Глава 3. Защита магистральных газопроводов

ГЛАВА 3. ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ОТ КОРРОЗИИ

Десятибалльная шкала коррозионных условий для металлов

Условия	П, мм/ год	Балл
Некоррозионные	< 0,001 0,001—0,005
Слабокоррозионные	0,005-0,01 0,01 —0,05
Коррозионные	0,05-0,1
	0,1-0,5
Повышенно коррозионные	0,5-1
Весьма коррозионные	1-5
	5-10
	> 10

 

Выбор средств защиты от электрохимической коррозии

При разработке проекта электрохимической защиты проекти­руемого или действующего газопровода для получения исходных материалов проводят изыскания и необходимые электроизмерения. Одной из задач изысканий является определение степени коррозионной активности грунтов по отношению к стальному газопроводу. Степень коррозионной активности зависит от удельного электрического сопротивления грунта (рг).

Степень коррозионной активности - (рг) Ом · м

Низкая - 100

Средняя - 100-20

Повышенная - 20-10

Высокая - 10-5

Весьма высокая - 5

Средства защиты газопровода от коррозии блуждающими токами выби­рают по степени опасности этих токов, которую определяют исходя из величины блуждающих токов по земле в зоне прохождения газопровода, разности потен­циалов «газопровод - земля» и «газопровод - другие соседние сооружения (рельсы электропоездов)», величины и направления тока в газопроводе, поверхностной плотности тока, стекающего с газопровода. Степень опасности от коррозии блуж­дающих токов характеризуется коррозионным показателем (q):

Степень коррозионной опасности блуждающих токов - q, мА/м²

Высокая - 0,05

Повышенная - 0,03-0,05

Средняя - 0,015-0,03

Низкая - 0,015

Для защиты магистральных газопроводов от электрохими­ческой коррозии применяют комплексную защиту, включающую в себя пассивные и активные методы защиты. Пассивную защиту газопровода осуществляют путем нанесения на его поверхность противокоррозионных изоляционных покрытий. К активным спо­собам защиты газопровода относится электрохимическая защита, включающая катодную, протекторную и электродренажную защиту.

 

Электрохимическая защита газопроводов

Средства электрохимической защиты выбирают по результатам технико-экономических расчетов, прогнозирования изменения электрических параметров защищаемого газопровода и из условия обеспечения надежности работы защитных устройств в течение не менее 10 лет. Стальные газопроводы считают электрохимически защищенными, если разность потенциалов газопровод -земля, измеренная с помощью медносульфатного электрода сравнения, равна -0,85 В (минимальный защитный потенциал). Не реко­мендуется чрезмерно завышать разность потенциалов газопровод-земля вследствие того, что при этом снижается связь изоляцион­ного покрытия с трубой. Если проектируемый газопровод прокла­дывают в зоне, где имеются действующие газопроводы, то от эксплуатирующих организаций необходимо получить сведения о коррозионности грунтов, способах защиты и их эффективности, полную характеристику газопровода, а также места и время кор­розионных повреждений. Путем тщательного анализа изысканий, замеров и эксплуатационных данных принимают решения о выборе средств коррозионной защиты.

Об эффективности применяемых способов защиты судят по степени снижения скорости коррозии. Для этого используют коэф­фициент защищенности или коэффициент защитного действия kз = [(νк -νк)/νк] 100%, где kз - коэффициент защищенности; νк - скорость коррозии без применения защитных мероприятий; νк/-скорость коррозии при осуществлении защитных мероприя­тий. При полной защите, когда v'к = 0, kз = 100%. Поэтому для обеспечения длительной безаварийной работы газопровода долж­ны быть выбраны такие способы защиты, которые обеспечивали бы полную его защиту.

Для уменьшения коррозионного влияния грунта и блуждающих токов на подземные газопроводы применяют также изолирующие фланцы. При их установке возрастает продольное и входное сопротивление газопровода, которое снижает силу токов, при­текающих в газопровод. Использование изолирующих фланцев дает положительный эффект только при правильном и обоснован­ном выборе места их установки. В противном случае они могут увеличивать коррозионную опасность газопровода. Их применяют в следующих случаях:

- электрическое разъединение газопроводов-отводов от основной магистрали;

- увеличение продольного сопро­тивления газопровода;

- электрическое разъединение изолирован­ного газопровода от неизолированных сооружений;

- электрическое разъединение трубопроводов из различных металлов.

Для защиты внутренней поверхности стального газопровода от коррозии, вызываемой наличием в перекачиваемом газе агрес­сивных компонентов (например, H₂S), в перекачиваемый газ вводят ингибиторы коррозии, которые приостанавливают или значительно снижают ее скорость. Механизм защитного действия ингибиторов в основном заключается в образовании на поверх­ности металлов защитных пленок, с помощью которых осуществля­ется разделение агрессивной среды и металла. Для каждого конкретного случая подбирают определенный вид ингибитора.

Ингибитор в транспортируемую среду можно подавать периодически или непрерывно. При эксплу­атации необходимо следить за тем, чтобы в газопровод не попадали реагенты, взаимодействующие с ингибитором, так как это может привести к растворению защитной пленки и поражению внутренней поверхности трубы общей коррозией.

 

Протекторная защита

Протекторная защита по принципу действия аналогична катодной защите. Иногда ее называют катодной защитой гальваническими анодами. Различие между этими двумя видами защиты заключа­ется в том, что при протекторной защите необходимый для защиты ток создается крупным гальваническим элементом, в котором роль катода играет металлическая поверхность защищаемого сооружения, а роль анода – более электроотрицательный металл (протектор) (рис. 3.4.).

Из-за разности потенциалов «протектор - газо­провод» в цепи протекторной установки возникает электрический ток, который, притекая на газопровод, создает на нем потенциал более отрицательный, чем до подключения протекторной установки.

 

Рис.3.4. Схема установки протектора в засыпке: 1-засыпка; 2 -протектор; 3-узел присоединения; 4-соединительный кабель; 5 - газопровод

При защитной разности потенциалов «газопровод - земля», равной - 0,85 В (по медно-сульфатному электроду), на газопроводе практически прекращаются коррозионные процессы. Протектор же под действием стекающих с него токов растворяется.

Протекторную защиту на магистральных газопроводах приме­няют на участках, удаленных от источников электроснабжения, где нецелесообразно устанавливать СКЗ, в местах неполной защиты газопровода от действия СКЗ, на участках с блуждаю­щими токами небольшой интенсивности, а также для защиты от почвенной коррозии защитных кожухов на переходах газопро­водов через шоссейные и железные дороги. Вопрос о целесообраз­ности применения протекторной защиты для конкретного участка газопровода должен решаться с учетом местных особенностей и технико-экономических показателей.

В соответствии со СНИП-45-75 допускается применять протекторы для электрохимической защиты газопроводов только в групповых установках и грунтах с удельным электрическим сопротивлением не более 50 Оm-m. В качестве протекторов можно использовать все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений выше железа, т. е. имеющие более электро­отрицательный потенциал.

Для защиты магистральных газопроводов используют промыш­ленные протекторы из магниевых сплавов - ПМ5, ПМ10, ПМ20, ПМ5У, ПМ20У, МГА-13В и МГА-138-ПА.

В зависимости от назначения протекторы могут иметь самую различную конфигурацию (конструкцию). Протектор в виде троса из алюминиевых и цинковых проволок благодаря высокой пластич­ности и большой рабочей поверхности применяют для защиты от коррозии стальных труб в пресной воде, а также в почвах с высоким удельным сопротивлением. Сегментный протектор (рис.3.3.), состоящий из нескольких сегментов, применяют для защиты от коррозии стальных трубопроводов различного назначения.

Для повышения эффективности действия протектора его погружают в специальную смесь солей, называемую активатором. Активатор выполняет следующие функции: снижает собственную коррозию и сопротивление тока с протектора; уменьшает анодную поляризуемость;

устраняет причины, способствующие образованию плотных слоев продуктов коррозии на поверх­ности протектора. При ис­пользовании активатора обе­спечивается также стабиль­ный во времени ток в цепи «протектор — газопровод» и более длительный срок служ­бы протектора.

Рис.3.5. Сегментный протектор:1-газопровод; 2-покрытие из бетона; 3- сег-

Электродренажная защита

Назначение электродренажной защиты — устранение анодных зон на подземных газопроводах, находящихся в зоне действия электрического поля блуждающих токов, при сохранении катодных зон в местах входа блуждающих токов. Устранение достигается отводом блуждающих токов с участков анодных зон газопровода в рельсовую часть цепи электротяги, имеющую отрицательный или знакопеременный потенциал, или на сборную шину отсасывающих линий тяговой подстанции. Для этого на участках магистральных газопроводов, находящихся в зоне действия блуждающих токов, устанавливают станции дренажной защиты (СДЗ), в состав которых входят электродренажные установки, соединительные силовые электролинии, контактные устройства с рельсовой цепью и катодные выводы. Электродренажные установки должны обеспечивать защиту газопровода при минимальном среднем значении дренажного тока.

СДЗ выбирают по силе тока и устанавливают преимущественно в местах сближения железных дорог с газопроводами. Место подключения СДЗ должно обеспечивать наиболее высокую эффективность ее действия и не должно нарушать условий работы рельсовой цепи электротяги.

Электродренажную защиту магистральных газопроводов осуществляют поляризованными и усиленными станциями дренаж­ной защиты, а также с помощью поляризованных протекторных систем.

Рис. 3.6. Электрическая схема универсальной поляризованной дренажной установки типа УПДУ-57

Поляризованный дренаж применяют на участках газопроводов со знакопеременными зонами блуждающих токов. Такой дренаж обеспечивает прохождение блуждающих токов только в одном направлении - от газопровода к рельсу и не пропускает обратного тока от рельса в газопровод. Поляризованные дренажные установ­ки по принципу исполнения устройств односторонней проводимости разделяются на электромагнитные и вентильные.

Наибольшее распространение на газопроводах получили универсальные поляризованные дренажные установки типа УПДУ-57 (рис. 3.6.). Установки автоматически включаются при разности потенциалов «труба - рельс», равной 1 В, а отключаются - при 0,1 В. Схема работает следующим образом. При появлении положительной разности потенциалов между газопроводом- Г и рельсом - P создается цепь для прохождения тока от газопровода к рельсу: труба - предохранитель - 1, реостат - 2. предохрани­тель - 4, германиевый вентиль - 6, включающая обмотка - 7, ам­перметр с шунтом - 9, рубильник- 10, - рельс. При достижении разности потенциалов «труба - рельс», равной 1 В, обмотка - 7 включает контактор и замыкает контакты - 3 к 5. Этим обеспечи­вается основная дренажная цепь тока через обмотку - 8. По цепи германиевого вентиля, зашунтированного блок - контактом - 5, пойдет меньшая часть тока. При уменьшении разности потен­циалов до 0,1 В контактор размыкает контакты - 3 и 5 и разрывает дренажную цепь. При изменении полярности вентиль - 6 не будет пропускать токи на трубу.

Усиленный дренаж применяют для создания защитного отрицательного потенциала на газопроводе в момент, когда участок рельсовой цепи приобретает потенциал более положитель­ный, чем потенциал близкорасположенного участка газопровода.

Для магистральных газопроводов промышленность выпускает усиленные дренажные установки УДУ-2400 и автоматические усиленные дренажные установки УДА-2400.

 

Таблица 3.2.

Техническая характеристика приборов для определения повреждений

Битумные покрытия

Материалы для покрытия должны иметь относительно простую технологию процесса их нанесения на металличе­скую поверхность, быть недефицитными, недорогими, дол­говечными и экологически безвредными.

Битумные покрытия различаются по исходному сырью: природные и нефтяные; по консистенции при 15°С - твер­дые, полутвердые, жидкие; по назначению - дорожные, строительные, кровельные, изоляционные для трубопро­водов; по способу переработки: битумы нефтяные, оста­точные; гудроны - окисленные, крекинговые и экстракт­ные.

Основными показателями физико-механических свойств битумов является пенетрация глубины проникновения иглы в битум, характеризующая его плотность; темпера­тура размягчения - по методу К и Ш (кольцо и шар); водопоглощаемость за 24 ч. Эти и другие характеристики наиболее применяемых битумов приведены в табл. 3.3.

Битум - твердая, плавкая или вязкожидкая смесь угле­водородов и их производных. Они хорошо растворяются в органических растворителях (сероводороде, хлоро­форме и т. д.).

По групповому составу в битуме содержатся: мине­ральные масла - 28-52%, смолы - 18-30%, асфальтены, карбоны, карбонаты - 18-52%, асфальтеновые кислоты и их ангидриды - 1,25%. В составе битума присутствуют парафин, сера, минеральные остатки. Если в битуме бо­лее 2% серы, его хрупкость увеличивается, если парафина более 4%, уменьшается сила сцепления битума с защи­щаемым металлом и повышается хрупкость при отрица­тельных температурах. Свойства битума в значительной степени зависят от наличия водорастворимых соедине­ний, так как они вымываются грунтовыми водами, на­рушая тем самым сплошность покрытия.

Битумы служат основой для изготовления мастик, грунтовок, рулонных оберток для изоляции линейной час­ти. Изоляционные мастики - это смесь битума с наполни­телями и пластификаторами.

 

 

Таблица 3.3.

Полимерные ленты

Полимерные материалы являются основными для изо­ляции трубопроводов, они более водостойкие, имеют большие сопротивления, срок службы, удобны, эконо­мичны. Используются в виде лент или в виде полимер­ных композиций, наносимых на поверхность трубы в порошкообразном или жидком виде на заводе или базе.

Покрытия, изготовленные на заводе, имеют более высо­кие эксплуатационные свойства, не разрушаются при гнутье труб, химически стойки. В условиях трассы изо­ляции подвергаются только стыки. Полимерные изоляционные ленты выполняют из слоя грунтовки и одного-двух (иногда трех) слоев липкой полимерной ленты. Полимернные ленты изготавливают на основе поливинилхлорида (ПВХ) и полиэтилена (ПЭЛ). Ленты состоят из полимерной пленки - основы, на которую нанесен подклеивающий липкий слой. Пленка-основа воспринимает химические и механические воздействия окружающей среды и обладает высокими электроизоляционными свойствами (наряду с другими свойствами). Основная функция подклеивающего слоя - удержание покрытия на защищенной поверхности металла и создание герметизации нахлесток между слоями ленты.

Для предохранения усиленного типа изоляции из полимерных лент от механических повреждений при укладке и засыпке газопровода на покрытие дополнительно наносят защитные обертки из одного-двух слоев рулонного материала с обязательной приклейкой горячей битумной мастикой, клеем или другим надежным креплением концов оберточного материала. На покрытия из полимерных лент наносят клеевые или битумно-клеевые грунтовки.

Импортные ленты состоят из эластичной поливинилхлоридной или полиэтиленовой пленки-основы, на которую нанесен подклеивающий слой, состоящий из бутил каучуковой композиции. Тип импортных изоляционных лент для данных условий работы газопровода выбирают в соответствии с рекомендациями «Инструкции по применению импортных изоляционных лент и оберток». Для каждого типа ленты применяют соответствующую клеевую грунтовку.

Полимерные ленты разделяются на 2 группы: в первой пленка является защитным слоем, а клей только для склеивания; во второй защитными свойствами обладают и пленка, и клей. На полимерные пленки наносят, как правило, обертки для защиты от механических поврежде­ний. Иногда используются липкие ленты поливинилхлорида, пластифицированного специальными добавками для придания ей эластичности и жесткости. К поливинилхлориду добавляют также стабилизаторы для улуч­шения его стойкости и стабильности в атмосферных усло­виях и пигменты для окраски в коричневый и голубой цвет. Используются ленты ПИЛ, ПВХ-БК, ПВХ-Л тол­щиной 0,4 мм.

Для изоляции участков трубопроводов с высокой тем­пературой (на КС) применяют специальные теплостойкие ленты «Летсор-ЛПТ». От механических повреждений ис­пользуются защитные обертки ПЭКом, ПВХ, ПДБ-БК и др. Достаточно широко используются полимерные ленты фирм «ПОЛИКЕН», «Плайкофлекс», «Тек-Раю» (США), «Нитто», «Фурукава» (Япония) и др. Интервал примене­ния от минус 6О до +6О° С. Наносятся покрытия при температуре наружного воздуха не ниже минус 40 °С.

3.3.6. Покрытия из каменноугольных пеков

При изоляции газопроводов применяют изоляционные покрытия из каменноугольных пеков (тяжелых остатков от перегонки каменноугольного дегтя). Отечественная промышленность выпускает пеки трех видов: мягкие, средние и электродные.

Мастика на основе пеков включает в себя средний каменноугольный пек, пластификатор (каменноугольная смола, антрацитовое масло, смола пиролиза резины) и наполнитель в виде порошка резины или асбеста. Покрытия из каменноугольных пеков обладают высокими диэлектрическими свойствами (р = 109 • 10/10 Ом/см) и хорошей водостойкостью

(водонасыщенность через 1 год испытания - не более 1 %), вследствие чего толщина изолирующего слоя может быть уменьшена (по сравнению с битумным покрытием) до 2 мм. На трубу эти покрытия можно наносить в холодном и горячем состоянии. Высокая токсичность ограничивает применение их при изоляционных работах.

 

Таблица 3.5.

ГЛАВА 3. ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

ОТ КОРРОЗИИ