Опыт применения гладкостных покрытий насчитывает более 40 лет.
Их применение впервые было осуществлено в США, компаниями Tennessee
Gas Pipeline Co. в 1955 г. и Transcontinental Gas Pipeline Corp.
в 1959 г.
Основным достоинством гладкостных покрытий является снижение
трения при транспортировке газа.
Наряду с этим можно выделить ряд положительных факторов применения
гладкостных внутренних покрытий:
1. Более быстрый и легкий ввод в действие трубопроводов. Это объясняется
тем, что труба с покрытием во время хранения и монтажа не подвергается
коррозии. Ускоряется процесс сушки трубопровода после гидравлических
испытаний. Ликвидируется дорогостоящий и длительный процесс очистки
трубопровода от грязи и ржавчины перед вводом в эксплуатацию.
Даже одна эта статья может окупить нанесение внутреннего покрытия.
2. Экономия энергозатрат на перекачку и сжатие в процессе эксплуатации
трубопровода обеспечивает окупаемость внутреннего покрытия за
3-5 лет.
3. Обеспечение чистоты транспортируемого продукта.
4. Значительное снижение ежегодных эксплуатационных расходов на
запорную арматуру. Клапаны много чаще выходят из строя, требуют
ремонта и замены при транспортировке газа, загрязненного продуктами
коррозии.
5. Улучшенный режим движения газа. Турбулентность потока значительно
снижается при наличии внутреннего покрытия, что ведет к снижению
критических состояний, определяемых режимом движения газа.
6. Значительное снижение капитальных затрат за счет возможности
уменьшения диаметра трубопровода, обусловленной повышением его
пропускной способности.
Не все указанные факторы присутствуют в каждом проекте, но даже
сочетание некоторых из них обеспечивает окупаемость нанесения
внутреннего покрытия.
Установлено, что для газопроводов достаточно нанести покрытие
толщиной 40-75 мкм.
Опыт показал, что затраты на внутреннее покрытие газопроводов
многократно окупаются в процессе эксплуатации.
При решении вопроса о применении внутренних покрытий учитываются
как физические факторы, такие как скорости потока, диаметр трубопровода,
его местонахождение), а также экономические факторы: материалы,
конструкция, эксплуатационные и энергетические затраты, срок окупаемости,
капитальные затраты и т.п.
Для газопроводов эффективность применения гладкостных покрытий
прямо пропорциональна диаметру трубопровода (для трубопроводных
систем, транспортирующих жидкости, эта зависимость обратно пропорциональна).
Одним из ключевых факторов является шероховатость поверхности,
который непосредственно связан с фактором трансмиссии.
В литературе приводятся различные данные по шероховатости поверхности
труб с покрытием и без него.
Так, в США были проведены исследования шероховатости внутрен-ней
поверхности труб с покрытием и без него в период их хранения до
монтажа. Шероховатость поверхности без покрытия увеличилась с
4,5 мкм до 12,5 мкм за 80 суток хранения. Средняя шероховатость
составила 8,8 мкм. Труба с внутренним покрытием сохраняла исходную
шероховатость, которая составляла 3 мкм.
В таблице 1 приведены данные фирмы Ниппон Стил Корпорейшн, Япония
по шероховатости внутренней поверхности труб с покрытием и без
него в зависимости от времени экспонирования на открытом воздухе.
Шероховатость внутренней поверхности труб с
покрытием (толщиной 45 мкм)
и без покрытия в зависимости от времени экспонирования на открытом
воздухе
Таблица
1
|
Стальные трубы диаметром 36 дм
|
Продолжительность экспозиции, мес.
|
Шероховатость поверхности, мкм
|
|
Без
внутреннего покрытия
|
0
|
74
|
|
Без
внутреннего покрытия
|
5
6
12
24
Среднее значение:
|
130
110
140
160
130
|
|
С
внутренним покрытием
|
3
3
24
Среднее значение:
|
26
28
29
28
|
В таблице 2 показана зависимость транспортировочного КПД газо-проводов
от шероховатости поверхности труб.
Зависимость транспортировочного КПД газопроводов
от шероховатости поверхности труб
Таблица
2
|
Стальные трубы диаметром 36 дм
|
Шероховатость поверхности, дм
|
Транспортировочный КПД, %
|
|
1. С эпоксидным внутренним
покрытием
2. Без покрытия, с тщательной
обработкой поверхности
3. Без покрытия,
без обработки поверхности
4. С экспонированием трубы
по п.2
|
28
45
74
130
|
103,8
100,0
96,5
91,6
|
Первые и наиболее всесторонние испытания были проведены Tennessee Gas Pipeline
Co. в 1958 г. на трубопроводе с 10-летним сроком службы 24 дюйма.
Проверка проводилась в три этапа:
действующий трубопровод;
трубопровод после очистки;
трубопровод с внутренним покрытием.
Измеренное увеличение пропускной способности составило порядка
10%, из них 4% приходилось на очистку трубопровода. (Oil and Gas
Journal, апрель 1988, стр. 50-55). Эти и последующие испытания
подтвердили увели-чение пропускной способности на 5-15%, а для
малых диаметров трубопроводов оно достигает 25%. Увеличение пропускной
способности только на 1% оправдывает затраты на нанесение внутреннего
покрытия. Данные полевых испытаний встречаются редко из-за трудностей
измерения потоков и степени неровности поверхностей с покрытием.
Степень неровности покрытия зависит от типа применяемого материала.
Для максимального эффекта степень неровности покрытия должна быть
порядка 5-10 мкм.
Конкретный эффект от применения гладкостных покрытий зависит
от степени шероховатости трубы без покрытия. Для трубы с исходной
степенью шероховатости 0,045 мм, которая является типичной для
серийных труб, снижение ее на 90% дает снижение коэффициента трения
на 33%. Максимальное увеличение фактора трансмиссии составляет
22%. Уменьшение коэффициента трения на 33% снижает диаметр трубы
на 8%. Пропускная способность газопровода повышается на 24%. Если
исходный коэффициент шероховатости ниже указанного, эффективность
применения гладкостных покрытий снижается.
В результате исследований компанией Sigma Coatings были разработано
покрытие торговой марки SigmaLine 403, обладающее необычной гладкостью
и облегчающие движение газа по трубопроводу. Газопроводы в Аргентине,
Нидерландах, Мексике, Египте и некоторых других странах защищены
покрытием SigmaLine 403 и надежно эксплуатируются в течении уже
более 25 лет. Ни одна газовая компания мира не применила бы внутренне
покрытие, если бы не имела очевидной выгоды от этого.
При транспортировке сырого газа снижается расход ингибиторов
коррозии.
Основные требования к тонкопленочному внутреннему покрытию касаются
в основном таких параметров, как эластичность, ударная прочность
и адгезия. Покрытие должно быть стойким к влажности, распылению
соли, кислотному конденсату. Обязательным требованием является
стойкость к блистерингу, т.е. покрытие не должно пузыриться после
быстрого сброса давления.
Большой проблемой остается защита сварного стыка труб с покрытием,
особенно при транспортировке сырого газа. На трубах большого диаметра
сварные швы могут быть обработаны вручную при монтаже трубопровода,
но на малых диаметрах это невозможно.
При сварке, если не оставлены неокрашенными концы трубы на 1-2
см, края покрытия обгорают на расстоянии 4-8 мм.
Это является сдерживающим фактором применения внутренних покрытий.
Проблема решается при применении внутренних покрытий в сочетании
с ингибиторами коррозии. Но в этом случае происходит удорожание
продукции.
Рекомендованная практика API RP 5L2 дает информацию о внутренних
покрытиях магистральных трубопроводов, транспортирующих некоррозионноактивный
природный газ. В рекомендациях рассмотрены область применения
покрытий, даны спецификации на материал покрытия, приведе-ны методы
лабораторных испытаний покрытия, технология нанесения, заводские
испытания и методы приемки.
Рекомендации ограничиваются нанесением покрытий на новые трубы.
Покрывной материал SigmaLine 403 состоит пигментированной основы
и чистого отвердителя, и растворителя, необходимого для доведения
состава до рабочей вязкости и очистки оборудования для нанесения.
Защитное покрытие SigmaLine 403 успешно испытано в отраслевом
институте ОАО Газпром - ВНИИГАЗе на соответствие требованиям,
предъявляемым к гладкостным покрытиям для внутренней защиты трубопрово-дов,
что отражено в Протоколах испытаний и научнотехническом отчете.
Компания ЗАО "АНКОРТ" предлагает передовые технологии
и Высококачественные материалы для качественной защиты внутренней
поверхности газопроводов и эффективного снижения трения при транспортировке
природного газа.
