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.

Токи утечки с рельсовой сети электротранспорта, которые получили название блуждающих токов, попадают в почву или водные растворы, встречают на своем пути металлические коммуникации, удельное сопротивление которых значительно ниже удельного сопротивления земли, и натекают на газопровод (катодная зона), потом стекают с них в грунт (анодная зона, здесь идет разрушение металла трубы) и через грунт возвращаются к своему источнику – тяговую подстанцию. При этом рельсы и подземные коммуникации разрушаются в местах стекания тока в землю, т.е. основное разрушение приходится на анодные зоны.

Рисунок 1 – Схема возникновения и протекания блуждающих токов

1 – тяговая подстанция; 2 – контактный провод; 3 – рельсы; 4, 5 – трубопроводы;

6 – места коррозии; Iт – тяговый ток; Iв – ток возврата; Iб – блуждающий ток

На сегодняшний день в действующей нормативно-технической документации критерии оценки блуждающих токов даны не четко. Основной ГОСТ Р 51164-98 определяет наличие влияния блуждающих токов, как равное или превышающее 400мВ абсолютное значение разности потенциалов «труба-земля» между наибольшим и наименьшим значением измеренного потенциала газопровода. В то же время Руководством по эксплуатации систем противокоррозионной защиты критерием является размах значений потенциала свыше 100мВ. СТО Газпром 9.2-002-2009 п.8.12 определяет временной интервал воздействия: «допускается кратковременное анодное смещение потенциала трубы относительно естественного потенциала суммарной продолжительностью не более 4 минут в сутки».

Таблица 1 – Критерии наличия блуждающих токов можно

В результате при проведении электрометрической диагностики необходимо учитывать ряд особенностей при работе в зоне блуждающих токов:

• провести экспресс оценку защищенности газопровода средствами ЭХЗ;
• определить параметры (значения) защищенности газопровода: поляризационный потенциал, направление распространения блуждающих токов;
• провести ранжирование участков по результатам анализа п.2, актов шурфовки;
• сделать выводы и разработать рекомендации по эксплуатации газопровода в зоне влияния блуждающих токов (оптимизация режимов ЭХЗ, рекомендации по объемам и видам ремонтных работ изоляционного покрытия, а также по реконструкции систем ЭХЗ).

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

1. Нормативно-техническая документация по диагностике наличия (влияния) блуждающих токов нуждается в детальной проработке и уточнении критериев в части определения качественного и количественного их воздействия на газопровод.
2. Определить четкую последовательность работ во время проведения электрометрических обследований с последующей выдачей выводов и рекомендаций.