Защита газопроводов от коррозии

В зависимости от состава газа, материала трубопровода, условий про­кладки и физико-механических свойств грунта газопроводы подвержены в той или иной степени внутренней и внешней коррозии. Коррозия внут­ренних поверхностей труб в основном, зависит от свойств газа. Она обу­словлена повышенным содержанием в газе кислорода, влаги, сероводо­рода и других агрессивных соединений. Борьба с внутренней коррозией сводится к удалению из газа агрессивных соединений, т. е. к хорошей его очистке.

Значительно большие трудности представляет борьба с коррозией внешних поверхностей труб, уложенных в грунт, т. е. с почвенной корро­зией. Почвенную коррозию по своей природе разделяют на химическую, электрохимическую и электрическую (коррозию блуждающими токами).

Химическаякоррозия возникает от действия на металл различных га­зов и жидких неэлектролитов. При действии на металл химических соединений на его поверхности образуется пленка, состоящая из продук­тов коррозии. Если образующаяся пленка не растворяется, имеет доста­точную плотность и эластичность, а также хорошо сцеплена с металлом, то коррозия будет замедляться и при определенной толщине пленки может прекратиться. Химическая корро­зия является сплошной коррозией, при которой толщина стенки трубы умень­шается равномерно. Такой процесс яв­ляется менее опасным с точки зрения сквозного повреждения труб.

Электрохимическая коррозия является результатом взаимодействия металла, который выполняет роль эле­ктродов, с агрессивными растворами грунта, выполняющими роль электролита. Металл, обладаяопределенной упругостью растворения, при со­прикосновении с грунтом посылает в него свои положительно заряженные ионы. Электроны остаются в металле, и он приобретает отрицательный по­тенциал, а грунт (электролит) заряжается положительно, так как в нем накапливаются положительные ионы. В силу физико-химической неодно­родности металла и грунта вблизи участков, где протекает процесс ра­створения металла (т. е. обладающих большей упругостью растворения), располагаются участки, характеризующиеся меньшей упругостью раст­ворения. Первые становятся анодными зонами, а вторые — катодными. Катодный участок газопровода приобретает положительный потенциал по отношению к аноду. Электроны перетекают от анода к катоду по ме­таллу трубопровода. В грунте происходит перемещение ионов: катионов (заряженных положительно) — к катоду, анионов (заряженных отрица­тельно) — к аноду.

Участки металла, обладающие более отрицательными электродными потенциалами, будут становиться анодами. Металл подвергается кор­розии в анодных зонах и участках, так как в них ионы металла вы­ходят в грунт.

Рассмотренный процесс электрохимической коррозии представляет собой работу гальванической пары. В реальных условиях коррозия про­текает значительно сложнее. Потенциал металла по отно­шению к грунту зависит не только от его физико-химических свойств, но и от свойств грунта.. Вследствие неоднородности грунта также возника­ют гальванические пары. Физико-химическая неоднородность близко расположенных участков металла приводит к образованию микропар.

Электрохимическая коррозия имеет характер местной коррозии, т. е. такой, когда на газопроводах возникают местные язвы и каверны большой глубины, которые могут, развиваясь, превратиться в сквозные от­верстия в стенке трубы. Местная коррозия значительно опаснее сплош­ной коррозии.

Электрохимическая коррозия возникает также при воздействии на газопровод электрического тока, который движется в грунте. В грунт то­ки попадают в результате утечек из рельсов электрифицированного тран­спорта — их называют блуждающими. Коррозию, возникающую под действием блуждающих токов, называют электрической в отличие от электрохимической — гальванокоррозии.

Блуждающие токи, стекая с рельсов в грунт, движутся по направлению к отрицательному полюсу тяговой подстанции. В местах, где повреж­дена изоляция, они попадают на газопровод. Вблизи тяговой подстанции токи выходят из газопровода в грунт в виде положительных ионов ме­талла. Начинается электролиз металла. Участки выхода тока из газопро­вода представляют собой анодные зоны, в которых протекает активный процесс электрокоррозии. Зоны входа постоянного тока в газопровод называют катодными. Электрическая коррозия блуждающими токами во много раз опаснее электрохимической коррозии. В городских усло­виях это наиболее распространенный вид коррозии.

Коррозионная активность грунта зависит от структуры, влажности, воздухопроницаемости, наличия солей и кислот, а также от электропро­водности. Сухие грунты менее активно воздействуют на металл, чем влажные. С увеличением влажности грунта первоначально увеличивает­ся и его коррозионная активность. Наибольшую активность имеет грунт при влажности 11 —13%. Увеличение влажности свыше 20—24% приводит к снижению интенсивности коррозии. В водонасыщенных грун­тах интенсивность коррозии будет минимальной, если вода, насыщаю­щая грунт, сама не является агрессивной по отношению к металлу. При переменной влажности, когда возникают условия совместного воздейст­вия влаги и кислорода, создается наиболее благоприятная среда для коррозии металла.

Наиболее важным свойством грунта,

является его удельное электрическое сопротивление, которое и рассматривают как ос­новную характеристику его коррозионной активности. Электрическое сопротивление является функцией ряда других характеристик грунта: состава, концентрации растворенных веществ, влажности и др., поэтому оно связывает воедино ряд главнейших факторов, определяющих корро­зионную активность грунта. Как показывает опыт, сопоставление элек­трометрических характеристик грунта с его коррозионной активностью, установленной осмотром стальных трубопроводов, дает хорошее сов­падение результатов (около 80—90%).

Для выявления коррозионного состояния подземного газопровода про­водят электрические измерения, основными из которых являются опре­деление потенциала газопровода по отношению к земле, а также направ­ления и величины блуждающего тока, текущего по газопроводу. Потен­циал газопровода по отношению к земле измеряют высокоомным вольт­метром, который присоединяют к газопроводу и заземляющему электроду. Участки газопровода, имеющие положительный потенциал по отношению к земле, являются опасными в коррозионном отношении. Измерения потенциалов газопровода относительно земли производят через каждые 200-300 м. Для измерения используют специальные контрольные пункты, а также места где возможен доступ к газопроводу (задвижки, конденсатосборники и др.).

Существующие методы защитыгазопроводов от коррозии можно раз­делить на две группы: пассивные и активные. Пассивные методы защи­ты заключаются в изоляции газопровода. К активным относятся элект­рические методы защиты.

К изоляционным материалам, используемым для защиты газопрово­дов, предъявляют ряд требований, основные из которых следующие: мо­нолитность покрытия, водонепроницаемость, хорошее прилипание к ме­таллу, химическая стойкость в грунтах, высокая механическая прочность (при переменных температурах), наличие диэлектрических свойств. Изо­ляционные материалы не должны быть дефицитными.

Наиболее распространенными изоляционными материалами являются битумно-минеральные и битумно-резиновые мастики. Для усиления изоляции при­меняют армирующие обертки из гидроизола, бризола или стекловолокнистого материала. Гидроизол представляет собой толстый лист из асбеста с добавлением 15—20% целлюлозы, пропитанную нефтяным би­тумом. Бризол готовят на основе битума и дробленой старой вулканизи­рованной резины.

Изоляцию газопровода производят в такой последовательности. Трубку очищают стальными щетками до металлического блеска и протирают.

После этого на нее накладывают грунтовку толщиной 0,1—0,15 мм. Грун­товка представляет собой нефтяной битум, разведенный в бензине в от­ношении 1: 2 или 1: 3. Когда грунтовка высохнет, на трубопровод накла­дывают горячую (160—180°С) битумную эмаль. Эмаль накладывают в несколько слоев в зависимости от требований, предъявляемых к изоля­ции. Снаружи трубу обертывают крафт-бумагой. В современных услови­ях все работы по изоляции труб механизируют.

В зависимости от числа нанесенных слоев эмали и усиливающих обер­ток изоляция бывает следующих типов: нормальная, усиленная и весьма усиленная. Нормальную изоляцию применяют при низкой коррозионной активности грунта, усиленную — при средней, в остальных случаях ис­пользуют весьма усиленную изоляцию.

Для защиты газопроводов применяют также пластмассовые пленоч­ные материалы (ленты), покрытые подклеивающим слоем.

К активным методам защиты относят катодную и протекторную за­щиту и электрический дренаж. Основным методом защиты газопроводов от блуждающих токов является электрический дренаж. Он заключается в отводе токов, попавших на газопровод, обратно к источнику. Отвод осуществляют через изолированный проводник, соединяющий газопро­вод с рельсом электрифицированного транспорта или минусовой шиной тяговой подстанции. При отводе тока из газопровода по проводнику прекращается выход ионов металла в грунт и тем самым прекращается электрическая коррозия газопровода. Для отвода тока, как правило, ис­пользуют поляризованный электродренаж. Он обладает односторонней проводимостью от газопровода к рельсам (минусовой шине). При появ­лении положительного потенциала на рельсах электрическая цепь дре­нажа автоматически разрывается.

Одна дренажная установка может защитить газопровод большой про­тяженности, измеряемой несколькими километрами.

Для защиты газопроводов от почвенной коррозии применяют катод­ную защиту. При катодной защите на газопровод накладывают отрица­тельный потенциал, т. е. переводят весь защищаемый участок газопро­вода в катодную зону В качестве анодов применяют мало-растворимые материалы (чугунные, железокремневые, графитовые), а также отходы черного металла, которые помещают в грунт вблизи газо­провода. Отрицательный полюс источника постоянного тока соединяют с газопроводом, а положительный—с анодом. Таким образом, при катод­ной защите возникает замкнутый контур электрического тока, который течет от положительного полюса источника питания по изолированному кабелю к анодному заземлению, от анодного заземления ток растекается по грунту и попадает на защищаемый газопровод, далее он течет по газопроводу, а от него по изолирован. Кабелю возвращается к отрицательному полису источника питания. Эл. ток. выходит из анода в виде +ионов металла, поэтому вследствие растворения металла анод постепенно разрушается.

При протекторной защите участок газопровода превращают в катод без постороннего источника тока, а в качестве анода используют метал­лический стержень, помещаемый в грунт рядом с газопроводом. Между газопроводом и анодом устанавливается электрический контакт. В каче­стве анода используют металл с более отрицательным потенциалом, чем железо (например, цинк, магний, алюминий и их сплавы). В образован­ной таким образом гальванической паре корродируется протектор (анод), а газопровод защищается от коррозии.

Для защиты надземных газопроводов от атмосферной коррозии на них наносят лакокрасочные покрытия. Наружную поверхность надземных газопроводов защищают от коррозии, вызываемой атмосферными осадками, алюминиевыми или цинковыми покрытиями.

Расчет распределительных газопроводов среднего и высокого давления производится в следующем по­рядке.

На плане города или другого населенного пункта определяют расположение газораспределительной станции и от нее трассируют городские магистральные газопроводы среднего и высокого давления к различным потребителям газа в городе. Затем устанавливают начальное и конечное давление газа в городских магистраль­ных газопроводах. За начальное принимают выходное давление газораспредели­тельной станции. Конечное давление зависит от работы регуляторов давления в ГРП и газового оборудования у потребителей.

При конфигурации городских магистральных газопроводов составляют расчетную схему газоотдачи сети, на которой определяют расчетные участки, их фактическую длину и расчетные часовые расходы газа на каждом участке сети.

Для учета местных сопротивлений в газопроводах определяют расчетную длину газопроводов, км, на каждом участке l_расч =1.1*lф

Гидравлический расчет газопроводов на участке (для природного газа) мож­но выполнить по формуле:

где р_н, р_к — начальное и конечное абсолютное давление, кгс/см²; l_расч — рас­четная длина газопровода, км; Q_paсч — расчетный расход газа, м³/ч; d — диаметр газопровода, см.

Для практических расчетов г/пр. сред. и высок. давл. можно использовать номограмму, где

Для определения диаметров г/пр. и значений «а» на каждом уч.сети используют расч расходы газа по уч.сети и

где р_н1 -начальное абсолютное давление газа у источника газоснабжения, кгс/см², р_к1 —конечное абсолютное давление у самого дальнего потребителя газа, кгс/см²

l_ф- фактическая длина г/пр. от источника питания до самого дальнего потребителя, км.

Конечное давление на участке

ТРЕБОВАНИЯК ТРУБ. И ОБОРУД СУГ.

Газопроводы в зоне газонакопительных станций (ГНС) проклады­вают с учетом подачи газа различного фракционного состава в наполнительное отделение и к колонкам для наполнения автоцистерн. Газопроводы жидкой и па­ровой фаз с давлением до 16 кгс/см² для производственных зданий и сооружений выполняют из стальных бесшовных труб с надземной прокладкой на несгораемых опорах высотой не менее 0,5 м от уровня земли и на расстоянии не менее 3 м от стен с проемами и 0,5 м от cтен без проемов. Толщину стенок труб принимают по макси­мальному рабочему давлению жидкой и паровой фаз. Размещать арматуру в колод­цах газопроводов не допускается.

В городах, населенных пунктах и на территории промышленных, сельскохо­зяйственных и коммунальных предприятий подземные газопроводы при транспор­тировании влажного газа укладывают на глубину ниже зоны промерзания грунта с уклоном не менее 0,002. При пересечении фундаментов зданий перед заключением в стальной герметизированный футляр газопровод покрывают весьма усиленной изоляцией. Сварные стыки проверяют физическими методами контроля. Газопро­вод укладывают в футляре на центрирующих диэлектрических подкладках. Рас­стояние от стыка газопровода до обреза фундамента должно быть не менее 0,5 м. Сварные (стыковые) соединения газопроводов, уложенных от обреза фундамента на расстоянии менее 2.м (при давлении газа до 0,05 кгс/см²), 4 м (при давлении 0,05—3 кгс/см²) и 7 м (при давлении 3—6 кгс/см²) проверяют физическими метода­ми контроля и покрывают весьма усиленной изоляцией.

Трубопроводы групповых баллонных и резервуарных установок сжиженных газов прокладывают из стальных бесшовных труб согласно СНиП 11-37-76 на дав­ление, принятое для резервуаров или баллонов. Для присоединения сливных и наливных устройств ГНС, передвижных газогорелочных устройств и лаборатор­ных горелок, газовых приборов к баллонам и газопроводам давлением до 1 кгс/см², а также приборов КИП и автоматики применяют резинотканевые рукава (ГОСТ 18698—73*). При устройстве подземных резервуарных установок с естест­венным испарением газопроводы прокладывают на глубине не выше осевой линии резервуаров и устанавливают конденсатосборникн. Для надземных резервуаров газопроводы прокладывают согласно СНиП 11-37-76. Газопроводы для группо­вых баллонных установок прокладывают с разрывом от зданий. Для групповых баллонных установок, размещенных в отапливаемых помещениях, наружные га­зопроводы прокладывают ниже глубины промерзания грунта с установкой конден-сатосборников.

Во внутренних помещениях для прокладки газопроводов применяют сталь­ные бесшовные трубы согласно СНиП 11-37-76. Соединяют трубы на сварке; флан­цевые и резьбовые соединения применяют только в местах установки арматуры, оборудования и КИП. Внутренние газопроводы прокладывают только открытым способом. При этом не допускается применять сальниковые компенсаторы. Тру­бопроводы для влажного газа прокладывают с уклоном не менее 0,003. В промыш­ленных предприятиях устанавливают конденсатосборники или штуцеры для спус­ка конденсата.

Индивидуальные баллонные установки внутри поме­щений устраивают только в одноэтажных зданиях. Допускается ycтaнaвливaть баллоны в двухэтажных зданиях с количеством квартир не более четырех, а при газификации существующих зданий — с количеством квартир не более восьми. В жилых и коммунально-бытовых помещениях баллоны устанавливают там же, где и газовые приборы, и, как правило, один баллон вместимостью не более 55 л или два баллона по 27 л (один запасной). Температура воздуха в помещении, где устанавливают баллоны со сжиженными газами, не должна превышать 45° С. Расстояние от баллона до газовой плиты должно быть не менее 500 мм, до радиа­торов отопления или печи — 1000 мм, до топочных дверок печи — 2000 мм.

Не допускается размещать баллоны внутри помещений общежитии, в цо­кольных и подвальных помещениях, в жилых комнатах, в помещениях с подвала­ми и погребами, имеющими вход из этих помещений, в кухнях, расположенных не­посредственно под больничными палатами, аудиториями, классами учебных за­ведений, под фойе, зрительными, обеденными и торговыми залами.

В составе групповых баллонных установок следует пре­дусматривать баллоны для сжиженного газа, коллектор высокого давления, общее отключающее устройство, регулятор давления газа (редуктор) или автома­тический регулятор-переключатель, показывающий манометр, сбросной предо­хранительный клапан и трубопроводы. Размещают такие установки непосредствен­но у глухих несгораемых стен зданий в шкафах или с защитными кожухами. У жилых зданий размещают не более трех групповых установок с расстоянием между ними не менее 15 м. Каждая групповая установка должна иметь ограждение из несгораемого материала высотой не менее 1,2 м; расстояние от баллонов до ограж­дения должно быть не менее 1 м. Максимальная вместимость баллонов в групповой баллонной установке, размещенной у стен жилых, общественных и коммуналь­но-бытовых зданий,— 600 л, с разрывом от зданий — 1000 л, у стен промышлен­ных и коммунальных предприятий— 1000 л, с разрывом от стены— 1500 л. Максимальное расстояние от групповой баллонной установки до жилых, производ­ственных зданий I и II степеней огнестойкости — 8м, III степени огнестойкости — 10 м, IV и V степеней — 12м, до общественных зданий — 25 м. Расстояние по го­ризонтали от шкафа групповой баллонной установки до канализационной сети теп­лотрассы и электрокабеля — 3,5 м, водопровода и телефонного кабеля — 2 м, колодцев подземных коммуникаций и воздушных линий электропередачи напря­жением до 1000 В — 5м, свыше 1000 В — 1,5 высоты опоры.

Надземные резервуары устанавливают с уклоном 0,002—0,003 в сторону сливного патрубка. Нагрузка от резервуара должна быть равномерно распределена на опоры. При температуре наружного воздуха выше 35° С резерву­ары защищают от чрезмерного нагревания сжиженных газов водяным охлаждением, окраской в белый цвет или изоляцией. Эстакады выполняют из несгораемого ма­териала. В конце эстакады предусматривают лестницы шириной не менее 700 мм с уклоном не более 45°. На эстакаде и лестницах устраивают перила высотой 1000 мм со сплошной обшивкой понизу высотой не менее 100 мм. Расстояние между резервуарами предусматривают равным диаметру большего смежного резервуа­ра, но не менее 2000 мм, а расстояние между рядами резервуаров — равным длине наибольшего резервуара, но не менее 10 м. На каждую группу резервуаров по периметру выполняют замкнутое обвалование из несгораемых материалов высо­той не менее 1000 мм и шириной не менее 500 мм. Расстояние от подошвы обва­лования или стенки до резервуара должно быть равным половине диаметра ближай­шего резервуара, но не менее 1000 мм. По обе стороны обвалования для входа в резервуарный парк предусматривают лестницы-переходы шириной не менее 700 мм,

Для подземногоразмещения предусматривают только цилиндрические резервуары, расстояние в свету между которыми принимают равным по­ловине диаметра большего смежного резервуара, но не менее 1000 мм. Для фунда­ментов применяют несгораемый материал; засыпку производят песчаным или мяг­ким грунтом без органических примесей. При размещении резервуаров в илистых и лессовидных грунтах предусматривают заглубление в материковый слой грунта с устройством песчаной подушки толщиной не менее 100 мм; в пучинистых грунтах материковый слой заменяют на глубину промерзания песчаным грунтом. Не до­пускается размещать резервуары в помещениях и подземные резервуары устанав­ливать на земле.

При транспортировании сжиженного газа в автоцистернах глу­шитель автомобиля выводят вперед, а цистерну надежно закрепляют на шасси. Цистерну, коммуникации, оборудование и приборы надежно защищают от повреж­дений. Предохранительный клапан и указатель уровня оборудуют колпаками. В кабине и на шасси устанавливают огнетушители, а автомобиль и цистерну заземляют.

Надземные и подземные резервуары оборудуют уровнемерами, манометрами, предохранительными клапанами и дренажными незамерзающими клапанами. При­меняются уровнемеры, рассчитанные на давление не менее 18 кгс/см². На каждом резервуаре устанавливают по два предохранительных клапана (один рабочий, второй резервный). Газ от предохранительных клапанов отводят через продувоч­ные свечи, выведенные на высоту не менее 3 м от настила обслуживающей площад­ки надземных и от поверхности насыпи подземных резервуаров. Манометры уста­навливают на сливных устройствах, нагнетательных и всасывающих трубопрово­дах и присоединяют их через трехходовой кран. Во взрывоопасных помещениях предусматривают установку сигнализаторов опасной концентрации газа в воздухе.

ОБОРУДОВАНИЕ ГРП И ГРУ

Газовые фильтры предназначены для очистки газа от механических примесей. Устанавливают их на каждом ГРП и ГРУ, а также перед оборудованием, потребляющим большой объем газа.

При размещении ГРУ на предприятии (в цехах) устанавливать фильтры не требуется в случаях, если газ на это предприятие (к ГРУ) подается через ГРП и если на вводе газопровода в предприятие оборудован централизованный пункточистки газа. В ГРУ, удаленных от ГРП или пункта очистки на расстояние более 1000 м, установка фильтров обязательна.

Висциновые фильтры, работающие под давлением более 0,7 кгс/см², должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации сосудов, рабо­тающих под давлением

Предохранительные запорные клапаны предназначены для автоматического отключения подачи газа перед регулятором при повышении или понижении контролируемого давления за регулятором. По конструкции клапаны бывают рычажно-грузовые, пружинные и импульсные. В зависимости от отношения максимальной высоты подъема затвора к диаметру прохода в седле они подразделяются на малоподъемные и полноподъемные.

Клапаны настраивают и. регулируют так, чтобы они открывались, а именно: при Рраб <7 кгс/см² рабочий и контрольный клапаны должны открываться при Рраб + 0,2 кгс/см²; при р_раб = 7—13 кгс/см² рабочий клапан должен открывать­ся при p_раб + 0,3 кгс/см², контрольный — при р_раб + 0,2 кгс/см²; при р_раб >13 гс/см² рабочий клапан должен открываться при 1,05p_раб, контрольный — при 1,08р_раб.

Предохранительные клапаны устанавливают непосредственно на котлах, ап­паратах и резервуарах; установка запорных устройств между ними и клапанами не допускается. В цистернах сжиженного газа предохранительные клапаны уста­навливают в верхней их части.

Малогабаритные предохранительные клапаны низкого контролируемого дав­ления (ПКН) и высокого (ПКВ) являются полуавтоматическими запорными уст­ройствами, предназначенными для герметического перекрытия подачи газа при вы­ходе контролируемого давления за верхний или нижний предел. Открывать кла­пан можно вручную; самопроизвольное открытие его исключено. Предохранительные сбросные клапаны применяются для защиты от возможного повышения давления газа (в том чис­ле и сжиженного углеводородного) в газопроводах, резервуарах, цистернах и установках, использующих газ. При увеличении давления выше допустимого происходит автоматический подъем затвора над седлом и сброс газа, поэтому дав­ление понижается до установленного.

В установках сжиженного газа применяются пружинные предохранительные
клапаны типа 17с11нж и 17с12нж на давление до 16 кгс/см², ППК — на давление
до 16 и 40 кгс/см², ППК-4 — на давление до 16 кгс/см². Для сжиженных углево­
дородных газов с температурой газа от —30 до + 100° С применяются предохранительные сбросные клапаны ППКМ, ППКД и ППКДМ (пружинные полноподъемные)

Дата добавления: 2015-07-15