Дипломный проект Коррозия металлов - файл n1.doc

Дипломный проект Коррозия металлов
скачать (1278.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc1279kb.16.09.2012 09:49скачать

n1.doc

  1   2

1 Введение


В России первый нефтепровод диаметром 76 мм и длиной 9 км появился в 1878 году, он служил для перекачки 1300 тонн нефти в сутки с Балканских нефтепромыслов на нефтеперерабатывающий завод в Черном городе (район Баку).

Открытие крупнейших месторождений нефти в северной части страны изменило приоритеты трубопроводного строительства. Транспортировка нефти из северных районов была крайне затруднена и обеспечить транспортировку все возрастающих объемов нефти мог только трубопроводный транспорт. Так в начале 20 века были построены нефтепроводы Уса – Ухта – Ярославль - Москва, Куйбышев – Тихорецкая – Новороссийск, Самгори – Батуми, Холмогоры – Сургут и многие другие трубопроводы.

В процессе эксплуатации нефтепровод подвергается коррозии, что приводит к его разрушению и вследствие чего может произойти потеря нефти или нефтепродукта.

В своем дипломном проекте я рассматриваю защиту магистрального нефтепровода диаметром 820 мм и протяженностью 1200 км Уса – Москва от коррозии.

Трасса нефтепровода, проложенная в юго-западном направлении, проходит в засоленной местности и проходит на всем протяжении по просеке с редкой порослью березы, сосны, ольхи; через реки Печора, Волга, через заболоченные участки, возвышенности, но в основном по равнинной местности. Климат участка умеренно-континентальный с умеренно-холодной снежной зимой и теплым летом, рассматриваемая территория относится к зоне достаточного увлажнения.

Еще до 21 века защита нефтепровода осуществлялась только пассивными методами, т. е. покраской и нанесением битумной изоляции на наружной поверхности трубопровода, но в связи с расширением районов строительства, например в северных направлениях, где в основном трасса трубопроводов проходит через заболоченные, обводненные, засоленные участки, эффективность защиты трубопроводов только покрытиями стала явно недостаточным. Поэтому для более эффективной защиты трубопровода от коррозии начали применять комплексный метод защиты от коррозии, который сочетает средства электрозащиты и изоляционные покрытия.

В своем дипломном проекте для защиты от коррозии нефтепровода я использую пассивную и активную защиты. В качестве пассивной защиты я предлагаю применить новый тип изоляционного покрытия “Пластобит”, которое было разработано ВНИИСТнефтью (ныне ИПТЭР).

В связи с расположением вдоль трассы нефтепровода железнодорожных путей, которые являются источником блуждающих токов, в качестве активной защиты предлагаю использовать электродренажную и катодную защиты.

В настоящее время для более эффективной защиты нефтепроводов от коррозии выдвигают ряд научно-инженерных задач:

  1. разработка теории и практики создания новых и усовершенствования существующих изоляционных покрытий с повышенными физико-механическими защитными и технологическими свойствами;

  2. обеспечение круглогодичного ведения изоляционно-укладочных работ в различных климатических условиях;

  3. развитие научных методов прогнозирования долговечности покрытий с целью выбора наиболее экономичных систем защиты нВ основе различных изоляционных материалов;

  4. разработка новых и совершенствование существующих методов и средств электрозащиты. [4]

2 Технологическая часть

2.1 Виды коррозии и коррозионных разрушений

Виды коррозии

Самопроизвольное окисление металлов, уменьшающее долговечность изделий, называется коррозией (от позднелат. сorrosion – разъедание). Среда, в которой металл подвергается коррозии, называется коррозионной, или агрессивной. При этом процессе образуются продукты коррозии: химические соединения, содержащие металл в окисленной форме.

По характеру взаимодействия металла со средой различают два основных типа коррозии: химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия происходит по законам кинетики химических реакций металла с окружающей газообразной или жидкой средой. При этом продукты коррозии образуются непосредственно на всем участке поверхности металла, находящемся в контакте с агрессивной средой. С химическим механизмом протекают следующие виды коррозионных процессов:

Электрохимическая коррозия – это окисление металла в электропроводных средах, сопровождающееся образованием электрического тока. При этом взаимодействие металла с окружающей средой характеризуется анодными и катодными процессами, протекающими на различных участках поверхности металла. Продукты коррозии образуются только на анодных участках. С электрохимическим механизмом протекают следующие виды коррозионных процессов:

Для основной массы металлов, эксплуатирующихся в атмосфере, морской и речной воде, а также в почве, характерна электрохимическая коррозия.

Помимо перечисленных видов коррозии возможны также:

коррозия лопаток рабочих колес центробежных насосов).

Виды коррозионных разрушений

Процесс коррозии начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется в глубь него. При этом изменяется внешний вид металла: на его поверхности образуются углубления (язвы, пятна), заполненные продуктами коррозии. По характеру коррозионного разрушения металлов различают следующие виды коррозии:

Сплошная коррозия может быть:

Местная коррозия может быть следующих видов:

глубины прокорродировавшего слоя металла (например коррозия латуни в морской воде);







0,1-2 мм (например, коррозия аустенитной хромоникелевой нержавеющей стали в

морской воде);











Язвенная и точечная виды коррозии особенно опасны для трубопроводов и резервуаров, так как они быстро могут привести к сквозному проржавлению стенок и, следовательно, к аварии, поскольку около каверн и питтингов происходит концентрация местных напряжений. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание особенно опасны для трубопроводов и котлов высокого давления, тросов, валов машин и тонкостенных профилей, несущих силовую нагрузку. [6]

2.2 Способы защиты трубопровода от коррозии

В связи с тем что коррозия – естественный процесс, обусловленный термодинамической нестойкостью металлов в эксплуатационных условиях, срок службы металлических изделий часто бывает относительно коротким. Продлить его можно в основном четырьмя способами, которые широко используются в практике:

1) Первый способ носит название пассивной защиты. К нему относятся следующие методы:

2) Второй способ защиты – введение в металл компонентов, повышающих его коррозионную стойкость в данных условиях, или удаление вредных примесей, ускоряющих коррозию. Он применяется на стадии изготовления металла, а также при термической и механической обработке металлических деталей. Общую теорию коррозионного легирования предложил Н.Д.Томашев. Во многих случаях легирование металла, мало склонного к пассивации, металлом, легко пассивируемым в данной среде, приводит к образованию сплава, обладающего той же (или почти той же) пассивируемостью, что и легирующий металл. Таким путем получены многочисленные коррозионные сплавы, например нержавеющие стали, легированные хромом и никелем.

3) Третий способ защиты предусматривает дезактивационную обработку агрессивной среды путем введения ингибиторов (замедлителей) коррозии. Действие ингибиторов сводится в основном к адсорбции на поверхности металла молекул или ионов ингибитора, тормозящих коррозию. К этому способу можно отнести и удаление агрессивных компонентов из состава коррозионной среды (деаэрации водных растворов, очистка воздуха от примесей и осушка его).

Обработкой коррозионной среды различными ядохимикатами достигается значительное снижение интенсивности деятельности микроорганизмов, что уменьшает опасность биокоррозии металлов.

При борьбе с подземной коррозией осуществляется обработка агрессивного грунта с целью его гидрофобизации (несмачиваемости водой), нейтролизации и частичной замены на менее агрессивный грунт или специальную засыпку. Последнее мероприятие может быть квалифицировано также как изоляции металла от прямого воздействия среды.

4) Четвертый способ носит название активной защиты. К нему относятся следующие методы:

достаточно большой электропроводимостью. Такая поляризация, осуществляемая от внешнего источника электрической энергии, носит название катодной защиты. В некоторых случаях катодная поляризация может осуществляться не постоянно, а периодически, что дает ощутимый экономический эффект. При катодной защите изделию сообщается настолько отрицательный электрический потенциал, что окисление металла становится термодинамически невозможным;

К этому методу можно отнести мероприятия по борьбе с блуждающими токами, которые ведутся по двум основным направлениям: предупреждение или уменьшение возможности возникновения блуждающих токов на самом источнике тока и проведение специальных работ на защищаемом подземном сооружении. Мероприятия первого направления – обязательная, но только начальная мера. Независимо от их результатов следует проводить работы по защите самих подземных сооружений, к которым относятся использование высокоизолирующих совершенных покрытий, устройство электрических экранов, установка изолирующих соединений (фланцев) на трубопроводах, укладка трубопроводов в подземных коллекторах и каналах, электродренажная защита, катодная поляризация и др.

К способам защиты от коррозии часто относят использование неметаллических материалов, обладающих высокой химической стойкостью (асбоцемента, бетона, керамики, стекла, пластмассы и т. д.). Однако изготовление изделий из других материалов не может рассматриваться как способ защиты от коррозии – где нет металла, там нет и коррозии его. [5]

2.3 Выбор способа защиты трубопровода от коррозии

Для защиты трубопровода Уса – Москва диаметром 820 мм и длиной 1200 км. от коррозии используем пассивную и активную защиту.

В качестве пассивной защиты будем применять комбинированное изоляционное покрытие, а в качестве активной – электродренажную и катодную защиты.
2.3.1 Требования, предъявляемые к изоляционным покрытиям

К покрытиям для изоляции подземных трубопроводов предъявляются следующие требования:

условиях наиболее агрессивных грунтов;


важно для изоляции «горячих» трубопроводов, и температурой наступления хрупкости, что важно при проведении изоляционных работ в зимнее время;

2.3.2 Изоляционные покрытия на основе битумных мастик

Конструкция битумных покрытий сложилась в результате их длительного применения. Сначала идет слой грунтовки, получаемый при нанесении на трубу раствора битума в бензине или дизтоплива.

Он заполняет все микронеровности на поверхности металла. Грунтовка служит для обеспечения более полного контакта, а, следовательно, лучшей адгезии, между поверхностью металла и основным изоляционным слоем – битумной мастикой.

Битумные мастики представляют собой смесь тугоплавкого битума (изоляционного – БНИ-IV-З, БНИ-IV, БНИ-V; строительного – БН-70/30, БН-90/10), наполнителей (минеральных – асбеста, доломита, известняка, талька; органических – резиновой крошки; полимерных – атактического полипропилена, низкомолекулярного полиэтилена, полидиена) и пластификаторов (полиизобутилена, полидиена, масел соевых, масла зеленого, автола). Битумную мастику наносят на трубу при температуре 150 -180о С. Расплавляя холодную грунтовку, мастика проникает во все микронеровности поверхности металла, обеспечивая хорошую адгезию изоляционного покрытия.

Для защиты слоя битумной мастики она покрывается сверху защитной оберткой (стеклохолстом, бризолом, бикарулом, оберткой ПДБ и ПРДБ).Сведения

о конструкциях покрытий на основе битумных мастик приведены в таблице 1.

Таблица 1 Конструкция битумных изоляционных покрытий

Тип изоляции

Конструкция покрытия

Общая толщина, мм

Нормальный

Грунтовка, мастика (4 мм),

стеклохолст (1 слой),

защитная обертка


4 мм


Усиленный

Грунтовка, мастика (6 мм),

стеклохолст (1 слой),

защитная обертка


6 мм

1

2

3

1

2

3

Усиленный

грунтовка, мастика (3 мм),

стеклохолст (1 слой),

мастика (3 мм),

стеклохолст (1 слой),

защитная обертка


6 мм


При выборе типа и конструкции изоляционного покрытия исходят из следующих рекомендаций. Независимо от величины удельного электросопротивления грунтов усиленный тип изоляции применяется при прокладке трубопроводов диаметром 820 мм и более и на всех трубопроводах при прокладке их:

Изоляционные покрытия на основе битумных мастик применяются при температуре транспортируемого продукта не более 40о С.

2.3.3 Полимерные покрытия

Для защиты трубопроводов применяют полимерные покрытия из следующих

материалов:

Сведения о конструкции полимерных покрытий приведены в таблице 2.

Тип полимерного покрытия выбирается в зависимости от температуры транспортируемого по трубопроводу продукта tп. Порошковые полиэтиленовые покрытия применяют при tп = 70о С, эпоксидные – при tп = 80о С; полиэтиленовые липкие ленты – при tп = 70о С, поливинилхлоридные липкие ленты – при tп = 40о С. Специально для изоляции “горячих” трубопроводов разработана полимерная лента ЛЭТСАР-ЛПТ (tп = 120о С).

Таблица 2 Конструкция полимерных покрытий

Тип защитного покрытия

Условия нанесения

Конструкция и материалы защитного покрытия

Толщина,

мм (не менее)

Нормальный

Трассовые или базовые

Грунтовка полимерная или битумно-полимерная, лента полиэтиленовая изоляционная липкая, защитная обертка



1,35

Нормальный

Трассовые или базовые

Грунтовка полимерная или битумно-полимерная, лента поливинилхлоридная изоляционная липкая, защитная обертка



1,50

Усиленный

Трассовые или базовые

Грунтовка полимерная или битумно-полимерная, лента полиэтиленовая изоляционная липкая (2 слоя), защитная обертка



1,7


Усиленный

Заводские или базовые

Полиэтилен экструдированный или расплавленный на трубе из порошков для труб диаметром:

  • до 1020 мм

  • от 1020 до 1220 мм

  • 1220 мм и выше


2,0

2,5

3,0

Усиленный

Заводские или базовые

Краска эпоксидная порошковая


0,25


Применяются и зарубежные полимерные ленты: Поликен 980-25,

Плайкофлекс 440-25, Плайкофлекс 45-25 (США), Нитго 53-635, Фурукава Рапко НМ-2 (Япония). Температура их применения – не более 70о С.

Покрытия на основе эпоксидной порошковой краски и напыленного полиэтилена изготавливаются, в основном, в заводских условиях. В настоящее время мощности по выпуску изолированных труб ограничены. Поэтому наряду с битумными широко применяются покрытия на основе липких лент. Они очень технологичны (простота нанесения, удобство механизации работ), однако легко уязвимы – острые выступы на поверхности металла, острые камешки легко прокалывают такую изоляцию, нарушая ее сплошность. С этой точки зрения хороши покрытия на основе битумных мастик, проколоть которые достаточно сложно. Однако с течением времени битумные мастики “стареют”: теряют эластичность, становятся хрупкими, отслаиваются от трубопроводов. [1]

2.3.4 Новые типы изоляционных покрытий

Так как выше приведенные изоляционные покрытия имеют ряд недостатков, для изоляции своего трубопровода я выбираю комбинированный метод, т. е. конструкцию изоляционного покрытия типа “Пластобит”, лишенную указанных недостатков. Этот метод был разработан ВНИИСТнефтью (ныне ИПТЭР).

Покрытие представляет собой комбинацию битумного и пленочного покрытий: на слой грунтовки наносится битумная мастика толщиной 3-4 мм, которая сразу же обматывается поливинилхлоридной пленкой без подклеивающего слоя. Величина нахлеста регулируется в пределах 3 - 6 см. В момент намотки полимерного слоя часть мастики выдавливается под нахлест, что обеспечивает герметизацию мест нахлеста.

Полимерный слой в конструкции покрытия "Пластобит" играет роль своеобразной "арматуры", которая обеспечивает независимо от срока службы сохранение целостности основного изоляционного слоя - битумного. В свою очередь, прокол полимерной пленки не приводит к нарушению целостности покрытия, т. к. слой битумной мастики имеет достаточно большую толщину. Более того, опыт эксплуатации покрытия "Пластобит" показывает, что в местах мелких сквозных повреждений полимерной части имеет место "самозалечивание", выражающееся в вытекании части мастики через это отверстие и застывание ее в виде грибка над местом повреждения.

Покрытие "Пластобит" является технологичным с точки зрения нанесения,

не требует значительной перестройки применяемой до настоящего времени технологии капитального ремонта, обладает высокими защитными качествами, которые, по утверждению разработчика, не ухудшаются со временем.

Другим перспективным изоляционным материалом является "Асмол". Он обладает более высокими физико-механическими свойствами (пластичность, вязкость, адгезия и др.), а также имеет низкую стоимость по сравнению с битумной мастикой. Вследствие этого и усовершенствованного процесса нанесения изоляции посредством движения асмольной камеры по трубопроводу происходит более качественное формирование слоя изоляции, что позволяет увеличить срок службы действующих трубопроводов до 35 лет и соответственно снижать себестоимость капитального ремонта.

За рубежом все шире применяются изоляционные материалы на основе полиуретанов. Полиуретаны характеризуются высокими теплоизолирующими свойствами, малоизменяющимися при изменениях температуры и влажности. Они обладают значительной твердостью при хорошей эластичности, чрезвычайно высоким сопротивлением истиранию и царапанию, биоповреждениям. Наконец, полиуретаны стойки к воде, растворам солей и обладают хорошей прилипаемостью к металлам. [7]

Технологический контроль качества изоляционных покрытий позволяет не только обнаруживать дефекты изоляции, но и в значительной степени предотвращать их появление.

Качество нанесенного на трубу изоляционного покрытия определяют внешним осмотром, проверкой равномерности детектором, измерением толщины и проверкой прилипаемости к металлу.

Внешний осмотр изоляционного покрытия производится в процессе наложения каждого слоя по всей длине трубопровода. В покрытии не должно быть пропусков, трещин, пузырей, мелких отверстий, бугров и впадин.

Сплошность изоляционного покрытия проверяется искровым дефектоскопом.

Дефектоскоп в битумной изоляции трубопровода обнаруживает механические повреждения, поры, пустоты, пропуски, трещины, посторонние включения и др.

Искровой дефектоскоп ДИ-64 рассчитан на контроль сплошности изоляционных покрытий толщиной до 9 мм, при температуре окружающего воздуха от – 25 до + 35 оС при сухой поверхности изоляции. Состоит из двух самостоятельных блоков:

а) блока преобразователя напряжения, смонтированного на изоляционной панели, помещенной в корпусе прибора;

б) щупа, представляющего собой конcтруктивный узел, включающий изоляционный корпус, внутри которого помещена индукционная катушка для получения высокого напряжения. Корпус заканчивается Т-образным (или другого вида) электродом-искателем. На этом же корпусе установлен искровой индикатор, который служит для регулировки напряжения на электроде-искателе щупа и для визуального наблюдения при контроле.

Толщину изоляции проверяют через каждые 100 м с помощью специальных приборов, например, магниоэлектрическим толщиномером Т-56. Принцип его действия заключается в изменении магнитного поля прибора при приближении его к металлу, на который нанесено покрытие.

Так как для покрытий применяются немагнитные материалы, то при установке прибора на изолированный трубопровод стрелка указывает толщину изоляции.

Все детали толщиномера заключены в небольшой круглый корпус из пластмассы. На передней ее стенке находится шкала и корректор для возвращения стрелки прибора в начальное положение; на задней стенке – кнопки включения тока и регулировочный винт реостата.

Для определения прилипаемости покрытия к трубе разработан прибор, называемый адгезиметром. Проверку прилипаемости производят через каждые 500 м.

В своем дипломном проекте, для определения прилипаемости, я применяю адгезиметр с индикатором часового типа с ценой деления 0.01 мм модели ИЧ 10. индикатор предназначен для измерений линейных размеров абсолютными и относительными методами, определения величины отклонений от заданной геометрической формы и взаимного расположения поверхностей. Диапозон измерения 0 -10 мм; полный средний срок службы не менее 6 лет.

6Условиями эксплуатации: температура рабочего пространства должна быть 2015 оС, относительная влажность воздуха не более 80 % при температуре 25 оС, содержание агрессивных газов в среде не допускается.

Порядок работы и техническое обслуживание:

1) проверить установку индикатора на нуль. Для этого сообщить измерительному стержнюнатяг 20-25 делений и поворотом ободка совместить нулевой штрих со стрелкой.

Для проверки постоянства показаний поднять измерительный стержень два-три раза на высоту 1-2 мм и опустить его. Если стрелка отклонится от нулевого положения, снова совместить с ней нулевой штрих шкалы.

2) Протереть измеряемое изделие чистой мягкой тканью, т. к. малейшее присутствие воды, масла и т. п. приводит к искажению показаний.

3) Следить за тем, чтобы измерительный стержень помещался без ударов в конце хода, т. к. это может привести к смятию и к выкрашиванию зубъев механизма и увеличению погрешности индикатора.

4) Не поворачивать индикатор, когда он закреплен в державке за гильзу. [6]
2.2.5 Катодная защита

Принципиальная схема катодной защиты показана на рисунке 1. Источником постоянного тока является станция катодной защиты 3, где с помощью выпрямителей переменный ток от вдольтрассовой ЛЭП 1, поступающий через трансформаторный пункт 2, преобразуется в постоянный.

Отрицательным полюсом источник с помощью кабеля 6 подключен к

защищаемому трубопроводу 4, а положительным - к анодному заземлению 5. При включении источника тока электрическая цепь замыкается через почвенный электролит.

Принцип действия катодной защиты (рис.2) аналогичен процессу

электролиза. Под воздействием приложенного электрического поля источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении "анодное заземление - источник тока - защищаемое сооружение". Теряя электроны, атомы металла анодного заземления переходят в виде ион-атомов в раствор электролита, т. е. анодное заземление разрушается. Ион-атомы подвергаются гидратации и отводятся вглубь раствора. У защищаемого же сооружения вследствие работы источника постоянного тока наблюдается избыток свободных электронов, т. е. создаются условия для протекания реакций кислородной и водородной деполяризации, характерных для катода.



Рисунок 1 Принципиальная схема катодной защиты



Рисунок 2 Механизм действия катодной защиты

Исследованиями установлено, что минимальный защитный потенциал стальных сооружений уложенных в песчаных и глинистых грунтах, изменяется от – 0,72 до – 1,1 В по медносульфатному электроду сравнения (МСЭ). Однако стальные подземные сооружения становятся защищенными на – 0,85 В. Эта величина принята в качестве минимального защитного потенциала, который необходимо поддерживать на защищаемом сооружении.

Минимальный защитный потенциал должен поддерживаться на границе зоны действия станции катодной защиты (СКЗ). Так как величина защитного потенциала убывает с удалением от точки подключения СКЗ (точка дренажа), то максимальный защитный потенциал имеет место в точке дренажа. С тем, чтобы предотвратить разрушение и отслаивание изоляционного покрытия вследствие выделения газообразного водорода максимальная величина защитного потенциала ограничена: на стального сооружения с битумной изоляцией она составляет, например, - 1,1 В по МСЭ. В случае, когда сооружение не имеет защитного покрытия, максимальная величина защитного покрытия не регламентируется. [2]

2.2.6 Защита от блуждающих токов

Появление блуждающих токов в подземных металлических сооружениях связано с работой электрофицированного транспорта и электрических устройств, использующих землю в качестве токопровода. Источниками блуждающих токов являются линии электрофицированных железных дорог, трамваев, линии электропередачи, установки катодной защиты и др.

При работе электрофицированного транспорта ток совершает движение от положительной шины тяговой подстанции по контактному проводу к двигателю транспортного средства, а затем через колеса попадает на рельсы, по которым возвращается к отрицательной шине тяговой подстанции. Однако из-за нарушения перемычек между рельсами (увеличения сопротивления цепи), а также низкого переходного сопротивления “рельсы - грунт” часть тока стекает в землю. Здесь она натекает на подземные металлические сооружения, имеющие низкое продольное сопротивление, и распростроняется до места с нарушенной изоляцией, расположенного недалеко от сооружения с еще меньшим продольным сопротивлением. В месте стекания блуждающих токов металл сооружения теряет ион – атомы, т. е. разрушается.

Блуждающие токи опасны тем, что они стекают, как правило, с небольшой площади поверхности, что приводит к образованию глубоких язв в металле в

течение короткого времени.

2.2.7 Электродренажная защита трубопроводов

Методы защиты трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их отвод (дренаж) с защищаемого сооружения на сооружение – источник блуждающих токов, либо специальное заземление – называется электродренажной защитой.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дренажи. Прямой электрический дренаж – это дренажное устройство двусторонней проводимости. Схема прямого электрического дренажа (рисунок 3 а) включает: реостат К, рубильник К, плавкий предохранитель Пр и сигнальное реле С. Сила тока в цепи “трубопровод – рельс” регулируется реостатом. Если величина тока превысит допустимую величину, то плавкий предохранитель сгорит, ток потечет по обмотке реле, при включении которого включается звуковой или световой сигнал.



Рисунок 3 Принципиальные схемы электрических дренажей: а) схема прямого электрического дренажа; б) поляризованный электрический дренаж; в) усиленный дренаж.

Так как за счет такой схемы подключения обеспечиваются: во-первых, поляризованный дренаж ( за счет работы вентильных элементов в схеме СКЗ),а во-вторых, катодная станция удерживает необходимый защитный потенциал трубопровода, для защиты от блуждающих токов трубопровода Уса – Москва я выбираю усиленный дренаж.

После ввода трубопровода в эксплуатацию производится регулировка параметров работы системы их защиты от коррозии. При необходимости с учетом фактического положения дел могут вводиться в эксплуатацию дополнительные станции катодной и дренажной защиты. [3]

2.4 КИП и А

Аппаратура и оборудование линейных участков трубопроводов работает в условиях прямого воздействия окружающей среды и на значительном удалении от источников энергии и центров обслуживания. В таких условиях эксплуатации линейные объекты должны иметь высокую автономность и надежность, для обеспечения которых необходима полная автоматизация всех процессов и операций на них. Оперативная связь с этими объектами для контроля и управления может осуществляться только по каналам телемеханики. К таким объектам относятся установки катодной установки катодной защиты, конденсатоотводчики и линейные запорные органы.

Установки катодной защиты предназначаются для защиты от почвенной коррозии стальных трубопроводов, заглубленных непосредственно в грунтах весьма высокой и повышенной коррозионной активности. С помощью установок катодной защиты, располагаемых вдоль трассы на теле трубы, создается отрицательный относительно грунта потенциал напряжения, оптимальное значение которого лежит от 0.87 до 2.5 В. При потенциале меньше 0.87 В снижается эффективность антикоррозионной защиты, а при потенциале более 2.5 В происходит интенсивный электролиз грунтовых растворов с выделением кислорода и водорода, что может привести к наводораживанию металла труб и снижению их прочности. Установки катодной защиты содержат преобразователь для преобразования энергии питающей сети в защитный потенциал, анодное заземление и соединительные линии. Режим установок катодной защиты, а следовательно и потенциал трубы могут изменяться вследствие изменения влажности грунтов, колебаний питающего напряжения, растворения анодных заземлителей и т. д., поэтому задача установок катодной защиты (УКЗ) состоит в обеспечении стабильных оптимальных потенциалов, Этим требованиям отвечают современные автоматические преобразователи типа ТДЕ-9 для установок катодной защиты. На рисунке 4 изображена принципиальная схема такого преобразователя. Основу силовой его части составляют трансформатор Тр и двухполупериодный выпрямитель на тиристорах V1, V2, плюсовой вывод которого подключается к анодному заземлению АЗ, а минусовой – к телу трубы. Стабилизация потенциала осуществляется устройством управления УУ, которое по существу является пропорциональным регулятором. Разность потенциала на границе труба – грунт, измеряемая датчиком ДП, сравнивается в элементе сравнения с заданным значением напряжения Uз. Разница этих величин через усилитель У действует на устройство функционального управления углом зажигания тиристоров УФУ, которое изменяет угол в направлении компенсации возникшего отклонения. Защита тиристоров по нагрузке (от коротких замыканий) осуществляется по сигналу трансформатора тока ТТ, действующего на УФУ и ограничивающего выходной ток устройства. Для контроля режима преобразователя используется вольтметр П2 и амперметр П1.



Рисунок 4 Принципиальная схема СКЗ

Точность поддерживания потенциала 0.05 В. Модификация этих преобразователей определяются выходными параметрами. Для выпускаемых промышленностью преобразователей они находятся в пределах по мощности 0.6 - 5 кВт и по напряжению 24 - 96 В. Для контроля работы установок катодной защиты применяется система телемеханики типа ТКЗ-4М, рассчитанная на использование в качестве линий связи физической цепи труба – земля. При этом для передачи информации используется защитный ток УКЗ, модулируемый низкочастотными сигналами переменного тока комплекса телемеханики. Из-за большого ослабления сигналов в цепи труба-земля, для организации контроля УКЗ используется принцип ретрансляции сигналов с одной станции на другую, Для этого на УКЗ устанавливается блок приема и передачи сигналов. В нормальных условиях при всех работающих УКЗ блок первой установки передает свой кодовый сигнал, а остальные только ретранслируют его, поэтому на контрольный пункт приходит кодовый сигнал первой УКЗ. Прием этого сигнала свидетельствует об исправности всех преобразователей и наличии достаточного защитного потенциала на трубе. При выходе из строя какого-либо из УКЗ в цепочке оставшихся в работе начинает вырабатывать свой кодовый сигнал, и ретранслируется в пункт контроля через последующие УКЗ. По этому сигналу определяется наличие неисправности и номер отказавшего преобразователя и УКЗ. [5]

2.5 Охрана окружающей среды

Проблема окружающей среды – одна из наиболее актуальных во всем мире. По-видимому нет такой отрасли производства, которая не наносила бы серьезного ущерба окружающей среде, не нарушала бы установившегося динамического равновесия в природе. В связи с этим возникла настоятельная необходимость в контроле за рациональным использованием природных ресурсов.

Защита природы у нас рассматривается как важная составная часть планового социально-экономического развития.

Специфика влияния трубопроводного транспорта нефти заключается в том, что в случае отказа линейной части трубопровода вредному воздействию в той или иной мере подвергаются практически все компоненты окружающей среды. Так при растекании нефти по дневной поверхности в результате утечки из нефтепровода загрязняется почвенно-растительный комплекс, при этом растительный покров уничтожается, что может привести к смене пастбищ животными или путей их миграции. Самовозгорание или сжигание разлившейся нефти с целью удаления ее с поверхности земли загрязняет приземный слой атмосферы. Стекание нефти в пониженные участки местности, сопровождаются инфильтрацией ее в грунтовую среду, способствует загрязнению грунтовых вод, рек и водоемов. Высокая токсичность и пожароопасность нефти и нефтепродуктов значительно усугубляет последствия нефтяного загрязнения и тем самым предопределяют необходимость детального изучения причин утечек и характера загрязнений.

Под отказом линейной части магистрального нефтепровода принято понимать полное или частичное прекращение перекачки продукта, вызванное нарушением герметичности трубопровода или линейной арматуры. При этом из рассмотрения исключаются повреждения при испытании в пусковой период, массовые коррозионные повреждения на электрически незащищенном трубопроводе в зоне действия блуждающих токов или повреждения в процессе капитального ремонта. Такое определение отказа позволяет использовать известные модели теории надежности для описания функционирования нефтепроводов. Однако с точки зрения охраны окружающей среды повреждения в пусковой и эксплуатационный периоды, во время капитального ремонта, а также массовые коррозионные свищи представляют при прочих равных условиях одинаковую опасность, если они сопровождаются утечками нефти и нефтепродуктов или их возгораниями. В связи с этим, по нашему мнению, под отказом линейной части применительно к вопросам охраны окружающей среды следует понимать всякое повреждение нефтепровода, приводящее к утечкам транспортируемых продуктов и загрязнению прилегающих грунтовых участков, поверхностных и подземных вод.

Основные причины отказов магистральных нефтепроводов – дефекты труб и арматуры, некачественное выполнение строительно-монтажных и ремонтных работ, нарушение эксплуатационного режима, а также коррозия, случайные повреждения и стихийные бедствия.

Ошибочные проектные решения, очевидно, также являются причиной возникновения отказов трубопроводов, однако отсутствие некоторых данных затрудняет дать оценку влиянию ошибок проектирования на надежность эксплуатации.

Охарактеризуем кратко основные причины отказов магистральных трубопроводов:

Доля отказов по различным причинам изменяется по мере совершенствования технологии строительства и эксплуатации трубопроводов, повышения качества труб и защитных изоляционных покрытий, в зависимости от анализируемого периода на временном интервале эксплуатации нефтепровода, природно-климатических условий в районе прохождении трассы и от протяженности последней.

В первые годы эксплуатации основная часть отказов происходит вследствие проявления дефектов исходных материалов и строительно-монтажных работ, а в последующие – из-за коррозии. [1]

3 Расчетная часть

3.1 Гидравлический расчет

3.1.1Определение глубины заложения трубопровода

, (1)

где – диаметр трубопровода, м;

0.8 1 – слой земли над трубой, м;

0.8 при < 1000 мм;

1 при > 1000 мм;

м.

Определяем расчетную температуру на глубине заложения трубопровода. Поскольку трубопровод большой протяженности и прокладывается в различных климатических зонах, то находим среднюю температуру (Тср) грунта самых холодных месяцев в климатических зонах

, (2)

где – полная длина трубопровода, км;

– число участков;

– длина i-го участка трубопровода с относительно одинаковой температурой грунта, м;

.

3.1.2 Расчетная плотность при температуре Тср определяется по формуле

, (3)

где - плотность при температуре 20 оС, кг/м3 (=820);

кг/м3.

3.1.3 Расчетный коэффициент вязкости нефти. Формула Рейнольдса-Филонова

-u(tр - t*), (4)

где - кинематический коэффициент вязкости при известной температуре t*, (оС);

– показатель крутизны вязкостно-температурной кривой, (1/оС);

, (5)

,

, м2
3.1.3 Расчетная пропускная способность нефтепровода

, (6)

где - годовой план перекачки;

- расчетная плотность нефти;

8400 – расчетное число часов работы в году;

м3/ч,

, (7)

м3/с.

3.1.4 Ориентировочное значение внутреннего диаметра нефтепровода

, (8)

Где - секундная подача нефтеперекачивающей станции;

- скорость перекачки, (=2 м/с);

м.

По ориентировочному диаметру принимается стандартный диаметр: Dн=820 мм.

3.1.5 В соответствии с расчетной пропускной способностью нефтепровода выбираются основные насосы нефтеперекачивающей станции:

насосы: НМ 5000-210;

НПВ 5000-120.

3.1.6 Рабочее давление, развиваемое нефтеперекачивающей станцией при последовательном соединении насосов, определяется из условия, МПа

, (9)

где - соответственно напор, развиваемый магистральным и подпорным насосами при расчетной подаче ;

- число рабочих магистральных насосов, (=3);

=200 м;

=110 м.

3.1.7 Необходимая толщина стенки нефтепровода

, (10)

где Р – рабочее давление в нефтепроводе;

Dn – наружный диаметр трубы;

nкоэффициент перегрузки рабочего давления в нефтепроводе, (n = 1.15);

R1 - расчетное сопротивление, определяемое по формуле:

, (10)

где - расчетное сопротивление трубной стали растяжению (сжатию), (520 МПа);

mу – коэффициент условной работы трубопровода, зависящей от категории нефтепровода (mу=0.9 для магистральных нефтепроводов);

Кн коэффициент надежности по назначению трубопровода, (Кн = 1.0 для нефтепроводов D = 1000 мм).

,

мм.

3.1.8 Внутренний диаметр трубопровода

, (11)

мм.

3.1.9 Уточняется фактическая скорость перекачки нефти по трубопроводу и параметр Rе

, (12)

, (13)

м/с,

,

,

.

3.1.10 Гидравлический уклон

, (14)

.

3.1.11 Суммарная потеря напора в нефтепроводе

, (15)

где 1.02 – коэффициент, учитывающий потери напора сопротивлениях линейной части трубопровода;

- разность геодезических отметок конечной точки расчетного участка нефтепровода и его начала, (=22);

lp - расчетная длина нефтепровода

, (16)

м,

м.

3.1.12 Расчетный напор нефтеперекачивающей станции принимается равным

, (17)

м.

3.1.13 Необходимое число нефтеперекачивающих станций

, (18)

.

3.1.14 Свободный корректирующий коэффициент, вычисляется как произведение

, (19)

где Кт – поправочный коэффициент на топографические условия, (Кт=1);

Кр – региональный коэффициент, (Кт=1.01)

.

3.1.15 Капитальные затраты на сооружение линейной части нефтепровода определяется в общем виде

, (20)

где Lтр – геометрическая длина основной магистрали нефтепровода;

с, сл – стоимость сооружения 1 км нефтепровода основной магистрали, вставки и лупинга, (с=91.1, сл=71.9)

млн. руб.

3.1.16 Капитальные затраты на сооружение нефтеперекачивающих станций (НПС) определяется как сумма на сооружение собственно НПС и резервуарных парков

, (21)
где Сст – стоимость одной НПС, руб.

,

mn – число установленных основных насосов, (=4)

руб.

- суммарный объем резервуарной емкости, необходимой для обеспечения нормальной работы нефтепровода, который определяется по формуле

, (22)

где - плановый суточный объем перекачки по нефтепроводу;

, (23)

м3/сут,

- число эксплуатационных участков, на границах которых расположены перекачивающие станции резервуарными парками, =4, т. к. длина нефтепровода 1200 км.

м3,

тыс. руб.

3.1.17 Эксплуатационные затраты на содержание нефтепровода определяется по формуле

, (24)

где и - общие нормы амортизационных отчислений, (, );

Sэ – стоимость электроэнергии на перекачку, тыс. руб.;

- расходы на топливо, воду, смазку для одной НПС, ( тыс. руб./год);

Sз и Sn – работающих и прочие расходы на одной НПС, (Sз= тыс. руб./год);

, (25)
тыс. руб./год.

Стоимость электроэнергии определяется по формуле

, (26)

где и - соответственно к. п. д. магистральных насосов и их электродвигателей, ;

- расход электроэнергии на собственные нужды НПС (в среднем /);

- основная плата в год за 1 кВт максимальной нагрузки на каждой НПС в зависимости от территориальной принадлежности к энергосистеме, ( );

- дополнительная плата за потребленную электроэнергию на каждой НПС в зависимости от территориальной принадлежности к энергосистеме, ( );

hn, , - соответственно напор, к. п. д. подпорного насоса и его электродвигателя, (, )



млн. руб.

млн. руб.

3.1.18 Капитальные затраты на сооружение нефтепровода определяется как сумма затрат на сооружение нефтепровода Кл и сооружении перекачивающих станций Кст

, (27)

млн. руб.

3.1.19 Величина приведенных затрат

, (28)

млн. руб.

Таблица 3

Параметры

ед.

изм.

630

720

820

Толщина стенки,

мм

7

8

9

Внутренний диаметр,

мм

606

704

802

Фактическая скорость течения,

м/с

4.02

2.97

2.28

Параметр,

-

33037

28355

24096

Параметр ,

-

606000

704000

802000

Коэффициент гидравлического сопротивления,

-

0.0132

0.0244

0.0254

Гидравлический уклон, i

-

0.018

0.016

0.008

Суммарная потеря

м

22274

19801

9911

напора,













Расчетный напор НПС, Нст

м

600

600

600

Число НПС, nр

-

37

33

17

1

2

3

4

5

1

2

3

4

5

Длина лупинга, Хл

м

5839.6

85.85

-

Капитальные затраты на сооружение линейной части нефтепровода, Кл

млн. руб

412.217

98.331

109.320

Капитальные затраты на сооружение НПС, Кст

млн. руб

232.400

122.304

69.184

Эксплуатационные затраты на сооружение нефтепровода, Э

млн. руб

219.732

177.892

77.359

Капитальные затраты на сооружение нефтепровода, К

млн. руб

651.063

222.841

183.598

Величина приведенных затрат, П

млн. руб

317.391

211.318

207.845


Вывод: экономически обоснованным диаметром нефтепровода является D=820 мм, который характеризуются приведенными затратами. [9]

3.2 Расчет катодной защиты трубопровода

3.2.1 Среднее значение удельного электросопротивления грунта вдоль трассы трубопровода

, (29)

где - удельное электросопротивление грунта на участке длинрй Li;

- доля участка длиной в общей протяженности трубопровода

.

3.2.2 Нормальное время эксплуатации установок катодной защиты составляет 9.5 лет. Вычисляем переходное сопротивление “трубопровод – грунт” и концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты

, (30)

где , - величины переходного сопротивления в начале эксплуатации и на момент времени ;

-показатель скорости старения, 1/год.

Величина коэффициента колеблется в пределах от 0.118 до 0.133 1/год. Для ориентировочных расчетов можно принять 0.125 1/год

.

3.2.3 Среднее значение переходного сопротивления “трубопровод – грунт”

), (31)

.

3.2.4 Сопротивление единицы длины изоляционного покрытия к концу нормативного срока эксплуатации установок катодной защиты

, (32)

.

3.2.5 Среднее сопротивление единицы длины изоляционного покрытия

, (33)

.

3.2.6 Продольное сопротивление единицы длины трубопровода

, (34)

где - удельное электросопротивление трубной стали, ;

D, - наружный диаметр и толщина стенки, мм

.

3.2.7 Среднее значение входного сопротивления трубопровода за нормативный срок эксплуатации катодных установок по формуле

, (35)

.

3.2.8 Величина входного сопротивления к концу нормативного срока

, (36)

.

3.2.9 Постоянная распределения токов и потенциалов вдоль трубопровода к концу нормативного срока эксплуатации катодных установок по формуле

, (37)

.

3.2.10 Задаем удаление анодного заземления от трубопровода У=350 м и определяем параметр

, (38)

.

3.2.11 Коэффициент взаимного влияния станции катодной защиты по формуле

, (39)

где , - величины минимальной и максимальной наложенной разности потенциалов

.

3.2.12 Протяженность зоны защиты трубопровода одной станцией катодной защиты к концу нормативного срока эксплуатации по формуле

, (40)

.

3.2.13 Среднее значение силы тока нагрузки станции катодной защиты по формуле

, (41)

А.

3.2.14 Примем, что глубина заложения середины электродов анодного заземления h равна 2.2 м, а расстояние между ними равно 7 м.

3.2.15 Сопротивление растеканию с одиночного вертикально установленного электрода по формуле

, (42)

.

3.2.16 Примем число электродов анодного заземления n=5.

3.2.17 Сопротивление растеканию с центрального электродного заземления по формуле

, (43)

где функция , (44)

где и коэффициенты, представленные в таблице
Таблица 4

А

0.63

0.31

0.21

0.16

Б

0.1

0.31

0.033

0.025




.

3.2.18 Сопротивление растеканию с крайнего электрода анодного заземления по формуле

, (45)







.

3.2.19 Коэффициент экранирования электродов анодного заземления по формуле

, (46)

.

3.2.20 Оптимальное число электродов анодного заземления по формуле

, (47)

где - сопротивление растеканию одиночного электрода, ;

- средняя стоимость электроэнергии, ;

- стоимость одного электрода, ;

- к. п. д. катодной установки, ;

- норматив амортизационных отчислений для установок электрохимической защиты,

.

3.2.21 Сопротивление растеканию тока с анодного заземления по формуле

, (48)

где - сопротивление растеканию одиночного электрода соответственно вертикального;

- количество вертикально расположенных электродов в заземлении;

- коэффициент экранирования

.

3.2.22 Оптимальное сечение дренажного провода по формуле

, (49)

где - коэффициент зависимости стоимости устройства 1 пог.м дренажной линии от сечения проводов

мм2,

Выбираю ближайшее большое сечение серийно-выпускаемых проводов,

которое равно мм2 (провод А-16 алюминиевый).

3.2.23 Сопротивление дренажной линии по формуле

, (50)

где - удельное электросопротивление материала провода;

- длина соединительных проводов

.

3.2.24 Среднее значение напряжения на выходных контактах станции катодной защиты по формуле

, (51)

где - разность потенциалов в точке дренажа и в конце защищаемого участка (для станции “бесконечной длины”)

В.

3.2.25 Средняя величина мощности потребляемая станцией катодной защиты, по формуле

, (52)

где - дренажный ток, равный удвоенному значению для соответствующей схемы включения станции катодной защиты

Вт.

В соответствии с найденными значениями , и выбираю тип катодной станции – КСТ (КСК)-500 с параметрами: мощность – 0.5 кВт; напряжение на контактах – 10:50 В; ток – 10А. [11]

4 Экономическая часть

Исходные данные

Производительность трубопровода ;

Длина трубопровода км;

Диаметр трубопровода мм.

4.1 Расчет капитальных вложений

4.1.1 Капитальные затраты на одну станцию катодной защиты по следующей формуле

, (53)

где Ка – капитальные затраты на сооружение анодного заземления;

Кл – затраты на сооружение линии постоянного тока;

4.1.2 Стоимость анодного заземления рассчитывается по формуле

, (54)



4.1.3 Затраты на сооружение линии постоянного тока

, (55)

где , (56)

где - приведенная стоимость устройства одного километра дренажной линии;

- длина провода.

, (57)

где и - показатели, учитывающие соответственно стоимость материалов для дренажной линии и ее прокладки.

Для прокладки одного алюминиевого кабеля, типа АСБ-1 в траншее ,

,

отсюда

4.1.4 Стоимость одной воздушной линии

, (58)

где - стоимость установки одной концевой опоры (можно принять );

- стоимость установки одной промежуточной опоры (можно принять );

-расстояние от анодного заземления до трубопровода


Капитальные затраты на 1СКЗ



Общее количество СКЗ - 80.

4.1.5 Капитальные затраты на 80 СКЗ

, (59)

где - коэффициент инфляции для пересчета цен 1984 в цены 1991 года ();

- коэффициент инфляции для пересчета цен 1991 в цены 2007 года



4.1.6 Эксплуатационные расходы СКЗ

, (60)

где - амортизационные отчисления;

- затраты на электроэнергию

, (61)

где - норма амортизации, показывает ежегодно долю износа, в %



4.1.7 Определяем стоимость электроэнергии на 80 СКЗ

, (62)

где - мощность 1 СКЗ;

- количество СКЗ;

- цена на 1 кВт энергии

,



4.1.8 Определяем срок окупаемости

, (63)

.

Вывод: защита магистрального нефтепровода Уса – Москва от коррозии экономически выгодна, т. к. затраты окупаются за 3.02 года, что ниже нормативного, т. е. 3.02<6.7 лет.
Таблица 5 Технико-экономические показатели

Показатели

Значения

1. Капитальные вложения, тыс. руб.

2467.296

2. Эксплуатационные расходы, тыс. руб.

815.912

2.1 Амортизация, тыс. руб.

209.720

2.2 Стоимость электроэнергии, тыс. руб.

606.192

3. Срок окупаемости, лет

3.02
  1   2


1 Введение
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации