Канализация НПС

Канализация НПС подразделяется на производственно-дождевую и хозяйственно-бытовую.

Производственно- дождевая канализация относится к категории взрывопожароопасных объектов и служит для сбора:

- сточных вод от производственных зданий и технологических помещений;

- атмосферных осадков с территории открытых площадок;

- и отвода на комплекс очистных сооружений.

В хозяйственно-бытовую канализацию сбрасываются сточные воды от служебных и производственных зданий, столовых, санитарных узлов и т.д.

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.

Сооружения НПС могут быть разделены на две груп­пы: производственного и вспомогательного назначения. К объектам первой группы относятся: подпорная на­сосная, магистральная насосная, резервуарный парк, площадка фильтров-грязеуловителей, технологические трубопроводы, узлы учета, узел регуляторов давления, камеры приема и пуска средств очистки и диагностики, совмещенные с узлом подключения к магистральному трубопроводу, узел предохранительных устройств, ем­кость сбора утечек с погруженным насосом.

Объектами второй группы являются: системы энерго-, водо- и теплоснабжения, водоотведения, автоматики, те­лемеханики, узел связи, лаборатория, мех мастерские, пожарное депо, гараж, административное здание и т.д.

Головная нефтеперекачивающая станция

Принципиальная технологическая схема головной НПС магистрального нефтепровода приведена на рисун­ке ниже. 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 мехпри-месей, 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.

Принципиальная технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции:
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

Для очистки полости трубопровода от парафина, смол, мехпримесей, воды из камеры X периодически произво­дится запуск очистных устройств (скребков). Из нее же в трубопровод вводятся средства диагностики состояния его стенки.

Периодически возникает необходимость во внутри- станционных перекачках: при зачистке резервуаров, при их освобождении перед диагностикой и ремонтом, при компаундировании (приготовление нефтяных смесей с требуемыми свойствами) и т.д.

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.

Промежуточная нефтеперекачивающая станция

Принципиальная технологическая схема промежуточ­ной НПС магистрального нефтепровода приведена на ри­сунке ниже. Она отличается от изображенной на рисунке выше тем, что не содержит узлов учета, резервуарного парка и подпорной насосной. Соответственно, на таких НПС не выполняются операции учета и хранения нефти.

Принципиальная технологическая схема промежуточной нефтеперекачивающей станции:
I - камера приема средств очистки и диагностики; II - площадка фильтров-грязеуловителей; III - узел предохранительных устройств; IV - емкость для сброса ударной волны; V - емкость сбора утечек с погружным насосом; VI - магистральная насосная; VII - узел регуляторов давления; VIII - камера пуска средств очистки и диагностики

Необходимо подчеркнуть, что такой состав сооруже­ний промежуточных НПС имеет место только при систе­ме перекачки «из насоса в насос», если: а) они не распо­ложены на границе эксплуатационных участков (и по­этому не являются для них головными); б) на них не производятся операции приема нефти с близлежащих месторождений.

Рассмотрим элементы технологической схемы. Узел подключения НПС к магистральному трубопроводу (первый рисунок) состоит из камер приема и пуска очистных и диагностических устройств, а также байпасной (обвод­ной) линии. В период между очистками задвижки I, II, IV, VI, VII закрыты, а задвижки III, V открыты. Поток нефти из предшествующего участка трубопровода через задвижку V поступает во всасывающую линию НПС, а из нагнетательной линии — через задвижку III в следующий участок трубопровода. При проведении очистки предше­ствующего участка трубопровода, после того как скре­бок пройдет линейный сигнализатор, открываются зад­вижки VI, VII и закрывается задвижка V. После того как скребок окажется в приемной камере, задвижка V открывается, а задвижки VI, VII закрываются. Далее нефть из приемной камеры самотеком сливается в под­земную дренажную емкость ЕП, концевой затвор прием­ной камеры открывается, и скребок извлекается из нее, а концевой затвор закрывается.

При необходимости очистки последующего участка трубопровода сначала при закрытых задвижках I, II от­крывается концевой затвор камеры, и в нее запассовывается скребок. Далее после закрытия концевого затвора открываются задвижки I, II, закрывается задвижка III, и скребок входит в очищаемый участок трубопровода.

При неработающей НПС открыты только задвижки III, IV, V, и поток нефти из предшествующего участка направляется в последующий, минуя станцию.

Площадка фильтров-грязеуловителей располагается на входе в НПС. Фильтры-грязеуловители предназначе­ны для улавливания крупных механических частиц, по­ступающих из магистрального (или подводящего) трубо­провода. Количество параллельно включенных фильтров выбирается таким образом, чтобы по мере засорения од­них можно было включить в работу другие. О работоспо­собности фильтров судят по разнице давлений на входе и выходе из них. При увеличении перепада давлений до величины более 0, 05 МПа (что свидетельствует об их за­грязнении) или уменьшении до величины менее 0, 03 МПа (свидетельствует о повреждении фильтрующего элемен­та) производится переключение на резервный фильтр.

Узел предохранительных устройств служит для предохранения приемного коллектора технологических трубопроводов НПС от чрезмерных давлений на приеме станции, возникающих при ее внезапных отключени­ях. В качестве предохранительных устройств использу­ются либо система сглаживания волн давления, либо предохранительные сбросные клапаны. Сброс избыточ­ного давления производится в безнапорные технологи­ческие емкости. Принцип работы предохранительных устройств будет рассмотрен ниже.

Узел учета нефти состоит из нескольких параллель­ных линий, каждая из которых включает следующие элементы: отсекающие задвижки, манометры, фильтры, струевыпрямитель, счетчик, термометр, отводы к конт­рольному счетчику или пруверу, контрольный кран. Повышение точности замера расхода достигается допол­нительной очисткой нефти в фильтре, уменьшением тур­булентности потока в струевыпрямителе (представляющем собой пучок параллельных трубок малого диаметра, по­мещенных в основную трубу), а также внесением тем­пературной поправки на основе показаний термометра.

В зависимости от количества трубопроводов, подклю­ченных к резервуарам, различают однопроводную и двух­проводную (рисунок ниже) технологические схемы. В первом случае для приема и отпуска нефти используется один и тот же Трубопровод, во втором — разные. Для снижения скорости закачки нефти резервуары могут иметь несколь­ко приемо-сдаточных патрубков.

Возможные схемы обвязки резервуаров: а - для головных и промежуточных станций; б - для головных станций; I-IV - номера резервуаров

Соединение насосов на НПС может быть параллель­ным, последовательным или комбинированным. При па­раллельном включении (рисунок ниже) насосы имеют общие всасывающий и нагнетательный коллекторы. Поэтому напор группы насосов равен напору одного из них, а по­дача увеличивается в число раз, равное количеству рабо­тающих насосов. При последовательном включении (рисунок ниже) нефть проходит один насос за другим, полу­чая в каждом из них приращение напора. Для предот­вращения работы насосов самих на себя их всасывающая и нагнетательная линии разделены обратным клапаном, который пропускает поток, двигающийся слева направо, но закрывается для потока, двигающегося в обратную сторону.

На современных нефте- и нефтепродуктопроводах параллельное включение чаще применяется для подпор­ных насосов, а последовательное - для магистральных. Нередко встречается комбинированное (последовательно­параллельное) соединение насосов (рисунок ниже).

Возможные схемы соединения насосов на НПС: а - параллельное; б - последовательное; в - комбинированное (параллельно-последовательное)

Обвязка насосов должна обеспечивать работу НПС при выводе в резерв любого из насосных агрегатов станции.

Обратный клапан устанавливается также после по­следнего по ходу магистрального насоса. Делается это для защиты магистральной насосной от гидравлических уда­ров в последующем участке трубопровода.

Узел регуляторов давления служит для установле­ния требуемого начального давления в обслуживаемом участке трубопровода.

Все перечисленные объекты соединяются технологи­ческими трубопроводами. На НПС они служат для вы­полнения всех технологических операций с поступающей, хранящейся и откачиваемой нефтью. Границы техноло­гических трубопроводов определяются входными и вы­ходными задвижками НПС.

На технологических схемах указывают диаметры тру­бопровода и направление движения нефти.

2.3 Коррозионное разрушение оборудования НПС.

Основным оборудованием, корродирующем при эксплуатации сис- тем транспорта и хранения нефти и газа, являются магистральные трубопроводы и стальные резервуары. Магистральные трубопрово- ды – это главное оборудование для транспортировки нефти и газа как в России, так и за рубежом. Они представляют собой металлоконст- рукции, 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 агрессив- ностью. Несмотря на то, что все трубопроводы подлежат комплекс- ной защите, потери от коррозии превосходят остальной ущерб, свя- занный 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 разрушения. В 90-е годы прошлого столетия, когда для изготовления магистральных газопроводов начали использовать трубы, произве- денные методом контролируемой прокатки, не достаточно хорошо отработав ее технологию, весьма существенная доля аварий приходи- лась на те участки трубопроводов, которые были сооружены именно из этих труб.

В связи со спецификой эксплуатации магистральных трубопроводов ущерб от аварий на них связан не только и не столько с прямыми потерями (стоимость самого участка разрушенного трубопровода), сколько с потерями косвенными. При сквозном коррозионном поражении даже относительно небольшого участка трубопровода происходит загрязнение окружающей среды изливающейся из трубопровода нефтью, что нередко приводит к экологической катастрофе. Сквозное поражение газопровода может привести к его разрыву на участке протяженностью до нескольких километров, сопровождаться взрывом и также нанести колоссальный вред природе. Как правило, коррозия поражает внешнюю поверхность трубопровода (до 42 % отказов).

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. По данным API, около 19 % всех утечек нефти и нефтепродуктов при их хранении связано именно с коррозией стальных резервуаров.

Как трубопроводы, так и резервуары страдают от коррозионных процессов, в основе которых лежат электрохимические реакции, то есть от электрохимической коррозии.

Общие представления о коррозионных процессах

При всей очевидности сущности коррозионных процессов до сих пор общепринятое определение термина «коррозия» отсутствует. Мы будем понимать под этим термином самопроизвольно протекающее химическое взаимодействие металла со средой, приводящее к изменению свойств этого металла или изготовленной из него металлоконструкции. В таком определении подчеркивается, во-первых, что коррозионный процесс протекает самопроизвольно, то есть без получения энергии извне. Во-вторых, что в основе его лежит химическое взаимодействие металла со средой. Так, если стенка трубопровода меняет свою несущую способность вследствие воздействия на нее потока природного газа, содержащего песок (абразив), разрушение не связано с коррозией. Если же в этом газе присутствуют влага и сероводород и в основе разрушения лежит химическое взаимодействие металла трубы с компонентом среды, которое в данном случае можно описать уравнением

Fe + H2S → FeS + H2, (1.1)

следует говорить о коррозионном поражении металла. Наконец, третий момент. Следствием коррозии всегда является изменение свойств металла. Это могут быть химические свойства самого металла (например, когда металл переходит в окисленное со- стояние), его механические свойства (пластичность, прочность), эксплуатационные свойства всей металлоконструкции (несущая способность) и другие. Изменение этих свойств может, в конечном итоге, привести к разрушению металла или металлоконструкции.

В большинстве случаев пораженный коррозией трубопровод или резервуар может продолжать безаварийно эксплуатироваться в течение некоторого времени, требуя тщательного контроля состояния со стороны персонала.

Вопрос возможности эксплуатации пораженного коррозией металла является одним из наиболее существенных для коррозиониста − практика.

Другой важнейшей задачей является предупреждение коррозии металла трубопровода. Предупредить коррозию можно двумя способами. Первый − перейти от данной системы металл / среда к другой, для которой коррозионный процесс является термодинамически невозможным, например, изменив качественный или количественный состав среды. Для действующих металлоконструкций − трубопроводов и резервуаров − этот путь неприемлем. По- этому при их проектировании и эксплуатации идут по другому пути - снижают скорость развития коррозии до значений, при которых изменение свойств материала не скажется на эксплуатационной надежности всей металлоконструкции. Выбор комплекса превентивных мер, или как их чаще называют, защитных мероприятий, зависит в первую очередь от механизма развития процесса и характера его проявления.

Классификация коррозионных поражений трубопроводов и резервуаров

Существует несколько принципов классификации коррозионных процессов. Первый − по механизму протекания химической реакции, лежащей в основе коррозионного процесса. В подавляющем большинстве случаев в основе процессов коррозии металлов лежат окислительно-восстановительные реакции. Корродирующий металл в них выступает в роли восстановителя, окисляясь. Для того, чтобы металл вступил в реакцию взаимодействия с окислителем, атомам металла необходимо преодолеть энергию химической связи с соседними атомами. Эта энергия называется энергией11 кристаллической решетки. Она довольно велика. Соответственно велика и энергия активации процесса окисления металла.

Поэтому при невысоких температурах процесс непосредственного взаимодействия металла с окислителем идет, как правило, очень медленно. При повышении температуры возрастает энергия атомов металлов, увеличивается количество активных, то есть способных к взаимодействию, частиц и скорость окисления увеличивается. С заметной скоростью железо окисляется кислородом лишь при температуре выше 300 °С, а сероводородом – при температуре выше 260 °С. Такая температура не характерна ни для магистральных трубопроводов, ни для резервуаров.

Если же окислительно-восстановительная реакция взаимодействия металла с окислителем протекает в присутствии влаги, то молекулы воды вступают во взаимодействие на определенных промежуточных стадиях, а на более поздних стадиях выходят из зоны реакции. Изменяется механизм реакции. Энергия активации в этом случае существенно ниже, чем в отсутствии влаги. Поэтому процесс окисле- ния металла способен протекать с заметной скоростью при любой температуре, при которой вода остается в жидком состоянии. В соответствии с этим, в зависимости от механизма протекания химической реакции, лежащей в основе коррозии металла, различают коррозию химическую (высокотемпературную) и электрохимическую (низко- температурную).

При химической коррозии металл взаимодействует с окислителем при отсутствии в системе влаги. Процесс протекает при высоких температурах. По такому механизму окисляется металл печных змеевиков, реакторное оборудование на нефтеперерабатывающих заводах. При электрохимической коррозии в системе обязательно присутствует влага и коррозия протекает при низких темпера- турах.

Коррозия трубопроводов и резервуаров это − электрохимическая коррозия. Поскольку основные кинетические закономерности реакций, протекающих по химическому и электрохимическому механизмам, различаются, то практически не удается предотвратить или затормозить коррозию, не определив предварительно, как протекают реакции, лежащие в ее основе.

Другим принципом классификации коррозионных процессов является характер коррозионного поражения. При эксплуатации магистральных трубопроводов и резервуаров встречается не так уж много видов поражений, но каждый из них по-своему влияет на надежность и долговечность трубопровода. По характеру поражения коррозию делят на общую и локальную или местную.

Общая коррозия – это разрушение, которое развивается по всей поверхности металла, контактирующего с технологической средой

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 – 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.

Язвенная коррозия- это наиболее характерная для магистральных трубопроводов и резервуаров, и является локальным видом поражения. Язвенная коррозия – это разрушение поверхности, которое развивается на отдельных участках, причем площадь пораженной поверхности, как правило, превышает ее глубину

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. Соответствен- но 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. На внутренней поверхности труб в участках скопления электролита из транспортируемого продукта иногда появляются язвы, напоминающие ручейки − поражение протяженной формы. Часто такой вид коррозии называют ручейковой или канавочной, хотя, строго говоря, это – язвенное поражение.

Оно характерно для внутрипромысловых трубопроводов и на магистральных практически не встречается.

Питтинговая (точечная) коррозия − вид локального разрушения, Свищ на участке сквозного язвенного поражения при котором глубина пораженного участка несоизмеримо велика по сравнению с его площадью.

Питтинговая коррозия развивается на запассивированных участ- ках при локальном нарушении пассивного состояния. Иногда ее можно наблюдать на днищах резервуаров, покрытых карбонатными от- ложениями. Питтинговая коррозия более характерна для металлоконструкций, выполненных из нержавеющих сталей. Щелевая коррозия – вид поражения, которое развивается в щелях и зазорах с большой скоростью. Она иногда поражает зазоры, образующиеся на болтовых и фланцевых соединениях деталей резервуаров, например, на замерных люках.

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.

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.

Под этим термином было принято понимать вид общекоррозионного поражения, который развивается в условиях растягивающей нагрузки со скоростью, превышающей скорость процесса без механического воздействия.

Особенности коррозионных поражений стальных резервуаров

Стальные резервуары являются основным видом оборудования, используемого при хранении жидких углеводородов − нефтей и нефтепродукотов. Впервые вопросами коррозионных поражений сталь-ных 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 кон- тактируют с нефтью и эмульсией воды в нефти; нижнюю, соприкасающуюся с подтоварной водой, выделившейся из нефти в процессе хранения. Все эти участки подвержены, как правило, об- щей равномерной, неравномерной и яз- венной 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, по-стоянно или длительно смачиваемая нефтью. Кислород, проникающий в резервуар извне, значительно лучше растворяется в углеводо- родной фазе, нефти, чем в водной, подтоварной воде. Поэтому при эксплуатации резервуара его средняя часть выполняет ролькатода по отношению к днищу и нижнему поясу. Глубина коррозионных пора-жений стенок резервуаров, в которых хранят агрессивную нефть Ишимбайских или слабоагрессивную нефть Туймазинских месторождений, в течение многих лет не превышает 0, 5 мм. Как правило, при хранении малоагрессивныхнефтей скорость коррозии сред- ней части резервуара не превышает 0, 1 мм/год. Довольно силь- ной коррозии подвергаются днище и нижний пояс резервуаров, служащие анодом по отношению к средней части резервуара.

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.

Максимальная скорость коррозии металла здесь может достигнуть 0, 7− 1, 0 мм/год. На рис. 7.2. приведена номограмма для определения допустимого значения скорости коррозии днища и нижнего пояса резервуара в зависимости от его начальной толщины. Очевидно, что эксплуатация резервуаров без за- щиты нижнего пояса и днища недопустима. Еще больше, чем нижний пояс и днище, страдают от коррозии кровля и верхний пояс резервуара. Наиболее агрессивной средой в резервуарах для хранения товар- ной нефти является газовоздушная среда.

В этой среде собираются наиболее коррозионно-активные агенты: сероводород, кислород воз- духа, углекислый газ и пары воды. В газовоздушной зоне скорость развития язвенных поражений под действием сероводорода, СО2 и влаги достигает 1, 0− 1, 5 мм/год, что при некачественной защите может вывести крышу из строя за 2− 3 года, а верхние пояса через 5− 6 лет. Если сероводорода нет, скорость коррозии ниже, но все-таки может достигать 0, 5 и даже 0, 8 мм/год. Это особенно опасно, если учесть, что верхний пояс резервуара существенно тоньше нижнего (у днища толщина стенки около 16− 20 мм, у нижнего пояса – около 16 мм, у среднего − 12 мм, у верхнего − 7− 8 мм, у кровли δ ≈ 4 мм). В настоящее время все используемые резервуары оснащены либо понтоном, либо плавающей крышей. Такие устройства ограничивают образование газовоздушной смеси над зеркалом нефти. Тем не менее, верхний пояс, находящийся в зоне переменного смачивания, и кровля по-прежнему остаются участками наибольшего коррозионного поражения.

С наружной стороны резервуары также подвергаются коррозии. Кровля и стенки снаружи страдают от атмосферной коррозии. Днище резервуаров с объемом не более 3000 м 3 опирается на бетон. Резервуары большего объема устанавливают на влажный утрамбованный песок. И в том, и в другом случае днище корродирует со стороны фундамента. Даже если металл днища защищен покрытием, это покрытие при сборке резервуара (сварке уторного шва) нарушает-ся и перестает защищать наиболее проблемный участок − уторный шов.

Для резервуаров характерно наличие протяженных сварных со- единений: их изготавливают методами рулонирования или полисто- вой сборки из углеродистых и низколегированных сталей. При пер-вом методе изготовления листы свариваются на заводе и на строи- тельную площадку поступают в виде рулонов, из которых монтируют резервуары. При полистовой сборке на стройплощадку поступают вальцованные и пронумерованные листы, и монтаж осуществляют полностью на площадке. Зона термического влияния сварного соеди- нения особенно уязвима в коррозионном отношении. Помимо общей и язвенной коррозии, в ряде случаев при хранении нефти, содержа- щей сероводород, на резервуарах в районе зоны термического влия- нияуторного шва, крепящего корпус к днищу, возникают коррозионные трещины. Это связано со сложным напряженным состоянием ме-талла в участках уторного шва. Таким образом, материал резервуара, как правило, страдает от целого ряда факторов, которые целесообразно рассмотреть подробнее

Атмосферная коррозия резервуаров

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.

Атмосферная коррозия не наносит обычно большого ущерба, но- сит характер общего равномерного поражения и развивается со ско- ростью значительно меньшей, чем коррозия под действием подтовар- ной воды, влажных СО2, H2S и пр. Основными факторами, влияющи- ми на развитие атмосферной коррозии являются содержание пыли в атмосфере, состав атмосферы и влажность.

Влага может попадать на поверхность резервуара либо непосред-ственно в виде осадков, либо конденсироваться из воздуха. При рас- смотрении закономерностей атмосферной коррозии часто пользуются понятием «критическая влажность» − это минимальное значение влажности, ниже которого коррозия протекает с незначительной ско- ростью даже в присутствии в нем кислых примесей (SO2, CO2 и др.). Значение критической влажности для разных атмосфер разное. Для стали оно колеблется в пределах 50− 70 %.

Другим важным фактором атмосферной коррозии является время,

в течение которого металл остается влажным, так называемое время смачивания. При влажности выше критической наибольшее влияние на скорость атмосферной коррозии оказывает загрязнение атмосферы. Если резервуар эксплуатируется неподалеку от крупных промышленных объектов, то наибольшую опасность представляет диоксид серы, образующийся при сгорании топлива. В результате ря- да анодных реакций, протекающих в присутствии SO2, влаги и кисло- рода, на поверхности металла образуется сульфат железа. При гидролизе последнего на поверхности металла появляется серная кислота, являющаяся сильным окислителем. В промышленных атмосферах, помимо диоксида серы, присутствует также диоксид углерода.

Считается, что он несколько замедляет коррозионный процесс, т.к. способствует образованию плотных продуктов коррозии. Если резервуар эксплуатируется неподалеку от морского побережья, то атмосфера богата солями, в первую очередь хлоридами. Установлено, что в присутствии хлоридов критическая влажность снижается до 40%. Содержание хлоридов в воздухе уменьшается по мере удаления от побережья довольно быстро, но в непосредствен- ной близости от моря скорость атмосферной коррозии может дости- гать очень высоких значений

Частицы пыли, присутствующие в атмосфере, усугубляют коррозионную ситуацию. С одной стороны, они могут способствовать за- рождению коррозионного процесса, а с другой, увеличивать период смачивания, поскольку сами частицы пыли часто удерживают влагу. Влияние температуры на скорость атмосферной коррозии не вы- явлено, поскольку с изменением температуры связаны факторы, по- разному влияющие на скорость коррозии. С одной стороны, с повышением температуры увеличивается скорость любой химической ре- акции и, следовательно, должна увеличиваться и скорость коррозии.

С другой, повышение температуры затрудняет конденсацию влаги на поверхности металла. Появление на поверхности металла продуктов коррозии, ржавчины несколько тормозит коррозионный процесс. Зависимость потери массы от времени воздействия на металл влажной атмосферы носит параболический характер.

В какой бы атмосфере не эксплуатировались резервуары на их поверхность, в большей или меньшей степени, оказывает агрессивное воздействие атмосфера. Поэтому все они нуждаются в защите с на-ружной стороны.

Особенности коррозии резервуаров под действием влажного диоксида углерода

Коррозия под действием влажного диоксида углерода может быть общей, но, как правило, носит язвенный характер. Основными факторами, влияющими на механизм и интенсивность поражения являются влажность, температура, парциальное давление СО2 и зависящее от последнего значение рН среды. Сухой диоксид углерода (влажность менее 60 %) коррозии не вызывает. При растворении СО2 в воде образуется угольная кислота:

СО2 + H2O → H2CO3.

В общем случае увеличение парциального давления СО2 в среде приводит к повышению концентрации в ней угольной кислоты и к соответствующему уменьшению рН среды.

В связи с этим, увеличение парциального давления СО2 приводит к увеличению скорости коррозионного процесса. С повышением температуры в пределах, характерных для эксплуатации резервуаров, интенсивность развития коррозионных поражений возрастает. Для оценки возможной скорости общей коррозии, в зависимости от парциального давления СО2 и температуры иногда пользуются номограммой.

Опасность коррозии во влажной СО2-содержащей среде связана с развитием в ней язвенного поражения.

Его развитие объясняют следующим. В средах, содержащих угольную кислоту, при отсутствии кислорода, наряду с ионами водо- рода (гидроксония), катодными деполяризаторами могут служить молекулы угольной кислоты, гидрокарбонатионы и сам диоксид углерода [90 - 91]. При высоком насыщении среды диоксидом углерода (высокое парциальное давление СО2) в водных средах с рН < 5 в катодной реакции преимущественно принимают участие молекулы угольной кислоты:

H2CO3 + е − → [H] + HCO3-

При рН ≈ 6, 5 – 6, 8 в основном восстанавливаются гидрокарбонат- ионы: HCO3 − + е − → [H] + CO3 2−. (7.3) При рН > 7 возможно восстановление молекул воды с последующим взаимодействием образовавшихся гидроксил-ионов с гидрокар-бонатионами:

H2O + e− → [H]+ OH− (7.4) HCO3 − + OH− → H2O + CO3 2−

Таким образом, в результате катодной реакции в растворах могут появляться гидроксид-, карбонат- и гидрокарбонатионы. Взаимодействие их с ионами железа, образующихся при анодной реакции, со- провождается образованием плохо растворимых гидроксида и карбоната железа и хорошо растворимого гидрокарбоната железа. Очевидно, что с повышением значения рН среды вероятность образования плохо растворимых продуктов коррозии возрастает. Вместе с этим увеличиваются и защитные свойства продуктов коррозии. Из-за не- равномерного подвода СО2 к отдельным участкам поверхности, там где образуются плотные продукты коррозии, протекает катодный процесс, а на участках с растворимыми продуктами коррозии – анодный. Наблюдается локализации катодных и анодных участков, что и приводит к язвенному поражению.

Особенности коррозионных поражений резервуаров под действием влажного сероводорода

.

Сухой сероводород, как и СО2, в условиях эксплуатации резервуа- ров не опасен. Сероводород, растворяясь в воде, может вызывать несколько видов поражений.

Наиболее характерные поражения стальных резервуаров под действием влажного или растворенного в подтоварной воде сероводорода – общая и язвенная коррозия и серо- водородное коррозионное растрескивание. Скорость общей коррозии углеродистых и низколегированных сталей зависит от многих факторов и, как правило, не превышает 0, 2– 0, 3 мм/год. Язвенное поражение в среде сероводорода развивается обычно в присутствии СО2.

Его скорость достигает 2, 5 мм/год и может даже превышать эту величину. Так же, как в водных средах, не содержащих сероводорода, харак- тер катодного процесса зависит от значения рН коррозионной среды.

В кислых средах основная катодная реакция связана с восстановлением ионов водорода.

2H+ + 2e− → H2.

Наряду с ней протекают и другие реакции:

H2S + 2e− → S2− + H2

2H2S + 2e− → 2HS− + H2

В нейтральных и щелочных средах параллельно протекают сле- дующие катодные процессы:

2HS− + 2e− → 2S2− + H2

2H2O + 2e− → OH− + H2.

Сероводород стимулирует катодный процесс. Считается, что гид-росульфидионы, образующиеся вследствие диссоциации сероводородной кислоты, сорбируются поверхностью металла.

Это, с одной стороны, снижает перенапряжение водорода на поверхности металла за счет возникновения на ней адсорбционного отрицательно заряженного слоя, а с другой, увеличивает перенапряжение из-за вытеснения водорода с поверхности металла гидросульфидионами.

Превалирующим является первый эффект, в результате чего скорость катодной реакции в присутствии гидросульфидионов возрастает. Скорость анодного процесса также стимулируется сероводородом, но анодный процесс в существенной степени зависит от свойств образующихся на поверхности металла пленок продуктов коррозии.

Хорошими защитными свойствами обладает марказит (пирит) FeS2. Появление его на поверхности металла ведет к пассивации поверхности. Рыхлый пористый канзит Fe9S8 практически не обладает защитными свойствами. Если коррозионный процесс протекает в газовой фазе (кровля и верхний пояс резервуара), то химический состав, структура, а, следовательно, и защитные свойства сульфидных пленок определяются прежде всего влажностью газовой фазы, парциальным давлением сероводорода, температурой и присутствием в среде оксида углерода.

При влажности газа ниже 90 %, независимо от парциального давления сероводорода, поверхность пассивируется, процесс коррозии протекает с несущественной для эксплуатации оборудования скоростью. По мере повышения влажности нарушается структура пленки продуктов коррозии, скорость коррозии растет и при влажности 100% она достигает максимальных значений. Что касается парциального давления сероводорода в рабочей среде, то по мере его повышения вплоть до 0, 014 кПа скорость коррозии падает, поскольку на поверхности металла образуются тонкие пленки марказита (пирита), защитные свойства которых увеличиваются по мере повышения содержания сероводорода в среде. Дальнейший рост парциального давления H2S приводит к постепенной частичной перекристаллизации пленки, образованию канзита и снижению ее защитных свойств. В результате в интервале 0, 014 ≤ рH2S ≤ 1, 62 кПа скорость коррозии практически не зависит от парциального давления сероводорода, а при рH2S > 1, 62 кПа увеличивается по мере его роста.

Повышение температуры влияет двояко. С одной стороны, приводит к увеличению скорости любой химической реакции, в том числе и электрохимической. С другой стороны, приводит, во-первых, к уменьшению влажности газа и таким образом способствует образованию пленок с хорошими защитными свойствами, а во-вторых, с повышением температуры снижается растворимость сероводорода в пленке электролита, формирующейся на поверхности резервуара при конденсации влаги.

Поэтому зависимость скорости коррозии от температуры во влажных газообразных средах, содержащих сероводород, носит экстремальный характер с максимумом при температуре 40 °С.

Присутствие в среде диоксида углерода изменяет структуру и химический состав продуктов коррозии, усиливает разрушение, способствует развитию язвенного поражения.

Коррозивность сероводород- содержащей среды в присутствии диоксида углерода зависит от парциального давления последнего. В общем случае при парциальном давлении СО2 ниже 0, 03 МПа он практически не влияет на работоспособность оборудования. Его влияние весьма существенно при парциальном давлении выше 0, 2 МПа. Если парциальное давление СО2 существенно превышает парциальное давление сероводорода, процесс разрушения подчиняется закономерностям углекислотной коррозии (активное электрохимическое разрушение с водородной де- поляризацией). Если же парциальное давление сероводорода существенно выше, чем парциальное давление СО2, разрушение подчиняется закономерностям сероводородной коррозии. Действие оксида углерода (IV) в этом случае проявляется в снижении значения рН среды.

В жидких сероводородсодержащих средах (днище и нижний по- яс) коррозия протекает в 3–10 раз быстрее, чем в газовых. Особенно опасны двухфазные жидкие системы, содержащие, наряду с водной, углеводородную фазу. Такие системы возникают в резервуарах на границе раздела нефть/подтоварная вода. Коррозия под действием сероводорода сначала протекает в водной фазе, затем влага как бы подползает под углеводородную фазу, смачивая металл тонким слоем. Поскольку растворимость сероводорода в углеводородах существенно выше, чем в воде, коррозия в тонкой пленке водного электролита развивается особенно активно: контактирующая с пленкой угле- водородная фаза поставляет сероводород (рис. 7.8). Защитные свойства продуктов коррозии при разрушении в жидкой фазе зависят прежде всего от концентрации сероводорода в среде, температуры, кислотности и химического состава среды. При значениях активной концентрации гидросульфидионов 0, 1–0, 01 моль/л наблюдается пассивация поверхности.

При меньших значениях пассивное состояние не достигается, а при больших – нарушается, скорость коррозии увеличивается вплоть до насыщения среды сероводородом. По мере повышения температуры в интервале 10− 30 °С скорость коррозии увеличивается незначительно, в интервале 30− 60 °С – очень быстро, а в интервале 60− 80 °С снова медленно, что также связывают с особенностями химического состава и кристаллического строения сульфидов железа. Что касается влияния кислотности среды, то было установлено, что в кислых средах (рН < 6, 72), как правило, образуются пленки со слабыми защитными свойствами и анодный процесс тормозится несущественно. При рН > 6, 72 защитные свойства пленок значительно выше. При рН = 6, 72, как правило, равновероятно образование пленок как с хорошими, так и с плохими защитными свойствами. Присутствующий в среде СО2 (вернее, угольная кислота) повышает кислотность среды, способствуя ускорению коррозионного процесса. Минерализация коррозионной среды и, в частности, присутствие в среде хлорида натрия оказывает влияние и на анодный, и на катод-ный процесс, и на процесс переноса зарядов.

Это влияние сводится в основном к следующему:

1) повышение концентрации соли в среде снижает растворимость в ней сероводорода, основного коррозионно-активного компонента;

2) с повышением минерализации увеличивается проводимость раствора, в результате чего снижается сопротивление переносу зарядов;

3) хлоридионы, являющиеся активаторами, вытесняют серу из кристаллической решетки сульфида, нарушая его структуру и снижая защитные свойства пленки, в результате чего снижается анодная по-ляризация;

4) хлоридионы вытесняют гидросульфидионы с поверхности, которые, как было показано выше, сильно влияют на перенапряжение водорода, а значит и на катодную поляризацию. Поскольку перечисленные процессы по-разному влияют на скорость коррозии, зависимость ее от минерализации среды носит экстремальный характер с максимумом (для хлорида натрия) примерно при 1− 2 %.

Весьма опасным видом коррозионного поражения сварных соединений стальных резервуаров является сероводородное коррозионное растрескивание (СКР).

Как было отмечено, сероводород стимулирует коррозионное растрескивание сталей прежде всего потому, что способствует их наводороживанию и охрупчиванию, а следовательно, снижению способности металла сопротивляться развитию в нем трещины. Полагают, что стимулирующее действие сероводорода на процесс наводороживания связано со следующими причинами: − сероводород тормозит процесс молизации водорода, образующегося в результате катодной реакции. Вследствие этого существенная доля атомарного водорода, которая в отсутствии сероводорода молизуется и покидает зону реакции, проникает в металл; − в присутствии сероводорода возможно снижение энергии связи металла с адсорбированными атомами водорода и, как следствие это-го, снижение энергии активации процесса проникания атомов водорода в металл; − сероводород или продукты его диссоциации могут взаимодейст-вовать с атомами металла, что приводит к снижению энергии связи этих атомов в решетке самого металла, а это облегчает процесс про- никания атомов водорода в металл. Количество проникшего в сталь водорода, вызывающего СКР в значительной мере зависит от состава коррозионной среды.

Присутствие минеральных солей и, в частности, хлорида натрия сказывается на процессе наводороживания. Зависимость носит экстремальный характер с максимумом в области 1− 2 %. На эту же область приходится минимальное время до разрушения при испытании на стойкость металла к СКР.

Влияние рН растворов сероводорода на их наводороживающую способность носит также экстремальный характер с максимумом при рН ~ 4. Переход от кислых к нейтральным средам сопровождается резким снижением стимулирующего действия среды на процесс наводороживания стали. Это действие снова усиливается при рН > 8. С увеличением содержания сероводорода в среде интенсивность наводороживания возрастает. В газовой среде эта зависимость носит монотонный характер, а в жидкой ограничена растворимостью сероводорода в воде (около 3200 мг/л при комнатной температуре). При повышении температуры процессы десорбции активизируются, поэтому доля водорода, проникающего в металл, снижается. Интенсивность поступления водорода в сталь максимальна в пер- вые 2− 3 часа контакта металла со средой, затем она постепенно снижается и примерно через сутки практически стабилизируется. Сероводородное коррозионное растрескивание в резервуарах чаще всего поражает зону термического влияния уторного шва, но иногда встречается и в зонах термического влияния других сварных соеди- нений.

Так, на новых резервуарах, у которых уторный шов на корпусе и нижняя часть вертикального шва выполнены ручной электро- сваркой без последующей термической обработки в случае эксплуатации без защиты в сероводородсодержащих средах разрушаются сразу же после начала эксплуатации. Коррозионному растрескиванию часто подвергаются сварные соединения, выполненные при ремонте резервуаров, особенно если материал заплаты по химическому соста-ву отличается от основного металла резервуара [95]. Термическая об- работка сварного соединения (отжиг при температуре 640− 660 о С) снимает опасность этого вида поражения. Все виды коррозионных поражений стальных резервуаров по сво- ему механизму относятся к электрохимической коррозии. Поэтому любые мероприятия, которые проводятся при эксплуатации резервуа- ров с целью недопущения скопления существенного количества под- товарной воды в нем, должны снижать опасность коррозионного по- 213 ражения. К таким мероприятиям относится регулярный отвод подто-варный воды через зачистной патрубок или при помощи сильфонного крана, которыми оборудуют нижнюю часть резервуара. Чтобы свое- временно обнаружить коррозионное поражение в днище резервуара, его фундамент оборудуют перфорированными трубками: если днище прокорродировало, жидкость из резервуара поступает в трубки и лег- ко фиксируется на выходе из-под резервуара. Однако все эти меро- приятия не могут обеспечить надежную работу резервуаров без про- тивокоррозионнойзащиты. Основным методом защиты современных резервуаров является применение защитных покрытий.

2.5 Защита оборудования.от коррозии.