Баллоны, бочки и цистерны для сжатых, сжиженных и растворенных газов.

По определению Агентства, баллон - сосуд имеющий одну или две горловины с отверстиями для ввертывания вентилей или штуцеров (пробок). Баллоны предназначены для хранения и транспортирования относительно небольших количеств газов, сжатых (кислород, водород, азот, воздух и др.), сжиженных (углеводородных газов, аммиака, хлора) и растворенных (ацетилен).

Баллоны изготовляются из бесшовных труб из углеродистой стали с нормальной мелкозернистой структурой без внутренних напряжений. Каждый баллон имеет ввинченный в горловину запорный вентиль с боковым штуцером для отбора газа, металлический колпак для закрывания вентиля и штуцера, башмак для установки в вертикальном положении. Около горловины баллона выбивается клеймо завода-изготовителя, содержащее паспортные данные, в том числе дату изготовления, испытания и следующего освидетельствования, а также указание фактической массы порожнего баллона (кг).

Ввиду небольшого объема баллонов их не используют на нефтеперерабатывающих предприятиях для обеспечения газами технологических процессов. Применение баллонов ограничено вспомогательными и особенно ремонтными работами. Ввиду значительной опасности, которую они представляют при неправильной эксплуатации, разработаны специальные меры по предотвращению взрывов баллонов.

Каждый баллон предназначен только для определенного газа. Поэтому введена строгая маркировка баллонов путем окраски их в разные цвета, с нанесением цветных полос и надписей. Например, кислородные баллоны окрашиваются в голубой цвет с надписью черной краской «кислород», ацетиленовые — в белый цвет с надписью красной краской «ацетилен» и т. п. Боковые штуцеры вентилей для баллонов с горючими газами делают с левой резьбой, а для кислорода и негорючих газов — с правой, чем предотвращается присоединение к баллону редукторов, не соответствующих находящемуся в нем газу, а следовательно, подача кислорода в линию горючего газа и наоборот.

Причиной взрыва баллонов могут быть удары по стенкам, особенно опасные при низких температурах (ниже минус 30⁰С), так как тогда резко снижается ударная вязкость углеродистых сталей и они становятся хрупкими. Все баллоны чувствительные к повышению температуры, поскольку при ее увеличении на каждые 2°С давление возрастает примерно на 0,1 МПа(1 кгс/см²), поэтому баллоны должны предохраняться от перегрева.

Причиной нарушения прочности стенок у баллонов со сжиженными газами может оказаться их переполнение, поэтому наполнение строго нормируется по массе и давлению. Для баллонов, содержащих кислород, недопустимо соприкосновение с маслами и жирами, которые способны самовоспламеняться при контакте с кислородом, сгорать при высокой температуре, вызывая разрушение вентиля и взрыв баллона. Ацетилен при сжатии полимеризуется и взрывается, поэтому баллоны, в которых он хранится, заполняет пористой массой (обычно активным углем), заливают ацетоном, растворяясь в котором ацетилен может подвергаться давлению до 3 МПа (30 кгс/см²). Рабочее давление в баллонах с ацетиленом составляет 1,6МПа (16 кгс/см²).

Давление в баллонах со сжатыми газами составляет 15 МПа (150 кгс/см²) и поскольку обычно такого высокого давления для производственных целей не требуется, газ отбирают из баллона через редуктор, снижающий давление до рабочего в аппарате или приборе (рис.). Редукторы можно применять только для того газа, для которого они предназначены, что определяется по окраске редуктора, которая должна соответствовать окраске баллона. В баллоне оставляется остаточное давление не менее 0,65 МПа (0,5 кгс/см²) -для того, чтобы на заводе-наполнителе было легче проверить, какой газ фактически находился в баллоне.

 

Рис. Редуктор баллонный:

1 — накидная гайка; 2 —манометр высокого давления; 3— манометр низкого давления; 4 — корпус редуктора; 5—регулировочный винт.

 

Баллоны, находящиеся в эксплуатации, подвергаются периодическому освидетельствованию на заводах-наполнителях через пять лет, а предназначенные для заполнения газами, вызывающими коррозию (хлор, сероводород и др.) — через два года.

По определению Агентства по контролю за безопасностью работ, цистерна — это сосуд, постоянно установленный на раме железнодорожного вагона или на шасси автомобиля, а бочка — сосуд цилиндрической формы, который можно перекатывать с одного места на другое и ставить на торцы без дополнительных опор. Емкость бочек обычно не превышает 1000 л. В условиях нефтепере­рабатывающей промышленности используются главным образом цистерны для перевозки сжиженных и сжатых газов. В основном к ним предъявляются те же требования безопасности, что и к стационарным сосудам, однако есть и некоторые дополнительные требования, вытекающие из условий их эксплуатации.

Цистерны и бочки рассчитываются на давление, которое может возникнуть в них при температуре плюс 50°С, т. е. при максимально возможной в нашей стране температуре воздуха. Автоцистерны, если заранее известно, что они будут эксплуатироваться в метеорологических условиях с низкими температурами, могут быть рассчитаны и на меньшие температуры, но не ниже 35 °С, причем это указывается в паспорте цистерны.

Для предупреждения перегревания содержащегося в цистерне продукта предусматривается термическая изоляция наружных стенок несгораемым материалом. Цистерны оборудуются вентилем для слива сжиженного газа, выпуском для газовой среды, пружинным предохранительным клапаном, манометром, уровнемером. В зависимости от коррозионной активности перевозимого продукта устанавливается предохранительная мембрана, срабатывающая при превышении расчетного давления на 25%. Наружные поверхности цистерн и бочек окрашиваются в светло-серый цвет, на них наносятся предупредительные надписи и отличительные полосы соответствующих цветов.

Строго соблюдаются требования заполнения цистерн и бочек: в них должна оставаться газовая подушка, обеспечивающая при температуре 50°С непревышение давления сверх нормированного.

Цистерны и бочки освидетельствуют таким же образом, как и баллоны.

МЕТОДЫ ЗАЩИТЫ ОТ КОРРОЗИИ

Ингибиторы коррозии.

Ингибиторы коррозии – вещества, введение которых в небольшом количестве в агрессивную среду тормозят процесс коррозионного разрушения и изменение механических свойств металлов и сплавов.

Отличительная черта метода защиты конструкций от коррозии с помощью ингибиторов – это возможность при небольших капитальных затратах замедлять их коррозионное разрушение, даже если эти конструкции или оборудование давно находилось в эксплуатации. Кроме того, введение ингибиторов в любой точке технологического процесса может оказать эффективное защитное действие и на оборудование последующих технологических стадий.

Ингибиторная защита может быть применена как самостоятельный метод защиты от коррозии, а также в сочетании с другими методами – как комплексная защита.

Способностью замедлять коррозию металлов в агрессивных средах обладает множество неорганических соединений. К ним относятся хроматы, ингибиторы – нейтрализаторы (водные растворы аммиака, углекислый натрий, бикарбонат натрия, силикат натрия), полифосфаты и др.

В нефтяной и газовой промышленности в настоящее время преимущественно применяют высокомолекулярные органические ингибиторы на основе алифатических и ароматических соединений, имеющих в своем составе атомы азота, серы и кислорода с кратными связями.

Наиболее обоснованными теориями, объясняющими механизм действия органических ингибиторов, являются адсорбционная и пленочная.

Молекулы ингибиторов, доноры электронов, адсорбируются на активных местах поверхности металла, образуя с ним химические соединения. В результате хемосорбции происходит торможение скоростей анодной и катодной реакций и, следовательно, уменьшение скорости коррозии металла.

Пленочная теория основана на том, что сначала ингибитор адсорбируется на поверхности металла, а в дальнейшем образует с ним химическое соединение. При этом пленка имеет хорошие защитные свойства, когда она представляет собой труднорастворимое соединение.

Наличие двух жидких фаз в коррозионных средах нефтяной и газовой промышленности обусловило возможность применения углеводородо-растворимых и водорастворимых ингибиторов коррозии.

Углеводородрастворимые (нефтерастворимые) ингибиторы значительно снижают скорости коррозии не только в углеводородной, но и в водной фазе среды, поэтому их целесообразно использовать для защиты оборудования от коррозии в двухфазных или углеводородных средах.

Применение нефтерастворимых ингибиторов для защиты оборудования от коррозии в водных средах имеет определенные недостатки: необходимы затраты нефти или нефтепродуктов для приготовления раствора перед введением ингибитора; при защите от коррозии оборудования системы поддержания пластового давления снижается проницаемость нефтесодержащих пластов и увеличивается число кислотных обработок для увеличения приемистости нагнетательных скважин.

Для защиты оборудования от коррозии в водной среде целесообразно применять водорастворимые ингибиторы.

При использовании смеси ингибиторов возможно увеличение эффективности защиты (синергизм) или ослабление эффективности защиты (антагонизм). Возникновение антагонизма в смеси ингибиторов вредно, и такие сочетания недопустимы.

Для большинства органических ингибиторов характерно увеличение их защитного действия по мере роста их концентрации до какого-то предельного значения; при дальнейшем увеличении концентрации эффективность защитного действия не меняется.

Ингибитор вводят постоянным или периодически впрыском дозировочными насосами в чистом виде или в 10–20%-ном растворе в нефти. Ингибитор вводят из расчета 20–300 г/м³ жидкости вообще или водной фазы.

Значительно повысить эффективность ингибиторной защиты позволяет впрыскивать ингибитор непосредственно в водную фазу с малым расходом или в зоны скопления пластовой воды, а также сразу после механической чистки трубопровода от отложений.

Наибольшее распространение вследствие высокой защитной эффективности получили отечественные ингибиторы типа ИКБ. В частности, применяемые совместно нефтерастворимый ингибитор ИКБ–4Н и водорастворимый ингибитор типа ИКБ–4В имеют защитный эффект порядка 70–90%. Из зарубежных хорошо зарекомендовали себя ингибиторы типа ВИСКО–904.

Учитывая широкое использование ингибиторов коррозии в нефтяной и газовой промышленности, необходимо выбирать такие ингибиторы, чтобы введение их в коррозионную среду не приводило к ухудшению технологических условий основного процесса, охраны труда и окружающей среды.

 

НЕМЕТАЛЛИЧЕСКИЕ ПОКРЫТИЯ

Покрытия должны удовлетворять следующим основным требованиям:

-обеспечивать сплошность, т.е. вся поверхность металлического оборудования должна быть изолирована от окружающей коррозионной среды;

-иметь хорошую адгезию к металлу сооружения;

-обладать высокой химической и биологической стойкостью и механической прочностью для обеспечения длительного срока службы;

-не изменять своих свойств в пределах температур строительства и эксплуатации, быть стойкими при воздействии постоянных и переменных электрических напряжений;

-обладать высоким электросопротивлением, низкой влагопроницаемостью и малым влагопоглощением в течение всего срока эксплуатации.

Неметаллические покрытия подразделяются на органические и неорганические.

Органические покрытия: битумные, каменноугольные и полимерные.

Неорганические покрытия: стеклоэмали и цементные.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации органические покрытия бывают нормальные и усиленные.

Усиленный тип защитных покрытий применяют на трубопроводах диаметром 1020 мм и более независимо от условий прокладки, а также на всех сооружениях, прокладываемых:

-в засоленных почвах любого района страны;

- в болотистых, заболоченных, черноземных и поливных почвах, а также на участках перспективного обводнения;

- на подводных переходах и в поймах рек, а также на переходах через железнодорожные и автомобильные дороги;

- на территориях компрессорных, газораспределительных и насосных станций, а также установок комплексной подготовки нефти и газа;

- на участках промышленных и бытовых стоков, свалок мусора и шлака;

- на участках блуждающих токов;

- на участках трубопроводов с температурой транспортируемого продукта 313°К и выше;

- для транспортировки сжиженных углеводородов и аммиака.

Во всех остальных случаях используют защитные покрытия нормального типа.

Битумные покрытия применяют для изоляции труб диаметром не более 820 мм при температуре в трубе не выше 40°С.

Полимерные покрытия. Для защиты подземных трубопроводов используют различные полимерные материалы: поливинилхлорид в виде лент с подклеивающим слоем, полиэтилен, эпоксидные краски.

Электрохимическая защита металла является эффективным средством борьбы с коррозией в емкостях, подземных трубопроводах и кабелях и других подземных сооружениях. Для ее осуществления применяют главным образом катодную и протекторную защиту.

При катодной защите пользуются постоянным током от специального внешнего источника (рис.). Защищаемый объект 1 (в данном случае трубопровод) присоединяют к отрицательному полюсу источника тока 3, и он становится катодом. Положительный полюс источника тока присоединяют к специальному заземлителю 5, играющему роль анода.

Создается замкнутая электрическая цепь, по которой ток проходит от анода через землю к защищаемому трубопроводу 1 и далее к отрицательному полюсу внешнего источника 3. При этом происходит постепенное разрушение анодного заземлителя и обеспечивается защита газопровода, поскольку происходит его катодная поляризация и предотвращается стекание тока него на землю. Источником тока являются станции катодной защиты различных типов, преобразующие подводимый к ним переменный ток в постоянный или использующие химические источники питания(гальванические элементы, аккумуляторы). В качестве анодных заземлителей применяют стальные, угольные или графитовые электроды различных сечений.

Протекторная защита по принципу действия является вариантом катодной защиты. Отличие состоит в том, что в электрической цепи используется протектор, т.е. анодный заземлитель, обладающий в коррозионной среде более отрицательным электрохимическим потенциалом, чем металл защищаемого объекта (рис.)

 

Рис. Принципиальная схема катодной защиты подземного трубопровода 1 – защищаемый трубопровод; 2, 4 – дренажные кабели; 3 – внешний источник электрического тока; 5- анодное заземление

 

 

	Рис. Принципиальная схема протекторной защиты подземного трубопровода 1 – защищаемый трубопровод; 2 – контрольно-измерительная колонка; 3 – контрольный вывод; 4 – изолированные кабели; 5 – протектор; 6 – заполнитель-активатор.

 

 

Протектор 5, соединенный изолированными кабелями 4 с защищаемой конструкцией 1, создает короткозамкнутый гальванический элемент, в котором электролитом служит грунт, содержащий влагу, катодом – металл защищаемого объекта, анодом – металл протектора.

Возникающий защитный ток подавляет токи электрохимической коррозии и обеспечивает создание защитного электрического потенциала на защищаемом объекте (в данном случае на трубопроводе); при этом протектор, будучи анодом, подвергается постепенному разрушению.

Протектор изготавливают из цветных металлов: цинка, алюминия, магния и их сплавов. Для повышения эффективности защиты протектор устанавливают в заполнитель – активатор, приготовленный из смеси сернокислых солей, глины и воды.

Электрозащита незаменима при эксплуатации магистральных трубопроводов, подземных кабелей, резервуаров и широко применяется в промышленности.

 

СТАТИЧЕСКОЕ ЭЛЕКТРИЧЕСТВО.

Причины образования и накопления зарядов статического электричества в жидких углеводородах.

Причиной многих аварий, сопровождающихся взрывами и пожарами, являются разряды статического электричества. При транспортировке жидких углеводородов по трубопроводам, при операциях смешения, фильтрации, слива, налива, очистки резервуаров зарегистрированы случаи взрывов по причине разрядов статического электричества.

 

В результате движения жидких углеводородов относительно другого вещества (материал трубы, резервуара) на границе раздела жидкой и твердой фаз образуется двойной электрический слой. При движении жидкостей двойной слой частично разрушается, и в жидкости накапливается избыточное количество ионов одного знака. В изолированных системах могут накапливаться значительные заряды, и при достижении сравнительно высокого потенциала происходит разряд в виде искры.

Присутствие в потоке нефтепродуктов воздуха или других нерастворимых газов, наличие небольшого количества воды, а также твердых коллоидных частиц значительно усиливают электризацию.

Применяемые в химической промышленности жидкости, в том числе жидкие углеводороды и углеводородные топлива в большинстве своем являются хорошими диэлектриками. Экспериментально установлено, что интенсивная электризация присуща жидкостям, обладающим удельным сопротивлением в пределах от 10⁸ до 10¹³ Ом м. В продуктах с высоким (выше 10¹³ Ом м) удельным сопротивлением генерирование статистических зарядов мало.

Удельное электрическое сопротивление жидких углеводородов и некоторых материалов, в Ом м.

Бензин - 10¹¹ - 10¹²

Реактивное топливо РТ – 10⁸-10¹¹

Дизельное топливо – 10⁸ - 3·10¹²

Масло трансформаторное -10¹¹

По величине удельных сопротивлений большинство нефтепро­дуктов находятся в области наивысшей электризации.

Известно, что электрические заряды в трубопроводах при перекачке нефтепродуктов образуются в случае, когда имеется некоторое количество примесей. А любая диэлектрическая жидкость, как бы хорошо она ни была очищена, всегда содержит в себе определенное количество носителей электрического заряда в виде ионов или миллионов примесей, от наличия которых и зависит удельное электрическое сопротивление.

Анализ многочисленных результатов показывает, что ток электризации в значительной мере зависит от скорости перекачки жидких углеводородов и в меньшей степени зависит от длины трубопровода.

С увеличением скорости перекачки, особенно при турбулентном режиме, статическая электризация резко возрастает на начальных участках трубопровода. Далее она практически не зависит от длины трубопровода. Таким образом, скорость перекачки является определяющим фактором статической электризации жидких углеводородов.

По мнению немецких специалистов максимально допустимая скорость перекачки нефтепродуктов определена следующей зависимостью.

V² d ≤ 0,64 м/с

где d - диаметр трубопровода, м.

однако практика работы показывает, что скорость перекачки жидких углеводородов может быть выше и достигать 5 м/с, но для этого необходимо надежное заземление трубопроводов по всей их длине. Трубопровод должен доходить до дна заполняемой емкости. Кроме того, перед заполнением емкости скорость перекачки необходимо уменьшить, путем замена труб на трубы большого диаметра или вводом расширительной вставки.

В реальных условиях эксплуатации, чтобы обеспечить безопасные условия движения жидкости по трубопроводам, необходимо учитывать зависимость тока электризации от температуры. По имеющимся данным, температура в значительной степени влияет на электризацию потока жидкости. С падением температуры на 20°С электропроводность топлив и других нефтепродуктов может уменьшаться более чем на 50%, особенно если при охлаждении его выделяется вода.

Молекула воды характеризуется значительным дипольным моментом и имеет большую способность к электризации, поэтому она вступает инициатором образования дополнительных электростатических зарядов в топливе.

В присутствии воды процесс электризации дополнительно осложняется еще тем, что многие имеющиеся в органических жидкостях растворимые примеси вымываются водой, так как растворимость их в воде выше. Электрическое сопротивление жидкости при этом увеличивается.

Все вышесказанное относится к среде, в которой разбрызгивание жидкости не происходит. Если же технологический процесс связан с разбрызгиванием жидкости, происходит значительная дополнительная электризация. В ходе распыления струи на отдельные капельки, мелкие и крупные капли приобретают заряды противоположных знаков. В резервуаре может возникнуть облако мелких капель, несущих подобно грозовому облаку значительный электрический заряд одного знака. При определенных условиях, когда этот заряд достаточно велик, возможен электрический разряд, который может привести к воспламенению паров жидкости. Отсюда возникает естественное требование избегать заполнения резервуаров легковоспламеняющимися и горючими жидкостями свободно подающей струей.