Защита от карозий.

Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а проходящий над землей —атмосферной. Оба вида коррозии протекают по электрохимическому механизму, т. е. с образованием на по­верхности трубы анодных и катодных зон. Между ними протекает электри­ческий ток, в результате чего в анодных зонах металл труб разрушается.

Для защиты трубопроводов от коррозии применяются пассивные и активные средства и методы. В качестве пассивного средства исполь­зуются изоляционные покрытия, к активным методам относится элек­трохимическая защита.

Изоляционные покрытия Изоляционные покрытия, применяемые на

подземных магистральных трубопроводах, должны удовлетворять следующим основным требованиям:

• обладать высокими диэлектрическими свойствами;

• быть сплошными;

• обладать хорошей прилипаемостью к металлу трубопровода;

• быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными

и термостойкими.

Наибольшее распространение в отрасли трубопроводного транспор­та нефти и нефтепродуктов получили покрытия на основе битумных мас­тик. Они представляют собой многослойную конструкцию, включающую грунтовку, мастику, армирующую и защитную обертки.

Грунтовка представляет собой раствор битума в бензине. После ее нанесения бензин испаряется и на трубе остается тонкая пленка биту­ма, заполнившего все микронеровности поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а следовательно, луч­шей прилипаемости основного изоляционного слоя —битумной масти­ки—к трубе

Битумная мастика представляет собой смесь тугоплавкого биту­ма наполнителей (минеральных —асбеста, доломита, известняка, талька; органических — резиновой крошки; полимерных атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, поли­диена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масла осевого, автола). Каждый из компонентов мастики выполняет свою роль. Битум обеспечивает необходимое электросопротивление

наполни­тели—механическую прочность мастики, пластификаторы— ее эластич­ность. Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150...180°С. Расплавляя тонкую пленку битума, оставшуюся на трубе после испаре­ния грунтовки, мастика проникает во все микронеровности, поверхности металла, обеспечивая хорошую прилипаемость покрытия.

Битумная мастика может наноситься в один или два слоя. В послед­нем случае между слоями мастики для увеличения механической проч­ности покрытия наносят слой армирующей обертки из стеклохолста. Для защиты слоя битумной мастики от механических повреждений она покрывается сверху защитной оберткой (бризол, бикарул и др.).

Электрохимическая защита трубопроводов от коррозии Практика показывает, что даже тщатель- но выполненное изоляционное покрытие

в процессе эксплуатации стареет: теряет свои диэлектрические свойства, водоустойчивость, адгезию. Встречаются повреждения изоляции при засыпке трубопроводов в траншее, при их тем­пературных перемещениях, при воздействии корней растений. Кроме того, в покрытиях остается некоторое количество незамеченных при проверке дефектов. Следовательно, изоляционные покрытия не гарантируют необ­ходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Исходя из этого, в строительных нормах и правилах отмечается, что защита трубопроводов от подземной коррозии независимо от коррозионной активности грунта и района прокладки должна осуществляться комплексно: защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).

Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризаци­ей трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется ка­тодной, если же поляризация осуществляется присоединением защища­емого трубопровода к металлу, имеющему более отрицательный потенци- ал, то такая защита называется протекторной.

Катодная защита Принципиальная схема катодной защиты показана на рис. 12.14. Источником постоянного тока явля­ется станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей перемен­ный ток, поступающий от вдольтрассовой ЛЭП 1 через трансформатор­ный пункт 2, преобразуется в постоянный.

Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подключен к защищаемому трубопроводу 4, а положительным — к анодному зазем­лению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.

Принцип действия катодной защиты (рис. 12.15) аналогичен процес­су электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление —источник тока —защищаемое со­оружение». Теряя электроны, атомы металла анодного заземления пе­реходят в виде иои-атомов в раствор почвенного электролита, т. е. анод­ное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и от­водятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие ра­боты источника постоянного тока наблюдается избыток свободных элек­тронов, т. е. создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.

Протекторная защита Принцип действия протекторной защиты ана­логичен работе гальванического элемента (рис. 12.16). Два электрода (трубопровод 1 и протектор 2, изготовленный из бо­лее электроотрицательного металла, чем сталь) опущены в почвенный электролит и соединены

проводником 3. Так как материал протектора яв­ляется более электроотрицательным, то под действием разности потенци­алов происходит направленное движение электронов от протектора к тру­бопроводу по проводнику 3. Одновременно ион-атомы материала протек­тора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. Сила тока при этом контролируется с помощью контрольно-измерительной колонки 4.

Таким образом, разрушение металла все равно имеет место. Но не трубоп|х>вода, а протектора.

Теоретически для защиты стальных сооружений от коррозии могут быть использовапы все металлы, расположенные в электрохимическом ряду напряжений левее от железа, т. к. они более электроотрицательны.

Практически же протекторы изготавливаются только из материалов, удов­летворяющих следующим требованиям:

• разность потенциалов материала протектора и железа (стали) должна быть как можно больше;

• ток, получаемый при электрохимическом растворении единицы массы протектора (токоотдача), должен быть максимальным;

• отношение массы протектора, израсходованной на создание защитного тока, к общей потере массы протектора (коэффициент использования) должно быть наибольшим.

Данным требованиям в наибольшей степени удовлетворяют магний, цинк и алюминий, сплавы которых и используются для изготовления протекторов.

Протекторную защиту рекомендуется использовать в грунтах с удель­ным сопротивлением не более 50 Ом м.

Применяют защиту протекторами, расположенными как поодиноч­ке, так и группами. Кроме того, защита от коррозии трубопроводов может быть выполнена ленточными протекторами.

Механизм наведения Появление блуждающих токов в подземных ме- блуждающих токов таллических сооружениях связано с работой

электрифицированного транспорта и электри­ческих устройств, использующих землю в качестве токопровода. Источ­никами блуждающих токов являются линии электрифицированных же- лезиых дорог, трамваев, линии электропередачи, установки катодной за­щиты и др.

При работе электрифицированного транспорта ток совершает дви­жение от положительной шины тяговой подстанции по контактному про­воду к двигателю транспортного средства, а затем через колеса попадает на рельсы, по которым возвращается к отрицательной шине тяговой под­станции. Однако из-за нарушения перемычек между рельсами (увеличе­ние сопротивления цепи), а также низкого переходного сопротивления «рельсы —грунт» часть тока стекает в землю. Здесь она натекает на под­земные металлические сооружения, имеющие низкое продольное сопро­тивление, и распространяется до места с нарушенной изоляцией, распо­ложенного недалеко от сооружения с еще меньшим продольным сопро­тивлением. В месте стекания блуждающих токов металл сооружения те­ряет свои ион-атомы, т. е. разрушается.

Блуждающие токи опасны тем, что они стекают, как правило, с не­большой площади поверхности, что приводит к образованию глубоких язв в металле в течение короткого времени.

Электродренажная Метод защиты трубопроводов от разрушения

защита трубопроводов блуждающими токами, предусматривающий

их отвод (дренаж) с защищаемого сооруже­ния на сооружение—источник блуждающих токов либо специальное за­земление—называется электродрснажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж —это дренажное устройство двусторонней про­водимости. Схема прямого электрического дренажа (рис. 12.17а) вклю­чает: реостат R, рубильник К, плавкий предохранитель П,, и сигнальное реле С,,. Сила тока в цепи «трубопровод—рельс» регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал.

Прямой электрический дренаж применяется в тех случаях,

Поляризованный электрический дренаж (рис. 12.176) —это дренаж­ное устройство, обладающее односторонней проводимостью. От прямого дренажа поляризованный отличается наличием элемента односторонней проводимости (вентильный элемент) ВЭ. При поляризованном дренаже ток протекает только от трубопровода к рельсу, что исключает натекание блуждающих токов на трубопровод по дренажному проводу

Усиленный дренаж (рис. 12.17в) применяется в тех случаях, когда нужно не только отводить блуждающие токи с трубопровода, но и обеспе­чить на нем необходимую величину защитного потенциала. Он представ­ляет собой обычную катодную станцию, подключенную отрицательным полюсом к защищаемому сооружению, а положительным—не к анодному заземлению, а к рельсам электрифицированного транспорта.

Резервуары и резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов

Резервуарные парки в системе магистральных нефтепрово­дов служат:

• для компенсации неравномерности приема-отпуска нефти на границах участков транспортной цепи;

• для учета нефти;

для достижения требуемого качества нефти.

• отстаивание от воды и мехпримесей, смешение и др.).

В соответствии с этим резервуарные парки размещаются:

• на головной НПС;

• на границах эксплуатационных участков;

• в местах подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным потребителям.

Полезный объем резервуарных парков на НГ1С рекомендуется при­нимать следующим (единица измерения—суточный объем перекачки):

• головная НПС....................................... 2...3;

• НПС на границе эксплуатационных участков 0,3...0,5;

тоже при проведении приемо-сдаточных операций... 1,0...1,5

Резервуары бывают подземные и наземные. Подземными называ­ют резервуары, у которых наивысший уровень взлива не менее чем на 0,2 м ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки. Остальные резервуары относятся к наземным.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары со стационар­ной крышей (типа РВС) являются наиболее распространенными. Они представляют собой (рис. 12.19) цилиндрический корпус, сваренный из стальных листов размером 1,5x6 м, толщиной 4...25 мм, со щитовой кони­ческой или сферической кровлей. При изготовлении корпуса длинная сто­рона листов располагается горизонтально. Один горизонтальный ряд сва­ренных между собой листов называется поясом резервуара. Пояса резер­вуара соединяются между собой ступенчато, телескопически или встык.

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с плавающей крышей (типа PBCIIK) отличаются от резервуаров типа РВС тем, что они не имеют стационарной кровли (рис. 12.20). Роль крыши у них вы­полняет диск, изготовленный из стальных листов, плавающий на поверх­ности жидкости.

Известные конструкции плавающих крыш можно свести к четырем основным типам (рис. 12.21): дисковая, однослойная с кольцевым коро­бом, однослойная с кольцевым и центральным коробами, двуслойная. Дисковые крыши наименее металлоемки, но и наименее надежны, т.к. появление течи в любой ее части приводит к заполнению чаши крыши нефтью и далее—к ее потоплению. Двуслойные крыши, наоборот, наибо­лее металлоемки, но и наиболее надежны, т.к. пустотелые короба, обеспе­чивающие плавучесть, герметично закрыты сверху и разделены перего­родками на отсеки.

Для сбора ливневых вод плавающие крыши имеют уклон к центру. Во избежание разрядов статического электричества их заземляют.

С целью предотвращения заклинивания плавающих крыш диаметр их металлического диска на 100—400 мм меньше диаметра резервуара. Оставшееся кольцевое пространство герметизируется с помощью уплот­няющих затворов 1 различных конструкций (рис. 12.20).

Вертикальные стальные цилиндрические резервуары с понтоном (типа РВСП) —это резервуары, по конструкции аналогичные резервуа­рам типа РВС (имеют стационарную крышу), но снабженные плавающим на поверхности нефти понтоном (рис. 12.22). Подобно плавающей крыше, понтоны перемещаются но направляющим трубам 6, снабжены опорными стойками 9 и уплотняющими затворами 1, 7, тщательно

Понтоны бывают металлические и синтетические. Металлические понтоны конструктивно мало отличаются от плавающих крыш. Синте­тический понтон состоит из кольца жесткости с сеткой, опирающегося на поплавки и покрытого ковром из непроницаемой для паров (например, полиамидной) пленки. Понтоны из синтетических материалов в отличие от металлических практически непотопляемы, монтируются в действую­щих резервуарах без демонтажа части кровли или корпуса, без примене­ния огневых работ в резервуаре, малометаллоемки.

При сооружении резервуаров типов РВС, РВСП и PBCI1K исполь­зуются рулонные заготовки днища и корпуса заводского изготовления.

Горизонтальные стальные цилиндрические резервуары (тин РГС) в отличие от вертикальных изготавливают, как правило, на заводе и по­ставляют в готовом виде. Их объем составляет от 3 до 100 м³. На нефте­перекачивающих станциях такие резервуары используют как емкости для сбора утечек.

Железобетонные резервуары (типа ЖБР) бывают цилиндрические и прямоугольные (рис. 12.23). Первые более распространены, поскольку экономичнее, прямоугольные же резервуары более просты в изготовлении.

Железобетонные резервуары изготавливают, как правило, из пред­варительно напряженных железобетонных панелей, швы между которы­ми замоноличивают бетоном. Плиты перекрытия опираются на стены, а в ряде случаев —и на балки. Днище, в основном, изготавливается моно­литным бетонным толщиной 50 см.

Цилиндрические резервуары типа ЖБР сооружают объемом от 100 до 40000 м³. Они рассчитаны на избыточное давление 200 Па и на ваку­ум 100 Па.

12.8. Оборудование резервуаров

На резервуарах устанавливаются следующие типы оборудо­вания (рис. 12.24):

• оборудование, обеспечивающее надежную работу резервуаров и снижение потерь нефти;

• оборудование для обслуживания и ремонта резервуаров;

• противопожарное оборудование;

• приборы контроля и сигнализации.

\ Оборудование для обеспечения В эту группу входят: дыхательная ар- надежной работы резервуаров матура; приемо-раздаточные патруб- и снижения потерь нефти ки с хлопушкой; средства защиты от

внутренней коррозии; оборудование для подогрева нефти.

Дыхательная арматура резервуаров включает дыхательные и предохрани­тельные клапаны 14. Назначение дыхательной арматуры состоит в следую­щем. При заполнении резервуаров или повышении температуры в газовом пространстве давление в них возрастает. Так как резервуары рассчитаны на давление, близкое к атмосферному, их может просто разорвать. Чтобы это­го не происходило, на резервуарах установлены дыхательные и предохра­нительные клапаны. Первые открываются, как только избыточное давле­ние в газовом пространстве достигает 2000 Па, предел срабатывания вто­рых—на 5...10% выше, они страхуют дыхательные клапаны.

Дыхательная арматура защищает резервуары и от смятия при сниже­нии давления в них при опорожнении, либо при уменьшении температу­ры в газовом пространстве.

Приемо-раздаточныс патрубки 10 служат для приема и откачки нефти из резервуаров. Их количество зависит от производительности за- качки-выкачки. На концах приемо-раздаточных патрубков устанавлива­ют хлопушки 9, предотвращающие утечку нефти из резервуара в случае повреждения приемо-раздаточных трубопроводов и задвижек. Хлопушки на раздаточных патрубках в обязательном порядке оснащаются систе­мой управления 12, включающей трос с барабаном, управляемым сна­ружи с помощью штурвала, поскольку иначе нельзя произвести откачку. Хлопушки на приемных патрубках, как правило, открываются потоком закачиваемой нефти.

В резервуарах всегда имеется отстоявшаяся подтоварная вода. Ее на­личие приводит к внутренней коррозии днища и первого пояса резервуа­ров. Для борьбы с внутренней коррозией производят периодическое уда­ление воды через сифонный кран 8 и монтируют протекторы на днище резервуара.

Оборудование для обслуживания Для указанных целей использует- и ремонта резервуаров ся следующее оборудование: люк-

лаз, люк замерный, люк световой, лестница.

Люк-лаз 7 размещается в первом поясе и служит для проникновения обслуживающего персонала внутрь резервуара. Через него в резервуар так­же доставляется оборудование, требующее монтажа (протекторы, детали понтонов и т. д.),

Люк световой 1 предназначен для обеспечения доступа солнечного света внутрь резервуара и его проветривания при дефектоскопии, ремон­те и зачистке.

Замерный и световые люки монтируются на крыше резервуара.

Лестница 15 служит для подъема персонала на крышу резервуара. Различают лестницы следующих типов: прислонные, спиральные (идущие вверх по стенке резервуара) и шахтные. Лестницы имеют ширину не менее 0,7 м и наклон к горизонту не более 60°, снабжены перилами высотой не менее 1 м. У места присоединения лестницы к крыше резервуара распола­гается замерная площадка, рядом с которой размещается замерный люк.

Противопожарное оборудование Резервуары относятся к объектам

повышенной пожарной опасности, поэтому они в обязательном порядке оснащаются противопожарным обо­рудованием: огневыми предохранителями, средствами пожаротушения и охлаждения.

В тех случаях, когда огневые предохранители не встроены в корпус клапанов, они устанавливаются между клапаном и монтажным патруб­ком резервуара. Принцип действия огневых предохранителей основан на том, что пламя или искра не способны проникнуть внутрь резервуара че­рез отверстия малого сечения в условиях интенсивного теплоотвода. Конс­труктивно огневой предохранитель представляет собой стальной корпус с фланцами, внутри которого в кожухе помещена круглая кассета, состоя­щая из свитых в спираль гофрированной и плоской лент из алюминиевой фольги, образующих множество параллельных каналов малого сечения.

Приборы контроля и сигнализации Для сигнализации и контроля

за работой резервуаров приме­няются:

• местные и дистанционные измерители уровня нефти;

• сигнализаторы максимального оперативного и аварийного уровней нефти;

• дистанционные измерители средней температуры нефти;

• местные и дистанционные измерители температуры жидкости в районе приемо-раздаточных патрубков (при оснащении резервуаров средствами подогрева);

• сниженный пробоотборник и др.

12.8. Перекачка высоковязких и высокозастывающих нефтей

В настоящее время добываются значительные объемы неф­тей, обладающих высокой вязкостью при обычных температурах или со­держащие большое количество парафина и вследствие этого застываю­щие при высоких температурах. Перекачка таких нефтей но трубопро­водам обычным способом затруднена. Поэтому для их транспортировки применяют специальные методы:

• перекачку с разбавителями;

• гидротранспорт высоковязких нефтей;

• перекачку термообработанных нефтей;

• перекачку нефтей с присадками;

• перекачку предварительно подогретых нефтей.

Перекачка с разбавителями Одним из эффективных и доступных спо­собов улучшения реологических свойств высоковязких и высокозастывающих нефтей является применение углево­дородных разбавителей—газового конденсата и маловязких нефтей.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно сни­зить вязкость и температуру застывания нефти. Это первых, понижается концентрация парафина в смеси, т. к. часть его рас­творяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, при наличии в разбавителе асфальто-смолистых веществ последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

Гидротранспорт Гидротранспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей может осуществляться несколькими способами:

• перекачка нефти внутри водяного кольца;

• перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии «нефть в воде»;

послойная перекачка нефти и воды.

Перекачка Термообработкой называется тепловая

термообработанных нефтей обработка высоконарафинистой нефти,

предусматривающая ее нагрев до тем­пературы, превышающей температуру плавления парафинов, и последую­щее охлаждение с заданной скоростью, для улучшения реологических па­раметров.

Первые в нашей стране опыты по термообработке нефтей были вы­полнены в 30-х годах. Так, термическая обработка нефти Ромашкинского месторождения позволила снизить ее вязкость более чем в 2 раза и умень­шить температуру застывания на 20 градусов.

Перекачка нефтей с присадками Депрессорные присадки уже давно

применяются для снижения темпе­ратуры застывания масел. Однако для нефтей такие присадки оказались малоэффективны.

Значительно больший эффект улучшения реологических свойств до­стигается при применении специально полученных присадок. Для вы- сокопарафинистых нефтей эффективным депрессатором является оте­чественная присадка ДН-1, являющаяся полимерным поверхностно-ак­тивным веществом. За рубежом получили распространение присадки типа «Paramins», разработанные фирмой «ЭССО Кемикл». Их добавля­ют к нефтям в количестве 0.02...0,15 % мае. По внешнему виду они пред­ставляют собой парафинообразную массу, приобретающую подвижность лишь при 50...60°С

Перекачка предварительно Наиболее распространенным способом подогретых нефтей трубопроводного транспорта высоковяз­

ких и высокозастывающих нефтей в на­стоящее время является их перекачка с подогревом («горячая перекачка»),

В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до температуры, при которой возможна ее откачка подпорными насоса­ми. Они прокачивают нефть через дополнительные подогреватели и по­дают на прием основных насосов. Ими нефть закачивается в магистраль­ный трубопровод

Резервуар с плавающей крышей:

1 —уплотняющий затвор; 2—крыша; 3—шарнирная лестница; 4-предохра- нительный клапан; 5—дренажная система; 6—труба; 7—стойки; 8-люк

Резервуар с плавающим металлическим понтоном:

I — уплотняющий затвор; 2-периферийный короб понтона; 3 —мембрана из листового металла; 4 —стяжка; 5 — центральный короб понтона; 6 —на­правляющая труба; 7—уплотнение направляющей трубы; 8—люк-лаз;

9—опоры для понтона; 10 — приемо-раздаточный патрубок с хлопушкой

Дата добавления: 2015-07-21