Необходимым условием для анализа, безусловно, является наличие данных, полученных в результате обследований за предыдущие периоды в виде различных актов по внутритрубной дефектоскопии, обследованию газопроводов в шурфах и т.п.

Во-первых, необходимо ознакомиться с объемом данных с целью систематизации информации о состоянии интересующих параметров и общем определении максимальных коррозионных параметров.

Во-вторых, определить один-два параметра, на которых будет выстроен анализ и сделаны выводы с учетом ряда допущений.

Опасность развития, распространения на эксплуатируемых газопроводах всегда оценивают приближенно на основе эмпирических зависимостей между параметрами.

Для оценки коррозионной опасности газопроводов необходимо определить опасность:

-        почвенной коррозии;

-        блуждающими токами.

Опасность почвенной коррозии Кпк рассчитывают по формуле [2, с.7]:

где  – удельное  электрическое сопротивление грунта, Ом∙м;

a – расстояние между электродами измерения;

R – показания прибора, которым проводят измерения по четырех электродной схеме.

Согласно существующей нормативно-технической документации измерение удельного электрического сопротивления грунта по трассе газопровода измеряют через интервалы не превышающие 100 метров и во всех местах, способных вызвать существенное изменение величины сопротивления.

Коррозионную опасность блуждающих токов Кбт рассчитывают по формуле [2, с.9]:

где Lж – расстояние между железной дорогой и рассматриваемым участком газопровода, км (при условии их пересечения Lж=0);

Lжт – расстояние между участком электрифицированной железной дороги и ближайшей тяговой подстанцией, км (под участком электрифицированной железной дороги понимается тот участок, который находится ближе всего к газопроводу);

Lтп – расстояние между тяговыми подстанциями, км.

Коэффициент В принимает следующие значения при различных условиях:

-       В=0, если газопровод находится в зоне влияния электрифицированной железной дороги;

-       В=4, если газопровод находится в зоне влияния электрифицированной железной дороги на постоянном токе;

-       В=0,1 если газопровод находится в зоне влияния электрифицированной железной дороги на переменном токе.

Общую оценку коррозионной опасности можно определить:

1. Таблично (сопоставление оценок опасности различных факторов влияния и выбор максимальной величины).

Таблица 1 – Оценка коррозионной опасности и вероятностной скорости коррозии трубопровода

2. Эмпирически (с помощью теории вероятностей и математической статистики).

На действующих газопроводах в зоне блуждающих токов опасность коррозии может быть определена непосредственным измерением силы тока через вспомогательный электрод (датчик потенциала), используемый при измерении поляризационного потенциала по ГОСТ 9.602:

Опасность коррозии – вероятную скорость коррозии Vбл определяют из выражения [2, с.73]:

где Yвс.ср – средняя сила анодного тока через вспомогательный электрод, А;

tа – длительность периода анодного тока, ч;

tизм – длительность периода измерений, ч;

Sвс – площадь вспомогательного электрода, м².

Итогом оценки и анализа данных измерений является:

-        ранжирование газопровода по различным факторам;

-        разработка рекомендаций по объему и видам ремонтных работ;

-        определение очередности проведения работ.

Однако одной из главных проблем при транспортировке жидкостей трубопроводами является тот факт, что в связи с колебаниями температуры окружающей среды, неоднородности состава транспортируемого потока, криволинейностью отдельных участков и др., образуются  отложения на внутренней стенке трубопровода, уменьшая его проходной диаметр. Это снижает производительность всей транспортной системы, сокращает межремонтный период эксплуатации, приводит к авариям, повышает энергозатраты, увеличивает издержки производства, а также нарушает теплообмен с окружающей средой, что негативно влияет на экологическую обстановку. Осажденный слой в системе водоснабжения, к примеру, снижая проходной диаметр, может вызвать прорыв трубопровода, образуя просадки на поверхности, что может привести к аварийным ситуациям и даже угрожать человеческой жизни.

На сегодняшний день в области трубопроводного транспорта наибольше внимание уделяется мерам по профилактике и борьбе с отложениями. Однако вопрос снижения и устранения отложений на внутренней поверхности трубопровода является до сих пор нерешенным, а существующие методы не обеспечивают на практике надежной работы системы.

На практике широко применим способ оценки толщины парафиновых отложений, основанный на измерении температуры двумя установленными на внешнюю стенку трубопровода датчиками (по коэффициенту теплопередачи). Для этого, используя тепло нефти в качестве источника тепла, измеряют однонаправленные тепловые потоки в двух теплоотводящих элементах, установленных на наружной поверхности нефтепровода в различных ее точках, измеряют температуры наружной стенки нефтепровода в местах установки теплоотводящих элементов, а также температуру нефти. [1].). В качестве источника тепла применяется сам нефтяной поток. По величине температуры через теплоотводящие элементы, установленные на наружной стенке трубы, судят о толщине отложений. К недостаткам способа можно отнести его узкую область применения с жидкостями, температура которых ниже окружающей среды.

Также, известен способ определения толщины отложений за счет нагретого бруска выше температуры транспортируемой среды, установленного на внешнюю стенку трубопровода [2]. При этом снимают временное изменение температуры нагретого тела и по полученным данным судят о толщине отложений на стенках трубопровода. Недостатком данного способа является энергопотребление на нагрев бруска, и сложность автоматического контроля на большом расстоянии.

Широко распространен способ, основанный на измерении средней скорости жидкости, например ультразвуковым расходомером [3]. Принцип основан на измерении скорости гомогенной жидкости (без газовых включений), проходящей через участок трубопровода с постоянным расходом. В участках, где имеются сужения, скорость потока будет больше. По разнице скоростей оценивается толщина отложений. К недостаткам способа можно отнести сложность исполнения и возможные экономические потери вследствие остановки процесса транспортирования. Также, на основе применения ультразвуковых волн, существует способ  определения толщины отложений на внутренней стенке трубопровода [4]. Способ основан на отношении интенсивности ультразвуковой волны, прошедшей через контролируемый материал и интенсивностью, прошедшей через такое же вещество без отложений. По полученным значениям строят градуировочные кривые и судят о толщине отложений в трубопроводе. Недостатком данного способа является дополнительная погрешность при измерении гетерогенных потоков за счет влияния газовой составляющей на характер распределения ультразвуковых волн. Все транспортируемые потоки (вода, нефть и др. жидкости)  являются многофазными многокомпонентными и имеют в своем составе свободный газ. Известно, что при переходе от одной фазы к другой ультразвуковые волны испытывают преломление и ослабление. Преломление тем сильней, чем больше величина градиента акустического сопротивления на стыке двух сред, которая находится в прямой зависимости от разности плотностей. В связи с этим на участках, где было скопление газа, результаты будут недостоверными. Данный способ применим для гомогенных потоков и для веществ с близкими значениями плотностей.

Проведенный анализ существующих измерительных систем отложений внутри трубопроводов показывает, что на сегодняшний день при высоком уровне развития трубопроводного транспорта не существует готового решения данного вопроса, и это доказывает актуальность разработки точной и высокопроизводительной установки контроля. Предполагается, что волновые системы контроля, основанные на радиоизотопном излучении [5], могут осуществить контроль толщины слоя отложений на стенках трубопровода, предоставить информацию о характере и составе транспортируемого потока, и, на основе полученных результатов, возможно совершенствование добычной и транспортный процессы.

Методика бесконтактного автоматического измерения толщины осажденного слоя на внутренней поверхности трубопровода и детектирования отдельных компонентов многокомпонентных потоков на основе радиоизотопного излучения, может быть использована как на стадии проектирования и прокладки трубопроводов, так и на действующих трубопроводах городов и отдельных предприятий. Такой продукт позволит обеспечить своевременное обнаружение и предотвращение аварийных ситуаций,  надежную и эффективную работу всей транспортной системы. Разрабатываемая аппаратура может применяться как для  собственных нужд города, так и в научных исследованиях, проводимых в интересах нефтяной, газовой и угольной промышленностей, геологии, ядерной энергетики, химической и горной отраслей промышленности. Широкая область применения еще раз доказывает актуальность изучаемого вопроса.

В настоящее время природный газ (ПГ) является одним из передовых видов топлива наряду с нефтью и углем. Природный газ используется для производства электроэнергии, в качестве сырья в химической промышленности, как топливо для транспорта, а также является важным энергоресурсом в жилищно – коммунальном хозяйстве. К тому же, природный газ является более экологически чистым, по сравнению с другими видами топлива.

Главными потребителями природного газа в быту являются газовые плиты для приготовления пищи, и газовые котлы и котельные установки для выработки тепла. Газ до потребителей транспортируется при помощи сетей газоснабжения, состоящих преимущественно из газопроводов.

Однако с развитием технологий стала доступна новая схема газоснабжения посредствам транспортировки сжиженного природного газа.

Сжиженный природный газ (СПГ) – это тот же самый природный газ, но искусственно охлажденный до температуры сжижения (порядка -162ºС), при которой газ переходит в жидкое состояние. Такая жидкость называется криогенной.

Газ в сжиженном состоянии имеет ряд преимуществ:

• Сжиженный природный газ сжимается в объеме в 600;
  
• При регазификации СПГ (возвращение газа в исходное парообразное состояние) образуется обычный природный газ, не теряя своих свойств. Таким образом из 1 м3 СПГ можно получить 600 м3 природного газа;
  
• Появляется возможность создания запасов и их использования по мере необходимости;
  
• В своей жидкой форме сжиженный природный газ не имеет способность взрываться или воспламеняться;
  
• Возможность газификации удаленных объектов
  

Суть схемы газоснабжения СПГ заключается в следующем: природный газ забирается из магистрального трубопровода на комплекс сжижения природного газа (КСПГ), где он преобразуется в СПГ и хранится в специальных криогенных сосудах. Далее СПГ перекачивается в автоцистерну и транспортируется по автодорогам к станции приема, хранения и регазификации сжиженного природного газа (СПХР СПГ), расположенного у газифицируемого населенного пункта и подключенного к его газораспределительной сети. СПГ из автоцистерны перекачивается в криогенные сосуды, установленные на СПХР. Далее сжиженный газ, проходя через специальные испарители, регазифицируется (принимает парообразный вид), редуцируется до нужного давления на газорегуляторном пункте (ГРП), и подается в газораспределительную сеть населенного пункта. Принципиальная схема сети снабжения СПГ представлена на рисунке 1.

Рис.1. Принципиальная схема сети снабжения СПГ
1 – газовые скважины на газовом промысле; 2 – газовый промысел, включающий очистку газа; 3 – компрессорная станция; 4 – магистральный газопровод; 5 – завод по производству СПГ; 6 – автоцистерна; 7 – СПХР; 8 – ГРП; 9 – газопровод среднего давления; 10 – газопровод низкого давления (газораспределительная сеть населенного пункта)

Такая схема используется в основном для газоснабжения удаленных населенных пунктов, что делает ее актуальной для использования в Пермском крае.

На территории Пермского края на данный момент установлен минизавод по производству СПГ, расположенный в деревне Канюсята. Производительность завода составляет 19 млн. кубометров газа в год. Завод используется для газоснабжения девяти котельных и 3 тыс. домовладений в трех окрестных населенных пунктах – поселках Ильинский, Северный Коммунар, селе Нердва – на их территории установлены станции регазификации СПГ.

Рассмотрим целесообразность выбора схемы снабжения СПГ в поселке Ильинский. Сравним ее с традиционной схемой газоснабжения. Для сравнения условимся, что стоимость строительства и эксплуатации ГРС и завода по производству СПГ, а так же стоимость эксплуатации газопровода и СПХР эквивалентны, а сам поселок уже имеет собственную распределительную сеть низкого давления.

Поселок Ильинский расположен на севере от г. Перми в Ильинском городском округе Пермского края. Численность население поселка – 6000 человек Расстояние от поселка до ближайшей ГРС «Крым» составляет 63 км. Трасса газопровода будет проходить через несколько рек и лесных массивов, а также имеют место сложные геологические и гидрологические условия прокладки, которыми богат Пермский край. Газопровод пройдет через большое количество кадастровых участков, находящих в имущественных отношениях с различными муниципальными образованиями, с которыми следует заключать договора аренды земли. Стоимость капитального строительства газопровода такой длинны, с учетом вышеперечисленных факторов, может составлять порядка 1 млрд рублей. Для малых населенных пунктов с относительно небольшим годовым расходом газа, в основном хозяйственно бытовым потреблением и теплоснабжением, подобные капитальные вложения являются экономически необоснованными.

Рассмотрим схему снабжения СПГ. Станция регазификации занимает площадь 2,6 га. Стоимость строительства станции на территории населенного пункта составит порядка 200 млн рублей. Расстояние от завода СПГ до станции регазификации составит 50 км. Транспортировка СПГ производится автоцистерной по имеющимся автотрассам.

При данной схеме транспортировки и использования природного газа в сжиженном виде сокращаются затраты на строительство газопровода, при этом требуется наличие транспортной сети, что является актуальным для развития территорий, так как наличие транспортной инфраструктуры улучшает условия проживания населения. Таким образом система газоснабжения на основе СПГ косвенным образом решает целый комплекс задач развития территорий Пермского края.

Однако, такая схема не всегда может быть целесообразной для использования. При выборе схемы газоснабжения населенного пункта следует учитывать:

• Расстояние от ГРС до населенного пункта
  
• Состояние грунтов на пути прокладки, условия прокладки газопровода
  
• Капитальные вложения на строительства как трубопровода, так и СПХР
  
• Условия транспортировки СПГ (состояние дорожных путей)
  
• Число жителей населенного пункта

В процессе эксплуатации систем теплоснабжения при нагреве воды увеличивается концентрирование солей за счет испарения. При высокой коррозионной агрессивности воды накопление соединений железа в воде определяет образование на теплообменных поверхностях железоокисных отложений. Наличие накипи и отложений приводит к ухудшению теплообмена и эффективности работы оборудования, в частности, к пережогу труб котлов, к экономическим потерям [1].

Скорость коррозии можно определить несколькими способами: с помощью коррозиметра «Эксперт-004» и весовым методом (с применением стальных пластинок). Наиболее достоверным и оптимальным является метод определения скорости коррозии при помощи коррозиметра «Эксперт-004» по двухэлектродной схеме [2].

Перед проведением эксперимента цилиндрические стальные электроды для коррозионных испытаний предварительно зачистили с применением наждачной бумаги, далее обезжирили этиловым спиртом и поместили в эксикатор. Электроды имеют следующие внешние характеристики: длина 40 мм, диаметр 6 мм, резьба М3, глубина 12 мм. Площадь электрода при таких его габаритах составляет 7,8 см². Для начала проведения исследования электроды закрепляются на измерительном приборе с помощью винтовых соединений, обеспечивающих легкость эксплуатации. Для закручивания и раскручивания электродов на резьбовые шпильки измерительного датчика использовали мягкую пластиковую трубку, чтобы предохранить поверхность от механических повреждений. Во избежание протекания щелевой коррозии электроды в процессе испытания плотно прилегают к тефлоновой поверхности измерительных датчиков и полностью погружены в жидкость (ниже ватерлинии) [2].

В первые минуты наблюдений значение показателя скорости коррозии имеют скачкообразные постоянно меняющиеся значения, но после определённого времени стабилизируются.

Таким образом, после 8 часов непрерывной работы показатель стабилизировался на значении 0,2379 мм/год и не изменялся еще 24 часа. Текущие значения поляризации электродов и тока измеряемых параметров при этом составили соответственно 18,6 мВ и 55,9 мкА.

Агрессивность теплоносителя зависит от средней скорости коррозии индикаторов и оценивается в соответствии с приведенной ниже табл. 1.

Таблица 1. Оценка коррозионной агрессивности сетевой воды

При высокой или аварийной агрессивности сетевой воды необходимо принимать следующие меры для ее уменьшения: снижать содержание кислорода в сетевой воде; повышать значения водородный показатель; вводить ингибитор коррозии [3].

В нашем случае наблюдается аварийная агрессивность сетевой воды, поскольку показатель скорости коррозии теплоносителя составил 0,2379 мм/год. Для снижения агрессивности и коррозионной активности воды дозировался ингибитор NALCO CL-50. Этот реагент значительно уменьшает скорость коррозии сталей и цветных металлов.

В товарном продукте NALCO CL-50 содержится натрий триполифосфат в концентрации 6,3% и натрий полифосфат в концентрации 32,5%, первое активное вещество выполняет функцию ингибитора отложений, а второе – ингибитора коррозии [4].

В качестве эксперимента реагент дозировался в ту же пробу с последующим перемешиванием со всем объемом испытуемой воды. Результаты измерений приведены в табл. 2.

Таблица 2. Изменение скорости коррозии

При дозировке 0,6 мг/л ингибитора NALCO CL-50 скорость коррозии была значительно снижена, при повторном дозировании – в два раза. При увеличении дозировки до 1,8 мг/л скорость коррозии снижается еще в два раза и составляет 0,06 мкм/год, что является допустимой агрессивностью воды по оценке приведенной в табл. 1.

Дозировка должна быть скорректирована по результатам измерения скорости коррозии для конкретного объекта теплоснабжения. При выборе дозировки должны учитываться показатели гигиенической характеристики, поскольку при увеличении объема реагента соответственно будут увеличиваться и компоненты, содержащиеся в составе ингибитора. Гигиенические характеристики ингибитора коррозии NALCO CL-50 в соответствии с “Едиными санитарно-эпидемиологическими и гигиеническими требованиями к товарам, подлежащим санитарно-эпидемиологическому надзору (контролю)” приводятся в табл. 3 [5].

Таблица 3. Гигиеническая характеристика

Выбор дозировки будет регламентирован как остаточными содержанием реагента в воде, так и экономической эффективностью. Примерная стоимость реагента составляет 1,2 млн рублей за 12 тонн, следовательно, его избыточное дозирование может привести не только к ухудшению качества воды в результате превышения допустимых показателей теплоносителя в системе отопления, так еще и к значительным материальным потерям.

Выводы: применение ингибитора коррозии позволит предотвратить накопление соединений железа в воде и образование железноокисных отложений, уменьшить повреждаемость оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии, тем самым снизить материальные затраты на дорогостоящий ремонт. При помощи коррозиметра «Эксперт-004» определялась скорость коррозии в теплоносителе, в который экспериментально дозировали по 0,6 мг/л реагента NALCO-CL50 до допустимой агрессивности теплоносителя.