Факторы, влияющие на коррозионную стойкость газовых труб из нержавеющей стали

Факторы среды эксплуатации внутри газовых труб из нержавеющей стали

Для труб из нержавеющей стали, по которым подается газ, наиболее разрушительные сценарии коррозии обычно начинаются, когда на стенках трубы образуется проводящая жидкая фаза. Без электролита (обычно воды) большинство механизмов внутренней коррозии резко замедляются.

Наличие воды и точка росы газа

Бесплатная вода – благоприятное условие для большинства случаев внутренней коррозии. Даже если газ покидает завод «сухим», перепады температур на пути следования могут привести к конденсации воды, если точка росы воды не контролируется должным образом. В отраслевых руководствах особое внимание уделяется обезвоживанию для снижения точки росы газа и устранения условий, способствующих коррозии.

• Нарушения, которые приводят к попаданию влажного газа (или позволяют конденсацию), концентрируют риск в нижних точках, тупиках и после охлаждения.
• Небольших объемов воды может быть достаточно, если они застаиваются и накапливают соли, частицы железа или бактерии.

Кислые газы, кислород и соли, которые «активируют» локализованную атаку.

Когда присутствует вода, растворенные вещества определяют серьезность и режим отказа:

• Хлориды (из-за переноса пластовой воды, воды для гидроиспытаний, проникновения прибрежного воздуха или чистящих жидкостей) являются наиболее распространенными причинами точечной/щелевой коррозии и хлоридного коррозионного растрескивания под напряжением.
• CO₂ снижает pH конденсата (угольной кислоты) и может повысить общий риск коррозии в системах со смешанными металлами; попадание кислорода может еще больше ускорить коррозию во влажных регионах.
• H₂S изменяет требования к склонности к растрескиванию и квалификации материалов в кислых средах; Использование материалов обычно регулируется стандартом MR0175/ISO 15156.

Практический вывод: контролируйте процесс так, чтобы внутренние поверхности были видны. сухой газ и минимальное отложение солей ; когда это невозможно гарантировать (пуски, очистка скребками, гидроиспытания или некондиционный газ), решающее значение приобретают выбор материала и качество изготовления.

Химия сплавов и выбор марок: почему «нержавеющая сталь» не является одним материалом

Нержавеющие стали устойчивы к коррозии, поскольку на их поверхности образуется тонкая пассивная пленка оксида хрома. При смачивании хлоридами разница между «адекватным» и «высоким» сопротивлением часто определяется содержанием хрома (Cr), молибдена (Mo) и азота (N), которые обычно сравниваются с использованием эквивалентного числа питтинговой устойчивости (PREN).

Использование PREN для сравнения устойчивости к точечной коррозии/щеле.

PREN ≈ %Cr (3,3 × %Mo) (16 × %N) . Более высокий PREN обычно указывает на улучшенную стойкость к точечной и щелевой коррозии, вызванной хлоридами (ключевая проблема, когда возможны влажный газ или соленый конденсат).

Практический вывод: если смачивание хлоридами вероятно (конденсат, остатки гидроиспытаний, воздействие прибрежных зон, перенос пластовой воды), выбор марки должен основываться на локализованная коррозия и предел SCC , а не просто «нержавеющая сталь против углеродистой стали».

Температура, хлориды и стресс: «натяжка» SCC для газопроводов

Хлоридное коррозионное растрескивание под напряжением (Cl-SCC) требует одновременно трех условий: растягивающего напряжения (может быть достаточно остаточного напряжения сварки), хлоридов на смоченной поверхности и повышенной температуры. На практике температура является фактором, который часто превращает управляемый риск точечной коррозии в риск растрескивания.

Практический порог: рекомендуемая температура 60 °C (150 °F).

Когда изделия из нержавеющей стали полностью погружены в воду, редко можно увидеть хлоридный SCC при температуре ниже 60 °C (150 °F). . Выше этого диапазона восприимчивость резко возрастает, и даже относительно низкие уровни хлоридов могут стать проблематичными, особенно при циклическом цикле «мокрый/сухой», который концентрирует соли на поверхности.

Элементы управления, работающие в реальных трубопроводных системах

• По возможности поддерживайте температуру металла ниже режима, чувствительного к SCC (проектирование изоляции, прокладка и предотвращение горячих точек).
• Уменьшите воздействие хлоридов во время гидроиспытаний/пуско-наладочных работ и обеспечьте тщательный дренаж и сушку (остаточные пленки могут стать причиной образования ямок, которые впоследствии перерастут в трещины).
• Если невозможно надежно избежать воздействия температуры и влажных хлоридов, укажите дуплексные/супердуплексные или высоколегированные материалы (и при необходимости оцените их соответствие применимым стандартам эксплуатации/кислоты).

Сварка, термический оттенок и состояние поверхности: как изготовление может снизить устойчивость к коррозии

Что касается газовых труб из нержавеющей стали, многие «загадочные» проблемы коррозии связаны с изготовлением: термический оттенок, встроенное железо, плохая очистка внутреннего диаметра, грубая обработка и неполная очистка/пассивация. Эти проблемы создают слабые места, где пассивный слой повреждается или не может равномерно реформироваться.

Нагрев и оксидная окалина после сварки

Оттенок от нагрева — это больше, чем просто изменение цвета: он указывает на окисленную поверхность и часто на слой, обедненный хромом. Если оставить его на месте, он может заметно снизить локальную коррозионную стойкость именно там, где остаточные напряжения наиболее высоки (зона термического влияния и выступ сварного шва).

Травление и пассивация (и почему оба важны)

Травление удаляет сварочную окалину/тепловой оттенок и поврежденный поверхностный слой; пассивация способствует образованию прочной пассивной пленки. Такие стандарты, как ASTM A380 (методы очистки/удаления накипи/пассивации) и ASTM A967 (химическая пассивация), обычно используются для определения приемлемых процессов и проверок.

• Используйте надлежащую продувку внутреннего диаметра, чтобы предотвратить сильное внутреннее окисление корней сварных швов труб (особенно критично для газопроводов, где доступ внутрь после сборки ограничен).
• Удалите загрязнения железом со шлифовальных инструментов или контакта с углеродистой сталью (содержащееся железо может «заржаветь» на поверхности и вызвать коррозию недостаточного налета).
• Укажите критерии приемлемости для отделки сварного шва (плавные переходы, минимальное количество щелей), поскольку геометрия определяет химию щелей и удержание отложений.

Детали проектирования и установки, повышающие эффективность защиты от коррозии

Даже при правильно выбранной марке и хорошей сварке детали конструкции определяют, будут ли скапливаться коррозийные жидкости и отложения, может ли проникать кислород и ускоряют ли гальванические пары коррозию.

Избегайте щелей, мертвых участков и ловушек для жидкости.

• Наклонные линии там, где это целесообразно, обеспечивают точки слива в низких местах для предотвращения застоя конденсата.
• Сведите к минимуму мертвые ноги и покрытые ветки; застойная вода является частой причиной микробиологической коррозии (MIC).
• Используйте конструкции прокладок/соединений, которые не создают постоянных щелей, в которых концентрируются рассолы, богатые хлоридами.

Гальванические взаимодействия и смешанные металлы

Если нержавеющая сталь электрически связана с менее благородными металлами (например, углеродистой сталью) и присутствует электролит, гальваническая коррозия может ускорить воздействие на менее благородный компонент и сконцентрировать отложения в месте соединения, что также создает риск локальной коррозии для нержавеющей стали. Стратегии изоляции (диэлектрические соединения, тщательная конструкция заземления и исключение «мокрых» соединений) снижают этот риск.

Операции, гидроиспытания и MIC: «скрытые» факторы, определяющие долговременную устойчивость

Многие коррозионные отказы газопроводов из нержавеющей стали возникают не во время установившейся работы, а во время ввода в эксплуатацию, гидроиспытаний, остановов или нарушений технологического процесса, которые приводят к попаданию воды и оставлению остатков.

Гидроиспытания качества воды и дисциплины сушки

Вода для гидроиспытаний и промывочная вода могут содержать хлориды и микробы. В практических отраслевых руководствах обычно рекомендуется вода с низким содержанием хлоридов (часто ~50 частей на миллион хлорида как консервативный критерий) и уделяет особое внимание очистке, сливу и сушке, чтобы застойная вода не оставалась внутри трубы.

Риск MIC, когда вода остается застойной

Микробиологическая коррозия (MIC) может возникать в стоячей воде – даже при относительно умеренном уровне хлоридов – и была зарегистрирована в системах из нержавеющей стали, где трубопроводы оставались неосушенными после гидроиспытаний. Непосредственный контроль является оперативным: не оставляйте пленки застойной воды и избегайте длительных задержек без использования биоцидов/мер контроля, если это разрешено вашим процессом и правилами.

1. Определите последовательность ввода в эксплуатацию, которая заканчивается полным сливом, продувкой сухим газом (или эквивалентом) и проверкой сухости.
2. Контролируйте поступление кислорода во время простоя (одеяло, жесткая изоляция и контроль утечек), поскольку кислород во влажных регионах ускоряет атаку.
3. Сначала осмотрите наиболее уязвимые места: низкие точки, тупики, после охладителей и катушки с тяжелыми сварными швами.

Таблица практических решений: фактор, вид отказа и что с этим делать

Итоговый вывод: Газопроводные трубы из нержавеющей стали работают лучше всего, если рассматривать коррозионную стойкость как свойство системы: сухость процесса, управление содержанием хлоридов, выбор сплава (запас PREN/SCC), качество изготовления и конструкция управления жидкостями должны соответствовать друг другу.

Ссылки, используемые для точек данных и пороговых значений

• SSINA: Хлоридное коррозионное растрескивание под напряжением (редко ниже ~60 °C при полном погружении).
• Унифицированные сплавы: формула PREN и примеры диапазонов PREN (Уравнение PREN и типичные диапазоны для обычных марок).
• Отчет PHMSA: Коррозия трубопроводов (обезвоживание и контроль точки росы для устранения условий, способствующих коррозии).
• GRI: Прямая оценка внутренней коррозии газопроводов (определение точки росы и механизм конденсации воды).
• TWI: Восстановление коррозионных свойств после сварки (удалить термически окрашенный оксид и обедненный хромом слой).
• Техническая записка Института никеля: Травление и пассивация. (ссылки и назначение ASTM A380/A967).
• Институт никеля: примеры корпусов MIC из нержавеющей стали после гидроиспытаний (застойная вода как первопричина).
• NACE MR0175/ISO 15156-1 (контекст некачественного обслуживания и меры предосторожности, связанные с H₂S).