Способы пассивной защиты трубопровода

Методы защиты от коррозии. Пассивная и активная защита. Защита надземных газопроводов.

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»).

К преимуществам битумно-мастичных покрытий следует отнести их дешевизну, большой опыт применения, достаточно простую технологию нанесения в заводских и трассовых условиях. Битумные покрытия про-ницаемы 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. Общая толщина битумно-мастичного покрытия усиленного типа составляет не менее 6,0 мм, а для покрытия трассового нанесения нормального типа — не менее 4,0 мм.

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.

Конструкция полимерного ленточного покрытия трассового нанесения в соответствии с ГОСТ Р51164-98 состоит из слоя адгезионной грунтовки, 1 слоя полимерной изоляционной ленты толщиной не менее 0,6 мм и 1 слоя защитной полимерной обертки толщиной не менее 0,6 мм. Общая толщина покрытия — не менее 1,2 мм.

Конструкция полимерного ленточного покрытия трассового нанесения в соответствии с ГОСТ Р 51164-98 состоит из слоя адгезионной грунтовки, 1 слоя полимерной изоляционной ленты толщиной не менее 0,6 мм и 1 слоя защитной полимерной обертки толщиной не менее 0,6 мм. Общая толщина покрытия – не менее 1,2 мм.

К преимуществамленточных покрытий следует отнести: высокую технологичность их нанесения на трубы в заводских и трассовых условиях, хорошие диэлектрические характеристики, низкую влагокислородопроницаемость и достаточно широкий температурный диапазон применения.

Основными недостаткамиполимерных ленточных покрытий являются: низкая устойчивость к сдвигу под воздействием осадки грунта, недостаточно высокая ударная прочность покрытий, экранировка ЭХЗ, низкая биостойкость адгезионного подслоя покрытия.

При нанесении на трубы комбинированного ленточно-полиэтиленового покрытия предварительно осуществляется щеточная очистка наружной поверхности труб. Технологический нагрев труб не производится. На очищенные трубы первоначально наносится битумно-полимерная грунтовка, а затем, после сушки грунтовки, осуществляется нанесение на праймированные трубы дублированной изоляционной ленты и наружного защитного слоя из экструдированного полиэтилена. Полиэтиленовый слой прикатывается к поверхности труб эластичным роликом, после чего изолированные трубы охлаждаются в камере водяного охлаждения.

Долговечность и безаварийность работы трубопроводов напрямую зависит от эффективности их противокоррозионной защиты. Для сведения к минимуму риска коррозионных повреждений трубопроводы защищают антикоррозионными покрытиями и дополнительно средствами электрохимзащиты (ЭХЗ). При этом изоляционные покрытия обеспечивают первичную («пассивную») защиту трубопроводов от коррозии, выполняя функцию «диффузионного барьера», через который затрудняется доступ к металлу коррозионноактивных агентов (воды, кислорода воздуха). При появлении в покрытии дефектов предусматривается система катодной защиты трубопроводов — «активная» защита от коррозии.

В качестве ЭХЗ на подземных газопроводах применяются:

а) электрический дренаж (рис. 3.3);

б) катодная защита (рис. 3.4);

в) протекторная защита (рис. 3.5)

Рассмотрим основные схемы этих защит и принцип их работы.

Электрический дренаж — способ защиты, заключающийся в отводе блуждающих токов из анодной зоны защищаемого сооружения к их источнику.

Дренажные установки, размещаемые в небольших металлических шкафах, являются удобным и эффективным методом защиты городских газопроводов от коррозии. Одна дренажная установка способна защитить до 5 — 6 км газопровода.

Рис. 3.3. Схемы электрических дренажей [3, стр. 162]:

а — простой; б — поляризованный; в — усиленный поляризованный

1 — газопровод; 2 — отсасывающий фидер; 3 — предохранитель на малую силу тока; 4, 5 — обмотки контактора; 6 — рельс

На рис. 3.3. представлена схема поляризованного дренажа ДП-63, в которой имеются контактор и диод. Когда потенциал газопровода незначительно превышает потенциал рельса, дренажный ток протекает по цепи газопровод 1 – предохранитель – резистор – предохранитель 2 на малую силу тока – диод — обмотка 5 контактора – шунт – рубильник – рельс 6. При увеличении разности потенциалов контактор через обмотку 4 замыкает нормально открытый контакт и дренаж тока увеличивается. С уменьшением разности потенциалов газопровод – рельс контактор размыкает нормально открытый контакт. Если потенциал рельса будет выше потенциала газопровода, ток в дренажной цепи протекать не будет из-за односторонней проводимости диода. Поляризованный электродренаж обычно подключают к рельсам электрифицированного транспорта, но его можно подключать и к отсасывающим пунктам.

Катодной защитой называется способ защиты газопроводов от подземной коррозии за счет их катодной поляризации с помощью тока от внешнего источника. Установка катодной защиты состоит из источника постоянного тока (катодной станции), анодного заземления и соединительных электрокабелей

Рис. 3.4. Схема катодной защиты: [3, стр.162]:

1 — газопровод; 2 — источник постоянного тока; 3 — графитовый анодный заземлитель

Принцип действия катодной защиты: схема с анодными заземлениями, равномерно установленными вдоль газопровода. Регулировка защитного потенциала осуществляется путем изменения тока анодного заземления при помощи регулировочного сопротивления или любого другого устройства, обеспечивающего изменение тока в необходимых пределах. В случае выполнения заземлений из нескольких заземлителей регулировка защитного тока может осуществляться за счет изменения числа включенных заземлителей. В общем случае заземлители, ближайшие к преобразователю, должны иметь более высокое переходное сопротивление. 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 0,80В по отношению к неполяризующемуся водородному электроду, а также не менее -0,85В 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.

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.

Рис. 3.5 Схема протекторной защиты [3, стр.164]:

1 — газопровод; 2 — контрольный пункт; 3 — соединительный кабель; 4 — активатор; 5 — протектор; 6 — стальной сердечник

Протекторная защита заключается в том, что катодная поляризация защищаемого газопровода достигается подключением к нему анодных заземлителей из металла, обладающего в данной грунтовой среде более отрицательным электрохимическим потенциалом, чем металл газопровода.

Металлы, расположенные в ряду левее железа, имеют более отрицательные электрохимические потенциалы и могут быть использованы в качестве анодных заземлителей для защиты от коррозии стальных газопроводов.

Протектор представляет собой сплошной цилиндр из сплава алюминия, магния, цинка и марганца, в центре которого размещен стальной сердечник с выступающим концом для подключения провода. Активатор (заполнитель) состоит из смеси сернистых солей магния, натрия или кальция с глиной и создает вокруг протектора оболочку, растворяющую продукты коррозии протектора и снижающую переходное электрическое сопротивление от протектора к грунту. Контрольный пункт, устанавливаемый на отдельных протекторных установках, позволяет периодически контролировать действие установки. На рис. 3.5.показано, что протекторная установка представляет собой гальваническую пару, в которой газопровод является катодом, а протектор – анодом. В результате за счет постепенной коррозии протектора сохраняется газопровод.

Дата добавления: 2015-10-09 ; просмотров: 10229 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Пассивная и активная защита трубопроводов от коррозии

Существует два способа защиты трубопроводов и резервуаров от почвенной коррозии: пассивный и активный.

К пассивной защите трубопроводов относятся изоляционные покрытия с различными материалами. – битумно-резиновые покрытия и покрытия из полимерных лент. Ко всякому противокоррозионному внешнему покрытию труб должны предъявляться следующие требования:

· Прочность сцепления покрытия с металлом;

· Хорошая изоляция от электрического тока;

· Достаточная прочность и способность сопротивляться механическим воздействиям при засыпке траншеи;

При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционными покрытиями, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5-8 лет. Поэтому для долговечности, кроме защиты поверхности промысловых трубопроводов покрытиями, применяют активный способ защиты, к которому относятся катодная и протекторная защиты.

Сущность катодной защиты сводится к созданию отрицательного потенциала на поверхности трубопровода, благодаря чему предотвращаются утечки электрического тока из трубы, сопровождающиеся коррозионным разъеданием. С этой целью к трубопроводу подключают отрицательный полюс источника постоянного тока, а положительный полюс присоединяют к электроду-заземлителю, установленному в стороне от трубопровода. Таким образом, трубопровод – анод, а электрод-заземлитель – анод. В результате возникает односторонняя проводимость, исключающая обратное течение тока. Исключение таким образом утечек токов из трубы прекращает ее коррозию. Применяют станции катодной защиты СКЗ, одна СКЗ обслуживает трубопровод протяженностью 10-15 км.

Протекторная защита осуществляется при помощи электродов, закапываемых в грунт рядом с защищаемым сооружением. Протекторная защита имеет те же основы, что и катодная защита. Разница заключается лишь в том, что необходимый для защиты ток создается не станцией катодной защиты, а самим протектором, имеющим более отрицательный потенциал, чем защищаемый объект. Наибольшее распространение при изготовлении протекторов получили магний и цинк.

Для предохранения трубопроводов от внутренней коррозии применяют различные лаки, эпоксидные смолы, цинко-силикатные покрытия и ингибиторы коррозии. Ингибиторы коррозии способны создавать барьер между коррозионной средой и металлом. Необходимо тщательно подбирать ингибиторы для конкретных условий эксплуатации оборудования.

Применяются различные методы предотвращения и устранения отложений парафина и солей на стенках труб:

1. Применение высоконапорной (0,981 — 1,47 МПа/) герметизирова­нной системы сбора нефти и газа снижает разгазирование нефти.

2. Использование паропередвижных установок ППУ. Под действи­ем высокотемпературного пара парафин плавится, затем удаляется из трубопровода.

3. Покрытие внутренней поверхности трубопроводов лаками, эпок­сидными смолами и стеклопластиками.

4. Применение поверхностно-активных веществ ПАВ. Подача ПАВ в продукцию обводненных скважин предотвращает образование нефтяной эмульсии, в результате чего стенки выкидных линий и сборных коллекторов контактируют не с нефтью, способствующей прилипанию твердых частиц парафина, а с пластовой водой, предотвращающей от­ложения парафина. Кроме того, ПАВ, адсорбируясь на твердых части­цах парафина, тормозят рост его кристаллов. Расход ПАВ небольшой и составляет лишь 10-12 г/т, кроме того, ПАВ, введенные в поток нефти на забое или на устье скважины, предотвращают образование и «старение» нефтяных эмульсий.

5. Применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти, которая одновременная, являлась бы и противокорро­зионным покрытием.

6. Применение резиновых шаров (торпед), периодически вводимых в выкидные линии у устьев скважин и извлекаемых на групповых замер­ных установках.

Источник

Защита трубопроводов от коррозии

На сегодняшний день защита трубопроводов от коррозии представлена в нескольких разновидностях. Такой комплекс мероприятий применяется непосредственно для повышения срока службы конструкций.

Все известные способы классифицируются на 4 группы. Это непосредственно:

• пассивная защита;
• введение в материал составляющих, которые увеличивают устойчивость к коррозии;
• воздействие на окружающую среду;
• активная защита.

Каждый из методов имеет свою специфику и особенности. Наиболее популярные из них – пассивная и активная защита. Второй метод представляет собой удаление примесей из металла, которые понижают коррозийную стойкость. Он применяется еще на этапе производства труб. Под третьим методом подразумевается введение ингибиторов, которые дезактивируют агрессивную среду.

Пассивная защита трубопроводов от коррозии

Данный метод, который включает защита трубопроводов от коррозии, представляет собой использование специальных покрытий с различными материалами для изоляции. Наиболее популярными считаются битумно-резиновые и из полимерных лент.

Независимо от материала покрытия к нему предъявляется ряд требований:

• герметичность;
• адгезия, то есть прочное сцепление с металлом;
• высокая диэлектрическая способность;
• отменная защита от электрического тока;
• хороший уровень прочности;
• устойчивость к механическим воздействиям в случае засыпки траншеи;
• приемлемая цена.

Основная суть данного метода заключается в том, что на поверхность трубопровода наносится изоляционное покрытие. Оно может быть произведено на основе битума, полимерной ленты или напыленного полимера.

Наиболее популярный первый вариант. Такая изоляция осуществляется на основе 85% нефтяного битума марки IV. При этом используется 15% минеральный наполнитель. Чаще всего в ее качестве служит каолин. Данное покрытие отличается высокой стойкостью к механическим воздействиям. Но это возможно только при температуре до 0 С.

В случае с более низкими показателями необходимо дополнительно применять пластифицирующие вещества. Это может быть:

Чтобы адгезия была отменной, должна обеспечиваться чистота поверхности труб. Только в местах с идеальным блеском гарантируется прочное сцепление покрытия с материалом. Очистка производится как вручную, так и автоматически при помощи специальных станков. Следует отметить, что такая изоляция обязательно должна накладываться в горячем состоянии.

При этом поверхность трубы загрунтовывается. Данная изоляция бывает:

Каждый вид применяется в зависимости от коррозийности почвы. Как показывает практика, такая изоляция не обладает достаточной механической прочностью. В случае частой эксплуатации трубопровода коррозия может образоваться на поверхности уже через 5-8 лет.

Активная защита трубопроводов от коррозии

Для увеличения срока эксплуатации применяется еще и активная защита трубопроводов от коррозии.

Она в свою очередь разделяется на катодную и протекторную защиту. Условно выделяют еще и дренажную. Суть активной защиты основывается на эффекте катодной поляризации металлов посредством электрохимической обработки.

В первом случае это гальванический способ. Он приводит к образованию на внутренней и внешней поверхности трубы тонкой пленки из металла, который является устойчивым к коррозии. Чаще всего это цинк.

Во втором случае метод основывается на эффекте блуждающих индуцированных токов. Чтобы реализовать это, необходимо использовать подходящий источник. Он выполнен в виде питающего модуля, а также включает сетевой трансформатор и выпрямитель.

Современные технологии защиты трубопроводов от коррозии демонстрируются на ежегодной выставке «Нефтегаз» в «Экспоцентре».

Источник