Применение ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов (стр. 5 из 12)

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ПРОТЕКТОРНОЙ ЗАЩИТЫ

С учетом неоднородности и сложной структуры подземных трубопроводов на территории нефтяных промыслов (наличие большого количества соединений с трубопроводами с низким качеством изоляции, сближений и пересечений с трубопроводами другого назначения и т.п.) из всех методов ЭХЗ наиболее приемлема протекторная защита магниевыми протекторами.

Соединение защищаемого трубопровода с другим незащищенным трубопроводом с некачественной наружной изоляцией и, особенно, с технологической установкой, где сходятся десятки плохо изолированных трубопроводов может значительно снизить защитные потенциалы на трубопроводе и сократить срок службы протекторов за счет рассеивания защитных токов по незащищенным подземным сооружениям. Устранение этого фактора достигается установкой изолирующего фланца (ИФ) на защищаемом трубопроводе перед соединением с другим трубопроводом или с системой трубопроводов

Подземные трубопроводы, могут быть эффективно защищены по двум схемам протекторной защиты:

- схема с распределенными протекторами (РП);

- схема с групповыми протекторами (ГП).

Рис. 1 Технологическая схема протекторной защиты трубопровода с распределенными протекторами (РП): 1 – трубопровод; 2 - протектор; 3 - изолирующие фланцы; 4 -технологическая установка (ТП, УКПН, ГЗУ, ГЗНУ, КНС)-со сходящимися трубопроводами; 5- контрольно-измерительная колонка (КИК); 6 – траншея; 7 - незащищенные трубопроводы; 8 - место соединения с незащищенным трубопроводом (или обсадной колонной)

Рис. 2. варианты технологической схемы протекторной защиты трубопровода с групповыми протекторами (ГП): а - гираллельное размещение ГП; б - перпендикулярное размещение ГП. 1 - трубопровод; 2 – траншея; 3 - протектор; 4 -дренажный КИК; 5-дренажный провод; 6 – КИК

По схеме с РП протекторы размещают горизонтально в одной траншее с защищаемым трубопроводом с шагом, кратным длине плети труб. Большинство протекторов электрически соединяют с трубопроводом напрямую на дне траншеи, а контрольные протекторы - через контрольно-измерительные колонки (КИК)

По схеме с ГП протекторы, электрически соединенные между собой в группу, горизонтально размещают в отдельной траншее глубиной не менее 1.8 м и шириной не менее 0.15 м (при применении стержневых неупакованных в активатор протекторов диаметром до 80 (мм) и 0.25 м (при применении упакованных протекторов), вырытой параллельно защищаемому трубопроводу на расстоянии 3-5 м от него. Длина траншей и расстояние между ними определяются расчетом. Посередине траншею для протектора соединяют с траншеей для трубопровода траншеей шириной не менее 1м. Все групповые протекторы электрически соединяют с трубопроводом через КИК Применение ИФ аналогично схеме с РП

В современной практике признано наиболее целесообразным комбинировать протекторную (так же как и катодную) защиту с защитными покрытиями. Защитный эффект комбинированной защиты необычайно высок.

Если непокрытый стальной трубопровод, уложенный в грунт, требует установления магниевых протекторов через каждые 30 м, от изолированный трубопровод защищается одним таким же протектором на протяжении 8 км.

Преимущества протекторной защиты заключаются в необычайной простоте, достаточной эффективности, высоком уровне рентабельности. Недостатками протекторной защиты являются некоторая стабильность защитного тока в процессе эксплуатации (за счет частичной пассивации протектора), относительно малый срок службы протекторов, а также меньшая по сравнению с катодной эффективность защиты.

2.3.4 Расчет протекторной защиты водоводов

Исходные данные:

диаметр dт= 0,159 м,

толщина стенки δ =0,005 м,

длина Lт =4500 м,

средняя глубина укладки hт =1,5 м;

наружная изоляция – полиэтиленовая пленочная (измерения сопротивления изоляции методом катодной поляризации не проводились, изоляция прошла контроль сплошности искровым дефектоскопом ДИ-74 в цехе после нанесения покрытия и в поле после изоляции полевых стыков, выполнены ремонт обнаруженных дефектов и повторный дефектоскопический контроль прибором ДИ-74).

Таблица 1. Распределение удельного сопротивления грунта ρ1 вдоль трассы:

Участки, м	0-600	600-1200	1200-2000	2000-2500	2500-3500	3500-4500
Длины участков t1, м	600	600	800	500	1000	1000
ρ1, Ом м	18	25	32	20	39	22

Расчет параметров протекторной защиты

Принимаем сопротивление изоляции через 2 недели после засыпки трубопровода Rн = 6000 ОМ м2.

Рассчитываем начальное сопротивление изоляции (через 1 год после засыпки, когда поры и дефекты покрытия заполнены влагой и грунтом):

Rн (О) = К Rи (1)

Rн (О) = 0,5 6000 = 3000 ОМ м2

Рассчитываем сопротивление изоляции на конечный срок эксплуатации Т=15 лет:

Rи =Rи (0) ехр(-λТ) (2)

Rи= 3000 ехр (-0,125 15) = 460 ОМ м2

Определяем среднее по трассе значение удельного сопротивления грунта:

ρ=

(3)

ρ

5. Так как минимальное и максимальное значения удельного сопротивления грунта участков отличаются от среднего значения не более чем в 2 раза, а диаметр трубопровода по всей длине одинаков, то трубопровод считаем однородным по исходным параметрам

6. Рассчитываем продольное сопротивление водопровода:

r =

(4)

r

Ом/м

7. Рассчитываем переходное сопротивление водопровода:

R=

(5)

7.1. Определяем нулевое приближение

R0=

7.2. Подставляя значение нулевого приближения в формулу (5) находим первое приближение:

Ом м

7.3. Подставляя это значение в (5), получаем второе приближение:

R2=

Ом м

7.4. Поскольку значения двух последних приближений совпали, то принимаем R=994 Ом-м.

8. Значение расстояния между протекторами L определяем из табл.

Таблица 2. Расстояние между протекторами L, при схеме с РП (в числителе в метрах в знаменателе в плетях)

Диаметр трубопровода, dт, м	Сопротивление изоляции Rи, Ом*м2
	250	350	500	700	1000
0,089	264/8	363/11	528/16	726/22	1056/32
0,114	198/6	297/9	429/13	594/18	858/26
0,159	165/5	231/7	330/10	462/14	660/20
0,219	132/4	198/6	264/8	363/11	528/16
0,273	99/3	132/4	198/6	264/8	396/12
0,325	66/2	99/3	132/4	198/6	264/8
0,426	66/2	99/3	132/4	198/6	264/8
0,530	66/2	99/3	132/4	198/6	264/8

Ближайшие к найденному значению сопротивления изоляции (Rи=460) табличные значения составляют Rин=350 и Rик=500 Ом м2. Для диаметра dТ=0,159 находим: L(350) =231м, L(500) =330м. По интерполяционной формуле определяем:

Д=Д(Кин)-( Ки-Кин)

(6)

L=

м

в плетях это составит 304/33=9 плетей.

9. Из рис. 3 по ρ=26 Ом м и dТ=0,159 м находим длину каждого протектора Lп =4,5м. При длине стержней Lс =1 м это 4,5 стержня (стержни можно распиливать пополам).

Рис. 6. Номограмма для определения длины, протектора (протекторной сборки) при схеме защиты с распределенным протектором (РП). Цифры у кривых - диаметры трубопровода в мм

10. Рассчитываем требуемый диаметр протектора по сроку службы Тп по формулам:

dп=

(7)

(8)

10.1. Задаемся dп =0,04 м и рассчитываем сопротивление протекторов:

Rп=

(9)

Rп=

Ом

10.2. Рассчитываем силу тока протекторов (принимаем Rпр=0,01Ом):

IП =

(10)

IП

А

10.3. Рассчитываем КПД протектора (значения коэффициентов для МП-3 находим из таблицы 4: а=0,45, b=0,37, c=6,3).

Таблица 3. Значения коэффициентов a, b и c для магниевых протекторов.

Тип сплава	a	b	с
МП-1, МА8Цч, МА8ЦБч	0,5	0,375	7,3
Мл16, МП-2, 3, 4	0,45	0,37	6,3
Мл15 (КМПО)	0,35	0,26	5,4

= 0,34 или 34 %