Коррозия подземных газопроводов приносит значительный ущерб. Образование сквозной коррозии стенок газопроводов приводит к утечке газа. Газ распространяется через колодцы соседних подземных сооружений в подвалы зданий, образуя взрывоопасную смесь. Поэтому большое значение имеет коррозионное обследование подземных газопроводов. Если газопровод не вскрыт, его коррозионное состояние определяют путем проведения электрометрических работ. Если же газопровод вскрыт, то дополнительно проводят обследование состояния изоляции и поверхности трубы.

В. А. ЖИЛА, О. В. АЛЕКСЮТИНА, Д. А. САНТАЛОВ

Опасность подземной коррозии для стальных газопроводов определяют последующим основным показателям:

• удельному сопротивлению грунта, потери массы трубки и поляризационным кривым;

• химическому анализу грунта;

• стационарному потенциалу;

• продольному и поперечному градиенту потенциала.

Основной метод оценки коррозионной активности грунта по отношению к стальным газопроводам — измерение удельного сопротивления грунта. Однако он является приближенным из-за сложной зависимости удельного сопротивления грунта от ряда его физико-химических свойств. Удельное сопротивление грунта определяют только в летнее время, когда грунт мягкий.

Для определения коррозионной активности грунта в зимнее время используют методы потери массы образца и поляризационных кривых. Оценка агрессивности грунтов по различным показателям приведена в таблице.

Для оценки коррозионной активности грунтов определяют влажность грунта, содержания в нем хлоридов и сульфатов и концентрацию водородных ионов рН. Наибольшая интенсивность коррозии наблюдается при влажности 13–15%. Химический состав растворенных в воде веществ и их концентрация в грунте определяют коррозионные свойства грунта. В значительной мере степень коррозионной активности грунта определяется значением рН, от которого зависит стойкость пленок, возникающих на поверхности стального газопровода.

Измерение стационарного потенциала позволяет выявить участки газопроводов, подверженных действию подземной коррозии в районах, где отсутствуют блуждающие токи. По величине стационарного потенциала определяют опасные в коррозионном отношении участки газопровода. Если на участке газопровода наблюдается сдвиг стационарного потенциала в отрицательную сторону от среднего значения—0,55, то этот участок считается опасным в коррозионном отношении и требует применения на нем катодной защиты. Участки, на которых наблюдается сдвиг стационарного потенциала в положительную сторону от среднего значения, считают не опасными в коррозионном отношении.

По результатам измерения продольного и поперечного градиента потенциала опасным в коррозионном отношении являются участки, где наблюдается положительное значение градиента.

Основной величиной, характеризующей интенсивность процесса коррозии блуждающими токами, является величина тока.

Были вскрыты подземные газопроводы и проанализировано техническое состояние подземных газопроводов г. Москвы, пролежавших в земле более 40 лет. Из рис. 1 видно, в интервале времени от 42 до 47 лет возрастает количество сквозных отверстий на трубопроводах. В дальнейшем количество повреждений сокращается. Это связано с уменьшением протяженности газопроводов, пролежавших в земле более 47 лет.

Проанализировано влияние значения величины диаметра газопровода на количество коррозионных повреждений. Наибольшее количество повреждений приходится на газопроводы диаметром 200 мм.

На рис. 2 видно, что протяженность газопроводов диаметров 200 мм наибольшая. С другой стороны, опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает независимость количества повреждений от величины диаметра. Для универсальной оценки состояния подземных газопроводов используется важнейшая характеристика надежности элементов систем газоснабжения интенсивность отказов λ 1/(км•год).Экспериментально λ(t) имеет три характерных периода.

Первый период от 0 до tп является периодом приработки, когда отказывают те элементы, которые имели скрытые дефекты. Этот период характеризуется высокой интенсивностью отказов, которая уменьшается и после момента tп сохраняется постоянной. Второй период — это период нормальной работы.

Собранный статистический материал по коррозионным повреждениям относится к периоду, когда сказывается износ и старение трубопроводов — период старения. В этот период интенсивность отказов трубопроводов растет (рис. 3).

Учитывая увеличения значения параметра потока отказов для газопроводов, пролежавших в грунте более 40 лет, необходимо срочно предусмотреть меры по прокладке или реконструкции изношенных трубопроводов. В противном случае возможно увеличение утечек газа подземных газопроводов.