Опасность подземной коррозии для стальных газопроводов определяют по следующим основным показателям: удельному сопротивлению грунта, потери массы трубки и поляризационным кривым; химическому анализу грунта; стационарному потенциалу; продольному и поперечному градиенту потенциала. Основной метод оценки коррозионной активности грунта по отношению к стальным газопроводам ― измерение удельного сопротивления грунта. Однако он является приближенным из-за сложной зависимости удельного сопротивления грунта от ряда его физикохимических свойств. Удельное сопротивление грунта определяют только в летнее время, когда грунт мягкий. Для определения коррозионной активности грунта в зимнее время используют методы потери массы образца и поляризационных кривых. Оценка агрессивности грунтов по различным показателям приведена в табл. 1. Для оценки коррозионной активности грунтов определяют влажность грунта, содержания в нем хлоридов и сульфатов и концентрацию водородных ионов рН. Наибольшая интенсивность коррозии наблюдается при влажности 13­15 %. Химический состав растворенных в воде веществ и их концентрация в грунте определяют коррозионные свойства грунта. В значительной мере степень коррозионной активности грунта определяется значением рН, от которого зависит стойкость пленок, возникающих на поверхности стального газопровода. Измерение стационарного потенциала позволяет выявить участки газопроводов, подверженных действию подземной коррозии в районах, где отсутствуют блуждающие токи. По величине стационарного потенциала определяют опасные в коррозионном отношении участки газопровода. Если на участке газопровода наблюдается сдвиг стационарного потенциала в отрицательную сторону от среднего значения ― 0,55, то этот участок считается опасным в коррозионном отношении и требует применения на нем катодной защиты. Участки, на которых наблюдается сдвиг стационарного потенциала в положительную сторону от среднего значения, считают не опасными в коррозионном отношении. По результатам измерения продольного и поперечного градиента потенциала опасным в коррозионном отношении являются участки, где наблюдается положительное значение градиента. Основной величиной, характеризующей интенсивность процесса коррозии блуждающими токами, является величина тока. Были вскрыты подземные газопроводы и проанализировано техническое состояние подземных газопроводов г. Москвы, пролежавших в земле более 40 лет. Из рис. 1 видно, в интервале времени от 42 до 47 лет возрастает количество сквозных отверстий на трубопроводах. В дальнейшем количество повреждений сокращается. Это связано с уменьшением протяженности газопроводов, пролежавших в земле более 47 лет. Проанализировано влияние значения величины диаметра газопровода на количество коррозионных повреждений. Наибольшее количество повреждений приходится на газопроводы диаметром 200 мм. На рис. 2 видно, что протяженность газопроводов диаметров 200 мм наибольшая. С другой стороны, опыт эксплуатации подземных газопроводов показывает независимость количества повреждений от величины диаметра. Для универсальной оценки состояния подземных газопроводов используется важнейшая характеристика надежности элементов систем газоснабжения интенсивность отказов λ 1/(км•год). Экспериментально λ(t) имеет три характерных периода. Первый период от 0 до tп является периодом приработки, когда отказывают те элементы, которые имели скрытые дефекты. Этот период характеризуется высокой интенсивностью отказов, которая уменьшается и после момента tп сохраняется постоянной. Второй период ― это период нормальной работы. Собранный статистический материал по коррозионным повреждениям относится к периоду, когда сказывается износ и старение трубопроводов ― период старения. В этот период интенсивность отказов трубопроводов растет (рис. 3). Учитывая увеличения значения параметра потока отказов для газопроводов, пролежавших в грунте более 40 лет, необходимо срочно предусмотреть меры по прокладке или реконструкции изношенных трубопроводов. В противном случае возможно увеличение утечек газа подземных газопроводов. РИСУНКИ: 1~1~;2~2~;3~3~; ТАБЛИЦЫ: 1~4~;