Курсовая. Курсовая 2022 (1). Коррозия подземных металлических газопроводов Причины и механизм коррозии трубопроводов
 Скачать 0.58 Mb.
|
|
2 Оглавление Оглавление........................................................................................................................................................ 2 Введение ........................................................................................................................................................... 3 Глава 1. Коррозия подземных металлических газопроводов ...................................................................... 4 1.1 Причины и механизм коррозии трубопроводов ................................................................................. 4 1.2 Почвенная коррозия .............................................................................................................................. 6 1.3 Коррозия блуждающими токами .......................................................................................................... 7 Глава 2. Методы защиты газопроводов от коррозии ................................................................................... 8 2.1 Электрический дренаж .......................................................................................................................... 8 2.2 Протекторная защита ............................................................................................................................. 9 2.3 Катодная защита ................................................................................................................................... 10 3. Защита подземных трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями ................................. 13 3.1 Битумные изоляционные покрытия .................................................................................................... 15 3.2 Полимерные изоляционные покрытия ............................................................................................... 16 3.3 Противокоррозионная изоляция эмалью "этиноль" ......................................................................... 22 3.4 Факторы, воздействующие на изоляционное покрытие ................................................................... 22 Заключение ..................................................................................................................................................... 26 Список использованной литературы ........................................................................................................ 27 3 Курсовая работа Изм . Лист № докум Подпись Дата Разраб Фёдоров А.А. Пояснительная записка Литера Лист Листов Пров y 30 МВЕК ЭдНГ-193/2 Н. Контр. Утв Введение Актуальность темы исследования. Техническая оснащенность трубопроводного транспорта и темпы строительства магистральных трубопроводов неразрывно связаны с развитием газовой, нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. Трубопроводный транспорт нефти и газа наиболее экономичен. Подземные трубопроводы являются сооружениями, не подвергающимися практически моральному износу; срок их эксплуатации при антикоррозионной защите может достигать многих десятков лет. Следовательно, долговечность подобных конструкций непосредственно зависит уровня развития средств противокоррозионной защиты. Даже относительно небольшая коррозия нередко служит причиной выхода из строя трубопровода, вызывая значительные экономические издержки. Эффективная защита от коррозии таких больших поверхностей представляет собой важнейшую научно-техническую проблему, решение которой определяется общим уровнем развития трубопрокатной, химической электротехнической и других отраслей промышленности. Так как наиболее эффективен комплексный метод защиты металлов от коррозии, сочетающий средства электрозащиты с изоляционными покрытиями, то следует предъявить новые требования к изоляционным покрытиям и средствам электрозащиты, а именно обеспечение повышенной надежности и долговечности, технологичности и экономической эффективности. Целью исследования является рассмотрение видов коррозии, которой подвергаются трубопроводы при длительной эксплуатации, причины коррозии трубопроводов, а также способы защиты трубопроводов от коррозии. Курсовая работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы. 4 Глава 1. Коррозия подземных металлических газопроводов 1.1 Причины и механизм коррозии трубопроводов Металлические трубопроводы, укладываемые в грунт, подвергаются подземной коррозии. которая классифицируется на почвенную и электрокоррозию. Почвенная коррозия стальных трубопроводов - разрушение внешней поверхности трубопроводов под воздействием окружающей среды, электрокоррозия - разрушение под действием блуждающих токов различных установок постоянного тока, использующих землю в качестве обратного проводника (рис 1.1). Рис.1.1 Процесс электрохимической коррозии Подземная коррозия стальных трубопроводов относится к электрохимической коррозии. Во всех случаях электрохимическая коррозия протекает при существовании на поверхности трубопровода анодных и катодных участков. Электрохимическая коррозия стальных подземных сооружений неразрывно связана с наличием в грунте электролитов, в которых растворителем является вода. Она оказывает сильное диссоциирующее и растворяющее действия на кристаллы. Вещества, полностью распадающиеся на ионы при растворении, образуют сильные электролиты, а вещества. диссоциирующие частично, образуют слабые электролиты. При электрохимической коррозии одновременно протекают два процесса - окислительный (анодный), вызывающий растворение металла на одном участке, и восстановительный (катодный), связанный с выделением катиона из 5 раствора, восстановлением кислорода и других окислителей на другом. В результате возникают микрогальванические элементы, и появляется электрический ток, обусловленный электронной проводимостью металла и ионной проводимостью раствора электролита. Анодные и катодные процессы локализуются на тех участках, где их протекание облегчено. Причины, вызывающие электрохимическую неоднородность поверхности, весьма многочисленны: макро- и микронеоднородности металла; фазовая и структурная неоднородность сплавов; неоднородность и несплошность поверхностных пленок; неоднородность деформаций и напряжений. Кроме того, неоднородны и жидкие фазы, контактирующие с поверхностью. По типу коррозионных разрушений различают равномерную (сплошную) и местную коррозию. При равномерном распределении коррозионных разрушений по всей поверхности металла коррозию называют равномерной или сплошной. Если же значительная часть поверхности металла свободна от коррозии и последняя сосредоточена на отдельных участках, то ее называют местной. Виды коррозии металлов представлены на рис.1.2. Рис.1.2 - Виды коррозии: а - пятнами; б - язвенная; в - точечная; г - подповерхностная; д - структурно-избирательная; е -межкристаллитная; ж - коррозионное растрескивание 6 1.2 Почвенная коррозия Под термином "почвенная коррозия" подземных металлических сооружений понимается электрохимическое разрушение этих сооружений под воздействием окружающей среды, т.е. грунтов, грунтовых вод и т.д. Коррозионное разрушение металлического поземного сооружения может происходить в местах контакта поверхности сооружения с окружающей средой. Скорость разрушения подземного сооружения зависит от коррозионных условий, в которых он находится. Коррозионные условия для стальных подземных сооружений определяются коррозионностью грунта и особенностями этих сооружений. К факторам, определяющим коррозионность грунтов по отношению к стали, относятся: типы грунтов; сост и концентрация веществ, находящихся в грунте; содержание влаги (влажность); скорость проникновения воздуха в грунт; структура грунта; температура и удельное сопротивление грунта; наличие в грунте бактерий, активизирующих коррозионные процессы. Коррозионность грунтов исследуется вдоль трасс газопроводов путем непосредственных измерений и лабораторных исследований образцов грунта, взятых с трассы из пунктов, расположенных не более 100м друг от друга. При выявлении опасных зон расстояния для взятия проб уменьшается. Грунты в зависимости от условий и образования , делятся на глинистые, пылеватые, обломочные. торфянистые, искусственные и насыпные. Взаимная связь между отдельными частицами грунта играет немаловажную роль и увеличивается с уменьшением размеров частичек грунта. На скорость коррозии стали в значительной мере может влиять значение pH, от которого зависит состояние окисной пленки, которая при pH ниже 7 может растворяться или совсем не образовываться. Скорость коррозии стали с увеличением значения pH резко снижается. Температура грунта играет значительную роль в процессе электрохимической коррозии стальных подземных сооружений. Коррозия 7 сооружений практически отсутствует при температурах ниже -10̊˚С, а при температурах от +20 до +50˚С достигает максимума. К факторам, определяющим коррозионные условия подземных стальных сооружений, необходимо отнести неоднородность стали, механические напряжения, геометрические размеры, температуру и изоляционный слой, нанесенный на поверхность сооружения. Изоляционные покрытия в большой степени влияют на коррозионные условия. Если покрытия полностью изолируют стальное сооружение от грунта, никаких коррозионных процессов не происходит. Таким образом, коррозионные условия подземных металлических сооружений определяются коррозионными факторами грунтов и факторами самих подземных сооружений. При определении скорости коррозии подземных сооружений необходимо учитывать все факторы коррозионных условий. 1.3 Коррозия блуждающими токами Магистральные газонефтепроводы, уложенные вблизи электрифицированных железных дорог постоянного тока или вблизи рабочих заземлений системы электропередачи постоянного тока "провод-земля", подвергаются коррозии блуждающими токами. В местах входо блуждающих токов в трубопровод образуется катодная зона, а в местах выхода - анодная зона. При изменении силы или направления блуждающих токов во времени могут образовываться знакопеременные зоны, когда на одном и том же участке трубопровода происходит чередование входа и выхода блуждающего тока. 8 Глава 2. Методы защиты газопроводов от коррозии Существующие методы защиты газопроводов от коррозии можно разделить на две группы: пассивные и активные. Пассивные методы защиты заключаются в изоляции газопровода. К активным относятся электрические методы защиты: электрический дренаж, протекторная и катодная защита. 2.1 Электрический дренаж Электрический дренаж представляет собой отвод блуждающих токов из анодной зоны газопровода при помощи изолированного проводника обратно в рельсовую сеть, которая является источником блуждающих токов. Известны три вида дренажных установок: простой, поляризованный и усиленный. Простой дренаж обладает двусторонней проводимостью и применяется в двух случаях: когда рельсы электрифицированного транспорта соединены с отрицательной шиной тяговой подстанции и когда разность потенциалов газопровод-рельс больше разности потенциалов газопровод-земля, а знак потенциала газопровода только положительный и никогда не становится отрицательным. В этих случаях дренаж подключается к отрицательной шине или отсасывающему пункту (рис 2.1). Непосредственное подключение простого дренажа к рельсам запрещено. Поляризованный дренаж обладает односторонней проводимостью. Его разрешается подключать непосредственно к рельсам, когда в последних применяются однотипные рельсовые цепи СЦБ; к средней точке путевого дросселя электрифицированного пути, когда применяются двухниточные рельсовые цепи СЦБ ; к отрицательной шине тяговой подстанции трамвая или сборной шине отсасывающих кабелей тяговой подстанции электрической железной дороги. 9 Рис. 2.1 Принципиальная схема электрических дренажей а - прямой, б - поляризованный, в - усиленный Усиленный дренаж представляет собой дренаж, в цепь которого включается специальный источник тока, вследствие чего увеличивается эффективность отсасывающего действия дренажа и обеспечивается катодное состояние защищаемого газопровода. его применяют при наличии нескольких источников блуждающих токов, а так же при переменном знаке потенциала. 2.2 Протекторная защита Протекторная защита является разновидностью катодной защиты и заключается в том, что при ее помощи создается электрическая цепь газопровод-анод. Поскольку анод представляет собой металл с большим отрицательным потенциалом, чем металл газопровода, создается гальваническая пара. В этом случае электролитом служит грунт, всегда содержащий влагу, электродом - газопровод (катод), а протектором - анод. Протектор изготавливается из алюминия, цинка, магния или их сплавов. Чтобы уменьшить переходное сопротивление протектор - земля, протектор помещают в заполнитель. средний срок службы протекторов весом 7-8 кг колеблется в пределах 8-10 лет. Принципиальная схема протекторной защиты газопровода показана на рис.2.2 10 Рис.2.2 Схема газовой скважины 1-газопровод, 2- протектор, 3-заполнитель, 4-контрольный пункт Наиболее распространенными протекторами являются магниевые, потенциал которых Е пр до подключения их к трубопроводу составляет - 1,6 В. Минимальный расчетный защитный потенциал E min p составляет, так же, как и для катодной защиты - 0,85 В, естественный потенциал трубопровода по отношению к медносульфатному электроду сравнения Е ест = - 0,55 В. Для повышения эффективности работы протектора его погружают в специальную смесь солей, называемую активатором. 2.3 Катодная защита Электрохимическая защита от коррозии подземного газопровода заключается в катодной поляризации трубопровода с защитной разностью потенциалов трубопровод-земля. В местах соприкосновения металла трубопровода с грунтом ток из грунта входит в трубопровод, поляризуя и защищая его таким образом от коррозии. Создание разности потенциалов между трубопроводом и окружающим его грунтом может быть осуществлено с помощью внешнего источника постоянного тока (катодная станция) при подключении отрицательного полюса трубопроводу, а положительного полюса к заземлению(анод), расположенному в стороне от трубопровода. 11 Поскольку трубопровод обычно выполняется из стальных труб и при контакте с почвенным электролитом имеет собственный электрохимический (естественный) потенциал, катодная защита трубопровода может быть осуществлена с помощью гальванических анодов (протекторов), имеющих электрохимический потенциал более отрицательный, чем электрохимический потенциал трубопровода. В этом случае катодная защита трубопровода осуществляется путем установки протекторов в грунт в стороне от трубопровода с подключением их к последнему. Протяженность защитной зоны установки катодной защиты определяется длинной участка трубопровода, на границах которогообеспечивается зпщитная разность потенциалов труба-земля. Протяженность зоны катодной защиты при неизменной величине наложенной разности потенциалов труба-земля в точке дренажа в основном зависит от диаметра и толщины стенки трубопровода, качества изоляции его, расстояния между трубопроводом и анодом и величины удельного сопротивления грунта, окружающего трубопровод. Трубопровод значительной протяженности не может быть защищен одиночной катодной установкой. В этом случае защита трубопровода осуществляется несколькими, совместно действующими катодными установками. Катодная защита заключается в наведении на трубопровод специальными установками внешнего электрического поля, создающего катодный потенциал на поверхности трубы. При такой защите коррозионному разрушению подвергается электрически подключенный к защищаемому трубопроводу 1 анод 3, изготовленный из электропроводных материалов. Для расчета установок катодной защиты необходимо при проведении электрометрических работ получить данные об удельном электрическом сопротивлении грунта в поле токов катодной защиты, а также в месте 12 установки анодного заземления, иметь данные по характеристике трубопровода, ввиду изоляционного покрытия и наличию источников электроснабжения. Основными параметрами установки катодной защиты являются сила тока и длина защитной зоны, в зависимости от которых принимаются мощность установки, тип и число анодных заземлителей, длина дренажных линий. Принципиальная схема катодной защиты изображена на рис. 2.2 Рис.2.2 - Принципиальная схема катодной защиты трубопровода: 1 — источник постоянного тока; 2 — изолированный электропровод; 3 — трубопровод с поврежденной изоляцией; 4 — анод (заглубленное железо); 5 — дренаж (соединение тела трубы с электропроводом) 13 3. Защита подземных трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями Стальные трубопроводы, укладываемые непосредственно в грунт, должны иметь противокоррозионную изоляцию, выполняемую в соответствии с требованиями СНиП. Противокоррозионные покрытия должны: а) быть диэлектрическими; б) иметь механическую прочность, обеспечивающую их сохранность процессе строительства и при эксплуатации от давления грунта на засыпанном трубопроводе; в) обладать пластичностью, обеспечивающей монолитность при воздействии на них низких температур; г) быть непрерывными; д) быть химически стойкими, не подвергаться разрушению от биологических воздействий и не содержать компонентов, оказывающих коррозионное воздействие на металл; е) обладать хорошей прилипаемостью к металлу. В настоящее время для противокорозионной защиты городских трубопроводов применяется битумная изоляция с различными армирующими материалами (стекловолокнистые материалы, бризол, гидроизол), изоляция на основе полиэтилена, полихлорвинила, цементные торкетированные покрытия (при бестраншейной прокладке трубопроводов). Толщина изоляционного покрытия и допускаемые отклонения толщины покрытия должны соответствовать данным табл. 1. 14 Таблица 1 Толщина изоляционного покрытия и допускаемые отклонения Покрытие Тип изоляции усиленная весьма усленная толщина в мм допускаемые отклонения в мм толщина в мм допускаем ые отклонени я в мм На основе битумной мастики с минеральным наполнителем и армирующим материалом - стекловолокнистым холстом и крафт-бумагой 6 -0,5 9 -0,5 На основе битумной мастики с резиновым или полимерным наполнителем и армирующим материалом - стекловолокнистым холстом и крафт-бумагой 5,5 -0,5 8,5 -0,5 Пластмассовые ленты 0,7 - 0,7 - Полиэтиленово-песчаное покрытие 1,6 -0.2 - - Эмаль "этиноль" 0,9 ±0,1 - - Цементные торкетированные покрытия для бестраншейной прокладки трубопровода: цементные 24-32 +5 - - цементно-битумные 18-25 +5 - - Перед нанесением изоляции наружная поверхность труб должна быть очищена от грязи, ржавчины и окалины. Очистка стальных трубопроводов производится механизированным способом. В заводских условиях допускается химическая очистка. После очистки поверхность трубопровода должна оставаться шероховатой. Ржавая пыль, оседающая на поверхности труб, удаляется. Трубы для городских трубопроводов изолируют до укладки их в траншею. Сварные стыки труб изолируют в траншеях в процессе монтажа трубопровода. Изоляционные покрытия, как правило, механизированным способом, обеспечивающим проектную толщину изоляционного слоя и его сплошность. Участки концов труб остаются без изоляции и предназначаются для сварки стыков. 15 Изоляционные материалы перевозят и хранят в условиях, исключающих их увлажнение и загрязнение. При перевозке труб, изолированных на заводах или полустационарных базах, необходимо принимать меры для предохранения изоляции от повреждений. Подъем, перемещение и опускание труб в траншею следует производить механизмами с надежными захватными приспособлениями; для труб, покрытых противокоррозионной изоляцией, в целях ее сохранности надо применять мягкие полотенца или другие приспособления; трубы и секции трубопроводов надо опускать плавно, без рывков и ударов о стенки траншеи; освобождать трубу от захватных приспособлений следует лишь после ее установки на место, проверки правильности укладки и закрепления трубы в траншее подбивкой грунта. При подъеме и опускании труб запрещается обматывать изолированные трубы тросами. 3.1 Битумные изоляционные покрытия Битумное изоляционное покрытие на основе нефтяных битумов состоит из битумной грунтовки, битумной мастики, армирующих материалов и крафт- бумаги. Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтопливе. Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а следовательно, лучшей адгезии, между поверхностью металла и основным изоляционным слоем — битумной мастикой. Для этих покрытий применяют холодные и горячие битумные грунтовки. Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного — БНИ-1У-3, БНИ-IV, БНИ-V; строительного — БН-70/30, БН- 90/10), наполнителей (минеральных— асбеста, доломита, известняка, талька; органических — резиновой крошки; полимерных — атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и 16 пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зеленого, автола). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150... 180 °С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия. Покрытие «Асмол» создано на основе асфальтосмолистых материалов. Оно обладает более высокими физико-механическими свойствами (пластичность, вязкость, адгезия и др.), а также имеет более низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Высокое значение коэффициента теплопроводности материалов на основе нефтеполимера «Асмол» (на порядок выше, чем у битумов) позволило разработать новую технологию нанесения земельных мастик на трубопроводы в трассовых условиях — путем их экструдирования. Асмольные мастики применимы и для нанесения в условиях трубоизоляционных баз без существенного изменения технологического процесса. Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной оберткой (стеклохолстом, бризолом, бикарулом, оберткой ПДБ и ПРДБ). Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40 °С и на трубопроводах диаметром не более 820 мм. 3.2 Полимерные изоляционные покрытия Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия из следующих материалов: - экструдированного полиолефина; - полиуретановых смол; - термоусаживающихся материалов; - эпоксидных красок; - полимерных или битумно-полимерных лент. 17 Полиолефины (полиэтилен, полипропилен и их сополимеры) — это высокомолекулярные углеводороды алифатического ряда, получаемые полимеризацией соответствующих олефинов. Полиэтилен является продуктом полимеризации газообразного этилена. Он эластичен, обладает высокими механическими диэлектрическими свойствами, морозостойкостью (ниже -70 °С), водостойкостью, устойчивостью к нефти, газу и нефтепродуктам. Однако полиэтилен горюч, имеет низкую адгезию, подвержен старению в процессе эксплуатации (под действием тепла и кислорода воздуха), а также медленно деформируется (под действием нагрузок). Для уменьшения горючести полиэтилена в него вводят специальные добавки (оксид сурьмы, хлорированные углеводороды и др.). Одновременно повышаются его механические свойства. С целью предупреждения старения полиэтилена и соответственного ухудшения физико-механических свойств (уменьшаются морозостойкость, текучесть, относительное удлинение, ударная вязкость, повышается хрупкость) в него при изготовлении вводят стабилизаторы, например фенолы. Полипропилен является продуктом полимеризации пропилена (газообразного гомолога этилена). Он обладает более высокой прочностью, жесткостью и теплостойкостью по сравнению с полиэтиленом. Полиуретаны — это полимеры, получаемые полимеризацией диизоцианатов или полиизоцианатов с соединениями, содержащими активные атомы водорода. Полиуретаны могут быть вязкими жидкостями или твердыми продуктами. Они устойчивы к действию кислот, масел, бензина, обладают высокими адгезией к стали, прочностью при ударе, удельным электросопротивлением и сопротивлением катодному отслаиванию, а также низким водопоглощением. Однако полиуретановые мастики практически непригодны для нанесения в полевых условиях при отрицательных температурах, т. к. имеют длительный период полимеризации, которая 18 протекает только при положительной температуре (до 8ч при температуре 20 °С). Кроме того, некоторые марки полиуретановых мастик токсичны. Основу термоусаживающихся материалов составляет радиационно- вулканизированный полиэтилен трехмерной структуры, который при тепловом воздействии на него обеспечивает усадку изделия на защищаемой поверхности. Термоусаживающиеся материалы применяются в виде оберточных лент, манжет и муфт для изоляции сварных соединений труб с заводской изоляцией. Эпоксидные смолы после отверждения образуют покрытия, характеризующиеся высокой адгезией к металлам, механической прочностью, тепло-, водо- и химической стойкостью, хорошими диэлектрическими показателями. Защитные свойства эпоксидных смол существенно зависят от вида отвердителя, который предопределяет способ их сушки: горячий или холодный (при температуре 15.. .20 °С). К недостаткам тонкопленочных эпоксидных покрытий относятся относительно низкая ударная прочность и недостаточная стойкость к катодному отслаиванию. Липкие пленки. Полимерные пленочные покрытия для изоляции трубопроводов состоят из грунтовки, слоя липкой поливинилхлоридной или полиэтиленовой пленки и защитной обертки. лента поливинилхлоридная липкая изготавливается из светотермостойкого пластиката, покрытого перхловиниловым клеем. Промазанную клеем липкую ленту наматывают в виде рулонов на картонные трубки внутренним диаметром 75±5 мм. Наружный диаметр рулона должен быть не менее 220 мм. Липкая пленка транспортируется в текстовиниловых мешках (по одному рулону в мешке). Хранят липкую пленку в рулонах в закрытых помещениях; рулоны устанавливают вертикально не более чем в три ряда по высоте. Липкие полимерные пленки из пластифицированного поливинилхлорида разрешается наносить на трубопроводы при температуре воздуха не ниже 5˚С, а 19 из полиэтилена - при температуре до -25˚С. Липкие ленты наносят на огрунтованную трубу в два слоя с нахлестом витков ленты не менее 20 мм. Трубопроводы с изоляционным покрытиями из липких лент, прокладываемые в скальных, щебенистых и твердых глинистых грунтах, защищают обертками из механически прочных рулонных материалов. Большим недостатком липких полимерных лент является постепенная утрата адгезии к металлу. Поэтому примерно через 5 лет после их нанесения металл оказывается не защищенным от коррозии. Другой недостаток ленточных покрытий — образование так называемых «шатровых пустот» в околошовной зоне, которые в дальнейшем становятся очагами коррозии. Полиэтиленово-песчаная изоляция состоит из трех слоев: 1) напыленного полиэтиленового порошка толщиной 0,2 мм; 2) полиэтиленовой пленки толщиной 0,15-0,2 мм; 3) полиэтиленового порошка и кварцевого песка толщиной 1 мм. Для изготовления полиэтиленово-песчаной изоляции в качестве основных материалов применяют полиэтиленовый порошок, полиэтиленовую пленку и просушенный кварцевый песок. Предварительно очищенные трубы нагревают ( в поле токов высокой частоты, инфракрасными газовыми горелками или другим способом) до температуры 270-350˚С. полиэтиленовый порошок загружают в распылитель, снабженный соплом, и под давлением воздуха в 0,4-0,5 атм напыляют на нагретую трубу. При напылении не должно оставаться участков, не покрытых порошком. Толщина слоя напыляемого порошка регулиется давлением воздуха и скоростью движения на конвейере. Обертывание трубы пленкой производится спирально с нахдестом витков от 10 мм (для труб диаметром 100 мм), 15 мм (для труб диаметром 150 мм), до 20 20 мм (для труб диаметром свыше 350 мм). Не допускаются зазоры между витками и натяжение пленки. Сразу после обертывания трубы пленкой на нее наносят третий слой, представляющий собой смесь полиэтиленового порошка с песком. Толщина третьего слоя регулируется скоростью подачи смеси из бункера на трубу. Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от условий его эксплуатации. Одним из определяющих параметров является температура транспортируемого продукта Т п . Так, усиленное ленточное покрытие применяется при Т < 40 °С, покрытие на основе экструдированного полиолефина — не более 60 °С; на основе термостойких полимерных лент, полиуретановых смол, эпоксидных красок — не более 80 °С, на основе термоусаживающихся материалов — до 100 °С. Есть ограничения по применению изоляционных материалов в зависимости от диаметра трубопровода. Так, некоторые типы ленточных полимерных покрытий и покрытия на основе эпоксидных красок применяются на трубах диаметром не более 820 мм, покрытия же на основе экструдированного полиолефина и на основе полиуретановых смол допускаются к применению на трубопроводах диаметром от 273 до 1420 мм. На участках со сложными почвенно-климатическими условиями, и особенно на подводных переходах, где трубы нередко укладываются методом протаскивания, к изоляционным покрытиям предъявляются особо высокие требования: значительная механическая прочность, низкая степень истираемости, высокая адгезия к металлу, химическая стойкость, долговечность. В этих условиях очень привлекательно выглядят антикоррозионные покрытия из полиуретанов. Данный материал обладает высокими изолирующими свойствами, значительной твердостью, эластичностью, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию, царапанию 21 и биоповреждениям. Кроме того, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и обладают хорошей адгезией к металлам. 22 3.3 Противокоррозионная изоляция эмалью "этиноль" Эмаль "этиноль" применяют в качестве противокоррозионного покрытия подземных емкостей для хранения сжиженного газа. Эмаль состоит из лака "этиноль", асбеста №7, гизкомолекулярного полиизобутилена и литейного графита. Эмаль "этиноль" следует готовить в мешалке или емкости. В емкость заливают необходимое количество лака "этиноль", затем небольшими порциями добавляют расплавленный полиизобутилен. Содержимое емкости тщательно перемешивают до полного растворения полиизобутилена. В полученный раствор при непрерывном перемешивании вводят сухие наполнители: сначала асбест, а затем графит, если это допускается условиями эксплуатации подземного сооружения. На защищаемую поверхность "этиноль" наносят вручную кистями с растушевкой во взаимно перпендикулярных направлениях в 3-4 слоя, причем каждый последующий слой накладывается на предыдущий после полного высыхания. Скорость высыхания зависит от температуры и кратности обмена окружающего воздуха. При температуре 18-22˚С время высыхания одного слоя составляет 24 ч. 3.4 Факторы, воздействующие на изоляционное покрытие После нанесение на трубы изоляционный материал превращается в защитное покрытие и становится частью конструкции трубопровода. Период службы покрытия начинается с момента нанесения его на трубопровод и кончается временем его разрушения, когда покрытие полностью перестает эффективно выполнять защитные антикоррозионные функции. 23 Условия службы изоляционных покрытий весьма разнообразны; многообразны и внешние воздействия на покрытие, изменяющиеся во времени. Однако можно выделить два периода, различные как по характеру действующих факторов, так и по продолжительности их действия, - строительный и эксплуатационный. Строительный период охватывает время от момента нанесения покрытия на трубы до засыпки трубопровода в траншеях. Продолжительность этого периода - от нескольких минут до нескольких месяцев. После нанесения покрытия при полевом способе изоляции укладка трубопровода непосредственно в траншею (совмещенный способ) или на лежки с последующей укладкой (раздельный способ) сопровождается рядом механических воздействий. Трубопровод подвергается изгибу в вертикальном и горизонтальном направлениях, трению и ударам о стенки и дно траншеи. Изгибу часто сопутствует продольное растяжение. Прямолинейное положение трубопровода до его опуска вызывает подтягивание концов и возникновение небольших растягивающих напряжений. Кроме того, покрытия в строительный период подвергаются термическим нагрузкам и атмосферным воздействиям. При стационарном способе изоляции добавляются транспортные и погрузочно-разгрузочные операции, приводящие к дополнительным механическим воздействиям на покрытия. Таким образом, в строительный период особенно важна устойчивость покрытия к сдвигу и растяжению. В этот период возможно и влияние атмосферных факторов на физико-химические свойства покрытий. 24 Эксплуатационный период начинается с момента после засыпки трубопровода грунтом и заканчивается разрушением защитного покрытия. Продолжительность этого периода - десятки лет. В эксплуатационных условиях защитное покрытие испытывает одновременное воздействие многих факторов как со стороны окружающего грунта, так и со стороны трубы. Со стороны трубы на покрытие действуют: - вес трубы и продукта, который приводит к сжатию покрытия в нижней опорной части и к продавливанию его твердыми составляющими грунта, оставшегося не нарушенным на дне траншеи; - температурные изменения объема металла - расширение и сжатие; - плохая очистка поверхности. Со стороны грунта наблюдается одновременное воздействие химических и механических факторов. Если трубопровод заглублен, имеет место неодинаковое давление грунта на поверхность по периметру трубы. на отдельных участках в процессе работы трубопровода возникают деформации изгиба и растяжения. Промерзание окружающего трубопровод грунта увеличивает коэффициент защемления его грунтом, но напряжения всех видов в теле трубы при этом практически сохраняются. Длительная эксплуатация трубопровода при повышенных температурах также увеличивает склонность к оплыванию и выдавливанию защитного покрытия на участках наибольшего давления грунта, а в ряде случаев и к перфорации его твердыми составляющими грунта. 25 Разрушение покрытий вызывается также напряжениями, возникающими при сезонном набухании и высыхании грунта. Поэтому грунты с высоким усадочными характеристиками очень опасны для защитных покрытий, даже если они имеют наружную защитную обертку. Таким образом, в строительный и эксплуатационный периоды покрытия подвергаются воздействиям, приводящим к снижению их механических и защитных свойств. 26 Заключение Эффективная работа электрохимической защиты возможна только при высоком качестве монтажа всех конструктивных элементов. Для этого требуются научно обоснованная организация работ, максимальная механизация и высокая квалификация строительно-монтажных рабочих. Так как для защиты трубопроводов применяется ограниченное число типов установок, а элементы электрохимической защиты являются в основном типовыми, следует производить предварительную заготовку основных монтажных узлов и блоков в заводских условиях. Защита трубопроводов от коррозии может быть активной и пассивной. К активным средствам защиты трубопроводов от наружной коррозии относятся электрические методы, катодная и протекторная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной - устраняют причины, вызывающие коррозию. На практике применяется сочетание пассивных и активных методов защиты. В данной курсовой работе рассмотрены виды коррозии и способы защиты от неё. С помощью защиты продлевается срок службы металлических изделий, но повышает себестоимость возведения трубопроводов. Особенно активно электрохимическую защиту используют предприятия связанные с добычей и транспортировкой нефти и природного газа. 27 Список использованной литературы 1. А.М. Зиневич, В.И. Глазков, В.Г. Котик "Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии", Москва, 1975 г., 288 с. 2. Ю.М. Белодворский "Эксплуатация газового хозяйства", Москва, 1971г. 3. А.А.Ионин ГАЗОСНАБЖЕНИЕ, Стройиздат, Москва, 1975г. 5. И.Я. Котляр, В.М. Пиляк "Эксплуатация магистральных газопроводов" 6. В. Демченко, Г. Демченко "Магистральные трубопроводы. Надежность. Условия работы и разрушений" 7. Ф.М. Мустафин "Машины и оборудование газонефтепроводов". |