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

§ 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