Ochrona gazociągów przed korozją

Wstęp

   Wymagania dotyczące ochrony antykorozyjnej gazociągów stalowych reguluje „Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 r. r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe” (DzU z 2013r.,poz. 640).

§ 31. 1. Gazociąg stalowy powinien być zabezpieczony przed korozją zewnętrzną za pomocą powłok izolacyjnych z tworzyw sztucznych i ochrony katodowej, a gdzie jest to niezbędne, także przed oddziaływaniami prądów błądzących ze źródeł prądu stałego.
2. W obszarach zagrożenia korozją powodowaną przez prąd przemienny gazociąg należy przed nią zabezpieczyć za pomocą odpowiednich środków, w tym dokonując selekcjonowania gazociągu za pomocą złączy izolujących.
3. Dopuszcza się niestosowanie ochrony katodowej pod warunkiem zastosowania odpowiednio dobranych, całkowicie szczelnych powłok izolacyjnych dla:
1) gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie oraz o długości nie większej niż 200,0 m połączonego z istniejącymi gazociągami bez ochrony katodowej;
2) przyłączy o maksymalnym ciśnieniu roboczym (MOP) do 0,5 MPa włącznie, wyprowadzonych z istniejącego gazociągu bez ochrony katodowej.
4. Gazociąg stalowy, dla którego stosuje się ochronę katodową, powinien:
1) posiadać ciągłość elektryczną;
2) być oddzielony elektrycznie przez złącza izolujące od obiektów niewymagających ochrony;
3) być odizolowany elektrycznie od wszelkich konstrukcji i elementów o małej rezystancji przejścia względem ziemi.

§ 32. 1. Powłoki izolacyjne gazociągu stalowego powinny być dobierane odpowiednio do technologii układania odcinka gazociągu, oddziaływań środowiska, warunków użytkowania, w tym prawdopodobnej maksymalnej temperatury transportowanego gazu ziemnego, wymaganego stopnia szczelności powłoki po zasypaniu oraz współdziałania z ochroną katodową.
2. Rury stalowe stosowane do budowy gazociągów należy zabezpieczyć fabrycznie powłoką izolacyjną z tworzyw sztucznych o odpowiednich właściwościach.
3. Złącza spawane, części rur i armatury niepokryte powłoką izolacyjną należy zabezpieczyć przed korozją odpowiednim rodzajem pokryć izolacyjnych, w tym taśm, dopasowując nakładane powłoki do zabezpieczanych powierzchni i istniejących powłok przez stosowanie odpowiednich materiałów i technologii.
4. Podczas budowy gazociągu stalowego, przed jego zasypaniem, powłoki izolacyjne należy poddać badaniom szczelności za pomocą poroskopu wysokonapięciowego. Wielkość napięcia badania szczelności powłoki należy odpowiednio dostosować do rodzaju powłoki izolacyjnej badanego gazociągu stalowego.

5. Po zasypaniu gazociągu należy przeprowadzić badanie mające na celu sprawdzenie, czy powłoka izolacyjna spełnia kryteria, w tym wymaganą jednostkową rezystancję przejścia, określone w dokumentacji projektowej gazociągu.
6. Jakość powłoki izolacyjnej gazociągu, po jego zasypaniu, powinna być badana przez wyznaczenie rezystancji między gazociągiem a środowiskiem elektrolitycznym, odniesionej do jednostki powierzchni lub jednostki długości gazociągu, względem ziemi i powinna być zgodna z wartością określoną w projekcie budowlanym gazociągu, ustaloną zgodnie z wymaganiami określonymi w Polskiej Normie dotyczącej ochrony katodowej, z uwzględnieniem rodzaju izolacji rur oraz typu ochrony czynnej gazociągu i środowiska elektrolitycznego gruntu, w którym jest posadowiony.
7. Dopuszcza się nieokreślanie kryterium odbioru szczelności powłoki izolacyjnej w przypadku krótkich przyłączy stalowych i odcinków gazociągów, dla których zasypanie przed włączeniem do istniejącego gazociągu stalowego jest niemożliwe ze względu na małą długość i wymagania technologii ich włączenia. Dla takich przyłączy i odcinków gazociągu wystarczającym kryterium odbioru szczelności powłoki izolacyjnej jest wynik jej badania za pomocą poroskopu wysokonapięciowego, przeprowadzonego przed zasypaniem, wskazujący na brak nieszczelności w powłoce izolacyjnej.

§ 33. 1. Do budowy gazociągu powinny być stosowane złącza izolujące, które uzyskały pozytywne wyniki:
1) próby hydrostatycznej ciśnieniem o wartości równej iloczynowi współczynnika 1,5 i ciśnienia projektowego w czasie co najmniej 5 minut;
2) próby napięciowej w stanie suchym, napięciem przemiennym o częstotliwości 50 Hz, nie mniejszym niż 5,0 kV, w czasie 1 minuty; podczas wykonywania tej próby nie powinny wystąpić wyładowania koronowe i przebicia izolacji;
3) pomiarów rezystancji skrośnej przy zastosowaniu napięcia stałego minimum 0,5 kV; rezystancja w stanie suchym po wykonanej próbie hydrostatycznej nie powinna być mniejsza niż 0,1 MΩ.
2. Dla złączy izolujących typu monoblok izolujący, rezystancja skrośna monobloku mierzona po wykonaniu próby
hydrostatycznej nie powinna być mniejsza niż 1,0 GΩ. W przypadku monobloków izolujących stosowanych w gazociągu wysokiego ciśnienia próba napięciowa powinna być wykonywana przy użyciu napięcia przemiennego o wartości 5,0 kV i częstotliwości 50 Hz.

Korozja rur gazowych

Korozji ulegają gazociągi wykonane z rur stalowych, ułożonych w ziemi. Przyczyna jest z jednej strony wilgoć i zawartość soli w glebie, z drugiej elektrochemiczne działanie prądów błądzących. Szybkość korozji rur gazowych zależy od wilgotności i składu chemicznego gleby, ale przede wszystkim od szczelności powłok izolacyjnych. Jakiekolwiek ich uszkodzenia w trakcie montażu lub zasypywania rur ziemią, prowadzi do powstania na powierzchni metalu szeregu ogniw elektrochemicznych. Ogniwa takie są przyczyną nierównomiernego natlenienie warstwy osłoniętej i warstwy gołej, wtrącenia w materiał rury cząstek węgla, itp. W ogniwie korozyjnym dochodzi zawsze do powstania obszarów anodowych i katodowych i przepływu pomiędzy nimi jonów metalu. Dochodzi do powstania wżeru korozyjnego, a w dłuższej perspektywie perforacji rury.

Rys. Po lewej, schemat ogniwa korozyjnego. 1- rura stalowa, 2-wtrącenie innego metalu lub cząstki węgla, 3- elektrolit (gleba)

Najbardziej niebezpiecznym czynnikiem powodującym korozję stalowych przewodów podziemnych są prądy błądzące. Możemy rozróżnić m.in. dwa rodzaje prądów błądzących:   naturalne, takie jak telluryczne, oraz prądy wynikające z ingerencji człowieka, np. stałe – pochodzące od trakcji elektrycznych oraz przemienne – pochodzące od linii energetycznych wysokiego napięcia. Ochrona gazociągów przed korozją polega na odizolowaniu metalu od gruntu warstwą izolacyjną (ochrona bierna) i ograniczeniu lub odprowadzaniu prądów błądzących (ochrona czynna).

Prądy telluryczne są to naturalne prądy płynące w ziemi powstałe na skutek wybuchów na Słońcu. Podczas wysokiej aktywności słonecznej, tzw. burz słonecznych, tworzy się energia mająca duży wpływ na pole magnetyczne Ziemi. Zmiany tego pola powodują zmiany potencjału ziemi, a co za tym idzie – wyindukowanie się w ziemi prądów, tzw. prądów tellurycznych.

Prądy błądzące stałe można podzielić na pochodzące z:
• trakcji elektrycznych kolejowych, trolejbusowych czy też metra,
• systemu ochrony katodowej,
• systemów przesyłowych prądu stałego,
• instalacji przemysłowych prądu stałego,
• systemów łączności prądu stałego.
Spośród prądów błądzących pochodzących z trakcji elektrycznych około 10% płynie ziemią. Powodem wypływu
prądów z sieci do ziemi może być zła izolacja torów od podłoża. Można wyróżnić dwa układy sieci trakcyjnych.
Pierwszy z nich, najczęściej stosowany, to układ, gdzie „+” jest podany na sieć trakcyjną, a „−” na szyny (rysunek 1).

Rys.1 Schemat przepływu prądu błądzącego trakcyjnego przez ziemię i rurociąg. (Stochaj P.: Zastosowanie korozymetrii rezystancyjnej w odniesieniu do kryteriów ochrony katodowej gazociągów. Nafta-Gaz
2012, nr 5, s. 298–305)

W tym przypadku szyny stanowią sieć powrotną dla prądów trakcyjnych. Rurociągi znajdujące się w bliskości tej
sieci narażone są na prądy błądzące. W pobliżu poruszającej się lokomotywy prądy mogą wpływać do rurociągu, tworząc strefę katodową, a wypływać z niego w pobliżu podstacji trakcyjnej, gdzie może powstawać strefa anodowa. Drugi układ kiedy „+” jest podany na szyny, a „−” na sieć trakcyjną (rysunek 2).

Rys.2 Schemat przepływu prądu trakcyjnego przez ziemię i rurociąg w przypadku „+” na szynie trakcyjnej.

W takiej sytuacji strefa anodowa przemieszcza się wraz z poruszającym się elektrowozem, a strefa katodowa znajduje
się w pobliżu podstacji trakcyjnej.

Ochrona gazociągów przed korozją polega
na odizolowaniu metalu od gruntu warstwą izolacyjną (ochrona bierna) i ograniczeniu lub odprowadzaniu prądów błądzących (ochrona czynna).

Fot. Poroskop iskrowy z czujnikiem w postaci spirali

Powłoki ochronne

W zależności od zastosowanego materiału izolacyjnego powłoki te można podzielić na trzy podstawowe grupy:
• asfaltowe i ze smoły węglowej, lite i laminowane włóknem szklanym,
• z tworzyw sztucznych taśmowe (jedno- i dwustronne, polietylenowe z klejem kauczukowym),
• z żywic syntetycznych (epoksydowe, polietylenowe, polipropylenowe, poliuretanowe nakładane w formie litej (powłoki proszkowe, wylewane i wytłaczane), jedno lub wielowarstwowe oraz w kombinacjach.
Obecnie stosuje się wyłącznie fabrycznie wykonywane powłoki tego ostatniego rodzaju, pozostałe zaliczają się już do pokryć tradycyjnych.

Jakość powłok przeznaczonych do stosowania pod ziemią kontroluje się zazwyczaj podczas produkcji i przed zasypaniem w ziemi poprzez pomiar jej grubości oraz ocenę szczelności za pomocą wysokonapięciowego poroskopu iskrowego. Czujnik przyrządu, spiralę w przypadku rurociągu lub szczotkę w przypadku zbiornika, przesuwa się po powierzchni powłoki. W zależności od rodzaju powłoki i zaleceń producenta ustala się odpowiednie napięcie probiercze próby. W przypadku wystąpienia nieszczelności powłoki (defektu) następuje w nim wyładowanie iskrowe, co sygnalizowane jest przez przyrząd sygnałem akustycznym.

Zobacz też film instruktażowy z użycia poroskopu.

Fot. Po prawej rura z izolacją 3LPE (fot. Izostal)

W sieciach gazowych najczęściej stosowanym typem zewnętrznych antykorozyjnych izolacji rur są izolacje
z tworzyw poliolefinowych w postaci trójwarstwowych izolacji polietylenowych (3LPE) oraz trójwarstwowych
izolacji polipropylenowych (3LPP). Zabezpieczenia tego typu gwarantują długotrwałą ochronę antykorozyjną rur,
a także wysoką odporność na wszelkiego rodzaju uszkodzenia mechaniczne, tak w czasie budowy, jak i eksploatacji gazociągu.

Dotychczasowe wymagania jakościowe dotyczące antykorozyjnych powłok poliolefinowych, zgodne z obowiązującym w zakresie budowy sieci gazowych prawodawstwem są sprecyzowane w dwóch normach najczęściej
stosowanych w warunkach polskich:
• normie DIN 30670:1991 (dla izolacji 3LPE),
• normie DIN 30678:1992 (dla izolacji 3LPP).
Powyższe normy precyzują wymagania dotyczące wytwarzania odpowiednich powłok ochronnych, warunków prowadzenia procesu ich nakładania, jak też badań gotowych izolacji

Fot. Rura z izolacją 3LPP (fot. Izostal)

Ostatnio została też wprowadzona w Polsce norma PN-EN ISO 21809-1:2011
 pt.: Przemysł naftowy i gazowniczy – Powłoki zewnętrzne rurociągów podziemnych i podmorskich stosowanych w rurociągowych systemach transportowych – Część 1: Powłoki poliolefinowe (3-warstwowe PE i 3-warstwowe PP).

Nowa norma określa trzy klasy izolacji:

• klasa grubości „1” nadaje się do izolowania rur przeznaczonych do zastosowań lekkich (gleby piaszczyste, użytkowanie systemu na lądzie),
• klasa grubości „2” nadaje się do izolacji rur przeznaczonych do zastosowań średnich (gleby gliniaste, bez
obsypki),
• klasa grubości „3” nadaje się do izolacji rur przeznaczonych do zastosowań ciężkich (gleba kamienista, użytkowanie systemu na terenach przybrzeżnych).

Ochrona katodowa

W rurociągu z uszkodzoną izolacją przepływ prądu następuje od stref anodowych do katodowych, przy czym strefy anodowe ulegają korozji . Jeżeli cały rurociąg będzie katodą w stosunku do ziemi, działanie korozyjne nie nastąpi.
W praktyce ochronę katodową przeprowadza się w sposób przedstawiony na poniższych rys.  . Dodatni biegun prądu stałego łączy się z anodą, którą stanowi zespół rur lub szyn stalowych wbitych w ziemię. Prąd płynie od anody przez wilgotną ziemię, a następnie do rury przez miejsca wolne od izolacji . Po przejściu przez rurę prąd przepływa izolowanym przewodem do ujemnego bieguna źródła prądu.

Ochronę katodową realizuje się:

• za pomocą anod galwanicznych (prądem wewnętrznym źródła, jakie stanowi ogniwo galwaniczne „anoda galwaniczna – chroniona konstrukcja”

Rys. Ochrona katodowa realizowana prądem wewnętrznym źródła – za pomocą magnezowej anody galwanicznej; 1 – chroniona (polaryzowana) konstrukcja, 2 – anoda galwaniczna, 3 – słupek/szafka pomiarowa, 4 – elektroda odniesienia, względem której wykonywany jest pomiar potencjału (rys. Fiedorowicz, Jagiełło „Obliczenia ochrony katodowej rurociągu pokrytego powłoką izolacyjną o wysokim poziomie szczelności, realizowanej za pomocą anod galwanicznych”)

• prądem z zewnętrznego źródła, wytwarzanym zwykle przez przekształtnik energoelektroniczny; w układzie występuje anoda polaryzacyjna (uziom anodowy z anod polaryzacyjnych)

Rys. Stacja ochrony katodowej realizująca ochronę prądem z zewnętrznego źródła; 1 – rurociąg chroniony w powłoce izolacyjnej, 2 – urządzenie polaryzujące, 3 – anodowy słupek połączeniowy, 4 – punkt drenażowo-pomiarowy, 5 – anody polaryzacyjne, 6 – stała elektroda odniesienia, 7 – defekty w powłoce izolacyjnej rurociągu