Soil corrosion

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Soil Corrosion

4.3.9 Soil Corrosion

4.3.9.1 Description of Damage

Soil Corrosion वह deterioration है जो उन metals में होता है जो सीधे soil (मिट्टी) के contact में होते हैं। यह एक external corrosion form है जो buried equipment में धीरे-धीरे metal loss और pitting पैदा करती है।

4.3.9.2 Affected Materials

इस प्रकार का corrosion मुख्य रूप से carbon steel, cast iron और ductile iron को प्रभावित करता है।

4.3.9.3 Critical Factors

Soil corrosion की severity कई factors पर depend करती है, जैसे moisture content, oxygen availability, soil resistivity, soil type, drainage characteristics, temperature, coating condition, cathodic protection और stray currents। कोई single parameter soil corrosivity को accurately define नहीं कर सकता। इसलिए कई soil properties को combine करके corrosion risk estimate किया जाता है (जैसा कि ASTM STP 741 और API RP 580 / API RP 581 में बताया गया है)।

Soil resistivity अक्सर corrosivity का indicator माना जाता है क्योंकि इसे आसानी से measure किया जा सकता है। यह soil की moisture और dissolved salts पर depend करता है। High moisture, high salt content और acidic soils ज्यादा corrosive होते हैं। Soil-to-air interface areas ज्यादा corrosive होते हैं क्योंकि वहाँ oxygen और moisture दोनों उपलब्ध होते हैं। Metal temperature बढ़ने से corrosion rate भी बढ़ता है। इसके अलावा galvanic corrosion, stray currents, differential aeration cells और MIC भी soil corrosion को influence करते हैं।

4.3.9.4 Affected Units or Equipment

Soil corrosion मुख्य रूप से underground piping, buried equipment, buried tanks और above ground storage tanks के bottom plates को प्रभावित करता है। इसके अलावा ground-supported metallic structures भी प्रभावित हो सकते हैं।

4.3.9.5 Appearance or Morphology of Damage

Soil corrosion आमतौर पर external thinning के रूप में दिखाई देता है, जिसमें localized pitting भी हो सकता है। Corrosion की severity soil conditions और metal surface के आसपास के environmental variation पर depend करती है। Protective coating का खराब होना या damaged condition अक्सर corrosion की early warning होती है।

4.3.9.6 Prevention / Mitigation

Carbon steel में soil corrosion को रोकने के लिए special backfill materials, protective coatings और cathodic protection (CP) का उपयोग किया जाता है। सबसे effective protection system आमतौर पर coating + cathodic protection combination होता है, क्योंकि coating barrier protection देती है और CP exposed areas को protect करता है।

4.3.9.7 Inspection and Monitoring

Underground structures की monitoring के लिए सबसे common method structure-to-soil potential measurement है, जो reference electrodes की मदद से किया जाता है (IR drop correction के साथ)। Cathodic protection systems को NACE RP 0169 के अनुसार operate और monitor किया जाता है। Buried piping और structures की inspection के लिए कई methods उपयोग होते हैं, जैसे inline inspection tools, guided ultrasonic testing, pressure testing और external visual evaluation।

4.3.9.8 Related Mechanisms Soil corrosion closely related है Galvanic Corrosion (see 4.3.1) से।

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Microbiologically Induced Corrosion (MIC)

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Microbiologically Induced Corrosion (MIC)

4.3.8.1 Description of Damage

Microbiologically Induced Corrosion (MIC) एक प्रकार का corrosion है जो जीवित microorganisms जैसे bacteria, algae और fungi के कारण होता है। यह अक्सर metal surface पर tubercles (गांठ जैसे deposits) या slimy organic deposits (bio film) के बनने से जुड़ा होता है। ये deposits metal surface को locally shield कर देते हैं और under deposit corrosion को तेज कर देते हैं।

4.3.8.2 Affected Materials

MIC लगभग सभी सामान्य construction materials को प्रभावित कर सकता है, जिसमें carbon steel, low alloy steels, 300 Series SS, 400 Series SS, aluminum, copper और कुछ nickel base alloys शामिल हैं।

4.3.8.3 Critical Factors

MIC आमतौर पर उन systems में पाया जाता है जहाँ water present होता है, चाहे लगातार हो या intermittent रूप में। खासकर stagnant या low flow conditions में microorganisms आसानी से grow करते हैं। MIC में कई प्रकार के organisms होते हैं जो बहुत harsh conditions में भी survive कर सकते हैं, जैसे oxygen की कमी या अधिकता, light या dark conditions, pH range लगभग 0 से 12, और temperature range लगभग 0°F से 235°F (–17°C से 113°C)।

Systems “inoculated” हो सकते हैं जब organisms किसी source से entry करके system में multiply करने लगते हैं। अलग-अलग organisms अलग-अलग nutrients पर thrive करते हैं, जैसे sulfur, ammonia, H₂S, hydrocarbons और organic acids। सभी microorganisms को growth के लिए carbon, nitrogen और phosphorous की जरूरत होती है। Process contaminants जैसे hydrocarbons या H₂S का in-leakage biofouling और corrosion को बहुत तेजी से बढ़ा सकता है। ।

4.3.8.4 Affected Units or Equipment

MIC सबसे ज्यादा उन systems में पाया जाता है जहाँ water मौजूद होता है, जैसे heat exchangers, storage tanks का bottom water, low-flow या stagnant piping और soil-contact piping। यह उन equipment में भी हो सकता है जहाँ hydrotest water properly remove नहीं किया गया हो, या equipment बाहर open condition में छोड़ दिया गया हो। Cooling water systems और product storage tanks भी highly susceptible होते हैं, खासकर जब water treatment सही न हो। Fire water systems भी MIC से प्रभावित हो सकते हैं।

4.3.8.5 Appearance or Morphology of Damage

MIC आमतौर पर localized pitting corrosion के रूप में दिखाई देता है जो deposits या tubercles के नीचे develop होता है। Carbon steel में यह अक्सर cup-shaped pits within pits के रूप में देखा जाता है, जबकि stainless steel में subsurface cavities बन सकते हैं। Damage अक्सर highly localized होता है और surface पर rust deposits या sludge दिखाई दे सकते हैं।

4.3.8.6 Prevention / Mitigation

MIC को रोकने का सबसे effective तरीका है water systems में biocide treatment करना। इसमें chlorine, bromine, ozone, ultraviolet light या proprietary chemical biocides शामिल होते हैं। Proper biocide application organisms को पूरी तरह खत्म नहीं करता, लेकिन उनकी growth और activity को control करता है, इसलिए treatment लगातार जारी रखना जरूरी है। Flow velocity को minimum limits से ऊपर रखना चाहिए और stagnant zones को minimize करना चाहिए। जिन systems में water retention जरूरी नहीं है, उन्हें dry और clean रखना चाहिए। Hydrotest के बाद water को जल्दी remove करना और system को dry करना बहुत महत्वपूर्ण है। Underground structures के लिए coating और cathodic protection भी effective होते हैं। Established MIC के मामलों में deposits और organisms को पूरी तरह हटाने के लिए pigging, blasting, chemical cleaning और biocide treatment का combination उपयोग किया जाता है। Storage tanks में water phase में biocide add करना और internal coatings को maintain करना भी जरूरी है।

4.3.8.7 Inspection and Monitoring

Cooling water systems में MIC को monitor करने के लिए biocide residual, microbial counts और visual inspection किया जाता है। Fouling monitoring probes MIC की early indication दे सकते हैं क्योंकि fouling अक्सर MIC से पहले या उसके साथ develop होता है। Heat exchanger performance में गिरावट (loss of duty) भी MIC का संकेत हो सकता है। इसके अलावा, foul-smelling water भी microbial activity का indication हो सकता है।

4.3.9.8 Related Mechanisms MIC का सबसे closely related mechanism है Cooling Water Corrosion (see 4.3.4)।

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Flue-Gas Dew-Point Corrosion

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Flue Gas Dew Point Corrosion

4.3.7.1 Description of Damage

Flue Gas Dew Point Corrosion तब होती है जब fuel में मौजूद sulfur और chlorine species combustion के दौरान sulfur dioxide (SO₂), सल्फ्यूरिक ट्राइऑक्साइड (SO₃) और hydrogen chloride (HCl) में बदल जाते हैं।

जब flue gas का temperature काफी कम हो जाता है, तो ये gases और water vapor मिलकर condense हो जाते हैं और sulfurous acid, सल्फ्यूरिक acid और hydrochloric acid बनाते हैं। ये acids metal surface पर severe corrosion पैदा करते हैं, जिससे equipment की wall thickness तेजी से कम हो सकती है।

4.3.7.2 Affected Materials

इस corrosion से मुख्य रूप से carbon steel, low alloy steels और 300 Series SS प्रभावित होते हैं।

4.3.7.3 Critical Factors

इस damage की severity और occurrence मुख्य रूप से दो चीजों पर depend करती है: fuel में मौजूद contaminants (sulfur और chlorides) की concentration और flue gas equipment की metal surface temperature।

चूंकि लगभग सभी fuels में कुछ न कुछ sulfur होता है, इसलिए अगर metal temperature dewpoint से नीचे चला जाए, तो sulfuric और sulfurous acid condensation होकर corrosion शुरू कर सकते हैं।

सल्फ्यूरिक acid dewpoint mainly flue gas में मौजूद sulfur ट्राइऑक्साइड (SO₃) की मात्रा पर depend करता है और सामान्यतः लगभग 280°F (138°C) के आसपास होता है। इसी तरह hydrochloric acid dewpoint hydrogen chloride (HCl) की concentration पर depend करता है और सामान्यतः लगभग 130°F (54°C) होता है।

4.3.7.4 Affected Units or Equipment

सभी fired process heaters और boilers जो sulfur containing fuels burn करते हैं, उनमें economizer sections और stacks में सल्फ्यूरिक acid dew point corrosion का risk होता है।

Heat Recovery Steam Generators (HRSG’s) में, अगर 300 Series SS feed water heaters में inlet water temperature hydrochloric acid dewpoint से नीचे चला जाए, तो gas side (OD) पर chloride induced Stress Corrosion Cracking (SCC) हो सकता है।

इसके अलावा, अगर combustion turbine के environment में chlorine मौजूद हो (जैसे cooling tower drift जिसमें chlorine based biocides हों), तो यह हवा के साथ carry होकर HRSG feed water heaters में damage कर सकता है।

4.3.7.5 Appearance or Morphology of Damage

Carbon steel और low alloy steel components (जैसे economizers) में सल्फ्यूरिक acid corrosion आमतौर पर general wastage के रूप में दिखाई देती है, जिसमें अक्सर broad और shallow pits बनते हैं, जो acid condensation pattern पर depend करते हैं।

300 Series SS feed water heaters (HRSG’s में) में damage आमतौर पर surface breaking cracks के रूप में होता है और surface का appearance अक्सर crazed (crack network जैसा) दिखता है, जो Stress Corrosion Cracking (SCC) को दर्शाता है।

4.3.7.6 Prevention / Mitigation

इस damage को रोकने के लिए सबसे important तरीका यह है कि boiler या fired heater की metal surface temperature को सल्फ्यूरिक acid dewpoint corrosion temperature से ऊपर रखा जाए।

HRSG systems में अगर chloride containing environment की संभावना हो, तो 300 Series SS feed water heaters का उपयोग avoid करना चाहिए।

Oil fired boilers में एक common issue तब होता है जब unit को wash किया जाता है और final rinse में acidic ash salts neutralize नहीं किए जाते। इस स्थिति में sodium carbonate को final rinse में add करना चाहिए ताकि acidic components neutralize हो सकें और corrosion रोका जा सके।

4.3.7.7 Inspection and Monitoring

Economizer tubes में wastage को monitor करने के लिए UT (Ultrasonic Testing) wall thickness measurement का उपयोग किया जाता है।

300 Series SS में होने वाले Stress Corrosion Cracking (SCC) का पता लगाने के लिए VT (Visual Testing) और PT (Liquid Penetrant Testing) methods उपयोग किए जाते हैं।

4.3.7.8 Related Mechanisms Lower temperatures पर hydrochloric acid condensation carbon steels में HCl corrosion (see 5.1.1.4) पैदा कर सकती है और 300 Series SS में chloride SCC (see 4.5.1) को promote कर सकती है।

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Carbon Dioxide (CO₂) Corrosion

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Carbon Dioxide (CO₂) Corrosion

4.3.6.1 Description of Damage (क्षति का विवरण)

Carbon dioxide (CO₂) corrosion तब होती है जब CO₂ पानी में dissolve होकर carbonic acid (H₂CO₃) बनाता है। यह acid पानी के pH को कम कर देता है और पर्याप्त मात्रा में होने पर carbon steel में general corrosion तथा pitting corrosion को बढ़ावा देता है।

4.3.6.2 Affected Materials (प्रभावित सामग्री)

Carbon Steel and Low Alloy Steels

4.3.6.3 Critical Factors (महत्वपूर्ण कारक)

CO₂ corrosion को प्रभावित करने वाले मुख्य factors हैं: CO₂ का partial pressure,pH, Temperature. CO₂ का partial pressure बढ़ने से condensate का pH घटता है और corrosion rate बढ़ जाती है। Corrosion मुख्यतः liquid phase में होती है, विशेषकर उन स्थानों पर जहाँ CO₂ vapor phase से condense होकर liquid बनता है। Temperature बढ़ने पर corrosion rate बढ़ती है, लेकिन केवल तब तक जब तक CO₂ vaporize न हो जाए। Steel में chromium content बढ़ाने से corrosion resistance में विशेष सुधार नहीं होता, जब तक कि chromium कम से कम 12% न हो।

4.3.6.4 Affected Units or Equipment (प्रभावित उपकरण)

CO₂ corrosion निम्न systems में देखी जाती है: Boiler feed water और condensate systems (सभी units में) Hydrogen plants के shift converters के effluent gas streams. जब temperature dew point (लगभग 300°F / 149°C) से नीचे गिरता है, corrosion हो सकती है: बहुत high corrosion rates (1000 mpy तक) देखी गई हैं: CO₂ removal plants के regenerator overhead systems

4.3.6.5 Appearance or Morphology of Damage (क्षति का स्वरूप)

CO₂ corrosion आमतौर पर:

Localized thinning. Pitting corrosion.के रूप में दिखाई देती है।

Carbon steel में यह damage अक्सर deep pitting और grooving के रूप में turbulent areas में विकसित होती है। Corrosion सामान्यतः निम्न स्थानों पर अधिक होती है:

Turbulence zones.

Impingement areas.

Piping weld roots.

4.3.6.6 Prevention / Mitigation (रोकथाम एवं नियंत्रण)

CO₂ corrosion को नियंत्रित करने के लिए निम्न उपाय अपनाए जाते हैं:

Steam condensate systems में corrosion inhibitors का उपयोग

Vapor phase inhibitors का उपयोग (condensing vapors से protection के लिए)

Condensate pH को 6 से ऊपर रखना

Selective material upgrading भी आवश्यक हो सकता है: 300 Series Stainless Steel अधिकांश applications में highly resistant होती है

CO₂ producing/removal systems (जैसे hydrogen plants और CO₂ removal units) में stainless steel का उपयोग सामान्यतः आवश्यक होता है

400 Series SS और Duplex SS भी corrosion resistant होते हैं।

ध्यान देने योग्य बात यह है कि steam condensate systems में CO₂ corrosion अक्सर operational problems का परिणाम होती है।

4.3.6.7 Inspection and Monitoring (निरीक्षण एवं निगरानी)

Inspection methods:

VT (Visual Testing)

UT (Ultrasonic Testing)

RT (Radiographic Testing)

इन methods का focus उन क्षेत्रों पर होना चाहिए जहाँ water wetting expected हो और metal loss संभावित हो।

Additional considerations:

Weld seams में preferential corrosion के लिए angle probe UT या RT आवश्यक हो सकता है

Corrosion location:

Pipe bottom → यदि separate water phase हो

Pipe top → wet gas condensation conditions में

Elbows और tees → turbulent flow areas में

Water chemistry monitoring:

Iron content (Fe)

अन्य operating parameters

4.3.6.8 Related Mechanisms (संबंधित क्षति तंत्र)

Boiler Water Condensate Corrosion (4.3.5)

Carbonate Cracking (5.1.2.5)

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Boiler Water Condensate Corrosion

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Boiler Water Condensate Corrosion

4.3.5.1 Description of Damage (क्षति का विवरण)

Boiler Water Condensate Corrosion में boiler system और condensate return piping में general corrosion तथा pitting corrosion उत्पन्न होती है। यह corrosion मुख्यतः steam water cycle में मौजूद chemical imbalance और dissolved gases के कारण होती है।

4.3.5.2 Affected Materials

इस mechanism से मुख्यतः निम्न materials प्रभावित होते हैं:

Carbon Steel

Low Alloy Steel (कुछ मामलों में)

300 Series Stainless Steel (कुछ cases में)

Copper based Alloys

4.3.5.3 Critical Factors

Boiler feed water और condensate return systems में corrosion आमतौर पर dissolved gases, विशेषकर oxygen और carbon dioxide, के कारण होती है।

Oxygen → oxygen pitting corrosion

CO₂ → carbonic acid corrosion

महत्वपूर्ण कारक:

Dissolved oxygen और CO₂ की concentration

Water का pH

Temperature

Feed water quality

Feed water treatment system की effectiveness

Boiler के अंदर corrosion protection मुख्य रूप से protective Fe₃O₄ (magnetite) layer बनाने और उसे maintain करने पर निर्भर करता है। Scale और deposit control के लिए उपयोग होने वाले chemical treatments को oxygen scavengers के साथ properly coordinate करना आवश्यक है। Copper Zinc alloys में ammonia SCC (Stress Corrosion Cracking) हो सकती है, जो हाइड्राज़ीन, neutralizing amines या ammonia containing compounds के कारण उत्पन्न हो सकती है।

4.3.5.4 Affected Units or Equipment

Corrosion निम्न systems में हो सकती है:

External water treatment system

डीएरेटर

Feed water lines

Pumps

Stage heaters

Economizers

Steam generation system (water side और fire side दोनों)

Condensate return system

4.3.5.5 Appearance or Morphology of Damage

CO₂ corrosion आमतौर पर:

Localized thinning. Pitting corrosion.के रूप में दिखाई देती है।

Oxygen corrosion आमतौर पर pitting type damage होती है और system के किसी भी हिस्से में हो सकती है, विशेषकर तब जब oxygen scavenging treatment ठीक से काम नहीं कर रहा हो। Closed heaters और economizers जैसे equipment में, जहाँ पानी का temperature तेजी से बढ़ता है, oxygen pitting अधिक गंभीर हो सकता है। Condensate return system में corrosion मुख्यतः CO₂ corrosion के कारण होती है। यह आमतौर पर: Pipe wall में smooth grooving के रूप में दिखाई देती है यदि oxygen scavenger ठीक से काम नहीं कर रहा हो, तो oxygen pitting भी condensate system में दिखाई दे सकती है।

4.3.5.6 Prevention / Mitigation

Corrosion control के लिए निम्न उपाय उपयोग किए जाते हैं:

Oxygen scavenging treatments जैसे:

उत्प्रेरित Sodium Sulfite

हाइड्राज़ीन (system pressure के अनुसार)

Proper mechanical डीएरेटर operation आवश्यक है ताकि dissolved oxygen को हटाया जा सके। Oxygen scavenger का एक residual system में मौजूद रहना चाहिए ताकि डीएरेटर से होने वाले oxygen ingress को नियंत्रित किया जा सके। यदि CO₂ corrosion को scale/deposit control और magnetite maintenance treatment से नियंत्रित नहीं किया जा सके, तो amine inhibitor treatment की आवश्यकता हो सकती है।

4.3.5.7 Inspection and Monitoring

मुख्य monitoring tool है water chemistry analysis, जिसमें system performance की जांच की जाती है।

Monitor किए जाने वाले parameters:

Conductivity

Chlorine / residual biocide

Total Dissolved Solids (TDS)

Organic contamination (leak detection के लिए)

यह सभी parameters system upset या treatment failure को identify करने में मदद करते हैं।

Proactive inspection methods limited हैं। आमतौर पर inspection तब की जाती है जब:

Boiler tube rupture हो

Condensate leaks detect हों

Deaerator cracking problems को shutdown के दौरान wet fluorescent magnetic particle inspection (WFMT) से evaluate किया जा सकता है।

4.3.5.8 Related Mechanisms (संबंधित क्षति तंत्र)

CO₂ Corrosion (4.3.6)

Corrosion Fatigue (4.5.2)

Erosion / Erosion Corrosion (4.2.14)

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Cooling Water Corrosion

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Cooling Water Corrosion

4.3.4.1 Description of Damage

Cooling Water Corrosion वह प्रक्रिया है जिसमें dissolved salts, dissolved gases, organic compounds या microbiological activity के कारण carbon steel तथा अन्य धातुओं में general corrosion या localized corrosion उत्पन्न होती है।

4.3.4.2 Affected Materials

निम्नलिखित सामग्री Cooling Water Corrosion से प्रभावित हो सकती हैं:

Carbon Steel

Stainless Steel की सभी grades

Copper

Aluminum

Titanium

Nickel Base Alloys

4.3.4.3 Critical Factors

Cooling Water Corrosion और fouling एक-दूसरे से निकटता से जुड़े हुए हैं, इसलिए इनका मूल्यांकन साथ में किया जाना चाहिए। Corrosion की गंभीरता को प्रभावित करने वाले प्रमुख कारक हैं:

Fluid Temperature

Water Type (Fresh Water, Brackish Water, Salt Water)

Cooling System Type (Once through, Open Circulating, Closed Circulating)

Dissolved oxygen और CO₂ की concentration

Oxygen Content

Fluid Velocity

Cooling Water का outlet temperature तथा process side inlet temperature बढ़ने पर corrosion rate और fouling tendency दोनों बढ़ जाती हैं।

पानी में oxygen content बढ़ने से carbon steel की corrosion rate भी बढ़ जाती है।

यदि process side temperature 140°F (60°C) से अधिक हो, तो fresh water systems में scaling की संभावना उत्पन्न हो जाती है। जैसे-जैसे process temperature और cooling water inlet temperature बढ़ते हैं, scaling की संभावना भी बढ़ती जाती है।

Brackish water और salt water systems में outlet temperature लगभग 115°F (46°C) से अधिक होने पर गंभीर scaling हो सकती है

Fouling निम्न स्रोतों के कारण हो सकती है:

Silt

Suspended organic materials

Corrosion products

Mill scale

Marine growth

Microbiological growth

Fluid velocity इतनी होनी चाहिए कि deposits जमा न हों और fouling कम रहे, लेकिन इतनी अधिक भी न हो कि erosion उत्पन्न होने लगे। Velocity limits tube material और water quality पर निर्भर करती हैं।

लगभग 3 fps (1 m/s) से कम velocity होने पर fresh water तथा brackish water systems में fouling, sedimentation और corrosion की संभावना बढ़ जाती है।

यदि condensers या coolers में cooling water को shell side में प्रवाहित किया जाता है, तो dead spots और stagnant areas बन सकते हैं, जिससे localized corrosion तेजी से बढ़ सकती है। इसलिए सामान्यतः cooling water को tube side में चलाना बेहतर माना जाता है।

300 Series Stainless Steel fresh water, brackish water और salt water systems में:

Pitting Corrosion

Crevice Corrosion

Stress Corrosion Cracking (SCC) से प्रभावित हो सकता है।

Copper Zinc Alloys में:

Dezincification

Stress Corrosion Cracking (यदि ammonia या ammonium compounds उपस्थित हों) हो सकती है।

ERW Carbon Steel fresh water तथा brackish water service में weld area और heat affected zone (HAZ) में गंभीर corrosion का शिकार हो सकता है।

जब Titanium किसी अधिक anodic material से electrically connected होता है, तब उसमें hydriding embrittlement हो सकती है। यह समस्या सामान्यतः 180°F (82°C) से अधिक तापमान पर दिखाई देती है, हालांकि कम तापमान पर भी हो सकती है।

4.3.4.4 Affected Units or Equipment

Cooling Water Corrosion मुख्य रूप से निम्न उपकरणों में चिंता का विषय होती है:

Water cooled Heat Exchangers

Cooling Towers और यह लगभग सभी औद्योगिक क्षेत्रों में पाई जा सकती है।

4.3.4.5 Appearance or Morphology of Damage

Cooling Water Corrosion कई प्रकार की क्षति उत्पन्न कर सकती है, जिनमें शामिल हैं:

General Corrosion

Pitting Corrosion

MIC (Microbiologically Influenced Corrosion)

Stress Corrosion Cracking

Fouling

जब dissolved oxygen मौजूद हो, तो carbon steel में सामान्यतः uniform corrosion या general corrosion दिखाई देती है।Localized corrosion निम्न कारणों से विकसित हो सकती है:

Under Deposit Corrosion

Crevice Corrosion

Microbiological Corrosion

Deposits या crevices की उपस्थिति लगभग सभी प्रभावित धातुओं में localized attack को बढ़ावा देती है। Nozzle inlet/outlet तथा tube inlet क्षेत्रों में दिखाई देने वाली smooth या wavy corrosion आमतौर पर:

Flow Induced Corrosion

Erosion

Abrasion के कारण होती है।

ERW Weld Areas में corrosion प्रायः weld fusion line के साथ groove के रूप में दिखाई देती है। कई मामलों में failure mechanism की पुष्टि करने के लिए tube samples का metallurgical analysis आवश्यक होता है।

4.3.4.6 Prevention / Mitigation

Cooling Water Corrosion तथा Fouling को उचित:

Design

Operation

Chemical Treatment Program द्वारा प्रभावी रूप से नियंत्रित किया जा सकता है।

महत्वपूर्ण उपाय निम्न हैं:

Process side inlet temperature को 140°F (60°C) से कम रखना।

Minimum तथा maximum water velocity को नियंत्रित रखना, विशेषकर salt water systems में।

High chloride content, low velocity, high process temperature या खराब water chemistry वाले systems में metallurgy upgrade करना।

Heat exchanger tubes की ID और OD की नियमित mechanical cleaning करना।

अधिकांश परिस्थितियों में cooling water को tube side में ही प्रवाहित करना ताकि stagnant zones न बनें।

4.3.4.7 Inspection and Monitoring

Cooling Water System में निम्न parameters की नियमित monitoring आवश्यक है:

Oxygen Content

Cycles of Concentration

Biocide Residual

Biological Activity

Cooling Water Outlet Temperature

Hydrocarbon Contamination

Process Leaks

U-Factor (Heat Exchanger Performance Measurement) की समय-समय पर गणना करने से scaling तथा fouling की स्थिति का पता चलता है।

अन्य निरीक्षण तकनीकें:

Ultrasonic Flow Meter द्वारा tube velocity की जांच

EC (Eddy Current Inspection)

IRIS Inspection

Representative Tubes को Split करके Internal Examination

4.3.4.8 Related Mechanisms

Cooling Water Corrosion निम्न damage mechanisms से संबंधित है:

Microbiologically Induced Corrosion (MIC) (धारा 4.3.8)

Chloride Stress Corrosion Cracking (Cl-SCC) (धारा 4.5.1)

Galvanic Corrosion (धारा 4.3.1)

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Corrosion Under Insulation (CUI)

4.3.3 Corrosion Under Insulation (CUI)

4.3.3.1 Damage का Description

Corrosion Under Insulation (CUI) वह corrosion है जो piping, pressure vessels तथा structural components में insulation या fireproofing के नीचे फँसे हुए water या moisture के कारण विकसित होती है। चूँकि insulation बाहरी वातावरण से moisture को रोकने के बजाय कई बार उसे अंदर फँसा लेती है, इसलिए metal surface लगातार wet condition में रहती है और corrosion तेजी से बढ़ सकती है।

4.3.3.2 Affected Materials

CUI मुख्य रूप से Carbon Steel, Low Alloy Steels, 300 Series Stainless Steel (SS) तथा Duplex Stainless Steels को प्रभावित करता है।

4.3.3.3 Critical Factors

CUI उन externally insulated piping और equipment में अधिक पाई जाती है जो intermittent service में हों या निम्न temperature range में operate करते हों:

Carbon Steel और Low Alloy Steel: 10°F (-12°C) से 350°F (175°C)
Austenitic Stainless Steel और Duplex Stainless Steel: 140°F (60°C) से 400°F (205°C)

Metal temperature बढ़ने के साथ corrosion rate भी बढ़ती है, जब तक कि water तेजी से evaporate न होने लगे। Insulated equipment में corrosion विशेष रूप से 212°F (100°C) से 350°F (175°C) के बीच अधिक गंभीर होती है क्योंकि इस range में insulation लंबे समय तक wet रहती है।

Insulation system का design, insulation type, operating temperature और surrounding environment अत्यंत महत्वपूर्ण factors हैं। खराब design या installation, जो water को trap होने देता है, CUI की संभावना बढ़ा देता है।

ऐसे insulating materials जो moisture को absorb और retain करते हैं (wicking effect), corrosion को और बढ़ा सकते हैं। Cyclic thermal operation तथा intermittent service भी CUI को accelerate करते हैं।

जो equipment water dew point से नीचे operate करता है, उसकी metal surface पर condensation बनती है, जिससे लगातार wet environment तैयार होता है और corrosion का खतरा बढ़ जाता है।

Insulation से निकलने वाले contaminants, विशेषकर chlorides, damage को और गंभीर बना सकते हैं। High rainfall वाले क्षेत्रों, coastal या marine environments तथा warm humid climates में स्थित plants, dry inland locations की तुलना में CUI के प्रति अधिक संवेदनशील होते हैं।

Cooling tower drift, marine atmosphere के chlorides तथा stack emissions से आने वाला SO₂ भी corrosion rate को बढ़ाते हैं।

4.3.3.4 Affected Units or Equipment

उपरोक्त conditions के अंतर्गत आने वाले सभी insulated piping और equipment CUI के प्रति susceptible होते हैं, भले ही insulation system बाहर से अच्छी condition में दिखाई दे और corrosion के कोई स्पष्ट signs मौजूद न हों।

CUI सामान्यतः निम्न locations पर पाई जाती है:

Damaged insulation, vapor barriers, weatherproofing या mastic वाले equipment
Flanges तथा insulation termination points
Insulation support rings वाले vessels
Ladder clips, platform clips, lifting lugs, nozzles तथा stiffener rings के आसपास
Damaged या leaking steam tracing systems
Paint या coating damage वाले क्षेत्र
ऐसे locations जहाँ water naturally collect होता है
Improperly terminated fireproofing
Vibrating piping systems जहाँ insulation jacketing damage हो सकती है
Deadlegs (vents, drains आदि)
Pipe hangers और supports
Valves तथा fittings
Bolted-on pipe shoes
Steam tracer tubing penetrations
Flanges पर insulation termination
Horizontal piping के top पर insulation jacketing seams
Vertical piping पर insulation termination points
Hardened, cracked या missing caulking
Insulation या jacketing पर bulges, staining या missing bands
Long unsupported piping runs के low points
High-alloy piping systems में insulated carbon steel flanges और bolting
Thickness measurement plugs हटाए गए inspection points
Vertical pipe run के नीचे लगे horizontal pipe section के शुरुआती कुछ feet

4.3.3.5 Appearance or Morphology of Damage

Carbon Steel और Low Alloy Steel में CUI सामान्यतः localized pitting corrosion या localized wall thinning के रूप में दिखाई देती है।

300 Series SS chlorides की उपस्थिति में Stress Corrosion Cracking (SCC) का शिकार हो सकती है, जबकि Duplex SS अपेक्षाकृत कम susceptible होती है।

दोनों stainless steel grades में pitting और localized corrosion विकसित हो सकती है। विशेष रूप से पुराने Calcium Silicate Insulation (जिसमें chlorides मौजूद हो सकते हैं) के नीचे localized pitting तथा Chloride SCC देखी जा सकती है।

Insulation हटाने के बाद Carbon Steel और Low Alloy Steel पर corrosion damage सामान्यतः ढीली, परतदार (loose flaky scale) rust के रूप में दिखाई देती है। Damage कई बार अत्यधिक localized होती है।

कुछ मामलों में corrosion carbuncle-type pitting जैसी दिखाई देती है, विशेषकर failed paint या coating systems के नीचे।

CUI के साथ insulation damage तथा coating deterioration के स्पष्ट संकेत भी अक्सर दिखाई देते हैं।

4.3.3.6 Prevention / Mitigation

क्योंकि अधिकांश construction materials CUI के प्रति susceptible होते हैं, इसलिए mitigation का सबसे प्रभावी तरीका moisture ingress को रोकना है।

इसके लिए:

High-quality paints और protective coatings का उपयोग किया जाए।
Insulation sealing systems, vapor barriers तथा weatherproofing को अच्छी condition में रखा जाए।
Moisture penetration को रोका जाए।

Flame-Sprayed Aluminum (FSA) Coatings Carbon Steel पर सफलतापूर्वक उपयोग की गई हैं। Aluminum coating galvanic protection प्रदान करती है और स्वयं corrode होकर base metal को protect करती है।

उचित तरीके से apply की गई high-quality non-metallic coatings long-term protection प्रदान कर सकती हैं।

Stainless Steel piping और equipment पर insulation के नीचे thin aluminum foil barrier भी प्रभावी साबित हुई है।

Insulation material का सही चयन अत्यंत महत्वपूर्ण है। Closed-cell Foam Glass materials सामान्यतः Mineral Wool की तुलना में कम water retain करते हैं और इसलिए कम corrosive होते हैं।

300 Series SS के लिए low-chloride insulation का उपयोग करना चाहिए ताकि pitting और chloride SCC की संभावना कम हो।

कई मामलों में operating conditions बदलना संभव नहीं होता, लेकिन जहाँ heat conservation critical न हो वहाँ insulation हटाने पर विचार किया जा सकता है।

4.3.3.7 Inspection and Monitoring

CUI inspection के लिए एक structured और systematic inspection plan आवश्यक है, जिसमें prediction, risk analysis तथा targeted inspection शामिल हों।

Inspection plan बनाते समय निम्न factors पर विचार किया जाना चाहिए:

Operating temperature
Coating का type और condition
Insulation material का type, age और condition
Physical damage के signs
Mastic या sealant deterioration
Water ingress के evidence
Rust staining और gravity drain areas

यह ध्यान रखना आवश्यक है कि insulation बाहर से अच्छी condition में दिखाई देने पर भी CUI मौजूद हो सकती है।

कई बार inspection के लिए insulation का कुछ या पूरा हिस्सा हटाना आवश्यक होता है। Insulation removal का निर्णय लेते समय निम्न factors पर विचार किया जाता है: