Коррозия Территории Нефтегаз № 1 (39) 2018

Трубопроводы в процессе эксплуатации подвержены эрозионно-коррозионному износу. Стоимость защиты от коррозии, дефектоскопии и устранения разрушительного воздействия коррозии обходится промышленности по всему миру в миллиарды долларов.

На сегодняшний день используется широкий спектр различных методов и технологий неразрушающего контроля для определения параметров коррозионных дефектов,
в том числе глубины поражения [1–3]. Весьма эффективны ультразвуковые методы толщинометрии [4–11], основанные на свойстве отражения ультразвуковых волн на границах раздела сред. Их основные достоинства состоят в возможности конт-
роля при одностороннем доступе, высокой производительности и относительно нежестких требованиях к подготовке участка измерения.

Однако известные методы ультразвукового контроля не обеспечивают достоверного выявления коррозионных поражений в зонах с неэквидистантными внешней и внутренней поверхностями, например при контроле разнотолщинных объектов или в области сварных соединений. Примеры эрозии-коррозии в области сварных соединений представлены на рис. 1. Для контроля толщины сварных соединений используют дифракционно-временной метод TOFD [4, 12], но у него очень малое пространственное разрешение и большая погрешность, что приводит к недооценке или переоценке дефектности сварного соединения.

Для контроля толщины трубопроводов с неэквидистантными поверхностями разработана технология [13] построения профиля донной поверхности на основе ультра-
звукового метода с применением цифровой фокусировки антенны (ЦФА). Метод основан на излучении в объекте контроля (ОК) ультра-
звуковых волн и регистрации этих ультразвуковых волн, отраженных от внутренних границ ОК, а также последующей цифровой обработке данных, полученных с применением ЦФА [14], с формированием изображений из зарегистрированных сигналов.

Описание технологии

Технология основана на применении двух антенных решеток (АР) с двумя одинаковыми призмами по двум схемам – раздельной и совмещенной (рис. 2).

Реализацию технологии можно разделить на три основных этапа:

1) регистрация эхо-импульсов – на первом этапе проводится сбор данных путем излучения и регистрации эхо-сигналов. Этот процесс называют методом двойного сканирования [14]. Сканирование может выполняться как по раздельной, так и по совмещенной схеме. При применении раздельной схемы одна АР излучает эхо-импульсы в ОК каждым элементом независимо и последовательно, вторая работает в режиме приемника всеми элементами одновременно. В отличие от раздельной схемы при применении совмещенной каждая АР является и излучателем, и приемником, работающими аналогично;

2) цифровая обработка сигналов –
на втором этапе производится обработка принятых эхо-сигналов методом ЦФА и определяются шесть парциальных изображений, восстановленных по следующим акустическим схемам (рис. 2):

• для поперечной волны по раздельной схеме (траектория и область восстановления обозначены цифрой 1);

• для продольной волны по раздельной схеме (траектория и область восстановления обозначены цифрой 1);

• для продольной волны, трансформировавшейся в поперечную при отражении от дна по раздельной схеме (траектория и область восстановления обозначены цифрой 2);

• для поперечной волны, трансформировавшейся в продольную при отражении от дна по раздельной схеме (траектория и область восстановления обозначены цифрой 3);

• для продольной волны по совмещенной схеме (траектория и область восстановления обозначены цифрой 4);

• для продольной волны по совмещенной схеме (траектория и область восстановления обозначены цифрой 5);

3) алгоритм построения профиля дна – на третьем этапе применяется алгоритм построения профиля донной поверхности. В качестве входных данных используются полученные на предыдущем этапе парциальные изображения. Затем происходит их нормировка (выравнивание амплитуд относительно одного из изображений) и объединение в суммарное восстановленное изображение (рис. 3). Объедение выполняется по максимуму,
т. е. в каждой точке объединенного восстановленного изображения принимается значение амплитуды, являющейся максимальной среди амплитуд точек с теми же координатами каждого из парциальных изображений.

Поиск профиля дна проводится по суммарному восстановленному изображению. Построенный профиль дна представлен на рис. 3 и наложен на суммарное восстановленное изображение.

Примеры практической реализации технологии

Были исследованы возможности применения разработанной технологии. Исходные данные для обработки получены путем моделирования в программной среде CIVA [15]. Во всех описываемых примерах применяются АР со следующими характеристиками: частота – 5 МГц; 32 элемента; расстояние между центрами элементов – 1,0 мм (шаг). Призмы из рексолита с углом наклона 35º.

Пример 1. Определение профиля сварного соединения с вогнутым внутренним валиком

Толщина стенки основного металла – 40 мм, материал – перлитная сталь. На внешней поверхности присутствует валик усиления.

На рис. 4 представлено суммарное восстановленное изображение, применяя алгоритм к которому, получили профиль дна, изображенный на рис. 5. Расстояние между передними гранями призм – 70 мм.

Ширина области восстановления (ОВ) донной поверхности при данной конфигурации равна 160 мм.

Пример 2. Определение коррозионного износа при разнотолщинности стенки основного металла

Толщина линейно меняется от 10 до 69,5 мм на отрезке длиной 220 мм. На рис. 6 представлено суммарное изображение, на рис. 7 – профиль дна.

Пример 3. Применение технологии построения профиля донной поверхности со сканированием. Построение карты коррозии

При сканировании алгоритм послойно накладывает профили донных поверхностей, формируя, таким образом, карту коррозии (рис. 8). Такое применение позволяет образмерить коррозионный износ объекта. В данном случае выявлен и образмерен плоскодонный отражатель диаметром 10 мм на глубине 33 мм.

Пример 4. Выявление разнотолщинности кромок

Толщина образца – 14 мм; толщина правой кромки – 12,2 мм; толщина левой кромки – 11,8 мм. Модель и профиль восстановленной донной поверхности представлены на рис. 9.

Среднее квадратическое отклонение погрешности измерения толщины по восстановленному профилю донной поверхности на модельных данных в примерах 1–4 составляет не более 0,2 мм.

Исследование влияния базы на ширину области восстановления

Было проведено исследование влияния базы (расстояния между передними гранями призм) на ширину ОВ донной поверхности. Для расчетов также были выбраны АР с частотой 5 МГц, 32-элементные с шагом 1,0 мм и призмы из рексолита с углом ввода 35º.

Логично предположить, что чем больше база, тем шире ОВ донной поверхности. Однако при увеличении ОВ будут появляться разрывы при сложении парциальных изображений (рис. 10), полученных по разным акустическим схемам. Это приведет к ухудшению качества оценки профиля из-за повышения вероятности пропуска коррозионного износа. Таким образом, необходимо подобрать такое расстояние между передними гранями призм, при котором ширина ОВ максимальна, а разрывы еще не возникают.

Кроме того, чем больше толщина ОК, тем дальше необходимо раздвинуть между собой призмы с АР для получения большей ширины ОВ, но при достижении определенного значения толщины (оптимальной для данной конфигурации) появятся разрывы, которые будут расти при дальнейшем увеличении расстояния между АР. Это происходит вследствие того, что при увеличении толщины ОК точки пересечения акустических полей будут находиться все дальше и в итоге окажутся на таком расстоянии друг от друга, которое приведет к возникновению разрывов. При появлении данного эффекта необходимо сдвигать призмы ближе друг к другу до исчезновения разрывов, но при этом ОВ будет сокращаться.

Расчет оптимального значения базы проводился по разработанной для этой цели программе.

Алгоритм работы программы:

1) входные данные – параметры АР, призм, ОК, а также значение базы;

2) расчет положений элементов каждой АР;

3) расчет зоны прозвучивания в ОК для каждой акустической схемы (всего шесть схем и, соответственно, зон) с учетом преломления, отражения и трансформации моды на границах сред;

4) анализ пересечений соседних зон прозвучивания. Значение базы считается оптимальным, когда размер всех пересечений (или минимального) соседних зон прозвучивания находится в диапазоне 2–4 мм.
При большем размере пересечений значение базы увеличивают, при отсутствии – соответственно, уменьшают.

Результаты расчета базы в зависимости от толщины ОК для исследуемой конфигурации показаны на рис. 11. График представляет собой оптимальный выбор базы в зависимости от толщины ОК. При увеличении базы появляются разрывы, при уменьшении – сужается ОВ донной поверхности. Максимум на графике соответствует оптимальной толщине для данной конфигурации АР и призм, при которой ширина ОВ будет максимальна без разрывов.

Ширина ОВ донной поверхности вычисляется следующим способом: к минимально возможной ширине ОВ, когда призмы придвинуты вплотную, необходимо прибавить используемое значение базы. В данном случае она равна 42,5 × 2 = 83 мм, где 42,5 мм – ширина призмы с АР (рис. 4).

Наличие валика усиления сварного соединения ухудшает ситуацию в случаях, когда ширина валика не позволяет сдвинуть призмы на расстояние, оптимальное или меньшее оптимального значения базы, вследствие чего будут появляться разрывы. Компенсировать эти разрывы можно путем дополнительного поперечного сканирования.

Заключение

1. Разработанная технология поз-
воляет своевременно обнаружить коррозионный износ, смещение кромок, утонения, провисания, разнотолщинность и т. д. при контроле объектов с неэквидистантными внешней и внутренней поверхностями, а также измерить геомет-
рические параметры внутренней поверхности.

2. Предлагаемая технология может найти широкое применение в ультразвуковой дефектоскопии трубопроводов и других металлоконструкций в атомной энергетике, в инфраструктуре нефтегазового транспортного хозяйства, химическом машиностроении, судостроении с неэквидистантными поверхностями объекта контроля при одностороннем доступе.

3. Учет коррозионного износа внут-
ренней поверхности позволит повысить достоверность и эффективность автоматизированного эксплуатационного контроля ответственного оборудования за счет получения высококачественного изображения отражателей. Технология построения профиля донной поверхности даст импульс развитию автоматизированных методов распознавания и образмеривания несплошностей.

Высокая агрессивность сред, вызывающая коррозию внутренних поверхностей технологического оборудования нефтяной и газовой промышленности, ежегодно приводит к значительному экономическому и экологическому ущербу.
В газовой промышленности большую опасность представляет углекислотная коррозия стали, ставшая особенно актуальной в последнее время при освоении новых нефтегазовых бассейнов [1]. Известно, что отличительной чертой углекислотной коррозии стали является возможность ее локализации,
т. е. развитие локальной коррозии в виде язв и питтингов. При этом локальная коррозия протекает
в десятки раз быстрее по сравнению со среднеповерхностной потерей массы металла [2]. В статье делается попытка сфокусировать внимание аудитории на особенностях применения серийно выпускаемых средств контроля коррозии при организации систем коррозионного мониторинга в газовых средах, где протекает углекислотная коррозия, сформулировать практические рекомендации.

В табл. 1 приведены особенности различных методов контроля потери металла в ракурсе представленного на сегодняшний день на рынке оборудования, пригодного для построения систем коррозионного мониторинга для работы
в полевых условиях. На основе анализа данных табл. 1 можно сделать вывод, что для построения системы коррозионного мониторинга, работающей в квазиреальном масштабе времени в газовых средах, могут быть использованы весовой метод и метод электрического сопротивления (ER). Существующая практика применения такого подхода показывает хорошие возможности ER-коррозиметров по отслеживанию в реальном времени динамики коррозионных процессов. Наблюдается устойчивая корреляция
с режимами подачи ингибиторов коррозии. Однако численные значения скоростей коррозии, полученные вышеуказанными методами, часто не совпадают. Ниже приведен анализ возможных причин такой ситуации.

ВЛИЯНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ГЕТЕРОГЕННОСТИ НА ЛОКАЛИЗАЦИЮ КОРРОЗИИ

Получаемая с помощью образцов контроля коррозии весовым методом (ОСК) среднеповерхностная скорость потери массы металла (часто ее некорректно называют скоростью «общей» или «равномерной» коррозии) не означает, что все участки металла в каждый момент времени коррозируют именно с такой скоростью. Напротив, вероятность превышения среднеповерхностной скорости потери массы металла на каком-либо участке образца весьма высока [2]. Это происходит из-за того, что поверхность металла обладает электрохимической гетерогенностью (неоднородностью), выражающейся в неравномерном распределении потенциала по поверхности металла и образованием микрогальванопар. Микрогальванопары могут «мигрировать» по поверхности металла, тогда на макроуровне коррозия выражается в виде относительно равномерной среднеповерхностной потери массы металла. При «закреплении» одной или нескольких микрогальванопар на определенном участке поверхности металла на этом участке на макроуровне развивается локальная коррозия. Закрепление микрогальванопар носит случайный характер в том смысле, что пока нет возможности предсказать, на каком именно участке металла это произойдет.
Поэтому при углекислотной коррозии стали при неизменных внешних условиях (температура, парциальное давление углекислого газа, минерализация воды, скорость потока и др.), но в различных независимых экспериментах, нельзя получить одинаковые значения скорости коррозии, можно говорить лишь о наиболее вероятном ее значении при заданных внешних условиях. Таким образом, электрохимическая гетерогенность поверхности металла приводит к локализации коррозии. Места наибольшей электрохимической гетерогенности внутренней поверхности металла трубопроводов хорошо известны из практики –
это зоны сварных швов и зоны термического влияния сварных швов. Здесь электрохимическая гетерогенность возникает из-за частично измененной по сравнению с «телом» трубы структуры металла. Изменения вызваны нагревом и неравномерным охлаждением. Локальная коррозия начинает проявляться именно в зонах сварных швов и лишь позже – по «телу» трубы.

РАСЧЕТ СКОРОСТИ КОРРОЗИИ
С ПОМОЩЬЮ МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРОЦЕССОВ
С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЕСОВОГО
И ER-МЕТОДОВ

Опишем с помощью математических моделей процессы получения результатов измерения скорости коррозии весовым и ER-методами для случаев равномерной
и неравномерной коррозии. Для определенности будем рассматривать ОСК пластинчатого типа с геометрическими параметрами: – ширина, – толщина, – длина,
и только одной стороной, доступной для коррозии, – (рис. 1).

К такой конфигурации можно также привести и ОСК цилиндрической формы (ОСКЦ), которые объединяются в кассету, и торцевые поверхности их не доступны коррозии. Рассмотрим случай равномерной коррозии, когда все точки поверхности ОСК, контактирующие с агрессивной средой, коррозируют с одной и той же скоростью .
За время экспозиции ОСК убыль массы составит:

,               (1)

а изменение толщины :

,                                              (2)

где – масса ОСК в начале экспозиции; – масса ОСК в конце экспозиции; – плотность материала ОСК; – площадь поверхности ОСК.

Скорость коррозии за время экспозиции :

,                                              (3)

Как видно из (2) и (3), скорость коррозии прямо пропорционально связана с изменением толщины ОСК и обратно пропорционально –
с площадью ОСК.

Случай неравномерной коррозии
( ≠ const). Пусть – начальный объем; – конечный объем, за время экспозиции. Объем ОСК в начальный момент экспозиции:

.                                                             (4)

Объем в конце интервала экспозиции:

,                                              (5)

– площадь сечения, перпендикулярного оси . Для него можно записать:

,                              (6)

где – толщина ОСК (ОСКЦ), м, как функция от координат места положения рассматриваемой точки;

–

среднее значение толщины ОСК, м, в сечении в конце интервала экспозиции. В принятых обозначениях для будет верно:

.               (7)

За время экспозиции объем ОСК уменьшится на величину:

,               (8)

где – глубина проникновения коррозии, усредненная в плоскости сечения .

При оценке на аналитических весах потери массы ОСК за время экспозиции ее величина будет:

, (9)

где – плотность металла ОСК.

Средняя скорость коррозии с учетом (3) будет:

,                              (10)

где следует трактовать как среднюю по поверхности глубину проникновения локальной коррозии.

Функция преобразования ER-измерителей (безотносительно к производителям данных приборов), используемых в практике коррозионного мониторинга, имеет вид:

,                                              (11)

где – фиксируемая (регистрируемая) измерителем глубина проникновения коррозии; – толщина чувствительного элемента (ЧЭ) ER-зонда (плоская или сводящая-
ся к ней геометрия ЧЭ); – сопротивление опорной части
(т. е. защищенной от коррозионных воздействий среды) ЧЭ-зонда; – сопротивление части ЧЭ, доступной для коррозии, которое измерено в момент времени .

Для вычисления скорости коррозии по двум точкам можно использовать следующее соотношение:

,                              (12)

где – глубина коррозии, фиксируемая ER-измерителем в момент времени , соответствующий началу интервала экспозиции ЧЭ-зонда ER; – глубина коррозии, фиксируемая ER-измерителем в момент времени , соответствующий концу интервала экспозиции ЧЭ; – длительность интервала экспозиции.

Изменение (приращение) глубины проникновения коррозии соотносится со значениями сопротивления активной части ЧЭ, соответствующими моментам
и , следующим образом:

                (13)

Рассмотрим случай равномерной коррозии, когда = const на всей активной части поверхности ЧЭ. Здесь имеет место следующая последовательность:

,               (14)

где – удельное сопротивление ЧЭ; – длина ЧЭ, м; – ширина ЧЭ; – толщина ЧЭ в момент времени .

Приращение , выраженное через геометрические размеры ЧЭ, за время экспозиции будет равно:

                (15)

Для приращения глубины коррозии за , учитывая (13) и (15), рассчитаем:

                (16)

Как видно, зависимость от
, крайне простая – линейная
и инвариантная к геометрическим параметрам зонда. Сравнивая полученную зависимость с аналогичным выражением для ОСК, можно сказать, что это идеальный случай для совпадения результатов.

Рассмотрим случай неравномерной коррозии, когда не равно const на всей активной поверхности ЧЭ.

При неравномерной коррозии по всей площади активной части ЧЭ его сечение уже не будет, строго говоря, представлять собой прямоугольник (рис. 2) и, следовательно, площадь сечения будет выражаться следующим образом:

.

Площадь сечения можно представить и через среднее значение толщины, аналогично выражению (6):

.

Учитывая изложенное, зависимость сопротивлений , от геометрических размеров ЧЭ усложняется. Для запишем:

.                              (17)

Сопротивление , соответствующее концу интервала экспозиции, представим соотношением:

,                              (18)

где – величина усредненного уменьшения толщины активной части ЧЭ в зависимости от положения сечения на оси .

Приращение сопротивления активной части ЧЭ за время экспозиции составит:

                (19)

Введем переменную и преобразуем первый интеграл:

                               (20)

Для удобства анализа представим функцию рядом Маклорена:

.               (21)

тогда выражение (20) примет вид:

,               (22)

а для получим:

(23)

За все время «жизни» зонда толщина активной части ЧЭ варьирует в пределах интервала (), а величина , учитывая рекомендации по выбору интервала экспозиции, должна находиться в пределах 0,4–1,0 % от половины толщины ЧЭ зонда – . Оценим вес слагаемых в подынтегральном выражении (23), анализируя отношение

.

Самое большое значение, которое может принимать за рекомендуемое время экспозиции ,
а минимальное значение на протяжении всей «жизни» зонда – . Следовательно, каждое последующее слагаемое при данных допущениях составляет не более 1 % от предыдущего. Таким образом, в (23) можно ограничиться первым слагаемым для дальнейшего рассмотрения (анализа), т. е. получаем:

.                              (24)

В пределах интервала экспозиции вариации малы, поэтому в (24) эту величину можно заменить на постоянную:

,

при этом выражение (24) упрощается:

,                              (25)

а для можем записать:

.               (26)

Вычисляемая скорость коррозии при этом составит:

.

Сравним последние соотношения с (10). Как видно, в пределах ограничений, наложенных на время экспозиции ЧЭ, измеритель ER подобен гравиметрическому датчику –
средняя глубина проникновения коррозии оценивается как средняя по поверхности, доступной для коррозии. При равных геометрических параметрах (то есть , ), характере коррозионных воздействий, временах экспозиции датчиков, равными будут и полученные на базе их измерений значения средней скорости коррозии. Однако следует заметить: требуемое время экспозиции весового и ER-зондов сильно разнятся. Нельзя устанавливать время экспозиции зонда ER таким же большим, как и зонда гравиметрического, – резко нарушатся ограничения, рассмотренные выше, что обусловит несовпадение результатов при неравномерной коррозии. Как быть? Представляется целесообразным следующий подход. За время пребывания зонда ER в контролируемой среде, которое должно соответствовать интервалу пребывания весового зонда, накапливаются значения
, полученные на всех интервалах экспозиции (корректных по длительности), входящих в интервал пребывания. По завершении экспозиции весового зонда производят вычисление среднего арифметического этих значений:

,                                              (27)

причем должно быть равно , где – временной интервал пребывания в контролируемой среде весового зонда; – интервал экспозиции зонда ER, за который оценивают скорость ; – количество интервалов .

Убедимся в корректности предлагаемого подхода. Помножим левую и правую части равенства (27) на . Получим:

.               (28)

Выражение правой части равенства (28) – это глубина проникновения коррозии, за время пребывания в среде как сумма ее частных значений, привязанных
к соответствующим интервалам экспозиций ER-зонда. Выражение в левой части – произведение скорости коррозии (средней) на время пребывания весового зонда в конт-
ролируемой среде. При использовании в измерителе ER регрессионного метода обработки данных (метод наименьших квадратов) аналогом времени экспозиции ER-зонда является интервал регрессии, а аналогом – скорость, вычисленная на данном интервале согласно формуле:

,                              (29)

где

;

где -й момент времени измерения; – глубина коррозии, фиксируемая измерителем ER в момент времени ; – число измерений на интервале регрессии.

Учитывая, что регрессионный метод базируется на определенной избыточности измерений, требуемое время экспозиции ER-зонда
в этом случае существенно меньше (из нашей практики – в 7–10 раз) при сопоставимой погрешности (из-за шумов) оценки . Данное обстоятельство позволяет утверж-
дать: точность выражения (25)
в данном случае значительно выше и, как следствие, лучше совпадение результатов весового и ER-методов.

На практике для контроля коррозии трубопроводов весовым методом в них устанавливают плоские или цилиндрические образцы, изготовленные из той же стали, что и трубопровод. Цилиндрические образцы площадью ~5 см2 каждый устанавливают в кассетах по
10 шт. (рис. 3). Между всеми образцами в кассете имеется надежный электрический контакт, а кассету приводят в контакт с внутренней поверхностью трубопровода. Когда в трубопроводе вода выделяется в отдельную фазу, а кассета полностью находится в водном слое, все образцы в кассете имеют один и тот же стационарный электродный потенциал. Такую кассету в сборе, с электрохимической точки зрения, можно считать одним «куском» металла. После экспозиции в трубопроводе (7–120 сут) скорость коррозии определяют по потере массы отдельно для каждого образца ()
и находят среднюю скорость коррозии по кассете () как средний показатель по всем образцам. Приняв, что кассета в сборе моделирует «кусок» металла, и зная для каждого образца, можно построить гистограмму распределения скоростей коррозии. При этом следует ввести в рассмотрение параметр, названный «характерный размер локализации коррозии» (), под которым имеется в виду характерная, наиболее часто наблюдаемая площадь поперечного сечения язвы, питтинга свища, возникающих в результате неравномерной и локальной коррозии
в данных условиях [2]. Если намного меньше 5 см2 (площади одного образца), значительных различий между скоростями от образца
к образцу не будет. Преобладающим видом коррозионных отказов трубопроводов являются свищи и язвы диаметром 30–50 мм. То есть
составляет 7–20 см2, что больше площади одного образца. В то же время площадь всей кассеты в 2,5–7,0 раз больше . Следовательно, разные степени неравномерности и локализации коррозии могут «проявить себя» в одной кассете, и возможны значительные отклонения от образца к образцу. На рис. 3 показана кассета, экспонировавшаяся в водном слое трубопровода (вся кассета полностью находилась в воде).

Как видно из рис. 3, одни образцы коррозировали значительно интенсивнее других, на семи образцах видны проявления локальной коррозии, в то время как три образца не затронуты локальной коррозией.

Скорость углекислотной коррозии стали варьирует в широких пределах при постоянных внешних условиях и неизменном общем механизме развития коррозии. Следовательно, экспонируя несколько кассет одновременно или последовательно, в одной и той же точке трубопровода, режим работы которого, а также парциальное давление углекислого газа, температура и химический состав водной фазы не изменяются, можно получить наборы значений , значительно (в 2–10 раз) отличающиеся от кассеты к кассете. Например, интервалы значений могут для одной кассеты составлять 0,2–0,6 мм/год, а для другой – 0,8–1,5 мм/год, т. е. не перекрываться даже частично. Таким образом, для получения корректных абсолютных значений как среднеповерхностной скорости потери массы металла, так и скорости локальной коррозии необходим статистический подход.

Рабочая площадь поверхности чувствительного элемента ER-датчика составляет не более 0,5 см2, что на порядок меньше характерного размера локализации коррозии, поэтому зафиксировать локальную коррозию с помощью ER-датчиков практически невозможно.

ВЫВОДЫ

1. Максимальную сходимость результатов измерений, полученных с помощью ER- и весового методов, можно получить, только реализовав принцип «два в одном», когда ЧЭ ER-зонда является также ОСК. При этом говорить о возможности «улавливания» такой системой локальной коррозии возможно только в случае, когда площадь такого универсального ЧЭ будет составлять 5–10 см². Независимо от метода (весовой или ER) измерить локальную коррозию возможно только с помощью дополнительных измерений оптическими или игольчатыми микрометрами, профилометрами и др.

2. При построении узлов контроля коррозии (УКК) из конструктивно независимых ER- и весовых зондов для получения наилучшей сходимости результатов необходимо выполнить следующие условия:

• ЧЭ ER-зондов по площади должны быть равны площади ОСК. Наиболее часто применяемые на практике ER-зонды имеют рабочую площадь ЧЭ не более 0,5 см², что на 1,5–2 порядка меньше площади ОСК (ОСКЦ), поэтому зафиксировать локальную коррозию с помощью ER-датчика практически невозможно даже визуально (чтобы
в дальнейшем использовать методы измерения глубины проникновения локальной коррозии –
оптические или игольчатые микрометры и др.);

• ЧЭ ER-зондов и ОСК должны находиться в идентичных условия среды;

• при сравнении результатов измерений следует использовать среднеарифметическую скорость коррозии, полученную из показаний ER-датчиков.

3. С помощью системы коррозионного мониторинга, построенной на основе УКК, включающих весовые и ER-зонды, с высокой достоверностью можно отследить относительные значения эффективности применяемой ингибиторной защиты по подавлению лишь одной составляющей углекислотной коррозии – среднеповерхностной потери массы металла. ER-коррозиметр обладает хорошей динамикой, работая в реальном масштабе времени, но, как доказано в данной статье, не предназначен для измерения скорости локальной коррозии. С помощью образцов контроля коррозии весовым методом при выполнении сформулированных рекомендаций можно контролировать как среднеповерхностную потерю массы металла, так и локальную коррозию, но для этого требуются длительное время экспонирования и дополнительные измерения, отличные от «обычного» взвешивания, – использование оптических или игольчатых микрометров или профилометров. Как следствие, весовые (гравиметрические) зонды не имеют перспектив использования в системах реального времени, которые будут все более входить
в практику в процессе цифровизации месторождений. Основная опасность такой ситуации заключается в том, что на фоне «благоприятной» картины по эффективности подавления среднеповерхностной потери массы металла ингибиторами коррозии может начаться стремительное развитие не фиксируемого наблюдателем процесса локальной коррозии.

4. Процессы углекислотной коррозии – наглядный пример многомерных нестационарных случайных процессов, поэтому подход к построению систем коррозионного мониторинга должен это учитывать и использовать максимально возможное число измеряемых параметров. Мониторинг коррозии следует вести статистически корректно. Нельзя оперировать одиночными мгновенными значениями скорости коррозии, измеренными одним «одномерным» инструментом, вырванными из контекста общего процесса. Методы обработки и интерпретации результатов измерений должны использовать математический аппарат, применяемый при анализе параметров нестационарных случайных процессов.

5. Поскольку в настоящее время, как показано в статье, имеется лишь ограниченный инструментарий контроля коррозии в газовых средах, для построения эффективных систем борьбы с углекислотной коррозией в первую очередь необходимо направить усилия на создание измерительного инструмента, который, анализируя происходящие процессы по нескольким параметрам и верифицируя промежуточные результаты, мог бы давать достоверные, статистически корректные оценки не только по среднеповерхностной потере массы металла, но и по локальной коррозии.

Особенности основных методов контроля потери металла

Многие годы проблема коррозионного растрескивания металла газопроводных труб под напряжением (КРН), или стресс-коррозии, относится к числу наиболее актуальных как в России, так и в других странах, обладающих протяженной системой магистральных газопроводов (МГ) высокого давления. Несмотря на достигнутые успехи в борьбе со стресс-коррозией, позволившие резко снизить частоту аварий, обусловленных стресс-коррозией, на газопроводах ПАО «Газпром», следует констатировать, что и в настоящее время стресс-коррозионные повреждения представляют непосредственную опасность для надежности функционирования газопроводов.

Современные экономические вызовы, подтверждая остроту данной проблемы для ПАО «Газпром», выдвигают на первый план новые задачи перехода от стратегии полной ликвидации КРН МГ к его упреждению и длительной консервации. Смена тактики, в частности, обусловлена тем, что ООО «Газпром ВНИИГАЗ» было экспериментально доказано: трубы со стресс-коррозионными повреждениями глубиной до 10 % от толщины стенки обладают запасом прочности, достаточным для длительной эксплуатации в составе МГ, сопоставимым с запасом прочности бездефектной трубы, при условии исключения доступа коррозионной среды к поверхности трубы при переизоляции. Внедряются новые нормативные документы, регламентирующие порядок классификации дефектов по степени их опасности, методы прогнозирования и мониторинга за их развитием. Накопленные знания позволяют разрабатывать эффективные технологии длительной консервации повреждений в процессе трассовой переизоляции труб с применением современных защитных покрытий, модифицированных ингибирующими композициями.

Следующим этапом внедрения новых методов борьбы со стресс-коррозией является адресное применение технологии консервации повреждений на отдельных участках МГ, не предрасположенных к их аварийному росту.

В докладах специалистов ООО «Газпром газнадзор» и ООО «Газпром ВНИИГАЗ» 2016–2018 гг. по направлению «Методы оценивания возможности проявления негативных событий, связанных с коррозионным растрескиванием под напряжением, на магистральных газопроводах» развивается один из подходов к прогнозированию различных типов аварий магистральных газопроводов в рамках функционирующей в
ПАО «Газпром» Системы управления техническим состоянием и целостностью газотранспортной системы. В частности, при прогнозировании типа аварии применены аппарат распознавания образов и теория информации. Показано, что путем использования имеющихся в базе данных ООО «Газпром газнадзор» структурированных сведений о произошедших ранее авариях на магистральных газопроводах и анализа результатов шурфования в конкретной точке магистрального газопровода можно судить о наиболее вероятной физической природе возможной аварии на конкретном участке линейного объекта. Предложенный подход к прогнозированию возможного типа аварии в сравнении с применяющимися при решении подобных задач подходами является менее ресурсоемким и не требует предварительного «обучения» системы распознавания, которое в процессе подготовки к решению задачи уже проведено, поскольку система настроена («обучена») на совокупности упорядоченных сведений о ранее произошедших случаях аварий.

Предлагаемый метод изложен в ряде статей ведущих отраслевых журналов и нормативных документах, например [1–11].

Совместные работы авторских коллективов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Газпром газнадзор» внесли весомый вклад в достигнутые результаты, обеспечившие научно-технологическое лидерство в вопросах профилактики и обеспечения безопасной эксплуатации МГ, подверженных КРН.

Современный уровень производственных процессов требует все более высокого выхода конечных продуктов. Для интенсификации технологических процессов применяются высокие температуры и давление, особо агрессивные среды, высокие скорости газовых и жидкостных потоков, воздействие электрических и магнитных полей, ионизирующих излучений, интенсивное трение и перемешивание. Конструкционные материалы, применяемые при экстремальных условиях эксплуатации, должны быть работоспособными и надежными. Лучшие из известных металлических сплавов, обладая необходимыми показателями механической прочности, не всегда удовлетворяют запросам производства с точки зрения химической устойчивости в агрессивных средах. Керамические и стеклообразные материалы не обладают необходимыми физико-механическими свойствами, а органические и полимерные неустойчивы при высоких температурах.

В то же время дальнейшее развитие нефтегазовой промышленности невозможно без создания конструкционных материалов, пригодных для работы в экстремальных условиях. Разработка таких материалов не может вестись без одновременного создания методов защиты их от воздействия негативных факторов.

Принципиальным решением вопроса об эксплуатационной надежности конструкционных материалов является создание функциональных покрытий. Покрытие представляет собой слой или пленку материала, отличного по химическому составу от материала основы (подложки) и несущего на себе функцию, не характерную для основы. Таким образом, изделие, представляющее композицию из подложки и покрытия, является перспективным направлением неорганического материаловедения: сохраняя конструкционную прочность подложки, оно обладает работоспособностью в экстремальных условиях благодаря покрытию [1].

Покрытия могут нести различные функции:

• ограничивать химические процессы окисления и коррозии или замедлять диффузионные процессы;

• улучшать механические свойства подложки, повышать ее стойкость к эрозии и истиранию;

• придавать подложке новые элект- рические и магнитные свойства путем создания электропроводящих, электроизолирующих, магнитных или антимагнитных слоев;

• управлять процессом переноса тепла за счет увеличения или уменьшения теплопроводности.

Эти и многие другие уникальные функции были использованы при разработке новых составов силикатно-эмалевых покрытий [2].

Опыт эксплуатации показал, что из существующих видов покрытий металлических изделий в целях защиты от коррозии наиболее надежными и универсальными являются силикатно-эмалевые покрытия, сочетающие прочностные свойства металла с высокой защитной функцией силикатных эмалей. Силикатно-эмалевое покрытие отличается высокой химической, термической, коррозионной и абразивной стойкостью, не допускает отложений на стенках труб, надежно работает при температурах от –50 до 650 ºС, обеспечивая защиту трубопроводов от внутренней коррозии при транспортировке агрессивных продуктов (включая кислоту и щелочь при соответствующем составе эмали), а также уменьшает гидравлическое сопротивление трубопроводов, увеличивая их пропускную способность.

Защитные силикатно-эмалевые покрытия отнесены к усиленному типу и обеспечивают противокоррозионную защиту трубопроводов в течение не менее 50 лет. Использование труб с силикатно-эмалевым покрытием – эффективный способ борьбы с коррозией, поскольку эмаль надежно защищает металл от контакта с коррозионной средой.

С технической точки зрения эмалирование представляет собой процесс адгезии силикатной эмали с поверхностью металла в результате сложного физико-химического процесса. Прочность сцепления получаемого композитного материала превосходит прочность самой эмали. Это создает кроме устойчивости к коррозионному воздействию высокие прочностные показатели, особенно прочность на изгиб, кручение и механическое воздействие. Кроме того, гладкое эмалевое покрытие препятствует всевозможным отложениям в процессе эксплуатации.

Анализ повреждаемости большинства деталей, трубопроводов и оборудования, эксплуатируемых при нестационарном тепловом и механическом нагружении, свидетельствует о том, что их прежде- временный выход из строя обусловлен главным образом процессами, происходящими в поверхностных слоях. Такие детали, как насосы, трубопроводы и их комплектующие различного назначения, эксплуатируются в условиях контакта со скоростными потоками при повышенных напряжениях и, зачастую, температурах, порой с высоким содержанием абразивных частиц. Поверхностный слой этих деталей после определенной наработки имеет большое количество микроскопических очагов разрушения [3], хотя, по расчетным данным, материалы должны иметь еще достаточно высокие прочностные свойства.

Проблема повышения надежности трубопроводов и оборудования, предназначенных для транспортировки коррозийной и абразивной среды, в ряде случаев успешно решается за счет применения труб и насосов с внутренним защитным покрытием.

При использовании эмалевых покрытий защита рабочей поверхности определяется такими свойствами силикатных эмалей, как отсутствие пор, гладкость, твердость, устойчивость к царапинам и истиранию. Немаловажными характеристиками являются также гигиенические и противобактериальные свойства эмалей, физиологическая безвредность.

Экспериментальными исследованиями ученых Российского государственного университета (НИУ) нефти и газа имени И.М. Губкина и Пензенской государственной архитектурно-строительной академии установлено, что при использовании внутреннего силикатно-эмалевого покрытия гидравлическое сопротивление и потери давления по сравнению с трубой без покрытия уменьшаются в 1,5 раза. Это позволяет уменьшать диаметр трубопроводов и снижать их металлоемкость в 1,2 раза.

Для высокоэффективного эмалировочного производства требуются эмали с определенными физико-химическими свойствами. Получение их зависит не только от постоянного химического состава, но и от условий варки, теплового режима, выдержки и других параметров. Наиболее устойчивые тепловые режимы можно получить в ванных электроплавильных печах непрерывного действия прямого сопротивления.

Опыт варки эмалей показал, что непрерывный технологический процесс является наиболее производительным и экономичным.

Специалистами ООО «Эмаль-Ставан» разработана  и изготовлена новая печь непрерывного действия, обеспечивающая:

• постоянство состава и высокое качество эмали;

• непрерывность технологического процесса;

• снижение удельного расхода тепла;

• упрощение схемы автоматизации процесса варки и обслуживания печи;

• ускорение процесса варки и улучшение удельных показателей работы печи благодаря созданию требуемого теплового режима в соответствии с технологическим процессом варки эмали и возможности его изменения в необходимых пределах;

• отсутствие топливного хозяйства и топливоподачи, воздушных и дымовых каналов, дымососа с дымовой трубой;

• упрощение схемы автоматического регулирования теплового режима в печи;

• отсутствие уноса легких и пылевидных частиц шихты и резкое сокращение потерь компонентов эмали за счет избирательной летучести.

Процесс варки эмалей в электрических печах сводится к определению электрических, магнитных, температурных и скоростных полей в расплаве шихты при воздействии на него переменного электромагнитного поля и наличия непрерывной выработки расплава. При непрерывной плавке предусмотрена грануляция расплава силикатной эмали в охлаждаемых валках с последующим измельчением до чешуек толщиной 0,8–1,2 мм, в результате чего получается чистый и сухой материал с сохранением заданных свойств.

Применение полученных фритт дает возможность изменять состав композиции (эмали) практически в неограниченных пределах, причем с использованием очень чистых материалов (модификаторов). Особенности технологии при эмалировании обеспечивают возможность введения в состав покрытия микролегирующих добавок и исключают негативное влияние элементов защищаемых металлоизделий [4].

Целенаправленное формирование на поверхности деталей многокомпонентного защитного слоя контролируемого состава с заданными свойствами для конкретных условий эксплуатации позволяет решить задачу защиты поверхности при контактном динамическом нагружении. При этом придание защитному слою специальных служебных свойств во многом зависит от метода нанесения покрытий и их структурного модифицирования [5].

Полученные научные результаты легли в основу разработки серии новых составов силикатных эмалей для защитных покрытий, которые после опытно-промышленной апробации находят широкое применение в различных отраслях.

Объекты трубопроводной системы ПАО «Транснефть» расположены в 50 субъектах Российской Федерации, различающихся климатическими характеристиками. Прогнозирование срока службы антикоррозионных покрытий является очень сложной задачей, поскольку необходимо провести натурные испытания, краткосрочные ускоренные лабораторные испытания и по результатам сравнения выдать заключение о сроке службы покрытия на годы или даже десятилетия вперед.

Межгосударственный стандарт [1] устанавливает общие требования и методы ускоренных испытаний лакокрасочных покрытий (далее – покрытия) металлических и неметаллических поверхностей. Испытания подразумевают последовательную циклическую выдержку образцов  с покрытием в различных условиях, таких как влажность, солнечная радиация, соляной туман, сернистый газ, повышенные и пониженные температуры (табл. 1). Время выдержки образцов в каждой из испытательных сред составляет несколько часов. Последовательно проведенные испытания составляют один цикл. Количество и состав циклов зависят от требуемого срока службы и климатического района эксплуатации покрытия.

Согласно стандартам [2, 3] партия образцов подвергается долговременной выдержке в каждой из испытательных сред. По сравнению с [1] предлагается не последовательный ряд кратковременных испытаний, а несколько параллельных долговременных экспериментов. Согласно [2] длительность испытаний определяется не климатическим районом, а категорией коррозионной активности атмосферы.

С одной стороны, в качестве определения атмосферно-коррозионной категории приведены скорости коррозии стали, основанные на потере массы (или потери толщины) [2, 4], а с другой стороны – описание определений категорий атмосферы дается на основе наличия коррозийных элементов и их концентрации [3].

В Российской Федерации не проводилось комплексное районирование всей территории по скоростям коррозии, а описание определений не является четким. Термины, такие как «маленькие города» или «значительная концентрация промышленности», не являются четкими и позволяют трактовать требования ИСО так, как удобно заинтересованным лицам.

В качестве основы для разработки требований ПАО «Транснефть»  к ускоренным испытаниям было взято разделение территории Российской Федерации на климатические районы, на которые согласно [5] разделена вся территория страны. Магистральные нефтепроводы, обозначенные на рисунке черным цветом, расположены практически во всех районах.

Если привести основные климатические показатели районов, видно, что районы очень холодного, холодного и умеренно холодного климатов имеют максимальные показатели по температуре, влажности и продолжительности выпадения осадков. Таким образом, предлагается ввести высокую категорию коррозионной активности для холодных районов, среднюю – для районов с более мягким климатом и морскую – для объектов в любом климате на расстоянии не более 10 км от морского побережья. Безусловно, классификация, представленная в табл. 2, достаточно условна, и далее будет показано, как определяется длительность лабораторных испытаний в зависимости от климата  в конкретном регионе страны. Для примера взят срок прогнозирования службы покрытия, равный  10 годам.

Методика определения стойкости покрытия  к постоянной конденсации влаги

Для обоснования длительности испытаний на стойкость к постоянной конденсации влаги в качестве исходных данных были взяты сведения по максимальному количеству осадков в различных регионах. Так, по [6] количество осадков для городов России составляет:

• г. Боровичи (категория С3) –  463 мм/год;

• г. Благовещенск (категория С4) –  514 мм/год;

• г. Владивосток (категория С5-М) –  725 мм/год.

Для расчета длительности испытаний на десятилетний срок службы покрытия необходимо скорость выпадения осадков умножить на 10 (результат представлен в столбце 4 табл. 5). Однако  в лабораторной камере влажности скорость выпадения осадков выше  (14,3 мм/ч), чем в натурных условиях, поэтому количество осадков в натурных условиях необходимо поделить на скорость выпадения осадков в лабораторной камере. Результаты расчета с округлением до 50 ч и коэффициентом запаса 1,25 приведены в столбце 5.  В отличие от [3], согласно которому длительность испытаний пропорционально увеличивается при переходе от категории к категории, в нашем расчете прямой пропорциональности нет.

Следует отметить, что лабораторные испытания всегда заведомо жестче, чем природные воздействия, поскольку в лабораторной камере конденсация происходит непрерывно при температуре 40 ºС, а в натурных условиях конденсация происходит периодически при температуре от 0 ºС. Также важно подчеркнуть, что представленный расчет основан на технических характеристиках камеры определенной модели. При использовании камеры с другими характеристиками необходимо проводить пересчет.

Методика определения стойкости покрытия к воздействию ультрафиолетового излучения

Для обоснования длительности испытаний на стойкость к воздействию УФ-излучения влаги  в качестве исходных данных были взяты сведения по количеству солнечных дней в году [5] в различных регионах:

• г. Волгоград (категория С3) –  64 дня;

• г. Оренбург (категория С 4) –  70 дней;

• г. Владивосток (категория С5-М) –  77 дней.

Учитывая мощность ультрафиолета в солнечном излучении 0,5 Вт/м2, мощность ультрафиолетовых ламп 1,5 Вт/м2 и предполагая, что наибольшая интенсивность излучения приходится на три полуденных часа в день, получаем длительность солнечного излучения за 10 лет требуемого срока службы (табл. 6).

Однако в лабораторной камере УФ-излучения мощность ламп выше, чем в натурных условиях, поэтому данные натурных условий необходимо поделить на разницу в мощности излучения. Результаты расчета с округлением до 50 ч и коэффициентом запаса 1,25 приведены в столбце 5. Сравнение полученных данных с [3] также показывает, что реальные природные воздействия не подчиняются простым пропорциональным зависимостям. Также следует отменить, что лабораторные испытания жестче по нескольким параметрам, чем природные воздействия, а при использовании ламп с другой мощностью необходимо проводить пересчет.

Методика определения стойкости покрытия  к перепаду температур  от –60 до 60 ºС

Для обоснования длительности испытаний на стойкость к воздействию перепада температур  в качестве исходных данных были взяты сведения по городам с температурой наиболее холодной пятидневки по [6]:

• г. Москва (категория С3) – минус 29 ºС;

• г. Тюмень (категория С4) – минус 36 ºС;

• г. Владивосток (категория С5-М) –  минус 24 ºС.

Расчет приведен для покрытия резервуаров, поэтому в качестве исходных данных были приняты регламентное количество циклов нагружения (слива-налива) резервуара в год (350 циклов) и максимальная температура нагрева нефти на объектах ПАО «Транснефть».

Для расчета было принято, что шоковое температурное воздействие на покрытие происходит, когда резервуар опорожняется и на стенку, нагретую до температуры 60 ºС, воздействует низкая температура окружающей среды. Количество циклов с максимальным перепадом температуры за 10 лет составляет 50, а разность температур определяется температурой нагрева нефти 60 ºС и наиболее холодной пятидневки. Количество циклов термоциклирования можно уменьшить, учитывая, что в лабораторных испытаниях разность перепада температур определяется температурой термошкафа (60 ºС) и криокамеры (–60 ºС) и составляет 120 ºС, а в натурных испытаниях несколько меньше. Таким образом, предлагаемое количество циклов испытаний приведено в столбце 7 (табл. 7). Также следует отметить, что лабораторные испытания жестче по ряду параметров, чем природные воздействия, а при расчете длительности испытаний для покрытий не резервуаров,  а другого оборудования следует учитывать температурные условия эксплуатации данного типа оборудования.

Методика определения стойкости покрытия  к термостарению

Для обоснования длительности испытаний на стойкость к термостарению в качестве исходных данных были взяты сведения по городам с максимальной продолжительностью повышенной температуры 30–40 ºС, по данным ФГБУ «Гидрометцентр России»:

• г. Волгоград (категория С3) –  29 дней;

• г. Омск (категория С4) – 9 дней;

• г. Владивосток (категория С5М) –  22 дня.

Количество часов в день с наибольшим воздействием повышенной температуры – 3 ч. Предполагая, что наибольшая температура приходится на три полуденных часа в день, получаем следующую длительность воздействия повышенной температуры за 10 лет требуемого срока службы. Длительность лабораторных испытаний на термостарение с коэффициентом запаса 1,25 приведена в столбце 5 (табл. 8). Условия лабораторных испытаний здесь также жестче, чем природные воздействия.

В заключение следует отметить, что прогнозирование срока службы антикоррозионных покрытий является очень сложной задачей. Поскольку на покрытие одновременно воздействует множество факторов, создание единого нормативно-технического документа (стандарта) с абсолютной гарантией определения срока службы становится невозможным. В связи с этим при разработке требований к ускоренным лабораторным испытаниям необходимо не только применять требования действующих российских и международных стандартов, но и учитывать природные воздействия, характерные для конкретного региона, а также особенности работы конкретных типов стальных конструкций.

Экспериментальные исследования и испытания, необходимые для решения поставленных задач, выполняются в лабораториях ООО «НИИ Транснефть» [7] и АО «Транснефть –  Диаскан» [8].

Таблица 1. Последовательность перемещения и продолжительность выдержки образцов при испытаниях покрытий, предназначенных для эксплуатации во всех макроклиматических районах на суше

Таблица 2. Атмосферно-коррозионные категории и примеры типичной окружающей среды согласно [2]

Таблица 3. Процедуры проверки систем, применяемых для окраски стали, согласно [3]

* – срок службы 1–5 лет;

** – срок службы 5–10 лет;

*** – срок службы более 10 лет.

Таблица 4. Основные климатические показатели районов

Таблица 5. Сравнение воздействия осадков в натурных и лабораторных испытаниях

Таблица 6. Сравнение воздействия УФ-излучения в натурных и лабораторных испытаниях

Таблица 7. Сравнение воздействия перепада температур от –60 до 60 ºС в натурных и лабораторных испытаниях

Таблица 8. Сравнение длительности воздействия повышенной температуры в натурных условиях и лабораторных испытаниях

180 лет вместе с Россией

В 2018 г. компании «Русские краски» исполняется 180 лет. За почти двухвековую историю компания прошла длительный путь – от небольшого свинцово-белильного производства до предприятия, входящего в мировую сотню крупнейших лакокрасочных компаний. Основанный еще в Российской империи завод был образцовым для своего времени, затем в СССР предприятие стало флагманом советской лакокрасочной промышленности, поставлявшим покрытия для автомобильных заводов. В своей новейшей истории компания также не потеряла лидерских позиций и производит лакокрасочные материалы (ЛКМ) для ключевых отраслей российской экономики, в числе которых нефтегаз, дорожное строительство (в т.ч. железная дорога), авиация и судостроение.

Наука и технологии

Научно-технический центр «Русские краски» является одним из старейших исследовательских центров страны. В Центре создано пять лабораторий, возглавляемых кандидатами наук и обеспеченных передовыми технологиями. Вклад в научные исследования сложно переоценить. Благодаря такой мощной технической и научной поддержке компания ежегодно разрабатывает системы покрытий, не уступающие импортным аналогам, соответствующие самым высоким требованиям по стойкости и сроку службы. Так, научно-исследовательским центром в соответствии с требованиями ПАО «Газпром» была разработана эпоксидно-полиуретановая 2К-система Prodecor 2201+2302 для антикоррозионной защиты нефтегазовых объектов в условиях открытой промышленной атмосферы и категории коррозийности C3–С4. Система покрытия включена в реестры компаний «Газпром», «Роснефть», ЦНИИС.

Эффективное импортозамещение

Рынок защитных покрытий сегодня – высококонкурентная отрасль с рядом крупных отечественных и иностранных игроков. Если в строительном секторе доля отечественных покрытий значительна, то на рынке двухкомпонентных систем длительной защиты доля иностранных брендов в разы превышает долю российских, несмотря на большую разницу в стоимости. Еще несколько лет назад многие потребители считали импортные продукты априори более качественными и современными, но опыт и работа последних лет показывают, что благодаря активной работе с потребителями, высококвалифицированному внедрению материалы производства «Русских красок» в глазах самых требовательных потребителей выглядят не хуже импортных, а зачастую превосходят иностранные аналоги. Защитные покрытия «Русских красок», выпускаемые под брендом Prodecor, были испытаны и получили положительные заключения на объектах «Газпром трансгаз Ухта» и «Газпром трансгаз Нижний Новгород», уже успешно внедрены на объектах «Газпромгазораспределение», термостойкие покрытия Prodecor Pyro будут защищать от коррозии сооружения на ОАО «Славнефть-ЯНОС».

Надежный партнер

Профессиональная техподдержка с закреплением высококвалифицированного технического специалиста и возможностью выезда на объект, быстрые сроки поставок, что обусловлено большими производственными мощностями, гибкие условия оплаты и конкурентные цены благодаря собственным связующим, бесплатные образцы для опытно-промышленных работ – все это обеспечивают «Русские краски» своим клиентам, осознавая важность деталей при выборе производителя. Ведь именно покрытия защищают от коррозии и агрессивных факторов среды дорогостоящие объекты, а значит, бизнес клиентов.

Коллектив компании «Русские краски» поздравляет ПАО «Газпром» и отдел защиты от коррозии с 25-летним юбилеем! Мы высоко ценим ваш колоссальный труд на благо страны и отрасли. Желаем дальнейших успехов и покорения новых вершин, а также крепкого здоровья и благополучия!

АО «Русские краски»

150002, РФ, г. Ярославль, ул. Б. Федоровская, д. 96

Тел.: +7 (4852) 49-29-77

Тел. техподдержки: +7 (4852) 49-26-32

e-mail: ilkm@ruskraski.ru

www.rk-industrial.ru

На начальном этапе эксплуатации Астраханского газоперерабатывающего завода (ГПЗ) при проведении мониторинга были определены объекты, наиболее подверженные коррозионно-эрозионному износу. Так, после выхода Астраханского ГПЗ на проектную мощность максимальная скорость коррозии абсорберов установок аминовой очистки газа У-72 и У-41, предназначенных для очистки сырого отсепарированного газа от сероводорода Н2S, оксида углерода СО2 и части сероорганических соединений водным раствором диэтаноламина (ДЭА), по данным УЗТ и образцам-свидетелям, достигала 3–5 мм/год.

В связи этим с 2000 г. началась активная работа по поиску методов снижения коррозионного влияния на внутреннюю поверхность данных аппаратов. В 2000–2002 гг. были проведены испытания 24 образцов систем внутренних защитных покрытий производства «Рокор», Smart systems GmbH, «АДРЕМ», SIGMA, «КОЛУМБУС», THRANE & TRANE, JOTUN. Все покрытия не выдержали испытаний.

На основании внутренних осмот-
ров аппаратов и по результатам толщинометрии было определено, что наиболее активные коррозионные процессы наблюдаются в нижней части абсорберов в зоне между второй тарелкой и уровнем жидкости.

В указанной зоне коррозионно-
эрозионные поражения имели различный характер в зависимости от места расположения в аппарате:

• внутри сливных карманов двух первых тарелок наблюдаются локальная коррозия корпуса аппарата в виде язв с размытым нижним краем, а также сквозная коррозия крайних зон опорных колец поддона и вертикальных опорных элементов сливных перегородок;

• в зоне ввода газа в районе опорных колец первой тарелки и поддона в корпусе аппарата встречаются поражения в виде пятен и полос различной формы и глубины;

• на стенках аппарата в местах перелива абсорбента через сливные планки поддонов и в местах отсутствия герметичности между полотном тарелок и опорными кольцами коррозия носит локальный характер в виде вымывания металла.

В целях защиты кубовой части абсорберов Астраханского ГПЗ от ударного действия газожидкостного потока был испытан ряд соответствующих конструкций.

Защитный экран представляет собой съемную конструкцию, состоящую из П-образных панелей из нержавеющей стали, расположенных между поясами на трех уровнях по всему периметру аппарата в зоне от первой тарелки до верхнего края нижнего люка-лаза. Эксплуатация экрана позволила уменьшить эрозионное воздействие потока насыщенного амина на стенки абсорбера. Однако по-
падание абсорбента между корпусом и экраном из-за перелива жидкости около стенки аппарата, а также утечки абсорбента вследствие отсутствия герметичности между полотном тарелки и опорными элементами значительно уменьшили его эффективность.

В связи с этим были внесены изменения в конструкцию переливных устройств тарелок, находящихся в зоне ввода газа. Реконструкция заключалась в увеличении высоты сливных планок поддона двух нижних тарелок в зоне контакта со стенкой аппарата вплоть до уровня вышерасположенной тарелки в целях исключения возможности перелива абсорбента около корпуса аппарата. Увеличение высоты планок поддонов также создает ровную вертикальную поверхность уплотнения для панелей защитного экрана.

Данные мероприятия позволили сохранить все технологические параметры аппарата и уменьшить скорость коррозии более чем в три раза – с 4,4 до 1,5 мм/год.

Все способы изменения конструкции аппарата дали положительный эффект, однако скорость коррозии стенок аппаратов оставалась достаточно высокой, а в случае применения защитного экрана сохранялся локальный характер коррозионных процессов, значительно уменьшая возможный срок безопасной эксплуатации аппаратов. Вопрос о необходимости защиты внутренней поверхности покрытием оставался актуальным.

Специалистами ООО «Газпром
добыча Астрахань» совместно с ООО «ТСЗП» была разработана схема ремонта абсорберов и испытан (на образцах из углеродистой стали) ряд покрытий для решения поставленной задачи. На основании проведенных испытаний было выбрано покрытие типа NiCrMo (с применением порошка Х28Н10М5С1) и создана роботизированная установка ТСЗП-SB500 для нанесения защитного покрытия в зоне кубовой части аппарата.

Впервые на Астраханском ГПЗ однослойное металлизационное покрытие было нанесено в ноябре 2002 г. В последующие годы все абсорберы сероочистки У-172/272 были защищены этим покрытием.

Анализ данных ультразвуковой толщинометрии и результатов внутренних осмотров показал, что защитное металлизационное покрытие обеспечило эффективную защиту от коррозионно-эрозионного износа кубовых частей абсорберов сероочистки Астраханского ГПЗ.

Однако необходимо отметить, что после 1,5–2 лет эксплуатации была выявлена подпленочная коррозия на металле с однослойным металлизированным покрытием в жидкой
среде с высоким содержанием сероводорода.

В связи с этим разработчиком покрытия ООО «ТСЗП» был предложен вариант двухслойного покрытия, составленного из подслоя и основного слоя. Специальный подслой предотвращает возникновение и развитие подпленочной коррозии, обеспечивая тем самым гораздо бόльшую коррозионную стойкость покрытия в жидкой фазе.

В июле 2006 г. внутри абсорбера С01 1У172 было нанесено металлизационное покрытие по новой технологии с применением двухслойного покрытия. В двухслойном покрытии первый слой образуется с применением порошка на основе высоколегированной стали
Х14Н7С3Р3, имеющего точку плавления 1060 ºС, что позволяет наносить его в более расплавленном состоянии и получить менее пористое покрытие, чем для верхнего слоя, получаемого с применением порошка на основе высоколегированной стали Х28Н10М5С1 (точка плавления – 1975 ºС). Таким образом, двухслойное покрытие исключает контакт среды с основным металлом и предотвращает возникновение подпленочной коррозии –
основной причины разрушения однослойного покрытия. Для снижения пористости и шероховатости напыленной поверхности наносится пропитка – двухкомпонентный термостойкий лак МД-350.

По результатам осмотров двухслойного покрытия во время плановых остановов в 2007 и 2008 гг. абсорбера С01 1У172 было установлено, что в нижней части зоны напыления не выявлено наблюдавшихся ранее типичных повреждений металлизационного покрытия (отслоений, трещин). Это свидетельствует об увеличении прочности сцепления и непроницаемости покрытия, контактирующего с жидкой фазой.
В связи с лучшими результатами осмотра в 2007 г. было рекомендовано применение данного двухслойного покрытия при напылении остальных абсорберов.

В настоящее время для защиты внутренней поверхности абсорберов применяется двухслойное металлизационное покрытие, обес-
печивающее достаточную защиту поверхности металла в течение минимум четырех лет.

Все внедренные защитные мероприятия были направлены на уменьшение скорости коррозии в зоне ввода газа и обеспечили антикоррозионную защиту только в зоне от второй тарелки до нижнего люка-лаза Н-1 (верхняя часть куба –
выше уровня раздела фаз).

Однако с учетом длительного срока эксплуатации и скорости коррозии нижней части куба корпуса (до 1,0 мм/год) и нижнего днища (до 0,5 мм/год) толщина основного металла аппаратов приблизилась к отбраковочной. Коррозионные разрушения металла носят преимущественно равномерный характер. В случае сохранения таких скоростей коррозии в ближайшие годы встанет вопрос о необходимости замены нижней обечайки и днища корпуса.

В объем ремонта по замене нижней обечайки (V11) и нижнего днища (№ 2) войдут мероприятия по демонтажу, транспортировке, сварке толстостенных элементов и грузоподъемные работы на крупногабаритных элементах колонны, по обвязке трубопроводами, установке лестниц и площадок обслуживания. Однако проведение ремонта колонны 72С01 весом 380 т и высотой почти 40 м требует значительных финансовых затрат на закупку дорогостоящего оборудования и ресурсоемкие механомонтажные работы в стесненных условиях. Кроме того, предприятие понесет убытки от выпадающей прибыли в связи с длительным простоем установки.

В 2017 г. для защиты от коррозии нижней обечайки (V11) и нижнего днища (№ 2) корпуса аппарата 72С01 АГПЗ нанесено двухслойное металлизированное покрытие «Плакарт-НА-01.6.С».

Отличительной характеристикой материала подслоя «Плакарт-01.6-НА»,
основу которого составляет высоколегированная сталь Х14Н7С3Р3, является возможность нарастить толщину основного металла до 500 мкм (0,5 мм), что особенно важно в условиях эксплуатации нижней обечайки и нижнего днища с толщинами, близкими к минимально допустимым. Материал основного слоя «Плакарт-01.3-НА», основу которого составляет высоколегированная сталь Х28Н10М5С1 толщиной 150–250 мкм, обеспечивает покрытию стойкость к эрозионному и коррозионному износу. Материал пропитки МД-350 выполняет функцию снижения пористости и шероховатости готового покрытия.

Проведенные работы по защите внутренней поверхности аппаратов
от коррозии позволили:

1) продлить ресурс работы технологического оборудования Астраханского ГПЗ;

2) повысить безопасность его эксплуатации;

3) получить значительный экономический эффект от реализации этих мероприятий.

– Что представляет собой технология цинкирования и чем она отличается от привычного всем горячего цинкования? Каковы преимущества цинкирования?

– Цинкирование – процесс покрытия металла (железа или стали) слоем цинка для защиты от коррозии путем нанесения цинкирующего состава (состава класса Zinker). GALVANOL является первым составом такого класса.

Однокомпонентный цинкирующий состав наносится в диапазоне температур от –30 до 50 ºС при помощи кисти, валика, распыления или окунания.

Получаемое защитное покрытие (цинкерный слой) содержит 96 % активного стабилизированного цинка HZO SF чистотой 99,995 %, при этом образуется устойчивая гальваническая пара Fe–Zn, в которой цинк выступает в роли анода и защищает металл (сталь) электрохимическим способом, одновременно обеспечивая предельную адгезию (1 балл по ГОСТ 31149-2014).

В связи с повышенным интересом к технологии цинкирования представляю читателям вашего журнала семь отличительных особенностей и свойств цинкерного покрытия. Так, цинкерное покрытие: образует стабильную субдисперсионную Zn–Fe-зону на поверхности металла; обладает свойством межслойной диффузии; сохраняет функцию поверхностной самоконсервации и самовосстановления в течение всего срока службы; отличается достаточной стойкостью к абразивному воздействию; наносится даже зимой при температуре от –30 ºС; UV-стабильно, имеет благородный серый цвет; межатомное расстояние
в цинкерном слое аналогично межатомному расстоянию в слое цинка, нанесенного с помощью процесса погружения в ванну.

Цинкирование в отличие от цинконаполненных ЛКМ (холодного цинкования) не требует перекрытия финишными слоями благодаря уникальному запатентованному полимеру, обеспечивающему катодную защиту цинка на протяжении всего срока службы. Цинкерное покрытие применяется как самостоятельное, по аналогии с горячим цинкованием, однако при необходимости может использоваться как грунт под различные ЛКМ и огнезащитные материалы. Цинкерное покрытие не разрушается под действием УФ-излучения. Цинкирование в отличие от горячего цинкования применяется для защиты крупногабаритных, полых, тонкостенных, сваренных внахлест изделий.

Цинкирование применяется для защиты ответственных конструкций во всех типах сред коррозионной активности, включая агрессивные и сильноагрессивные (С5-I по
ISO 12944), обеспечивая гарантированный срок защиты 15 лет и более при толщине слоя от 120 мкм.

Цинкирование незаменимо для защиты строительных и технологических металлоконструкций в промышленном и гражданском строительстве, на объектах ТЭК, в дорожном и транспортном строительстве, гидросооружениях. Цинкирование рекомендовано для ремонта и восстановления ранее оцинкованных (в том числе другими методами) металлоконструкций без демонтажа.

– Какие отрасли в первую очередь заинтересованы в применении технологии цинкирования?

– Эта уникальная технология позволяет увеличить прибыль заводам металлоконструкций, стальмонтажникам и проектировшикам.

Простой пример: реальное ТЗ, помещение 33,0 м × 150,0 м, р-н строительства – Пермский край. Цена на цинкированный стальной каркас составляет 13,2 млн руб.,
а за каркас, оцинкованный методом окунания в ванну, – уже 16,5 млн руб. Если учесть, что при равных толщинах цинкового покрытия срок службы покрытия, нанесенного методами горячего цинкования
и цинкирования, одинаков, выгода становится очевидной.

Более того, мы сопоставили стоимость цинкерного покрытия с покрытием обычными красками (взяв для примера трехслойную систему): цена окрашенного каркаса получилась 13,8 млн руб., что на 5 % дороже цинкирования, при этом надо понимать, что в условиях сильноагрессивной коррозионной среды краска – не самое лучшее решение.

– Проводились ли какие-нибудь выставки или мастер-классы, на которых можно было бы ознакомиться с технологией цинкирования?

– Мы приняли участие в Международной выставке-конференции технологий, оборудования и материалов противокоррозионной защиты «Защита от коррозии 2017», проходившей 3–6 октября 2017 г. в Санкт-Петербурге, где я рассказывал о технологии цинкирования и о покрытии класса Zinker. Также мы приняли участие в выставке ExpoCoating-2017. Технология цинкирования вызвала живой интерес у посетителей. Многие активно записывались на участие в первом открытом мастер-классе по цинкированию, состоявшемся 29 ноября на Истринском заводе металлоконструкций (ЗМК), а посетители нашего стенда получали образцы первого состава класса Zinker для проведения испытаний у себя на производстве.

Как я уже сказал, 29 ноября 2017 г. мы провели первый открытый мастер-класс по цинкированию на базе Истринского ЗМК. Мастер-класс транслировался в прямом эфире, запись посмотрели уже более 1 тыс. человек. Запись эфира вы можете посмотреть по ссылкам, размещенным в наших аккаунтах в соцсетях: @ZinkerRussia (Instagram, Telegram, FaceBook, ВКонтакте, Twitter).

Это был первый наш опыт такого рода, и я считаю, что все прошло удачно! Было много заинтересованных участников рынка, масса интересных вопросов, главное – продемонстрирована возможность нанесения состава на морозе. Все получилось прекрасно! Отклики от участников – только положительные. Приведем лишь некоторые из них. «Семь градусов мороза, 37 заинтересованных профессионалов приняли активное участие в уникальном мероприятии, а в прямом эфире уже посмотрели сотни… Все получилось, этот мастер-класс уже стал частью истории рынка металлостроительства», – Иван Корнеев (Истринский ЗМК). «Молодцы парни! Это было круто!» – Константин Кузнецов («ПромРемонт»). «Спасибо за правильно организованный мастер-класс. Я считаю, что онлайн-трансляция – отличный формат для развития», – Владимир Гончаров («ЮПК»). «Первый открытый мастер-класс по цинкированию прошел просто отлично! Большинство посетителей на живом примере убедились, что технологии нанесения цинкового покрытия работают так, как заявлено производителем, без красноречивых «прилагательных» и маркетинговых оборотов. Режим трансляции мастер-класса проходил в реальном времени, ничего заранее нельзя было предугадать. По факту реакция участников была между восторгом и удивлением», – Александр Мухранов (VOORTMAN). «Я присутствовал на данном мероприятии и вел прямую трансляцию в FaceBook'е. За неделю запись прямого эфира посмотрели более 900 человек, что в очередной раз доказывает повышенный интерес к технологии цинкирования. Все предельно понятно и доступно. Было задано много интересных вопросов, на которые были даны четкие ответы. Особенно хочется отметить, что технология нанесения первого покрытия класса Zinker была специально продемонстрирована в условиях открытого неотапливаемого цеха завода, что дало подтверждение тому, что это действительно работает при отрицательных температурах», –
Дмитрий Кропивницкий (DK).

– Какие мероприятия планируете проводить в год борьбы с коррозией?

– Мы планируем проводить выставки, конференции, семинары, открытые встречи и мастер-классы. Подробнее о дате и месте проведения можно узнать из нашего календаря и аккаунтов в социальных сетях по тэгу #LetsZink.

2018 год – год борьбы с коррозией, и мы приглашаем всех специалистов отрасли поддержать его.

ООО «НПЦАЗ»

111622, РФ, г. Москва, ул. Большая Косинская, д. 27

Тел.: 8-800-222-94-62

e-mail: info@npcaz.ru

www.npcaz.ru

Тенденции современного рынка антикоррозионной защиты трубопроводов таковы, что многие предприятия ставят перед собой задачу повышения производительности операции нанесения защитного покрытия с сохранением его высоких функциональных свойств. Данная тенденция особенно проявляется для труб с внутренним антикоррозионным гладкостным покрытием, нанесение которого может определять производительность изоляционного цеха в целом. Выделяют две основные категории материалов для формирования гладкостного покрытия – содержащие растворитель (растворительные) и не содержащие (безрастворительные). Последние представляются лучшим выбором для применения благодаря их улучшенным функциональным характеристикам (профиль поверхности, гибкость и др.)
и экологичности. Тенденция в развитии растворительных материалов, проявляющаяся в последние годы, также демонстрирует снижение количества растворителя в их составе с 50 до 10 %.

Российские трубные заводы в превалирующих объемах используют материалы на основе растворителя, и связано это с недостаточным предложением безрастворительных решений, сопоставимых по скорости отверждения с растворительными материалами, а соответственно, способных обеспечить требуемую эффективность производственного процесса.

Есть три способа повышения производительности участка нанесения внутренних гладкостных покрытий за счет сокращения временных затрат на стадию отверждения покрытия:

1) установка индуктора перед шаговой конвекционной печью. Данный способ позволяет за короткое время нагреть трубу до заданной температуры и обеспечить 20–50%-ное снижение временных затрат на последующий этап сушки (отверждения) покрытия;

2) увеличение температуры в камере сушки. Это позволит сократить время разогрева трубы, но в сравнении с индукционным нагревом экономическая эффективность выглядит сомнительно ввиду необходимости дополнительных затрат на разогрев воздуха до заданных температур;

3) использование материалов нового поколения, основанных на последних разработках в области эпоксидных смол и их отвердителей.

Первый способ предполагает, что нанесенный материал позволяет избежать таких дефектов, как вскипание и потеки в процессе индукционного разогрева трубы до температуры 60 ºС и выше. Однако из-за относительно высокого давления паров основных типов растворителей, содержащихся в материалах, быстрый разогрев приводит к неконтролируемому вскипанию покрытия. Только безрастворительные материалы обеспечивают принципиальную возможность индукционного разогрева, более того, обеспечивают возможность перейти к нанесению внешнего изоляционного покрытия без этапа сушки.

Новая разработка компании 3М в России позволяет объединить в себе первый и третий подходы к снижению временных затрат на нанесение внутреннего гладкостного покрытия. В ноябре 2017 г. на предприятии компании в СЭЗ «Алабуга» была произведена первая промышленная партия нового безрастворительного гладкостного покрытия Scotchkoteтм EP2306 SF (табл. 1).

Первая партия материала успешно прошла промышленные испытания на базе одного из крупнейших трубных заводов страны (рис. 1).
В рамках поточного производства в течение пяти дней было установлено 20%-ное увеличение производительности только благодаря свойствам материала. Оценка специалистов 3М свидетельствует о том, что производительность может быть увеличена еще на 10–
15 % при той же температуре в камере сушки.

Помимо производительности было отмечено улучшение следующих характеристик:

• полное отсутствие кратеров даже в момент покрытия первых труб после промывки оборудования;

• отсутствие потеков и наплывов при варьировании соотношения компонентов до 10%-ного отклонения и сушке труб при 80 ºС;

• соответствие требованиям СТО Газпром по количеству пор в мокрой и сухой пленке при толщине покрытия 125–150 мкм;

• превосходные результаты в тесте на изгиб по требованиям ISO 6860:2006;

• профиль поверхности покрытия (Rz) – 0,63–0,83 мкм.

Высокая оценка была предопределена результатами лабораторных испытаний нового продукта Scotchkoteтм EP2306 SF, показавших, что время отверждения безрастворительного покрытия нового поколения может быть значительно меньше времени отверждения даже растворительных материалов, в качестве отвердителей которых возможно применение смеси ароматических аминов с третичными аминами в качестве катализаторов (рис. 2).

Важной составляющей являются также адгезия и барьерные свойства покрытия, обычно имеющих тенденцию к ухудшению при увеличении скорости отверждения. Было показано, что покрытие нового поколения не только соответствует стандартам API RP 5L2 и ISO 15741, но и позволяет существенно опережать некоторые требования стандартов. Так, химическая стойкость покрытия к эквивалентной по объему смеси метанола с водой составляет более 15 дней при требовании 120 ч.

Механические свойства покрытия (его гибкость) также обычно хуже у материалов с большей скоростью отверждения. На толщине пленки 125–150 мкм было показано, что новый продукт не дает растрескиваний и отслоений покрытия после 3 мм вдоль изгиба по конической оправки 180º и превосходит конкурентов, в сред­нем имеющих растрескивание до 5–8 мм.

С точки зрения обеспечения качества и надежности процесса изоляции принципиальное значение для клиентов имеют реологические свойства материала, улучшение которых в процессе разработке было в числе приоритетов наряду с ускорением отверждения. Было показано:

• отсутствие пор в материале в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.2-180–2007;

• в модельном эксперименте отсутствие кратеров при различных вероятностных загрязнениях металлической поверхности или самого материала (табл. 2);

• существенно улучшенная стойкость к стеканию (табл. 3).

Особо стоит отметить, что вязкости компонентов нового материала выдержаны таким образом, чтобы обеспечить возможность применения на тех же линиях нанесения, на которых применяются растворительные материалы. В этом случае при необходимом предварительном разогреве компонентов клиент получает значительный запас стабильности при тестировании материала на соответствие требованиям локальных и международных стандартов, стабильность в отсутствии поверхностных дефектов и высокую производительность в сравнении с растворительными решениями.

В целом применение безрастворительного гладкостного покрытия Scotchkoteтм EP2306 SF нового поколения позволяет:

• исключить стадию отверждения из списка лимитирующих факторов;

• обеспечить максимально возможную гладкость покрытия и улучшение комплекса функциональных свойств;

• сделать первые уверенные шаги в направлении улучшения экологической обстановки в промышленных центрах России, а также исключить вероятность загрязнения природного газа растворителями покрытия.

Таблица 1. Основные характеристики нового продукта

Таблица 2. Моделирование стойкости материала к появлению поверхностных дефектов

Таблица 3. Значение толщины покрытия при измерении стойкости к стеканию материала Scotchkoteтм EP2306 SF в различных условиях.

ЗАО «3М Россия»

121614, РФ, г. Москва, ул. Крылатская, д. 17, стр. 3

Тел.: +7 (495) 784-74-74

www.3MRussia.ru

Из оксидных токопроводящих материалов анодной растворимостью 0,01–0,1 кг/А/год получили известность плазмонапыленные и наплавленные магнетитовые элект- роды, однако их серийное производство связано с определенными технологическими сложностями.

Из токопроводящих оксидных соединений с уровнем растворимости в условиях анодного процесса менее 0,001 кг/А/год в практике электрохимических производств находят применения электроактивные покрытия γ- и β-модификаций диоксида марганца, нанесенные электроосаждением или термохимическим способом на подготовленную поверхность титановой основы.

Компанией ООО «Инко-Профит» проведена оценка анодной стойкости титан-диоксидмарганцевых анодов собственного производства (ТУ 28.99.39-001-34385773–2017) применительно к условиям внут- ренней защиты от коррозии резервуаров при содержании в неф- тепродуктах пластовой воды с концентрацией хлорида натрия 163 г/л. В процессе стендовых испытаний определялась величина уноса рабочего покрытия и потенциала анодного заземлителя, проводилось визуальное изучение состояния покрытия на всех участках поверхности анода.

В ступенчатом режиме токовых нагрузок, предусмотренном для образования солевых отложений на внутренней поверхности резервуара, за начальный период 1000 ч при 100 А/м² унос рабочего покрытия (диоксида марганца) составил в расчете на его толщину 1,2–1,4 мкм. При последующем снижении тока до стационарного значения 18 А/м² унос диоксида марганца снизился и в дальнейшем составил не более 2 мкм/А/год при начальной усредненной толщине покрытия 85 мкм.

Величина анодного потенциала на протяжении всего периода существенно не изменилась по сравнению с начальными показателями и находилась в пределах значений, далеких от критического потенциала пробоя оксидной пленки на поверхности титановой основы.

Результаты проведенных испытаний позволяют сделать положительный прогноз относительно работоспособности титан-диоксид- марганцевого анода в целях электрохимической защиты от коррозии поверхностей стальных изделий в специальных средах.

Результатом деятельности последних лет компании ООО «Инко- Профит» стало создание универсальных титан-диоксидмарганцевых заземлителей (γ-ТДМ-АЦ), применимых в специальных и сильноагрессивных средах, почвах с сильной минерализацией, близких по техническим характеристикам к заземлителям с покрытием на основе оксидов металлов платиновой группы. 

НАША ПРОДУКЦИЯ:

• ЗАЗЕМЛИТЕЛИ АНОДНЫЕ;

• ТИТАН-ДИОКСИДМАРГАНЦЕВЫЕ;

• γ-ТДМ-АЦ;

• γ-ТДМ-АЦ-КТ;

• γ-ТДМ-АЦ-КТ2;

• КАТОДНАЯ ЗАЩИТА ТРУБОПРОВОДОВ И РВС ОТ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ КОРРОЗИИ.

ОСТАВЬТЕ ЗАБОТУ О КОРРОЗИИ НАМ.

ООО «Инко-Профит»

195112, РФ, г. Санкт-Петербург,

Новочеркасский пр-т, д. 33,

корп. 2, лит. А, пом. 10Н

Тел.: +7 (812) 984-80-53

e-mail: info@inko-profit.ru

www.inko-profit.ru

На смену зарекомендовавшим себя выпрямителям В-ОПЕ разработана и с 2012 г. серийно производится линейка преобразователей для катодной защиты модульной конструкции ПНКЗ-ППЧ-М10, ПН-ОПЕ-М11 и МПН-ОПЕ-М14, отвечающих всем требованиям эксплуатирующих организаций и отличающихся высокими энергетическими характеристиками, надежностью и ремонтопригодностью.

Одними из первых среди производителей станций катодной защиты (СКЗ) полноценно применив принципы цифрового управления, разработчики заложили большой потенциал развития функциональных характеристик преобразователей. Более 150 стандартных исполнений преобразователей построены на базе унифицированных модулей, сопрягаемых между собой в различных сочетаниях посредством цифровых интерфейсов, а подавляющее большинство функций преобразователей реализовано программным способом. Основой преобразователей являются силовые модули БИП-01 с широким диапазоном регулирования по выходному току (от 0,01 А)  и высокими динамическими характеристиками, что в совокупности с внешним адаптивным контуром регулирования позволяет использовать преобразователи для защиты любых видов сооружений, в том числе подверженных высокому влиянию блуждающих токов и расположенных в высокоомных грунтах.

Все исполнения преобразователей оснащены элементами усиленной грозозащиты внешних цепей.

Эргономика достигается за счет оригинальных конструктивных решений, интуитивно понятного русифицированного меню, функций самодиагностики с возможностью быстро локализовать неисправность.

Для организации дистанционного контроля и управления преобразователи оснащены встроенным цифровым интерфейсом связи RS-485 (протокол ModbusRTU) и адаптированы к различным проводным  и беспроводным системам телемеханики. Для размещения стороннего оборудования связи предусмотрена отдельная монтажная панель.

Особенностью малогабаритных преобразователей ПНКЗ-ППЧ-М10 является возможность встраивания их в монтажные шкафы и стойки 19”, что особенно актуально при размещении СКЗ в помещениях зданий и блок-боксах.

Преобразователи ПН-ОПЕ-М11 допускают размещение на открытом воздухе.

Преобразователи МПН-ОПЕ-М14 включают исполнения с резервированием силовых модулей, а также исполнения многоканальных преобразователей с возможностью независимого регулирования выходных параметров каждого канала.

АО «Энергомера» предлагает также собственные решения телемеханики СКЗ на базе комплекса программного обеспечения КПО СТМ «Энергомера».

Особое внимание предприятие уделяет вопросам гарантийного  и постгарантийного обслуживания продукции, включая снятую с производства, в течение заявленного срока службы.

АО «Электротехнические заводы «Энергомера»

355029, РФ, г. Ставрополь,

ул. Ленина, д. 415

Тел.: 8-800-200-75-27

e-mail: concern@energomera.ru

www.energomera.ru

Для идеальной адгезии покрытия с титановой основой в целях предотвращения пассивации титановой поверхности специалисты  ООО «Бипрон» разработали и применили инновационные решения. Это касается как физико-химической обработки поверхности анода перед нанесением покрытия, так и технологии его нанесения, в результате которой толщина устойчивого к механическим деформациям слоя покрытия из MnO2 может достигать 80 мкм при отсутствии пор, проникающих к титановой основе.

Анодные заземлители серии  «Бипрон-АЗТ» могут эксплуатироваться при токовой нагрузке до  250 А/м2 и имеют скорость растворения в пределах 0,01 г/А в год при номинальной токовой нагрузке ~10 А,  что позволяет эксплуатировать такие аноды в штатном режиме не менее 30 лет.

Трубчатые аноды «Бипрон-АЗТ» характеризуются наличием таких качеств, как:

• максимальная механическая прочность на изгиб и кручение, что позволяет применять их в грунтах с подвижными слоями, а также в грунтах с недостаточной изученной динамикой водно-почвенного баланса;

• равномерное распределение плотности тока по всей поверхности анода. Отсутствие ярко выраженных «краевых эффектов» – одно из самых значимых качеств анода, так как неравномерность плотности тока на его поверхности ведет к образованию локальных зон электрической эрозии;

• эффективная коммутация комплектной анодной сборки. Все токо- проводящие кабели, дренажная трубка и несущий трос проходят внутри полости цилиндров анодов, что обеспечивает дополнительную механическую защиту точек коммутации, при этом количество коммутационных узлов резко сокращено за счет применения инновационных схем кабельной сборки.

Важно, что все кабельные соединения в сборке осуществляются в заводских условиях. На трассе выполняется стандартное подключение к катодной станции.

Сортамент титановых трубчатых анодов освоен по диаметру:  38; 45; 51; 60; 76; 89; 102 мм, по толщине стенки – 1,0–2,0 мм, по длинам – 500; 1000 мм. Вес анодного заземлителя «Бипрон-АЗТ» с параметрами 60 х 1 х 500 мм, с покрытием и биметаллическим токоотводом составляет 0,450 кг.

На газопроводе ГРС «Апрелевка» (Московская обл.) был произведен монтаж двух анодных сборок из 20 и 23 анодов, соответственно. За время эксплуатации сборки из анодов нового типа показали принципиальную работоспособность, надежность, включая повышенный диапазон плотности тока.

Зафиксировано хорошее сопротивление, с постепенным его снижением с 2,4 до 1,14 Ом. Это связано с тем, что на объекте в качестве засыпки применялась смесь  «МАГ-2000» (ООО «Бипрон»), которая при затворении водой образует нерастворимый токопроводящий гидрогель, сохраняющий свои свойства сколь угодно долго. «МАГ-2000» не высыхает даже на открытом воздухе, в условиях воздействия прямых солнечных лучей и при температуре 40 ºC (подтверждено при монтаже заземления на объектах вьетнамской государственной энергетической компании EVN), не замерзает при –60 ºC, не вымывается грунтовыми водами и имеет отличную адгезию с телом заземлителя. Заземлитель находится в своеобразной токопроводящей «гелевой рубашке» весь срок своей работы.

В процессе эксплуатации анодов «Бипрон-АЗТ» можно выделить следующие основные характеристики:

• стабильность сопротивления растекания тока;

• малая растворимость (~30 лет);

• сравнительно малые вес и габариты;

• технологичность монтажа без привлечения погрузочно-разгрузочных спецсредств;

• снижение затрат при монтаже  и эксплуатации;

• надежность и безопасность;

• стоимость сборки.

ООО «Бипрон»

141591, РФ, Московская обл., г. Москва,

Солнечногорский р-н, дер. Бережки, стр. 26

Тел./факс: +7 (495) 988-19-16,

+7 (916) 988-50-00

e-mail: pro@bipron.com

www.bipron.com

Проведены испытания анодных заземлителей АЗП-РА при пиковых нагрузках в разных температурных режимах и при разной влажности. По данным, полученным в ходе испытаний, составлен график зависимости сопротивления растекания одиночного электрода заземления от удельного сопротивления грунта (рис. 1).

Из графика видно, что наибольший эффект в работе АЗП-РА достигнут в грунтах с повышенным удельным сопротивлением. Эксперименты, проведенные совместно со структурными подразделениями ПАО «Газпром» и ПАО «ЛУКОЙЛ», показали хорошие результаты по защите соединительного узла «кабель – тело анода». Основным показателем при производстве анода является удельное объемное сопротивление, а не удельное сопротивление, как для металлов. Измерение удельного объемного сопротивления осуществляется согласно ГОСТ 20214-74.

Растворимость анода проверяется по результатам измерения потери массы тела анода, а массу измеряют по методикам, описанным в ГОСТ 6433.1-71. Эти методы исключают погрешность при намокании анода.

Специалистами компании разработаны методы по расчету анодных полей из наших анодов, и при правильном подходе к этим расчетам не возникает вопросов о качестве работы анодов. Зачастую при расчетах стараются улучшить экономику проекта, уменьшая количество анодов в нарушение инструкции по расчету и проектированию электрохимической защиты от коррозии магистральных газопроводов и СТО Газпром 9.2-003–2009. Это относится ко всем анодам, особенно изготовленным из металла. При использовании анодов АЗП-РА требуется неукоснительно соблюдать требования данных стандартов и инструкций, что обеспечит гарантировано эффективную работу анодов.

АЗП-РА сертифицирован Системой добровольной сертификации ГАЗСЕРТ, созданной АО «Газпром газораспределение», и успешно введен в эксплуатацию на объектах нефтегазовой инфраструктуры в разных регионах РФ и странах СНГ.

Для достижения максимального эффекта работы анодных заземлителей полимерных наша компания совместно с организациями, эксплуатирующими продуктопроводы и иные объекты, подверженные коррозии, осуществляет опытно-промышленную эксплуатацию.

Так, с 2014 г. проводится опытно-промышленная эксплуатация анодных заземлителей полимерных на объекте АО «Газпром газораспределение Тверь». В течение трех лет заземлители уверенно
и стабильно работают в условиях высокого удельного сопротивления грунта. Методика испытаний предусматривает ежегодное изъятие помеченного ранее взвешенного контрольного образца для нового взвешивания. При измерении скорости растворения на объекте получили результат 32 г/год. Данный результат практически доказывает срок службы анодного заземлителя полимерного, установленный на основании лабораторных испытаний в испытательном центре ПАО «Сигнал» и составляющий не менее 30 лет. По итогам каждого года опытно-промышленной эксплуатации сотрудниками службы «Подземметаллозащита» АО «Газпром газораспределение Тверь» составляется протокол. По прошествии трех лет сделан следующий вывод: «ЭЗУ работает эффективно. В зоне действия ЭЗУ находится 1300 м газопровода высокого давления и 5450 м газопровода низкого давления. АПЗ-РА в условиях высокого удельного сопротивления грунта стабильно поддерживают заданный режим установки в 3,5 А и обеспечивают опорные точки СКЗ, на которой проводится испытание, минимальным защитным потенциалом». С полной версией отчета можно ознакомиться, прислав запрос на нашу электронную почту.

В 2015 году в г. Истра ФГУП «Всероссийский электротехнический институт им. В. И. Ленина» проводились испытания анодного полимерного заземлителя АЗП-РА на устойчивость к импульсным токам
и перенапряжениям молниевого разряда (рис. 2). Получено заключение о том, что анодный заземлитель полимерный удовлетворяет требованиям по электрическому сопротивлению к заземлителям систем молниезащиты, и о возможности его применения в качестве заземляющих устройств в гражданском строительстве.

АЗП-РА являются новейшей инновационной разработкой нашей корпорации, изготовлены из полимерных материалов российских производителей. Особенностью полимерного композита, из которого изготовлен АЗП-РА, является отсутствие оксидной пленки, что обеспечивает стабильные расчетные показания сопротивления растеканию.

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что анодные заземлители полимерные уверенно проходят все испытания, теоретические и лабораторные результаты подтверждаются результатами опытно-промышленной эксплуатации.

Приглашаем к сотрудничеству организации, эксплуатирующие объекты ТЭК. Качество нашей продукции уже оценили наши партнеры – структурные подразделения ПАО «Транснефть», ПАО «Газпром», ПАО «ЛУКОЙЛ» и многие другие.

О предприятии

Корпорация «ПСС» – группа предприятий, основное направление деятельности которой – производство, поставка и монтаж оборудования для электрохимической защиты от коррозии. Инвестиции в научно-исследовательский центр, а также наличие отдела перспективных разработок позволили разработать, запатентовать и выпустить в серийное производство новые виды товаров с уникальными потребительскими свойствами. Многие выпускаемые модели не имеют аналогов не только в России, но и во всем мире. Одним из примеров является анодный полимерный заземлитель Радуга® (АЗП-РА).

Предприятия Корпорации «ПСС» располагаются на территории РФ, оборудование электрохимзащиты производится с использованием современных технологий, обеспечивающих высокую точность обработки.

Условия применения поверхностных и глубинных анодных заземлителей и максимальные значения их сопротивления растеканию тока в различных грунтах

Грунт	Рекомендуемый тип заземления	Удельное сопротивление грунта ρ, Ом.м	Сопротивление растеканию тока R, не более Ом
Солончаки, соры	Подповерхностное	<10	0,5
Болота, влажные глины, суглинки	Подповерхностное	10–50	1
Супесь	Подповерхностное или глубинное	50–100	1,5
Пески	Глубинное	100–1000	3
Скальный грунт, сухие пески, многолетнемерзлый грунт	Глубинное	>1000	10
		N – количество заземлителей; R1 – берется из рис. 1; R  – берется из таблицы; 0,7 – константа
При использовании активатора прианодного пространства необходимое количество заземлителей сокращается в два раза

АО «ППМТС «Пермснабсбыт»

614013, РФ, г. Пермь,

ул. Борцов Революции, д. 8а, оф. 222

Тел.: 8-800-333-9697

e-mail: info@pss.ru

www.pss.ru

Система комплексного мониторинга коррозии «АНАЛИТИК» представляет собой специальное программное обеспечение, разработанное на основе современных интеллектуальных информационных технологий для дистанционного контроля парамет- ров электрохимической защиты (ЭХЗ), оптимизации и адаптивного управления параметрами станций катодной защиты с поддержанием технологического процесса ЭХЗ на оптимальном уровне между разрушительными зонами недозащит  и перезащит, с учетом данных мониторинга, геологических условий в месте прокладки трубопровода, климатических или сезонных изменений.

Система реализует комплексный подход к автоматизации задач системы ЭХЗ (мониторинг, оптимизация, регулирование защитных параметров, их анализ, оценка защищенности, формирование отчетов, рекомендаций и др.), что обеспечивает существенный прирост эффективности в зависимости от ее реального состояния, а следовательно, продлевает технический ресурс трубопроводной системы. При этом система контролирует и постоянно обеспечивает технологический процесс ЭХЗ как во времени, так и по протяженности, контролируя защитный потенциал за счет дистанционного мониторинга контрольно-измерительных пунктов (КИП), установленных на трубопроводе между соседними станциями катодной защиты, в том числе во всех коррозийно-опасных зонах. Это дает более полную картину защищенности трубопровода, а следовательно, повышает реальную защищенность трубопровода от коррозии.

Система использует энергоэффективную сеть передачи данных дальнего радиуса действия и имеет гибкую наращиваемую модульную структуру, формируемую под каж- дую конкретную структуру трубопроводной системы.

Система обеспечивает решение таких задач, как:

• автоматизация управлением электрохимической защитой объектов трубопроводной системы от коррозии по всем уровням управления;

• обмен информацией между пользователями различных уровней, осуществляемый по каналам сети Интернет через единый web-интерфейс с использованием средств авторизации и прав доступа;

• дистанционный мониторинг защитных параметров станций катодной защиты, блоков коррозионного мониторинга и управления, установленных в КИП, и других средств ЭХЗ в соответствии с заданной организацией опроса;

• сбор, обработка, хранение и отображение результатов мониторинга средств ЭХЗ, данных обследований, состояния трубопровода, изоляции, коррозийной агрессивности прилегающего грунта и др.;

• оптимизация защитных парамет- ров станций катодной защиты  с учетом данных мониторинга, геологических условий в месте прокладки трубопровода, климатических или сезонных изменений;

• выдача рекомендаций и автоматических команд управления режимами станций катодной защиты  в реальном масштабе времени;

• оповещение по различным каналам при аварийном изменении параметров, состояния средств ЭХЗ или несанкционированном доступе;

• аналитическая интерактивная обработка данных, проведение сравнительного и ретроспективного анализа для задач оценивания защищенности объектов трубопроводной системы от коррозии;

• возможность использования картографического сервиса для отображения на карте пространственного расположения объектов, системы ЭХЗ и связанной с ними фактографической информации;

• подготовка и генерация регламентированных, аналитических, сводных и статистических отчетов на основе данных системы;

• управление правами доступа пользователей к данным и функциям системы, системными настройками, ведение журналов работы  в системе;

• информационная и интеллектуальная поддержка процессов принятия решений по управлению средствами и системой ЭХЗ.

Система в web-интерфейсе формирует интерактивный аналитический отчет, содержащий табличную и графическую информацию  о защитных параметрах с возможностью выполнения сортировки, фильтрации и группирования.

Реализация задачи оптимизации  и адаптации защитных параметров в зависимости от внешних условий, состояния сооружений и т. п. осуществляется с помощью интеллектуальных информационных технологий, что обеспечивает повышение качества, достоверности и сокращения сроков выработки  и принятия решений, адаптацию  к условиям применения и эксплуатации, учет полноты значимых факторов. Оптимизация выполняется как по критерию равномерности распределения защитного суммарного потенциала по протяженности трубопровода, так  и по критерию минимального суммарного защитного тока станций катодной защиты.

На рис. 1 представлена знаниеориентированная модель нахождения требуемого защитного суммарного потенциала, учитывающая наличие водорастворимых солей и бактерий в районе прокладки трубопровода, наличие блуждающих токов и др.

Состояние защищенности (рис. 2) определяется на основании данных о максимальном и минимальном защитном потенциалах, полученных в результате логического вывода интеллектуальной системой, а также текущего значения потенциала, полученного в результате дистанционного мониторинга.  С помощью разработанной интеллектуальной системы можно также осуществлять: определение возможности вывода из работы одной или нескольких станций катодной защиты при возможности обеспечения необходимой защиты соседними станциями (перекрытие зон защиты); включение выведенных  в резерв станций при сезонном увеличении сопротивления грунта и уменьшении защитных зон соседних станций катодных защиты; учет изолирующих фланцев и др.

Таким образом, использование системы обеспечивает повышение надежности системы ЭХЗ  и, соответственно, предотвращает возможные аварийные ситуации в трубопроводной системе, а также сокращает затраты на текущий ремонт и обслуживание трубопроводов за счет надежности и непрерывности защиты, уменьшения влияния человеческого фактора, что в итоге повышает качество  и достоверность принимаемых решений по управлению системой ЭХЗ в целом.

ООО «СоюзКомплект»

121596, РФ. г. Москва, ул. Горбунова, д. 2, стр. 204, эт. 10, пом. 1, комн. 1а4

Тел./факс: +7 (499) 390-92-71, 372-52-44

e-mail: info@sz-k.ru

www.sz-k.ru

В производственной линейке завода – измеритель потенциалов ОРИОН ИП-01, зарегистрированный в Реестре средств измерения под № 25029-03, предназначенный для измерения суммарного и поляризационного потенциалов. Прибор постоянно совершенствуется и модернизируется с учетом пожеланий потребителей и развития уровня техники. Выпускаемая на данный момент версия имеет расширенный диапазон потенциалов, усиленную защиту от перегрузки, индикацию наличия переменой составляющей во входном сигнале, сервисный режим экстраполяции на нуль при измерении поляризационного потенциала.

Ряд индикаторов скорости коррозии представлен блоками пластин-индикаторов скорости коррозии БПИ-2, индикаторами коррозионных процессов ИКП 10-012М с анализаторами ИКП для их обслуживания и хранения коррозионных данных, полученных от ИКП, а также устройством сопряжения ИКП с системой телеметрии УС ИКП СТ, преобразующим коррозионные данные в цифровой код стандартного интерфейса RS-485 по протоколу ModBus RTU или ASCII. Наиболее совершенными с точки зрения оценки коррозионного состояния являются сенсоры скорости коррозии ССК, обладающие очень высокой чувствительностью и достоверностью получаемых данных. Тестер ССК обеспечивает оперативное обслуживание сенсоров. Для преобразования коррозионных данных, полученных от ССК, в стандартный цифровой код для систем телеметрии используется трансмиттер ССК.

Долгое время предприятие занимается производством медносульфатных неполяризующихся электродов сравнения серии «ЭНЕС» (ЭНЕС-1 и ЭНЕС-3М). Новый продукт в линейке электродов, производство которого освоено в 2017 г., не имеет промышленных аналогов на российском рынке. Толчком к созданию электродов данного типа послужило изучение свойств аккумуляторов с аморфным электролитом (гелевых аккумуляторов), срок службы которых существенно превышает работоспособность стандартных аккумуляторов с жидким электролитом, при этом аккумуляторы необслуживаемые и предназначены для работы в тяжелых условиях. Результатом кропотливого поиска оптимального варианта состава электролита и многочисленных испытаний явились данные электроды сравнения. Производятся электроды длительного действия ЗГАНС® ГЭС-МС-Д и переносные ЗГАНС® ГЭС-МС-П. Электроды длительного действия оснащены датчиками потенциала (вспомогательными стальными электродами) с площадью рабочей поверхности 625 или 100 мм². Переносные электроды дополнительно могут комплектоваться штангой-удлинителем и стальным вспомогательным электродом. Ведутся работы по оснащению переносных электродов новыми приборами – измерителями потенциалов со встроенным осциллографом, автоматической компенсацией температурного коэффициента электрода, относительно которого производятся измерения, и функцией оценки эксплуатационной надежности электродов сравнения длительного действия.

В ближайшее время предполагается запуск в производство нового оборудования, требующего расширения производственных мощностей, в связи с чем администрация и производство ООО «Завод газовой аппаратуры» переведены на новую промышленную площадку.

355000, РФ, г. Ставрополь, пр-т Кулакова, д. 8

Тел.: +7 (8652) 31-68-15

e-mail: zgans@mail.ru, zgans@enes26.ru

www.enes26.ru

Установка катодной защиты (УКЗ) –  основной элемент системы катодной защиты магистрального трубопровода, обеспечивающий подавление коррозионных процессов в дефектах защитного покрытия путем создания защитного тока необходимой плотности и направления.

Защитный ток, смещающий элект- рический потенциал трубопровода в отрицательную сторону на требуемую величину, может быть создан при выполнении одного из следующих условий:

• электрический потенциал собственно трубопровода смещается в отрицательную сторону на величину напряжения коррозионного элемента;

• электрический потенциал земли в непосредственной близости от защищаемого сооружения смещается в положительную сторону на величину напряжения коррозионного элемента.

Основной элемент, определяющий схему УКЗ, – анодное заземление и его размещение относительно защищаемого трубопровода.

При организации системы катодной защиты магистрального трубопровода применяются в основном две классические схемы УКЗ  (рис. 1).

Традиционная схема УКЗ, анодное заземление которой установлено на достаточном удалении от трубопровода (УКЗ-т) для исключения его существенного влияния на потенциал земли в районе точки дренажа, обеспечивает требуемый защитный ток смещением электрического потенциала собственно трубопровода в отрицательную сторону и применяется в основном в системах катодной защиты линейной части трубопровода  (рис. 1а).

При использовании схемы УКЗ с анодным заземлением, расположенным непосредственно у трубопровода, защитный ток на трубопроводе создается преимущественно за счет положительного потенциала земли, создаваемого анодным заземлением (рис. 1б). Такая схема УКЗ применя- ется для организации так называемой локальной катодной защиты (УКЗ-лкз) и создает область положительных потенциалов земли на некотором локальном участке трассы трубопровода, в пределах которого обеспечивается подавление электрохимического коррозионного элемента [1]. В зависимости от задачи такая локальная область может быть создана длиной от нескольких метров до километров.

Контроль защитного потенциала на подземном трубопроводе выполняется, как правило, через так называемый суммарный потенциала (потенциал с омической составляющей), который в первом приближении состоит из смещения поляризационного (электрохимического) потенциала оголенных участков стали трубы в дефектах изоляции, омического падения потенциала на защитном покрытии трубопровода и естественного потенциала стали трубы .

Значение разности потенциалов «труба – земля» в точке относительно точки дренажа ( = 0) по длине подземного трубопровода длиной , нагруженного на конце сопротивлением , может быть в первом приближении выражено как [2, 3]:

,                             (1)

, (2)

где ; – ток станции катодной защиты, А;   – входное сопротивление трубопровода в точке дренажа, Ом; – постоянная распространения трубопровода, 1/м; – продольное электрическое сопротивление трубопровода, Ом.м; – сопротивление нагрузки на конце трубопровода, Ом; – потенциал земли по линии трубопровода, вызванный анодным заземлением, В; – расстояние от трубопровода до анодного заземления, м;   – глубина укладки анодного заземления, м; jd – плотность тока в дефектах защитного покрытия, А/м2; – площадь дефекта в защитном покрытии трубопровода, м2; – сопротивление растеканию тока на дефекте в защитном покрытии трубопровода, Ом; ; – удельное электрическое сопротивление грунтов, Ом.м.

Значение смещения поляризационного потенциала на заданных дефектах изоляции трубопровода может быть оценено с использованием поляризационных кривых стали для конкретного удельного электрического сопротивления грунтов по значениям вычисленной плотности тока в дефектах изоляции заданной площади .

Распределение потенциала по длине трубопровода для указанных типовых схем УКЗ существенно различается (рис. 2).

Расчетные значения потенциалов земли в районе точки дренажа под влиянием анодных заземлений, поляризационного потенциала , потенциала с омической составляющей , смещение потенциала собственно трубы при токах 1,13 А (УКЗ-т) и 0,3 А (УКЗ-лкз) на трубопроводе диаметром 1220 х 17 мм длиной 270 км с нагрузкой на концах трубопровода = 0,533 Ом и защитным покрытием 3∙105 Ом.м2 в грунтах с удельным электрическим сопротивлением = 50 Ом.м и точкой дренажа в  20 км от начала трубопровода для рассматриваемых схем УКЗ приведены в табл. 1.

При максимальном значении поляризационного потенциала = 1,13 В  в районе точки дренажа плечо зоны защиты на трубопроводе составляет:

• 135 км для схемы УКЗ-т при удалении анодного заземления от трубопровода на 200 м и потенциале земли в районе точки дренажа   = 0,044 В;

• 0,08 км для схемы УКЗ-лкз при размещении протяженного анода в 2 м от трубопровода при максимальном потенциале земли в зоне прохождения анодной линии   = 0,269 В.

Наибольшее применение схема УКЗ-лкз нашла для защиты от коррозии внутриплощадочных коммуникаций компрессорных станций (КС) магистрального трубопровода после выхода [4], требующего контроль параметров катодной защиты на подземных трубопроводах осуществлять только по поляризационным потенциалам , диапазон значений которых определен в довольно узком диапазоне –0,85÷–1,15 В. На КС контуры защитных заземлений и фундаменты сооружений имеют прямой гальванический контакт с защищаемыми коммуникациями, что приводит к значительным утечкам защитного тока в землю и, как следствие, к неравномерному распределению электрического потенциала. Требуемый нормативный диапазон защитных потенциалов на подземных коммуникациях достигается путем компенсации отрицательного потенциала земли, вызванного стеканием катодного тока с контуров защитных заземлений и фундаментов, целенаправленным локальным повышением потенциала грунта в области размещения защищаемого объекта. Анодные заземления, размещаемые в непосредственной близости от защищаемых коммуникаций, препятствуют образованию опасных коррозионных элементов и создают требуемую разность потенциалов.

В настоящее время в ПАО «Газпром»  проводится большая работа по повышению качества противокоррозионной защиты (ПКЗ) объектов добычи, транспортировки, подземного хранения, переработки и распределения газа. Одновременно целенаправленно ведется работа по повышению эффективности ПКЗ путем снижения как эксплуатационных затрат при ее обслуживании, так и затрат на ее организацию при строительстве, что требует разработки оптимальных проектных решений, направленных на повышение качества и эффективности противокоррозионной защиты объектов ПАО «Газпром».

При разработке проектной документации по противокоррозионной защите объектов, строительство которых предусматривается на обжитых стесненных для прокладки трубопровода территориях, часто возникают большие трудности при отводе земли под анодные заземления для традиционной схемы УКЗ-т линейной части магистрального трубопровода.

Для решения возникающих при разработке проектных решений трудностей, связанных с отводом земли, или проблемы достижения требуемых сопротивлений растеканию тока анодных заземлений в последнее время на линейной части магистрального трубопровода стали применяться системы катодной защиты с протяженными анодами со схемой УКЗ, внешне аналогичной рассмотренной схеме УКЗ-лкз.

Схема УКЗ-лкз по сравнению со схемой УКЗ-т не требует отвода земли вне полосы, предусматриваемой под строительство трубопровода. При ее применении снижается зависимость от сопротивления растеканию анодного заземления в связи с использованием протяженных электродов, но при этом значительно возрастает влияние анодного заземления на защищаемый трубопровод, которое может выйти за допустимые пределы, с существенным снижением зоны защиты.

Возникающие трудности при применении схемы УКЗ с протяженным анодом, уложенным вблизи трубопровода, решаются выбором соответствующих параметров ее элементов, при которых схема УКЗ-лкз может функционировать как традиционная схема УКЗ-т с удаленным от трубопровода анодным заземлением с достижением сопоставимой зоны защиты. Требования к схеме УКЗ-лкз*, которая с достаточным для практики приближением становится идентичной схеме УКЗ-т, сводятся к двум основным положениям:

1) анодная линия, уложенная вдоль трубопровода на некотором расстоянии от него, не должна оказывать значительного влияния на потенциал земли по линии прохождения трубопровода в зоне прокладки анодного заземлителя;

2) анодная линия должна характеризоваться примерно однородным электрическим потенциалом по всей выбранной длине анода (эквипотенциальный анод), определяющим примерно равномерную плотность тока утечки с единицы длины анода.

Для выполнения этих требований выбор элементов оптимальной схемы УКЗ-лкз* определяется минимальным потенциалом земли по линии трубопровода в зоне размещения анодного заземления, расстоянием у от анодного заземления до трубопровода, длиной анодной линии и электрическими параметрами протяженного анода с учетом удельного электрического сопротивления грунтов . Для оценки влияния анодного заземления на параметры катодной защиты трубопровода в конкретных условиях размещения УКЗ-лкз необходимо установить функциональную зависимость линейных размеров электрода от его электрических характеристик и характер изменения этого влияния по мере удаления анодного заземлителя от трубопровода.

В общем виде для условий взаимного расположения трубопровода и анодного заземления потенциал любой точки земли, вызванный влиянием анода длиной , уложенного на глубине параллельно трубопроводу и на расстоянии от него при одностороннем питании током (рис. 3), может быть представлен выражением:

, (3)

где – входное сопротивления анода в точке питания = 0, Ом; – переходное сопротивление анода, Ом∙м; – постоянная распространения анода в конкретных условиях его размещения, 1/м.

Потенциал земли , вызванный влиянием анода традиционной схемы УКЗ-т, размещаемого на расстоянии от трубопровода, может быть в первом приближении представлен выражением:

.

Для выполнения условия сопоставимости работы УКЗ-т и УКЗ-лкз* величина по линии трубопровода в зоне размещения протяженного анода ориентировочно выбирается в диапазоне ≈ 0,15÷0,05 В.

На основе выражения (3) можно получить зависимости ,  на основе которых определить длину протяженного анода для выбранного уровня и тока и, рассчитав зону защиты с использованием выражения (1), оценить ее соответствие условиям поставленной задачи.

Далее для примера приведены зависимости от для удельного электрического сопротивления грунтов = 50 Ом∙м, удаления протяженного анодного заземления на 6 м от трубопровода и различных фиксированных значений потенциалов земли по линии трубопровода в районе точки дренажа (рис. 4).

С использованием приведенных зависимостей можно определить характеристики элементов  УКЗ-лкз*, при которых ее параметры катодной защиты сопоставимы с представленными в табл. 1 и на рис. 2 параметрами катодной защиты трубопровода с использованием схемы УКЗ-т.

Для тока защиты = 1,13 А, требуемого для УКЗ-т с обеспечением плеча зоны защиты 135 км и уровня потенциала земли по линии трубопровода ≈ 0,10 В в зоне укладки протяженного анода УКЗ-лкз, его длина должна составлять примерно 800 м.

Требуемое распределение электрического потенциала по длине анода можно определить через критерий эквипотенциальности , выраженный через отношение электрического потенциала анода в конце к потенциалу анода в точке питания. В зависимости от поставленной задачи может находиться в диапазоне = / = 1,0÷0,8. Критерий анода определяется выражением:

.

Постоянная распространения   анода должна быть определена  с учетом удельного электрического сопротивления грунтов в месте его размещения.

Требуемые параметры протяженного анода при питании его в середине длины определяются подбором постоянной распространения для длины 400 м в грунтах = 50 Ом∙м на основе критерия = 1,0÷0,8 (рис. 5).

Контрольные расчеты параметров катодной защиты УКЗ-лкз* с выб- ранными параметрами и сравнение их с параметрами катодной защиты, достигаемыми схемой УКЗ-т, позволяют сделать вывод об их достаточной для практики сходимости (рис. 6, табл. 2).

Максимальное отличие поляризационных потенциалов в зоне прохождения анода не превышает 1 %. Плечо зоны защиты при этом для обеих установок составляет 135 км.

В отечественных компаниях, обеспечивающих материалами и оборудованием системы противокоррозионной защиты подземных трубопроводов, налажен выпуск различных протяженных анодов как с фиксированными парамет- рами, так и анодов, параметры которых могут быть заданы при разработке конкретных проектных решений, что позволяет обеспечить оптимальные параметры различных схем катодной защиты с минимальными затратами и с высокой эффективностью работы.

Таблица 1. Значения параметров катодной защиты в районе точки дренажа для схем УКЗ, представленных на рис. 2.

Таблица 2. Значения параметров катодной защиты для УКЗ-т и оптимальной схемы УКЗ-лкз* в точке дренажа

Компания «Химсервис», разрабатывая и выпуская оборудование марки «Менделеевец», придерживается трех основных принципов:

1) качество – вся выпускаемая продукция проходит поэтапный конт- роль качества. Перед серийным выпуском продукции проводятся испытания опытных образцов, в результате которых она дорабатывается, совершенствуется и затем готовится к выпуску. На предприятии работает лаборатория химического анализа, специалисты которой обес- печивают стабильность процесса литья анодов. Кроме того, качество товаров и услуг подтверждается сертификатами, престижными отраслевыми дипломами и наградами, среди которых особое место занимает премия ПАО «Газпром» в области науки и техники;

2) надежность – обеспечивается применением только качественных материалов (проверенный герметизирующий компаунд, запатентованный состав КМА, специально разработанный кабель присоеди- нения и др.), использованием в производстве новых технологий и роботизированных систем,  а также особыми технологическими решениями, многие из которых запатентованы;

3) удобство – при разработке оборудования специалисты компании используют как передовые достижения в области защиты от коррозии, так и собственный опыт, полученный за годы работы в этой области. В результате на рынок поступает продукция, обладающая оптимальными характеристиками и максимально удобная в эксплуатации. В комплект поставки обязательно входят все необходимые расходные материалы для ее монтажа или эксплуатации.

На сегодняшний день предприятие производит более 50 наименований продукции под торговой маркой «Менделеевец». При этом производство максимально ориентировано на использование российских материалов и комплектующих, что полностью соответствует стратегии импортозамещения в российской экономике.

Наиболее известной продукцией предприятия являются анодные заземлители, многочисленные виды которых различаются как областью применения, так и материалами рабочих электродов. Это могут быть традиционный и надежный ферросилид, устойчивый в коррозионно-активных средах магнетит или малорастворимые материалы на базе смешанных металлоксидов. Уникальность последних заключается в чрезвычайно низкой скорости анодного растворения, благодаря которой их рекомендуется использовать в высокоагрессивных средах, в том числе в морской воде.

На базе смешанных металлооксидов компания «Химсервис» выпускает также протяженные анодные заземлители «Менделеевец»-МП, предназначенные для использования в качестве малорастворимых элементов поверхностных протяженных анодных заземлений.

Отличительной особенностью анодных заземлителей «Менделеевец» является высокий срок службы, который на практике достигается применением качественных материалов и современных технологий их обработки, а также уникальными конструктивными решениями.

Особо стоит отметить, что часто причиной выхода из строя анодного заземлителя является преждевременная потеря работоспособности кабеля в результате агрессивного воздействия газов, выделяющихся при работе анодного заземлителя. Также именно кабель является «слабым звеном» при монтаже в районах Крайнего Севера из-за климатических ограничений, где применение кабелей с обычными характеристиками становится просто невозможным.

Для решения этой проблемы компания «Химсервис» разработала специальный кабель для анодных заземлителей «Менделеевец»  ПКЗнг(А)-ХЛ-Т-ХС. Он может использоваться для обеспечения эксплуатации в экстремальных условиях (прокладка на внутренних поверхностях трубопроводов  с питьевой водой или технологическими жидкостями; в морской воде на глубине до 200 м; во взрывоопасных зонах открытых электроустановок и т. п.). Стоит отметить такие его свойства, как негорючесть, которая может быть очень важной в определенных условиях, и температура монтажа до –70 ºС, недосягаемые для многих аналогов.

C 2003 г. компания «Химсервис» разрабатывает и выпускает приборы и оборудование для диагностики трубопроводов. Эксплуатация первых приборов показала их высокую надежность. Благодаря востребованности у потребителей буквально за несколько лет был значительно расширен ассортимент приборов и оборудования. При этом максимально учитывались пожелания потребителей – добавлялся необходимый функционал, улучшалась эргономика приборов, а в некоторых случаях разработка оборудования велась по техническому заданию потребителей.

Сегодня выпускаются универсальные измерители «Диакор», регистраторы ИР-1, измерители поляризационного потенциала ИПП-1, трассоискатели УТ-1, разрабатывается новый компактный регистратор ИР-2. Все измерительные приборы сертифицированы и внесены в реестры средств измерений России, Беларуси, Казахстана и Кыргызстана.

На базе трассоискателя УТ-1 компания «Химсервис» предлагает комплект оборудования для поиска повреждений изоляции трубопроводов (метод ИПИ), включающий генератор ГП-1, металлические электроды и А-рамку. Прибор обладает высокой избирательностью и чувствительностью, что позволяет находить даже небольшие повреждения изоляции при больших глубинах залегания металлических сооружений. Хранение результатов замеров в энергонезависимой памяти и отображение отношения текущих измерений к предыдущим упрощают локализацию повреждений и обработку данных.

Компания «Химсервис» всегда ищет возможность использования новых технологий в области защиты от коррозии. Уже более 10 лет выпускаются магнетитовые анодные заземлители, производство которых в 2004 г. первым наладило  ЗАО «Химсервис». Следом, на замену устаревшим зарубежным диагностическим приборам MoData, был разработан отечественный аналог «Диакор», обладающий рядом дополнительных возможностей. Сейчас специалисты компании принесли в Россию современную технологию высокотемпературной пайки, уже доказавшую за рубежом высокую эффективность и безопасность. Полностью разработанный в компании «Химсервис» прибор ПКВ «Менделеевец» применяется для припайки контактных выводов к трубопроводу как альтернатива термитной приварке. Явными преимуществами прибора являются полностью автоматический процесс пайки, отсутствие разрушения металла трубы (прожига), возможность пайки на вертикальных поверхностях, удобство и высокая безопасность работ.

Подводя итог, можно констатировать, что высокая надежность и соответствие заявляемым техническим характеристикам оборудования марки «Менделеевец» доказаны временем. Марка «Менделеевец» – гарантия качества оборудования для защиты от коррозии.

Торговая марка «Менделеевец»

Становление компании «Химсервис» неразрывно связано с МХТИ имени  Д.И. Менделеева (сейчас – РХТУ).  Именно в стенах института проводились научные исследования анодных материалов, послуживших основой для разработки в 1995 г. первого анодного заземлителя, получившего название «Менделеевец». В 1997–1999 гг. при активном участии Отдела защиты от коррозии первые анодные заземлители «Менделеевец» успешно прошли испытания и получили широкое применение на объектах  ПАО «Газпром».

Успех и признание поверхностных анодных заземлителей «Менделеевец» среди специалистов эксплуатирующих предприятий положили начало новой торговой марке «Менделеевец», под которой впоследствии стали выпускаться все новые разработки оборудования ЭХЗ компании «Химсервис».

ЗАО «Химсервис»

301651, РФ, Тульская обл., г. Новомосковск, ул. Свободы, д. 9

Тел.: +7 (48762) 2-14-77/78

Факс: +7 (48762) 2-14-78

e-mail: adm@ch-s.ru

www.химсервис.com

Первое десятилетие

Ассоциация создавалась по инициативе ряда ведущих предприятий промышленного сервиса, таких как ЗАО «Химсервис», ФГУП «Парсек», в сотрудничестве с Академией технологических наук РФ, МВТУ им. Н.Э. Баумана, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ОАО «ВНИИСТ», НТЦ «Промбезопасность». В качестве основных целей организации были определены содействие в формировании цивилизованных рыночных отношений и совершенствовании системы технического регулирования, повышение конкурентоспособности отечественных производителей оборудования, материалов и услуг по противокоррозионной защите. В период становления неоценимая поддержка инициативы предприятий была получена от Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» и лично его руководителя – Богдана Владимировича Будзуляка (фото 1, 2).

После выхода в свет Федерального закона от 01.12.2007 № 315-ФЗ «О саморегулируемых организациях» Ассоциация получила статус добровольной саморегулируемой организации в сфере «Производство товаров, выполнения работ, оказания услуг в области защиты от коррозии и старения материалов, изделий, конструкций, а также их технического контроля и диагностирования». За 10 лет существования организации число членов «СОПКОР» выросло до 47, в числе которых наряду с отечественными предприятиями есть зарубежные компании из Белоруссии и Финляндии.

Сегодня товарный знак Ассоциации зарегистрирован Всемирной организацией интеллектуальной собственности (WIPO) в Германии, Италии, Франции, Китае, Украине, Норвегии, Казахстане, Туркменистане. Ассоциация является членом Совета по профессиональным квалификациям нефтегазового комплекса, учредителем и членом Национального союза саморегулируемых организаций в области промышленной безопасности.

Бóльшая часть организаций, входящих в Ассоциацию, работает на объектах нефтегазового комплекса. Внутренние нормативные документы организации, определяющие требования, которым должны соответствовать ее члены и их продукция, основаны на федеральных нормативных актах, современных Европейских технических стандартах (Еврокодах), нормативных требованиях заказчиков. Ассоциацией налажено тесное сотрудничество с Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа» Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии, с Департаментом по техническому регулированию Российского союза промышленников и предпринимателей (РСПП).

Под строгим контролем

Качество работ при строительстве, диагностике и капитальном ремонте объектов нефтегазовой отрасли, предупреждение причинения вреда и ответственность членов Ассоциации, в случае если такой вред будет причинен, – основные направления деятельности Ассоциации «СОПКОР» как саморегулируемой организации, гарантированные требованиями внутренних стандартов и компенсационным фондом.

На регулярной основе действуют Контрольная комиссия и Дисциплинарный комитет СРО «СОПКОР». В состав Контрольной комиссии входят представители заказчиков, контролирующие деятельность членов Ассоциации на предмет соблюдения ими требований законодательства, технических регламентов и стандартов Ассоциации. Проверки результатов деятельности членов Ассоциации осуществляются в соответствии с требованиями законодательства.

Результаты проверок рассматриваются Контрольной комиссией и в случае выявления нарушений передаются в Дисциплинарный комитет для принятия решений о применении мер воздействия в отношении организации-нарушителя. Так, за период деятельности из состава СРО «СОПКОР» исключено восемь компаний.

Закладывая правовую основу деятельности

Саморегулирование изменило традиционную структуру разработки нормативной документации. СРО стали посредником между государством и рынком, а также платформой для выработки правил взаимодействия поставщиков и потребителей товаров и услуг. Такими правилами для участников рынка являются технические регламенты, своды правил, ГОСТы и другая нормативно-техническая документация. Поэтому важнейшая составляющая Ассоциации – технические комитеты по различным направлениям деятельности, которые ведут научно-техническую и организационную работу во взаимодействии с организациями, разрабатывающими, производящими и реализующими оборудование и услуги, а при необходимости и с органами государственной власти.

Тенденцию интеграции бизнес-сообщества на российском и евразийском пространствах отражают планомерная разработка и введение в действие ряда технических регламентов Таможенного союза. Они призваны унифицировать технические требования потребителей товаров и услуг и процедуры оценки соответствия. В этой работе СРО «СОПКОР» принимает самое активное участие.

Сегодня технические комитеты «СОПКОРа» играют ключевую роль в координации усилий по созданию общих правил взаимодействия, проработке межотраслевых и межкорпоративных документов, формированию согласованной системы оценки соответствия продуктов и услуг. За 10 лет Ассоциация «СОПКОР», по мнению экспертов, оказалась самой продуктивной добровольной саморегулируемой организацией России по числу разработанных и введенных в действие нормативных документов федерального уровня. Это, прежде всего, СП 245.1325800.2015 «Защита от коррозии линейных объектов и сооружений в нефтегазовом комплексе. Правила производства и приемки работ». Введен в действие обновленный межгосударственный ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения (ЕСЗКС). Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», редакция которого наиболее полно соответствует международным стандартам. Приказом Ростехнадзора введены Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», в которые включены специальные разделы по обеспечению объектов системами защиты от коррозии. На заключительном этапе находится работа над ГОСТ 51164 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии», который начнет действовать уже в статусе межгосударственного. Эти документы, разработанные в тесном сотрудничестве со специалистами ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ПАО «Транснефть», вобрали в себя самый передовой опыт, накопленный предприятиями нефтегазового комплекса и организациями – членами Ассоциации «СОПКОР».

Кадры решают все

Внедрение инновационных технологий невозможно без технически грамотного, квалифицированного персонала. Поэтому особое место в деятельности Ассоциации «СОПКОР» занимают вопросы совершенствования обучения, переподготовки и аттестации специалистов как предприятий – членов Ассоциации, так и других организаций. Именно поэтому Ассоциация выступила соорганизатором и спонсором Первого специализированного смотра-конкурса специалистов противокоррозионной защиты, организованного Департаментом кадров и Отделом защиты от коррозии ПАО «Газпром» в 2009 г. Эта работа получила высокую оценку, смотры – конкурсы профессионального мастерства проводятся в настоящее время на регулярной основе (фото 3).

Учитывая программу гармонизации нормативной базы технического регулирования России и европейских стран, реализуемую РСПП, Ассоциация в 2011 г. заключила Соглашение с норвежским профессиональным Советом по обучению и сертификации инспекторов защитных покрытий (FROSIO) об адаптации европейской системы сертификации квалификаций. В течение ряда лет проведено обучение экзаменаторов и экспертов оценщиков квалификаций и получена аккредитация Ассоциации «СОПКОР» в качестве сертифицирующего органа по норвежскому стандарту NS 476:2004 «Краски и покрытия – аттестация и сертификация инспекторов подготовки поверхности». К настоящему времени прошли обучение на базе РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, сдали квалификационные экзамены и получили сертификаты, в том числе международного уровня, более 240 специалистов.

Логическим продолжением этого направления стала разработка отечественных профессиональных стандартов, проводимая во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 07.05.2012 № 597 «О мероприятиях по реализации государственной социальной политики». СРО «СОПКОР» совместно с РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина по программе Министерства труда и соцзащиты РФ разработан ряд профессиональных стандартов: «Специалист по электрохимической защите линейных сооружений и объектов», «Специалист по системам защитных покрытий поверхности зданий и сооружений опасных производственных объектов», «Специалист по техническому контролю и диагностированию объектов и сооружений нефтегазового комплекса». Эти стандарты отнесены к сфере деятельности Совета по профессиональным квалификациям нефтегазового комплекса, в работе которого Ассоциация принимает активное участие. Особое внимание в настоящее время организация уделяет разработке учебно-методических пособий для подготовки специалистов высокого квалификационного уровня. В этом направлении предстоит большая работа по внедрению в практику процедур независимой оценки квалификаций, предусмотренных рядом постановлений Правительства России (фото 4).

В год 10-летия Ассоциации хочется от всей души поблагодарить руководителей предприятий – членов Ассоциации «СОПКОР» за активную работу, направленную на повышение уровня отечественной промышленности, а также добрым словом вспомнить тех, кто стоял у истоков создания организации: академика Всеволода Всеволодовича Притулу, Андрея Анатольевича Зорина, Виталия Алексеевича Нестерова.

В системе саморегулирования настал период, когда процедуры взаимодействия, предусмотренные Федеральным законом № 315-ФЗ, отлажены. Модель саморегулирования работает. Отрасль сегодня уже привыкла к новым правилам. Теперь СРО – неотъемлемый инструмент инфраструктуры современного конкурентного бизнес-сообщества. Настало время совершенствования и развития института саморегулирования с учетом нарастающих интеграционных процессов и задач импортозамещения.

СРО «СОПКОР»

117218, РФ, г. Москва, ул. Большая Черемушкинская, д. 21

Тел./факс: (495) 255-16-36

e-mail: contact@sopcor.ru

www.sopcor.ru

ООО «Газпром трансгаз Югорск» эксплуатирует самую протяженную многониточную систему магистральных газопроводов (МГ) в составе газотранспортной системы ПАО «Газпром», расположенную на территориях ЯНАО, ХМАО и Свердловской обл. Протяженность коридоров МГ, осуществляющих транспортировку газа от северных месторождений Западной Сибири до потребителей Урала, Республики Коми и Пермского края, составляет более 1,5 тыс. км (рис. 1).

Общая численность сотрудников превышает 25 тыс. человек. Компания эксплуатирует более 28,4 тыс. км МГ, включая линейную часть МГ, газопроводы-отводы и технологические трубопроводы компрессорных станций, 221 компрессорный цех, 1171 газоперекачивающий агрегат суммарной установленной мощностью около 15,8 тыс. МВт. Администрация ООО «Газпром трансгаз Югорск» расположена в г. Югорске (рис. 2).

История ООО «Газпром трансгаз Югорск» начинается в 1966 г. с организации Северо-Уральского управления магистральных газопроводов (СУУМГ), созданного для освоения нефтегазовых месторождений Западной Сибири и строительства газопровода «Игрим – Серов». Со времени организации СУУМГ до 1981 г. специалисты по электрохимической защите (ЭХЗ) трубопроводов входили в состав производственного отдела энерговодоснабжения. В линейных производственных управлениях магистральных газопроводов (ЛПУМГ) инженеры и монтеры по защите подземных трубопроводов от коррозии числились в штате линейно-эксплуатационных служб (ЛЭС) или служб энерговодоснабжения (ЭВС).

В 1981 г. в соответствии с Приказом Мингазпрома СССР в СУУМГ был организован производственный отдел по эксплуатации средств электрохимзащиты (ПО по ЭХЗ). В 1989 г. по Приказу В.С. Черномырдина инженеры и монтеры по защите от коррозии были выведены из состава служб ЭВС и ЛЭС, сформированы участки и службы по ЭХЗ газопроводов.

В 1993–1998 гг. защиту от коррозии как направление деятельности в ООО «Газпром трансгаз Югорск» курировал заместитель генерального директора по эксплуатации магистральных газопроводов Андрей Валентинович Хороших. По его поручению вошла в обиход и сохранилась до настоящего времени практика сообщений начальников ЛПУМГ на утренних селекторных совещаниях о работе средств ЭХЗ и вдольтрассовых ЛЭП.

В 1998–2012 гг. противокоррозионную защиту в Обществе курировал заместитель генерального директора по эксплуатации магистральных газопроводов к.т.н. Иван Александрович Долгов. Под его руководством началась большая работа по трассовой переизоляции МГ, показатели которой достигли в 2011 г. рекордных объемов – более 700 км/год.

В 2013–2017 гг. направление деятельности по защите от коррозии курировал заместитель генерального директора по эксплуатации газопроводов Олег Владимирович Маевский, под руководством которого были организованы работы по формированию базы по ремонту и изоляции труб (БРИТ) в г. Югорске, сформирован и прошел аттестацию участок по очистке, диагностике и ремонту труб на БРИТ.

С марта 2017 г. по настоящее время защиту от коррозии курирует заместитель генерального директора по эксплуатации газопроводов Вадим Анатольевич Бабушкин
(рис. 3). Под его руководством в целях повышения надежности и безопасности работы объектов МГ значительно увеличился выполняемый собственными силами филиалов Общества объем работ по диагностике, техническому обслуживанию и ремонту дефектов подземных газопроводов и их защитных покрытий, средств ЭХЗ и систем электроснабжения вдольтрассовых потребителей.

Показатели системы противокоррозионной защиты

Электрохимзащиту от почвенной коррозии магистральных газопроводов и подземных коммуникаций компрессорных станций ООО «Газпром трансгаз Югорск» осуществляют более 3,3 тыс. станций катодной защиты (СКЗ), около 9,5 тыс. глубинных и поверхностных сосредоточенных анодных заземлителей и 462 км протяженных анодных заземлителей.

Электроснабжение средств ЭХЗ, линейных потребителей осуществляется от воздушных и кабельных линий электропередач, выдерживающих напряжение до и более 1000 В, общей протяженностью более 5,4 тыс. км и более чем от 1 тыс. комплектных трансформаторных подстанций.

Для контроля уровня защищенности системой электрохимзащиты подземных газопроводов от коррозии и для осуществления оценки работы средств ЭХЗ эксплуатируется более 42 тыс. контрольно-измерительных пунктов.

История производственного отдела защиты от коррозии

Функция по выполнению требований ГОСТ Р 51164–98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии» и других НТД, в том числе ПАО «Газпром», в области защиты от коррозии объектов транспорта газа, которую осуществляет в ООО «Газпром трансгаз Югорск» производственный отдел защиты от коррозии (ПОЗК), является важной составляющей надежной транспортировки газа потребителям.

Основными задачами ПОЗК являются:

• обеспечение эффективной защиты от коррозии объектов транспорта газа, включая подземные газопроводы линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ), технологические трубопроводы и подключающие шлейфы компрессорных станций (ТТКС), технологическое оборудование надземных металлоконструкций и сооружений;

• эксплуатация систем ЭХЗ и вдольтрассовых ВЛ-ЭХЗ-10 (6) кВ в целях обеспечения бесперебойного электроснабжения вдольтрассовых потребителей (оборудования системы ЭХЗ, домов линейных обходчиков, средств телемеханики, связи и других объектов транспорта газа).

Первым начальником отдела по эксплуатации средств ЭХЗ (ПО по ЭХЗ) в 1981 г. был назначен Александр Александрович Петренко, под руководством которого удалось повысить надежность работы системы ЭХЗ и достичь уровня защищенности от коррозии газопроводов до 98 %. Александр Александрович проработал в должности начальника ПО по ЭХЗ до окончания 1995 г.

Вторым начальником производственного отдела по эксплуатации средств ЭХЗ был Владимир Александрович Горчаков, руководивший отделом в 1996–2011 гг. и внесший большой вклад в развитие системы противокоррозионной защиты магистральных газопроводов Общества. Под руководством В.А. Горчакова удалось значительно повысить надежность и эффективность работы системы ЭХЗ. Кроме того, в1996–2011 гг. прошли испытание и были внедрены новые современные защитные покрытия на основе битумно-полимерных материалов.

В 2009 г. ПО по ЭХЗ был переименован в производственный отдел защиты от коррозии (ПОЗК) с возложением на него новых задач и функций по формированию и контролю выполнения планов ремонта защитных (лакокрасочных) покрытий надземных металлоконструкций, сооружений и технологического оборудования.

В 2011 г. производственный отдел защиты от коррозии возглавил Сергей Александрович Марцевой. Под его руководством в Обществе началось развитие систем коррозионного мониторинга (СКМ), в том числе с применением волоконно-оптических линий связи, внедрение аппаратуры мониторинга и диагностики воздушных линий электропередачи, что позволило повысить достоверность контролируемых параметров работы систем ЭХЗ и качественный уровень защищенности подземных газопроводов от коррозии как по протяженности, так и во времени.

В настоящее время в производственном отделе защиты от коррозии работают высококвалифицированные специалисты в области защиты от коррозии, прошедшие «трассу» и имеющие многолетний опыт работы в службах защиты от коррозии ЛПУМГ.

Так, В.Ю. Малинин (рис. 4) работает заместителем начальника ПОЗК с 2002 г. Он начал свой трудовой путь в газовой промышленности в 1989 г. с электромонтера службы ЭХЗ Таежного ЛПУМГ. В отделе Виктор Юрьевич занимается техническим руководством служб и участков защиты от коррозии ЛПУМГ и участка диагностики средств защиты от коррозии Инженерно-технического центра, вопросами экспертизы проектной документации по реконструкции в части противокоррозионной защиты, рационализацией, внедрением новых технологий, материалов и оборудования.

С 2007 г. работает в ПОЗК ведущий инженер А.И. Дергачев (рис. 5), который ведет направления по диагностике (коррозионным обследованиям), техническому обслуживанию и текущему ремонту средств ЭХЗ, материально-техническому обеспечению служб и участков защиты от коррозии.

Ведущий инженер А.В. Ильиных (рис. 6) работает в отделе с 2011 г. В его ведении – направления по защитным покрытиям подземных трубопроводов и внедрению Информационно-управляющей сис-
темы предприятия для вида деятельности «транспортировка газа и газового конденсата».

С 2015 г. работает в отделе ведущий инженер М.С. Фокин (рис. 7), курирующий направления по лакокрасочным покрытиям надземных сооружений, внедрению новых технологий противокоррозионной защиты, систем коррозионного мониторинга и линии изоляции труб на БРИТ.

Инженер 1-й категории А.В. Потрохов (рис. 8) работает в отделе с 2014 г. и курирует направление по капитальному ремонту средств ЭХЗ и вдольтрассовых ВЛ, делопроизводству, технической учебе и организации смотров-конкурсов профессионального мастерства.

Много сил и труда отдали в развитие системы противокоррозионной защиты объектов Общества бывшие работники отдела: С.И. Ольшевский, Н.И. Резник, В.В. Третьяков, М.Н. Пантина, В.П. Тарасенков, И.Ф. Журавлев, И.А. Самылов, Е.В. Седова, Л.А. Васькова, С.В. Рыбалко, Р.М. Немцов.

Участок диагностики средств защиты от коррозии службы диагностики объектов и сооружений Инженерно-технического центра (УД СЗК СДОиС ИТЦ)

В 1979 г. на предприятии «Тюментрансгаз» была создана производственная лаборатория ЭХЗ, начальником которой тогда был назначен Владимир Михайлович Серов. С 1982 г. лабораторию возглавил Василий Петрович Козлов, который совместно со специалистами лаборатории И.Е. Рясиным, С.М. Шишкой, А.В. Пантиным, Р.М. Сайфуллиным и С.Н. Гущиным внес большой вклад в повышение защищенности от коррозии и надежности работы системы ЭХЗ МГ и подземных коммуникаций КС.

В 2002–2004 гг. лабораторией руководил Евгений Георгиевич Хомич. В 2004–2007 гг. начальником лаборатории работал Валерий Вячеславович Марянин.

С 2007 г. по настоящее время лабораторией руководит Марьян Марьянович Кохановский. В 2009 г. лаборатория была переименована в производственную лабораторию защиты от коррозии. В 2011 г. она прошла сертификацию на право исследования и анализа физических свойств материалов и веществ, технического контроля, испытаний и анализа в части противокоррозионной защиты подземных трубопроводов.

В рамках совершенствования организационной структуры Общества в октябре 2012 г. лаборатория защиты от коррозии была переведена в состав службы диагностики оборудования и сооружений (СДОиС) Инженерно-технического центра ООО «Газпром трансгаз Югорск» и переименована в участок диагностики средств защиты от коррозии (УД СЗК), коллектив которого представлен на фото на рис. 9.

В настоящее время в состав УД СЗК СДОиС ИТЦ входит:

• производственная лаборатория средств защиты от коррозии, в том числе три региональные группы в Надымском, Белоярском и Краснотурьинском участках;

• группа диагностики электрооборудования ЭХЗ и приборов;

• группа мониторинга защищенности газопроводов от коррозии, анализа и прогноза.

Службы и участки защиты от коррозии филиалов Общества

Персонал служб и участков защиты от коррозии филиалов Общества общей численностью 514 человек ежегодно проводит комплекс планово-предупредительных работ по техническому обслуживанию и ремонту средств ЭХЗ и систем электроснабжения вдольтрассовых потребителей, участвует в работах по ремонту дефектов труб и изоляции подземных газопроводов. Работы выполняются с использованием вездеходной техники, порой в экстремальных условиях: зимой – в трескучие морозы, а в летнюю жару – в болотистой местности с комарами, мошками и оводами (рис. 10–13).

Работы по обслуживанию и ремонту средств противокоррозионной защиты выполняются работниками 24 служб и двух участков защиты от коррозии (СКЗ и УЗК) линейных производственных управлений МГ.

СЗК и УЗК поддерживают бесперебойную работу вдольтрассовых ВЛ-ЭХЗ-10 кВ и средств ЭХЗ для обеспечения 100%-ной защищенности газопроводов от коррозии и бесперебойного электроснабжения линейных потребителей.

Наряду со специализированными организациями СЗК и УЗК своими силами проводят коррозионные обследования газопроводов. Персоналом служб и участков защиты от коррозии выполняется значительный объем работ по диагностическому обследованию состояния и контроля качества ремонта защитных покрытий МГ (рис. 14, 15).

Немаловажной задачей служб и участков защиты от коррозии является проведение входного контроля изоляционных материалов и контроль за качеством ремонта подрядными организациями и собственными силами Общества защитных покрытий газопроводов и лакокрасочных покрытий надземных металлических сооружений.

Внедрение новых нормативных документов, методов и технологий, материалов и оборудования в области противокоррозионной защиты

ООО «Газпром трансгаз Югорск» участвует в разработке новых и пересмотре существующих нормативно-технических документов, в научно-исследовательских и конструкторских разработках, внедряет новые методы и технологии, материалы и оборудование в области противокоррозионной защиты.

Разработка новых нормативных документов

В 2013–2016 гг. специалисты ПОЗК Общества принимали активное участие в разработке межгосударственного стандарта ГОСТ 9.602–2017 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии».

В настоящее время, совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» и ООО «Инновационные нефтегазовые технологии», специалисты ПОЗК Общества активно участвуют в разработке проектов следующих нормативных документов ПАО «Газпром»:

• ГОСТ «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;

• СТО Газпром 9.0-001-201Х (1-я ред.) «Защита от коррозии. Основные положения»;

• СТО Газпром «Защита от коррозии. Указание по применению вставок (муфт) электроизолирующих для трубопроводов»;

• СТО Газпром «Защита от коррозии. Строительство и приемка в эксплуатацию средств электрохимической защиты подземных сооружений»;

• Р Газпром «Защита от коррозии. Критерии вывода в ремонт оборудования электрохимической защиты»;

• Р Газпром «Защита от коррозии. Контроль параметров электрохимической защиты подземных сооружений, имеющих локальную защиту».

Участие в НИОКР и внедрение новых материалов и оборудования

В 2015–2017 гг. Обществом совместно с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» выполнены научно-исследовательские работы по теме «Разработка метода прогнозирования потенциально опасных в отношении коррозионного растрескивания под напряжением участков линейной части магистральных газопроводов на основе данных диагностических обследований и эксплуатационных параметров магистральных газопроводов». В результате проведенных работ разработаны проекты СТО Газпром трансгаз Югорск:

• Методика оценки протяженности труб, пораженных дефектами коррозионного растрескивания под напряжением, для планирования капитального ремонта;

• Методика прогнозирования количества труб, пораженных аварийно опасными дефектами коррозионного растрескивания под напряжением, для планирования выборочного ремонта.

В настоящее время производственный отдел защиты от коррозии Общества совместно с ФГБОУ ВО «Казанский национальный исследовательский технологический университет» ведет выполнение НИОКР по темам:

• разработка многослойного защитного изоляционного покрытия газопровода с токопроводящей полимерной оберткой (токопроводящая защитная обертка) и технологии его нанесения при ремонте газопроводов;

• разработка технологии и устройства для удаления полимерной изоляции, нанесенной в заводских условиях, с локальных участков газопроводов.

Внедрение новых защитных покрытий. Премия ПАО «Газпром»

Ежегодно ООО «Газпром трансгаз Югорск» под руководством департаментов ПАО «Газпром» организует и проводит опытно-промышленные испытания новых типов защитных покрытий подземных газопроводов и оборудования для их нанесения.

За разработку и внедрение нового защитного покрытия на основе рулонного армированного материала (РАМ), технологии и оборудования по его механизированному нанесению при переизоляции магистральных газопроводов в 2010 г. Общество было удостоено Премии ПАО «Газпром» в области науки и техники.

С 2011 г. Обществом испытано и внедрено в производство защитное покрытие на основе асмольных рулонных материалов, оказывающее ингибирующее влияние на коррозионные процессы и имеющее повышенные адгезионные характеристики. 

Программа по исследованию КРН. Разработка приборов. Премия Н.К. Байбакова

Общество курировало выполнение 14 тем раздела III.2 Комплексной программы ОАО «Газпром» по исследованию КРН, выполняемых головными исполнителями: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «НПП «Экспертиза», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина.

В результате выполненных работ:

• выпущен «Атлас по диагностике КРН», посвященный прямым методам и средствам диагностики дефектов КРН МГ;

• разработана Методика стендовых испытаний и средств диагностики, позволяющая выполнять стендовые испытания и отрабатывать ремонтные технологии трубных катушек с дефектами КРН;

• разработаны и изготовлены датчики МВД-3 для оценки опасности КРН, позволяющие осуществлять стационарный контроль глубины и рост трещин КРН телетрубы;

• разработаны современные магнитовихретоковые дефектоскопы типа МВД-2, ВК-1, ИТИ-2, ДС-8 и программное обеспечение, дающее возможность рассчитать остаточный ресурс труб с выявленными коррозионными и стресс-коррозионными дефектами.

За разработку и внедрение приборов неразрушающего контроля для обнаружения и оценки геометрических размеров коррозионных и стресс-коррозионных дефектов, включая программное обеспечение для расчета остаточного ресурса труб с коррозионными и стресс-коррозионными дефектами, ООО «Газпром трансгаз Югорск» была присуждена Общественная премия Международной топливно-энергетической Ассоциации имени Н.К. Байбакова. 

Участие работников Общества в конкурсах профессионального мастерства ПАО «Газпром» по направлению защиты от коррозии

В ООО «Газпром трансгаз Югорск» уделяется большое внимание уровню профессионализма рабочих и специалистов противокоррозионной защиты. Этому значительно способствуют ежегодно проводимые в Обществе и ПАО «Газпром» конкурсы профессионального мастерства.

С 2009 г. в ПАО «Газпром» проводятся отраслевые смотры-конкурсы профессионального мастерства на звание «Лучший по профессии ИТР-службы защиты от коррозии ПАО «Газпром», а с 2016 г. – на звание «Лучший монтер ЭХЗ по защите подземных трубопроводов от коррозии ПАО «Газпром».

Из шести проведенных ПАО «Газпром» смотров-конкурсов представители ООО «Газпром трансгаз Югорск» пять раз занимали призовые места, в том числе три раза 1-е места и два – 2-е места. Лучшими по профессии ИТР служб защиты от коррозии ОАО «Газпром» были признаны:

• в 2009 г. – ведущий инженер службы защиты от коррозии Комсомольского ЛПУ МГ А.В. Кондратюк;

• в 2013 г. –мастер службы защиты от коррозии Краснотурьинского ЛПУМГ А.В. Потрохов;

• в 2015 г. – ведущий инженер службы защиты от коррозии Краснотурьинского ЛПУМГ В.В. Текутов.

В 2016 г. в смотре-конкурсе профессионального мастерства на звание «Лучший монтер по защите подземных трубопроводов от коррозии ПАО «Газпром» – 2016» 2-е место занял монтер по защите подземных трубопроводов от коррозии 6-го разряда Службы защиты от коррозии Краснотурьинского ЛПУМГ К.Ф. Андронов.

В 2017 г. в смотре-конкурсе профессионального мастерства на звание «Лучший специалист противокоррозионной защиты ПАО «Газпром» – 2017» 2-е место занял мастер службы защиты от коррозии Ново-Уренгойского ЛПУМГ А.Н. Сорочук.

В целом необходимо отметить, что реализуемая ООО «Газпром трансгаз Югорск» под руководством департаментов ПАО «Газпром» концепция повышения надежности и безопасности эксплуатации объектов магистральных газопроводов дает новый импульс развитию и совершенствованию современных методов, технологий и оборудования противокоррозионной защиты.

ООО «Газпром трансгаз Чайковский» является одним из крупнейших газотранспортных дочерних обществ ПАО «Газпром». Предприятие обеспечивает транспорт природного газа по 15 магистральным газопроводам, идущим с месторождений Западной Сибири в центральные районы страны, ближнее и дальнее зарубежье, обеспечивает поставки «голубого топлива» потребителям Пермского края, Удмуртской Республики, Кировской области и Республики Татарстан.

Для обеспечения эффективной, надежной и безопасной работы газотранспортной системы на предприятии идет планомерное совершенствование газотранспортной инфраструктуры, решаются вопросы внутритрубной диагностики и капитального ремонта линейной части газопроводов, идут реконструкция и модернизация технологического оборудования компрессорных станций. Защиту от коррозии подземных трубопроводов и технологического оборудования предприятия обеспечивают специалисты служб и участков защиты от коррозии 12 линейных производственных управлений магистральных газопроводов и производственного отдела защиты от коррозии (ПО ЗК) администрации Общества.

Отсчет своей истории ПО ЗК ведет практически с первых дней образования ООО «Газпром трансгаз Чайковский» (в те годы – ПО «Пермтрансгаз»). Производственный отдел по эксплуатации средств электрохимической защиты был создан в июне 1985 г. С начала образования отдела и до 2014 г. руководил им опытный специалист в области противокоррозионной защиты Юрий Михайлович Лавренов. В настоящий момент в производственном отделе защиты от коррозии работают пять человек во главе с Алексеем Александровичем Куртаевым. ПО ЗК координирует работу служб и участков защиты от коррозии филиалов Общества, общая численность специалистов и рабочих – 150 человек. Система электрохимической защиты ООО «Газпром трансгаз Чайковский» включает 1223 станции катодной защиты, 79 установок дренажной защиты. Электроснабжение оборудования электрохимической защиты, линейной телемеханики и связи обеспечивается 2183 км воздушных и кабельных линий электропередачи.

Трасса магистральных газопроводов проходит в условиях сложного уральского ландшафта и пересекает большое количество болот, водных и скалистых преград, что определяет повышенные требования к состоянию изоляционных покрытий трубопроводов, надежности работы оборудования электрохимической защиты и системы электроснабжения.

Для повышения надежности защиты от коррозии объектов Общества ежегодно проводится комплекс мероприятий, включающий коррозионные обследования, капитальный и текущий ремонты антикоррозионных покрытий, оборудования электрохимической защиты и систем электроснабжения.

В соответствии с Комплексной программой реконструкции и технического перевооружения ПАО «Газпром» в 2013–2017 гг. проведена реконструкция газопроводов-отводов протяженностью 623 км: осуществлена замена на новую трубу в заводской изоляции, установлены станции катодной и дренажной защиты нового поколения, индикаторы коррозионных процессов. Так, например, газопроводы-отводы на Пермскую ГРЭС и «Чусовой – Березники – Соликамск 1,2» снабжены комплексами модульного оборудования НГК-ИПКЗ-Евро, установками дренажной защиты НГК-СДЗ. Благодаря данному оборудованию производится контроль защищенности и коррозионного состояния газопроводов, полученные данные передаются по системе линейной телемеханики на автоматизированное рабочее место диспетчера. Службы защиты от коррозии получили возможность постоянного дистанционного контроля за состоянием системы защиты от коррозии и оперативного управления режимами работы оборудования.

Также в рамках реализации Комплексной программы построены вдольтрассовые воздушные линии электропередачи с применением самонесущих изолированных проводов. Надежность электроснабжения обеспечивается применением вакуумных реклоузеров. Все оборудование электроснабжения дистанционно контролируется и управляется. Проведение реконструкции газопроводов-отводов в комплексе с системами электрохимической защиты, электроснабжения, линейной телемеханики и связи позволило обеспечить стабильность газоснабжения промышленных районов Пермского края, Удмуртской Республики и Кировской области.

На протяжении многих лет ООО «Газпром трансгаз Чайковский» является площадкой для испытания нового оборудования и материалов для противокоррозионной защиты объектов магистрального газопровода.

На линейной части проходят испытания новых изоляционных покрытий. Так, еще в 2001 г. начались испытания нового изоляционного покрытия на основе мастики «Асмол» в разных условиях трассы –
горных районах, болотах, на «горячих» участках. В 2011 г. в рамках этой программы на предприятии работала комиссия ПАО «Газпром» по проведению оценки данного изоляционного покрытия. На итоговом совещании комиссия высоко оценила проведенную Обществом работу и подтвердила высокие качества «Асмола».

В 2015 г. начаты опытно-промышленные испытания экспериментального битумно-полимерного защитного покрытия, содержащего ингибиторы анодного растворения стали в грунтовых электролитах для задач консервации дефектов коррозионного растрескивания под напряжением. Для проведения испытаний был выбран участок магистрального газопровода «Ямбург – Западная Граница», имеющий дефекты, вызванные коррозионным растрескиванием под напряжением (КРН). На трубы было нанесено изоляционное покрытие, содержащее битумно-полимерную грунтовку «Деком-ИНГ». В 2016 г. комиссией с участием представителей ПАО «Газпром», ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ООО «Газпром газнадзор», ООО «Газпром трансгаз Чайковский», завода-изготовителя покрытия АО «Делан» проводилось вскрытие экспериментального участка в целях контроля качества покрытия и определения развития стресс-коррозионных дефектов.
В 2017 г. часть труб была демонтирована, фрагменты с контрольными дефектами КРН были вырезаны и направлены для исследований в лабораторию ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В результате исследований развитие дефектов КРН не обнаружено. Работу в этом направлении решено продолжить.

В 2017 г. в пос. Лямино Чусовского района Пермского края состоялось открытие нового промышленного предприятия – Чусовского завода по восстановлению труб. Его появление стало возможным благодаря усилиям нескольких предприятий, в том числе ООО «Газпром трансгаз Чайковский».

Восстановление и повторное использование труб большого диаметра является новым и перспективным направлением развития газотранспортной системы. Оно позволяет значительно сократить стоимость ремонтов и отвечает современным требованиям оптимизации производственных процессов. Ориентируясь на эти требования, специалисты ООО «Газпром трансгаз Чайковский» совместно с централизованным оператором «Газпрома» по переработке труб – АО «Краснодаргазстрой» – в 2015 г. разработали план мероприятий по созданию оборотного фонда труб повторного применения. Результатом этой работы и стало открытие Чусовского завода по восстановлению труб (ООО «ЧЗВТ»).

Интерес ООО «Газпром трансгаз Чайковский» к заводу не случаен. Демонтированные при проведении капитальных ремонтов магистральных газопроводов трубы будут проходить полный цикл восстановления – от подготовки поверхности до нанесения современного изоляционного покрытия российского производства. Полиуретановое покрытие, используемое на заводе, практически не имеет аналогов среди отечественных производителей и отвечает характеристикам, соответствующим лучшим импортным образцам, а зачастую и превосходит их. Кроме того, выгодное расположение завода позволяет решить комплекс вопросов, связанных с логистикой. Дело в том, что Чусовой расположен вблизи прохождения нескольких технологических коридоров магистральных газопроводов, где проводится большое количество ремонтных работ. Сокращение сроков поставки труб и оперативность их восстановления выгодны как заказчику в лице ООО «Газпром трансгаз Чайковский», так и производителю работ – ООО «ЧЗВТ». Поэтому Общество активно участвовало во всех этапах создания завода – от разработки соответствующей программы до завершения пусконаладочных работ. Оно и станет основным потребителем готовой продукции.

Одними из первых в «Газпроме» в Обществе начали применять новые анодные заземлители из ферросилидовых сплавов «Менделеевец», широко применяемые теперь во всех дочерних обществах. В 2016 г. начата опытно-промышленная эксплуатация нового полимерного анодного заземления производства ООО «ЗНГА «Анод» (г. Пермь).

Особенностью полимерного композита, из которого изготовлен анодный заземлитель, по информации производителя, является то, что анодное растворение технического углерода осуществляется полным объемом, что позволяет в течение всего заявленного срока эксплуатации (не менее 30 лет) получать стабильные расчетные показатели основных технических характеристик анодного заземлителя. Кроме того, при выработке гарантийного срока эксплуатации и полного анодного растворения технического углерода в грунте остается полимерная матрица, нейтральная к воздействию окружающей среды. Таким образом обеспечивается экологическая безопасность окружающей среды.

Анодное заземление установлено на трассе магистрального газопровода «Уренгой – Ужгород» в сложных условиях эксплуатации в зоне действия блуждающих токов. Испытания продолжаются.

Многолетняя плодотворная совместная работа служб и участков защиты от коррозии филиалов Общества, производственного отдела защиты от коррозии в тесном сотрудничестве с Отделом защиты от коррозии ПАО «Газпром» дает свои результаты – 100 % уровень защищенности подземных сооружений ООО «Газпром трансгаз Чайковский»!

ООО «Газпром трансгаз Уфа» является одним из старейших предприятий российской газовой отрасли. Предприятие эксплуатирует более 4700 км магистральных газопроводов, 146 газораспределительных станций, 12 компрессорных станций.

Отправной точкой для башкирского газотранспортного предприятия стал 1953 г. Бурный рост промышленности республики, потребность населения городов и районов в дешевом и качественном топливе обусловили строительство первого в Башкортостане газопровода «Туймазы – Уфа – Черниковск». Его протяженность составила 174 км, диаметр трубы – 325 мм, а поставки газа в первый год работы – 46 млн м3. Это был самый первый на востоке европейской части страны газопровод. Он не только стал магистралью прогресса и обогрел дома жителей Уфы, но главное – дал надежду на улучшение жизни в стране, оправляющейся после страшной войны.

В 1960-х гг. работники предприятия принимали участие в строительстве трансконтинентального газопровода «Бухара – Урал».
В период стремительного развития отечественной газотранспортной системы в 1970–1980-х гг. в цент-ральную часть России и Западную Европу было проложено семь крупных магистральных газопроводов, пять из которых прошли по территории Башкортостана.

В декабре 1999 г. все районы республики подключились к Единой системе газоснабжения.

До 1997 г. задачи по защите от коррозии были возложены на производственный отдел по эксплуатации магистральных газопроводов и газораспределительных станций. Из специалистов этого отдела в августе 1997 г. был сформирован производственный отдел по эксплуатации средств электрохимзащиты (ЭХЗ). Выполняя поставленные задачи, специалисты отдела участвуют в разработке руководящих документов по эксплуатации средств ЭХЗ, координируют деятельность служб защиты от коррозии филиалов Общества.

Отдел принимал активное участие в опытно-промышленном применении изоляционных материалов нового поколения, таких как ЛИАМ, битумно-полимерная мастика «Транскор-Газ» и произведенный на ее основе рулонный армированный материал (РАМ), термостойкий рулонный армированный материал («Деком-РАМ»), антикоррозионные покрытия АП-1, «Биурс», РПУ-1001 и т. д. Кроме того, в последние годы на объектах Общества были проведены опытно-промышленные испытания инновационного оборудования электрохимической защиты ИПЕ-НГИ, ЛУС-ЭХЗ-НГИ, УКМ-Л, КИП-НГИ, АВР-01-НГИ, КИП.РСЗ, БСЗ.РСЗ. В текущем году запущена опытно-промышленная эксплуатация анодного заземления протяженного гибкого «Делан».

Защита объектов магистральных газопроводов от электрохимической коррозии обеспечивается работой трех служб и шести участков защиты от коррозии филиалов, укомплектованных обученным и аттестованным персоналом, техникой и оборудованием. Службы (участки) защиты от коррозии эксплуатируют 563 установки катодной защиты, пять установок дренажной защиты, 344 установки протекторной защиты.

Эффективная эксплуатация систем противокоррозионной защиты, а также соответствие современным требованиям является неотъемлемой частью безопасной эксплуатации магистральных газопроводов.

Для оперативного принятия мер при отключении или выходе из строя средств ЭХЗ ведется активная работа по подключению установок катодной защиты к системе линейной телемеханики (СЛТМ) «Магистраль-2». Общее количество УКЗ, подключенных к СЛТМ, составляет 316 шт. (56,1 %).

Начиная с 2014 г. в условиях Инженерно-технического центра Общества выполняется централизованный ремонт станций катодной защиты, не подлежащих гарантийному ремонту.

В 2015 г. при участии отдела была разработана полезная модель «Распределитель защитного тока» с последующей регистрацией патента и его внесением в Государственный реестр полезных моделей Российской Федерации.

С 2016 г. в Обществе капитальный ремонт объектов ЭХЗ выполняется на 100 % хозяйственным способом с привлечением специальной техники Управления аварийно-восстановительных работ. С учетом тенденции к ежегодному снижению лимитов для капитального ремонта удалось сохранить физические объемы работ и повысить их качество.

В 2017 г. разработана и согласована с отделом Департамента ПАО «Газпром» (В.А. Михаленко) Программа по комплексной замене станций катодной защиты, выработавших свой ресурс и не отвечающих Временным требованиям к автоматическим преобразователям катодной защиты, на 2018–2020 гг. В соответствии с данной Программой в течение трех лет предусмотрена замена 30 выпрямителей.

Отдел успешно справляется со своей основной задачей – обеспечением защиты от почвенной и атмосферной коррозии магистральных газопроводов, подземных коммуникаций и сооружений. Защищенность газопроводов по протяженности составляет 99,86 %, по времени − 99,98 %. Применение современных станций катодной защиты дает возможность осуществлять дистанционный контроль и управление режимами работы оборудования, что увеличивает надежность работы системы ЭХЗ газопроводов.

Сегодня ООО «Газпром трансгаз Уфа» является одним из крупнейших и активно развивающихся предприятий топливно-энергетического комплекса Башкортостана. По газопроводам Общества транспортируется пятая часть добываемого «Газпромом» газа. Благодаря профессиональной и слаженной работе, эффективному управлению и активно внедряемым современным технологиям предприятие играет важную роль в обеспечении надежного газоснабжения российских и зарубежных потребителей.

Коррозия с географией...

ООО «Газпром трансгаз Томск» – стопроцентное дочернее предприятие ПАО «Газпром». Об эффективности работы и уровне специалистов производственного отдела защиты от коррозии (ПО ЗК) компании можно судить хотя бы по тому, что в августе-сентябре 2017 г. именно Томск был выбран площадкой для проведения общекорпоративного смотра-конкурса профессионального мастерства на звание «Лучший специалист противокоррозионной защиты ПАО «Газпром» – 2017», и победителем стал представитель ООО «Газпром трансгаз Томск». К конкурсу было приурочено выездное совещание руководителей подразделений защиты от коррозии дочерних обществ ПАО «Газпром» и представителей заводов – изготовителей материалов и оборудования ПКЗ, участники которого обсудили наиболее актуальные проблемы своей деятельности.

У томичей есть чему поучиться: ООО «Газпром трансгаз Томск» эксплуатирует 9,5 тыс. магистральных газо- и нефтепроводов в 14 регионах Сибири и Дальнего Востока – от Прииртышья до Тихого океана, от якутской тундры до муссонных лесов Приморья. Целый калейдоскоп природно-климатических зон, который может порадовать туриста, оборачивается головной болью для специалистов ПО ЗК.

«В нашей службе – 16 филиалов, и в каждом – свои природно-географические условия, что, конечно, накладывает специфику на противокоррозионную защиту, – объясняет ведущий инженер по эксплуатации средств электрохимзащиты ПО ЗК ООО «Газпром трансгаз Томск» Михаил Громенко. – В одном регионе трубопроводы проходят преимущественно в сухих скальных грунтах с высоким сопротивлением и, соответственно, минимальной коррозией, а в другом – в болотах, где опасность коррозии выше. Где-то много пересечений, например, с железнодорожными магистралями, что также повышает коррозионную активность, а где-то их нет совсем. Все приходится учитывать».

Учитывается и общая протяженность трубопроводов. Если обычная служба ПО ЗК филиала – это начальник, инженер и небольшой штат монтеров, то в регионе, где требуется обслуживать, например, 800 км трубопроводов, она может насчитывать до пяти инженеров и более 10 монтеров. Там, где хозяйство небольшое, обходятся парой монтеров и одним инженером. Их обязанности – контроль состояния изоляционного покрытия и оборудования электрохимической защиты. Чем сложнее регион – тем жестче контроль, больше работы.

«А есть еще Приморье, Сахалин, Камчатка, где повышенная влажность, воздух насыщен солями, – продолжает Михаил Громенко. – В основном трубопроводы пролегают под землей, но имеются и наземные участки и оборудование. Поэтому такой климат – дополнительный коррозионный фактор. Выручают защитные лакокрасочные покрытия, благо сегодня рынок предлагает их в большом ассортименте. Можно найти продукт высокого качества с гарантией до 8 лет даже при эксплуатации в суровом климате».

Насколько сложно обслуживать такое огромное, разбросанное на полконтинента хозяйства – вопрос риторический. Опыт, накопленный специалистами Общества за прошедшие десятилетия, поистине уникален.

…плюс телемеханизация всей системы

Как известно, остановить процесс коррозии невозможно – можно лишь замедлить. И в XXI в. в этой области есть значительные достижения.

«Не так давно срок эксплуатации трубопроводов без реставрации и капремонта составлял в среднем около 35 лет, а сегодня, с учетом того, что старые трубы активно меняются на новые с высококачественной заводской изоляцией, он уже подтягивается к 50 годам, –
рассказывает Михаил Громенко. – Конечно, при условии выполнения всей положенной текущей работы по противокоррозионной защите».

Технологическая база, на которой строится эта работа, охватывает два стандартных направления – пассивную и активную защиту от коррозии. Пассивная – защита с помощью изоляционных материалов. Защита активная основана на использовании методов электрохимии, осуществляется посредством специальных установок – катодной, протекторной, дренажной защиты.

Наиболее распространена защита катодная. Станция катодной защиты позволяет ослабить воздействие на трубу разрушительных процессов электролиза, возникающих от контакта тела трубы с окружающими грунтами.

«Помимо того что у разных грунтов разное сопротивление, ситуацию осложняют такие моменты, как, например, сближение или пересечение трубопровода с электрифицированной железнодорожной магистралью, – поясняет Михаил Громенко. – Идущие с нее утечки электричества тоже негативно воздействуют на трубы. На данных участках применяются установки дренажной защиты».

Эффективность активной защиты оценивается по таким критериям, как:

• защита по времени, оценка непрерывности работы установок с учетом всех простоев, возникающих, например, из-за профилактических работ;

• защита по протяженности, т. е. соответствие подаваемого на трубу защитного потенциала установленному нормативами. Сегодня эти показатели составляют, соответственно, 99,6 и 100 %.

Однако если основополагающие принципы катодной защиты остаются неизменными еще с 1950-х гг., то все остальное, например средства автоматизации, телемеханики и т.д., шагнули далеко вперед. Вопросам модернизации оборудования в ООО «Газпром трансгаз Томск» уделяют самое пристальное внимание. Так, в результате проведенных в последние годы реконструкций 90 % оборудования ПО ЗК компании было оснащено средствами телемеханизации. Раньше контрольные объезды установок катодной защиты проводились дважды в месяц, а теперь вся информация поступает в диспетчерскую филиала в режиме онлайн.

Та же ситуация с защитой пассивной: в компании ориентируются на самые современные изоляционные материалы. Только за последние пару лет отечественные производители, активно участвующие в реализации Программы импортозамещения, расширили свой ассортимент в разы.

«Мы отслеживаем рынок, – подчеркивает Михаил Громенко. – Ежегодно в производственном отделе газотранспортных обществ ПАО «Газпром» собирают совещание с производителями изоляционных материалов, представляющими свои новинки, и обо всех инновациях, прошедших аттестацию, нас извещают сразу».

Побеждает тот, кто не боится внедрять новое – эту истину в ООО «Газпром трансгаз Томск» усвоили хорошо.

Спасибо санкциям

За примерами далеко ходить не надо. В ходе последней реконструкции системы электрохимзащиты специалисты Общества реализовали успешный проект с партнерами из саратовского
НПО «Нефтегазкомплекс-ЭХЗ» – произвели замену преобразователей катодной защиты.

Другое новшество – стенд оптимизации режимов работы установок катодной защиты того же НПО «Нефтегазкомплекс-ЭХЗ». Эта разработка впервые была представлена на упомянутом смот-
ре-конкурсе профессионального мастерства на звание «Лучший специалист противокоррозионной защиты ПАО «Газпром» – 2017» и прошла испытание в ходе выполнения конкурсных заданий. Ничего подобного на сегодняшнем рынке еще нет. Если настройка режимов установки катодной защиты традиционными методами предполагает выезд на место, настройку каждой установки, проход по трубе с контрольными замерами и т. д., новый стенд позволяет выполнить все дистанционно, не покидая офиса. Можно управлять сразу несколькими установками, устанавливать необходимые режимы на участке протяженностью до
100 км, что дает значимую экономию времени, средств и энергоресурсов.

Не менее активно внедряются новации и в области изоляционных материалов. Один из последних примеров – инновационный материал Wrapid Bond (АО «Делан»). Эта вязкая лента обеспечивает защиту трубы от основного источника коррозии – доступа кислорода.

«Сейчас идут испытания: в конце прошлого года мы выезжали на один из объектов ООО «Газпром трансгаз Екатеринбург», заизолировали с помощью Wrapid Bond участок подземного газопровода, подверженного воздействию блуждающих токов от проходящей рядом железнодорожной магистрали. Через полгода вернемся, посмотрим, каков результат», – поясняет Михаил Громенко.

Кстати, в ООО «Газпром трансгаз Томск» подчеркивают, что работают только с отечественными продуктами. И очень благодарны санкциям: мотивированные российские производители оборудования и материалов для противокоррозионной защиты в последние годы существенно повысили качество своих изделий.

Профессионализм – прежде всего

Работать с современными технологиями под силу лишь специалистам высокой квалификации.

«Несмотря на то что коллектив у нас молодой, все сотрудники – профессионалы, прекрасно знающие свое дело, – рассказывает начальник производственного отдела защиты от коррозии
ООО «Газпром трансгаз Томск» Юрий Кудашкин. – Это относится и к ИТР, и к рабочему звену. Они регулярно повышают свою квалификацию: инженеры – на курсах в Институте природных ресурсов Томского политехнического университета, рабочие – в нашем Корпоративном институте. В прошлом году там был создан новый учебно-тренировочный полигон, позволивший вести учебную работу на гораздо более высоком уровне».

На новом полигоне, оснащенном современным оборудованием и имеющем 12 полномасштабных производственных объектов, оттачивают профессиональные навыки сотрудники ПО ЗК, энергетики, связисты, представители других направлений. В ближайшем планируется подготовить партию специалистов для обслуживания системы противокоррозионной защиты строящегося газопровода «Сила Сибири».

«И это далеко не единственная возможность повышать профессиональное мастерство, – подчеркивает Юрий Кудашкин. – Наши сотрудники, например, активно обмениваются опытом на различных конкурсах, конференциях, совещаниях и т. д. Очень полезная практика».

многолетняя мерзлота и протяженный анод

На вопрос о перспективах дальнейшего развития во всех подразделениях ООО «Газпром трансгаз Томск» сегодня отвечают одинаково: «Газопровод «Сила Сибири». Он должен быть пущен 20 декабря 2019 г.

«Концентрируемся только на этой задаче, – говорит Юрий Кудашкин. – Общая протяженность трубы – 2200 км, достроить осталось чуть меньше 700. Это линейная часть плюс вспомогательная инфраструктура: крановое хозяйство, телемеханика, энергоснабжение и, конечно, противокоррозионная защита».

Последняя – объект особой ответственности, ведь газопровод проходит по территории Якутии и Амурской обл., в сложнейших природно-климатических условиях. Он пересекает зону, где представлены чуть ли не все возможные грунты – стабильные скальные и подвижные, многолетняя мерзлота и болота, чернозем и суглинок… Опыта эксплуатации в условиях многолетней мерзлоты у компании еще нет, а соседство ледяного грунта и газопровода, по которому идет газ после компримирования, чревато проблемами. Отсюда и повышенное внимание к противокоррозионной защите.

«Сейчас на газопроводе ведется монтаж объектов противокоррозионной защиты, применяются самые передовые технические решения, – рассказывает Юрий Кудашкин. – Такие, как, например, протяженный анодный заземлитель (протяженный анод) или автономные контрольно-измерительные пункты».

Основное преимущество протяженного анода перед традиционными локальными анодными заземлителями – в оперативности монтажа и, соответственно, экономии средств. Если локальные заземлители прокладываются каждый отдельно, то протяженный анод представляет собой единый электропроводной кабель, который укладывается вдоль трубопровода в одну с ним траншею. На сегодняшний день его прокладка на магистрали «Сила Сибири» превышает 900 км. Что же касается автономных КИП, разработанных ЗАО «Трубопроводные системы и технологии», то эти интеллектуальные устройства коррозионного мониторинга размещаются на трассе для автоматического сбора данных об уровне защитного потенциала, скорости коррозионных процессов и др.

«Раз в полгода специалисты службы эксплуатации будут приезжать, забирать накопленную информацию и переносить ее в единую базу данных, где программа автоматически объединяет картину по всей трубопроводной системе, – поясняет Юрий Кудашкин. – Существенно упрощаются контроль, составление отчетной документации, многое другое. Сейчас ведется монтаж установок. Прогнозы – самые обнадеживающие».

Новую науку молодому инженеру Василию Ивановичу Хивинцеву пришлось осваивать самому, практически с нуля. В то время в тресте не было нужных приборов для замеров потенциала – высокоомных вольтамперметров, поэтому молодой специалист обратился за помощью в Приволжское управление нефтепроводов и получил три прибора – неисправных, с условием отремонтировать аппаратуру и два прибора вернуть. Не хватало научной литературы – и В.И. Хивинцев начал сотрудничество с группой электрохимзащиты Куйбышевского проектного института «Гипровостокнефть», результатом которого стало появление методик и схем замеров потенциалов.

Первые электроды сравнения делали самостоятельно, по книгам. Однако замеры не давали четкой характеристики состояния газопровода. Оптимальный вариант достигался опытным путем и методом практического подбора.

Для обмена опытом в начале 1960-х гг. В.И. Хивинцев часто ездил в Московское управление магистральных газопроводов, где в то время работал Е.А. Никитенко – родоначальник советской науки о подземной коррозии металлов и защите трубопроводов от коррозии.

В 1960 г. была организована служба катодной защиты, которую Василий Иванович возглавил. В его подчинении было четыре монтера. Для эксплуатации средств защиты от коррозии газопроводов «Похвистнево – Бугуруслан», «Яблоня – Красные Пески» выезды осуществлялись из Куйбышева (ныне – Самара).

В том же 1960 г. была создана первая пробная катодная станция на территории ГРС-1 в пос. Зубчаниновка (в настоящее время поселок входит в черту г. Самары).

Также в начале 1960-х гг. началось активное строительство станций катодной защиты на магистральных газопроводах на территории области. Выполнялся проект электрохимзащиты газопровода и сразу же строились станции катодной защиты (СКЗ). Так на газопроводе «Яблоня – Красные Пески» в 1961 г. было построено четыре СКЗ. Были выполнены проекты по электрохимзащите газопроводов «Похвистнево – Куйбышев», «Муханово – Куйбышев». Первые глубинные анодные заземления выполнялись из уголков 70 х 70 мм, забивать их в землю на глубину около 20 м приходилось вручную. Анодные заземления с коксовой засыпкой стали использовать при строительстве средств электрохимической защиты магистральных газопроводов с 1962 г.

В 1961 г. В.И. Хивинцева переводят в Управление по добыче, переработке и транспортировке газа начальником катодной службы с подчинением главному энергетику.

В начале 1970-х гг. принято решение о создании в Ульяновском, Пугачевском, Похвистневском, Средне-Волжском, Тольяттинском и Отрадненском линейных производственных управлениях магистральных газопроводов (ЛПУМГ) служб по эксплуатации средств защиты от коррозии в связи с вводом в эксплуатацию новых магистральных газопроводов: «Мокроус – Куйбышев – Тольятти» и «Старая Бинарадка – Димитровград – Ульяновск».

Количество станций катодной защиты увеличилось, но для организации отдела по нормативам численности этого было недостаточно. Лишь после строительства магистральных газопроводов «Челябинск – Петровск», «Уренгой – Петровск», «Уренгой – Новопсков» в мае 1984 г. в Управлении «Куйбышевтрансгаз» был образован производственный отдел по эксплуатации средств электрохимзащиты газопроводов. Начальником отдела был назначен В.И. Хивинцев, ведущим инженером – В.А. Ларкин, затем – Г.А. Воронцов. С 1985 г., вплоть до выхода на пенсию в 2015 г.,
работала в отделе Н.А. Кривова.

В 1997 г. представители фирмы «Рургаз» во главе со специалистом в вопросах защиты от коррозии Д. Веслингом на базе Тольяттинского ЛПУМГ провели обучение специалистов защиты от коррозии
ОАО «Газпром», «Газпром ВНИИГАЗ», проектных организаций методу интенсивных измерений, ознакомили участников семинара с комплексом приборов для интегральной оценки состояния изоляционного покрытия газопроводов.

В том же году производственный отдел по эксплуатации средств электрохимзащиты возглавил Г.А. Воронцов, ведущим инженером был назначен Л.Б. Кузьминов.

В тяжелые 2000-е гг. возникла необходимость защитить элементы систем защиты от коррозии: «любители» цветного металла снимали провода, взламывали станции катодной защиты. Защищенность газопроводов по времени и протяженности начала резко снижаться. Специалистам подразделений защиты от коррозии филиалов приходилось почти что жить на трассе, перестраивать системы электрохимзащиты, восстанавливать работоспособность линий электропередач.

В 2010 г. у руля службы защиты от коррозии ООО «Газпром трансгаз Самара» встал В.А. Дреньков, столкнувшийся с проблемой исков природоохранных организаций к Обществу по вопросу эксплуатации воздушных линий электропередачи (ВЛ) 6–10 кВ с железобетонными опорами без специальных птицезащитных устройств. В эксплуатации подразделений защиты от коррозии таких ВЛ имелось более 300 км,
опор – более 6,5 тыс. Была разработана Комплексная программа по исключению поражения электрическим током птиц при эксплуатации воздушных линий 6–10 кВ ООО «Газпром трансгаз Самара» на период 2011–2013 гг., которая была успешно реализована. Наше Общество стало первым в ПАО «Газпром», решившим эту проблему.

Для решения основной задачи – организации эффективной защиты газопроводов и других производственных объектов от коррозии с целью их надежной и безаварийной работы начиная с 2016 г. в Обществе разрабатываются 5-летние производственные программы по повышению надежности по направлению защиты от коррозии на объектах ООО «Газпром трансгаз Самара».

Для оперативного принятия мер при отключениях или выходе из строя средств электрохимзащиты (ЭХЗ) в филиалах Общества работают автоматизированные системы контроля параметров ЭХЗ (измерение выходного напряжения СКЗ, выходного тока СКЗ, потенциала, сигнализация открытия дверей блок-бокса и отсутствия напряжения питания 220 В) через систему телемеханики «Магистраль-2». Общее количество СКЗ, подключенных к системе телемеханики, составляет 382 шт. (71 % от общего количества СКЗ). Проводится работа по переводу СКЗ в режим автоматического управления.

Производственный отдел защиты от коррозии (с 2016 г. – группа защиты от коррозии) работает в тесном контакте с лабораторией электрометрических методов обследования магистральных газопроводов, созданной в филиале ООО «Газпром трансгаз Самара» Инженерно-технический центр, который проводит коррозионные обследования магистральных газопроводов, промплощадок компрессорных и газораспределительных станций, осуществляет контроль изоляционных покрытий при капитальных ремонтах, оптимизацию работ средств ЭХЗ, контроль за работой подрядных организаций по диагностическим обследованиям.

Главная ценность группы защиты от коррозии – это, конечно, люди. В Обществе организована подготовка специалистов в области противокоррозионной защиты на базе Учебно-производственного центра Общества с привлечением в качестве преподавателей опытных работников Общества и преподавателей Технического университета. Ежегодно проводятся смотры-конкурсы на звание лучших по профессии среди монтеров по защите подземных трубопроводов от коррозии и специалистов противокоррозионной защиты.

Многие годы лучшими специалистами противокоррозионной защиты являются С.В. Куляев, Н.В. Шубин, Е.Г. Алешков, Р.Г. Залаков, В.А. Степанов. Большую помощь филиалам Общества оказывают работники Администрации Общества Д.В. Агеев, А.Е. Никашин.

Будучи на пенсии, встречаются с коллективом и передают свой богатый опыт Н.А. Кривова, Л.Б. Кузьминов, Н.М. Смирнов.

Знания, опыт, профессиональный подход к решению задач в сфере защиты от коррозии всегда будут залогом обеспечения бесперебойной поставки газа потребителям, успешного выполнения подразделениями Общества всех производственных программ.

ООО «Газпром трансгаз Махачкала» является стопроцентным дочерним обществом ПАО «Газпром». Основное направление деятельности компании – транспорт газа потребителям Республики Дагестан, а с 2017 г. возобновилась поставка природного газа в Республику Азербайджан. ООО «Газпром трансгаз Махачкала» обслуживает газотранспортную систему (ГТС) на территории Республики Дагестан протяженностью 1591 км, в том числе участки магистральных газопроводов «Моздок – Казимагомед», «Макат – Северный Кавказ» и магистральный газопровод «Кумли – Аксай».

История ООО «Газпром трансгаз Махачкала» началась в 1979 г., с момента создания в Махачкале линейно-производственного управления магистральных газопроводов. В декабре 1992 г. компания обрела юридическую самостоятельность в составе «Газпрома». И это был важный шаг на пути становления и развития предприятия.

Сегодня в ООО «Газпром трансгаз Махачкала» трудится около 2 тыс. работников, в его структуре 12 филиалов, в том числе пять линейно-производственных управлений магистральных газопроводов: Тарумовское, Кизилюртовское, Махачкалинское, Избербашское, Дербентское, охватывающих всю территорию Дагестана.

В начале 1980-х гг. были построены магистральные газопроводы «Макат – Северный Кавказ» и «Моздок – Казимагомед», введены в строй компрессорные станции «Кизилюрт» и «Избербаш».

В 2005 г. был введен в эксплуатацию магистральный газопровод «Кумли – Аксай», обеспечивающий независимость газоснабжения республики от напряженной в тот период ситуации в соседнем регионе. Также в начале 2000-х гг. введены в эксплуатацию газоизмерительные станции «Аксай» и «Кумли» на границе с Чеченской Республикой и «Ново-Филя» на границе с Азербайджанской Республикой, что позволило вести достоверный учет поставок природного газа.

Важным вкладом ООО «Газпром трансгаз Махачкала» в программу газификации Дагестана стал ввод в эксплуатацию в 2008 г. газопровода-отвода «Ботлих» общей протяженностью 108,27 км к высокогорному селению Ботлих Ботлихского района. В развитие этого процесса был построен и в 2010 г. введен в эксплуатацию газопровод-отвод «Хунзах» протяженностью 48,2 км к селению Хунзах Хунзахского района.

В целях повышения безопасности населения и надежности эксплуатации газопровода, в связи с расширением границ застройки г. Махачкалы, населенных пунктов Ленинкент, Коркмаскала, пос. Загородный и интенсивным освоением земель сельскохозяйственного назначения в 2015 г. ООО «Газпром трансгаз Махачкала» была закончена реконструкция магистрального газопровода «Моздок – Казимагомед» на участке 610–623 км.

За последние годы осуществлены масштабные работы по реконструкции газотранспортной системы, усилено внимание к вопросам повышения надежности газопроводов на всем протяжении. ПАО «Газпром» уделяет большое внимание безопасной эксплуатации объектов ГТС. Для выполнения задач по обеспечению безопасной эксплуатации газопровода в 2000 г.
в Администрации ООО «Газпром трансгаз Махачкала» был создан производственный отдел по эксплуатации оборудования энергетики и противокоррозионной защиты, огромный вклад в развитие которого внес Отдел Департамента ПАО «Газпром», осуществляющий функции управления защитой от коррозии.

С этого периода и началась история проведения масштабных мероприятий по обеспечению защиты от коррозии объектов ООО «Газпром трансгаз Махачкала». С 2002 г. началась замена всех физически и морально устаревших установок катодной защиты, количество которых на тот период составляло 130 шт. В 2002–2006 гг. был обновлен весь парк оборудования противокоррозионной защиты.

В 2013 г. из отдела по эксплуатации оборудования энергетики и противокоррозионной защиты была выделена производственная группа защиты от коррозии, выполняющая поставленную перед ней задачу – обеспечение эффективной противокоррозионной защиты производственных объектов ГТС ООО «Газпром трансгаз Махачкала» для их надежной и безаварийной эксплуатации.

На сегодняшний день в ООО «Газпром трансгаз Махачкала» активную противокоррозионную защиту магистральных газопроводов и газопроводов-отводов, коммуникаций компрессорных станций, в том числе автомобильных газонаполнительных, а также газораспределительных станций от почвенной коррозии обеспечивают 212 установок катодной защиты (УКЗ), 79 % которых подключены к системе телемеханики, обеспечивающей дистанционный контроль и управление режимами УКЗ с автоматизированных рабочих мест системы электрохимической защиты; 95 установок протекторной защиты. Протяженность обслуживаемых линий электропередач составляет 734,2 км.

В границах ответственности ООО «Газпром трансгаз Махачкала» начиная с 2004 г. проводится работа по ремонту изоляционного покрытия на эксплуатируемых газопроводах. В настоящее время ремонт изоляционных покрытий газопроводов – наиболее эффективное средство восстановления эксплуатационных показателей надежности линейной части.
В особенности это относится к магистральным газопроводам больших диаметров, по которым транспортируются основные объемы добываемого газа.

При строительстве магистральных газопроводов «Моздок – Казимагомед» и «Макат – Северный Кавказ» использовались полимерные липкие ленты – в 80-х гг. прошлого века они являлись передовым изоляционным материалом. Однако, как показало время, по различным причинам, в том числе по причине несоблюдения технологии нанесения изоляции, полимерные ленты перестали отвечать требованиям нормативных документов, стали недостаточно эффективными и не могут противостоять коррозии.

Поиски наиболее оптимальных с финансовой и технологической точек зрения методов ремонта, обеспечивающих выполнение программ ремонта изоляционных покрытий, привели к разработке новой технологии капитального ремонта протяженных участков магистральных газопроводов без прекращения транспорта природного газа.

Работы выполняются в шурфах без изменения пространственного положения трубопровода, с использованием только ручного механизированного инструмента без применения навесного оборудования.

В 2004 г. указанная технология была опробована, а с 2005 г. успешно применяется при переизоляции магистрального газопровода «Моздок –
Казимагомед» с использованием полиуретановых изоляционных покрытий типа Scotchkote 352 ht (3М, США), Acothane TU (Metrotect Ltd, Англия) и «БИУРС» (ЗАО «Порсил», Россия), которые были разрешены к применению ПАО «Газпром».

Работы по переизоляции на магистральном газопроводе ведутся поточным методом организации ремонтных работ. Вскрытие газопровода, очистка от старой изоляции, подготовка поверхности, отбраковка труб, ремонт выявленных повреждений и дефектов, нанесение новой изоляции, засыпка ремонтных котлованов выполняются одновременно на различных участках газопровода последовательно. При этом работы ведутся на участке газопровода протяженностью не более 1–2 км, где производится шурфовка через каждые 25 м.

В целях обеспечения безопасных условий при проведении обследований и капитального ремонта изоляции магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Махачкала» в 2006 г. выступило инициатором разработки Стандарта организации «Временная инструкция по обследованию и ремонту магистральных газопроводов». Стандарт был разработан специалистами ООО «Газпром трансгаз Махачкала» совместно с ООО «Газпром газнадзор» и согласован ООО «Газпром ВНИИГАЗ». В настоящее время в компании применяется СТО Газпром трансгаз Махачкала 4.2–2016 «Организация и производство работ по капитальному ремонту изоляционных покрытий трубопроводов без прекращения транспорта газа».

В соответствии с Поручением заместителя Председателя Правления В.А. Маркелова от 27 октября 2014 г. № 03-4978 об импортозамещении при выполнении работ по диагностическому обследованию, техническому обслуживанию и ремонту объектов ПАО «Газпром» при ремонте изоляционного покрытия магистрального газопровода «Макат – Северный Кавказ» с 2017 г. применяется отечественное наружное полиуретановое двухкомпонентное защитное покрытие на основе термореактивных материалов – РПУ-1001.

Структура защитных изоляционных покрытий, применяемых на объектах ГТС ООО «Газпром трансгаз Махачкала», представлена на рис. 1.

Следует отметить, что значимым эффектом, достигнутым в результате ремонта защитных изоляционных покрытий магистральных газопроводов, является экономия электроэнергии, потребляемая установками катодной защиты. После проведения ремонтных мероприятий произведена настройка номинальных режимов установок катодной защиты, что в конечном счете позволило снизить расход электроэнергии.

Положительным результатом капитального ремонта изоляции являются также приведение эксплуатационных характеристик изоляционного покрытия в соответствие с требованиями нормативных документов, обеспечение поддержания защитного потенциала по всей протяженности газопровода, повышение эффективности электрохимической защиты и, как следствие, продление срока безопасной эксплуатации газопровода.

Важное значение в последние годы придается защите от атмосферной коррозии наружных металлических конструкций и оборудования.
В связи с этим в обязанности служб защиты от коррозии вменены формирование и контроль выполнения планов работ по ремонту защитных лакокрасочных покрытий. На постоянной основе обеспечиваются:

• использование на объектах ООО «Газпром трансгаз Махачкала» защитных покрытий только из Реестра систем покрытий и лакокрасочных материалов для противокоррозионной защиты металлоконструкций, технологических сооружений и оборудования, разрешенных к применению в ПАО «Газпром»;

• входной контроль лакокрасочных материалов;

• согласование технологических карт на выполнение работ по нанесению защитных лакокрасочных покрытий;

• проверка и допуск подрядных организаций к выполнению работ по ремонту лакокрасочных покрытий на объектах ГТС;

• пооперационный контроль выполнения работ по ремонту защитных лакокрасочных покрытий.

Ежегодно в число мероприятий, направленных на повышение показателей защищенности и надежности объектов ГТС ООО «Газпром трансгаз Махачкала», входят:

• коррозионные обследования газопроводов, проводимые в целях определения технического состояния оборудования электрохимической защиты, выявления дефектов изоляционного покрытия и коррозионных повреждений металла трубы;

• ремонт дефектов изоляционных покрытий, выявленных по результатам коррозионных обследований газопроводов;

• монтаж дополнительных средств электрохимической защиты;

• планово-предупредительный ремонт оборудования электрохимической защиты;

• претензионная работа с поставщиком электроэнергии в случаях выявления нарушения сроков восстановления электроснабжения.

Таким образом, проведение ремонтных работ изоляционного покрытия и защитного лакокрасочного покрытия, обновление парка оборудования электрохимзащиты привели к повышению защищенности газопроводов по протяженности, а также к увеличению комплексного показателя защищенности объектов ГТС.

Проанализировав динамику защищенности объектов ГТС с момента создания отдела, а затем производственной группы защиты от коррозии, представленную на рис. 2, можно сделать вывод о высокой эффективности работы специалистов ООО «Газпром трансгаз Махачкала» в области противокоррозионной защиты.

ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» – это 70 лет успешной деятельности по транспортировке и поставкам природного газа в Северо-Западном регионе. Предприятие создано в 1948 г. Входит в ПАО «Газпром» и обеспечивает работу Единой системы газоснабжения России.

Основным видом деятельности ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» является транспортировка природного газа по магистральным газопроводам, поставка газа потребителям в России и за рубежом.

Приоритетные задачи Общества – это:

• обеспечение надежности газоснабжения потребителей;

• реализация производственных планов, установленных ПАО «Газпром»;

• повышение эффективности по всем направлениям деятельности Общества;

• проведение отвечающей современным требованиям технической, экономической, кадровой и социальной политики;

• внедрение современного оборудования и новых технологий.

Первоочередной задачей производственного отдела защиты от коррозии (ПО ЗК) является обеспечение безаварийной эксплуатации (по причине коррозии) магистральных газопроводов.
С этой целью магистральные газопроводы обеспечиваются комплексной защитой от коррозии, специальными изоляционными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Для достижения основных целей деятельности Общества службы защиты от коррозии решают такие задачи, как:

• обеспечение эффективной защиты сооружений от коррозии, бесперебойной и надежной работы всех средств противокоррозионной защиты;

• контроль за точным соблюдением требований нормативной документации, проектных решений, требований ГОСТ, СНиП и ВСН со стороны строительных организаций в части производства и приемки работ по сооружению средств противокоррозионной защиты, линий электропередачи, трансформаторных подстанций, питающих установок катодной защиты, нанесения изоляционных и лакокрасочных покрытий на газопроводы;

• обеспечение внедрения в деятельность Общества результатов научно-исследовательских работ, выполненных в Обществе, по электрохимической защите газопроводов. Внедрение новой техники, способствующей экономичной и надежной работе энергетических установок и средств противокоррозионной защиты;

• обеспечение экологической и промышленной безопасности при эксплуатации объектов и оборудования, находящихся в ведении службы защиты от коррозии.

Обеспечение защиты газопроводов

Активную защиту газопроводов, коммуникаций компрессорных станций, газораспределительных станций от коррозии обеспечивают 890 установок катодной защиты, 94 установок дренажной защиты и более 2,4 тыс. установок протекторной защиты.

Специалисты служб защиты от коррозии филиалов Общества проводят планово-предупредительные ремонты оборудования электрохимзащиты, а также замеры защитных потенциалов по всей трассе эксплуатируемых газопроводов, силами подрядных организаций проводят капитальный ремонт оборудования.

Применение изоляционных материалов и лакокрасочных покрытий

Помимо активной защиты используются и постепенно внедряются новые изоляционные материалы. В филиалах ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» проводятся опытно-промышленные испытания защитных покрытий. В ходе работ осуществляются оценка качества системы противокоррозионного покрытия и проверка соответствия свойств материала Техническим требованиям ПАО «Газпром» к наружным покрытиям на основе термореактивных материалов для антикоррозионной защиты труб, соединительных деталей запорной арматуры и монтажных узлов трубопроводов с температурой эксплуатации от –20 до 100 ºС.

Опыт использования полиуретановых покрытий и положительные результаты работы показывают, что их применение обеспечивает высокие скорость нанесения и качество выполнения работ, а также определенную экономичность.

Специалистами службы защиты от коррозии и ПО ЗК ведется постоянная работа с подрядными организациями на соответствие требованиям новых нормативных документов ПАО «Газпром».

История развития противокоррозионной защиты

История развития противокоррозионной защиты (ПКЗ) ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» начинается с того, что в состав линейно-эксплуатационной службы в филиалах Общества входили мастер и монтер по защите подземных трубопроводов от коррозии. По мере строительства объектов, увеличения протяженности газотранспортной системы и количества оборудования средств электрохимзащиты в целях организации работ по противокоррозионной защите 1 июня 1997 г. был создан производственный отдел по электрохимзащите, который возглавил первый начальник отдела Виктор Павлович Попов. После ухода на пенсию В.П. Попова в 2000 г. начальником отдела был назначен Виктор Романович Олексейчук. Под руководством Виктора Романовича в Обществе были сформированы основные принципы организации работы по противокоррозионной защите объектов магистральных газопроводов. На протяжении 13 лет он уделял внимание формированию коллективов служб защиты от коррозии филиалов, их профессиональной подготовке, техническому состоянию оборудования средств электрохимзащиты. В 2013 г., продолжая свой профессиональный рост, В.Р. Олексейчук был назначен на должность начальника Отдела защиты от коррозии ПАО «Газпром».

В настоящее время коллектив служб защиты от коррозии филиалов ООО «Газпром трансгаз Санкт-Петербург» насчитывает более 70 человек, среди которых как молодые специалисты, так и опытные работники. Большое внимание в подразделениях уделяется профессиональной подготовке, передаче опыта старшего поколения, изучению и освоению новых приборов, оборудования и систем защитных покрытий.

В 2006 г. образовался новый филиал, входящий в состав Общества, – Инженерно-технический центр (ИТЦ). В его состав вошла и заняла лидирующие позиции служба противокоррозионной защиты (СПКЗ) под руководством Степана Антоновича Петрова.

Степан Антонович имеет огромный опыт в нефтяной и газовой промышленности, на протяжении всей трудовой деятельности он занимался противокоррозионной защитой в самых сложных условиях. Свою карьеру С.А. Петров начинал в ООО «Тюментрансгаз», где завоевал уважение среди коллег. Начиная с образования ИТЦ он тщательно подбирает коллектив СПКЗ, подходя к этому вопросу не только с профессиональной точки зрения, но и присматриваясь к человеческим качествам каждого потенциального сотрудника. Благодаря ему за 11 лет существования коллектив службы вырос до 18 специалистов, успешно решающих такие задачи, как коррозионное обследование и диагностика состояния линейной части магистральных газопроводов, наладка, диагностика и оптимизация режимов работы средств электрохимзащиты, визуально-инструментальный контроль изоляционных покрытий при шурфовочных работах, контроль качества нанесения изоляционных покрытий и качества монтажа средств электрохимзащиты при ремонте, реконструкции или строительстве газопроводов.

Служба аттестована в Системе добровольной сертификации ГАЗПРОМСЕРТ и в независимом органе аттестации лабораторий неразрушающего контроля «СертиНК».

Специалисты службы являются рационализаторами Общества, имеют патенты, награды за участие в научных молодежных конференциях, а также благодарность Министерства энергетики РФ за лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК 2009».

Кадровая политика и конкурсы

С 2009 г. в Обществе возрожден институт внутрикорпоративного обучения «Школа передовых приемов и методов труда рабочих специальностей». Неоднократно на базе Общества проходили обучающие мероприятия, в которых принимали участие специалисты противокоррозионной защиты подземных трубопроводов линейных производственных управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ). В рамках работы «Школы» анализировались причины появления коррозии на подземных металлических конструкциях, рассматривались современные методы диагностирования и защиты газопроводов, изучались новые модели оборудования и приборов в области противокоррозионной защиты газотранспортных объектов, а также их практическое применение в работе.

Последний конкурс профессионального мастерства на звание «Лучший специалист противокоррозионной защиты» прошел в 2017 г. в Валдайском ЛПУМГ.
В Валдай приехали мастера и инженеры по защите трубопроводов от коррозии из 13 филиалов Общества. В рамках конкурса были организованы тесты, оценивались знания конкурсантов в области охраны труда и промышленной безопасности в части особенностей организации и проведения наземной диагностики трубопроводных систем, ремонта оборудования системы электрохимической защиты магистральных газопроводов, а также изоляционных и лакокрасочных покрытий.

По результатам конкурса лучшим специалистом по защите подземных трубопроводов от коррозии стал представитель Торжокского ЛПУМГ Алексей Гагарин, на втором месте – Сергей Никитин из Новгородского ЛПУМГ, третье место занял Денис Королев из Пикалевского ЛПУМГ.

Важную роль в совершенствовании навыков играют не только соревновательная система между филиалами, но и мероприятия, проводимые ПАО «Газпром» среди молодых сотрудников. Наши специалисты становились призерами конкурсов «Лучший специалист противокоррозионной защиты ПАО «Газпром» в 2013, 2015 и 2017 гг.

Качественное взаимодействие всех подразделений и филиалов Общества в настоящее время способствует эффективной работе систем электрохимзащиты, что позволяет обеспечить надежную и безаварийную (по причине коррозии) эксплуатацию газопроводов и других производственных объектов.

Перед главным инженером Серпуховского управления магистральных газопроводов (УМГ) З.Х. Гореликом была поставлена задача сформировать подразделение, осуществляющее контроль за состоянием средств электрохимзащиты, определить функции и задачи этого подразделения, оснастить его приборами и средствами измерения. В 1964 г. был разработан план по созданию отдельной лаборатории электрохимзащиты с формированием штатного расписания в составе Серпуховского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Первым начальником лаборатории электрохимзащиты назначен А.И. Парфенов (1965 г.). Были организованы три выездные группы и химическая лаборатория (рис. 1), которую возглавляла М.Е. Филатова. В выездную группу входили старший инженер, инженер, три монтера и водитель. Для обеспечения передвижения по трассе газопровода за каждой группой был закреплен автобус, переоборудованный для перевозки приборов и средств измерений, а также снаряжения, палаток, раскладушек, матрасов, посуды и пр.

Ночевали в основном в поле, рядом с населенными пунктами, еду готовили по-походному – на паяльной лампе. Вскоре лаборатория получила автомашины ЗИЛ-131 повышенной проходимости с прицепом. На прицепе стоял двигатель с генератором переменного тока на 220 В, который намного облегчил работы по определению качества изоляции методом катодной поляризации, суточных измерений, а также быт в полевых условиях.

За теоретическую подготовку инженерного состава лаборатории в Мострансгазе отвечал к.т.н. Е.А. Никитенко. В лаборатории электрохимзащиты в зимние месяцы была организована учебная база для специалистов по защите от коррозии. Из всех подразделений линейно-эксплуатационной службы Мострансгаза приезжали инженеры электрохимзащиты и монтеры. Инженеры лаборатории проводили занятия по теории коррозии, изучали схемы дренажных установок, станций катодной защиты, знакомили с новинками и ремонтом станций катодной защиты, приборами для измерений. Впоследствии для профессиональной подготовки и повышения квалификации рабочих в пос. Первомайский Тамбовской обл. был создан Учебно-производственный центр. Одним из направлений были курсы подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии «Монтер по защите подземных трубопроводов от коррозии» Из числа инженеров лаборатории электрохимзащиты назначался преподаватель предмета «Специальная технология», обучавший рабочих эффективной и безопасной эксплуатации станций катодной защиты, использованию новых приборов и передовых технологий. Основную нагрузку по преподавательской работе взяли на себя инженеры Е.А. Бурмистров, С.А. Лобаченко, В.Н. Данильченко. Инженерный состав лаборатории проходил курсы повышения квалификации в Московском нефтяном институте (ныне – Российский государственный университет (Национальный исследовательский университет) нефти и газа имени И.М. Губкина).

В 1967 г. начальником лаборатории был назначен Я.М. Эдельман. Этот период связан с большим объемом новых внедрений в части средств защиты магистральных газопроводов, с новыми подходами к методам определения качества изоляции. Совместная работа к.т.н. Е.А. Никитенко и сотрудников лаборатории электрохимзащиты под руководством Я.М. Эдельмана позволила на основе опыта применения автоматических средств электрохимзащиты, телеконтроля, автоматизации коррозионных измерений опубликовать ряд научных работ. Выдвинутые гипотезы, наработки нашли отражение в книгах, руководствах и учебниках, которые до сих пор не потеряли актуальности и используются в учебных целях.

Позднее лабораторию электрохимзащиты возглавляли Б.И. Дьяченко, А.М. Зима. В связи с расширением задач лаборатории и большим объемом выполняемых ремонтных работ было принято решение о строительстве отдельного здания для лаборатории ЭХЗ.
В новом здании размещались кабинеты инженерно-технических работников, рабочие места монтеров, химическая лаборатория, автомобильная техника лаборатории. Под руководством И.Д. Чепелева была проведена реорганизация лаборатории электрохимзащиты в инженерно-технологическую группу (ИТГ) электрохимзащиты.

С 1993 г. под руководством начальника производственного отдела защиты от коррозии (ПО ЗК) С.А. Сидорова при участии начальника ИТГ А.А. Емельянова началось освоение новых методов коррозионных обследований, таких как интенсивные измерения.

Интенсивные измерения являются методом одновременного определения качества защитного покрытия и состояния катодной противокоррозионной защиты в каждой точке трубопровода. Для этого с шагом 5 м с помощью неполяризуемого медно-сульфатного электрода сравнения, установленного над трубопроводом, проводятся измерения потенциала «труба – земля» при циклически переключаемом защитном токе всех катодных станций, например с циклом «включенный ток – 12 с, отключенный – 3 с». Наряду с этим с помощью электрода сравнения, установленного на земле в 10 м от трубопровода перпендикулярно по отношению к его оси, определяется падение напряжения в грунте (воронка напряжения) между обоими электродами. Эта воронка напряжения вызвана защитным током, натекающим на трубопровод, и является, таким образом, мерой качества покрытия. Как правило, для проведения интенсивных измерений в настоящее время применяются приборы с компьютерной поддержкой, позволяющие документировать данные в электронном виде. Для решения этих задач лаборатория оснащалась новыми приборами, в том числе российского производства, с применением которых значительно повысилось качество выполняемых работ.

C 1995 г. началось сотрудничество с ЗАО «Химсервис» по созданию и внедрению в РАО «Газпром» семейства анодных заземлителей «Менделеевец». За проведение комплекса работ по созданию и внедрению на промышленных объектах ООО «Мострансгаз» ОАО «Газпром» эффективных и высоконадежных анодных заземлителей с повышенным до 30 лет сроком службы в 2004 г. Постановлением Правления ОАО «Газпром» коллективу специалистов защиты от коррозии ООО «Мострансгаз» присуждена Премия ОАО «Газпром» (рис. 2).

В 1997 г. началось сотрудничество с ПАО «Сигнал» по внедрению тиристорных автоматических выпрямителей серии В-ОПЕ. Использование катодных станций В-ОПЕ в системе противокоррозионной защиты ООО «Газпром трансгаз Москва» помогло предприятию выстоять и сохраниться в трудный период истории Российской Федерации.

С начала 2000-х гг. ООО «Газпром трансгаз Москва» активно участвовало в разработке и внедрении пластмассовых стоек контрольно-измерительных пунктов.

Внедрение оборудования электрохимзащиты повышенной надежности (анодных заземлителей, выпрямителей, КИПов), широкое внедрение коррозионных обследований методом интенсивных измерений, повышение надежности защиты от коррозии позволило достичь снижения количества аварий магистральных газопроводов по причине коррозии.

Специалисты противокоррозионной защиты ООО «Газпром трансгаз Москва» достойно показали себя в конкурсе профессионального мастерства «Лучший специалист противокоррозионной защиты ОАО «Газпром». В настоящее время это единственный конкурс ПАО «Газпром» среди ИТР. В 2011, 2015, 2017 гг. призерами конкурса становились начальники служб защиты от коррозии филиала «Тульское ЛПУМГ» П.П. Какалин (рис. 3), филиала «Истьинское ЛПУМГ» М.В. Бабкин, филиала «Путятинское ЛПУМГ» А.М. Шумкин.

С 2013 г. на подразделения защиты от коррозии возложены функции по контролю нанесения наружных защитных лакокрасочных покрытий на трубопроводы технологического оборудования надземных металлических и строительных конструкций. Для выполнения этой задачи сформирована лаборатория электрохимзащиты на базе ГАЗ 27057(4х4). Вблизи от газоизмерительной станции «Касимов» проведены занятия, посвященные отработке порядка применения оборудования лаборатории с участием начальников производственных отделов ООО «Газпром трансгаз Москва».

На основании многокритериальной оценки в Обществе выбрана единая система лакокрасочных покрытий, в качестве которой применяется покрытие «Спецпротект 110».

В Обществе большое внимание уделяется повышению квалификации работников служб защиты от коррозии. Для практического обучения рабочих и специалистов навыкам обслуживания и эксплуатации производственного оборудования установок ЭХЗ, сис- тем коррозионного мониторинга, электрооборудования линейных потребителей, диагностике коррозионного состояния трубопроводов, контролю состояния изоляционного покрытия на базе филиала «Моршанское ЛПУМГ» в 2018 г. запланировано окончание работ по устройству учебно-тренировочного полигона ЭХЗ.

На полигоне в 2018 г. будет проведен II этап смотра конкурса на звание «Лучший монтер по ЗПТК» ООО «Газпром трансгаз Москва».

В 2019 г. на полигоне планируется проведение смотра-конкурса «Лучший специалист противокоррозионной защиты ПАО «Газпром».

В Обществе ведется работа по развитию метода магнитной томографии для оценки комплексного показателя технического состояния газопроводов.

В 2018 г. планируется провести специальные коррозионные обследования на 57 км.

ООО «Газпром трансгаз Москва» предложило разработчикам методики внести изменения для совершенствования оценки комплексного показателя технического состояния газопроводов. В рамках доработки будут пересмотрены отчеты предыдущих лет и сформированы выводы и рекомендации с прогнозом изменения технического состояния газопроводов на период не менее 10 лет. Доработанной методикой вводится требование прогнозирования типа дефекта металла по аномалии магнитного поля и совокупности факторов коррозионного и механического воздействия на газопровод.

В Обществе разработана программа замены морально устаревших станций катодной защиты типа КСС, ТДЕ, ПАСК, ОПС (таблица). Для замены выбраны современные инверторные преобразователи российских производителей.

Таким образом, ООО «Газпром трансгаз Москва» в XXI в. остается на передовых позициях противокоррозионной защиты. 

Перед главным инженером Серпуховского управления магистральных газопроводов (УМГ) З.Х. Гореликом была поставлена задача сформировать подразделение, осуществляющее контроль за состоянием средств электрохимзащиты, определить функции и задачи этого подразделения, оснастить его приборами и средствами измерения. В 1964 г. был разработан план по созданию отдельной лаборатории электрохимзащиты с формированием штатного расписания в составе Серпуховского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Первым начальником лаборатории электрохимзащиты назначен А.И. Парфенов (1965 г.). Были организованы три выездные группы и химическая лаборатория (рис. 1), которую возглавляла М.Е. Филатова. В выездную группу входили старший инженер, инженер, три монтера и водитель. Для обеспечения передвижения по трассе газопровода за каждой группой был закреплен автобус, переоборудованный для перевозки приборов и средств измерений, а также снаряжения, палаток, раскладушек, матрасов, посуды и пр.

Ночевали в основном в поле, рядом с населенными пунктами, еду готовили по-походному – на паяльной лампе. Вскоре лаборатория получила автомашины ЗИЛ-131 повышенной проходимости с прицепом. На прицепе стоял двигатель с генератором переменного тока на 220 В, который намного облегчил работы по определению качества изоляции методом катодной поляризации, суточных измерений, а также быт в полевых условиях.

За теоретическую подготовку инженерного состава лаборатории в Мострансгазе отвечал к.т.н. Е.А. Никитенко. В лаборатории электрохимзащиты в зимние месяцы была организована учебная база для специалистов по защите от коррозии. Из всех подразделений линейно-эксплуатационной службы Мострансгаза приезжали инженеры электрохимзащиты и монтеры. Инженеры лаборатории проводили занятия по теории коррозии, изучали схемы дренажных установок, станций катодной защиты, знакомили с новинками и ремонтом станций катодной защиты, приборами для измерений. Впоследствии для профессиональной подготовки и повышения квалификации рабочих в пос. Первомайский Тамбовской обл. был создан Учебно-производственный центр. Одним из направлений были курсы подготовки и повышения квалификации рабочих по профессии «Монтер по защите подземных трубопроводов от коррозии» Из числа инженеров лаборатории электрохимзащиты назначался преподаватель предмета «Специальная технология», обучавший рабочих эффективной и безопасной эксплуатации станций катодной защиты, использованию новых приборов и передовых технологий. Основную нагрузку по преподавательской работе взяли на себя инженеры Е.А. Бурмистров, С.А. Лобаченко, В.Н. Данильченко. Инженерный состав лаборатории проходил курсы повышения квалификации в Московском нефтяном институте (ныне – Российский государственный университет (Национальный исследовательский университет) нефти и газа имени И.М. Губкина).

В 1967 г. начальником лаборатории был назначен Я.М. Эдельман. Этот период связан с большим объемом новых внедрений в части средств защиты магистральных газопроводов, с новыми подходами к методам определения качества изоляции. Совместная работа к.т.н. Е.А. Никитенко и сотрудников лаборатории электрохимзащиты под руководством Я.М. Эдельмана позволила на основе опыта применения автоматических средств электрохимзащиты, телеконтроля, автоматизации коррозионных измерений опубликовать ряд научных работ. Выдвинутые гипотезы, наработки нашли отражение в книгах, руководствах и учебниках, которые до сих пор не потеряли актуальности и используются в учебных целях.

Позднее лабораторию электрохимзащиты возглавляли Б.И. Дьяченко, А.М. Зима. В связи с расширением задач лаборатории и большим объемом выполняемых ремонтных работ было принято решение о строительстве отдельного здания для лаборатории ЭХЗ. В новом здании размещались кабинеты инженерно-технических работников, рабочие места монтеров, химическая лаборатория, автомобильная техника лаборатории. Под руководством И.Д. Чепелева была проведена реорганизация лаборатории электрохимзащиты в инженерно-технологическую группу (ИТГ) электрохимзащиты.

С 1993 г. под руководством начальника производственного отдела защиты от коррозии (ПО ЗК) С.А. Сидорова при участии начальника ИТГ А.А. Емельянова началось освоение новых методов коррозионных обследований, таких как интенсивные измерения.

Интенсивные измерения являются методом одновременного определения качества защитного покрытия и состояния катодной противокоррозионной защиты в каждой точке трубопровода. Для этого с шагом 5 м с помощью неполяризуемого медно-сульфатного электрода сравнения, установленного над трубопроводом, проводятся измерения потенциала «труба – земля» при циклически переключаемом защитном токе всех катодных станций, например с циклом «включенный ток – 12 с, отключенный – 3 с». Наряду с этим с помощью электрода сравнения, установленного на земле в 10 м от трубопровода перпендикулярно по отношению к его оси, определяется падение напряжения в грунте (воронка напряжения) между обоими электродами. Эта воронка напряжения вызвана защитным током, натекающим на трубопровод, и является, таким образом, мерой качества покрытия. Как правило, для проведения интенсивных измерений в настоящее время применяются приборы с компьютерной поддержкой, позволяющие документировать данные в электронном виде. Для решения этих задач лаборатория оснащалась новыми приборами, в том числе российского производства, с применением которых значительно повысилось качество выполняемых работ.

C 1995 г. началось сотрудничество с ЗАО «Химсервис» по созданию и внедрению в РАО «Газпром» семейства анодных заземлителей «Менделеевец». За проведение комплекса работ по созданию и внедрению на промышленных объектах ООО «Мострансгаз» ОАО «Газпром» эффективных и высоконадежных анодных заземлителей с повышенным до 30 лет сроком службы в 2004 г. Постановлением Правления ОАО «Газпром» коллективу специалистов защиты от коррозии ООО «Мострансгаз» присуждена Премия ОАО «Газпром» (рис. 2).

В 1997 г. началось сотрудничество с ПАО «Сигнал» по внедрению тиристорных автоматических выпрямителей серии В-ОПЕ. Использование катодных станций В-ОПЕ в системе противокоррозионной защиты ООО «Газпром трансгаз Москва» помогло предприятию выстоять и сохраниться в трудный период истории Российской Федерации.

С начала 2000-х гг. ООО «Газпром трансгаз Москва» активно участвовало в разработке и внедрении пластмассовых стоек контрольно-измерительных пунктов.

Внедрение оборудования электрохимзащиты повышенной надежности (анодных заземлителей, выпрямителей, КИПов), широкое внедрение коррозионных обследований методом интенсивных измерений, повышение надежности защиты от коррозии позволило достичь снижения количества аварий магистральных газопроводов по причине коррозии.

Специалисты противокоррозионной защиты ООО «Газпром трансгаз Москва» достойно показали себя в конкурсе профессионального мастерства «Лучший специалист противокоррозионной защиты ОАО «Газпром». В настоящее время это единственный конкурс ПАО «Газпром» среди ИТР. В 2011, 2015, 2017 гг. призерами конкурса становились начальники служб защиты от коррозии филиала «Тульское ЛПУМГ» П.П. Какалин (рис. 3), филиала «Истьинское ЛПУМГ» М.В. Бабкин, филиала «Путятинское ЛПУМГ» А.М. Шумкин.

С 2013 г. на подразделения защиты от коррозии возложены функции по контролю нанесения наружных защитных лакокрасочных покрытий на трубопроводы технологического оборудования надземных металлических и строительных конструкций. Для выполнения этой задачи сформирована лаборатория электрохимзащиты на базе ГАЗ 27057(4х4). Вблизи от газоизмерительной станции «Касимов» проведены занятия, посвященные отработке порядка применения оборудования лаборатории с участием начальников производственных отделов ООО «Газпром трансгаз Москва».

На основании многокритериальной оценки в Обществе выбрана единая система лакокрасочных покрытий, в качестве которой применяется покрытие «Спецпротект 110».

В Обществе большое внимание уделяется повышению квалификации работников служб защиты от коррозии. Для практического обучения рабочих и специалистов навыкам обслуживания и эксплуатации производственного оборудования установок ЭХЗ, систем коррозионного мониторинга, электрооборудования линейных потребителей, диагностике коррозионного состояния трубопроводов, контролю состояния изоляционного покрытия на базе филиала «Моршанское ЛПУМГ» в 2018 г. запланировано окончание работ по устройству учебно-тренировочного полигона ЭХЗ.

На полигоне в 2018 г. будет проведен II этап смотра конкурса на звание «Лучший монтер по ЗПТК» ООО «Газпром трансгаз Москва».

В 2019 г. на полигоне планируется проведение смотра-конкурса «Лучший специалист противокоррозионной защиты ПАО «Газпром».

В Обществе ведется работа по развитию метода магнитной томографии для оценки комплексного показателя технического состояния газопроводов.

В 2018 г. планируется провести специальные коррозионные обследования на 57 км.

ООО «Газпром трансгаз Москва» предложило разработчикам методики внести изменения для совершенствования оценки комплексного показателя технического состояния газопроводов. В рамках доработки будут пересмотрены отчеты предыдущих лет и сформированы выводы и рекомендации с прогнозом изменения технического состояния газопроводов на период не менее 10 лет. Доработанной методикой вводится требование прогнозирования типа дефекта металла по аномалии магнитного поля и совокупности факторов коррозионного и механического воздействия на газопровод.

В Обществе разработана программа замены морально устаревших станций катодной защиты типа КСС, ТДЕ, ПАСК, ОПС (таблица). Для замены выбраны современные инверторные преобразователи российских производителей.

Таким образом, ООО «Газпром трансгаз Москва» в XXI в. остается на передовых позициях противокоррозионной защиты.

Программа замены морально устаревших установок катодной защиты ООО «Газпром трансгаз Москва»