- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
58. Противокоррозионная защита резервуаров
Протекторная защита основана на использовании принципа гальванических пар. Если к подземному стальному сооружению подключить протектор из менее благородного металла, чем сталь, то будет образована гальваническая пара, в которой защищаемое сооружение будет катодом, а протектор - анодом. Протекторную защиту называют катодной защитой гальваническими анодами.
Вследствие разности потенциалов протектор - металлическое сооружение в цепи протекторной установки возникает электрический ток, который притекая на защищаемый объект, создает на нем потенциал более отрицательный, чем до подключения протекторной установки.
При защитной разности потенциалов металлическое сооружение - земля -0,85 В по МСЭ на сооружении практически прекращаются коррозионные процессы. Протектор же под действием стекающих с него токов растворяется.
При защитной разности потенциалов металлическое сооружение - земля -0.85 В по МСЭ па сооружении практически прекращаются коррозионные процессы. Протектор же под действием стекающих с него токов растворяется.
Стальные резервуары могут быть защищены как одиночными, так и групповыми протекторами (рис. 1).
Одиночные протекторы применяются для резервуаров, площадь днищ которых не превышает 200 м2 (резервуары типа РВС-2000 включительно). При большей площади днища применяют групповые протекторные установки. При расчете протекторной защиты днищ РВС основной задачей является определение числа протекторов и срока их службы. В основу расчета положено достижение "плотности тока в цепи "протектор-резервуар" защитной величины.
Таблица 1
Защитная плотность тока для изолированного стального сооружения ( в мА/м2)
Переходное сопротивление изоляции Омм2 |
Удельное эл. сопротивление грунта, Омм |
||
10 |
20 |
50 |
|
более 10000 |
менее 1 |
менее 0,4 |
менее 0,2 |
1000 - 10000 |
1 -2 |
0,4-1 |
0,2-0,5 |
100 - 1000 |
2-5 |
1-2 |
0,5-1 |
10 - 100 |
5-15 |
2-5 |
1 -2 |
менее 10 |
более 15 |
более 5 |
более2 |
Рис. 1. Схемы протекторной защиты
а - одиночными протекторами;
б - групповыми сосредоточенными протекторами;
1 – резервуар;
2 – протекторы;
3 - контрольно-измерительные колонки;
4 - дренажный провод.
При использовании таблицы 1 нужно руководствоваться тем, что большему значению переходного сопротивления соответствует меньшее значение защитной плотности тока.
Переходное сопротивление изоляции определяется по формуле:
-
(1)
где:
Rp-2 – переходное сопротивление «резервуар-грунт», Ом;
F – площадь днища резервуара, м2.
-
(2)
где:
Д – диаметр резервуара, м;
b – расстояние между протектором и резервуаром, м; (b = 610 м).
Сила тока, требующаяся для защиты днища резервуара
-
(3)
Число протекторов N, которое необходимо для защиты днища, равно отношению силы тока Jпр требуемой для защиты всего днища, к силе тока одного протектора
-
(4)
Сила тока протектора определяется из выражения
-
(5)
где:
Rп – сопротивление растеканию тока с протектора, Ом;
Rпр – сопротивление соединительного провода, Ом;
п, ест – абсолютные значения потенциалов, В.
Возможность защиты резервуаров магниевыми протекторами определяется неравенством
-
,
(6)
При выполнении этого неравенства протекторная защита резервуара может быть осуществлена.