CC BY
85Раздел 3. Инженерное обеспечение
УДК 620.19:622.691.4(470.53)
ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ ПРИ РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМЫ
ГАЗОРАСПРЕДЕЛЕНИЯ
Т. Н. Романова
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
г.Пермь, Комсомольский пр-т, 29, e-mail: [email protected]
Аннотация. Показано место газовых видов топлива в топливно-энергетическом балансе России. Рассмотрены особенности эксплуатации трубопроводов при транспортировке природного газа. Установлено, что надежность функционирования трубопроводного транспорта -одна из наиболее важных задач, от которой зависит количество выбросов вредных веществ; опасное влияние на обслуживающий персонал, близлежащее население и окружающую среду. Обозначены основные причины отказов на трубопроводном транспорте и рассмотрена коррозия, как одна из причин нарушения экологического равновесия окружающей среды. Основные методы защиты трубопроводов от коррозии- это пассивная и активная защита. На примере реконструкции газопровода в Пермском крае рассмотрены возможные средства защиты.
Предмет исследования: Средства ЭХЗ при прокладке газопровода высокого давления для газоснабжения населенных пунктов правобережной части р.Чусовая в Пермском крае.
Результаты: проанализирована работа установки ЭХЗ за последние два года на газопроводе высокого давления. Выбран вариант реконструкции средств ЭХЗ для повышения надежности работы газопровода.
Выводы: При реконструкции газопроводов необходимо уделять пристальное внимание защите конструкций от коррозии; использовать современные материалы анодных узлов и автоматизированные катодные станции, оборудованные системами телеметрии. Эти мероприятия позволят продлить срок эксплуатации газопроводов, защитить от опасных воздействий обслуживающий ГВД персонал, население и окружающую среду.
Ключевые слова: Природный газ, газопровод, магистральные газопроводы, газораспределительная сеть, стальные трубы, электрохимическая коррозия.
ВВЕДЕНИЕ
Россия по данным ОПЕК занимает первое место в мире по доказанным запасам природного газа (49,541 трлн.м3) и второе место по его добыче (642,242 млрд.м3/год). В топливно-энергетическом балансе России природный газ занимает долю более 50 %.
Согласно ФЗ-№116 от 21.07.1997г. «О промышленной безопасности опасных
производственных объектов», газоснабжение формирует энергетическую основу экономики и является важным индикатором промышленного развития страны.
К основным преимуществам газового топлива в сравнении с традиционным нефтяным относят: отсутствие твердых частиц (сажи) в дымовых газах, уменьшение содержания в отработавших газах оксида углерода в 8-10 раз, оксидов азота в 2 раза, углеводородов в 3 раза. Энергетической стратегией России предусмотрено, что к 2020 г. газовые виды топлива должны заменять до 10-12 млн. тонн нефтепродуктов ежегодно.
Энергозатраты в себестоимости
промышленной продукции России составляют в
среднем 8-12 %, а с учетом затрат на топливо этот показатель вдвое больше. Энергоемкость ВВП РФ в 2,3 раза превышает среднемировой уровень [1]. Одна из важнейших стратегических задач -сокращение к 2020 г. энергоёмкости отечественной экономики. Рост энергоэффективности повысит конкурентоспособность отечественной продукции и снизит нагрузку на окружающую среду [1].
Общий потенциал энергосбережения составляет 40 % от общего энергопотребления, а из них примерно 33 % относится к сфере топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Одним из направлений энергосбережения является повышение энергоэффективности передачи и распределения энергии.
В России наибольшую долю занимают грузоперевозки трубопроводным транспортом.
Газотранспортная система России отличается беспрецедентной в мировой практике концентрацией энергетических трубопроводных мощностей.
Трубопроводный транспорт - самый экологически чистый вид транспорта углеводородов, но лишь при условии соблюдения жесткой экологической дисциплины при
проектировании, строительстве и эксплуатации газопроводов [2].
Протяженность магистральных газопроводов (МГ) на территории России составляет 172,1 тыс. км; протяженность сетей
газораспределения и газопотребления превышает 85 тыс. км. Такая протяженность линейных объектов затрагивает интересы многих субъектов РФ, влияя на их социально-экономические условия и окружающую середу [3].
Более половины общей длины магистральных газопроводов прокладывается по лесным массивам; около 25% пересекают пашни и другие сельскохозяйственные угодья. Следствием аварий на газопроводах являются лесные пожары; происходит выгорание посевов и спекание грунта на глубину нескольких сантиметров.
Аварии в газовой промышленности могут привести к частичному или полному разрушению сооружений и/или технических устройств, неконтролируемым выбросам (и/или взрывам) вредных веществ; к опасному воздействию на персонал, население и окружающую среду [4].
Газопроводы относятся к ответственным сооружениям, к надежности работы которых предъявляются повышенные требования. При формировании газораспределительной системы в 70-80-х гг. прошлого века в нее был заложен значительный запас прочности. Подземная прокладка газопроводов является приоритетной, в этом случае трубы защищены как от природного, так и антропогенного воздействия. Наземные и надземные газопроводы используются только в случае, если подземная прокладка является невозможной [5].
Одна из наиболее важных задач трубопроводного транспорта -сокращение риска возникновения аварий, что позволит снизить безвозвратные потери транспортируемого продукта, предотвратить разрушение инженерных сооружений и обеспечить надежное функционирование единой системы газоснабжения [6].
Согласно данных Госгортехнадзора РФ, основными причинами отказов на трубопроводном транспорте [7] являются:
-брак, допущенный при проектировании и монтаже - 31%;
-повреждения в результате внешних воздействий - 24%;
-наружная коррозия - 20%; -брак, допущенный при производстве заводских труб - 17%;
-нарушение регламента эксплуатации - 8%. Любой дефект трубопровода (дефект изготовления, строительный или
эксплуатационный) снижает несущую способность трубопровода и может привести к разрыву трубы при превышении проектных нагрузок. Трубопровод только с одним единственным сквозным поражением уже непригоден для безопасной эксплуатации [8].
Городские территории насыщены различными инженерными коммуникациями, в т.ч. подземными трубопроводами. Суммарная масса стали, находящаяся в использовании под землей, составляет более 200 млн. тонн, а поверхность стальных конструкций составляет более чем 1,5 млрд.м2. Грунт и почва представляют собой сложную природную среду, особенности которой определяют протекающие процессы коррозии подземных коммуникаций [9].
Не только окружающая среда влияет на скорость коррозионных процессов, но и сам процесс коррозии создает неравновесные условия в окружающей среде, которые по принципу обратной связи приводят к росту интенсивности коррозионных процессов.
Вследствие большой металлоемкости подземных коммуникаций весьма актуальны вопросы защиты от коррозии для различных отраслей промышленности и транспорта. Но централизованная самостоятельная служба защиты от коррозии в настоящее время сохранилась лишь в ОАО «Газпром».
Полное прекращение процессов коррозии невозможно, поэтому в задачи защиты подземных коммуникаций входит только замедление скорости коррозионного разрушения, к примеру, соизмеримого с нормативным сроком эксплуатации трубопровода 30-35 лет.
ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» требует принятие необходимых мер по предупреждению коррозионных аварий трубопроводного транспорта: своевременное диагностическое выявление и устранение опасных коррозионных дефектов и обеспечение трубопроводов надежными средствами электрохимической защиты (ЭХЗ) от коррозии.
Согласно положениям ГОСТ Р 51164-98 магистральные трубопроводы подлежат пассивной и активной защите.
Пассивная защита трубопроводов осуществляется применением различного рода изоляционных покрытий [8]. Защитные свойства этих покрытий основаны на изоляции металлов от окружающей среды. Достоинство этого способа защиты - простота технологии; недостаток -недолговечность покрытий, эти покрытия выполняют свою функцию пока сохраняется их целостность.
Несмотря на ограниченный срок службы битумных (8-12 лет) и пленочных (15-16 лет) изоляций, к пленочной гидроизоляции до настоящего времени проявляется большой интерес (несмотря на то, что в РФ было запрещено использовать битумное и пленочное изоляционное покрытие для газопроводов диаметром 1420 мм) [6].
Несмотря на все разнообразие представленных на рынке изоляционных материалов, для защиты магистральных нефтегазопроводов от коррозии мастичные
покрытия остаются наиболее
конкурентоспособными по стоимости и технологии нанесения. На сегодняшний день используются трубы с заводской изоляцией из пенополиуретана (ППУ) [10].
Для активной защиты от коррозии металлической поверхности трубопроводов, проложенных подземно, применяются средства электрохимической защиты (ЭХЗ). Поскольку коррозия стальных материалов в грунте протекает по электрохимическому механизму, ее скорость зависит от электродного потенциала металла и удельного электрического сопротивления грунта [8].
Для подземных трубопроводов применяются два вида защиты - протекторная и катодная. Протекторная защита осуществляется с помощью тока гальванической пары, образованной двумя различными металлами (сплавами); протекторы (жертвенные аноды) обычно изготавливают из магниевых сплавов. При этом протекторная защита используется либо в качестве временной, либо для защиты объектов небольшой протяженности [8]. Протекторная защита не требует затрат на оборудование и электроэнергию, но она эффективна только в тех случаях, когда между протектором и окружающей средой небольшое переходное сопротивление.
В основном на практике применятся катодная защита, когда в качестве анода выступает электрод-заземлитель, заложенный в землю недалеко от трубопровода, а в системе ЭХЗ используют внешний источник постоянного тока. Электрический ток сдвигает потенциал трубопровода в отрицательную сторону [8].
Основное положение ЭХЗ заключается в необходимости поддерживать величину поляризационного потенциала трубопровода в диапазоне от -0,85 до -1,15 В в процессе эксплуатации на всех его участках [8]. С учетом нынешних стандартов нанесения изоляционных покрытий данное требование удовлетворяется установкой станций катодной защиты (СКЗ) на каждые 30 км газопровода. При протяженности защищаемого участка порядка 60 км созданная система ЭХЗ остается эффективной и при выходе из строя одной СКЗ за счет действия соседних станций [8].
Одним из недостатков катодной защиты часто считается опасность перезащиты, возникающей при большом смещении потенциала защищаемого объекта в отрицательную сторону; в результате которой возникает разрушение защитных покрытий, водородное охрупчивание металла, коррозионное растрескивание.
Но, как показали результаты исследований [11], количество водорода в металле трубы, находившейся длительное время в эксплуатации, незначительно, т.е. катодная защита не вызывает наводороживания металла труб и не является причиной потери металлом его пластических характеристик.
Однако наиболее опасными являются дефекты, связанные с процессом коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), в образование которых существенный вклад вносят и технология изготовления стали и трубы, и нарушения при строительстве трубопровода, и условия эксплуатации [12].
Характерная особенность КРН - это избирательное неоднородное распределение дефектов в масштабе всего газопровода и на отдельной трубе [13].
Считается, что зарождение трещины КРН происходит без участия электролита; КРН - это в первую очередь растрескивание под напряжением, и только после появления микротрещины (~ 5070 мкм), добавляется коррозионная составляющая, способствующая росту трещины.
Основной причиной разрушения подземных газопроводов является коррозия (общая, локальная) металла труб, причиной которой является нарушение защитных свойств изоляционного покрытия [11].
Защита от коррозии является одной из важнейших проблем, имеющей большое значение для народного хозяйства.
Сталь до сих пор применяется при катодной защите. В качестве заземлителей часто используют металлический лом, в том числе, рельсы от электрифицированной железной дороги. Это самый дешевый и доступный материал для анодных заземлителей. Заземлители из бывших в употреблении рельсов очень тяжёлые, имеют длительную работу по их монтажу.
Сталь - наихудший материал, так как не долговечный; через 10-15 лет эксплуатации такой анодный заземлитель заменяется. Кроме того, через пару лет эксплуатации стальной заземлитель, не растворившись полностью, уже может прекратить свою работу. Шероховатый слой образовавшейся ржавчины более чем в 3 раза превышает первоначальный объем растворившейся стали и вытянуть электрод из земли для ремонта не представляется возможным, при этом твердые продукты коррозии повышают электрическое сопротивление, которое вызывает постепенное уменьшение рабочего тока электрода до полного его прекращения.
В соответствии с законом Фарадея прохождение анодного тока в течение одного года силой в один ампер (А) вызывает растворение 10 кг железа.
Так, например, 108 катодных станций г.Чусового (Пермский край) со средним током 20 А каждой из них и суммарным 2000 А за один лишь только год разрушат 20 тонн железа.
Стальные заземлители для ЭХЗ в настоящее время устраивают с коксовой засыпкой. Благодаря углероду, кокс является проводником с электронной проводимостью. В точке соприкосновения кокса и стали нет электролитического растворения; растворение имеет место при контакте кокс-вода. А так как кокс
растворяется в 10 раз медленнее стали, срок службы анодного заземлителя увеличивается.
Но эра стальных анодных заземлителей все же заканчивается.
Основное требование, предъявляемое к анодному заземлителю - малая скорость анодного растворения. Эта проблема ЭХЗ может быть успешно решена с помощью ряда материалов, специально предназначенных для изготовления слаборастворимых анодов катодных станций.
Наиболее широкое распространение получили анодные заземлители из железокремнистых (ферросилидовых) электродов. Технические характеристики ферросилидовых заземлителей Менделеевец ММ приведены в таблице 1. Сравнительный анализ ферросилидовых и стальных заземлителей представлен в таблице 2.
Таблица 1. Технические характеристики заземлителя Менделеевец ММ
Table 1. Technical characteristics of the grounding conductor Mendeleevets MM
Наименование параметров Значение
Снимаемая токовая нагрузка, А 2
Скорость анодного растворения, кг/(Агод) 0,3...0,5
Габаритные размеры, мм:
длина 1500
диаметр 50
Масса, кг 22
Срок службы, лет, не менее 30
Таблица 2. Сравнительный анализ заземлителей Table 2. Comparative analysis of grounding conductors
Наименование параметров Менделеевец ММ Рельс б/у
Номинальный рабочий ток, А От 1,5 до 2,0 А От 1,5 до 2,0 А
Максимальный анодный ток, А Не более 4,0 А Не более 4,0 А
Габаритные размеры, Ь, мм 1506,0± 7,0 6000
Масса, кг 22,5±1,0 330
Срок службы, лет 35 10
Скорость растворения, кг /(А год) Не более 0,3 10
Необходимо на СКЗ мощностью Р=2 кВт, шт.
Цена, руб. 12 8
56000 52800
В соответствии с законом Фарадея О = дТТ, срок службы анода (Т) прямо пропорционален его массе (О) и обратно пропорционален току (I). Отсюда следует формула для расчета количества электродов (п) по массе анодного заземлителя: п = д IТ / (ОЭл п),
где: д - электрохимический эквивалент анодного материала, Оэл -масса одного стержня заземлителя, кг/шт, п = 0,4...0,6 -коэффициент полезного действия или коэффициент неравномерности растворения заземлителя.
Если анодный заземлитель на ток I = 10 А выполнен из ферросилидовых электродов массой Оэл = 22 кг каждый на срок службы Т = 30 лет при скорости растворения ферросилида в коксовой мелочи д = 0,3 кг/(Агод) и к.п.д. п = 0,5, требуемое число электродов будет равно п = 0,31025 / (22 0,5) =7 шт.
Напряжение на анодном заземлителе, вычисляемое по закону Ома, если сопротивление растеканию одного электрода равно Я = 3,6 Ом при р = 10 Ом.м и коэффициент взаимовлияния Е = 1,4, составит:
и = 1Язаз = I • Е Я / п = 10 • 1,4 • 3,6 / 7 = 7 В
Если удельное электрическое сопротивление грунта в четыре раза больше, т. е. р = 40 Ом.м, то Я возрастет в 4 раза и, следовательно, напряжение на заземлитель должно быть равным и = 28 В.
Для этого заземлителя пригоден любой отечественный преобразователь, поскольку рабочее напряжение преобразователей обычно не менее ин = 48 В.
В качестве источников постоянного тока для катодной защиты на СКЗ в основном используются преобразователи, которые питаются от сети 220 В промышленной частоты. Регулировка выходного напряжения преобразователя осуществляется вручную или автоматически. Если установки катодной защиты работают в условиях, изменяющихся во времени, которые могут обусловливаться воздействием блуждающих токов, изменением удельного сопротивления грунта или другими факторами, то целесообразно предусматривать преобразователи с
автоматическим регулированием выходного напряжения. Автоматическое регулирование может
осуществляться по потенциалу защищаемого сооружения (преобразователи потенциостаты) или по току защиты (преобразователи гальваностаты).
Таким образом, энергозатраты являются составной частью общих затрат на эксплуатацию газопроводов. Однако при проектировании ЭХЗ условие минимизации энергетических затрат на катодную защиту в расчет не принимается [8].
РЕКОНСТРУКЦИЯ СРЕДСТВ ЭХЗ СТАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА В ПЕРМСКОМ КРАЕ
Вопрос о газификации многих населенных пунктов в России до сих пор стоит очень остро. Так, планируется прокладка газопровода высокого давления (ГВД) для газоснабжения населенных пунктов правобережной части р.Чусовая (Пермский край). Для этих целей от существующего газопровода будет проложен ГВД протяженностью около 48 км с нагрузкой 8680 м3/час из полиэтиленовых и стальных труб подземной прокладкой, в том числе дюкер в две нитки через р.Чусовая.
ЭХЗ защищает данный участок газопровода от коррозии. Питание СКЗ осуществляется от шкафа-распределителя автоматизированной
газораспределительной станции (АГРС).
Защите от электрохимической коррозии подлежит ГВД из стальных труб в подземном исполнении состоящий из участков, в том числе дюкер в две нитки через р.Чусовая:
-диаметром Д=426х8,0; Д=426х10,0 протяженностью 1119,5 м. от точки врезки.
-диаметром Д=530х8,0 протяженностью 70,36
м.
-диаметром Д=159х4,5 и Д=325х7,0 протяженностью 174,03 м.
В настоящее время для защиты от электрохимической коррозии существующих ГВД в районе АГРС установлена неавтоматизированная установка катодной защиты ОПС-1200.
Установка имеет параметры работы /=10А, £/=28В и максимальным значениям потенциала в точке дренажа минус 1 В. Сопротивление растеканию ^=11,56 Ом. Согласно правил технической эксплуатации электроустановок потребителей (ПТЭЭП) не более Я=4 Ом.
Реконструированный ГВД будет входить в радиус защиты данного преобразователя, а значит, требуется выполнить реконструкцию всей установки защиты.
Была проанализирована работа установки ЭХЗ за последние два года и установлено, что суммарная продолжительность перерывов в работе установок ЭХЗ превышает 14 суток в течение года; при технических осмотрах СКЗ были зафиксированы неоднократные повышения потенциала, которые не соответствовали нормам ГОСТ; требовалась постоянная регулировка установки.
Поэтому было принято решение о более частых обходах с целью проверки СКЗ, а это дополнительные затраты на обслуживание. Ремонт преобразователя приходилось выполнять не на месте эксплуатации установки, а для установки неисправности его приходилось демонтировать и перевозить в эксплуатационное управление, где преобразователь и подвергался ремонту.
При осмотрах обнаруживалось, что оборудование сильно изношено, срок эксплуатации превышает девятнадцать лет, такие установки защиты уже не выпускаются и подобрать запасные засти для ремонта не представляется возможным.
В связи с этим, решено выбрать один из двух вариантов катодных преобразователей от двух разных производителей (таблица 3), которые смогут решить проблему ЭХЗ на ГВД.
Таблица 3. Характеристики катодных преобразователей Table 3. Characteristics of cathode converters
Наименование параметров 0ПС-50-24-У1 Тверца
Номинальный выходной ток, А 50 42
Номинальное выходное напряжение, В 24 48
Номинальное входное напряжение, В 220 170-260
Номинальная входная частота, Гц 50 50
Коэффициент полезного действия, % не менее 67 85
Коэффициент мощности, % не менее 0,8 0,95
Выходная мощность, кВт 1,2 2,0
Пульсация тока на выходе с фильтром, не менее,%, 4,5 0,5
Диапазон установки защитного потенциала, В 0,8 - 3,5 0,5- 5,0
Отклонение разностного защитного потенциала или тока, ±3,0 ±2,0
не более % в нормальных условиях от установки От -0,8 От -0,8
Диапазон установки разностного потенциала, В, в до -3,5 до -4,5
пределах
РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ АНАЛИЗ
На основе анализа работы существующей установки ЭХЗ и с учетом современных материалов и средств ЭХЗ выбран вариант по повышению надежности работы газопровода и устойчивости работы ЭХЗ на ГВД.
Для осуществления предложенного варианта необходимо провести реконструкцию средств ЭХЗ, а именно:
- заменить существующий анодный узел из железнодорожных рельс на электроды из ферросилидных сплавов типа Менделеевец ММ;
- заменить существующую станцию катодной защиты ОПС трансформаторного типа на станцию «Тверца» импульсного типа;
- заменить дренажные и питающие линии;
- установить блоки совместной защиты, а также контактные устройства.
Автоматизированная катодная станция будет постоянно поддерживать заданный защитный потенциал и в зависимости от ситуации менять ток. Оборудование с системой телеметрии позволит вести контроль за работой СКЗ и менять параметры установок с диспетчерского пульта. Реконструкция средств ЭХЗ позволит увеличить срок службы защиты до 30 лет, снизить эксплуатационные издержки и негативное влияние на окружающую среду.
ВЫВОДЫ
Несмотря на лидирующие позиции по запасам и уровню добычи природного газа, во многих федеральных округах РФ уровень газификации является достаточно низким.
Темпы роста газификации в стране устойчивые, но недостаточные, поэтому вопрос о газификации многих населенных пунктов в России до сих пор стоит очень остро.
При новом строительстве, реконструкции и замене газопроводов, отслуживших свой срок, необходимо уделять пристальное внимание защите конструкций от коррозии; использовать современные материалы анодных узлов и автоматизированные катодные станции, оборудованные системами телеметрии.
Эти мероприятия позволят продлить срок эксплуатации газопроводов, защитить от опасных воздействий обслуживающий ГВД персонал, население и окружающую среду.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Мухсинова Л. Х., Ахметова З. А. Трубопроводные системы как геоэкономический фактор обеспечения стабильности современного мирового развития// Международный научный журнал «Интернаука». 2017. № 10. С. 118-125.
2. Ильина О. Ю., Волкова Е. В., Боброва Э. М. Соблюдение экологических требований при транспортировке газа// Актуальные
проблемы современной науки, техники и образования. 2017. Т. 2. С. 3-5.
3. Ляпина В. В., Бурмистрова А. Б., Денисенко Е. Н. Особенности проведения экспертизы промышленной безопасности проектной документации на объектах магистральных трубопроводов// Технические науки - от теории к практике. 2015. № 51. С. 127-130.
4. Ксензов М. В. Аналитический обзор отчетов в области сбора данных по нештатным ситуациям при эксплуатации газопроводов// Инженерный вестник Дона. 2015. № 3 (37). С. 113.
5. Алиев М. М., Батогов В. В., Лясковский С. А. Особенности эксплуатации межпоселковых сетей газоснабжения// Инновации в строительстве и промышленности. 2016. № 1 (3). С. 2.
6. Причины аварий на подземном трубопроводном транспорте и современные методы их устранения/ П. С. Орлов , В. С. Шкрабак, Л. А. Голдобина , Е. С. Попова// Аграрный научный журнал. 2015. № 6. С. 59-64.
7. Рыбин В. А., Иванов В. А. Проблемы повышения энерго и ресурсоэффективности при сооружении и реконструкции магистральных трубопроводов// Экспозиция Нефть Газ. 2013. № 7 (32). С. 60-62.
8. Тарасов А. В. Система защиты магистральных трубопроводов и процесс их консервации и ликвидации// Промышленные и строительные технологии. 2016. № 10 (12). С. 6.
9. Влияние внешних факторов на долговечность инженерных подземных коммуникаций/ Н. Н. Губанов, В. А. Иванов, Е. Я. Крымская, В. Е. Есипов// Сервис в России и за рубежом. 2013. № 1 (39). С. 59-69.
10. Ахмедов А. М. Анализ антикоррозионной защиты при строительстве и капитальном ремонте линейно-протяженных сооружений// Вестник Волгоградского государственного архитектурно-строительного университета. Серия: Строительство и архитектура. 2013. № 30 (49). С. 184-189.
11. Лубенский С. А., Ямников С. А. Влияние длительности эксплуатации на свойства металла труб магистральных газопроводов// Проблемы анализа риска. 2013. Т. 10. № 1. С. 58-63.
12. Ангалев А. М., Бутусов Д. С., Топилин А. В. Комплексный подход к решению проблемы коррозионного растрескивания под напряжением на трубопроводах компрессорных станций ОАО «Газпром»// Территория Нефтегаз. 2015. № 4. С. 52-60.
13. Еремин Д. В., Иванов Ф. Ф. Анализ и классификация дефектов магистральных газопроводов// Вестник Сургутского государственного университета. 2013. № 2 (2). С. 13-19.
REFERENCES
1. Mukhsinova L. Kh., Аkhmetova Z. À. Pipeline systems as a geo-economic factor of ensuring stability of the modern world development. Mezhdunarodnyj nauchnyj zhurnal "Internauka". 2017. No 10. S. 118-125.
2. Il'ina O. Yu., Volkova E. V., Bobrova Eh. M. Compliance with environmental requirements during gas transportation. Àktual'nye problemy sovremennoj nauki, tekhniki i obrazovaniya. 2017. T. 2. pp. 3-5. (In Russian).
3. Lyapina V. V., Burmistrova À. B., Denisenko E. N. Features of examination of industrial safety of project documentation at the facilities of trunk pipelines. Tekhnicheskie nauki - ot teorii k praktike. 2015. No 51. pp. 127-130. (In Russian).
4. Ksenzov M. V. Analytical review of reports in the field of data collection on emergency situations in the operation of gas pipelines. Inzhenernyj vestnik Dona. 2015. No 3 (37). pp. 113. (In Russian).
5. Àliev M. M., Batogov V. V., Lyaskovskij S. À. Features of operation of inter-settlement networks of gas supply. Innovatsii v stroitel'stve i promyshlennosti. 2016. No 1 (3). pp. 2. (In Russian).
6. Orlov P. S., SHkrabak V. S., Goldobina L. A., Popova E. S. Causes of accidents on underground pipeline transport and modern methods of their elimination. Agrarnyj nauchnyj zhurnal. 2015. No 6. pp. 59-64. (In Russian).
7. Rybin V. À., Ivanov V. A. Problems of increasing energy and resource efficiency in the
14.).
construction and reconstruction of trunk pipelines. EHkspozitsiya Neft' Gaz. 2013. No 7 (32). pp. 60-62. (In Russian).
8. Tarasov À. V. System of protection of main pipelines and process of their conservation and liquidation. Promyshlennye i stroitel'nye tekhnologii. 2016. No 10 (12). pp. 6. (In Russian).
9. Gubanov N. N., Ivanov V. À., Krymskaya E. YA., Esipov V. E. Influence of external factors on the durability of underground utilities. Servis v Rossii i za rubezhom. 2013. No 1 (39). pp. 5969. (In Russian).
10. Àkhmedov À. M. Analysis of corrosion protection during construction and overhaul of linear-extended structures. Vestnik Volgogradskogo gosudarstvennogo arkhitekturno-stroitel'nogo universiteta. Seriya: Stroitel'stvo i arkhitektura. 2013. No 30 (49). pp. 184-189. (In Russian).
11. Lubenskij S. À., YAmnikov S. À. Influence of service duration on properties of metal of pipes of the main gas pipelines. Problemy analiza riska. 2013. T. 10. No 1. pp. 58-63. (In Russian).
12. Àngalev À. M., Butusov D. S., Topilin À. V. Integrated approach to solving the problem of stress corrosion cracking in pipelines of Gazprom compressor stations. Territoriya Neftegaz. 2015. No 4. pp. 52-60. (In Russian).
13.Eremin D. V., Ivanov F. F. Analysis and classification of defects of main gas pipelines. Vestnik Surgutskogo gosudarstvennogo universiteta. 2013. No 2 (2). pp. 13-19. (In Russian
PROTECTION OF PIPELINES AGAINST CORROSION DUE TO RECONSTRUCTION OF GAS
DISTRIBUTION SYSTEMS
Romanova T.N.
Perm National Research Polytechnic University, 29, Komsomolsky prospect, Perm
e-mail: [email protected]
Summary. The place of gas fuels in the fuel and energy balance of Russia is shown. The features of operation of pipelines during transportation of natural gas are considered. It is established that the reliability of the pipeline transport is one of the most important tasks, which determines the amount of emissions of harmful substances; dangerous impact on the staff, the surrounding population and the environment. The main causes of failures in pipeline transport are identified and corrosion is considered as one of the causes of environmental imbalance. The main methods of corrosion protection of pipelines are passive and active protection. On the example of the reconstruction of the gas pipeline in the Perm region, possible means of protection are considered. The option to improve the reliability of the gas pipeline and the stability of the electrochemical protection on the gas pipeline is selected.
Subject: Means Of protection against when laying a high-pressure gas pipeline for gas supply of settlements of the right-Bank part of the Chusovaya river in the Perm region.
Results: The work of the protective installation for the last two years on the high-pressure gas pipeline is analyzed. The option of reconstruction of protective equipment to improve the reliability of the pipeline is selected.
Conclusions: During the reconstruction of gas pipelines, it is necessary to pay close attention to the protection of structures from corrosion; to use modern materials of anode assemblies and automated cathode stations equipped with telemetry systems. These measures will extend the life of gas pipelines, protect the maintenance personnel, the population and the environment from dangerous impacts.
Key words: Natural gas, gas supply, pipeline, trunk gas pipelines, gas distribution network, metal pipes, galvanic corrosion.
