Демонтаж бетона: rezkabetona.su

Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 [ 91 ] 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

Во избежание повреждения изоляционного покрытия солями растворяющегося протектора, протекторы должны располагаться на расстоянии

У>

2h(E -I„.-R,)

>3м,

(13.63)

где Е„ - максимальная наложенная разность потенциалов (для магниевых протекторов Е,, = 0,6 В).

Расчет защиты внутренней поверхности резервуаров от коррозии при контакте с подтоварной водой

Нефть, поступающая в резервуарные парки головных сооружений нефтепроводов, в той или иной степени содержит воду в виде стойкой эмульсии, в которой присутствует значительное количество хлоридов магния, натрия, кальция и железа. При отстаивании нефти и разрушении эмульсии вода с растворенными в ней солями собирается на дне резервуара и вызывает усиленную электрохимическую коррозию днища и нижних поясов. , ,

Защита днип1 и нижних поясов резервуаров электрохимическим методом может осуществляться с применением катодных станций либо протекторов. Применение протекторов по противопожарным соображениям является более предпочтительным.

Защищенность внутренней поверхности резервуаров при протекторной защите можно контролировать по разности потенциалов «резервуар - подтоварная вода». Защита считается обеспеченной, если разность потенциалов Ездщ > -0,85 В по МСЭ.

От величины удельного электросопротивления подтоварной воды зависят сопротивление растеканию, сила тока, срок службы протекторной установки. В свою очередь, величина Гц вычисляется в зависимости от количества растворенных в подтоварной воде солей

г =-

1,5 + К

где К - концентрация солей в подтоварной воде, %. Ток протектора определяется из выражения

(13.64)

(13.65)

где Еест - естественный потенциал материала резервуара; Еп - потенциал протектора; Rp - сопротивление протектора растеканию

тока; R„ - поляризационное сопротивление протектора; Кд - переходное сопротивление «подтоварная вода - днище».

Так как в практических условиях R « Rp+R„, то формулу (13.65) можно упростить:

1„,=

Rp + R„

(13.66)

Сопротивление растеканию тока с протектора Rp в электролите зависит не только от удельного электросопротивления подтоварной воды, но и от геометрических размеров самого протектора.

Для цилиндрического Протектора длиной L,, и диаметром Df, при условии Lf, » Df,

Ro = -

(13.67)

Поляризационное сопротивление протектора

(13.68)

" S„(l,26 + K)

где Sn - площадь поверхности контакта протекторов с электролитом

S =л-0 •

- + L„

(13.69)

Необходимое для защиты днища и первого пояса резервуара число протекторов N3 зависит от токоотдачи одного протектора площади защищаемой поверхности F3 и необходимой плотности защитного тока jj, N3

N3 =

JarF3 L,

(13.70)

где ji расчитывается по формуле (13.48) при N„ = 1.

Площадь защищаемой поверхности вычисляется по формуле

-i + B

(13.71)

где Dp - диаметр резервуара; В„ - высота взлива подтоварной воды.



Токоотдача одного протектора вычисляется по формуле (13.58). Срок службы протекторов определяется по формуле (13.47), где вместо 1„ используется величина

§ 13.5. Электродренажная защита от блуждающих токов

Большую опасность для подземных трубопроводов представляют блуждающие токи. Наиболее эффективным способом защиты от них является электродренажная защита. При ее расчете решаются две основные задачи: выбирается место размещения дренажной установки и определяется сечение дренажного кабеля.

Место установки дренажной установки определяется коррозионными изысканиями на местности.

Площадь сечения дренажного кабеля определяется по формуле

S.. =-

-р L

г К К

(13.72)

где Sk ~ площадь сечения дренажного кабеля, мм; 1д - максимальная сила тока в дренажной цепи, А; АТЗд - допустимое падение напряжения в дренажной цепи, В; - длина дренажного кабеля, м; Рк ~ удельное сопротивление материала дренажного кабеля, Ом • ммУм. Максимальную силу тока в дренажной цепи определяют по формуле

1д - 0,2 • ]„- К,- Kj- Kj- К5;

(13.73)

где - ток нагрузки тяговой подстанции;

К, - коэффициент, учитывающий расстояние L, до электрофициро-ванной железной дороги

К, = 1,065-0,628-L, +0,108-Ц;

(13.74)

К2 - коэффициент, учитывающий расстояние до тяговой подстанции

К, = 1,084 - 0,85 - + 0,249 - Ц - 0,0255 • L\ ;

(13.75)

К3 - коэффициент, учитывающий состояние изоляционного покрытия (табл. 13.13); К4 - коэффициент, учитывающий возраст подземного сооружения (табл. 13.14); К5 - коэффициент, учитывающий число параллельно уложенных трубопроводов (табл. 13.15).

Допустимое падение напряжения в дренажной цепи при подключении дренажа к минусовой шине тяговой подстанции вычисляется по формуле

Ли =9,7+ 2,47 •Тз-0,353-Ц,

(13.76)

где L3 - расстояние между отсасывающим пунктом и трубопроводом, км.

Если же дренаж подключается через среднюю точку путевых дросселей, то

ли =-0,8 + 9,8-L.-4,8-L+0,8-Ц,

(13.77)

где L4 - расстояние между трубопроводом и железной дорогой, км.

Проверка правильности выбора сечения дренажного кабеля производится по допустимой плотности тока jдoп, которая для медного кабеля равна 1 А/мм, а для алюминиевого равна 0,8 А/мм. Должно выполняться неравенство

Значение коэффициента К3

(13.78)

Таблица 13.13

Состояние изоляционного покрытия

Нормальное

Усиленное

Таблица 13.14

Значение коэффициента К4

Возраст трубопровода

Более пяти лет

Через три года

Через шесть месяцев

0,75

Таблица 13.15

Значение коэффициента К,

Число параллельных трубопроводов

0,95

4 и более



§ 13.6. Технологаческие методы борьбы с внутренней коррозией нефтепроводов

Нефтепроводы подвержены не только внешней коррозии, но и внутренней. Коррозионные повреждения в результате внутренней коррозии возникают, в частности, в местах длительного контакта с водой или коррозионно-активными компонентами нефтяного газа (COj, HjS): в местах расположения скоплений газа или воды, а также при раздельной структуре газоводонефтяного потока в промысловых трубопроводах.

Предупредить внутреннюю коррозию можно, если перевести коррозионно-активную среду внутрь нефти, т.е. обеспечить эмульсионную структуру потока.

Условие существования эмульсионной структуры водонефтяно-го потока имеет вид

К. =

0,8-а -We-Re"

(1-Р,)(1-0,863-р,-М°"У

(13.79)

где Kj, We„, Re - числа соответственно Кутателадзе, Вебера и Рейнольдса, вычисленные по приведенной скорости нефти

со-VP

; We =

Vg-„„(P»-P„) Рн-d-co

где со - приведенная скорость нефти

Re (13.80)

(13.81)

р„ р„ - плотность соответственно воды и нефти; а,, - поверхностное натяжение на границе воды и нефти; v„ - кинематическая вязкость нефти; - расходное водосодержание

Ра = QAQ + Q.); (13.82)

Qb! Qh ~ расход соответственно воды и нефти; М - параметр, определяемый по формуле

.5 „4

d-al

(13.83)

Условие существования эмульсионной структуры газонефтяного потока таково:

К >

0,49.(0,2 + 9,25-10--Рг"-)

0,37

/ \0,25

Re

1-Рг

We°°. р" X (1 + ср)° • cos"" а где К - число Кутателадзе при перекачке газонефтяной смеси

»л/рГ

(13.84)

t/g„r(pH-p.)

(13.85)

- поверхностное натяжение на границе нефть-газ; Рг - число Фруда, рассчитанное по приведенной скорости нефти.

Fr = -; We = f;

(p - истинное газосодержание, равное

Ф = ср;

р - расходное газосодержание

Р = Qr/(Qr+ Q„);

Qr - расход газа; С - коэффициент, равный

(13.86)

(13.87) (13.88)

0,8l[l-exp(-2,27R)] при Рг,„ <4;v„ <v,; ;0,83-0,095lg(v„.p„);. • l-exp(-2,2VFi)] при Fr,„ < 4;v„ > v,;

при Fr,„ >4;

/ \ 0,0475

Vp-Pr

Vh-P„

(13.89)

(13.90) (13.91)

Fr„ - число Фруда, расчитанное по расходу смеси Fr -16(Qh+Q.)\

(13.92) 567




0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 [ 91 ] 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106



Яндекс.Метрика