Предимства и недостатъци на известните изолации кРитерии и класификация за избор на изолация според риска за възникване на корозия

1. Механична якост, която осигурява запазване на покритието по време на монтажа (при превозване и полагане на тръбите в изкопите) и от натоварването на почвата при експлоатацията на газопровода.

2. Пластичност, която осигурява поемане на дефор­мациите при въздействието на ниски или високи температури, по време на монтажа и в процеса на експлоатация.

3. Добра адхезия към метала.

4. Изолация срещу провеждане на електрически ток.

5. Устойчивост на биологични въздействия.

1. 
   Съвместимост с катодна защита.
   
2. 
   Наличие и размер на дупки.
   
3. 
   Дисбондмент.
   
4. 
   Образуване на мехури.
   
5. 
   Адхезия.
   
6. 
   Кохезия (загуба на сближаване).
   
7. 
   Просмукване на вода.
   
8. 
   Проникването на газове.
   

Според цитираната класация, най-големият дял за авария се пада на проблеми в катодната защита, като рискът се повишава в следния ред на изследваните материали: синтезирана епоксидна смола (FBE), емайл на основа въглищен катран, асфалт емайл, полиетиленова лента, мастик асфалт и уретанови покрития. Недостатък на метода е, че има случаи в практиката, когато не се налага активна защита. Освен това процентът на дефектите е докладван общо, без да се вземат предвид специални условия на средата или на работа, като пренасяне на флуид с висока температура, хлорирана вода, почви с висока корозионна активност, голям диаметър на тръбопровода. Така например промяната на рН на средата води до намаляване на ефективността на катренаната и епоксидната изолации. В почви с високо рН и високо съдържание на въглероден диоксид под тях се развива крекинг корозия т.е. дори с отлични показатели по останалите критериии, то те са несъвместими в такава среда.

1. 
   Критериите обосновани от стандарта – съвмес­тимост с материала на тръбата, механична якост, добра адхезия, високо съпротивление, работна температура, пластичност и биологична устойчивост.
   
2. 
   Инфраструктурни критерии - работа при спе­циал­ни условия, корозионна активност на почвата, диаметър на тръбата, пористост на изолационния материал.
   
3. 
   Критерии, определящи съвместимостта с елек­тро­хи­мична защита и защита от блуждаещ ток.
   
4. 
   Цена.
   
5. 
   История на авариите.
   

1. 
   Резистентност на почвата. Това е най-важният фактор, според който се проектира електрохимическата защита и се избира изолация. Според съпротивлението на почвата се препоръчват следните алтернативи: 0-1000 Ω/m³ - епоксидно, полимер три слоя от хибриден тип, 1,001-3,000 Ω/m³ - епоксидно, полимер три слоя от хибриден тип, 3,001-10,000 епоксидно, полимер, полиуретан,  >10,001 Ω/m³- всички видове покритие, няма нужда от КЗ.
   
2. 
   Съвместимост с катодна защита. Критериите за съвместимост с катодна защита са:
   

• 
  липса на екраниращ ефект спрямо защитния ток, според електрическото съпротивление на изолацията [Ωm²];
  
• 
  защитна плътност на тока [mA/m²] за различни периоди от експлоатацията на тръбопроводите [год];
  
• 
  площ на дефектите спрямо общата площ [mm²/m²];
  
• 
  липсата на отслояване на покритието при действие на катодната защита (дисбондинг);
  
• 
  максимален (по абсолютно стойност) защитен потенциал в дренажната точка и входно съпротивление на тръбопровода.
  

За да се оцени нивото на съвместимост на отделните изолации с катодната защита, те трябва да се класират според дисбондинг и стойността на необходимия защитен ток.

3. 
   Температура на работа. Това е един от най-важните инфраструктурни критерии за избор, който може да бъде и ограничаващ фактор, защото в практиката съществуват примери за работа при много ниски (-20⁰С) или много високи температури (над 160⁰С), при които материалът трябва да издържа продължително време без да се напука. Ето и работните температурни диапазони на някои от често прилаганите органични покрития: епоксидни (FBE) 100-120⁰С, Полимер 2 слоя – до -20⁰С за долна граница, полимер с мистик лепило – до 40⁰С за горна граница, полимер с кополимерно лепило над 140⁰С (препоръчва се за топлопроводи), полимер 3 слоя с хибриден тип – до 110⁰С, асфалт – до -40⁰С (препоръчва се за зони на север), катран 60⁰С (над тази температура започва да пропуска вода), емайл 30⁰С, винил - в малък температурен диапазон до 30⁰С, Polyether urethanes 120⁰С, Fhenolic resin над 200⁰С (Malik, Kuruvila, S. Guan).
   

4. 
   Образуване на мехури. При наличие на дупки, катодната защита увеличава техния размер и брой. Тъй като образуването на дупки зависи и от комплекс от фактори на средата, не могат да се дадат точни стойности за дефектиране на различните видове изолации.
   

5. 
   Адхезия е загуба на сцепление. Силата на адхезията е сума от няколко компонента – механично сцепление, полярно сцепление и най-силната компонента е химично сцепление. Механично сцепление е силата на притегляне на покритието към металната основа, полярното е силата на привличане между положителните и отрицателните полюси на субстратите, а химическото е силата на връзките между молекулите. Причините за загуба на адхезия могат да са различни – недобре обработена повърхност, несъвместимост на материал на тръбопровода с покритието, неспазване на технологията на поставяне и транспорт. Запазването на адхезията намалява в следния ред (разпределението е за стомана): FBE, 3-слоен полимер с ново хибридна свързка, винил, 3 слоен полимер с кополимер, Полиуретан, катран, асфалт, тал, 3-слоен полимер с мистик лепило (Kehr).
   

6. 
   Кохезия е загуба на сближаване. При много силна адхезия и при слаби връзки в субстрата е възможно той да започне да се цепи на слоеве. Ефектът е по-силно изразен при многослойните изолации и в такива случаи защитата на съоръжението е частична.
   

Предвид факта, че кохезионната здравина зависи от стойността на адхезионната в повечето изследания стойностите за кохезията не се дават, а се отбелязва успешното преминаване на теста. Правилото за адхезионната и кохезионната здравина е, че адхезионната трябва да е по-голяма от кохезионната. При изследвания е установено, че когато има отлична кохезия, тръбопроводът е покрит идеално и ниските стойностти на защитния ток не достигат до съоръжението, т.е. то е „екранирано”. При дефекти в резултат на загуба на кохезия, защитният ток достига до съоръжението и то е по-добре защитено. Поради такива причини питинг корозия е причинила 40% загуби на тръбопроводи, защитавани с полиетиленови ленти на въглищна основа в Близкия изток, които се отличават с отлична кохезия (Kuruvila, 1993).

7. 
   Просмукването на вода през покритието създава електрохимични клетки, улесняващи условията за корозия. Възниква във водни условия или влажна среда. Лабораторно се правят различни тестове с вариране на времето за изследване и според едно от тях (Buddhadeb) пропускливостта се повишава в следния ред: 3 слойни полиeтелинови ленти - 2.90 g/mm², въглищна лента - 2.96 g/mm², емайл - 3.02 g/mm², епоксидно - 5.84 g/mm², полиуретан - 8.77 g/mm², усилени епоксидни - 9.08 g/mm², полиетиленови ленти - 21.33 g/mm². Изпитанитанията за влагонепропускливост се правят и при добавяне на агресивни вещества като хлор, натриев сулфат и други.
   

8. 
   Проникването на газове има ограничен ефект върху цялостното разрушаване на облицовките. То възниква при наличие на определени видове газове. В зависимост от експлоатационните условия се прилагат различни тестове. По принцип материалите с по-сложна структура пропускат по-малко газове, т.е. тенденцията е подобна като водопропоскливостта (Shiwei, 2002).
   

9. 
   Издръжливост на механични въздействия и пластичност. Устойчивостта на износване е най-ниска при течните FBE - от 0,38 mm до 0,55 mm, а за полиетилен е 1,10 mm (Malik; Kehr; Kuruvila, 2002; Guan).
   

10. Специални условия:

- Киселинност. Областите на приложимост според рН са следните: емайл (издържа на всякакво рН, също и на фосфорна киселина); асфалт, винилуретан 2-13 рН; катран – в областта 5-8 рН; полиетилен за всички видове 6-8 рН; епоксидни – под 8 рН; Fhenolic resin – над 8 рН (Malik; Kehr; Guan).

• 
  Съдържание на нитрати. Съдържанието на нитрати в почвите се повишава в резултат на наторяването. Редът на издръжливост е: емайл, винил, полетилен, полиуретан.
  
• 
  Вид на почвата. За всеки материал са дадени особеностите на прилагане: FBE – за засолени, абразивни, влажни почви; полимер – за мергели, глина; тал – за каменна и глинеста; асфалт – за глина; катран – за глина; емайл – не издържа на органични замърсители, глинеста и засолена почва; винилът и Fhenolic resin са подходящи при глинеста, приливно-отливна зона, сладководни; полиуретан не издържа на засолени почви.
  

- Соленост. Хлорид, съдържащият разтвор в почвата има високото осмотично налягане, което допринася за проникване на влага, загуба на сцепление, поява на мехури и дисбондинг. Ето защо максимално допустимото ниво на хлориди е 2 μg/cm² според NACE стандарти. Солеността се изследва съвместно с други показатели като температура на работа или влажност на средата, ето защо липсват конкретни данни в литературата.

11. 
    Инфраструктурни фактори
    

• 
  Диаметър на тръбата. Катран, емайл, епоксидно покритие и полимер с кополимер са подходящи за тръби над 660 mm в диаметър, в диапазона 660-100 mm в диаметър се избират винил, асфалт, и полимер с мистик лепила, а за по-малки тръби - полимер 2 слоя, тал (Kehr).
  
• 
  Материал на тръбата - чугун или стомана. За стомана повечето органични материали имат отлични защитни свойства, но за чугун се препоръчва полиетилен (Mailliard, 1985).
  
• 
  Експлоатационен период. Повечето разгледани изолации издържат до 30 години, а винилът 20 години.
  
• 
  Тестване и поставяне. Асфалт, катран, Fhenolic resin, полиуретан и полимер се поправят лесно, епоксидното покритие и винилът имат по-трудоемка поправка, а емайлът се реновира най-трудно.
  

11. 
    Цена на облицовките. Независимо, че представлява само 5% от цената на тръбопровода, при не добре избрано покритие разходите за поддръжка и ремонт могат да са много високи. При оценка на две близки по всички други характеристики алтернативи, въз основа на фактор цена се избира икономически изгодното предложение. Цената се формира от три основни компонента – поставяне, обслужване на съоръжението (разход за електроенергия, ремонти), експлоатационен период. Ниска цена имат катран и полимер от хибриден тип, средна – асфалт, емайл. Останалите имат висока цена.
    

11. 
    История на авариите. По този показател безспорен фаворит е полиетиленът.
    

Наличието на толкова много критерии прави трудна оценката на приложимостта на всяка изолация. Във всяка среда има различни фактори, които действат синергично и предложените примери не винаги могат да се използват за получаване на реална представа за защитните свойства на разглежданите материали. Съществуват и специфики при полагането като например епоксидните изолации могат да се полагат твърди (на прах) или течни (да се облива тръбопровода). В зависимост от метода на нанасяне се придобива различна адхезия, кохезия, катодно отлепване, екраниране на защитния ток, пластичност и други. За постигане на реална представа за предимствата и недостатъците на определено покритие спрямо друго са необходими допълнителни тестове съобразно конкретните условия на експлоатация.

Alan J. Kehr and David G. Enos. FBE, a Foundation for Pipeline Corrosion Coatings, 3M Company Corrosion Protection Products, Department 6801 River Place Blvd. Austin, TX.

Buddhadeb DuariMr. Buddhadeb Duari, Effect of Water Vapour Permeability on Cathodic Disbondment of Pipeline Coating Materials file:///D:/st_2013/JCSE%20Volume%2013%20 Preprint%2045.htm

Kuruvila Varughese, 1993. In Situ pipeline Rehabilitation techniques, equipment improved, Al-Qahtani pipe coating terminal Dammam, Saudi Arabia, Oil $Gas Journal, june, 21.

Mailliard J., 1985. Polyurethane Resin Base External Coating for the Protection of Buried Ductile Iron Mains, Proceedings of the 6^th International Conference on the Internal and External protection of Pipes, Nice, France, November, Paper F1.

http://committees.api.org/pipeline/ppts/docs/decadefinal.pdf

Melot D., G. Paugam, and M. Roche, Total SA, France Disbondments of Pipeline Coatings and Their Effects on Corrosion Risks, J P C L S e p t e m b e r 2 0 0 9, 18-31.

Sankara Papavinasam, Michael Atiaro, R. Winston. External Polymeric Pipeline coating Failure Modes, Materials Technology Laboratory.

S. Guan, P. Mayes; A. Andrenacci, D. Wong. ADVANCED TWO LAYER POLYETHYLENE COATING TECHNOLOGY FOR PIPELINE PROTECTION, Bredero Shaw & Shaw Cor.

Shiwei William Guan. 2002. 100% Solid Polyurethane and polyurea coathings technology: chemistry, selection and application, The 2^th China International Corrosion Control Conference, Beijing, R.P China, Nov 4-8.

Shiwei William Guan. 2011. Challenges and New Developments in Pipeline Coating Technology, PetroMin pipeliner, oct-dec, 36-47.