Противокоррозионные изоляционные покрытия и материалы

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Защита магистральных газопроводов от коррозии

1.1 Общие сведения о коррозии подземных газопроводов и виды коррозий

Все стальные подземные газопроводы подвержены в той или иной степени коррозии.

Коррозия - это естественный физико-химический процесс разрушения металла (или изменения его свойств) в результате химического или электрохимического воздействия коррозионной среды.

В результате коррозии образуются химические соединения, содержащие металл в окисленной форме (продукты коррозии). Процесс коррозии начинается с поверхности металла и распространяется вглубь. При этом на поверхности образуются углубления, заполняемые продуктами коррозии.

По механизму протекания коррозионного процесса различают два основных типа коррозии:

· химическую;

· электрохимическую.

Химическая коррозия - это процесс непосредственной химической реакции, не связанный с перемещением электрических зарядов, т.е. электрический ток в процессе отсутствует. В этом случае происходит прямое соединение металла с агрессивными компонентами среды. Химическая коррозия происходит по всей поверхности соприкосновения металла и окружающей среды. При этом разрушение металла происходит на всей поверхности, контактирующей с агрессивной средой.

К химической коррозии относятся газовая коррозия и коррозия в неэлектролитах.

Электрохимическая коррозия - это процесс электрохимического взаимодействия металла и окружающей электропроводящей среды, связанный с перемещением электрических зарядов, т.е. сопровождающийся протеканием электрического тока. При этом взаимодействие металла с окружающей средой протекает на отдельных участках поверхности металла и характеризуется анодными и катодными процессами. Разрушение металла происходит только на анодных участках.

К электрохимической коррозии относятся:

· коррозия в электролитах;

· почвенная (грунтовая) коррозия;

· электрическая коррозия;

· атмосферная коррозия;

· биокоррозия;

· контактная коррозия.

Помимо перечисленных видов коррозии возможны и другие виды, такие как щелевая коррозия, коррозионная эрозия, коррозия под напряжением.

Под действием электрохимической коррозии в теле трубы образуются местные каверны и сквозные отверстия. Поэтому этот вид коррозии является более опасным, чем химическая коррозия.

МГ, уложенные в грунт, подвергаются электрохимической (почвенной и электрической) коррозии, а надземные газопроводы и переходы через естественные и искусственные препятствия - атмосферной коррозии.

МГ, проложенные вблизи электрифицированных железных дорог постоянного тока или вблизи рабочих заземлений системы электропередачи постоянного тока, подвергаются электрической коррозии.

По характеру разрушения металла коррозия может быть сплошной и местной.

Сплошная коррозия - коррозия, развивающаяся на всей поверхности металла, соприкасающегося с агрессивной средой. Сплошная коррозия может протекать с одинаковой скоростью по всей поверхности металла или с неодинаковой скоростью на различных участках поверхности металла.

Местная коррозия - коррозия, развивающаяся на отдельных участках поверхности металла, соприкасающегося с агрессивной средой.

Местная коррозия может быть следующих видов:

- пятнами - диаметр поражения больше глубины;

- язвенная - диаметр и глубина поражения приблизительно равны;

- точечная или питтинговая - диаметр поражения значительно меньше глубины;

- сквозная - сквозное разрушение металла;

- подповерхностная - распространяется под поверхностью металла и вызывает его вспучивание и расслоение;

- структурно-избирательная - разрушается только одна структурная составляющая сплава;

- межкристаллическая - распространяется по границам кристаллов;

- коррозионное растрескивание - образование трещин вследствие коррозионной усталости.

Наиболее опасными для газопроводов являются язвенные и точечные виды коррозии.

Для количественного определения величины коррозии используются следующие показатели:

· скорость проникновения коррозии;

· глубинный показатель коррозии;

· объёмный показатель коррозии;

· весовой (массовый) показатель коррозии;

· токовый показатель коррозии.

Скорость проникновения коррозии рассчитывается по потере массы образца (после удаления продуктов коррозии) поформуле:

П = М/ 10^-3 (мм),

где М - потеря массы образца, г; - плотность металла, г/см³.

В соответствии с принятыми нормами, в зависимости от величины скорости коррозии определяют коррозионную стойкость металлов (способность сопротивляться коррозионному воздействию среды) (табл. 1.1).

Коррозионную стойкость металлов при скорости коррозии 0,5 мм/год и выше оценивают по группам стойкости, а при скорости коррозии ниже 0,5 мм/год - по баллам. Если тот или иной балл соответствует таким условиям, при которых не обеспечивается надежность сооружения, то должны быть приняты меры по замене металла на более стойкий или должны быть применены специальные меры защиты. Для магистральных газопроводов при скорости коррозии более 0,1 мм/год (при баллах 4...10) требуются специальные противокоррозионные мероприятия.

Таблица 1.1 - Десятибалльная шкала коррозионной стойкости металлов

Группа стойкости	Скорость коррозии металла, мм/год	Баллы
Совершенно стойкие	До 0,001	1
Весьма стойкие	Свыше 0,001 до 0,005 включ.	2
	“ 0,005 “ 0,01 “	3
Стойкие	“ 0,01 “ 0,05 “	4
	“ 0,05 “ 0,1 “	5
Пониженно стойкие	“ 0,1 “ 0,5 “	6
	“ 0,5 “ 1,0 “	7
Малостойкие	“ 1,0 “ 5,0 “	8
	“ 5,0 “ 10,0 “	9
Нестойкие	“ 10,0	10

Глубинный показатель коррозии определяется по формуле

К_гл = Н/ (мм/год),

где Н - глубина проникновения коррозии в металл, мм; - время, год.

Объемный показатель коррозии:

К_об = V/(S) (см³/(м²ч),

где V - объем выделившегося в процессе коррозии газа, см³; S - площадь корродирующей поверхности, м²; - время, ч.

Весовой (массовый) показатель коррозии определяется потерей массы образца в результате коррозии, отнесенного к единице поверхности и к единице времени:

К_мас = М/(S) (г/(м²ч),

где М - потеря массы образца после удаления продуктов коррозии, г; S - площадь корродирующей поверхности, м²; - время, ч.

Токовый показатель коррозии:

К_ток = I/S (А/м²),

где I - сила тока, А; S - площадь корродирующей поверхности металла, м².

Газовая коррозия - окисление металлов кислородом или другим газом при высокой температуре и полном отсутствии жидкостной пленки на контактирующей поверхности (например, разрушение лопаток газовых турбин, контактирующих с горячими топливными газами).

Коррозия в неэлектролитах - разрушение металла в жидких или газообразных агрессивных средах, обладающих малой электропроводностью.

Коррозия в жидких средах, проводящих электрический ток; в зависимости от вида электролита различают коррозию в морской или речной воде, растворах кислот, щелочей и солей.

Коррозия подземных металлических сооружений под воздействием почвенного электролита.

Электрическая коррозия - коррозия протяженных подземных металлических сооружений, вызванная действием проникающих в них блуждающих токов различных установок постоянного тока. Эти токи называются блуждающими, так как они проникают в грунт из рельсов электрифицированного транспорта, и попадают на газопровод в тех местах, где он оголён или имеет повреждённую изоляцию. Двигаясь по газопроводу, токи выходят из него близ тяговых подстанций. Участки входа тока в газопровод называют катодными, а участки выхода - анодными. Наиболее опасны анодные зоны, так как токи выходят из газопровода в виде положительных ионов, что сопровождается интенсивным выносом частичек металла и образованием сквозных отверстий.

Коррозия в атмосфере воздуха или в среде любого влажного газа.

Частный случай почвенной коррозии, протекающей под воздействием микроорганизмов, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, ускоряющие коррозионные процессы.

Коррозия, вызванная электрическим контактом двух металлов, имеющих различный электрохимический потенциал.

1.2 Методы защиты МГ от коррозии

Защита МГ от коррозии может быть:

· пассивная;

· активная.

Пассивная защита заключается в изоляции газопровода от контакта с окружающим грунтом и ограничением проникания блуждающих токов в газопровод из окружающей среды, что достигается увеличением:

· переходного сопротивления «трубопровод - грунт», применяя изоляционные покрытия;

· продольного сопротивления самого трубопровода, применяя изолирующие фланцы;

· анодного и катодного поляризационного сопротивления (пассиваторов).

Для пассивной защиты сооружений при подземной прокладке применяются покрытия полимерные и на основе битумных изоляционных мастик. Защитные покрытия можно наносить в заводских, базовых или трассовых условиях. Для защиты антикоррозионных покрытий от механических повреждений применяются обёрточные материалы. Антикоррозионные покрытия, используемые на газопроводах, должны иметь сертификат с указанием марки покрытия, партии, срока и схемы его нанесения (для труб, изолируемых в условиях трассы), предельной температуры эксплуатации. Эти данные необходимы для оценки изменения свойств покрытия в процессе эксплуатации и должны храниться в ЛПУ МГ.

Активная защита заключается:

· в уравнивании потенциалов катодных и анодных участков;

· отводе проникших в подземное сооружение блуждающих токов к источнику их возникновения.

Активная защита сооружений от подземной коррозии осуществляется путём непрерывной катодной поляризации всей поверхности газопровода по технологической схеме электрохимической защиты (ЭХЗ), включающей установку катодной защиты (УКЗ), установку протекторной защиты (УПЗ), установку электродренажной защиты (УДЗ) и контрольно-измерительные пункты (КИП). Защита основана на снижении скорости растворения металла по мере смещения его потенциала коррозии в область более отрицательных значений, чем естественный потенциал.

Катодная поляризация должна осуществляться так, чтобы исключить вредное влияние её на соседние подземные металлические сооружения.

Все УКЗ и УДЗ должны быть оборудованы опознавательными предупреждающими знаками установленного образца и ограждениями.

Катодная защита газопроводов от коррозии осуществляется за счёт их катодной поляризации с помощью тока внешнего источника на станциях катодной защиты (СКЗ). На газопровод от специального источника постоянного тока наводят отрицательный потенциал. Таким образом защищаемый участок газопровода искусственно превращают в катодную зону. Анодную зону создают закопанные вокруг газопровода малорастворимые электроды (чугунные, графитовые, графитопластовые), которые подключают к положительному полюсу источника постоянного тока через проводник. В этом случае движение тока будет происходить от положительного полюса источника питания по проводнику на анодное заземление, а от него в грунт и через повреждённые участки газопровода на защищаемый газопровод. От газопровода ток потечёт по проводнику на отрицательный полюс источника питания. В результате произойдёт постепенное разрушение не газопровода, а электродов.

Протекторная защита основана на том, что катодная поляризация защищаемого газопровода достигается подключением к нему анодных заземлителей (протекторов из металла), обладающих в грунтовой среде более отрицательным электрохимическим потенциалом, чем сам газопровод.

Принцип действия протекторной защиты заключается в том, что материалы, из которых изготовлен протектор (алюминий, магний, цинк), имеют более отрицательный потенциал, чем материал трубы защищаемого газопровода (сталь), вследствие чего блуждающие токи переходят с газопровода на протектор. Таким образом создаётся замкнутая система: газопровод - проводник - протектор - грунт. Блуждающие токи будут двигаться по этому замкнутому кругу до тех пор, пока не разрушится протектор. Отрицательным полюсом (катодом) этой системы является газопровод, а положительным полюсом (анодом) - протектор. Протекторы обычно размещаются на расстоянии 4,5 м от газопровода. Большое распространение получили протекторы типа МГА (магниевые гальванические аноды) из сплава МЛ-4 и ВЛ-5. средний срок службы протекторов составляет 8 - 10 лет при массе до 10 кг. Протекторы целесообразно применять для защиты от коррозии тонкостенных вводов газопроводов, неизолированных футляров и др. Зона защиты газопровода с помощью одного протектора составляет 25 - 30 м.

В зависимости от размещения по длине газопровода различают одиночные и групповые протекторные установки.

Электрическим дренажем называется организованный отвод блуждающих токов от газопровода к их источнику.

Применяют следующие виды электрического дренажа:

· прямой;

· поляризованный;

· усиленный.

Каждый из этих дренажей осуществляется путём соединения газопроводов через дренажное устройство с отрицательной шиной тяговой подстанции или с рельсами железных дорог.

Прямой дренаж обладает двухсторонней проводимостью, поэтому его можно применять только на участках с устойчивым анодным потенциалом, т.е. в тех случаях, когда исключена возможность стекания токов с рельсов или отрицательной шины тяговой подстанции на газопровод.

Поляризованный дренаж имеет одностороннюю проводимость за счёт включения в его схему полупроводниковых диодов, обладающих односторонней проводимостью, при этом виде дренажа газопровод, как правило, подключают к рельсам железной дороги для отвода от него блуждающих токов.

Дренажи с усиленным источником питания называют усиленными. Их применяют при незначительной разности потенциалов между рельсами и защищёнными сооружениями, при продолжительной полярности на рельсах, а также когда стоимость кабеля выше годовых эксплуатационных затрат. Они являются основным видом защиты подземных газопроводов от электрохимической коррозии. Одна усиленная установка может защитить газопровод длиной до 6 км.

Контрольно-измерительные пункты (КИП) предназначены для обеспечения доступа к контрольным проводникам от защищаемых сооружений и электродов сравнения, а также размещения в них до 4-х диодно-резисторных каналов при необходимости совместной защиты соседствующих подземных сооружений.

Конструктивно КИП представляют собой стойку с подпятником, которая называется контрольно-измерительной колонкой (КИК). К верхнему концу стойки при помощи сварки крепится металлический корпус, в котором размещаются контактные зажимы и диодно-резисторные каналы.

КИК предназначена для оборудования трассовых, дренажных (в точках подключения устройств катодной защиты) и анодных контрольно-измерительных пунктов диагностики, а также для монтажа протяженных анодных заземлителей кабельного типа и применяется в системах электрохимической защиты.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяется в основном комплексная защита, когда наряду с защитой изоляционными покрытиями применяют электрохимическую защиту (установки катодной и протекторной защиты).

Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии весьма эффективна, если она правильно осуществляется. Необходимо правильно выбрать средства электрохимической защиты и разместить их, для чего необходимо произвести специальные расчеты и технико-экономические сравнения отдельных вариантов. Стальные газопроводы считают электрохимически защищёнными, если разность потенциалов газопровод - земля, измеренная с помощью медносульфатного электрода сравнения, равна 0,85 В (минимальный защитный потенциал).

ИФС (изолирующее фланцевое соединение) представляет собой прочноплотное соединение двух участков трубопровода, которое посредством электроизолирующей прокладки и втулок препятствует прохождению электрического тока вдоль трубопровода. ИФС состоит из трех фланцев. В качестве уплотнителя-изолятора между ними применена паронитовая прокладка. Соединение фланцев обеспечивается шпильками, которые изолируются от фланца фторопластовыми втулками.

Изолирующие фланцы устанавливают в колодцах вместе с отключающими устройствами.

Полимерные - экструдированные из расплава, порошковые, оплавляемые на трубах, из липких изоляционных лент.

Управление потенциалов достигается за счет катодной поляризации подземного сооружения - катодная или протекторная защита.

Отвод проникших в подземное сооружение блуждающих токов достигается созданием низкоомного электрического подсоединения трубопровода к отрицательному полюсу источника блуждающих токов - электродренажная защита.

Вредными влияниями катодной поляризации защищаемого сооружения на соседние сооружения считаются следующие:

- уменьшение по абсолютной величине минимального или увеличение по абсолютной величине максимального защитного потенциала на соседних металлических сооружениях, имеющих катодную поляризацию;

- возможность электрохимической коррозии на соседних сооружениях, ранее не требовавших защиты.

На сегодняшний день существует более усовершенствованный вариант КИП, который называют дистанционным КИП.

Дистанционный контрольно-измерительный пункт (ДКИП) предназначен для дистанционного контроля состояния ЭХЗ подземных трубопроводов и металлических сооружений на коррозионно-опасных участках между соседними катодными преобразователями.

В состав ДКИП входят:

· контрольно-измерительная колонка (КИК);

· блок дистанционного контроля (БДК);

· модем (поставляется отдельно с БДК, в зависимости от вида связи (GSM, УКВ, проводная);

· аккумулятор;

· комплект СЭС.

БДК размещаются в отдельном гидроизоляционном корпусе, который закапывается в землю рядом с КИК ниже уровня промерзания земли рядом или над трубопроводом. К БДК подключаются вывод от точки соединения с трубопроводом, выводы от СЭС и вспомогательных датчиков электрохимического потенциала, которые также выводятся на плату с клеммниками КИК. В верхней части КИК в радио-прозрачном материале размещается антенна для радиосвязи (GSM или УКВ). Выводы от аккумуляторной батареи также выводятся на плату клеммников КИК для проведения ее подзарядки в процессе эксплуатации.

1.3 Задачи служб защиты МГ от коррозии и способы их решения

Техническое и методическое решение вопросов защиты МГ от коррозии в процессе его эксплуатации осуществляет производственный отдел защиты от коррозии. Техническое и административное руководство эксплуатацией средств защиты от коррозии в подразделении осуществляет руководитель подразделения. Непосредственное руководство работами осуществляет руководитель службы (группы, участка) защиты от коррозии.

Основной задачей службы защиты от коррозии является обеспечение эффективной защиты сооружений от коррозии с целью надежной и безаварийной их работы; при этом служба защиты от коррозии подразделения выполняет следующие функции:

· обеспечивает бесперебойную работу установок дренажной, катодной и протекторной защиты путем своевременного проведения профилактических и ремонтных работ;

· обеспечивает поддержание защитных потенциалов по протяженности и во времени, контролирует их величину;

· обеспечивает бесперебойное функционирование средств контроля за коррозионным состоянием;

· своевременно внедряет новые средства защиты от коррозии, отечественные и зарубежные технологии и средства измерений, направленные на повышение точности определения параметров защиты;

· повышает надежность электроснабжения установок катодной защиты, предусматривает для вдольтрассовых линий электропередачи использование автоматов включения резерва, аварийной сигнализации на пульт диспетчера, введение резервного питания ЛЭП;

· контролирует состояние защитного покрытия и коррозионное состояние сооружений;

· определяет участки сооружений повышенной и высокой коррозионной опасности (ПКО, ВКО), обеспечивает (совместно со службой КИП и А) дистанционный контроль опасности коррозии по индикаторам коррозии и параметров ЭХЗ на этих участках;

· составляет оценку и долговременный прогноз коррозионного состояния сооружений на период не менее 5 лет;

· осуществляет технический надзор за качеством нанесения защитных покрытий и строительством средств защиты от коррозии и контроля за коррозией;

· обеспечивает своевременное и качественное ведение техдокументации и представление отчетности в вышестоящие организации и органы надзора.

Технический осмотр и контроль работы средств ЭХЗ проводится с периодичностью не реже четырех раз в месяц на установках дренажной и катодной защиты, не оборудованных средствами дистанционного контроля, в зонах блуждающих токов и коммуникаций промплощадок КС и двух раз в месяц, на установках катодной защиты вне зоны блуждающих токов; не реже одного раза в квартал - на установках катодной защиты, оборудованных средствами дистанционного контроля, установках протекторной защиты (УПЗ), защитных футлярах (кожухах) и изолирующих соединениях (изолирующих фланцах и муфтах).

При техническом осмотре и проверке средств ЭХЗ необходимо выполнять:

· контроль режимов работы УДЗ, УКЗ, УПЗ;

· измерение защитных потенциалов в точках дренажа УКЗ, УПЗ и УДЗ;

· профилактическое обслуживание контактных соединений, анодных заземлений, узлов и блоков преобразователей катодной и дренажной защиты; оценку непрерывности работы УКЗ по счетчику времени или счетчику электрической энергии;

· оценку состояния изолирующих соединений (фланцев), оценку защищенности футляров и наличия гальванического футляра с трубопроводом;

· оценку скорости коррозии и интенсивности проникновения водорода в стенку трубы.

Данные о количестве и причинах отказов, а также времени простоев всех средств ЭХЗ - УДЗ, УКЗ и УПЗ заносят в журнал контроля эксплуатационной надежности средств ЭХЗ, в котором фиксируется число отказов и время простоя средств ЭХЗ по основным элементам: в цепях электроснабжения, преобразования тока и нагрузки.

Допускается отключение каждой установки ЭХЗ при необходимости проведения регламентных и ремонтных работ, но не более 80 ч. в квартал для УКЗ и УПЗ и не более 24 ч - для УДЗ. При проведении опытных или исследовательских работ допускается отключение средств ЭХЗ на суммарный срок не более 10 суток в год для УКЗ и УПЗ и на 3 суток для УДЗ.

1.4 Требования к противокоррозионной защите

Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки газопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение срока эксплуатации. Защита ЛЧ МГ (за исключением надземных) от подземной коррозии осуществляется защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты. Газопроводы при надземной прокладке, включая зону их выхода из грунта на поверхность, подлежат защите от атмосферной коррозии металлическими и/или неметаллическими защитными покрытиями в соответствии с проектом или действующей нормативно-технической документацией (НТД). Тип защитных внутренних и наружных покрытий определяется в проекте исходя из опасностей и коррозионной активности транспортируемого продукта и внешней среды.

Новые трубопроводы должны иметь сертификат соответствия противокоррозионной защиты требованиям стандартов и НТД. Для эксплуатируемых трубопроводов сертификат соответствия выдается только после комплексного обследования. Трубы диаметром 530 мм и более, поставляемые для подземной прокладки линейной части объектов МГ, должны иметь наружное изоляционное покрытие, выполненное в заводских условиях.

Система ЭХЗ сооружений от коррозии должна быть построена и включена в работу до сдачи сооружений в эксплуатацию.

В целях защиты от блуждающих токов необходимо обеспечить электрическую изоляцию линейной части трубопровода от компрессорных, насосных станций и иных площадочных объектов с помощью изолирующих вставок.

На участках высокой и повышенной коррозионной опасности (ВКО и ПКО), а также в зонах действия блуждающих токов необходимо в период их строительства обеспечивать временную защиту. Временная система ЭХЗ должна быть включена в работу в течение первого месяца после укладки газопровода в грунт и засыпки.

В местах пересечений трубопроводов с линиями электропередачи напряжением 110 кВт и выше предусматривается только подземная прокладка трубопроводов под углом возможно близким к 90 градусам к направлению линии электропередач с целью защиты от блуждающих токов.

Защитное покрытие законченных строительством (или отремонтированных) участков магистральных газопроводов должно контролироваться прибором - искателем повреждений, через две недели после укладки и засыпки газопровода, а также определением переходного сопротивления газопровода на постоянном (метод катодной поляризации) и/или переменном токе в соответствии с НТД. Не допускается выполнять контроль защитных покрытий в мерзлых грунтах. Разрешается ввод газопровода во временную эксплуатацию по решению рабочей комиссии с последующей проверкой защитного покрытия после оттаивания и увлажнения грунтов и окончательной приемкой в эксплуатацию контролируемого участка газопровода.

Регламент и процедура сертификации газопровода с различными видами коррозионных повреждении (язвенная коррозия, КРН, коррозия под отслоившимся покрытием) определяются НТД.

Зоны высокой и повышенной коррозионной опасности определяются (на новых газопроводах) на этапе проектирования проектирующей организацией и уточняются в процессе эксплуатации службой защиты от коррозии эксплуатирующего предприятия.

2. Изоляционные работы

2.1 Виды противокоррозионных изоляционных покрытий и материалов

Изоляционное покрытие (ИП) - это защитная конструкция, включающая один или несколько слоёв, каждый из которых выполняет определённую функцию. ИП предназначено для предотвращения возможного контакта стального газопровода с окружающей средой (грунтом, водой и др.) и увеличения электрического сопротивления на границе поверхности «газопровод - земля», называемого переходным.

Чаще всего ИП включает в себя несколько слоёв из различных материалов. Наиболее распространены такие конструкции покрытий, в которые входят грунтовочный (праймирующий), изолирующий и защищающий от механических повреждений слои.

Грунтовочный слой служит для создания надёжной прилипаемости между металлом трубопровода и изолирующим слоем.

Изолирующий слой выполняет основные защитные функции покрытия. Как правило, покрытия называют по изолирующему слою. Например, если в качестве изолирующего слоя используется одна из разновидностей битумной или полимерной мастики, то такое покрытие называют мастичным. При использовании полимерных лент покрытие называют ленточным.

Специальная армирующая обёртка (армирующий слой), служащая для увеличения прочности изоляционного покрытия вводится в конструкцию покрытия в случае, если изолирующий слой не обладает достаточной механической прочностью.

Защитный слой наносится для предохранения изоляционного покрытия от возможных повреждений, возникающих как при проведении изоляционно-укладочных работ, так и в период эксплуатации трубопровода.

Существует ряд изоляционных материалов, традиционно применяемых в трассовых условиях:

· мастичные (битумные);

· плёночные (полимерные);

· композиционные.

Изоляционные мастичные материалы для труб состоят из основ (битума, гудрона, уретана) и добавок на основах растворителей. Мастичные материалы обеспечивают эластичное, ударопрочное покрытие с высокими защитными свойствами, сохраняющимися при длительной эксплуатации.

Мастики наносятся на очищенную и загрунтованную поверхность труб, как машинами, так и вручную с помощью кисти, скребка, щётки или пульверизатора. Перед нанесением их необходимо довести до вязко-текучего состояния нагревом или при помощи растворителей. Мастику используют при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте объектов добычи, транспорта и переработки газа. В том числе, для защиты крановых узлов, соединительных деталей и других объектов со сложной конфигурацией, а также участков линейной части магистральных газопроводов, эксплуатируемых в условиях сухих и увлажненных грунтов.

Марки распространённых мастик: «БИУРС» (Россия), «FRUCS-1000A» (Япония) и др.

Плёночные изоляционные материалы представляют собой ленты, состоящие из полиэтиленовой основы (полиэфирной ткани) и одного либо нескольких адгезионных слоёв на основах бутилкаучука, синтетических смол и других адгезивов. Они обладают стойкостью к растрескиванию под напряжением, а также устойчивостью к воздействию ультрафиолетовых лучей.

Плёночные материалы наносятся на новые трубы или на трубы с хорошо подготовленной поверхностью (очищенной дробью) ручным или машинным способами. Их используют в качестве основного изоляционного материала для трубопроводов, а также для изоляции стыков, фитингов, тройников.

Марки распространённых изоляционных лент: «Polyken» (США), «Altene» (Италия), «Nitto» (Япония), «Wrapco» (Япония), «Полилен» (Россия), «ТИАЛ» (Россия) и др.

Изоляционные композиционные материалы (ИКМ) представляют собой макрогетерофазные системы, состоящие из двух и более разнородных компонентов, обладающих различными физическими и механическими свойствами. ИКМ характеризуются свойствами, которыми не обладает ни один из его компонентов, взятый в отдельности.

ИКМ бывают:

· волокнистые;

· слоистые;

· дисперсно-упрочнённые.

ИКМ, после его подогрева до необходимой температуры, наносится на защищаемую поверхность как ручным, так и машинным способами. Поверхность должна быть подготовлена (очищена от грязи, пыли, отслаивающихся частей и просушена). ИКМ используют при всех видах работ (строительных, ремонтных) на любых участках газопровода, в том числе и на сварных стыках труб.

Марки распространенных композиционных материалов: «Реком» (Россия), «Биртэк-И» (Россия).

Изоляционные материалы делятся на два типа:

· нормальный;

· усиленный.

Изоляционные покрытия нормального типа применяют, как правило, для защиты подземных трубопроводов, сооружаемых в грунтах, имеющих низкую и среднюю коррозионную активность (грунты с удельным сопротивлением более 10 Омм).

Изоляционные покрытия усиленного типа применяют для защиты подземных трубопроводов, сооружаемых в грунтах, имеющих высокую и особо высокую коррозионную активность (грунты с удельным сопротивлением менее 10 Омм).

Выбор типа (табл. 2.1) изоляционного покрытия зависит от степени коррозионной активности и других свойств грунтов, назначения трубопровода и доступности его для ремонта. Переходное электрическое сопротивление изолированного трубопровода после укладки и засыпки должно быть не ниже 10⁴ Омм² при изоляции нормального типа, и не ниже 10⁵ Омм² при изоляции усиленного типа.

Усиленный тип защитных покрытий следует применять на трубопроводах сжиженных углеводородов, трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на трубопроводах любого диаметра, прокладываемых:

· южнее 50° северной широты;

· в засоленных почвах любого района страны (солончаковых, солонцах, солодях, такырах, сорах и др.);

· в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

· на подводных переходах, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним, в пределах расстояний, устанавливаемых при проектировании;

· на пересечениях с различными трубопроводами -- по 20 м в обе стороны от места пересечения;

· на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

· на участках блуждающих токов;

· на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313К (40° С) и выше;

· на участках нефтепроводов, нефтепродуктопроводов, прокладываемых на расстоянии менее 1000 м от рек, каналов, озер, водохранилищ, а также границ населенных пунктов и промышленных предприятий.

Во всех остальных случаях применяются защитные покрытия нормального типа.

Таблица 2.1 - Типы и конструкции покрытий из битумно-резиновых и полимерных лент отечественного производства

Тип покрытия	Конструкция покрытия	Общая толщина покрытия без обертки, мм	Допуски без обертки, мм
Нормальное битумное (НБ)	Битумная грунтовка, слой битумно-резиновой мастики 4 мм, стеклохолст один слой, защитная обертка	4,0	0,3
Нормальное полимерное (НП)	Грунтовка, полимерная липкая лента, защитная обертка	0,6…0,7	0,02
Усиленное битумное (УБ)	Битумная грунтовка, слой битумно-резиновой мастики 6 мм, стеклохолст один слой, защитная обертка	6,0	0,5
Усиленное полимерное (УП)	Грунтовка, полимерная липкая лента два слоя, защитная обертка	1,0…1,1	0,04

Изоляционные материалы наносятся на предварительно очищенную (пескоструйным или дробеструйным оборудованием) поверхность трубопровода, при необходимости, покрытую праймером (грунтовкой). Нанесение изоляции производится в трассовых, базовых и заводских условиях. Места под стыки для сварки оставляют оголёнными, а после стыковки труб на эти места накладываются манжеты. Для ремонта повреждений изоляции малой площади применяют ремонтные заплаты.

Изоляционные покрытия должны отвечать основным требованиям, характерным для условий работы защищаемого с их помощью сооружения:

· обладать высокими диэлектрическими свойствами;

· быть сплошными по всей длине сооружения;

· иметь хорошую прилипаемость к металлу трубопровода;

· обладать низкой влагопроницаемостью и малой величиной влагопоглощения;

· противостоять проникновению хлоридов, сульфатов и других ионов, которые ускоряют процесс коррозии стали;

· обладать высокой химической стойкостью;

· быть химически нейтральными;

· быть эластичными и обладать высокой механической прочностью;

· обладать необходимой температурной устойчивостью.

Кроме этого, изоляционные покрытия должны иметь сравнительно простую технологию процесса нанесения, допускающую возможность механизации; материалы, входящие в состав покрытия должны быть недефицитными, а само покрытие - недорогим и долговечным.

Один из компонентов, непрерывный по объему, является матрицей (полимерной, металлической, углеродной, керамической), а разделенный в объеме композиции компонент считается армирующим и состоит из высокопрочных стеклянных, кварцевых, углеродных, органических и других волокон, нитевидных кристаллов, тонкодисперсных частиц и т.п. Связующей основой служат битумы, уретаны и другие вещества с аналогичными свойствами. коррозия битумный резиновый

Волокнистые ИКМ упрочнены волокнами либо нитевидными кристаллами различных материалов (стекло, кварц, углеродные и органические волокна и т.п.).

Слоистые ИКМ получены прокаткой или прессованием разнородных материалов (полиэтиленовой плёнки и чёрной сажи и т.д.).

ТехноПласт-материалы фирмы FIBA TECH INDUSTRIES LTD (Великобритания) являются примером слоистых ИКМ. Они состоят из смолы и армирующего элемента.

В состав дисперсно-упрочнённых ИКМ входит упрочнитель в виде дисперсных частиц (резиновой мелкодисперсной крошки и т.п.).

Примером является битумнорезиновый композиционный изоляционный материал «БИТРЭК-И» (Россия), который представляют собой двухкомпонентную массу, приготовляемую на основе химически модифицированного нефтяного битума (или смеси битумов) с добавлением мелкодисперсной резиновой крошки по двустадийной технологии.

Праймер представляет собой вязкую жидкость, содержащую модифицированный каучук, смолы, наполнители, адгезионные и стабилизирующие добавки. Он имеет высокие адгезионные свойства и катодную стойкость.

Праймеры предназначены для нанесения на металлические трубопроводы под полимерные изоляционные ленты для защиты от коррозии металлической поверхности трубопроводов. Также возможно применение некоторых марок праймеров в качестве самостоятельного покрытия для антикоррозионной и изоляционной обработки трубопроводов. Перед применением праймер необходимо тщательно перемешать и наносить его кистью, распылителем или изоляционными машинами на сухую поверхность, очищенную от грязи, ржавчины, неплотно сцепленной с металлом окалины, пыли, земли и наледи, а также обезжиренную от копоти и масла. Нанесенный слой должен быть ровным, без пропусков, пузырей, подтеков, сгустков. Температура праймера при нанесении должна быть не ниже 10°С.

Манжеты представляют собой основу (радиационно-сшитый полиолефин), покрытую термоплавким адгезивом, обладающим высокой прочностью на сдвиг. Применяются для антикоррозионной защиты сварных стыков подземных трубопроводов. Могут быть использованы для герметизации стыков труб от проникновения влаги в зонах стыковки теплоизолированных труб.

Высокая диэлектрическая проницаемость изоляционного покрытия необходима для того, чтобы создать разрыв электрической цепи микро- и макрокоррозионных элементов на поверхности трубопровода.

Сплошность (непрерывность) изоляционного покрытия предохраняет подземные газопроводы от образования коррозионных элементов.

Прилипаемость (адгезия) изоляционного покрытия к металлу - один из основных показателей. Потеря прилипаемости снижает сопротивляемость покрытия к механическим воздействиям, а также проникновению под него почвенного электролита.

Влагонепроницаемость покрытия имеет важное значение, так как в противном случае электролит, насыщая поры покрытия, войдет в контакт с поверхностью газопровода, что приведет к его коррозии.

Химическая стойкость покрытия должна обеспечивать надежную защиту газопровода в условиях наиболее агрессивных почвенных электролитов.

Химическая нейтральность покрытий по отношению к стальной поверхности газопровода необходима для исключения химических реакций, которые могут привести к разрушению труб.

Эластичность (растяжимость или дуктильность) характеризует пластические свойства изоляционных покрытий, а глубина проникновения иглы (пенетрация) - его механические свойства, которые должны быть достаточными для проведения изоляционно-укладочных работ.

Температурная устойчивость определяется:

· необходимой температурой размягчения, что важно при строительстве газопровода для получения равномерной толщины изоляции, особенно в южных районах страны, а также в условиях эксплуатации газопровода, в первую очередь на участках трассы, примыкающих к компрессорным станциям с температурой газа на выходе 60-80 С;

· температурой наступления хрупкости покрытия, что важно при проведении изоляционных работ в зимнее время и эксплуатации в условиях прокладки газопроводов выше глубины промерзания грунта.

2.2 Порядок производства изоляционных работ

При производстве изоляционных работ выполняют следующие операции:

· сушку газопровода;

· очистку газопровода;

· дробеструйную очистку газопровода;

· нанесение изоляционных покрытий;

· нанесение грунтовки;

· нанесение битумно-резиновой изоляции;

· нанесение полимерных лент и обёрточных материалов.

Одним из основных условий качественного нанесения изоляционного покрытия является нанесение его на сухую поверхность. При наличии влаги и морозной наледи очистные и изоляционные работы трудновыполнимы. Влага на поверхности трубопровода образует пленку, которая не дает изоляционному покрытию прилипнуть к поверхности трубопровода, в результате чего пленочные покрытия и битумная мастика быстро отстают; в покрытии образуются пустоты от испарения влаги с поверхности металла. Поэтому очищать и изолировать обледеневшие и влажные газопроводы без удаления наледи и сушки запрещается. При изоляции некоторыми полимерными лентами в зимнее время необходимо поверхность трубопровода предварительно разогревать до определенной температуры. Для этих целей применяют сушильные установки. Топливом для них служит керосин и дизельное топливо. Их изготавливают для определенных диаметров газопроводов.

Качество работы сушильной установки контролируют визуальным осмотром, при этом особое внимание уделяют состоянию нижней части газопровода, где может накапливаться оттаявший грунт.

Очистка необходима для удаления с наружной поверхности трубы ржавчины, окалин, частиц приставшего грунта, пыли и других загрязнений и получения определённой шероховатости для качественного нанесения грунтовки.

Для очистки наружной поверхности газопроводов применяют самоходные трубоочистные машины (ОМЛ4, ОМ121, ОМ1422 и др.), в которых в качестве очищающего инструмента используются скребки и металлические щетки. При очистке они вращаются вокруг оси трубопровода и одновременно двигаются вдоль неё. Очистные машины одновременно с очисткой могут наносить грунтовку и полимерные ленты, в обозначении таких машин ставится буква «П».

Очистка газопровода может осуществляться, как при помощи одной очистной машины, так и двумя машинами: предварительной и финишной очистки.

Очитка газопровода дробеструйной машиной применяется при необходимости финишной очистки наружной поверхности трубопровода от оставшихся следов коррозии и праймера. Дробеструйная машина перемещается по газопроводу вслед за очистной машиной. После прохождения дробеструйной машины на поверхности трубопровода остаётся наклёп, который благоприятно влияет на физические свойства металла и противодействует образованию и развитию усталостных трещин.

Дробеструйные машины могут применяться только при отсутствии газа в газопроводе, а также для очистки только сухой трубы.

Нанесение изоляционных материалов чаще всего производится изоляционными машинами с ручным и механическим приводом.

Защитные свойства изоляции помимо других факторов зависят от технологии нанесения покрытия. Имеются два способа нанесения изоляции: трассовый (в трассовых условиях), заводской или базовый (на заводах или базах).

В трассовых условиях изоляцию наносят на трубопровод большой длины. В связи с ограниченной возможностью использования специальной техники для нанесения материалов ассортимент их значительно сужен. В настоящее время рекомендуется использовать следующие антикоррозионные покрытия трассового нанесения:

· битумно-полимерные термопластичные мастики, стойкие к сдвиговым деформациям и сохраняющих эластичность при отрицательных температурах (типа «Транскор-Газ);

· армированные битумно-полимерные рулонные материалы (типа РАМ);

· рулонные битумно-полимерные материалы на полиэтиленовой основе (типа «Поликор»);

· двухкомпонентные полиуретановые термореактивные мастики (типа Frucis-1000А, «БИУРС»).

Эти покрытия могут наноситься на поверхность газопроводов как с использованием ручных средств, так и механическим способом.

Перечень изоляционных материалов, используемых при производстве изоляционных работ, отражён в таблице (табл. 2.2).

Таблица 2.2 - Изоляционные материалы, используемых при производстве изоляционных работ

Наименование материала	Применяемость	Условие нанесения
Транскор-Газ (Битэп-Газ)	Сплошная переизоляция, ремонт локальных дефектов битумных покрытий	Трассовое
Рулонный армированный материал «РАМ»	Сплошная переизоляция	То же
МБР-90	Только для ремонта существующих битумных покрытий	“
Пленочное покрытие «Полилен» («Поликен»)	Только для ремонта существующего пленочного покрытия	“
Термоусаживающаяся манжета «Терма-СТМП»	Сварные стыки труб в заводской полиэтиленовой изоляции; ремонт труб в заводской полиэтиленовой изоляции (большие дефекты); стыковка "Биурс", полиуретановых покрытий с заводской полиэтиленовой изоляцией	Заводское (базовое) и трассовое
Термоусаживающаяся манжета «Терморад-МСТ» (аналог «Райхем»)	То же	То же
Полиуретановая мастика «FRUCIS-1000A/UP 1000»	Все объекты газопроводов с температурой длительной эксплуатации до 60°С. Допускается повышение температуры до 80°С	“
Битумно-уретановое покрытие «Биурс»	Переходы «земля-воздух», линейная и фасонная часть трубопроводов	“
Двухкомпонентное полиуретановое покрытие COPON HYCOTE 165 BG	Переходы «земля-воздух»	Трассовое
Двухкомпонентное полиуретановое покрытие «Scotchkote 352 ht»	Переходы «земля-воздух», линейная и фасонная часть трубопроводов	То же
Двухкомпонентное эпоксидное покрытие «PROTEGOL EP-Coating 130 HT»	Все объекты газопроводов с температурой длительной эксплуатации до 100°С. Допускается повышение температуры до 120°С	Заводское (базовое) и трассовое
Двухкомпонентная полиуретановая мастика «Pur Stop 2000»	Соединительные детали, монтажные узлы с температурой эксплуатации до 60°С. Допускается повышение температуры до 80°С	Заводское (базовое)
Двухкомпонентная полиуретановая мастика «Карбофлекс»	То же	То же
Двухкомпонентная полиуретановая мастика «Acothane TU»	Все объекты газопроводов с температурой длительной эксплуатации до 60°С. Допускается повышение температуры до 80°С	Трассовое
Двухкомпонентная полиуретановая мастика «PROTEGOL UR-Coatng 32-55 H»	То же	Заводское (базовое) и трассовое
Двухкомпонентная полиуретановая мастика «PROTEGOL UR-Coatng 32-55R (RR)»	Все объекты газопроводов с температурой длительной эксплуатации до 40°С. Допускается повышение температуры до 60°С	То же
Двухкомпонентное полиуретановое покрытие COPON HYCOTE 165	То же	Заводское (базовое)

На заводе или базе изоляцию наносят на отдельные трубы или плети из двух или трёх сварных труб.

Заводское нанесение изоляционных покрытий на трубы, соединительные детали, запорную арматуру и монтажные заготовки имеет ряд преимуществ перед трассовой изоляцией:

· высокое качество подготовки поверхности к нанесению покрытий;

· постоянный автоматизированный контроль над технологическим процессом;

· постоянный приборный контроль качества получаемых покрытий;

· автоматизированное нанесение покрытий;

· высокая производительность применяемого оборудования;

· гарантированное высокое качество выпускаемой продукции.

Грунтовка в зависимости от типа изоляционного покрытия может наноситься вручную, грунтовочными, очистными (под битумно-резиновую изоляцию) и изоляционнымими (под импортные ленты) машинами. Кроме этого, она может наноситься машинами, выполняющими одновременно очистку и изоляцию.

Грунтовку наносят на тщательно очищенную и осушенную поверхность газопровода. Слой грунтовки должен быть равномерным без сгустков и подтёков. При неравномерном слое грунтовки, когда образуются капли и подтёки, увеличивается время её высыхания, и если этим каплям и подтёкам не дать высохнуть, то при нанесении горячей битумной мастики образуются поры из-за испарения оставшегося в грунтовке растворителя. Если поверхность газопровода плохо очищена и на ней имеются не удалённые рыхлые продукты коррозии, грунтовка, покрывая их, может плохо или совсем не проникнуть к поверхности металла трубы и не заполнить его микронеровностей, т.е. не будет хорошего сцепления грунтовки с металлом. Снижение качества грунтовки может быть и из-за оседания на ней продуктов очистки газопровода и почвенной пыли от движущегося транспорта.

При нанесении на трубопровод импортных грунтовок их температура должна быть от 10 до 30єС. Поэтому при низких температурах наружного воздуха грунтовку подогревают, используя выхлопные газы двигателя изоляционной машины.

Толщину грунтовки контролируют магнитным толщиномером ИТП-1.

Особое внимание в процессе работы должно уделяться качеству наложения грунтовки около сварных швов.

Грунтовки огне- и взрывоопасны, поэтому при обращении с ними надо строго соблюдать меры противопожарной безопасности и следить за тем, чтобы они использовались только по своему назначению.

После очистки и грунтовки газопровода на него наносят битумно-резиновую мастику со стекловолокнистым холстом и обёрточным материалом. Причём мастику наносят на просохшую грунтовку и не позже 36 ч после нанесения ее на трубы. Поверхность грунтовки должна быть чистой (не иметь пыли, грязи, влаги, наледи, снега и т.п.). Основная задача при наложении битумно-резиновой изоляции - формирование равномерного по толщине слоя мастики по всему периметру газопровода.

Изоляцию на газопровод наносят с помощью изоляционных машин, которые представляют собой самоходные машины, позволяющие наносить как покрытие, так и армирующие или обёрточные материалы. Каждая машина предназначена для нанесения изоляции на трубы нескольких смежных размеров, поэтому при выпуске с завода такие машины укомплектовывают сменным оборудованием.

Машину устанавливают на газопровод и тщательно центрируют для обеспечения одинакового зазора по всей окружности между трубой и обечайкой, который и определяет толщину слоя изоляции. Жидкое покрытие закачивают насосом из бака машины (бак машины наполняют из битумовозов) в обечайку. Формирование изоляционного слоя происходит при контакте газопровода с мастикой, находящейся в обечайке. Избыточный слой мастики с газопровода на участке от обечайки до обмоточного механизма стекает в бак. Далее на мастику накладывается стекловолокнистый холст, который вначале полностью пропитывается мастикой, а затем погружается в неё, образуя единый защитный слой.

Для нанесения качественной изоляции необходимо поддерживать постоянный температурный режим (табл. 2.3) наносимой мастики, который меняется в зависимости от температуры окружающего воздуха.

Армирующие и обёрточные рулонные материалы наносят одновременно с изоляцией путём намотки по спирали с нахлёстом витков не менее 30 мм без гофр, морщин и складок.

Для получения двухслойной битумно-резиновой изоляции за один проход машины к серийно выпускаемым изоляционным машинам поставляют специальные приставки, позволяющие наносить сразу второй слой.

Таблица 2.3 - Температурный режим наносимой мастики в зависимости от температуры воздуха

Температура воздуха, єС	> 30	30…20	20…10	10…0	0…-10	-10…-20	-20…-30
Температура мастики, єС	160	165	170	175	180	185	190

Полимерные изоляционные ленты наносятся на сухую (высохшую) и влажную грунтовку. При нанесении лент на сухую грунтовку применяют раздельное нанесение грунтовки и ленты. При нанесении лент на влажную грунтовку предусматривается одновременное нанесение грунтовки и полимерной ленты.

Под отечественные липкие ленты наносят однородный слой грунтовки толщиной 0,1-0,2 мм по всей поверхности трубопровода.

Импортные изоляционные ленты «Поликен», «Плайкофлекс», «Нитто», «Фуракава», «Секисюи», «Денсо» наносят на не полностью просохшую грунтовку. В этом случае для каждого типа ленты применяют определённую клеевую грунтовку, толщина которой 0,05-0,074 мм. Если слой грунтовки при наложении будет меньшей толщины, то возможны нарушения сплошности слоя. При этом защитные свойства грунтовки будут снижаться вследствие быстрого испарения растворителя.

Для наложения полимерных лент применяют: специальные машины для нанесения полимерных лент; машины для нанесения битумных покрытий, дополнительно оборудованные приставкой для намотки полимерных лент; машины для очистки и намотки полимерных лент.

Перед началом работ проверяют настройку изоляционной машины со всеми установленными на ней рулонами полимерных лент и обёрток, изолируют участок трубопровода длиной 2-3 м и определяют качество нанесения покрытия. При удовлетворительном качестве нанесения покрытия на контрольном участке выдаётся разрешение на дальнейшее ведение изоляционных работ.

...