Korrosion unter Dämmungen – das versteckte Problem

Von Tim Hanratty, The Sherwin Williams Company

Für den zuständigen Ingenieur kann das Verarbeiten von Kohlenwasserstoffen unter bestimmten Umständen alptraumhafte Ausmaße annehmen.

In Raffinerien verbaute Rohrleitungen, Tanklager, Containerschiffe und andere Prozessausrüstungen sind erheblichen Temperaturschwankungen ausgesetzt. Die daraus resultierenden Folgen werden durch die auf Rohrleitungen oder Reaktorbehältern aufgebrachte Wärmeisolierung abgeschwächt. In der Isolierung vorhandenen Risse, Spalten oder andere Unstetigkeiten machen sie jedoch für einsickernde Außenfeuchte oder die eigentliche Prozessumgebung anfällig.

Infolge des Einsickerns schlägt sich Feuchtigkeit auf die beschichteten Rohrleitungen und Oberflächen der Reaktorbehälter nieder oder dringt in die Isolierung selbst ein. Diese können aus Calciumsilicat, expandiertem Perlit, künstlichen Mineralfasern, Schaumglas, organischen Schäumen oder Keramikfasern bestehen. Die Schutzbeschichtung wird von der Isolierung und Ummantelung verdeckt, sodass sogar mit Revisionsöffnungen weniger als 1 Prozent der Oberfläche sichtbar bleibt – für die gesamte Einheit sind diese Bereiche wahrscheinlich nicht repräsentativ.

In der Regel wird die Isolierung nur alle 15–20 Jahre erneuert.. Werden keine Vorkehrungen ergriffen, kann es mit der Zeit in dem zum Schutz vor Korrosion bestimmten Beschichtungssystem zum vorzeitigen Versagen kommen. Wenn Wartungspersonal die Isolierung entfernen muss, um zufällig anfallende kleinere Reparaturen auszuführen, wird es wahrscheinlich auf Korrosion stoßen, was sicherlich keine angenehme Überraschung ist.

In diesem Dokument werden die Korrosionsmechanismen untersucht und die kürzlich überarbeitete NACE-Norm erörtert, die den aktuellen Stand der Technik und die besten Praktiken der Industrie zur Minderung von CUI  durch Schutzbeschichtungen regelt. NACE-Standard SP0198-2010 „Die Bekämpfung von Korrosion unter Wärmeisolierung und Feuerschutzmaterialien – ein systemorientierter Ansatz“ enthält jetzt die neuesten Erkenntnisse über die CUI-Vorsorge sowie Erfahrungswerte aus der Öl- und Gasindustrie bei der CUI-Bekämpfung und informiert über Verbesserungen von bereits verfügbaren Produkten und Systemen zur Bekämpfung von CUI.

Zur Umsetzung sind zwei Möglichkeiten gegeben: (1) Ermittlung und Nachbesserung der gegebenenfalls versteckt vorhandenen, im Anfangsstadium befindlichen Probleme an Rohrleitungen und Behältern. Diese wurden in der Vergangenheit mit Isolierung versehen, als Beschichtungen, Isolierungen und Betriebstemperaturen in Raffinerien noch anders waren als heute. (2) Festlegung geeigneter Schutzbeschichtungen für neue Bauprojekte. Dieses Dokument konzentriert sich auf die Zweite der genannten Möglichkeiten.

CUI-(Korrosion unter Isolierung)-Aussetzung

Zur Beanspruchung durch CUI kann es sowohl auf Substraten aus unlegiertem Stahl (KS – Kohlenstoffstahl) als auch auf Substraten aus austenitischem Edelstahl und Duplexstahl (ES – Edelstahl) kommen. Bei Verwendung von KS kommt es in Rohrleitungen oder Ausrüstungen mit einem Temperaturbereich der Ummantelung von 25–350 °F (-4–175 °C) dort zu CUI, wo das Metall über einen gewissen Zeitraum ohne jegliche Isolierung Feuchtigkeit ausgesetzt ist. Die Fortschrittsgeschwindigkeit der Korrosion variiert in Abhängigkeit von spezifischen Verunreinigungen im Feuchtebelag und der Oberflächentemperatur des Stahls. Sobald das Wasser verdunstet, fallen die im Wasser enthaltenen Chloride und Sulfide auf der KS-Oberfläche aus. Im austenitischen und Duplex-Edelstahl (ES) kommt es zu einem Phänomen, das den Namen „externe Spannungsrisskorrosion“ (ESCC) trägt, hierbei ist die Temperaturschwelle höher, bei 120–350 °F (50–175 °C). Damit sich ESCC entwickeln kann, muss eine ausreichende Zugfestigkeit vorhanden sein. Auch in diesem Fall konzentrieren sich die Chloride aus dem Wasser auf der Oberfläche des Edelstahl-Gusses, wenn das Wasser verdunstet.

Eine versteckte Bedrohung für Oberflächen

Als die Energiekosten in den siebziger Jahren stiegen, wurde CUI allmählich zu einem weit verbreiteten Problem. Zuvor wurde bestenfalls geringer Aufwand betrieben, um Ausrüstungen und Behälter aus KS gegen Wärmeverlust zu isolieren, die weniger als 300 °F (150 °C) ausgesetzt waren. Mit steigenden Energiekosten erwies sich der Einsatz von Wärmeisolierung auf einmal sogar bei weitaus niedrigeren Betriebstemperaturen als kosteneffizient. Zeitgleich wurden neue Prozesse eingeführt, die bei niedrigeren und oft zyklisch wechselnden Temperaturen eingesetzt wurden. Zudem ging man immer mehr dazu über, austenitischen ES-Stahl für die Herstellung von Rohrleitungen und Ausrüstungen einzusetzen. Zusammen haben diese Entwicklungen die Menge, der in der Industrie installierten Wärmeisolierungen, dramatisch gesteigert und Voraussetzungen für das Auftreten von CUI geschaffen.

CUI wird im Allgemeinen durch das Vorhandensein von Wasser und Eindringen von Verunreinigungen in ein isoliertes System verursacht, bei dem Wasserrückhaltevermögen, Durchlässigkeit und Benetzbarkeitseigenschaften variieren. Diese Medien können infolge von Beschädigungen der Wasserabdichtung, unsachgemäßer Konstruktion des Systems, falscher Installation, schlechter Wartung oder einer Kombination aus allem oben genannten in das Innere des Systems gelangen.

Das durch Beschädigungen oder Nachlassen der Wetterfestigkeit des Isolierungssystems eintretende Wasser wird von der Isolierung aufgesaugt oder absorbiert. Einmal nass geworden, halten die Witterungsbarrieren und Dichtungen des Isolierungssystems das Wasser im Inneren zurück, so dass die Isolierung feucht bleibt. Die Isolierung bildet nahe der Oberfläche der Ausrüstungen einen ringförmigen Hohlraum oder Spalt, in dem Wasser und andere korrosive Medien zurückgehalten werden.

Als Wasserquellen gelten Regenwasser, Kühlturm-Kondenswasser, freigesetzter Wasserdampf, Spülwasserrückstände und, da die Isolierung keine Dampfsperre hat, Kondenswasser. Das Wasser kann frei von jeglichen Zusätzen sein oder zusätzliche Verunreinigungen enthalten, so kann z. B. der Regenwasseranteil in Form von saurem Regen zufließen. Außerdem können Chloride und Sulfate, die herstellungsbedingt im Isolierungsmaterial enthalten sind, in den Feuchtebelag austreten und Säuren bilden.

Die Rolle von Schutzbeschichtungen

Durch Einsatz verschiedener Konstruktionsmaterialien und Konfigurationen der zu isolierenden Ausrüstungen kann man sich durchaus ernsthaft bemühen, das Wasser aus dem Inneren der isolierten Systeme fernzuhalten. Das Auftreten von CUI kann jedoch nicht allein durch die Steigerung der Intensität dieser Anstrengungen in Schach gehalten werden. Eine vom Fachverband NACE erstellte Richtlinie für den industriellen Bereich besagt, dass im Eintauchbeschichtungsverfahren hergestellte Schutzbeschichtungen den besten Schutz gegen CUI bieten, sowohl bei isoliertem KS als auch bei austenitischem ES und Duplexstahl.

CUI gilt wegen des unter der Isolierung eingeschlossenen Wassers als Vorgabe für die Eintauchbeschichtung. Die speziell für Eintauchverfahren konzipierten Beschichtungen und Innenauskleidungen sind wegen der Aggressivität der Betriebsumgebung, da mit dem Wasser Verunreinigungen durch die Isolierung eindringen, ideal für die Bekämpfung von CUI geeignet.

Die im Standard aufgenommenen Beschichtungssysteme können auf eine lange Erfolgsbilanz zurückblicken und umfassen Dünnfilmbeschichtungen, flüssig aufgetragene, schmelzverbundene, aufgedampfte oder mittels thermischem Spritzverfahren aufgetragene Beschichtungen sowie Wax-Tape-Beschichtungen. Als ein entscheidender Aspekt beim Auswählen eines geeigneten Schutzbeschichtungssystems für den Einsatz unter der Isolierung gilt die zu erwartende Betriebstemperatur der Ausrüstungen oder Rohrleitungen, insbesondere wenn zyklische Temperaturwechsel auftreten. Die auf dem Markt verfügbaren Beschichtungen wurden für den Einsatz in verschiedenen Temperaturbereichen entwickelt, da ein Beschichtungstyp nicht allen Anforderungen gerecht werden kann. Die meisten Systeme sind phenolische Epoxidharze, ausgelegt für Temperaturen von -50–300 °F (-45–150 °C), und Novolak-Epoxidharze für Temperaturen von -50–400 °F (-45–205 °C). Zusätzlich hat sich gezeigt, dass Beschichtungen, die zur Kategorie inerte Multipolymer-Matrix gezählt werden, in einem Temperaturbereich von -45 bis 650 °C eingesetzt werden können.

Vor zehn Jahren waren die maximalen Temperaturen, denen Raffinerieausrüstungen und Rohrleitungsnetze standhalten mussten, d. h. die typischen Betriebstemperaturen von isolierten Ausrüstungsgegenständen, niedriger als heute. Moderne Anlagen werden bei Temperaturen von 400 °F (205 °C) gefahren, während früher eher 300 °F (150 °C) als Standard galten. Obwohl die meisten Ausrüstungen nicht an der Grenze der thermischen Belastbarkeit betrieben werden, können aus verschiedenen Gründen Temperaturspitzen auftreten. Dies muss bei der Festlegung eines entsprechenden Beschichtungssystems berücksichtigen werden.

Beschichtungen, die für den Einsatz unter in Raffinerien herrschenden Bedingungen geeignet sind, müssen eine hervorragende Beständigkeit gegenüber dem zyklischen Nass-Trocken-Wechsel aufweisen. In der Tat können Produkttests bis zu sechs Zyklen von 12 Wochen Dauer bei 425 ºF (220 °C) trocken und 150 °F (65 °C) nass umfassen, bis zertifizierbare Ergebnisse vorliegen, bei denen Rost, Blasenbildung und Beschichtungsablösung nicht mehr auftreten. Diese Beschichtungssysteme können zur Abdichtung von Tanks verwendet werden, insbesondere weil sie ihrer Natur nach für Eintauchbeschichtungsverfahren geeignet sind.

Ein überarbeiteter Standard

Zur Berücksichtigung der geänderten Betriebstemperaturen sowie Veränderungen bei den Beschichtungstechnologien wurde in 2010 der geänderte NACE-Standard veröffentlicht. Eine der nützlichsten Quellen innerhalb des Standards selbst sind Beschichtungstabellen, in denen für Temperaturbereiche, gültig für das jeweilige Beschichtungssystem, Empfehlungen hinsichtlich Oberflächenvorbereitung, Oberflächenprofil und Kategorien von Grundierungen und Deckbeschichtungen zusammengefasst sind.

Die Tabellen „Typische Schutzbeschichtungssysteme für austenitische und Duplex-Edelstähle bei Wärmedämmung“ und „Typische Schutzbeschichtungssysteme für Kohlenstoffstähle bei Wärmedämmung und Brandschutz“ enthalten die Aufnahme neuer und die Streichung veralteter Schutzbeschichtungssysteme, die Hinzufügung von metallischen Beschichtungssystemen und eine Änderung der Empfehlung für neue Rohrleitungen in loser Schüttung, die mit einer anorganischen zinkhaltigen Beschichtung (IOZ) grundiert sind.

In der petrochemischen Industrie und in dem Raffineriegeschäft ist es üblich auf neuen Rohrleitungen aus KS als Grundierung im Werk aufgetragene IOZ-Beschichtung zu verwenden. Diese ist zwar schnell trocknend und kostengünstig, bietet in geschlossenen, manchmal nassen Umgebungen nur unzureichende Korrosionsbeständigkeit. Bei Temperaturen über 140 °F (60 °C) kann es zu einer galvanischen Umkehrreaktion von Zink kommen, wobei Zink gegenüber dem KS kathodisch wird. Die im Werk grundierten Rohre erhalten in Abhängigkeit von den erforderlichen Betriebsbedingungen vor Ort auf der Baustelle ihre vollständige Schutzbeschichtung.

Gemäß Standard wird empfohlen, über die IOZ-Schicht eine Deckschicht aufzutragen, um so ihre Lebensdauer zu erhöhen, sowie auf ihren Einsatz an sich zu verzichten, wenn der Betrieb unter Wärmeisolierung bei Betriebstemperaturen bis zu 350 °F (175 °C) in dauerhaften oder zyklisch wechselnden Betriebsmodi verläuft. Wenn die Rohrleitung zuvor mit einer IOZ-Schicht grundiert wurde, sollte sie mit einer Deckschicht überzogen werden, um ihre Lebensdauer zu erhöhen. Die Tabelle der CS-Beschichtungen im NACE-Dokument sollte herangezogen werden, und der Beschichtungshersteller sollte zu den allgemeinen Beschichtungs-, Trockenschichtdicken- und Gebrauchstemperaturgrenzen befragt werden.

Für weitere Informationen steht der NACE-Standard SP0198 online zum Download zur Verfügung. NACE-Mitglieder können die Standards kostenlos herunterladen. Um den Standard herunterzuladen, besuchen Sie bitte den NACE-Store unter www.nace.org/store.