Десятибалльная шкала коррозионных условий для металлов

Условия	П, мм/ год	Балл
Некоррозионные	< 0,001 0,001—0,005	0 1
Слабокоррозионные	0,005-0,01 0,01 —0,05	2 3
Коррозионные	0,05-0,1	4
	0,1-0,5	5
Повышенно коррозионные	0,5-1	6
Весьма коррозионные	1-5	7
	5-10	8
	> 10	9

Выбор средств защиты от электрохимической коррозии

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

Степень коррозионной активности - (рг) Ом · м

Низкая - 100

Средняя - 100-20

Повышенная - 20-10

Высокая - 10-5

Весьма высокая - 5

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

Степень коррозионной опасности блуждающих токов - q, мА/м²

Высокая - 0,05

Повышенная - 0,03-0,05

Средняя - 0,015-0,03

Низкая - 0,015

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

3.2. Электрохимическая защита газопроводов

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

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

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

- электрическое разъединение газопроводов-отводов от основной магистрали;

- увеличение продольного сопро­тивления газопровода;

- электрическое разъединение изолирован­ного газопровода от неизолированных сооружений;

- электрическое разъединение трубопроводов из различных металлов.

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

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