможно получить при использовании приборных комплексов, основанных на принципах магнитометрического контроля - токовый топограф РСМ фирмы «Radiodetection» RD 8000 или Seba vLocDM2, измерители концентраторов напряжений ИКН-2М и ИКН-3М, комплекс «Скиф МБС/04», высокоточные трассоискатели типа «Оникс», «C-Scan» и др.). Точность регистрации контролируемых параметров (токов) сильно зависит от множества факторов: точности позиционирования над осью трубы, пространственного положения магниточувствительных датчиков, глубины заложения трубопровода. Сложную систему электромагнитных помех создают блуждающие токи, токи электрических силовых кабелей и кабелей связи, ЛЭП, которые снижают эффективность и точность их работы. Поэтому главным недостатком вышеуказанных комплексов является невысокая степень их помехозащищенности. Таким образом, встал вопрос о разработке высокочувствительного и помехозащищенного приборного комплекса, позволяющего эффективно находить и локализовывать с необходимой точностью места повреждений изоляционных покрытий магистральных газопроводов без вскрытия в зоне постоянного действия блуждающих токов.
Способ определения мест повреждений в изоляционном покрытии магистрального газопровода основывается на методе Пирсона, где поиск дефектов изоляционного покрытия осуществляется либо от сигнала работающей станции катодной защиты на частоте 100 ГЦ, либо от сигнала специального генератора на частоте около 1 кГц.
Основными сравнительными преимуществами разрабатываемого комплекса с точки зрения поиска дефектов изоляционного покрытия перед существующими является совокупность следующих показателей:
1. Возможность производить работы по методу Пирсона с использованием продольного градиента потенциалов. Этим достигается относительно малая трудоемкость работ (по сравнению с поперечным градиентом, или методом интенсивных измерений с использованием комплекса MoData2 или аналогичных). При этом возможность работы методом поперечного градиента в тех случаях, когда это необходимо, также имеется.
2. Возможность работы на частоте 100 Гц от сигнала действующих станций катодной защиты, что исключает необходимость установки генератора и экономит время. При отсутствии катодной защиты на участке обследования, установка генератора, конечно, является необходимой.
3. Использование схемы работы с двумя операторами, которые располагаются на расстоянии 6 - 7 метров друг от друга, что обеспечивает большую измерительную базу для получения полезного сигнала. В результате каждый локальный дефект изоляционного покрытия характеризуется двумя максимумами и одним минимумом полезного сигнала, что практически исключает возможность случайного пропуска дефекта изоляции операторами. Эта же особенность в разумных пределах снижает требования к опыту и внимательности операторов поиска повреждений.
4. Возможность использования поиска повреждений в зоне действия постоянных блуждающих токов (в отличии, скажем от метода интенсивных измерений или метода выносного электрода).
5. Высокая помехозащищенность селективных индикаторов позволяет производить работы вблизи действующих линий электропередач напряжением 10 кВ, 35 кВ, 110 кВ, 220 кВ, 500 кВ.
6. Как уже было сказано выше, возможность ранжирования повреждений по физическим размерам без вскрытия трубопровода.
При сравнительных испытаниях в качестве базы для сравнения использовалась известная установка контроля изоляции УКИ-1М, предварительно проверенная и отрегулированная на достижение максимальных характеристик чувствительности и избирательности.
Таблица 1. Результаты сравнительных испытаний искателей повреждений (частота 100 Гц)
|
№ п/п |
Тип прибора |
Уровень сигнала |
Дата измерения |
||
|
Max |
Min |
Глубина |
|||
|
1 |
УКИ-1М |
130 х 6 - 170 х 6 |
160 х 4 |
105см |
04.09.2015 |
|
6,5 - 8,5 mV |
0,8 mV |
0,75 mV |
|||
|
2 |
П-1 |
- |
- |
105см |
04.09.2015 |
|
5,9 - 7 mV |
0,25 - 0,3 mV |
0,19 – 0,24 mV |
|||
|
3 |
П-2 |
- |
- |
105см |
04.09.2015 |
|
5 - 6 mV |
0,19 - 0,23 mV |
0,16 - 0,3 mV |
|||
Таблица 2. Результаты сравнительных испытаний искателей повреждений (частота 1000 Гц)
|
№ п/п |
Тип прибора |
Уровень сигнала |
Дата измерения |
||
|
Max |
Min |
Глубина |
|||
|
1 |
УКИ-1М |
8 х 7 |
60 х 3 |
101см |
04.09.2017 |
|
12 mV |
0,06 mV |
||||
|
2 |
П-1 |
- |
- |
- |
- |
|
- |
- |
- |
|||
|
3 |
П-2 |
- |
- |
101см |
04.09.2017 |
|
40 mV |
0,2 mV |
0,12 mV |
|||
Таблица 3. Поперечный градиент
|
точки |
УКИ-1М |
П-2 |
П-2 |
П-2 |
П-2 |
П-2 |
П-2 |
|
1 |
7х7 |
14 mV |
11,5 |
11 |
11 |
9,5 |
9 |
|
2 |
5х7 |
12 |
11,1 |
10,9 |
11 |
9,5 |
9 |
|
3 |
4х7 |
7 |
9,5 |
9,4 |
9 |
8 |
8 |
|
4 |
5х7 |
7 |
8,7 |
8,5 |
8,5 |
5 |
8 |
|
5 |
5х7 |
13 |
9,7 |
10 |
9,5 |
7,5 |
9 |
|
6 |
4х7 |
12 |
9,3 |
9 |
9 |
9 |
7 |
|
7 |
8х7 |
15 |
18 |
17 |
18,5 |
17 |
19 |
|
8 |
12х7 |
26 |
27 |
27,5 |
29,5 |
28 |
30 |
|
9 |
12х8 |
79 |
77 |
78 |
80 |
80 |
90 |
|
10 |
16х9 |
270 |
261 |
268 |
265 |
265 |
290 |
|
11 |
20х11 |
2600 |
2700 |
2800 |
2800 |
2500 |
2700 |
|
12 |
12х9 |
230 |
234 |
228 |
240 |
220 |
260 |
|
13 |
9х8 |
62 |
60 |
62 |
63 |
60 |
66 |
|
14 |
11х7 |
25 |
23 |
23 |
25 |
23 |
24 |
|
15 |
4х7 |
10 |
8,5 |
9 |
9 |
8 |
8,5 |
Таким образом, поиск и локализация мест повреждений изоляционных покрытий магистральных газопроводов должен основываться на измерении электродвижущей силы индуктивного преобразователя, помещенного в переменное магнитное поле прямого проводника.
При поиске повреждений изоляционных покрытий на газопроводах необходимо производить измерения растекания тока по телу трубопровода для оценки технического состояния и выявления поврежденного участка с помощью амперметра.
Далее необходимо производить измерения электрического сопротивления секции магистрального газопровода для подтверждения наличия повреждения в изоляционном покрытии с помощью измерителя сопротивления заземления (рисунок 1).
Рисунок 1. Схема поиска повреждений изоляционного покрытия магистрального газопровода
1 – обследуемый трубопровод; 2 – повреждение изоляционного покрытия; 3 – генератор ГА-01; 4 – начало секции; 5 – временное заземление; 6 – индуктивный датчик; 7 – измеритель; 8 – первый измерительный электрод; 9 – второй измерительный электрод; 10 – конец секции
Для обнаружения места повреждения изоляционного покрытия необходим сигнальный ток на обследуемом участке газопровода, который создается путем подключения двухчастотного генератора ГА-1 к концу участка магистрального газопровода на соединительном контрольно-измерительном пункте (далее КИП-С) с временным заземлением, оборудованном на расстоянии не менее 10 м от протяженных анодных заземлителей. Сопротивление растеканию временного заземления должно быть не более 50 Ом. Далее с помощью индуктивного датчика определяется положение магистрального газопровода в грунте.
Во время выполнения трассировки оси по всей длине обслуживаемого участка магистрального газопровода поиск места повреждения изоляционного покрытия производится методом измерения поперечного градиента потенциала между измерительными электродами вдоль линии магистрального газопровода.
Первый электрод располагается над осью магистрального газопровода , а второй электрод на расстоянии не менее 7 м перпендикулярно ходу движения со стороны, противоположной защищаемому трубопроводу.
При определении максимального сигнала устанавливается контрольный знак.
Далее генератор переключается на другой конец секции обследуемого участка магистрального газопровода, и измерения проводятся в обратном направлении.
За место повреждения изоляционного покрытия магистрального газопровода принимается средняя точка между двумя максимальными значениями измеренных сигналов.
Таким образом, эффективность предложенного комплекса по поиску повреждений изоляционных покрытий позволит ранжировать их по размерам повреждений без вскрытия магистральных трубопроводов в зоне постоянного действия блуждающих токов (в отличии, скажем от метода интенсивных измерений или метода выносного электрода). Высокая помехозащищенность селективных индикаторов позволит производить работы вблизи действующих линий электропередач напряжением 110 кВ, 220 кВ, 500 кВ.
Литература
1.Кравцов В.В. Коррозия и защита конструкционных материалов. Основы теории химического сопротивления материалов: Учебное пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.-183с.
2.Кравцов В.В., Старочкин А.В., Блинов И.Г. Комплексное обследование коррозионного состояния подземных трубопроводов. Учеб. пособие - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011 -183с.
3.В.В. Кравцов, М.В. Кузнецов, А.Г. Гареев и др. Техника антикоррозионной защиты подземных трубопроводов: учеб. пособие - Уфа: ООО «Монография», 2008 — 382с.
4.Ф.М. Мустафин, М.В.Кузнецов, Л.И. Быков.Защита трубопроводов от коррозии: Том 1: Учебное пособие - Уфа: Монография. – Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 214 с.
5.РД-29.035.00-КТН-080-10. Инструкция по контролю изоляции магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации.
6.РД-29.200.00-КТН-176-06 Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозийной защиты.
7.РД-91.020.00-КТН-149-06 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС.
8. А.Н. Ценев, В.В. Носов, М.Н. Назарова, Г.С. Шарнина. Мониторинг технического состояния изоляционных покрытий подземных магистральных газопроводов в зоне блуждающих токов. - Трубопроводный транспорт – 2018: тезисы докладов XIII Международной учебно-научно-практической конференции / редкол: Р.Н. Бахтизин, С.М. Султанмагомедов и др. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2018. – С. 294-297.
