ЛДПС «Субхангулово» производит откачку нефти, принятой в резервуары от НГДУ «Туймазынефть» и «Октябрьскнефть» по двум магистральным нефтепроводам:
-по нефтепроводу «ТУ-1» диаметром 377 мм от 0 до 45,3 км, ведётся перекачкой девонской на Уфимские НПЗ насосами НМ 360-460.
-по нефтепроводу «ТУ-3» диаметром 530 мм от 0 до 42,6 км, ведётся перекачка туймазинской угленосной нефти на ЛДПС «Языково» насосами НМ 1250-260.
Промплощадки №3,4 находятся на одной территории, ограждены бетонным забором. На территории этих промплощадок расположены административное здание, цех электроснабжения и КИП, ремонтно-эксплуатационный блок (РЭБ), аврийно-востановительный пункт (АВП), закрытая регуляторная управления (ЗРУ), аккумуляторная, операторная, насосная внутренней перекачки, насосная пожаротушения, цех электрохимимической защиты (ЭХЗ), склад, слесарный цех, проходная. Электроснабжение ЛДПС «Субхангулово» осуществляется от ЗРУ-10 квт, которое расположена на территории ЛДПС. Для теплоснабжения имеется котельная.
Основным из основных объектов нефтеперекачивающей станции ЛДПС «Субхангулово» является резервуарный парк находящийся на площадке №3. Резервуарный парк состоит из 10 резервуаров РВС 10000 без понтонов. Общая емкость резервуарного парка составляет 100000 м3.
Вертикальные резервуары РВС-10000 изготавливаются методами рулонирования, полистовой сборки, а также комбинированным методом.
Резервуар РВС-10000 состоит из: - плоское днище - цилиндрическая стенка - стационарная коническая карскасная крыша - лестница и площадка - технологическое оборудование
[№7 стр 79-88]
1.2 Технологическая схема НПС.
Технологической схемой НПС называют без масштабный рисунок, на котором представлена схема размещения ее объектов, а также внутристанционных коммуникаций (технологических трубопроводов) с указанием диаметров и направлений потоков.
Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС)
Принципиальная технологическая схема НПС «Субхангулово» магистрального нефтепровода приведена ниже (рис 1). Нефть с промысла поступает на станцию через фильтры-грязеуловители, узел предохранительных устройств, узел учета и направляется в резервуарный парк.
Здесь осуществляется ее отстаивание от воды и мехпримесей, а также замер количества. Для откачки нефти из резервуаров используется подпорная насосная.
Из нее через узел учета нефть направляется в магистральную насосную, а затем через узел регуляторов давления и камеру пуска средств очистки и диагностики - в магистральный нефтепровод.
Таким образом, технологическая схема головной НПС позволяет выполнять следующие основные операции:
-прием нефти с промыслов;
-ее оперативный и коммерческий учет;
-хранение нефти;
-запуск очистных и диагностических устройств;
-внутристанционные перекачки.
Рисунок 1. Технологическая схема НПС «Субхангулово». I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV, VII - узел учета; V - резервуарный парк; VI - подпорная насосная; VIII - магистральная насосная; IX - узел регуляторов давления; X - камера пуска средств очистки и диагностики; XI - емкость сбора утечек с погружным насосом; XII - байпасная (обводная) линия
[№5 стр 49-61]
1.3 Коррозионное разрушение оборудования НПС.
Основным оборудованием, подвергающимся к коррозионным процессам при эксплуатации систем транспорта и хранения нефти и газа, являются магистральные трубопроводы и стальные резервуары, насосно-силовое оборудование.
Магистральные трубопроводы – это главное оборудование для транспортировки нефти и газа как в России, так и за рубежом. Они представляют собой металлоконструкции, которые эксплуатируют в течение нескольких десятков лет без сколько-нибудь существенного морального износа. Основной средой прокладки магистральных трубопроводов являются почвы и грунты, обладающие большей или меньшей коррозионной агрессивностью. Несмотря на то, что все трубопроводы подлежат комплексной защите, потери от коррозии превосходят остальной ущерб, связанный с их работой.
По мере увеличения продолжительности работы трубопроводов опасность их коррозионного разрушения возрастает. Это связано с тем, что со временем происходит старение и нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, а также старение самого металла, способствующее повышению его склонности к развитию хрупкого разрушении.
На долю аварий в связи с коррозией внутренней поверхности приходится не более 4 % отказов. Немалые проблемы возникают и при хранении нефти в процессе ее транспортировки из-за коррозии стальных резервуаров.
Эти проблемы, безусловно, несоизмеримы меньше, чем те, что связаны с коррозией магистральных трубопроводов, однако они существуют. Коррозия резервуаров, предназначенных для хранения нефти и нефтепродуктов, происходит как с внешней стороны из-за воздействия атмосферы, почв и грунтов, так и с внутренней стороны за счет воздействия на металл резервуара подтоварной воды и других агрессивных компонентов рабочей среды резервуара. В отличие от трубопроводов, коррозия внутренней поверхности резервуара значительно опаснее, чем внешней. [№1 стр.6-8]
В процессе эксплуатации оборудования НПС «Субхангулово» подвергаются следующим видам коррозионных разрушений:
1.Общая коррозия – это разрушение, которое развивается по всей поверхности металла, контактирующего с технологической средой (рис 2).
Общая коррозия может быть равномерной, если она развивается по всей поверхности примерно с равной скоростью, и неравномерной, если глубина поражения одних участков поверхности больше, чем других.
Общая коррозия рисунок 2.
Общая коррозия – наименее опасный вид разрушения. По результатам ультразвуковой дефектоскопии легко не только выявить пораженные участки, но и рассчитать скорость поражения. Если коррозия равномерная, надежная эксплуатация оборудования может, помимо специальных методов защиты, достигаться за счет увеличения толщины стенки трубопровода или резервуара.
Опасность общей коррозии связана с тем, что она приводит к уменьшению толщины стенки металлоконструкции и, соответственно, к уменьшению ее несущей способности. Оборудование, пораженное общей коррозией, может работать до тех пор, пока толщина стенки его не уменьшится до предельной величины, которая определяется прочностным расчетом. Общая равномерная и неравномерная коррозия весьма характерна как для трубопроводов, так и для резервуаров.
2.Язвенная коррозия - это наиболее характерная для магистральных трубопроводов и резервуаров, и является локальным видом поражения (рис 3). Язвенная коррозия – это разрушение поверхности, которое развивается на отдельных участках, причем площадь пораженной поверхности, как правило, превышает ее глубину.
Язвенная коррозия рисунок 3.
Как и общую коррозию, язвенную легко обнаружить визуально. При проведении ультразвуковой дефектоскопии резервуаров и трубопроводов участки с язвенным поражением могут не попасть в область дефектоскопа и остаться незамеченными. Соответственно язвенное поражение опаснее общего. Так же, как и неравномерная общая коррозия, язвенная может привести к появлению свища.
Язвенная коррозия развивается обычно с внешней стороны трубы под слоем изоляции или, чаще, на участках разрушенной изоляции.
3.Питтинговая (точечная) коррозия − вид локального разрушения, Свищ на участке сквозного язвенного поражения при котором глубина пораженного участка несоизмеримо велика по сравнению с его площадью (рис 4).
Питтинговая коррозия рисунок 4.
Питтинговая коррозия развивается на запассивированных участках при локальном нарушении пассивного состояния. Иногда ее можно наблюдать на днищах резервуаров, покрытых карбонатными отложениями.
Питтинговаякоррозия более характерна для металлоконструкций, выполненных из нержавеющих сталей.
4.Щелевая коррозия – вид поражения, которое развивается в щелях и зазорах с большой скоростью (рис 5).
Она иногда поражает зазоры, образующиеся на болтовых и фланцевых соединениях деталей резервуаров, например, на замерных люках.
Щелевая коррозия Рисунок 5.
5.Коррозионное растрескивание (КР) – наиболее опасный вид локальной коррозии. Он реализуется в виде трещин, появляющихся в металле под действием двух факторов – коррозионно-активной среды и растягивающих нагрузок (рис 6).
Коррозионное растрескивание рисунок 6.
КР инициируется коррозионной язвой или любым другим локальным поражением поверхности. Коррозионная трещина на первом этапе своего существования растет очень медленно до тех пор, пока не достигнет критических размеров. С этого момента наблюдается лавинный рост трещины, который приводит к катастрофическому разрушению металлоконструкции.
Коррозионное растрескивание − весьма характерный вид коррозии магистральных газопроводов. Коррозионное растрескивание часто называют стресс-коррозией или коррозионным растрескиванием под напряжением. Это не совсем корректно. Во-первых, стресс-коррозия – это коррозия под напряжением.
[№1 стр.9-16]
Особенности коррозионных поражений стальных резервуаров на ГНПС «Субхангулово»
Стальные резервуары являются основным видом оборудования, используемого при хранении жидких углеводородов – нефтей нефтепродуктов. Впервые вопросами коррозионных поражений стальных резервуаров в нашей стране занялся И.Е. Нейфельд в 60-х годах прошлого столетия.
Резервуары корродируют как с внешней стороны под действием грунтового электролита (днище) и атмосферы, так и с внутренней – под действием подтоварной воды, воды, эмульгированной в нефти, и газов, испаряющихся из нефти (СО2 и H2S) или присутствующих в атмосфере (О2 и Н2О).
Внутренняя поверхность резервуаров страдает от коррозии значительно сильнее, чем внешняя. По характеру разрушения и степени воздействия поступающей в резервуар нефти его внутреннее пространство можно разделить на три зоны: верхнюю, контактирующую с газовоздушной смесью; среднюю, где стенки резервуара контактируют с нефтью и эмульсией воды в нефти; нижнюю, соприкасающуюся с подтоварной водой, выделившейся из нефти в процессе хранения.
Все эти участки подвержены, как правило, общей равномерной, неравномерной и язвенной коррозии.
Днище со стороны подтоварной воды также иногда страдает от питтинговой коррозии. Кроме того, на болтовых соединениях приемно-раздаточного и зачистного патрубка, люков-лазов встречается щелевая коррозия.
Менее всего страдает от коррозии средняя часть резервуара, постоянно или длительно смачиваемая нефтью. Кислород, проникающий в резервуар извне, значительно лучше растворяется в углеводородной фазе, нефти, чем в водной, подтоварной воде. Поэтому при эксплуатации резервуара его средняя часть выполняет роль катода по отношению к днищу и нижнему поясу.
Эти элементы соприкасаются при эксплуатации с отделяемой от нефти при хранении подтоварной водой. Благоприятные условия для развития коррозионных поражений создают отложения, состоящие из продуктов коррозии, тяжелых компонентов нефти и солей.
При наличии в нефти сероводорода и неудовлетворительной противокоррозионной защите сквозные отверстия в днище появляются через 3−5 лет. При отсутствии в нефти сероводорода и СО2 скорость коррозии днища и нижнего пояса под действием отделившейся подтоварной воды при некачественной защите достигает 0,4−0,6 мм/год. Значительно усиливают коррозию днища отваливающиеся от крыши резервуара продукты коррозии, главным образом сульфиды железа, которые в месте контакта с днищем образуют гальваническую пару. Это приводит к локальному разрушению металла.
1. Атмосферная коррозия, то есть коррозия под действием влажного воздуха при температуре окружающей среды, поражает наружную поверхность резервуаров без наружных защитных покрытий или на участках нарушенных покрытия.
2. Коррозия под действием влажного диоксида углерода может быть общей, но, как правило, носит язвенный характер.
3.Сухой сероводород, как и СО2, в условиях эксплуатации резервуаров не опасен.
Особенности коррозионных поражений трубопровода «Туймазы-Омск-Новосибирск-2»
Для изготовления трубопроводов наиболее широко применяются углеродистые и низколегированные стали. Срок службы и надежность работы этого оборудования во многом определяются степенью защиты его от постепенного самопроизвольного разрушения при взаимодействии с жидкими и газообразными веществами, окружающими металлические конструкции в воздухе, воде и под землей.
Самопроизвольное окисление металлов, уменьшающее долговечность изделий, называется коррозией. Среда, в которой металл подвергается коррозии, называется коррозионной, или агрессивной. При этом процессе образуются продукты коррозии: химические соединения, содержащие металл в окисленной форме.
По характеру взаимодействия металла со средой различают два основных типа коррозии: химическую и электрохимическую.
Для защиты нефтепроводов от механических повреждений его прокладывают под землей. Коррозийные разрушения подземных нефтепроводов связаны с электрохимической коррозией.
Электрохимическая коррозия происходит в результате образования на поверхности металла труб двух зон - анодной и катодной, между которыми возникает электрический ток, в результате попадания на газопровод блуждающих токов. Металл поддается разрушению в анодных (+) зонах; в катодных же зонах (-) происходит только нагромождение продуктов коррозии без разрушения металла.
С электрохимическим механизмом протекают следующие виды процессов коррозии:
· коррозия в электролитах - коррозия металлов в жидких средах, проводящих электрический ток; в зависимости от электролита различают коррозию в морской или речной воде, растворах кислот, щелочей и солей (кислотная, щелочная и солевая коррозия);
· электрокоррозия - разрушение металлического подземного сооружения, вызванное блуждающими токами (проникновение и сток с сооружения токов утечки с рельсов электрифицированного транспорта или других промышленных электроустановок, имеющих заземление);
· атмосферная коррозия - разрушение металлов в атмосфере воздуха или среде любого влажного газа;
· контактная коррозия - коррозия, вызванная электрическим контактом двух металлов, имеющих различный электрохимический потенциал (например, в наконечнике электрического кабеля с металлами интенсивно разрушается алюминий в месте контакта; даже на удалении от него наблюдается язвенная коррозия).
· особо следует отметить бактериологическую коррозию металлов - частный случай почвенной коррозии, протекающей под воздействием микроорганизмов, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, ускоряющие коррозионные процессы (например, ускорение коррозии железа в грунтах с сульфатредуцирующими бактериями).
Наибольшую опасность для подземного нефтепровода «Туймазы-Омск-Новосибирск» представляет почвенная коррозия.
Она заключается в том, что на поверхности металлических изделий, находящихся в контакте с почвенным электролитом, вследствие местных неоднородностей состава металла или электролита возникает большое количество коррозионных элементов, природа которых аналогична природе гальванических элементов.
Основными условиями возникновения почвенной коррозии металлов являются следующие:
· наличие разности потенциалов двух разноименных металлических изделий или их деталей, а также отдельных участков поверхности одного и того же металла;
· наличие контакта двух металлов или двух участков металла с электролитом; соединение анода и катода металлическим проводником, которым является металл сооружения, если на его поверхности возникли анодные и катодные участки;
· наличие в электролите диссоциированных ионов.
1.4 Контроль оборудования в процессе эксплуатации.
Контроль работы протекторных установок при защите подземных сооружений от почвенной коррозии осуществляется с помощью электрических измерений:
-распределения потенциалов «труба-грунт»
-омического сопротивления цепи протекторных установок
-силы тока протекторных установок
Контроль работы протекторов, устанавливаемых на днище резервуара, заключается в периодических измерениях силы тока контрольных протекторов и групп протекторов.
Эффективность протекторной защиты проверяется измерением разности потенциалов «резервуар-электролит» и силы тока в цепи «протектор-резервуар».
Разность потенциалов «резервуар-электролит» измеряется с помощью специального медно-сульфатного электрода сравнения (рис 7), опускаемого на днище резервуара через верхние смотровые люки с помощью проводника.
Без сомнения, миллиардные ежегодные убытки привели к тому, что люди стали бороться с этим вредным воздействием. Можно с уверенностью говорить о том, что все виды коррозии приводят к потере не самого металла, а ценных металлоконструкций, на строительство которых тратятся огромные деньги. Сложно сказать, возможно ли обеспечить 100-процентную защиту. Тем не менее, при правильной подготовке поверхности, которая заключается в абразивоструйной очистке, можно добиться хороших результатов. От электрохимической коррозии надежно защищает лакокрасочное покрытие при правильном его нанесении. А от разрушения металла под землей надежно защитит специальная обработка поверхности. В связи с тем что коррозия естественный процесс, обуславливаемый термодинамической нестойкостью металлов в эксплуатационных условиях, срок службы металлических изделий часто бывает относительно коротким. Продлить его можно в основном четырьмя способами:
-изоляцией поверхности металлических изделий от агрессивной среды(пассивный метод).
-воздействие на металл с целью повышения его коррозионной устойчивости(активный метод).
-воздействие на окружающую среду с целью снижения ее агрессивности.
-поддержание такого энергетического состояния металла, при котором окисление его термодинамически невозможно или сильно заторможенно.
Рассмотрим два основных метода борьбы с коррозией металла активный метод защиты и пассивный метод.
Суть активных методов заключается в том, чтобы изменить структуру двойного электрического поля. Для этого используют источник постоянного тока. Напряжение нужно выбирать таким образом, чтобы повышался электродный потенциал изделия, которое нужно защитить. Еще один крайне популярный метод - «жертвенный» анод. Он разрушается, защищая основной материал.
Пассивная защита подразумевает использование лакокрасочного покрытия. Основная задача заключается в том, чтобы полностью предотвратить попадание влаги, а также кислорода на защищаемую поверхность. Как уже было отмечено несколько выше, имеет смысл использовать цинковое, медное или никелевое напыление. Даже частично разрушенный слой будет защищать металл от ржавления. Конечно, данные виды защиты от коррозии металлов действенны только тогда, когда поверхность не будет иметь видимых дефектов в виде трещин, сколов и тому подобного.
Пассивная защита резервуаров на ЛДПС «Субхангулово».
В соответствии с действующими нормативными документами применение покрытий является основным видом защиты стальных резервуаров от коррозии. Для защиты стальных резервуаров используют изоляционные лакокрасочные, металлизационные и металлизационно-изоляционные покрытия. Наиболее распространены изоляционные лакокрасочные покрытия, существенными преимуществами которых является сравнительно невысокая стоимость как самих материалов, так и затрат на их нанесение, не требующие использования горючих газов или электроэнергии, необходимых для нанесения металлизационных покрытий.
Изоляционные лакокрасочные материалы представляют наиболее распространенные защитные композиции, в состав которых входят пленкообразователи, пигменты, наполнители, пластификаторы, стабилизаторы, органические растворители и другие компоненты.
Пленкообразователь – основа покрытия, придающая ему способность образовывать пленку. От природы пленкообразователя в значительной степени зависят свойства покрытия, поэтому последние обычно классифицируют в зависимости от типа пленкообразователя.
Пигменты – многофункциональные компоненты, которые обычно представляют собой неорганические материалы или металлы в тонкодисперсном состоянии. Они не только придают покрытию определенный цвет, но снижают проводимость пленки по кислороду и ионам железа и набухание, повышая ее защитные свойства.
Наполнители – компоненты, которые вводят в покрытие для снижения расхода пигментов. Они представляют собой инертные порошки, с невысокими красящими и защитными свойствами (тальк, мел, слюда и проч.). Введение наполнителей позволяет снизить стоимость покрытий.
Пластификаторы вводят в покрытие для повышения его пластичности и эластичности. Пластификаторы хорошо совместимы с пленкообразователями, они обладают малой летучестью, высокой термо- и светостабильностью.
Стабилизаторы – компоненты, препятствующие старению, то есть изменению свойств пленкообразователя со временем в связи с протеканием химических реакций. В ряде случаев для перехода пленкообразователя в твердое состояние в защитную композицию вводят отвердители. Иногда в состав лакокрасочных материалов входят летучие растворители, которые дают возможность при нанесении покрытия равномерно распределить его по поверхности. [Литература №1 стр.213]
Активная защита резервуаров на ЛДПС «Субхангулово».
До недавнего времени электрохимическая защита использовалась повсеместно для подавления коррозии днища и нижнего пояса резервуаров под воздействием подтоварной воды. С этой целью применяли протекторы, которые устанавливали на внутренней поверхности днища резервуаров. В настоящее время в системе ОАО «Транснефть» гальваническая (протекторная) защита признана малоэффективной. Считается, что защита изоляционными материалами вполне достаточна. Другие компании (Роснефть, ТНК ВР и проч.) по-прежнему продолжают использовать протекторы. Следует учесть, что ни одно, даже самое лучшее, покрытие не является идеальным, и дополнительная защита днища протекторами имеет смысл. Возможно даже применение защиты нижнего пояса и днища только при помощи протекторов. Однако такое решение не является экономически оправданным.
Во-первых, для защиты неокрашенной поверхности требуется весьма существенная плотность защитного тока, что, в свою очередь, заставит увеличить число протекторов, материал которых будет активно растворяться.
Это потребует частой замены протекторов. Поскольку это мероприятие связано с опорожнением резервуара и выводом его из эксплуатации, гальваническая защита без использования покрытий неоправданно повышает стоимость защитных мероприятий.
Применение гальванической защиты окрашенной поверхности позволяет уменьшить расход протекторов и тем самым увеличить срок их службы. Защитный ток равномерно распределяется по окрашенной поверхности резервуара и защищает все дефекты покрытия, которые могут возникнуть в нем при нанесении и в процессе его эксплуатации, в том числе вследствие естественного старения (набухания, вспучивания, растрескивания, отслаивания). Защищаются также щели и зазоры, в которые покрытие не проникло.
Дополнительным фактором защиты этих участков является образование на них нерастворимых осадков из солей кальция и магния, содержащихся в подтоварной воде, при локальном подщелачивании среды за счет активизации катодного процесса на незащищенной стальной поверхности при работе протектора.
Организация протекторной защиты не связана с использованием токсичных веществ, не требует дополнительной подготовки поверхности.
Технология монтажа протекторов довольно проста. Для защиты резервуаров используют протекторы, выполненные из магниевых, алюминиевых и цинковых сплавов. Выбор материала протектора осуществляют с учетом условий его эксплуатации и характеристик подтоварной воды (общей минерализации, химического состава и значения рН).
Установлено, что для защиты резервуаров от воздействия подтоварной воды лучше использовать цинковые протекторы, выполненные из сплава ЦП1.
Чистый цинк для изготовления протектора использовать нельзя, т.к. для этого металла характерна грубая крупнозернистая структура, способствующая неравномерному растворению металла. Сплавы на основе цинка этого недостатка лишены.
Для цинковых протекторов характерны следующие достоинства. У цинковых протекторов достаточно отрицательный потенциал для того, чтобы эффективно защищать сталь.
В то же время растворение цинкового протектора идет с относительно невысокой скоростью и не характеризуется выделением большого количества водорода. Это, с одной стороны, обеспечивает длительную работоспособность протектора, а с другой, учитывая еще и то, что при контакте его со стальной поверхностью не возникает искр, делает его пожаробезопасным.
Цинковые протекторы хорошо работают в средах любой минирализации, но особенно эффективны в средах с повышенным солесодержанием при невысоких значениях рН. При повышенной щелочности подтоварной воды и низкой минирализации цинковые протекторы работают плохо – на поверхности образуется Zn(OH)2 или ZnO и протекторы пассивируются.
Алюминиевые протекторы, так же как и цинковые, не изготавливают из чистого алюминия – этот металл слишком легко пассивируется. Даже сплавы алюминия подвержены пассивации, поэтому их применяют только в условиях, исключающих это явление – в средах с солесодержанием не менее 12 г/л. Магниевые протекторы изготавливают из сплавов, которые помимо магния содержат алюминий, улучшающий литейные свойства магния, цинка, нивелирующий влияние вредных примесей, и марганец, смещающий потенциал сплава в отрицательную сторону и способствующий удалению из него примеси железа.
Магниевые протекторы характеризуются наиболее отрицательным потенциалом и соответственно наибольшим радиусом действия. Их применение возможно уже при солесодержании 3 г/л. Даже при появлении отложений на днище резервуара, магниевые протекторы продолжают защищать металл.
Внешне протекторы представляют собой цилиндр диаметром 400 мм и высотой от 70 до 140 мм с донышком, оснащенный приспособлением для крепления к днищу резервуара.
Протекторы в резервуарах размещают на днище по коническим окружностям, и на нижнем поясе боковой стенки в один или два ряда.
Протектор магниевый ПРМ-20 (Р – резервуарный) представляет собой литой анод из магниевого сплава цилиндрической формы с внутренней стальной арматурой, предназначенной для крепления к защищаемому объекту (днищу стального резервуара).
Принцип действия заключается в создании потенциала при протекании тока в гальванической паре днище-протектор. Стационарный потенциал протектора имеет более отрицательное значение, чем потенциал металла днища. При замыкании цепи днище-протектор последний становится анодом, а днище - катодом. Ток, стекая с протектора, проходит через электролит (дренажную воду), входит в днище и прекращает действие коррозионных элементов на его поверхности, а следовательно - и коррозионное разрушение днища резервуара.
У протекторов изолируют всю их нижнюю торцевую и боковую поверхность, а также центральный верхний круг диаметром 290 мм. Электрохимический контакт протектора с днищем (стенкой) резервуара осуществляется по внешней цепи – через монтировочный стержень, а по внутренней – по подтоварной воде.
Измерение величины защитного потенциала и тока в цепи контрольных протекторов проводят ежемесячно. Отсутствие тока в цепи «резервуар – контрольный протектор» указывает на неисправность контактной цепи или полное растворение протекторов. В этом случае определяют нарушение контактов на контрольно-измерительной панели и производят осмотр состояния подводящих проводников. В случае исправности контактной цепи и отсутствия тока сработавшиеся протекторы заменяют новыми. При этом их размещают по периметру резервуара. Используют протекторы марок ПМР-20, ПМ 15-80, ПМ 12-80. [Литература №1 стр.227]
Пассивная защита трубопроводов на ГНПС «Субхангулово» и на магистральном трубопроводе ТОН-2 (Туймазы-Омск-Новосибирск-2)
Битум – тяжелый остаток вакуумной перегонки нефти; в его состав входят наиболее высокомолекулярные органические соединения, присутствующие в нефти.
Наполнители – твердые материалы, придающие композиции специальные свойства: твердость, жесткость и др.; пластификаторы – нелетучие жидкие вещества, расширяющие область высокоэластического состояния.
Битумно-мастичные покрытия характеризовались достаточно высокими защитными свойствами и при качественном выполнении изоляционных работ способны были обеспечить защиту трубопроводов от коррозии на протяжении достаточно длительного срока.
Полимеры – это органические соединения, состоящие из двух и более низкомолекулярных звеньев одинакового строения с ковалентной связью. В качестве конструкционных материалов и изоляционных покрытий, как правило, используют синтетические высокомолекулярные полимеры, то есть полимеры, 149 полученные искусственным путем с молярной массой более 500 г/моль.
Чистые полимеры, как правило, обладают рядом недостатков. Например, для них характерно самопроизвольное необратимое снижение значений механических и технологических характеристик, развивающееся в материале при эксплуатации и хранении, то есть старение. Многие из них, например, поливинилхлорид, при комнатной температуре очень хрупки. Под действием солнечного света некоторые полимеры со временем растрескиваются или вообще рассыпаются в порошок из-за существенного повышения хрупкости со временем.
Поэтому при создании материалов на базе полимеров в них вводят вещества, существенно замедляющие старение под действием температуры, света и других факторов – стабилизаторы. Вводятся также другие добавки, повышающие свойства полимеров: наполнители, пластификаторы и т.п.
Полимерные ленты, как и битумно-мастичные покрытия наносили на весь трубопровод, включая сварное соединение.. Наконец, в заводских условиях покрытие наносится автоматизированно, что позволяет существенно повысить производительность процесса.
Для защиты сварных соединений при сооружении трубопровода из труб с заводской изоляций в 90-е годы прошлого столетия были разработаны и применяются специальные термоусаживающиеся материалы. Примерно в тот же период для защиты фасонных деталей трубопроводов и задвижек были разработаны полиуретановые покрытия, которые наносят как в заводских, так и в трассовых условиях. Наконец, для ремонтно-восстановительных работ были разработаны и нашли широкое применение новые битумно-полимерные материалы.
Активная защита трубопроводов на ГНПС «Субхангулово» и на магистральном трубопроводе ТОН-2 (Туймазы-Омск-Новосибирск-2)
Активный метод защиты от коррозии осуществляется путем катодной поляризации и основан на снижении скорости растворения металла по мере смещения его потенциала коррозии в область более отрицательных значений, чем естественный потенциал.
Наиболее распространенный метод электрохимической защиты от коррозии подземных металлических сооружений - это катодная защита, осуществляемая путем катодной поляризации защищаемой металлической поверхности. На практике это реализуется путем подключения защищаемого трубопровода к отрицательному полюсу внешнего источника постоянного тока, называемого станцией катодной защиты. Положительный полюс источника соединяют кабелем с внешним дополнительным электродом, сделанным из металла, графита или проводящей резины.
Этот внешний электрод размещается в той же коррозионной среде, что и защищаемый объект, в случае подземных промысловых трубопроводов, в почве. Таким образом, образуется замкнутая электрическая цепь: дополнительный внешний электрод - почвенный электролит - трубопровод - катодный кабель - источник постоянного тока - анодный кабель. В составе данной электрической цепи трубопровод является катодом, а дополнительный внешний электрод, присоединенный к положительному полюсу источника постоянного тока, становится анодом. Данный электрод называется анодным заземлением.
Отрицательно заряженный полюс источника тока, присоединенный к трубопроводу, при наличии внешнего анодного заземления катодно поляризует трубопровод, при этом потенциал анодных и катодных участков практически выравнивается.
Таким образом, система катодной защиты состоит из защищаемого сооружения, источника постоянного тока (станции катодной защиты), анодного заземления, соединительных анодной и катодной линий, окружающей их электропроводной среды (почвы), а также элементов системы мониторинга - контрольно-измерительных пунктов.
Питтинговая коррозия рисунок 4.
