Идентификация видов коррозии металлов – Журнал АКВА-ТЕРМ – отопление, водоснабжение, водоподготовка

Идентификация видов коррозии затруднена, и, следовательно, нередки ошибки при определении технологически и экономически оптимальных мер противодействия коррозии. основные необходимые меры предпринимаются в соответствии с нормативными документами, где установлены пределы главных инициаторов коррозии.

ГОСТ 20995-75 «Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 МПа. Показатели качества питательной воды и пара» нормирует показатели в питательной воде: прозрачность, то есть количество взвешенных примесей; общая жесткость, содержание соединений железа и меди – предотвращение накипеобразования и железо- и медноокисных отложений;

значение рН – предотвращение щелочной и кислотной коррозии и также пенообразования в барабане котла; содержание кислорода – предотвращение кислородной коррозии; содержание нитритов – предотвращение нитритной коррозии; содержание нефтепродуктов – предотвращение пенообразования в барабане котла.

Значения норм определены ГОСТом в зависимости от давления в котле (следовательно, от температуры воды), от мощности локального теплового потока и от технологии водоподготовки.

При исследовании причин коррозии, прежде всего, необходимо проводить осмотр (где это доступно) мест разрушения металла, анализ условий работы котла в предаварийный период, анализ качества питательной воды, пара и отложений, анализ конструктивных особенностей котла.

При внешнем осмотре можно подозревать следующие виды коррозии.

2. Внешний вид и основные признаки коррозионных повреждений

2.2.1. Для коррозии наружной поверхности трубопроводов характерно распространение площади повреждения на значительную поверхность — 0,5 — 1,5 м и более по длине трубы.

Распространение коррозии по периметру трубы определяется причиной увлажнения наружной поверхности трубы (капель сверху, подтапливание и т.п.).

2.2.2. Поверхность трубы, подвергнувшейся коррозии, покрыта пленкой продуктов коррозии, которая имеет слоистое строение. Эти слои слабо сцеплены друг с другом и с металлом и достаточно легко отслаиваются.

Под нижнем слоем продуктов коррозии поверхность бугристая (рисунок ).

2.2.3. Основным признаком коррозии, начинающейся на наружной поверхности, является утонение кромки разрыва и окружающей кромку поверхности трубы до 0,5 — 1 мм (рис. 2а). На трубопроводе также могут присутствовать повреждения металла от коррозии на внутренней поверхности, но язвы от внутренней коррозия не совпадают с линией разрыва металла (рисунок 1).

2.2.4. При воздействии блуждающих токов на наружной поверхности могут образовываться свищи с гладкими стенками и кратером, обращенным наружу (рисунок 2б), обычно свободным от продуктов коррозии.

2. Внешний вид и основные признаки коррозионных повреждений

3.2.1. Для коррозии внутренней поверхности трубопроводов характерна четкая локализация коррозионных поражений в виде язв, перерастающих со временем в сквозные свищи (рисунок 4). При этом кратер повреждения обращен внутрь трубы (рисунок 3). Язвы могут сливаться в сплошные канавки.

3.2.2. Над развивающейся коррозионной язвой находится нарост продуктов коррозии (рисунок 5) с достаточно прочной наружной оболочкой. Размеры нароста для отдельной магистрали обычно пропорциональны ширине верхней части язвы и ее глубине. Нарост в начальной стадии развития имеет форму, близкую к полушарию. При увеличении размеров нароста его форма может изменяться.

Рисунок 4 — Сквозная язва от внутренней коррозии на трубопроводе Ду = 200 мм

Рисунок 5 — Наросты продуктов коррозии на внутренней поверхности трубы Ду 700 мм (на переднем плане язва под разрушенным наростом)

Нарост продуктов коррозии может несколько смещаться относительно центра язвы по ходу движения воды. Соответственно изменяется форма язвы (рисунок ).

3.2.3. Основным признаком участия микроорганизмов в процессе внутренней коррозии является отчетливый запах сероводорода от сетевой воды.

3.2.4. К коррозии внутренней поверхности могут относиться случаи, когда на наружной поверхности трубы также протекала интенсивная коррозия. Если наружная поверхность, пораженная коррозией, достаточно локализована и геометрически ее размещение соответствует зоне увлажнения от свища, развившегося изнутри, то это повреждение следует относить к внутренней коррозии (рисунок 6).

3.2.5. В случае отсутствия связи между положением зоны увлажнения и расположением свища от внутренней коррозии повреждение следует относить к случаю смешанной коррозии (внутренней и наружной одновременно (рисунок 3б).

1. Причины появления коррозии на наружной поверхности металла

2.1.1. Коррозия наружной поверхности металла трубопроводов возникает при наличии влаги непосредственно на поверхности металла. Интенсивность этой коррозии определяется следующим:

температурой (скорость коррозии возрастает с увеличением температуры до 70 — 80 °С);

составом изоляционных материалов, в том числе тепловой изоляции;

наличием блуждающих токов*;

солевым составом, общей кислотностью, щелочностью, значением рН почвенно-грунтового электролита и составом почвенно-грунтового воздуха*;

удельным электрическим сопротивлением почв и грунтов*

* Эти факторы играют значительную роль при бесканальной прокладке теплопроводов, а также на участках канальной прокладки, подверженных затоплению или заиливанию.

уровнем местных механических напряжений в металле;

участием микроорганизмов (биокоррозия).

2.1.2. Наиболее опасна коррозия блуждающими токами (электрокоррозия), возникающая в случае положительной или знакопеременной разности потенциалов между трубопроводом теплосети и землей. Источниками блуждающих токов являются:

рельсы электрофицированных на постоянном токе трамвая, железных дорог, метрополитена, шахтного транспорта;

анодные заземления установок электрохимической защиты на смежных подземных сооружениях;

трубопроводы с электрохимической защитой;

заземления линий электропередачи постоянного тока по системе «провод-земля»;

гальванические ванны и сварочные установки с утечкой тока в землю;

электрические наводки от силовых кабелей при прокладке коммуникаций в общем коллекторе.

3. Типовые случаи коррозии внутренней поверхности

В связи с локализацией коррозии внутренней поверхности могут быть выделены типовые случаи ее проявления.

3.3.1. Язвы или свищи на трубопроводах (рисунок 4), не связанные со строительно-монтажными работами при новом строительстве и ремонте, возникновение которых определяется неоднородностью оксидных пленок на металле и самого металла.

3.3.2. Коррозия в прорези технологического непровара сварного шва. В основном, не провар встречается на монтажных стыках, но иногда и на прямошовных трубах малого диаметра (Ду = 150 мм) в заводских стыках, выполненных контактной сваркой.

Рисунок 6 — Вид стенки трубопровода при образовании свища от внутренней коррозии и последующем развитии наружной коррозия

— свищ

— зона увлажнения

3.3.3 Коррозионные язвы и канавки в околошовной зоне заводских и монтажных сварных швов (рисунок 7). Это связано с образованием на поверхности металла вблизи шва железоокисной пленки, имеющей структуру, отличающуюся от пленки на остальной поверхности.

3.3.4 Коррозионные язвы и канавки на нижней образующей трубы (рисунок 8). Связаны с подшламовой коррозией при высокой агрессивности сетевой воды.

3.3.5 Коррозионное разрушение металла ремонтных заплат в выполненных на монтажной площадке конусных переходов от одного диаметра к другому. Коррозия связана с отличиями в составе применяемых углеродистых сталей и механическими напряжениями.

3.3.6 Коррозионные язвы и канавки в месте приварки к трубе опор (рисунок 9). Коррозия связана с нагревом внутренней поверхности металла трубы при приварке опор и высокими механическими напряжениями.

3.3.7 Сплошное разрушение в виде поля слившихся одна с другой язв. Характерно для мест с малой скоростью движения жидкости (байпасов, отводов, штуцеров), а иногда также и для головных участков магистральных трубопроводов.

Рисунок 7 — Канавка в металле от внутренней коррозии вблизи заводского шва

Рисунок 8 — Вид коррозионной канавки по нижней образующей трубопровода Ду = 1000 мм

Рисунок 9 — Разрушение металла трубы от внутренней коррозии в месте приварки опоры (труба Ду = 200 мм)

Анодная защита от коррозии трубопроводов

Данный защитный метод основан на методе анодирования. Он не часто используется по причине того, что он является не экономичным. Для него постоянно требуется подача электрического тока, что приводит к увеличению денежных и энергетических затрат.

Антикоррозионные
покрытия трубопроводов трассового нанесения

Для изоляции трубопроводов в трассовых
условиях в настоящее время наиболее широко применяют три типа защитных
покрытий:

а) битумно-мастичные покрытия;

б) полимерные ленточные покрытия;

в) комбинированные мастично-ленточные
покрытия (покрытия типа “Пластобит”)

Битумно-мастичные
покрытия

На протяжении многих десятилетий
битумно-мастичное покрытие являлось основным типом наружного защитного покрытия
отечественных трубопроводов. К преимуществам битумно-мастичных покрытий следует
отнести их дешевизну, большой опыт применения, достаточно простую технологию
нанесения в заводских и трассовых условиях.

Битумные покрытия проницаемы для
токов электрозащиты, хорошо работают совместно со средствами электрохимической
защиты. В соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 “Трубопроводы
стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии” конструкция
битумно-мастичного покрытия состоит из слоя битумной или битумно-полимерной
грунтовки (раствор битума в бензине), двух или трех слоев битумной мастики,
между которыми находится армирующий материал (стеклохолст или стеклосетка) и
наружного слоя из защитной обертки.

В качестве защитной обертки ранее
использовались оберточные материалы на битумно-каучуковой основе типа
“бризол”, “гидроизол” и др. или крафт-бумага. В настоящее
время применяют преимущественно полимерные защитные покрытия толщиной не менее
0,5 мм, грунтовку битумную или битумно-полимерную, слой мастики битумной или
битумно-полимерной, слой армирующего материала (стеклохолст или стеклосетка),
второй слой изоляционной мастики, второй слой армирующего материала, наружный
слой защитной полимерной обертки.

В качестве изоляционных мастик для
нанесения битумно-мастичных покрытий применяются: битумно-резиновые мастики,
битумно-полимерные мастики (с добавками полиэтилена, атактического
полипропилена), битумные мастики с добавками термоэластопластов, мастики на
основе асфальтосмолистых соединений типа “Асмол”. В последние годы
появился целый ряд битумных мастик нового поколения, обладающих повышенными
показателями свойств.

Основными недостатками битумно-мастичных
покрытий являются: узкий температурный диапазон применения (от минус 10 до плюс
40°С), недостаточно высокая ударная прочность и стойкость к продавливанию,
повышенная влагонасыщаемость и низкая биостойкость покрытий.

Срок службы
битумных покрытий ограничен и, как правило, не превышает 10-15 лет.
Рекомендуемая область применения битумно-мастичных покрытий – защита от
коррозии трубопроводов малых и средних диаметров, работающих при нормальных
температурах эксплуатации.

Взаимосвязь протекающих токов и коррозии

Термин «коррозия, вызванная токами (блуждающими токами)» обычно связывают с постоянным током в подземном металлическом сооружении. Источники таких токов находятся вне поврежденной конструкции: электрифицированный транспорт (трамваи, метрополитен, железная дорога), системы катодной защиты, шахтные системы электроснабжения постоянным током и т.д. [1-5].

При этом интенсивные коррозионные разрушения происходят в местах стекания постоянного тока с внешней поверхности металла в электролит (воду или грунт). Отечественная и мировая практика эксплуатации систем водоснабжения признаёт эту проблему и учитывает её.

Однако на внутренней поверхности определенных участков трубопроводов, проложенных внутри зданий и находящихся вне зоны растекания блуждающих токов в обычном их понимании, также возникают и повторяются характерные «свищи», что требует специального рассмотрения и объяснения.

В период с 1996 по 2002 год были выполнены прямые осциллографические измерения токов, протекающих по внутренним трубопроводам систем отопления и водоснабжения зданий на более чем 200 объектах г. Москвы. Измерения проводились с помощью специально разработанной методики «Проведение работ по определению наличия источников и основных путей попадания токов утечки от системы электроснабжения на металлоконструкции и трубопроводные системы зданий» и аппаратуры на основе многоканального аппаратурно-компьютерного комплекса регистрации токов. В ходе работ было зафиксировано, что по трубопроводам протекают переменные токи промышленной частоты от 0,1 до 18,2 А.

Виды коррозии трубопроводов

Железо активно реагирует с кислородом лишь при температуре 260 Со. В магистральных линиях не поддерживаются такие диапазоны, но окислительная реакция может быть спровоцирована конденсацией влаги в изолирующем слое, микрощелях сварных швов. Данное повреждение возникает при несоблюдении технологий прокладки и при длительном сроке службы.

Для магистралей характерны электрохимические механизмы разрушения. При химическом типе металл взаимодействует с окислителем без доступа влаги. При электрохимическом – влага присутствует, а вода, с растворенными в ней солями, служит электролитом.

Принято различать два вида коррозионных разрушений:

• Общие: распределяются равномерно, рассчитываются при проектировании;
• Локальные: появляются под влиянием активной среды и растягивающих нагрузок.

Типы локальных разрушений:

• Язвенные: канавки на внешней стороне, обычно имеют небольшую глубину.
• Питтинговые: точечные поражения, имеющие большую глубину;
• Щелевые: появляются в соединительных зазорах деталей, быстро развиваются;
• Трещины: растут медленно до достижения критического значения, затем быстро приводят к аварии.

Для линий нефтегазовой промышленности дополнительную угрозу представляет заражение микроорганизмами. Наиболее опасно сульфатвосстанавливающие бактерии, продуцирующие сульфаты, сульфиты и большое количество сероводорода. Формирование биопленок приводит к отслаиванию защитных покрытий.

Дело в трубе

Безусловно, самым эффективным решением видится и самое радикальное — отказ от металлических трубопроводов. Тем более, что современная промышленность предлагает альтернативу — трубы стеклопластиковые.

Они лёгкие, просто монтируются, долго служат и не подвержены воздействию агрессивных компонентов. Правда, сами производители отмечают, что при существенной нагрузке поперёк волокон изделия отмечается низкая устойчивость к трещинам.

Поэтому для прокладки из них нефтепроводов необходимо усилить герметизацию труб изнутри при помощи специального рифленого герметизирующего слоя, что выливается в дополнительную строчку в смете. Да и, кроме того, для того чтобы заменить упомянутые тысячи километров российских трубопроводов, сделанных из металла, понадобится не одно десятилетие. Поэтому в дело идут менее революционные идеи.

Защита подземных трубопроводов от коррозии

Трубопроводы разных видов нашли широкое применение в современном мире. Они практически всегда спрятаны пол землей. Процесс образования коррозии на них не относится к разряду тех, которые можно избежать. Его можно только отсрочить на некоторый промежуток времени.

Защита трубопроводов от коррозии направлена на то, чтобы остановить все окислительные процессы.

Внимание: Стоит отметить, что на трубах коррозия образуется как внутри, так и снаружи. Внутренняя их часть страдает от того, что коррозийный налет появляется в результате протекания по ним агрессивных веществ, вызывающих окислительные процессы. Внутренняя часть страдает от высокого уровня влажности почвы.

Защитная пленка должна находиться и внутри и снаружи по понятным причинам. Только в этом случае можно предотвратить быстрее появление коррозийного налета, который обладает разрушающими свойствами.

Защита трубопроводов необходима для разных видов коммуникаций. Сегодня защитные способы применяются не только для водопроводных труб, которые страдают от появления ржавчины, но и для газопровдов.

Защита водопроводных труб необходимо по причине того, что по ним вода поступает на предприятия и в дома людей. Она должна быть без всяких примесей. Если трубы ржавые, то водопроводная жидкость будет иметь неприятный оранжевый оттенок. Такая вода не годится для употребления в пищу. Ее даже не используют на промышленных объектах, потому что она может повлиять на свойства выпускаемой продукции.

Защита трубопровода от коррозии подлит срок их службы

У всех методов защиты трубопроводов имеется большое количество достоинств. Они заключаются в:

• увеличении уровня прочности труб,
• увеличении уровня устойчивости к влиянию агрессивной среды,
• продлении срока службы трубопроводов самых разных типов,
• увеличении твердости поверхности труб и внутри и снаружи.

Благодаря всем методам защиты удается обеспечить длительный эксплуатационный срок всех трубопроводов. Они дают им возможность прослужить не мене десятка лет.

Катодная защита трубопроводов от коррозии

Данный процесс представляет собой использование электрического тока. Он подается в постоянном режиме, чтобы пленка для защиты металла не разрушалась.

Кислородная коррозия в морской воде

Обычный тип коррозии, которому подвержены в основном области с высокой степенью турбулентности, высокими скоростями, щели и поврежденные области. Углеродистая сталь успешно используется в системах впрыска воды, если качество воды поддерживается на определенном уровне.

Но в этих системах может также происходить серьезная коррозия, требующая частого и, зачастую непредвиденного ремонта. Наносимый ущерб во многом зависит от концентрации в воде кислорода и хлора и скорости потока. При этом растворенный в проходящей через систему воде кислород, вне всякого сомнения вызывает больше ущерба чем все остальные факторы.

Для строительства транспортного оборудования, такого как трубопроводы, в нефтегазовой промышленности продолжают использоваться углеродистые и низколегированные стали. Это происходят в силу их универсальности, доступности, механических свойств и стоимости.

Кстати, прочтите эту статью тоже: Марки нефти (сорта)

Углеродистая сталь тем не менее, в силу низких начальных капитальных затрат, до сих пор является предпочитаемым материалом для длинных экспортных трубопроводов большого диаметра.

Несмотря на относительно высокую цену, сплав с 13% хрома стал стандартным материалом, применяемым для внутрискважинной техники, во избежание обусловленных углекислотной коррозией проблем. Кроме того, устойчивые к коррозии сплавы стали важным материалом и для оборудования для переработки, в особенности, если говорить о шельфовых предприятиях.

Промежуточный вариант между устойчивыми сплавами и углеродистой сталью в сочетании с ингибиторами коррозии это углеродистая сталь, покрытая тонким слоем устойчивого к коррозии сплава. Эта техника часто используется в местах с высокой скоростью жидкости, таких, как развилки и изгибы.

Коррозия может приводить к серьезным убыткам, производственным рискам, потере продукции, представляет угрозу безопасности.

Коррозия
водопроводов и способы их защиты

Водоснабжение на сегодняшний день является неотъемлемой
отраслью, направленной на повышение уровня жизни людей. Одной из важнейших
проблем водоснабжения является обеспечение надежной работы трубопроводных
систем, являющихся основной жизнедеятельности любого промышленного,
жилищно-коммунального или сельскохозяйственного объекта.

Главной причиной неудовлетворительного состояния
трубопроводных систем подачи воды является внутренняя коррозия металлических
труб, которые в течение десятилетий укладывались без каких-либо защитных
покрытий.

Водопроводы, выполненные из стальных труб, повреждаются
вследствие электрохимической коррозии, развивающейся при контакте стали с
водой. Со временем коррозия может развиваться вплоть до перфорации и разрыва
трубы.

Задачей химиков было и остается выяснение сущности явлений
коррозии, разработка мер, препятствующих или замедляющих ее протекание.
Коррозия металлов осуществляется в соответствии с законами природы и потому ее
нельзя полностью устранить, а можно лишь замедлить.

Среди новых технологий повышения коррозионной устойчивости
труб можно выделить метод нанесения специального покрытия из полиэтилена на
наружную часть трубы. Водо- и газопроводные трубы, а также стальные трубы для
магистральных нефтегазопроводов, должны быть еще более устойчивыми к внешним
воздействиям, чем трубы общего назначения (рабочая температура – до – 60С,
давление в трубопроводе – до 150 МПа, под водой – до 250 МПа).

Микробиологическая коррозия

Вызывается аэробными и анаэробными бактериями, появляется при температурах 20–80 °С.

Места повреждений металла. Трубы и емкости до котла с водой указанной температуры.

Вид и характер повреждений. Бугорки разных размеров: диаметр от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров, редко – несколько десятков сантиметров. Бугорки покрыты плотными оксидами железа – продукт жизнедеятельности аэробных бактерий.

Причины повреждений. В природной воде всегда присутствуют сульфаты железа, кислород и разные бактерии.

Железобактерии в присутствии кислорода образуют пленку оксидов железа, под ней анаэробные бактерии восстанавливают сульфаты до сульфида железа (FеS) и сероводорода (Н2S). В свою очередь, сероводород дает старт образованию сернистой (очень нестойкой) и серной кислот, и металл корродирует.

На коррозию котла этот вид оказывает косвенное влияние: поток воды при скорости 2–3 м/с срывает бугорки, уносит их содержимое в котел, увеличивая накопление шлама.

В редких случаях возможно протекание этой коррозии в самом котле, если во время длительной остановки котла в резерв он заполняется водой с температурой 50–60 оС, и температура поддерживается за счет случайных прорывов пара из соседних котлов.

Нитритная коррозия

Места коррозионных повреждений металла. Экранные и кипятильные трубы котла на стороне, обращенной в топку.

Вид и характер повреждений. Редкие, резко ограниченные крупные язвы.

Причины коррозионных повреждений. При наличии в питательной воде нитритных ионов (NО-2) более 20 мкг/л, температуре воды более 200 °С, нитриты служат катодными деполяризатрами электрохимической коррозии, восстанавливаясь до НNО2, NО, N2 (см. выше).

Пароводяная коррозия

Места коррозионных повреждений металла. Выходная часть змеевиков пароперегревателей, паропроводы перегретого пара, горизонтальные и слабонаклонные парогенерирующие трубы на участках плохой циркуляции воды, иногда по верхней образующей выходных змеевиков кипящих водяных экономайзеров.

Вид и характер повреждений. Налеты плотных черных оксидов железа (Fе3О4), прочно сцепленных с металлом. При колебаниях температуры сплошность налета (корки) нарушается, чешуйки отваливаются. Равномерное утончение металла с отдулинами, продольными трещинами, разрывами.

Может идентифицироваться в качестве подшламовой коррозии: в виде глубоких язв с нечетко отграниченными краями, чаще возле выступающих внутрь трубы сварных швов, где скапливается шлам.

Причины коррозионных повреждений:

• омывающая среда – пар в пароперегревателях, паропроводах, паровые «подушки» под слоем шлама;
• температура металла (сталь 20) более 450 °С, тепловой поток на участок металла – 450 кВт/м²;
• нарушение топочного режима: зашлаковывание горелок, повышенное загрязнение труб внутри и снаружи, неустойчивое (вибрационное) горение, удлинение факела по направлению к трубам экранов.

В результате: непосредственное химическое взаимодействие железа с водяным паром (см. выше).

Полимерные
ленточные покрытия

ВУС изоляция труб –
антикоррозийное покрытие стальных труб.

Один из самых эффективных способов защиты магистральных
нефтепроводов, газопроводов и водопроводных сетей от коррозии – изоляция ВУС.
Это наружное двухслойное и трехслойное антикоррозийное покрытие, на основе
экструдированного полиэтилена, а также ленточно-полимерного полиэтиленового
усиленного типа (ВУС) согласно ГОСТ Р 51164-98, ГОСТ 9.602-2005
<#”604377.files/image001.gif”>

Трубы ППУ.

Пенополиуретан (ППУ) – теплоизоляционный и
гидроизоляционный материал, имеющий малый вес и отличную прочность,
своеобразную структуру, благодаря которой имеет наименьший коэффициент
теплопроводности по сравнению с другими теплоизоляционными материалами.

Пространство между стальной и полиэтиленовой трубами
заполняется пенополиуретаном, который обеспечивает надежную теплоизоляцию.
Наружная полиэтиленовая или оцинкованная оболочка в предизолированных трубах
выполняет функции не только гидроизоляции, но и защищает слой
пенополиуретановой изоляции от механических повреждений.

Применение предизолированных труб значительно снижает
аварийность за счет устранения наружной коррозии.

Предотвращение коррозии обеспечивается технологией подготовки
трубы:

Стальная труба перед изоляцией проходит обработку в
дробеметной установке по всей длине. В результате ее поверхность очищается от
ржавчины и загрязнений и приобретает шероховатость, которая способствует лучшей
адгезии изоляционного слоя к поверхности трубы;

Комбинированное мастично-ленточное покрытие.

У российских нефтяников большой
популярностью пользуется комбинированное мастично-ленточное покрытие типа
“Пластобит”. Конструктивно покрытие состоит из слоя адгезионного
праймера, слоя изоляционной мастики на основе битума или асфальтосмолистых
соединений, слоя изоляционной полимерной ленты толщиной не менее 0,4 мм и слоя
полимерной защитной обертки толщиной не менее 0,5 мм. Общая толщина
комбинированного мастично-ленточного покрытия составляет не менее 4,0 мм.

При нанесении изоляционной битумной
мастики в зимнее время ее, как правило, пластифицируют, вводят добавки
специальных масел, которые предотвращают охрупчивание мастики при отрицательных
температурах окружающей среды. Битумная мастика, наносимая по праймеру,
обеспечивает адгезию покрытия к стали, и является основным изоляционным слоем
покрытия.

Практическое применение комбинированных
покрытий типа “Пластобит” подтвердило их достаточно высокие защитные
и эксплуатационные характеристики. Данный тип покрытия в настоящее время
наиболее часто применяют при проведении работ по ремонту и переизоляции
действующих нефтепроводов, имеющих битумные покрытия.

При этом в конструкции
битумно-ленточного покрытия применяют преимущественно полиэтиленовые
термоусаживающиеся ленты, обладающие повышенной теплостойкостью и высокими
механическими характеристиками, а в качестве изоляционных мастик используют
специальные модифицированные битумные мастики нового поколения.

Основные недостатки комбинированного
мастично-ленточного покрытия те же, что и у битумно-мастичных покрытий –
недостаточно широкий температурный диапазон применения (от минус 10 до плюс
40°С) и недостаточно высокие физико-механические показатели свойств.

антикоррозионное покрытие водопровод труба

Защита внутренней поверхности труб.

Антикоррозионные покрытия применяются для
внутренней изоляции труб, транспортирующих коррозионно-агрессивные среды. В
нефтегазовой промышленности к таким средам относятся водонефтегазовые эмульсии,
пластовая вода, оборотная вода системы поддержания пластового давления.

При движении
коррозионно-агрессивных жидкостей возникает общая и локальная коррозия.
Скорость общей коррозии составляет порядка 0,01-0,4 мм/год, скорость локальной
коррозии может достигать 1,5-6 мм/год. Коррозионная агрессивность значительно
повышается с появлением в продукции скважин сероводорода, как продукта
жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий.

Применение внутренних покрытий труб дает
ряд преимуществ:

увеличение срока службы трубопроводов;

увеличение пропускной способности
трубопроводов;

снижение парафинообразований на стенках
трубопроводов и облегчение процесса очистки (расходы на очистку уменьшаются
примерно на 75%);

повышение надежности трубопроводов и
снижение ежегодных эксплуатационных расходов.

Считается, что увеличение срока службы
трубопровода на 1% окупает затраты на нанесение внутреннего покрытия труб.

Для создания долговечной внутренней
изоляции труб большое значение имеет правильный подбор изоляционного материала
и соблюдение технологического процесса нанесения внутреннего покрытия труб.

Существующие технологические процессы
внутренней изоляции труб предусматривают применение в качестве изоляционных
материалов порошковых полимеров и лакокрасочных материалов, как жидких с
содержанием растворителей более 30%, так и высоковязких с содержанием
растворителей ниже 30% (ЛКМ с высоким сухим остатком) и материалов, не содержащих
растворители.

Применение порошковых полимеров и
лакокрасочных материалов с высоким сухим остатком позволяет улучшить
санитарно-гигиенические условия труда, получать практически беспористые
покрытия с более высокими защитными и физико-механическими свойствами,
сократить производственный цикл окраски за счет возможности нанесения
однослойного покрытия для получения требуемой толщины, сократить невозвратимые
потери материала при нанесении по сравнению с лакокрасочными материалами,
содержащими растворитель. Отсутствие выбросов паров растворителя делает
производство экологически более чистым.

При сравнении покрытий на основе
порошковых полимеров и лакокрасочных материалов с высоким сухим остатком
предпочтение отдается последним, т.к. технологический процесс нанесения
покрытия из порошковых полимеров является более энергоемким и взрывоопасным.

Критериями выбора покрытий для внутренней
изоляции труб являются условия эксплуатации трубопровода, защитные и
технологические свойства покрытий.

Протекторная защита от коррозии трубопроводов

Данный способ защиты является одним из самых распространенных. Она является самой доступной и не затратной. Ведь для ее воплощения нет необходимости тратить электрический ток. Этот методы заключается в нанесении на поверхность любых труб из металлов сплавов других элементов, которые образуют на их поверхности плотную защитную пленку.

Благодаря ней все процессы окисления прекращаются. Для этой цели используются сплавы многих металлов: магний, цинк. В некоторых ситуациях применяется алюминиевый сплав. Данный метод подходи для того, чтобы защищать трубы, которые располагаются под землей.

Список
использованной литературы

1.
Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М., 1976.

.
Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов.
СПб.: Недра, 2008. – 488 с.

.
Мустафин Ф.М., Кузнецов М. в., Быков Л.И. Защита от коррозии. Т.1. Уфа: Дизайн
Полиграф Сервис, 2004. – 806 с.

Способы защиты трубопроводов от коррозии

Сегодня имеется большое количество методов защиты водопроводов от налета коррозии. Они основаны на том, чтобы металл, из которого сделаны трубы, вступил в реакцию с вводимыми веществами и растворами. В результате образуется небольшая пленка, которая обеспечивает защиту. В настоящее время выделяют следующие способы защиты трубопроводов от коррозии:

Таблица. скорость коррозии металла.

Щелочная (в более узком смысле – межкристаллитная) коррозия

Здесь основной действующий агент – едкий натр (NаОН). Это электрохимическая коррозия с кислородной и водородной деполяризацией.

Места коррозионного повреждения металла. Трубы в зонах теплового потока большой мощности (район горелок и напротив вытянутого факела) – 300–400 кВт/м2 и где температура металла на 5–10 °С выше температуры кипения воды при данном давлении; наклонные и горизонтальные трубы, где слабая циркуляция воды; места под толстыми отложениями; зоны вблизи подкладных колец и в самих сварных швах, например, в местах приварки внутрибарабанных паросепарационных устройств; места около заклепок.

Вид и характер повреждения. Полусферические или эллиптические углубления, заполненные продуктами коррозии, часто включающие блестящие кристаллы магнетита (Fе3О4). Большая часть углублений покрыта твердой коркой.

Если корка недостаточно устойчива и плотна, то коррозия может привести – в условиях механического напряжения – к появлению трещин в металле, особенно около щелей: заклепки, вальцовочные соединения, места приварки паросепарационных устройств.

Причины коррозионного повреждения. При высоких температурах – более 200 °С – и большой концентрации едкого натра (NаОН) – 10 % и более – защитная пленка (корка) на металле разрушается:

4NаОН Fе3О4 = 2NаFеО2 Nа2FеО2 2Н2О     (1)

Промежуточный продукт NаFеО2 подвергается гидролизу:

4NаFеО2 2Н2О = 4NаОН 2Fe2О3 2Н2           (2)

То есть в этой реакции (2) едкий натр восстанавливается, в реакциях (1), (2) не расходуется, а выступает в качестве катализатора.

Когда магнетит удален, то едкий натр и вода могут реагировать с железом непосредственно с выделением атомарного водорода:

2NаОН Fе = Nа2FеО2 2Н           (3)

4Н2О 3Fе = Fе3О4 8Н           (4)

Выделяющийся водород способен диффундировать внутрь металла и образовывать с карбидом железа метан (CH4):

4Н Fе3С = СН4 3Fе         (5)

Возможно также объединение атомарного водорода в молекулярный (Н Н = Н2).

Метан и молекулярный водород не могут проникать внутрь металла, они скапливаются на границах зерен и при наличии трещин расширяют и углубляют их. Кроме того, эти газы препятствуют образованию и уплотнению защитных пленок.

Концентрированный раствор едкого натра образуется в местах глубокого упаривания котловой воды: плотные накипные отложения солей (вид подшламовой коррозии); кризис пузырькового кипения, когда образуется устойчивая паровая пленка над металлом – там металл почти не повреждается, но по краям пленки, где идет активное испарение, едкий натр концентрируется; наличие щелей, где идет испарение, отличное от испарения во всем объеме воды: едкий натр испаряется хуже, чем вода, не размывается водой и накапливается.

Межкристаллитная коррозия под влиянием щелочной котловой воды чаще всего концентрируется в барабане котла.

Рис. 3. Межкристаллитная коррозия: а – микроструктура металла до коррозии, б – микроструктура на стадии коррозии, образование трещин по границе зерен металла

 Такое коррозионное воздействие на металл возможно только при одновременном наличии трех факторов:

• местные растягивающие механические напряжения, близкие или несколько превышающие предел текучести, то есть 2,5 МН/мм²;
• неплотные сочленения деталей барабана (указаны выше), где может происходить глубокое упаривание котловой воды и где накапливающийся едкий натр растворяет защитную пленку оксидов железа (концентрация NаОН более 10 %, температура воды выше 200 °С и – особенно – ближе к 300 °С). Если котел эксплуатируется с давлением меньшим, чем паспортное (например, 0,6–0,7 МПа вместо 1,4 МПа), то вероятность этого вида коррозии уменьшается;
• неблагоприятное сочетание веществ в котловой воде, в которой отсутствуют необходимые защитные концентрации ингибиторов этого вида коррозии. В качестве ингибиторов могут выступать натриевые соли: сульфаты, карбонаты, фосфаты, нитраты, сульфитцеллюлозный щелок.

Рис. 4. Внешний вид межкристаллитной коррозии

Коррозионные трещины не развиваются, если соблюдается отношение:

(Nа2SО4 Nа2СО3 Nа3РО4 NаNО3)/(NaOH) ≥ 5, 3     (6)

где Nа2SО4, Nа2СО3, Nа3РО4, NаNO3, NaOH – содержание соответственно натрий сульфата, натрий карбоната, натрий фосфата, натрий нитрата и натрий гидроксида, мг/кг.

В изготавливаемых в настоящее время котлах по крайней мере одно из указанных условий возникновения коррозии отсутствует.

Наличие в котловой воде кремниевых соединений также может усиливать межкристаллитную коррозию.

NаСl в данных условиях – не ингибитор коррозии. Выше было показано: ионы хлора (Сl-) – ускорители коррозии, из-за большой подвижности и малых размеров они легко проникают через защитные окисные пленки и дают с железом хорошо растворимые соли (FеСl2, FеСl3) вместо малорастворимых оксидов железа.

В воде котельных традиционно контролируют значения общей минерализации, а не содержание отдельных солей. Вероятно, по этой причине было введено нормирование не по указанному соотношению (6), а по значению относительной щелочности котловой воды:

Щквотн = Щовотн = Щов 40 100/Sов ≤ 20,         (7)

где Щквотн – относительная щелочность котловой воды, %; Щовотн – относительная щелочность обработанной (добавочной) воды, %; Щов – общая щелочность обработанной (добавочной) воды, ммоль/л; Sов – минерализация обработанной (добавочной) воды (в том числе – содержание хлоридов), мг/л.

Общая щелочность обработанной (добавочной) воды может быть принята равной, ммоль/л:

• после натрий-катионирования – общей щелочности исходной воды;
• после водород-натрий-катионирования параллельного – (0,3–0,4), или последовательного с «голодной» регенерацией водород-катионитного фильтра – (0,5–0,7);
• после натрий-катионирования с подкислением и натрий-хлор-ионирования – (0,5–1,0);
• после аммоний-натрий-катионирования – (0,5–0,7);
• после известкования при 30–40 °С – (0,35–1,0);
• после коагулирования – (Щ_о^исх – Д_к), где Щ_о^исх – общая щелочность исходной воды, ммоль/л; Д_к – доза коагулянта, ммоль/л;
• после содоизвесткования при 30–40 °С – (1,0–1,5), а при 60–70 °С – (1,0–1,2).

Значения относительной щелочности котловой воды по нормам Ростехнадзора принимаются, %, не более:

• для котлов с клепаными барабанами – 20;
• для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами – 50;
• для котлов со сварными барабанами и приваренными к ним трубами – любое значение, не нормируется.

Рис. 4. Результат межкристаллитной коррозии

По нормам Ростехнадзора Щквотн – один из критериев безопасной работы котлов. Правильнее проверять критерий потенциальной щелочной агрессивности котловой воды, который не учитывает содержание иона хлора:

Кщ = (Sов – [Сl-])/40 Щов,       (8)

где Кщ – критерий потенциальной щелочной агрессивности котловой воды; Sов – минерализация обработанной (добавочной) воды (в том числе – содержание хлоридов), мг/л; Сl- – содержание хлоридов в обработанной (добавочной) воде, мг/л; Щов – общая щелочность обработанной (добавочной) воды, ммоль/л.

Значение Кщ  можно принимать:

• для котлов с клепаными барабанами давлением более 0,8 МПа ≥ 5;
• для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами давлением более 1,4 МПа ≥ 2;
• для котлов со сварными барабанами и приваренными к ним трубами, а также для котлов со сварными барабанами и ввальцованными в них трубами давлением до 1,4 МПа и котлов с клепаными барабанами давлением до 0,8 МПа – не нормировать.

Подшламовая коррозия

Под этим названием объединяют несколько разных видов коррозии (щелочная, кислородная и др.). Накопление в разных зонах котла рыхлых и пористых отложений, шлама вызывает коррозию металла под шламом. Главная причина: загрязнение питательной воды окислами железа.

Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии

Трубопроводы данным методом обрабатываются уже много лет. Для этой цели используются растворы электролитов. Благодаря данному методу на металлической поверхности труб появляется плотная защитная пленка высокой прочности. Она не дает агрессивной среде проникнуть в глубокие слои труб. Эффект защиты сохраняется на длительный период.