Коррозия металлов — постепенное поверхностное разрушение металла в результате химического и электрохимического взаимодействия с внешней средой. Так, коррозия подземных стальных трубопроводов происходит под действием химических соединений, имеющихся в почве, и блуждающих электрических токов. Иногда при транспортировке газов, содержащих повышенные количества кислорода или углекислого газа, а также те или иные кислые соединения, приходится сталкиваться и с коррозией внутренних поверхностей труб. В этом случае борьба с коррозией обычно заключается в удалении из газа корродирующих веществ, в его очистке и в повышении требований к качеству транспортируемого газа.
Различают почвенную (электрохимическую) коррозию и коррозию блуждающими токами. Основные факторы, определяющие интенсивность почвенной коррозии:
Опасность почвенной коррозии подземных металлических сооружений определяется коррозионной активностью грунтов по отношению к металлу, из которых эти сооружения изготовлены.
Таблица 6.1. Коррозионная агрессивность грунта по отношению к углеродистой и низколегированной стали
| Коррозионная агрессивность грунта | Удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м | Средняя плотность катодного тока, А/м2 |
|---|---|---|
| Низкая | свыше 50 | до 0,05 включительно |
| Средняя | от 20 до 50 включительно | от 0,05 до 0,20 включительно |
| Высокая | до 20 | свыше 0,20 |
Для оценки коррозионной агрессивности грунта по отношению к стали, определяют удельное электрическое сопротивление грунта, измеренное в полевых и лабораторных условиях, и среднюю плотность катодного тока при смещении потенциала на 100 мВ отрицательней стационарного потенциала стали в грунте. Если при определении одного из показателей установлена высокая коррозионная агрессивность грунта (а для мелиоративных сооружений — средняя), то другой показатель не определяют.
Критерием опасности коррозии, вызываемой блуждающими токами, является существование положительной или знакопеременной разности потенциалов между трубопроводом и землей (анодные и знакопеременные зоны). Источниками блуждающих токов являются рельсовые пути электрифицированного транспорта и промышленные предприятия, использующие или вырабатывающие постоянный или переменный ток.
Все подземные стальные газопроводы должны быть защищены от коррозии, почвенной и вызываемой блуждающими токами. Защиту от коррозии следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»; «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ), «Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», «Правил безопасности в газовом хозяйстве», «Правил технической эксплуатации и техники безопасности в газовом хозяйстве» и др.
Мероприятия по защите от коррозии строящихся подземных газопроводов включают в себя электрохимическую защиту. Их следует осуществлять до сдачи газопровода в эксплуатацию, но не позднее чем через 6 месяцев после укладки трубопроводов в грунт. Средства защиты от почвенной коррозии выбирают исходя из условий прокладки газопровода и данных о коррозионной активности среды (грунтов и грунтовых вод) по отношению к металлу трубопровода, с учетом результатов технико-экономических расчетов.
Защита газопроводов от коррозии разделяется на изолирование их от прилегающих грунтов и ограничение проникновения через изоляционные покрытия блуждающих токов (пассивная защита), а также на создание защитного потенциала на газопроводе по отношению к окружающей среде (ограничение, подавление или отвод электрических токов — защита активная). Проекты защиты от коррозии должны разрабатываться одновременно с проектированием газопроводов.
Способы защиты подземных газопроводов от коррозии обоих видов (почвенной и вызванной блуждающими токами) в основном совпадают:
Газопроводы, прокладываемые в пределах населенных пунктов и промышленных предприятий, изолируются защитными покрытиями усиленного типа в соответствии с требованиями действующих нормативных документов:
Защитные покрытия должны наноситься только в цеховых условиях. Нанесение защитных покрытий непосредственно на месте укладки допускается только при выполнении ремонтных работ на действующих газопроводах, изоляции сварных стыков и мелких фасонных частей, исправлении повреждений изоляции в процессе монтажа, применении липких лент сразу после укладки труб в траншеи.
Таблица 6.2. Конструкция защитных покрытий строящихся и реконструируемых сооружений
| Условия нанесения покрытия | Номер |
Конструкция (структура) защитного покрытия | Толщина защитного покрытия, мм, не менее |
Диаметр трубы, мм | Максимальная |
|---|---|---|---|---|---|
| Защитные покрытия весьма усиленного типа | |||||
| Заводские или базовые | 1 | Трехслойное полимерное: - грунтовка на основе термореактивных смол; - термоплавкий полимерный подслой; |
2,2/2,5/3,0/3,5 | 57÷89/ 102÷259/ 273÷426/ 530÷820/ свыше 820 |
60 |
2 |
Двухслойное полимерное: - термоплавкий полимерный подслой; |
2,0/2,2/2,5 | 219÷259/ 530÷820/ cвыше 820 |
60 | |
3 |
Комбинированное на основе полиэтиленовой ленты и экструдированного полиэтилена: - грунтовка полимерная; |
2,2/2,5/3,0 | 133÷259/ 273÷530 |
40 | |
| Базовые | 4 | Ленточное полимерное: - грунтовка полимерная; |
1,8 | 57÷530 | 40 |
| Трассовые | 5 | Ленточное полимерно-битумное: - грунтовка битумная или битумно-полимерная; |
4,0/4,6 | 57÷159/ 168÷1020 |
40 |
| Базовые и трассовые | 6 | Ленточное полимерно-битумное или полимерно-асмольное: - грунтовка битумная или асмольная; |
2,6/3,2 | 57÷114/ 133÷426 |
40 |
| Базовые | 7 | Мастичное: - грунтовка битумная или битумно-полимерная; |
7,5/9,0 | 57÷159/ 168÷1020 |
40 |
| Базовые | 8 | Комбинированное на основе мастики и экструдированного полиэтилена: - грунтовка битумная или битумно-полимерная; |
3,3/4,0 | 57÷159/ 168÷426 |
40 |
| Базовые и трассовые | 9 | На основе термоусаживающихся лент с термоплавким клеем (в один слой) | 1,85/2,0/2,2 | 57÷259/ 273÷426/ cвыше 426 |
60 |
| Трассовые | 10 | На основе термоусаживающихся материалов с мастично-полимерным клеевым слоем | 2,3/2,8 | 57÷426/ 530÷820 |
40 |
| Защитные покрытия усиленного типа | |||||
| Заводские или базовые | 11 | Трехслойное полимерное: - грунтовка на основе термореактивных смол; |
1,8/2,0/2,2/2,5 | 57÷114/ 133÷259/ 273÷530/ 630÷820 |
60 |
| Заводские или базовые | 12 | Комбинированное на основе полиэтиленовой ленты и экструдированного полиэтилена: - грунтовка полимерная; |
2,2/2,5 | 57÷273/ 325÷530 |
40 |
| Базовые | 13 | Мастичное: - грунтовка битумная или битумно-полимерная; |
6,0 | 57÷820 | 40 |
| Заводские или базовые | 14 | Силикатно-эмалевое (в два слоя) | 0,4 | 57÷426 | 150 |
15 |
На основе эпоксидных красок | 0,35 | 57÷820 | 80 | |
16 |
На основе полиуретановых смол | 1,5/2,0 | 57÷273/ 325÷1020 |
60 | |
Противокоррозионные покрытия должны отвечать требованиям нормативных документов (ГОСТ 9.602-2005 «Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии», СНиП 42-01-2002 и др.):
На материалы, применяемые для изоляции газопроводов, должны иметься сертификаты или другие документы, подтверждающие их качество.
Битумно-полимерные, битумно-минеральные или битумно-резиновые защитные покрытия усиленного типа имеют следующую структуру:
Общая толщина покрытия должна быть не менее 9 мм. Допускается применение четырех слоев битумно-атектической, битумно-минеральной или битумно-резиновой мастики с тремя слоями армирующей обмотки при соблюдении общей толщины покрытия не менее 9 мм. При изоляции труб диаметром до 150 мм общая толщина покрытия может быть не менее 7,5 мм.
Битумные грунтовки изготавливают из битума, растворенного в бензине. Примерные составы битумных грунтовок под битумные мастики в зависимости от сезона нанесения приведены ниже:
Поверхность изолируемых труб, фасонных частей и резервуаров до нанесения грунтовки должна быть очищена от грязи, ржавчины, пыли и тщательно просушена.
Армирование мастичных битумных покрытий производится стеклохолстами ВВ-К, ВВ-Г, нетканым полимерным полотном марки С1.100.800444 (ТУ 8390-002-46353927; ТУ 8390-007-05283280), стеклотканью Э(с)4-40 (ГОСТ 19907). Допускается применение стеклохолстов других марок, в том числе импортных, соответствующих основным нормативным показателям. Для повышения прочности, снижения чувствительности к изменениям температуры при изготовлении мастик в битум добавляются полимерные (атактический полипропилен, низкомолекулярный полиэтилен) и минеральные наполнители (доломит, доломитизированный и асфальтовый известняк). Для увеличения пластичности в качестве пластификаторов битумных мастик могут быть использованы масла зеленое и осевое.
Защитные покрытия усиленного типа из полимерных липких лент имеют следующую структуру: грунтовка (0,1 мм), липкая лента в три слоя (толщиной не менее 1,1 мм), наружная обертка. Для защиты такого покрытия от механических повреждений при укладке трубопроводов в грунт и их засыпке необходимо использовать рулонные материалы с прочностью ширины полотнища не менее 0,25 МПа. Под покрытие из полимерных липких лент применяют клеевые или битумно-клеевые грунтовки, изготовленные в соответствии с нормативно-технической документацией.
Таблица 6.3. Требования к покрытиям весьма усиленного типа
| Наименование показателя | Значение | Метод испытания | Номер покрытия по таблице 8.2 |
|---|---|---|---|
| 1. Адгезия к стали, не менее, при температуре | |||
20°С, Н/см |
70,0 | ГОСТ 9.602-2005, приложение И, метод А | 2 |
| 50,0 | 1 (для трубопроводов диаметром 820 мм и более) | ||
| 35,0 | 1 (для трубопроводов диаметром до 820 мм), 9 | ||
| 20,0 | 3, 4, 5, 6, 10 | ||
40°С, Н/см |
35,0 | 2 | |
| 20,0 | 1, 9 | ||
| 10,0 | 3, 4, 10 | ||
20°С, Мпа (кг/см2) |
0,5 (5,0) | ГОСТ 9.602-2005, приложение И, метод Б | 7, 8 |
| 2. Адгезия в нахлёсте при температуре 20°С, Н/см, не менее: | |||
Ленты к ленте |
7,0 | ГОСТ 9.602-2005, приложение И, метод А | 3, 4, 5 |
| 35,0 | 9 | ||
| 20,0 | 10 | ||
Обёртки к ленте |
5,0 | 4 | |
Слоя экструдированного полиолефина к ленте |
15,0 | 3 | |
| 3. Адгезия к стали после выдержки в воде в течение 1000 ч при температуре 20°С, Н/см, не менее | 50,0 | ГОСТ 9.602-2005, приложение К | 1 (для трубопроводов диаметром 820 мм и более) |
| 35,0 | 1, 2 (для трубопроводов диаметром до 820 мм) | ||
| 30,0 | 9 | ||
| 15,0 | 3, 4 | ||
| 4. Прочность при ударе, не менее, при температуре: | |||
от -15°С до -40°С, Дж |
По ГОСТ 25812, приложение 5 | Для всех покрытий (кроме 1, 2, 3,9), для трубопроводов диаметром, мм, не более: | |
| 5,0 | 273 | ||
| 7,0 | 530 | ||
| 9,0 | 820 | ||
20°С, Дж/мм толщины покрытия |
4,25 | 1, 2, 3, 9 для трубопроводов диаметром до 159 мм | |
| 5,0 | 1, 2, 3, 9 для трубопроводов диаметром до 530 мм | ||
| 6,0 | 1, 2, 3, 9 для трубопроводов диаметром от 530 мм | ||
| 8,0 | 2 для трубопроводов диаметром 820–1020 мм | ||
| 10,0 | 2 для трубопроводов диаметром более 1220 мм | ||
| 5. Прочность при разрыве, Мпа, не менее, при температуре 20° | 12,0 | ГОСТ 11262 | 1, 2, 9 |
| 10,0 | ГОСТ 14236 | 3, 8, 10 | |
| 6. Площадь отслаивания покрытия при катодной поляризации, см2, не более, при температуре: | ГОСТ 9.602-2005, приложение Л | ||
20°С |
5,0 | 5,0 | Для всех покрытий |
40°С |
8,0 | 1, 2, 9 | |
| 7. Стойкость к растрескиванию под напряжением при температуре 50°С,ч, не менее | 500 | По ГОСТ 13518 | Для покрытий с толщиной полиолефинового слоя не менее 1 мм: 1, 2, 3, 8, 9, 10 |
| 8. Стойкость к воздействию УФ-радиации в потоке 600 кВт·ч/м при температуре 50°С, ч, не менее | 500 | По ГОСТ 16337 | 1, 2, 3, 8 |
| 9. Температура хрупкости, °С, не выше | -50°С | По ГОСТ 16783 | 4, 9 |
| 10. Температура хрупкости мастичного слоя (гибкость на стержне), °С, не более | -15°С | По ГОСТ 2678-94 | 5, 6, 8, 10 |
| 11. Переходное электрическое сопротивление покрытия в 3%-ном растворе Na2SO4 при температуре 20°С, Ом·м2, не менее: | ГОСТ 9.602-2005, приложение М | ||
исходное |
1010 | 1, 2, 9 | |
| 108 | 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10 | ||
через 100 сут. выдержки |
109 | 1, 2, 9 | |
| 107 | 3, 4, 5, 6, 7, 8, 10 | ||
| 12. Переходное электрическое сопротивление покрытия на законченном строительством участках трубопровода (в шурфах) при температуре выше 0°С, Ом•м2, не менее | 5•105 | ГОСТ 9.602-2005, приложение М | 1, 2, 3, 8, 9, 10 |
| 2•105 | 4, 5, 6 | ||
| 5•104 | 7 | ||
| 13. Диэлектрическая сплошность (отсутствия пробоя при электрическом напряжении), кВ/мм | 5,0 | Искровой дефектоскоп | 1, 2, 3, 4, 5, 6, 8, 9, 10 |
| 4,0 | 7 | ||
| 14. Сопротивление пенетрации (вдавливанию), мм, не более, при температуре: | ГОСТ 9.602-2005, приложение Н | Для всех покрытий | |
до 20°С |
0,2 | ||
свыше 20°С |
0,3 | ||
| 15. Водонасыщаемость за 24 ч, %, не более | 0,1 | По ГОСТ 9812 | 5, 6, 7, 8, 10 |
| 16. Грибостойкость, баллы, не менее | 2 | По ГОСТ 9.048, ГОСТ 9.049 | Для всех типов покрытий весьма усиленного типа. |
Для подземных стальных резервуаров применяются защитные покрытия весьма усиленного типа на основе полимерных липких лент, битумно-полимерного наплавляемого материала или битумных мастик. Наиболее перспективным для изоляции СУГ является рулонный наплавляемый битумно-полимерный материал «Изопласт» (ТУ 5774-005-0576480), «Изоэласт» (ТУ 5774-007-05766480).
Покрытие для емкостей объемом до 200 м3 состоит из слоя битумного праймера и двух слоев рулонного битумно-полимерного материала «Изопласт-П» марки ЭПП-4,0 или «Изоэласт-П» марки ЭПП-4, и обертки (полиэтиленовой пленки, нанесенной на рулонный материал). Общая толщина покрытия — не менее 8 мм.
Адгезия покрытия на сдвиг — не менее 5,0 кгс/см . Слои покрытия сплавляются между собой без пазух, вздутий и расслоений. Покрытие должно быть сплошным, без пропусков и прожогов.
Изоляция резервуаров СУГ состоит из ряда последовательно проводимых технологических операций:
Праймирование (грунтовка) поверхности резервуаров СУГ проводится битумным праймером, приготавленным из битума БНИ-IV и бензина в условиях заготовительных мастерских.
Защитное покрытие на резервуарах СУГ наклеивается полотнами рулонного полимерно-битумного материала, подплавленного с внутренней стороны пламенем пропановой горелки (не допуская возгорания и cтекания расплавленной мастики). Покрытие наносится по круговому периметру резервуара по направлению снизу вверх, ярусами, начиная с нижнего. Длина полотнища не должна превышать 2 м, а нахлест полотнища верхнего яруса на нижний должен составлять не менее 80 мм. Обклейка завершается в верхней части резервуара, так, чтобы части верхнего полотнища покрыли обе его стороны с требуемым нахлестом на ниже приклеенный ярус материала.
В местах нахлеста сразу после прикатки надо произвести шпаклевку кромок покрытия выступившей из-под рулонного материала подплавленной мастикой.
Все средства защиты газопроводов и резервуаров (материалы покрытий), их структура, а также приборы для коррозионных измерений должны быть сертифицированы или иметь другие документы, подтверждающие их соответствие требованиям ГОСТов или технических условий, согласованных в установленном порядке.
Таблица 6.4. Нормативные показатели физико-механических свойств липких лент
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Толщина ленты, мм, не менее | 0,3–0,4 |
| Толщина слоя клея, мм, не менее | 0,10 |
| Длина ленты, м, не менее | 250 |
| Сопротивление разрыву, МПа, не менее | 8 |
| Относительное удлинение при разрыве, %, не менее | 80–190 |
| Удельное электрическое сопротивление при 20°С, Ом×см, не менее | 1010–1011 |
| Липкость ленты, с, не менее | 10–20 |
| Морозостойкость, °С, не ниже | -30 ÷ -50 |
| Адгезия к стали, гс/см ширины, не менее | 100 |
Для газопроводов с давлением газа до 1,2 МПа, прокладываемых в коррозионно активных грунтах, следует предусматривать катодную поляризацию сооружений. Тип изоляционного покрытия выбирается в зависимости от условий прокладки. Если на трассе такого газопровода необходимо чередовать нормальную и усиленную изоляцию, то последняя должна быть однотипной - усиленной. Сварные стыки газопроводов низкого и среднего давления следует изолировать непосредственно в траншее после испытания газопровода на прочность давлением не менее 0,6 МПа. Для предупреждения коксования битумных мастик их нельзя хранить в разогретом виде при температуре 190–200°С более 1 часа, а при температуре 160–180°С - более 3 часов. Общая характеристика полимерных липких лент приведена в таблице 6.4. В качестве грунтовки под них применяются клеи (полиизобутиленовый клей, 88Н и др).
Функции контроля качества нанесения защитных покрытий на трубы и другие части газопроводов (конденсатосборники, фасонные части и др.) на производственных базах строительно-монтажных организаций осуществляет сертифицированный представитель отдела технического контроля и лаборатории этой организации, по трассе — работники лаборатории организации, выполняющей изоляционные работы, и представители технического надзора заказчика и предприятия газового хозяйства. Результаты проверки оформляются актом.
При внешнем осмотре защитного покрытия на трассе выявляют на бровке траншеи: толщину покрытия, равномерность, прилипаемость и сплошность его по всей трубе; после опуска в траншею и изоляции монтажных стыков — отсутствие повреждений при опуске; после присыпки газопровода грунтом (на 20–25 см) — отсутствие непосредственного электрического контакта между металлом трубы и грунтом (после полной засыпки газопровода проверку качества защитного покрытия осуществляют с помощью приборов). Внешний осмотр защитного покрытия проводится в процессе наложения каждого слоя покрытия по всей длине изолируемой части газопровода и после окончания изоляционных работ. При этом не допускаются: пропуски, трещины, сгустки, вздутия, пузыри, мелкие отверстия, бугры, впадины, отслоения. При внешнем осмотре покрытий из полимерных липких лент проверяют число слоев, наличие и ширину нахлеста, отсутствие пропусков и складок.
Толщина слоя защитного покрытия контролируется через каждые 100 м, но не менее чем в четырех точках по окружности трубы в каждом изолируемом сечении. Кроме того, ее измеряют во всех местах, вызывающих сомнение. Толщину покрытия измеряют магнитным (индукционным) толщиномером или другими приборами и инструментами, обеспечивающими необходимую точность измерения.
Сплошность покрытия проверяется по всей поверхности искровым дефектоскопом при напряжении (кВ на 1 мм толщины покрытия):
Сплошность защитного покрытия из полимерных липких лент и эмалевых покрытий должна проверяться также дефектоскопом при напряжении 6 кВ. Допускается применение для этих целей других приборов.
Проверка адгезии битумных покрытий к металла проводится адгезиметром или вручную (метод треугольника). Сопротивление покрытия отрыву, определяемое адгезиметром, должно быть не менее 0,5 МПа при температуре 6–25°С и не менее 0,4 МПа при температуре 25–35°С. При проверке вырезкой треугольника покрытие считается хорошим, если оно отрывается от металла отдельными кусочками, без расслоения и если часть его остается на металле. Прилипаемость защитного покрытия определяется через каждые 100 м труб, а также выборочно по требованию заказчика.
Контроль качества сформированного покрытия резервуаров осуществляют после того, как его температура снизится до температуры окружающего воздуха, но не менее чем через 6 ч после его нанесения.
При контроле качества покрытия резервуаров СУГ осуществляют:
Выявленные дефекты и повреждения должны быть исправлены до окончательной засыпки газопровода методами, обеспечивающими качество покрытия в соответствии с требованиями технологической инструкции по исправлению поврежденных участков защитных покрытий газопровода, разработанной строительно-монтажной организацией.
Наиболее опасна коррозия, вызываемая блуждающими токами, сила которых достигает сотен ампер, и разностью потенциалов между трубопроводами и рельсами находящегося вблизи электрифицированного транспорта. Ее опасность оценивается на основании измерений, объем и комплекс которых определяют в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. Газопроводы, прокладываемые в зоне блуждающих токов, должны обязательно иметь весьма усиленные защитные покрытия независимо от коррозионной активности грунта и подлежат защите путем катодной поляризации в опасных зонах, при которой значения поляризационных (защитных) потенциалов на газопроводах, оборудованных контрольно-измерительными пунктами, или на действующих газопроводах должны быть не менее и не более требуемых. Измерения поляризационных потенциалов должны проводиться по методикам, приведенным в ГОСТ 9.602-2005 (приложения Г и Д). Длительная поляризация должна осуществляться таким образом, чтобы исключилось вредное влияние на соседние металлические сооружения.
Электрохимическая коррозия — результат взаимодействия металла газопровода, выполняющего роль электродов, с агрессивной средой грунта (электролитом, слабым раствором кислот, щелочей и солей). Металл газопровода передает в грунт положительно заряженные ионы и приобретает отрицательный потенциал. Из-за неоднородности металла и грунта по длине газопровода появляются участки с большей и меньшей упругостью растворения, при этом первые становятся анодными зонами, а вторые — катодными.
Катодный участок газопровода приобретает положительный потенциал по отношению к аноду. Электроны перетекают от анода к катоду по металлу газопровода, а в грунте перемещаются ионы. Металл корродирует на участках в анодных зонах, так как в них наблюдается выход ионов металла в грунт. Электрохимическая коррозия имеет характер местной: на газопроводах возникают язвы и каверны, способные развиться в сквозные отверстия.
Электрохимическая коррозия возникает также при воздействии тока, попадающего в грунт в результате утечек из рельсов электрифицированного транспорта. Коррозия блуждающими токами во многом опаснее почвенной и в условиях насыщенности электротранспортом представляет наибольшую опасность.
Стальные газопроводы и резервуары, уложенные в землю, подлежат электрической защите во всех анодных и знакопеременных зонах независимо от коррозионной активности грунта. Электрические методы защиты могут быть разделены на две основные группы:
Таблица 6.5. Поляризационные защитные потенциалы металла сооружения относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения
| Металл сооружения | Значение защитного потенциала, В | |
|---|---|---|
| минимальное Емин | максимальное Емакс | |
| Сталь | -0,85 | -1,15 |
| Свинец | -0,70 | -1,30 |
| Алюминий | -0,85 | -1,40 |
С помощью электрических защитных установок на газопроводах устраняются анодные и знакопеременные зоны и создаются защитные (отрицательные) потенциалы. Катодную поляризацию металлических подземных сооружений необходимо осуществлять так, чтобы создаваемые на всей их поверхности поляризационные защитные потенциалы (по абсолютной величине) были не менее 0,55 и не более 0,80 В по отношению к неполяризующемуся водородному электроду, а также не менее -0,85 В и не более -1,15 В — к медно-сульфатному в любой среде. Потенциал неполяризующегося медносульфатного электрода по отношению к стандартному электроду принят равным 0,3 В.
Измерение поляризационных потенциалов производится по методике, приведенной в ГОСТ 9.602-2005 (приложения Р). Катодная поляризация подземных газопроводов должна осуществляться так, чтобы исключить вредное влияние ее на соседние металлические сооружения:
Для защиты газопроводов от коррозии блуждающими токами могут быть применены дренажи, катодные станции, протекторы, изолирующие фланцы и вставки, а также перемычки на смежные металлические подземные сооружения. Выбор того или иного способа защиты зависит от конкретных условий и в большинстве случаев определяется путем экспериментального сравнения эффективности их действия. В тех случаях, когда одним из способов защиты не удается обеспечить защитные потенциалы на всех участках защищаемых газопроводов, применяют сочетание нескольких способов защиты.
Электрический дренаж — способ защиты, заключающийся в отводе блуждающих токов из анодной зоны защищаемого сооружения к их источнику. Дренаж — самая дешевая защита, создающая большую зону защиты (до 5 км). Для защиты металлических подземных сооружений применимы три типа дренажей: прямой, поляризованный и усиленный. По многим причинам чаще всего применяются два последних.
В практике автономного газоснабжения дренаж имеет весьма ограниченное применение, так как не обеспечивает должного уровня защиты. Кроме того, проще предусмотреть рациональную трассу газопровода, исключающую влияние блуждающих токов от рельсового электротранспорта, еще на этапе проектирования.
Катодная защита. Принцип этого вида защиты заключается в катодной поляризации защищаемой металлической поверхности и в придании ей отрицательного потенциала относительно окружающей среды при помощи источника постоянного тока.
Защищаемое сооружение играет роль анода. Отрицательный полюс источника тока присоединяется к газопроводу (резервуару), а положительный — к заземлению (аноду). При этом постепенно разрушается анодное заземление, защищая газопровод. Этот вид применим как для защиты от коррозии блуждающими токами, так и почвенной.
Эффективность действия катодной защиты зависит от состояния изоляционных покрытий. При хорошей изоляции сокращается расход электрической энергии и увеличивается протяженность защищенных участков металлических сооружений. Средний расход электрической энергии в год на одну станцию катодной защиты составляет около 500 кВт•ч.
Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 6.2: ток от положительного полюса источника через соединительный кабель и анодное заземление переходит в грунт. Из почвы через дефектные места в изоляции ток проникает в газопровод и по дренажному кабелю направляется к отрицательному полюсу источника, создавая замкнутая цепь, по которой ток идет от анода через землю к газопроводу и далее по нему к отрицательному полюсу источника.
При этом происходит постепенное разрушение анода, что обеспечивает защиту сооружения от коррозии под влиянием его катодной поляризации. В качестве соединительных проводов применяют изолированные кабели сечением 25–77 мм2 (в зависимости от мощности станции).
Для катодной защиты рекомендуются следующие потенциалы «газопровод-земля», В:
Для защиты газопроводов и емкостей резервуарных парков применяются катодные станции различной мощности.
Катодные установки наиболее целесообразны для защиты от почвенной коррозии и менее эффективны при защите от блуждающих токов. Эксплуатация установок катодной защиты сопровождается повышенным расходом электрической энергии.
Протекторная защита — разновидность катодной защиты, нашедшая широкое применение. Необходимый защитный ток вырабатывается гальваническим элементом, роль катода выполняет металл защищаемого сооружения, анода — служит металл с более отрицательными, чем у защищаемого металла, потенциалами, а электролитом — почва, окружающая газопровод и протектор.
Установка протекторной защиты состоит из протектора (или их группы), активатора или заполнителя, соединительных проводов и клеммной коробки (в случае групповой установки протекторов).
Протекторную защиту (поляризованные анодные протекторы) применяют для защиты подземных сооружений от коррозии, высвобождаемой блуждающими токами в анодных и знакопеременных зонах, когда сила блуждающих токов может быть скомпенсирована током протектора и обеспечивается требуемый защитный потенциал в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602-2005. Протекторная защита заключается в присоединении к защищаемому сооружению металлических пластин или стержней (протекторов), обладающих более низким электрическим, чем металл сооружения, потенциалом (рис. 6.3). При этом суммарные потери металла не уменьшаются, а, наоборот, увеличиваются. Преимущество этого метода защиты заключается в том, что коррозия с более ценной и труднодоступной конструкции сооружения (газопровода) переносится на более дешевую и легковозобновляемую (на протектор).
Ключевая характеристика протектора — его площадь поверхности. Промышленные протекторы изготавливаются из магниевых или алюминиевых сплавов. Во время хранения на складе и при транспортировке протектор дополнительно упаковывают в бумажный мешок, который снимается перед установкой протектора в грунт.
Таблица 6.6. Области применения протекторов в зависимости
от коррозионной активности грунта
| Удельное электрическое сопротивление, Ом•м | Коррозионная активность грунта | Применяемые протекторы |
|---|---|---|
| До 5 | Весьма высокая | Магниевые и цинковые протекторы весом 20 кг (при рН4 магниевые протекторы не применяются) |
| 5–10 | Высокая | Магниевые и цинковые протекторы весом 10–20 кг (при рН4 магниевые протекторы не применяются) |
| 10–20 | Повышенная | Магниевые протекторы весом 10 кг |
| 20–50 | Средняя | Магниевые протекторы весом 5 кг |
Таблица 6.8. Эксплуатационные характеристики протекторов
| Марка сплава | Стационарный потенциал в активаторе (МСЭ), мВ | Практическая токоотдача, А•ч/кг |
|---|---|---|
| Мл16 | 1590 | 1100 |
| Мл16ач | 1620 | 1400 |
Таблица 6.7. Характеристики протекторных сплавов
Марка сплавов |
Потенциал по медносульфатному электроду сравнения, В |
Теоретическая токоотдача, А•ч/кг |
Коэффициент полезного действия, % |
|---|---|---|---|
| Мл 16 | -1,6 | 2200 | 52 |
| Мл 16 пч | -1,6 | 2200 | 60 |
| Мл 16 вч | -1,6 | 2200 | 62 |
| Мл 4 вч | -1,55 | 2200 | 64 |
| Мп1 | 1,55 | 2200 | 65 |
| цП1 | - 1,1÷1,15 | 820 | 95 |
| цП2 | - 1,1÷1,15 | 820 | 95 |
| аП1 | -1,04 | 2880 | 75 |
| аП2 | -0,94 | 2960 | 70 |
| аП3 | -1,04 | 2880 | 85 |
| аП4 | -1,14 | 2880 | 85 |
| аП5 | -1,02 | 2700 | 70 |
Эффективность протекторной защиты во многом зависит от правильного выбора материала протектора и среды, в которой последний находится. Наиболее часто применяют магниевые, алюминиевые и цинковые протекторы и их сплавы. Протекторы широко применяются для защиты от почвенной коррозии подземных газопроводов и резервуаров со сжиженными углеводородными газами. Для защиты стальных резервуаров сжиженных газов от коррозии допускается предусматривать протекторы в качестве основных заземлителей защиты от прямых ударов молнии. При этом следует руководствоваться требованиями РД 34.21.122-87.
Таблица 6.9. Химический состав магниевых и цинковых протекторных сплавов
| Марка сплава | Основные компоненты, % | Примеси, не более, % | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Mg | Al | Zn | Mn | Fe | Cu | Ni | Si | Ti | |
| Мл16 | остальное | 7,5–9,0 | 2,0–3,0 | 0,15–0,50 | 0,03 | 0,15 | 0,01 | 0,2 | – |
| Мл16пч | 0,005 | 0,01 | 0,001 | 0,06 | – | ||||
| Мл16вч | 0,003 | 0,003 | 0,001 | 0,04 | – | ||||
| Мл4вч | 5,0–7,0 | 0,003 | 0,004 | 0,001 | 0,05 | – | |||
| Мп1 | 2,0–4,0 | 0,02–0,50 | 0,003 | 0,004 | 0,001 | 0,04 | 0,04 | ||
| цП1 | – | 0,4–0,6 | остальное | – | 0,001 | 0,001 | – | – | – |
| цП2 | 0,1–0,3 | 0,5–0,7 | 0,1–0,3 | 0,004 | 0,001 | – | – | – | |
Неполяризующиеся медносульфатные электроды сравнения длительного действия используется при измерениях разности потенциалов между подземными сооружениями и землей, определении эффективности противокоррозийной защиты подземных металлических сооружений и обеспечения работы выпрямителей катодной защиты в режиме автоматического поддержания измеряемой разности потенциалов и для измерения величины поляризационного потенциала защищенного сооружения переносными приборами.
Электроды типа ЭНЕС (ТУ 47 3994-002-10244915-95) устанавливаются стационарно в грунт на глубину от 0,8 до 3 м с выводом проводников в контрольно-измерительный пункт или ковер, а также могут быть использованы в качестве переносных.
Эксплуатация электродов ЭНЕС осуществляется в диапазоне температур -40...+45°С. Электроды ЭНЕС-1 выпускаются в герметичном исполнении с использованием ионообменных мембран, через которые обеспечивается контакт с грунтом без потери электролита. Ионообменная мембрана защищена от повреждений решетчатой крышкой. На корпусе электрода, выполненном из стеклонаполненного полиамида, закреплен датчик потенциала со съемной насадкой. Электроды надежно работают со станциями катодной защиты, имеющими входное сопротивление измерительной цепи от 10 кОм и выше.
Изолирующие фланцевые соединения (ИФС) — дополнительное средство защиты газопроводов от коррозии, использующееся совместно с устройствами электрохимической защиты.
Защита газопроводов с помощью ИФС заключается в том, что газопровод разбивается на отдельные участки, уменьшая таким образом его проводимость (и силу тока, протекающего по газопроводу). При разбивке газопровода на участки (секции) упрощается решение вопроса о защите их. Обычно ИФС (прокладки между фланцами из резины или эбонита) и вставки (из полиэтиленовых труб) применяют для отсечения различных подземных сооружений (газопровод и теплопровод в котельной, газопровод и водопровод в дом и т. п.) друг от друга, а также для разъединения сооружения по принадлежности.
Установка ИФС на газопроводах чаще всего предусматривается на стояках вводных газопроводов к потребителям, где возможен электрический контакт газопровода с заземленными конструкциями и коммуникациями; на подземных и надводных переходах газопроводов через препятствия (на вертикальных участках), а также на вводах (и выводах) газопроводов в ГРС, ГРП, ГРУ. С каждой стороны от ИФС устанавливаются контрольные проводники с выводом на поверхность.
Электрические перемычки. Этот способ защиты применяют в случаях, когда на одном сооружении — положительный потенциал (анодная зона), а на другом — отрицательный (катодная зона), то есть их электрическое объединение перемычками приводит к тому, что на обоих сооружениях устанавливаются отрицательные потенциалы. Такие перемычки применяют для объединения локальных и магистральных (дальних) газопроводов, а также при прокладке по одной улице или в одном районе газопроводов различного давления, например высокого и низкого. Широко практикуются перемычки при совместной защите различных сооружений. Электрические перемычки между газопроводами, выполненные из полосовой стали, должны иметь изоляционные покрытия весьма усиленного типа.
Надземные газопроводы следует защищать от атмосферной коррозии лакокрасочными покрытиями, состоящими из двух слоев грунтовки и двух слоев краски, эмали или лака, выдерживающими температурные изменения и влияние атмосферных осадков (ПБ 12-609-03). Марка грунтовки или лака, или эмали выбирается в соответствии с типовыми технологическими инструкциями по лакокрасочным покрытиям.
Прокладки и подкладки для изоляции газопроводов от металлических конструкций должны изготавливаться из полиэтилена или других материалов, равноценных ему по изоляционным свойствам.
Все газопроводы, находящиеся внутри зданий, на наружных установках и коммуникациях, эстакадах и в подземных каналах, для быстрого их обнаружения должны быть окрашены в желтый цвет. Опознавательную окраску следует выполнять сплошной по всей поверхности или отдельными участкам.
.svg)
