Мая 27, 2022
Для технологических трубопроводов при транспортировке агрессивных веществ защиту от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов следует обеспечивать с учетом химических и физических свойств веществ, конструкции и материалов компонентов трубопроводов, условий эксплуатации и других факторов [1].
Выбор вида и системы защиты от коррозии наружной поверхности трубопроводов осуществляется в зависимости от способа и условий их прокладки, характера и степени коррозионной активности внешней среды, степени опасности электрокоррозии, вида и параметров транспортируемых веществ.
Оценку степени агрессивности воздействия окружающей среды и защиту от коррозии наружной поверхности надземных трубопроводов следует осуществлять с использованием металлических и неметаллических защитных покрытий в соответствии с требованиями строительных норм и правил. Для защиты трубопроводов от подземной коррозии в проекте предусматриваются решения по обеспечению их надежной эксплуатации.
Решение о необходимости электрохимической защиты (ЭХЗ) принимается в соответствии с требованиями НТД на основании коррозионных исследований, выполняемых с целью выявления на участках прокладки трубопроводов опасности почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами. Проектирование системы электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной) необходимо производить в соответствии с требованиями НТД. При бесканальной прокладке подземных трубопроводов проектирование средств защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, следует осуществлять для трубопроводов без тепловой изоляции. Трубопроводы, транспортирующие вещества с температурой ниже 20°С и подлежащие тепловой изоляции, следует защищать от коррозии, как трубопроводы без тепловой изоляции.
При ЭХЗ трубопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (ИФС). Размещение ИФС - согласно строительным нормам и правилам.
Для измерения электропотенциалов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения.
При проектировании мероприятий по антикоррозионной защите технологических трубопроводов конструктивные решения должны обеспечивать доступность осмотра и восстановление антикоррозионных покрытий.
Опознавательную окраску и маркировку трубопроводов и их элементов следует выполнять в соответствии с национальными стандартами и НТД по промышленной безопасности.
Для коммунально-сетевых газопроводов [2, 3] защита от электрохимической коррозии подземных стальных газопроводов, стальных вставок на полиэтиленовых газопроводах, футляров, проложенных открытым способом, должна осуществляться защитными изоляционными покрытиями усиленного типа, а в грунтах высокой коррозионной агрессивности или при опасном действии блуждающих токов - дополнительно средствами ЭХЗ.
Для стальных вставок длиной более 10 м на линейной части полиэтиленовых газопроводов и участков соединения полиэтиленовых газопроводов со стальными вводами в здания (непосредственно перед зданием и при наличии электроизолирующих вставок на вводах) допускается ЭХЗ не предусматривать. Засыпка траншеи в этом случае по всей протяженности глубине должна быть песчаной.
Установка контрольно-измерительных пунктов на газопроводах в городских и сельских поселениях должна предусматриваться с интервалом не более 200 м, вне территории городских и сельских поселений - не более 500 м.
Надземные газопроводы должны быть окрашены в желтый цвет двумя слоями краски, лака или эмали, предназначенных для наружных работ, при расчетной температуре наружного воздуха в районе строительства. Наружные газопроводы, проложенные по фасадам зданий, могут окрашиваться под цвет ограждающих конструкций здания.
Электрохимическая защита газопроводов в грунтах высокой коррозионной агрессивности независимо от влияния блуждающих токов должна обеспечивать значения поляризационных потенциалов стали в пределах от -0,85 до -1,15 вольт (относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения) или значения суммарного потенциала (включающие поляризационную и омическую составляющие) - разности потенциалов между трубой и землей в пределах от -0,9 до -2,5 вольт (относительно насыщенного медно-сульфатного электрода сравнения). При наличии опасного влияния блуждающих токов в грунтах низкой и средней коррозионной агрессивности катодная поляризация должна обеспечивать отсутствие на газопроводах анодных и знакопеременных зон.
Для коммунально-сетевых теплопроводов [4] при выборе способа защиты стальных труб от внутренней коррозии необходимо учитывать следующие основные параметры сетевой воды:
- жесткость воды;
- водородный показатель рН;
- содержание в воде кислорода и свободной угольной кислоты;
- содержание сульфатов и хлоридов;
- содержание в воде органических примесей (окисляемость воды).
Защиту труб от внутренней коррозии следует выполнять путем:
- повышения рH в пределах рекомендации;
- уменьшения содержания кислорода в сетевой воде:
- покрытия внутренней поверхности стальных труб антикоррозионными составами или применения коррозионно-стойких сталей;
- применения безреагентного электрохимического способа обработки воды;
- применения водоподготовки и деаэрации подпиточной воды;
- применения ингибиторов коррозии.
Виды покрытий для защиты наружной поверхности труб тепловых сетей и тепловых пунктов от коррозии должны соответствовать СНиП [4].
Покрытия, имеющие лучшие технико-экономические показатели, удовлетворяющие требованиям работы в тепловых сетях, должны применяться взамен приведенных в СНиП.
В качестве средств зашиты труб от наружной коррозии также должна применяться ЭХЗ путем катодной поляризации труб с помощью установок катодной, электродренажной защиты (поляризованных или усиленных электродренажей) или протекторов.
Для трубопроводов тепловых сетей при надземной прокладке и трубопроводов тепловых пунктов должны применяться только защитные антикоррозионные покрытия. Выбор вида защитных антикоррозионных покрытий должен производиться по максимальной температуре теплоносителя с учетом способа прокладки и вида теплоносителя.
Электрохимическая защита трубопроводов тепловых сетей должна осуществляться на основе признаков опасности наружной коррозии. При наличии хотя бы одного из признаков должны применяться средства ЭХЗ. Независимо от коррозионных условий прокладки тепловых сетей должны предусматриваться средства ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей в местах прохода их через футляры.
Для подземных тепловых сетей, проложенных в каналах, признаками опасности наружной коррозии считаются [4]:
- наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигает изоляционной конструкции (при невозможности удаления воды или грунта из канала);
- увлажнение теплоизоляционной конструкции капельной влагой с перекрытия канала, достигающей поверхности труб, или влагой, стекающей по шитовой опоре;
- наличие на поверхности труб следов коррозии в виде язв или пятен с продуктами коррозии на отдельных участках поверхности металла труб.
Для подземных тепловых сетей, проложенных бесканально, признаками опасности наружной коррозии считаются:
- коррозионная активность грунтов, оцененная как «высокая»;
- опасное влияние постоянного и переменного блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей.
При подземной канальной прокладке тепловых сетей в зонах влияния блуждающих токов должны быть предусмотрены меры по увеличению переходного электрического сопротивления труб путем электроизоляции трубопроводов от неподвижных и подвижных опор.
Для контроля за внутренней коррозией на подающих и обратных трубопроводах водяных тепловых сетей на выводах с источника теплоты и в наиболее характерных местах следует предусматривать установку индикаторов коррозии.
При проектировании должны предусматриваться конструктивные решения, предотвращающие наружную коррозию труб тепловой сети.
Для конструкций теплопроводов в пенополиуретановой теплоизоляции с герметичной наружной оболочкой нанесение антикоррозионного покрытия на стальные трубы не требуется, но обязательно устройство системы оперативного дистанционного контроля, сигнализирующей о проникновении влаги в теплоизоляционный слой. Независимо от способов прокладки при применении труб конструкций теплопроводов в пенополимерминеральной теплоизоляции защита от наружной коррозии металла труб не требуется. Для конструкций теплопроводов с другими теплоизоляционными материалами независимо от способов прокладки должны применяться антикоррозионные покрытия, наносимые непосредственно на наружную поверхность стальной трубы.
Неизолированные в заводских условиях концы трубных секций, отводов, тройников и других металлоконструкций должны покрываться антикоррозионным слоем.
При бесканальной прокладке в условиях высокой коррозионной активности грунтов, в поле блуждающих токов при положительной и знакопеременной разности потенциалов между трубопроводами и землей должна предусматриваться дополнительная защита металлических трубопроводов тепловых сетей, кроме конструкций с герметичным защитным покрытием. В качестве дополнительной защиты стальных трубопроводов тепловых сетей от коррозии блуждающими токами при подземной прокладке (в непроходных каналах или бесканальной) следует предусматривать мероприятия:
- удаление трассы тепловых сетей от рельсовых путей электрифицированного транспорта и уменьшение числа пересечений с ним;
- увеличение переходного сопротивления строительных конструкций тепловых сетей путем применения электроизолирующих неподвижных и подвижных опор труб;
- увеличение продольной электропроводности трубопроводов путем установки электроперемычек на сальниковых компенсаторах и на фланцевой арматуре;
- уравнивание потенциалов между параллельными трубопроводами путем установки поперечных токопроводящих перемычек между смежными трубопроводами при применении электрохимической защиты;
- установку электроизолирующих фланцев на трубопроводах на вводе тепловой сети (или в ближайшей камере) к объектам, которые могут являться источниками блуждающих токов и др.
Для магистральных трубопроводов предусматриваются: защита от подземной коррозии защитными покрытиями, защита надземных трубопроводов от атмосферной коррозии, электрохимическая защита трубопроводов от подземной коррозии и электрохимическая защита в районах распространения вечномерзлых грунтов [5].
При проектировании средств защиты стальных трубопроводов (подземных, наземных, надземных и подводных с заглублением в дно) от подземной и атмосферной коррозии следует руководствоваться требованиями ГОСТ 25812 и нормативными документами, утвержденными в установленном порядке. Противокоррозионная защита независимо от способа прокладки трубопроводов должна обеспечить их безаварийную (по причине коррозии) работу в течение эксплуатационного срока. Защита трубопроводов (за исключением надземных) от подземной коррозии независимо от коррозионной агрессивности грунта и района их прокладки должна осуществляться комплексно защитными покрытиями и средствами ЭХЗ. В зависимости от конкретных условий прокладки и эксплуатации трубопроводов следует применять два типа защитных покрытий: усиленный и нормальный. 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 и в поймах рек, а также на переходах через железные и автомобильные дороги, в том числе на защитных футлярах и на участках трубопроводов, примыкающих к ним;
- 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 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.
Трубопроводы при надземной прокладке должны защищаться от атмосферной коррозии лакокрасочными, стеклоэмалевыми, металлическими покрытиями должны иметь общую толщину не менее 0,2 мм и сплошность - не менее 1 кВ на толщину. Контроль лакокрасочных покрытий следует производить по толщине - толщиномером, а по сплошности - искровым дефектоскопом. Толщина стеклоэмалевых покрытий должна быть не менее 0,5 мм, сплошность - не менее 2 кВ на толщину.
Консистентные смазки следует применять в районах с температурой воздуха не ниже минус 60°С на участках с температурой эксплуатации трубопроводов не выше плюс 40°С. Покрытие из консистентной смазки должно содержать 20% (весовых) алюминиевой пудры и иметь толщину в пределах 0,2...0,5 мм.
Противокоррозионную защиту опор и других металлических конструкций надземных трубопроводов следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП III-23-81.
В условиях повышенной коррозионной опасности: в солончаках с сопротивлением грунтов до 20 Ом·м, на участках, где не менее 6 мес. в году уровень грунтовых вод находится выше нижней образующей трубопровода и на участках с температурой эксплуатации трубопроводов плюс 40°С и выше следует предусматривать, как правило, резервирование средств ЭХЗ. В качестве токоотводов заземляющих устройств следует использовать, как правило, протекторы, количество которых определяется расчетом с учетом срока службы и допустимого значения сопротивления растеканию защитного заземления. Установку анодных заземлений и протекторов следует предусматривать ниже глубины промерзания грунта в местах с минимальным удельным сопротивлением. В местах подключения дренажного кабеля к анодному заземлению должна быть предусмотрена установка опознавательного значка. Дренажный кабель или соединительный провод к анодному заземлению следует рассчитывать на максимальную величину тока катодной станции и проверять этот расчет по допустимому падению напряжения. При использовании для ЭХЗ анодных заземлений незаводского изготовления присоединение электродов следует предусматривать кабелем сечением не менее 6 мм2 (по меди). При проектировании анодных заземлений с коксовой засыпкой грануляция коксовой мелочи должна быть не более 10 мм.
Все контактные соединения в системах ЭХЗ, а также места подключения кабеля к трубопроводу и анодному заземлению должны иметь изоляцию с надежностью и долговечностью не ниже принятых заводом для изоляции соединительных кабелей.
На участках подземной прокладки соединительного кабеля в цепи «анодное заземление - установка катодной защиты - трубопровод» следует предусматривать применение кабеля только с двухслойной полимерной изоляцией.
Электроснабжение установок катодной защиты трубопроводов должно осуществляться по II категории от существующих ЛЭП напряжением 0,4; 6,0; 10,0 кВ или проектируемых вдоль трассовых ЛЭП или автономных источников. Показатели качества электроэнергии установок катодной защиты должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109.
Для подземных и наземных трубопроводов, прокладываемых в районах распространения вечномерзлых грунтов, должна предусматриваться ЭХЗ независимо от коррозионной активности грунтов.
Катодную защиту следует применять для трубопроводов, вокруг которых грунт промерзает в зимний период («холодные» участки). При отсутствии источников электроэнергии допускается применять на «холодных» участках вместо катодных станций протяженные протекторы.
Протекторную защиту (в том числе и протяженными протекторами) допускается применять на любых участках трубопровода, где грунт вокруг него находится в талом состоянии.
В установках катодной защиты следует применять протяженные, свайные и глубинные анодные заземления. Расчетный срок службы протяженных и свайных анодных заземлений должен быть не менее 10, а глубинных - не менее 20 лет. Для противокоррозионных покрытий магистральных трубопроводов следует применять материалы по ГОСТ, ТУ, приведенным в табл. 1.
Таблица 1
|
Вид защитного покрытия
|
Материал покрытия
|
ГОСТ, ТУ
|
|
I. Изоляционные материалы
|
||
|
Полиэтиленовые заводского нанесения
|
Полиэтилен порошковый для напыления
|
ГОСТ 16338-85
|
|
|
Полиэтилен гранулированный для экструзии
|
ГОСТ 16337-77
|
|
Изоляционные трассового нанесения на основе:
|
|
|
|
полиэтилена
|
Лента полиэтиленовая, дублированная ЛДП
|
ТУ 102-376-84
|
|
поливинилхлорида
|
Лента поливинилхлоридная липкая ПИЛ
|
ТУ 6-19-103-78
|
|
То же, ПВХ-Л
|
ТУ 102-320-82
|
|
|
То же, ПВХ-БК
|
ТУ 102-166-82
|
|
|
кремнийорганики
|
Лента кремнийорганическая термостойкая ЛЭТСАР-ЛПТ
|
ТУ 38-103418-78
|
|
битума
|
Мастика битумнорезиновая
|
ГОСТ 15836-79
|
|
Мастика Изобитэп-30
|
ТУ 102-182-78
|
|
|
Мастика Изобитэп-Н
|
ТУ 102-186-78
|
|
|
Лакокрасочные материалы - краска ПЭП-524
|
Эпоксидная
|
ТУ 6-10-1890-83
|
|
II. Грунтовки под изоляционные покрытия
|
||
|
На полимерной основе ГТ-831
|
Бутилкаучук, смолы
|
ТУ 102-349-83
|
|
Битумно-полимерная ГТ-760ИН
|
Битум, бутилкаучук
|
ТУ 102-340-83
|
|
Консервационная ГТ-832НИК
|
То же
|
ТУ 102-350-83
|
|
III. Армирующие материалы
|
||
|
Холст стекловолокнистый
|
Стекловолокно
|
ТУ 21-23-97-77
|
|
То же, ВВ-Г
|
То же
|
ТУ 21-23-44-79
|
|
IV. Оберточные материалы
|
||
|
Лента ЛПП-2
|
Полиэтиленовая
|
ТУ 102-353-85
|
|
Пленка ПЭКОМ
|
То же
|
ТУ 102-284-81
|
|
V. Металлические покрытия
|
||
|
Металлические
|
Из цинка
|
ГОСТ 13073-77
|
|
Из алюминия
|
ГОСТ 7871-75
|
|
ЛИТЕРАТУРА:
1. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов. (ПБ 03-585-03). Серия 03. Выпуск 15, 2004. 152 с.
2. Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления. (ПБ 12-259-03). Серия 12. Выпуск 4, 2005. 200 с.
3. Газораспределительные системы. (СНиП 42-01-2002), 2005. 33 с.
4. Тепловые сети. (СНиП 3.05.03-85), 2005. 28 с.
5. Магистральные трубопроводы. (СНиП 2.05.06-85), 2004. 60 с.