Файловый архив студентов. Файловый архив студентов.
1271 вуз, 4668 предмет.
/ Регистрация
FAQ Обратная связь Вопросы и предложения
Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Предмет:
[НЕСОРТИРОВАННОЕ]
Файл:

книги / Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов

..pdf
Скачиваний:
67
Добавлен:
19.11.2023
Размер:
27.88 Mб
Скачать
☆

ч

Срок службы протекторов определяется по формуле (13.47), в которую вместо 1п подставляют величину силы тока протектора

Iп!

|E „ |- |E j

(13.58)

 

Rpr + Rm

Расчет защиты днища резервуара типа РВС групповыми протекторными установками

В данном случае определение числа протекторов, необходимых для защиты, производится методом последовательных приближений. Сначала находят ориентировочное количество протекторов во всех группах с учетом эффекта экранирования по формуле

N „ = l ,4 - i - .

(13.59)

^nl

 

Расчетную величину N n0 округляют до ближайшего целого числа N'n0. Затем, задав ориентировочное количество протекторов в одной группе N ,, находят число групповых протекторных установок по за­ висимости

п = ^ .

(13.60)

N,

Пользуясь формулой (13.44) и понимая под N n величину N ,, вычисляют сопротивление растеканию тока с групповой протектор­ ной установки Rnr. Тогда сила тока групповой протекторной уста­ новки составит

рп

Recr|

(13.61)

Iпр

 

Rnr+ RPr

Уточненное количество протекторов в группе определяется по формуле

N -I

(13.62)

N K= - ^ - ^ .

п 1 »г

Если уточненное количество протекторов в группе отличается от первоначально принятого более на 15%, то весь расчет необходи­ мо повторить, задав N, = N K.

561

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

У >

^пг

^г.ср

> 3 м ,

(13.63)

 

 

2*(Em„ - I nr-Rpr)

где Е'тах - максимальная наложенная разность потенциалов (для маг­ ниевых протекторов Е'тах = 0,6 В).

Расчет защиты внутренней поверхности резервуаров от корро­ зии при контакте с подтоварной водой

Нефть, поступающая в резервуарные парки головных сооруже­ ний 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 собира­ ется на дне резервуара и вызывает усиленную электрохимическую коррозию днища и нижних поясов.

Защита днищ 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 про­ текторной защите можно контролировать по разности потенциалов «резервуар - подтоварная вода». Защита считается обеспеченной, если разность потенциалов | ЕЗАЩ| > | -0,85 В | по МСЭ.

От величины удельного электросопротивления подтоварной воды зависят сопротивление растеканию, сила тока, срок службы протек­ торной установки. В свою очередь, величина гв вычисляется в зави­ симости от количества растворенных в подтоварной воде солей

1

(13.64)

Г“ _ 1,5 + К ’

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

т _ |

п | |

ест |

(13.65)

~ R

+R

+ R . ’

 

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

562

тока; R,, —поляризационное сопротивление протектора; Ид —пере­

ходное сопротивление «подтоварная вода -

днище».

Так как в практических условиях Яд «

Rp+Rn, то формулу (13.65)

можно упростить:

 

Е I—|Е

(13.66)

I

RР + Rп

 

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

Ln и диаметром D n

при условии Ln » D n

 

 

~

4L„

(13.67)

R

= — 5— Ln — 5

Р2nL D„

Поляризационное сопротивление протектора

(13.68)

Sn(l,26 + K )’

где Sn —площадь поверхности контакта протекторов с электролитом

S„ = я • D„ • | — + Ln

(13.69)

4 J

Необходимое для защиты днища и первого пояса резервуара число протекторов N 3 зависит от токоотдачи одного протектора 1П1, пло­ щади защищаемой поверхности F3 и необходимой плотности защит­ ного тока jal N 3

 

 

(13.70)

где jal расчитывается по формуле (13.48) при N n =

1.

Площадь защищаемой поверхности вычисляется по формуле

F = 71 • D,

D.

(13.71)

+ В.

где Dp —диаметр резервуара; Вн -

высота взлива подтоварной воды.

563

Д и д = 9,7 + 2,47 • L3 -0 ,3 5 3 • L] ,

(13.76)

где L3 —расстояние между отсасывающим пунктом и трубопроводом, км. Если же дренаж подключается через среднюю точку путевых

дросселей, то

Дид = -0 ,8 + 9,8-L4 -4 ,8 -L 24 +0,8-L34,

(13.77)

где L4 - расстояние между трубопроводом и железной дорогой, км. Проверка правильности выбора сечения дренажного кабеля про­ изводится по допустимой плотности тока j^on, которая для медного кабеля равна 1 А/мм2, а для алюминиевого равна 0,8 А/мм2. Должно

выполняться неравенство

(13.78)

ДОП

Таблица 13.13

Значение коэффициента К3

 

Состояние изоляционного покрытия

Кз

Нормальное

1

Усиленное

0,9

Таблица 13.14

Значение коэффициента К4

 

Возраст трубопровода

Кд

Более пяти лет

1

Через три года

0,9

Через шесть месяцев

0,75

Таблица 13.15

Значение коэффициента Ks

 

Число параллельных трубопроводов

к5

1

0,8

2

0,9

3

0,95

4 и более

1

565

§ 13.6. Технологические методы борьбы с внутренней коррозией нефтепроводов

Нефтепроводы подвержены не только внешней коррозии, но и внутренней. Коррозионные повреждения в результа­ те внутренней коррозии возникают, в частности, в местах длитель­ ного контакта с водой или коррозионно-активными компонентами йефтяного газа (С 02, H2S): в местах расположения скоплений газа или воды, а также при раздельной структуре газоводонефтяного по­ тока в промысловых трубопроводах.

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

Условие существования эмульсионной структуры водонефтяно­

го потока имеет вид

 

0,8-a

We°’05 ■Re0,28

К =

(13.79)

[ ( l - P 2)(l-0 ,8 6 3 -p .-M 0-15)]0,2’

где K„, WeB, Re - числа соответственно Кутателадзе, Вебера и Рей­ нольдса, вычисленные по приведенной скорости нефти

0)

 

We„ =

Re =

со-d

К =

 

(13.80)

л/е-а.„(р.-р„)

’

‘ P"

d “

 

где © - приведенная скорость нефти

 

 

 

ю = —гг:

 

(13.81)

 

 

7id

 

 

рв, рн - плотность соответственно воды и нефти; анв —поверхност­ ное натяжение на границе воды и нефти; vH—кинематическая вяз­ кость нефти; Рв - расходное водосодержание

Р . = Q y ( Q „ + Q .);

(13.82)

QB, Q„ ~ расход соответственно воды и нефти; М —параметр, опре­ деляемый по формуле

М = VH-P4„*©3

(13.83)

d a 4нв

 

566

Условие существования эмульсионной структуры газонефтяно­ го потока таково:

 

 

 

 

L0,37

/

ч0,25

 

0 ,4 9 - (0 ,2 + 9 ,2 5

10"2

Fr0,7)

 

f Re

'

Kr " We0-03 • ф0*05 • р^08 ■Г-15 (1+ ср)0'69 • cos0'25 а

U -Pr

(13.84)

 

где К,. - число Кутателадзе при перекачке газонефтяной смеси

 

 

 

К =

<»л/р7

 

(13.85)

 

 

 

 

 

 

 

 

^ест-г(Рн-Рг) ’

 

 

Ощ- -

поверхностное натяжение на границе нефть-газ;

Fr -

число Фруда, рассчитанное по приведенной скорости нефти,

 

 

„

ш

ст

 

(13.86)

 

 

Fr = — ; We =

 

 

 

 

gd

P. d (о

 

 

Ф— истинное газосодержание, равное

 

 

 

 

 

ф = ср;

 

(13.87)

Р —расходное газосодержание

 

 

 

 

 

Р = Qy(Qr+ Q-);

 

(13.88)

Qr -

расход газа; С - коэффициент, равный

 

 

 

0,81^1-ехр ( -2 ,2^Fi^)J

при Fr^ <4;v„ < Vb;

(13.89)

 

[0,83 —0,095 lg(vB*p.)]'

 

 

 

C =V [l- e x p

 

при Fr^ <4;vB> v e;

(13.90)

 

V -o

0,0*75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г г г

при Fr^ >4;

 

(13.91)

 

 

 

V -О

Шгя

Fr^ — число Фруда, расчитанное по расходу смеси

Fr

<6-(Q .+Q r)1 .

(13.92)

 

567

vB—кинематическая вязкость воды; vr, рг —кинематическая вязкость и плотность газа; X - коэффициент гидравлического сопротивле­

ния при течении нефти с приведенной скоростью; а —угол наклона трубопровода к горизонту.

§ 13.7. Примеры расчетов

Пример 13.1. Определить оптимальные пара­ метры катодной защиты магистрального трубопровода диаметром 820 мм, длиной 1200 км, имеющего толщину стенки, равную 9 мм. Тру­ бопровод прокладывается по местности, участки которой имеют сле­ дующие значения удельного электросопротивление грунта:

Распределение грунтов различного электросопротивления на трассе

трубопровода

Доля длины трубопровода,

0,1

0,1

0,2

0,1

0,2

0,3

IIL

 

 

 

 

 

 

Удельное электросопротив­

170

180

70

40

20

10

ление, Ом • м

 

 

 

 

 

 

Дренажная линия - воздушная с подвеской алюминиевого провода на деревянных столбах с железобетонными приставками. Начальное пе­ реходное сопротивление «трубопровод - груш» равно 9000 Ом м2. Сред­ няя стоимость электроэнергии - 0,02 руб/кВт-ч, (цены 1980 г.) показатель скорости старения покрытия - 0,125 1/год. Анодное заземление выпол­ нить из электродов длиной 1,4 м, диаметром 0,03 м, массой 10 кг, устанав­ ливаемых непосредственно в груш. Стоимость одного электрода —20 р., электрохимический эквивалент материала электродов - 0,2 кгДАтод).

Решение 1. Среднее значение удельного электросопротивления грунта

вдоль трассы трубопровода по формуле (1.13)

ггср = 170-0,1 + 180-0,1+70-0,2+40-0,1+20-0,2+10-0,3 = 60 Омм 2. Продольное сопротивление единицы длины трубопровода по

формуле (13.5)

 

0,245 -10"6

Ом

R

= 10,68-10-*

3,14 0,009(0,82-0,009)

м

3. Сопротивление единицы длины изоляции к концу норматив­ ного срока службы СКЗ по формуле (13.6)

90С Ю е _0,125-9,5

Ом

R„3^HC) 3,14-0,82

1066,0

м

568

4.

То же в среднем за нормативный срок службы СКЗ по

формуле (13.7)

 

 

9000

( l _ e-»l25’ s) = 2045,8— .

 

изср_ 3,14-0,82-0,125-9,5

 

м

5. Среднее значение входного сопротивления трубопровода за нор­ мативный срок эксплуатации катодных установок по формуле (13.10)

Zcp = 0,5-y/l 0,68-10-6 -2045,8 = 73,9• 10"3Ом .

6. То же к концу нормативного срока эксплуатации по формуле (13.9)

ZK= 0,5-y/l 0,68-10-6 -1066,0 =53,3-10"3Ом .

7. Постоянная распределения токов и потенциалов вдоль трубо­ провода к концу нормативного срока эксплуатации катодных уста­ новок по формуле (13.4)

10,68-10-*

= 1-10

а =

1066,0

м

8.Задаем удаление анодного заземления от трубопровода

У= 350 м и определяем параметр 0 по формуле (13.2)

 

_________60_________

 

0 =

 

0,512.

 

2-3,14-53,3-Ю"3-350

9. Коэффициент взаимного влияния СКЗ по формуле (13.8)

 

К. =

 

= 0,574.

 

1+ 1 -

0,3

\2

 

0,55

(1 + 0,512)

 

 

 

10.

Протяженность зоны защиты трубопровода одной СКЗ к

концу нормативного срока эксплуатации по формуле (13.1)

 

In

 

0,55

 

 

= 14957м

 

£аа ЫО"4

0,574-0,3(1 + 0,512)

11. Среднее значение силы тока нагрузки СКЗ по формуле (13.11)

1др

 

0,55

=

 

= 3,80 А

 

73,9 • 10-3 ■[l + 2ехр(1 ■10"4 • 14957) + 0,512]

12. Примем, что глубина заложения середины электродов анод­ ного заземления h равна 2,2 м, а расстояние между ними равно 7 м.

569

Тогда сопротивление растеканию с одиночного вертикального элек­ трода по формуле (13.21)

0,16-60Г, 2-1.4

1, 4 -2,2+ 1,4

—--------

In------- + -1 п -------------— = 32,2 Ом.

1,4 V

0,03

2 4 -2 ,2 -1 ,4

13. Примем число электродов анодного заземления п = 5 и по формулам (13.25) вычислим коэффициенты и Б(. Расчет коэффи­ циентов представим таблицей:

i

1

2

3

4

Ai

0,63

0,31

0,21

0,16

Ei

0,1

0,06

0,033

0,025

14. Сопротивление растеканию с центрального электрода зазем­ ления по формуле (13.23)

Кц =32,2 +

60

 

0,63 + 0,1 + л/1 + (0,63 + 0,1)2

In (0,1 + Vl + 0,12)

 

>+

 

3,14-1,4'

 

]/0,6 3 -0 , l + Vl + (0,6 3 -0 , l)2

+ In (0,05 + Vl + 0,052)-

0,31 + 0,05 + yl\ +(0,3l + 0,05)2

= 36

Ом .

0,31 - 0,05 + ^1 + (0 ,3 1 -0 ,05)2

 

 

 

 

15.

Сопротивление растеканию с крайнего электрода анодного

заземления по формуле (13.23)

 

 

R =32,2 +

60

 

0,63 + 0 ,l + 7 l + (0,63 + ОД)2

In

(0,1 + Vl + 0,12)

 

 

 

2-3,14-1,4

 

0 ,6 3 -0 ,l + Vl + (0,6 3 -0 Д )2

In (0,05 + -y/l + 0,052)-

0,31 + 0,05 + ^1 + (0,31 + 0,05)2

 

 

+

 

 

 

 

0,31 - 0,05 + д/l + (0,31 - 0,05)2

 

+ In (0,033 + Vl + 0,0332) •

0,21 + 0,033 + Vl + (0,21 + 0,033)2

+

 

 

 

0,21 - 0,033 + + (0,21 - 0,033)2

 

+ 1п (0,025 + ^1 + 0,0252)-

ОД 6 + 0,025 + N/l + (0,16 + 0,025)2

= 34,9 Ом.

 

 

0,16 - 0,025 + ^1 + (0,16-0,025)2

 

 

570

Соседние файлы в папке книги
Помощь Обратная связь Вопросы и предложения Пользовательское соглашение Политика конфиденциальности