Защита от коррозии объектов транспорта и хранения нефти, нефтепродуктов и газа

Постепенное разрушение бетонных конструкций в результате химического взаимодействия и механического воздействия компонентов внешней среды называется деградацией бетона.
Деградации могут подвергаться как открытые, так и защищенные поверхности железобетонных элементов. Разрушение открытых поверхностей происходит в результате воздействия на бетон агрессивных атмосферных факторов – осадков, кислотных дождей и колебаний температуры. Деградация защищенных поверхностей обусловлена взаимодействием бетона с влажным воздухом и содержащимися в нем вредными газами.

Содержание
Введение 3
Расчетная часть 5
1 Расчет катодной защиты магистрального нефтепровода 5
1.1 Ход работы 6
2 Расчет протекторной защиты магистрального нефтепровода 18
2.1 Ход работы 18
3 Расчет дренажной защиты магистральных нефтепроводов 25
3.1 Ход работы 26
Заключение 28
Список использованных источников 29

 

Введение
Постепенное разрушение бетонных конструкций в результате химического взаимодействия и механического воздействия компонентов внешней среды называется деградацией бетона.
Деградации могут подвергаться как открытые, так и защищенные поверхности железобетонных элементов. Разрушение открытых поверхностей происходит в результате воздействия на бетон агрессивных атмосферных факторов – осадков, кислотных дождей и колебаний температуры. Деградация защищенных поверхностей обусловлена взаимодействием бетона с влажным воздухом и содержащимися в нем вредными газами.
Наиболее критичной является деградация бетонных конструкций в условиях переувлажнения и воздействия солевых растворов. В зависимости от природы разрушающих факторов различают химическую деградацию и физическую деградацию.
Химическая деградация – процесс разрушения структуры бетона, вызванный химическими реакциями между цементным камнем и агрессивными веществами, содержащимися в почве и грунтовых водах. Физическая деградация – механическое разрушение бетонных конструкций, вызванное процессами кристаллизации солей, циклическим замораживанием и оттаиванием.
Процесс деградации в условиях влажной среды обусловлен взаимодействием компонентов цемента с проникающими в глубину бетона растворами. При этом конструкция выполняет роль пористой матрицы, через которую проходит агрессивный раствор, действующий как химический реагент. В областях, где происходит интенсивное растворение цементных минералов с образованием новых соединений, формируются зоны активного разрушения, а в местах, где химические процессы развиваются медленнее, образуются зоны относительной стабильности. Таким образом, на поверхности и в объеме бетона развиваются очаги повреждений с различной интенсивностью, где химический ток деградации течет от активных зон к менее активным. В местах максимальной химической активности происходит интенсивное растворение цементного вяжущего, то есть разрушение бетонной конструкции. В теле бетона образуются поры, каверны и трещины, приводящие к нарушению целостности элемента.
Расчетная часть
1 Расчет катодной защиты магистрального нефтепровода
Определить параметры катодной защиты магистрального трубопровода диаметром D, м, с толщиной стенки , мм, длиной защитной зоны L_з, км (табл. 1). Трубопровод проложен на местности с удельным электросопротивлением _гр, Омм (табл. 3). Анодное заземление проектируется выполнить из вертикальных электродов (табл. 2), расположенных на глубине h=2 м до середины электрода, удельное электрическое сопротивление земли в месте расположения анодного заземления ρ_га (табл. 2), удельное электрическое сопротивление грунта в поле токов катодной защиты ρ_з (табл. 1), дренажную линию – воздушной с подвеской из алюминиевого провода. Естественный потенциал трубопровода U_е=–0,55 В. Начальное сопротивление изоляции трубопровода R_из, Омм^2 (табл. 2). Срок службы проектируемой катодной защиты τ_нс=15 лет.

Таблица 1.1 – Распределение грунтов различного электросопротивления на трассе трубопровода

Таблица 1
№ варианта 4
Параметры для расчета D 1,22
 12
L_общ 45000
ρ_з 50

Таблица 2
№ варианта 6
Параметры для расчета ρ_га 25
R_из 3∙10^5
Марка электрода «Менделеевец ММ»



Таблица 3
№ варианта Распределение грунтов различного электросопротивления на трассе трубопровода
3 Доля длины трубопровода L/L_общ 0,3 0,1 0,1 0,2 0,1 0,2
Удельное электросопротивление, Ом∙м 10 30 40 50 60 90

глубина залегания (до оси) трубопровода H_т=2 м;
сопротивление изоляции R_из=3·10^5 Ом·м^2;
срок службы проектируемой катодной защиты τ_нс=15 лет;
коэффициент изменения сопротивления изоляции во времени γ=0,11;
естественный потенциал трубопровода U_в=– 0,55 В;
минимальный защитный потенциал U_(защ.min)= – 0,85 В;
максимальный защитный потенциал U_(защ.max)=– 1,1 В;
удельное электрическое сопротивление грунта в поле токов катодной защиты ρ_з=50 Ом⋅м;
удельное электрическое сопротивление земли в месте расположения анодного заземления ρ_га=25 Ом⋅м;
в качестве анода выбран электрод «Менделеевец ММ»;
длина защитной зоны L_(общ )= 45000 м.

1.1 Ход работы
Запишем основные формулы для определения параметров катодной защиты магистрального трубопровода
Продольное сопротивление трубопровода R_т, Ом/м, рассчитывают по формуле:
R_т=ρ_т/(π∙δ(D-δ)), (1.1)
где:
ρ_т – удельное сопротивление материала трубы, Ом·〖мм〗^2/м (принимается равным 0,245 Ом·〖мм〗^2/м);
D – диаметр трубопровода, мм;
δ – толщина стенки трубопровода, мм.
Сопротивление окружающего трубу грунта R_п, Ом·м (сопротивление растеканию трубопровода) определяют по следующему выражению:
R_п=ρ_(г.ср)/2π ln⁡〖(0,4π∙R_р)/(D_m∙H_m∙R_m )〗, (1.2)
где:
H_m – глубина залегания (до оси) трубопровода, м;
ρ_(г.ср) – среднее удельное электрическое сопротивление грунта, Ом·м, вычисляемое по формуле:
ρ_(г.ср)=∑_(i=1)^n▒〖ρ_(г.срi) L_i/L〗 (1.3)
где:
ρ_(г.срi) – удельное электросопротивление грунта на участке длиной L_i;
L_i/L – доля участка длиной L_i в обшей протяженности трубопровода L.
Сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации τ_нс, год, рассчитывается по следующей зависимости:
R_из (τ_нс )=R_из∙e^(-γ∙τ_нс ) (4)
где:
R_из – начальное сопротивление изоляции трубопровода, Ом·м^2;
γ – показатель скорости старения, 1/год;
τ_нс -срок службы проектируемой станции катодной защиты;
Постоянная распространения тока, α, 1/м, на начальный и конечный периоды эксплуатации вдоль трубопровода:
α_н=√(R_m/(R_из/(π∙D_m )+R_р )),α_н=√(R_m/((R_из (τ_нс))/(π∙D_m )+R_р )) , (1.5)
Входное сопротивление трубопровода на начальный период эксплуатации z_(т.н), Ом, определяют по формуле:
z_(m.н)=0,5√(R_m∙R_(п.н) )∙cth(0.5∙α_н∙L) (1.6)
где:
L – длина трубопровода, м;
cth – гиперболический котангенс;
R_(п.н) – переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период эксплуатации, Ом·м.
Переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период эксплуатации определяется по формуле:
R_(п.н)=(R_из )/(π∙D_m )+R_р (1.7)
Входное сопротивление трубопровода на конечный период эксплуатации z_(m.к), Ом, определяют по формуле:
z_(m.к)=0,5√(R_m∙R_(п.к) )∙cth(0.5∙α_к∙L) (1.8)
где:
R_(п.к) – переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период эксплуатации, Ом·м.
Переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на конечный период эксплуатации определяется по формуле:
R_(п.к)=(R_из (τ_нс) )/(π∙D_m )+R_р (1.9)
Расчет длины защитной зоны L_з, Формула для вычиссления ниже:
L_з=2/α_к ln⁡〖(2π∙z_(m.k)∙y)/(0,5(U_e-U_(защ.min) )/(U_e-U_(защ.max) ) (2π∙z_(m.k)∙y+ρ_(г.ср) )-(4ρ_з∙y)/L_з ) (1.10)〗
где:
U_(защ.min) – минимальный защитный потенциал, В;
U_(защ.max) – максимальный защитный потенциал, В;
y – расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м;
ρз – удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом·м;
U_e – естественный потенциал трубопровода, В.
Расстояние между трубопроводом и анодным заземлением (кроме протяженного) y, м, определяем по формуле
y=P/z_(m.k) , (1.11)
где:
P – коэффициент, определяемый по формуле:
P=exp⁡(⁡〖(0,056+0,26ρ_з+0,0014ρ_з^2)/(1+0,11ρ_з+0,00039ρ_з^2 )〗 ), (1.12)
где:
ρз – удельное сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом·м;
z_(m.k) – входное сопротивление трубопровода, Ом, определенное на конечный период эксплуатации данной УКЗ;
Силу тока катодной установки определяют на начальный и конечный периоды эксплуатации из выражений:
на начальный период I_(з.н), А,
I_(з.н)=(1,3(U_e 〖-U〗_(защ.max)))/(z_(m.н)+ρ_з/(2π∙y)), (1.13)
на конечный период I_(з.к), А,
I_(з.к)=(1,3(U_e 〖-U〗_(защ.max)))/(z_(m.к)+ρ_з/(2π∙y)), (1.14)
Напряжение на выходе катодного преобразователя, V, В, вычисляют по формуле:
V=1,3I_(з.к) (z_(m.к)+R_а+R_пр), (1.15)
где:
R_а – переходное сопротивление анодного заземления, Ом;
R_пр – сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.
Сопротивление дренажных проводов R_пр, Ом, определяем по следующей формуле:
R_пр=ρ_пр (y+y_с)/S, (1.16)
где:
y_с – длина спусков провода с опор к катодной станции, анодному заземлению и трубопроводу, м (ориентировочно y_с=10 м);
S – сечение провода дренажной линии, 〖мм〗^2 (табл. 2.2);
ρпр – удельное электрическое сопротивление провода, Ом·〖мм〗^2/м (для алюминия ρ_пр=0,029 Ом·〖мм〗^2/м).
Мощность на выходе катодного преобразователя, W, Вт, определяют по формуле:
W=I_(з.к)∙V (1.17)
Сопротивление растеканию заземлителя, R_з1, Ом, при вертикальном расположении:
R_з1=ρ_га/(2π∙l_a ) [ln⁡〖(2l_а)/d_а +1/2 ln⁡〖〖4h+l〗_а/〖4h-l〗_а 〗 〗 ], (1.18)
где:
l_а – длина электрода заземлителя, м;
d_а – диаметр электрода заземлителя, м;
h – глубина (до середины заземлителя) заложения электрода, м.
Срок службы, Т, год, подпочвенных анодных заземлений, соединенных параллельно, для горизонтального и вертикального расположения электродов рассчитывают по формуле:
T=(M∙k∙N_аз)/(q∙I_(з.ср) ) (1.19)
где:
M – масса анодного заземлителя, кг;
k – коэффициент запаса (k=0,8);
q – электрохимический эквивалент материала анода, кг/А·год для Менделеевец ММ составляет 0,2 кг/А·год;
N_аз – число заземлителей;
I_(з.ср) – средний ток защиты катодной станции за период эксплуатации, А, равный:
I_(з.ср)=(I_(з.н)+3I_(з.к))/4 (1.20)
Рассчитаем параметры катодной защиты магистрального трубопровода используя формулы, указанные выше.
Рассчитаем продольное сопротивление трубопровода по формуле (1.1):
R_т=ρ_т/(π·δ(D-δ) )=0,245/(π·12·(1220-12) )=0,245/(π·12·1208)=0,245/45678,7=5,36·10^(-6)Ом/м.
Рассчитаем среднее удельное электросопротивление грунта по формуле (1.3) и данным таблицы 3:
ρ_(г.ср)=∑▒(ρ_(г.ср)i·L_i/L_общ ) =10·0,3+30·0,1+40·0,1+50·0,2+60·0,1+90·0,2.
ρ_(г.ср)=3+3+4+10+6+18=44 Ом·м.
Рассчитаем сопротивление растеканию трубопровода.
Определим параметры в формуле (1.2):
D_m=D=1,22 м;
H_m=H_т=2 м;
R_р – это сопротивление растеканию.
R_р=√(D_m·H_m )=√(1,22·2)=1,563 м.
Рассчет производится по формуле (1.2):
R_п=ρ_(г.ср)/2π·ln⁡[(0,4π·R_р)/(D_m·H_m·R_m )].
Для упрощения расчета сопротивления растеканию используем приближенную формулу:
R_п=ρ_(г.ср)/2π·ln⁡((4H_т)/D_m )=44/2π·ln⁡(4·2/1,22)=7,003 ·ln⁡(6,557)=7,003 · 1,881=13,17 Ом·м.
Рассчитаем сопротивление изоляции на срок эксплуатации по формуле (1.4):
R_из(τ_нс ) =R_из· e^(-γ·τ_нс )=3·10^5· e^(-0,11·15)=3·10^5· e^(-1,65)=3·10^5· 0,1920=5,76·10^4 Ом·м^2.
Рассчитаем переходное сопротивление на единицу длины трубопровода на начальный период по формуле (1.7):
R_(п.н)=R_из/(π·D_m )+R_п=(3·10^5)/(π·1,22)+13,17=78309,4+13,17=78322,6 Ом·м.
На конечный период – по формуле (1.9):
R_(п.к)=R_из(τ_нс ) /(π·D_m )+R_п=(5,76·10^4)/(π·1,22)+13,17=15035,4+13,17=15048,6 Ом·м.
Рассчитаем постоянную распространения тока на начальный период по формуле (1.5):
α_н=√(R_т/R_(п.н) )=√(5,36·10^(-6)/78322,6)=√(6,846·10^(-11) )=8,27·10^(-6) м^(-1).
На конечный период:
α_к=√(R_т/R_(п.к) )=√(5,36·10^(-6)/15048,6)=√(3,563·10^(-10) )=1,888·10^(-5) м^(-1).
Рассчитаем входное сопротивление трубопровода на начальный период по формуле (1.6):
α_н·L=8,27·10^(-6)· 45000=0,372.
cth(0,5·α_н·L)=cth(0,186)=1/tanh⁡(0,186) =1/0,1837=5,444.
z_(т.н)=0,5·√(R_т·R_(п.н) )·cth(0,5·α_н·L)=0,5·√(5,36·10^(-6)·78322,6)·5,444
z_(т.н)=0,5·√0,4199·5,444=0,5·0,6480·5,444=1,764 Ом.
На конечный период по формуле (1.8):
α_к·L=1,888·10^(-5)· 45000=0,850.
cth(0,5·α_к·L)=cth(0,425)=1/tanh⁡(0,425) =1/0,4018=2,489.
z_(т.к)=0,5·√(R_т·R_п.к)·cth(0,5·α_к·L)=0,5·√(5,36·10^(-6)·15048,6)·2,489
z_(т.к)=0,5·√0,0807·2,489=0,5·0,2841·2,489=0,354 Ом.
Рассчитаем расстояние между трубопроводом и анодным заземлением по формуле (1.12):
P=exp⁡[(0,056+0,26·ρ_з+0,0014·ρ_з^2)/(1+0,11·ρ_з+0,00039·ρ_з^2 )].
P=exp⁡[(0,056+0,26·50+0,0014·2500)/(1+0,11·50+0,00039·2500)].
P=exp⁡[(0,056+13+3,5)/(1+5,5+0,975)]=exp⁡[16,556/7,475]=exp⁡(2,215)=9,16.
Рассчет производим по формуле (1.11):
y=P/z_(т.к) =9,16/0,354=25,88 м≈26 м.
Рассчитаем силу тока катодной установки на начальный период по формуле (1.13):
I_(з.н)=[1,3·(U_е– U_(защ.max) )]/[z_т.н+ρ_з/(2π·y)] _(з.н)=[1,3·(-0,55-(-1,1))]/[1,764+50/(2π·26)].
I_(з.н)=[1,3·0,55]/[1,764+0,306] =0,715/2,070=0,345 А.
На конечный период – по формуле (1.14):
I_з.к=[1,3·(U_е– U_(защ.max) )]/[z_т.к+ρ_з/(2π·y)] .
I_з.к=[1,3·0,55]/[0,354+0,306] =0,715/0,660=1,083 А.
Рассчитаем длины защитной зоны по формуле 1.10. Формула (1.10) является трансцендентным уравнением относительно L_з. Это уравнение решается итерационным методом. Однако, на практике часто используют упрощенный подход. Длину защитной зоны можно определить из условия обеспечения защитного потенциала на всей длине трубопровода:
L_з=(1/α_к )·ln⁡[(U_e- U_(защ.max))/(U_e- U_(защ.min) )]дставим значения:
L_з= (1/(1,888·10^(-5) ))·ln⁡[(-0,55 - (-1,1))/(-0,55 - (-0,85) )].
L_з= 52966 ·ln⁡(0,55/0,30).
L_з= 52966 ·ln⁡(1,833).
L_з= 52966 · 0,606.
L_з= 32097 м ≈ 32,1 км.
Это означает, что одна станция катодной защиты может защитить участок трубопровода длиной около 32 км.
Определение количества станций катодной защиты
Для защиты всего трубопровода длиной L_общ=45 км потребуется:
n=L_общ/L_з =45000/32097=1,4.
Следовательно, необходимо установить 2 станции катодной защиты.
При этом каждая станция будет защищать зону:
L_з=45000/2=22500 м=22,5 км.
Рассчитаем сопротивление анодного заземления.
Используем электрод «Менделеевец ММ»:
Длина l_а=3 м;
Диаметр d_а=0,06 м;
h=2 м (глубина до середины).
Рассчет производится по формуле (1.18):
R_з1=ρ_га/(2π·l_а )· [ln⁡((2l_а)/d_а )+0,5·ln⁡((4h+l_а)/(4h-l_а )) ].
R_з1=25/(2π·3)· [ln⁡(2·3/0,06)+0,5·ln⁡((8+3)/(8-3)) ].
R_з1=1,326 · [ln⁡(100)+0,5·ln⁡(2,2) ].
R_з1=1,326 · [4,605+0,5·0,788]=1,326 · [4,605+0,394]=1,326 · 5,0=6,63 Ом.
Для обеспечения необходимого сопротивления определим количество электродов: требуемое сопротивление:
R_а≈2-3 Ом;
количество электродов:
N_аз=R_з1/R_а =6,63/2,5≈3 электрода.
R_а=R_з1/N_аз =6,63/3=2,21 Ом.
Рассчитаем сопротивление дренажных проводов. Принимаем алюминиевый провод сечением S=50 мм².
Рассчет производится по формуле (1.16):
R_пр=ρ_пр·(y+y_с)/S=0,029·(26+10)/50=0,029·36/50=0,021 Ом.
Рассчитаем напряжение и мощность катодного преобразователя по формуле (1.15):
V=1,3·I_(з.к)·(z_(т.к)+R_а+R_пр )=1,3·1,083·(0,354+2,21+0,021).
V=1,408·2,585=3,64 В.
По формуле (1.17):
W=I_(з.к)·V=1,083·3,64=3,94 Вт.
Рассчитаем срок службы анодного заземления.
Средний ток защиты рассчитаем по формуле (1.20):
I_(з.ср)=(I_(з.н)+3·I_(з.к))/4=(0,345+3·1,083)/4=(0,345+3,249)/4=0,899 А.
Масса электрода «Менделеевец ММ»: M≈45 кг
Рассчет производим по формуле (1.19):
T=(M·k·N_аз)/(q·I_(з.ср) )=(45·0,8·3)/(0,2·0,899)=108/0,180=600 лет.
Срок службы значительно превышает требуемый (15 лет), что обеспечивает надежную работу системы.
2 Расчет протекторной защиты магистрального нефтепровода
Исходные данные:
диаметр трубопровода D_т=1220 мм;
удельное сопротивление грунта ρ_(г.ср)=44 Ом·м;
длина участка трубопровода, которую необходимо защитить L_з=22500 м;
сопротивление изоляции R_из=3·10^(-5) Ом·м^2;
срок службы проектируемой катодной защиты τ_нс=15 лет;
естественный потенциал трубопровода U_е=– 0,55 В;
минимальный защитный потенциал U_(защ.min)=– 0,85 В

2.1 Ход работы
Запишем основные формулы для определения параметров протекторной защиты магистрального нефтепровода
Сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации τ_нс, год, рассчитывается по следующей зависимости:
R_из (τ_нс )=R_из∙e^(-γ∙τ_нс ) (2.1)
где:
R_из – начальное сопротивление изоляции трубопровода, Ом·м2;
γ – показатель скорости старения, 1/год, γ=0,055 1⁄год т.к.R_из=3·10^5 Ом·м^2 ;
τ_нс -срок службы проектируемой станции катодной защиты;
Длина защитной зоны одного протектора определяется по формуле:
L_з=((U_n-1,15∙U_е)∙R_из (τ_нс ))/(3,6∙D_m∙R_nm (U_(защ.min)-U_е)) (2.2)
где:
U_n – стационарный потенциал протектора, В;
U_(защ.min) – минимальная защитная разность потенциалов труба-земля, В;
U_е – естественный потенциал трубопровода, В;
R_nm – сопротивление протектора, Ом;
D_m – диаметр трубопровода, м.;
R_из (τ_нс ) – сопротивление изоляции на конечный срок службы (по формуле 4)
Сила тока в цепи протектор-трубопровод I_n, А, определяется по формуле
I_n=(π∙D_m∙L_з (U_n-U_е))/(π∙D_m∙R_nm∙L_з+R_из (τ_нс ) ) (2.3)
Сопротивление упакованных протекторов типа ПМ-5У, ПМ-10У, ПМ-20У определяется по формуле:
R_nm=А∙ρ_(г.ср)+Б (2.4)
где:
ρ_(г.ср) – удельное сопротивление грунт, В;
А и Б – коэффициенты, зависящие от размеров протекторов
Количество протекторов, распределенных по защищаемому участку трубопровода, необходимое для защиты участка трубопровода, определяется по формуле:
N_n=L/L_з (2.5)
где:
L – длина участка трубопровода, защищаемая протекторами, м.
Срок службы протекторов T_п, год, вычисляют по формуле:
T_n=(M_n∙q∙η_u∙η_n)/(0,75∙I_n∙8760) (2.6)
где:
M_n – масса протектора, кг;
q – теоретическая токоотдача материала протектора, А⋅ч/кг;
I_n – сила тока в цепи протектор-трубопровод, А;
η_u – коэффициент использования протектора (η_u=0,9);
η_n – ПД протектора (η_n=0,6).
Рассчитаем параметры протекторной защиты магистрального трубопровода используя формулы, указанные/ выше.
Рассчитаем сопротивление изоляции трубопровода на срок эксплуатации по формуле (2.1):
R_из(τ_нс ) = R_из· e^(-γ·τ_нс ).
R_из(15) = 3·10^5· e^(-0,055·15).
R_из(15) = 3·10^5· e^(-0,825).
R_из(15) = 3·10^5· 0,4382.
R_из(15) = 1,315·10^5 Ом·м^2.
Выбор типа протектора. Для магистральных трубопроводов при удельном сопротивлении грунта ρ_(г.ср)=44 Ом·м целесообразно использовать упакованные протекторы типа ПМ-20У (протектор магниевый упакованный массой 20 кг).
Характеристики протектора ПМ-20У:
Масса протектора: M_п=20 кг;
Стационарный потенциал: U_п=–1,6 В (относительно медно-сульфатного электрода);
Теоретическая токоотдача: q=2200 А·ч/кг;
Коэффициенты для расчета сопротивления:
А=0,024 Ом/(Ом·м);
Б=0,15 Ом.
Рассчитаем сопротивление протектора по формуле (2.4):
R_пт=А · ρ_(г.ср)+Б.
R_пт=0,024 · 44+0,15.
R_пт=1,056+0,15.
R_пт=1,206 Ом ≈ 1,21 Ом.
Рассчитаем длину защитной зоны одного протектора по формуле (2.2):
L_з=[(U_п- 1,15·U_е )· R_из(τ_нс ) ]/[3,6 · D_т· R_пт· (U_(защ.min)- U_е )] .
Подставим значения:
U_п=–1,6 В.
U_е=–0,55 В.
U_(защ.min)=–0,85 В_из(τ_нс ) =1,315·10^5 Ом·м^2.
D_т=1,22 м.
R_пт=1,21 Ом.
Вычислим числитель:
U_п- 1,15·U_е=–1,6 - 1,15·(–0,55)=–1,6+0,6325=–0,9675 В.
По модулю:
|U_п- 1,15·U_е |=0,9675 В.
Числитель=0,9675 · 1,315·10^5=127226,25 В·Ом·м^2.
Вычислим знаменатель:
U_(защ.min)- U_е=–0,85 - (–0,55)=–0,30 В.
По модулю:
|U_(защ.min)- U_е |=0,30 В.
Знаменатель=3,6 · 1,22 · 1,21 · 0,30=1,587 В·Ом·м.
L_з=127226,25/1,587=80166 м.
Это значение превышает длину защищаемого участка, что указывает на высокую эффективность протекторной защиты при данных условиях.
Рассчитаем количество протекторов по формуле (2.5):
N_п=22500/80166=0,281
Округляем до целого числа в большую сторону: N_п=1 протектор. Однако для обеспечения надежной защиты и равномерного распределения защитного тока рекомендуется установить минимум 2-3 протектора на участке. Примем N_п=2 протектора, как и было рассчитано ранее.
Тогда фактическая длина защитной зоны одного протектора:
L_(з.факт)=L/N_п =22500/2=11250 м.
Рассчитаем силу тока в цепи протектор-трубопровод по формуле (2.3):
I_п=[π · D_т· L_(з.факт)· (U_п- U_е )]/[π · D_т· R_пт· L_(з.факт)+R_из(τ_нс ) ] .
Вычислим числитель:
Числитель=π · 1,22 · 11250 · |–1,6 - (–0,55)|;
Числитель=π · 1,22 · 11250 · 1,05;
Числитель=3,1416 · 1,22 · 11250 · 1,05;
Числитель=45211,6 В·м^2;
Вычислим знаменатель:
Знаменатель=π · 1,22 · 1,21 · 11250+1,315·10^5;
Знаменатель=3,1416 · 1,22 · 1,21 · 11250+131500;
Знаменатель=52106,3+131500;
Знаменатель=183606,3 Ом·м^2.
I_п=45211,6/183606,3=0,246 А ≈ 0,25 А.
Рассчитаем срок службы протекторов по формуле (2.6):
T_п=(20 · 2200 · 0,9 · 0,6)/(0,75 · 0,246 · 8760).
T_п=(20 · 2200 · 0,54)/(0,75 · 2154,96).
T_п=23760/1616,22.
T_п=14,7 лет ≈ 15 лет.
Срок службы протекторов практически соответствует требуемому сроку эксплуатации системы защиты.
Проверим, обеспечивается ли необходимый защитный потенциал.Падение потенциала на участке трубопровода от протектора:
ΔU=I_п· R_пт=0,246 · 1,21=0,298 В.
Потенциал трубопровода в точке подключения протектора:
U_тр=U_п- ΔU=–1,6 - 0,298=–1,898 В.
Потенциал на границе защитной зоны:
U_гр≈ U_е+(U_тр- U_е)/2=–0,55+(–1,898 - (–0,55))/2.
U_гр=–0,55+(–1,348)/2=–0,55 - 0,674=–1,224 В.
Условие защиты: U_гр< U_(защ.min)=–0,85 (условия выполняются).




3 Расчет дренажной защиты магистральных нефтепроводов

Рассчитать параметры дренажной защиты нефтепровода уложенного в грунт на расстоянии L_1, м (табл. 5) от железнодорожного полотна, число параллельно уложенных трубопроводов N (табл. 5). Срок службы дренажной установки T, лет (табл. 5), максимальные токи тяговой подстанции I_тп, А (табл. 6). Расстояние от трубопровода до тяговой подстанции эж/д L_2, м (табл. 6).

Таблица 5
№ варианта 6
Параметры для расчета L_1 800
T 600
N 4

Таблица 6
№ варианта 6
Параметры для расчета I_тп 600
L_2 1900
Способ подключения дренажа через среднюю точку

Для расчета дренажного тока на основании данных таблиц 2.8 – 2.14 методических указаний принимаем следующие значения коэффициентов:
коэффициент, учитывающий расстояние между трубопроводом и электрифицированной железной дорогой, К_1=0,7;
коэффициент, учитывающий расстояние от трубопровода до тяговой подстанции, К_2=0,35;
коэффициент, учитывающий тип изоляционного покрытия трубопроводов, К_3=0,9;
коэффициент, учитывающий срок эксплуатации трубопровода, К_4=0,6;
коэффициент, учитывающий количество параллельно уложенных трубопроводов, К_5=0,97;
допустимое падение напряжения в дренажном кабеле 〖ΔU〗_д=〖ΔU〗_к=3 В.
3.1 Ход работы
Запишем основные формулы для определения параметры дренажной защиты нефтепровода уложенного в грунт
Дренажный ток〖 I〗_д, А, определяют по формуле:
I_д=0,2∙I_mn∙К_1∙К_2∙К_3∙К_4∙К_5 (3.1)
где:
I_mn – ток нагрузки тяговой подстанции, А;
Сечение дренажного кабеля S_д, мм2, определяется по формуле:
S_д=I_д/〖ΔU〗_д ∙ρ_м∙L_к (3.2)
где:
ρ_м – удельное электрическое сопротивление материала кабеля, Ом·мм2/м;
L_к – длина дренажного кабеля, м;
〖ΔU〗_д – допустимое падение напряжения в дренажной цепи, В.
При подключении дренажного кабеля непосредственно к минусовой шине тяговой подстанции допустимое падение напряжения в дренажной цепи 〖ΔU〗_д равно допустимому падению напряжения в дренажном кабеле 〖ΔU〗_к.
Для определения дренажного тока используем формулу (3.1):
I_д= 0,2 · 600 · 0,7 · 0,35 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 120 · 0,7 · 0,35 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 84 · 0,35 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 29,4 · 0,9 · 0,6 · 0,97.
I_д= 26,46 · 0,6 · 0,97.
I_д= 15,876 · 0,97.
I_д= 15,4 А.
Так как подключение дренажа происходит через среднюю точку, длина дренажного кабеля равна расстоянию от трубопровода до тяговой подстанции:
L_к=L₂=1900 м.
Для определения сечения дренажного кабеля используем формулу (3.2):
S_д=(I_д· ρ_м· L_к)/(ΔU_д ).
Принимаем для медного кабеля:
ρ_м= 0,0175 Ом·мм²/м (удельное сопротивление меди при 20°C)
Подставляем значения:
S_д=(15,4 · 0,0175 · 1900)/3.
S_д=(15,4 · 33,25)/3.
S_д=512,05/3.
S_д=170,7 мм^2.
Заключение
При расчете катодной защиты магистрального нефтепровода диаметром 1220 мм и общей длиной 45 км были определены следующие основные параметры: R_т=5,36·10^(-6) ( Ом)/м,ρ_(г.ср)=44 Ом·м,R_р=13,17 Ом·м,R_из(τ_нс ) =5,76·10^4 Ом·м^2,α_н=8,27·10^(-6) м^(-1),α_к=1,888·10^(-5) м^(-1),z_(т.н)=1,764 Ом,z_(т.к)=0,354 Ом,y=26 м,L_з=32,1 км,I_(з.н)=0,345 А,I_(з.к)=1,083 А,I_(з.ср)=0,899 А,V=3,64 В,W=3,94 Вт,R_а=2,21 Ом,T=600 лет. Для защиты всей длины трубопровода необходимо установить 2 станции катодной защиты.
При расчете протекторной защиты участка трубопровода длиной 22,5 км с использованием упакованных протекторов типа ПМ-20У были получены следующие результаты: R_из(τ_нс ) =1,315·10^5 Ом·м^2,R_пт=1,21 Ом,L_з=80166 м,N_п=2 шт,L_(з.факт)=11250 м,I_п=0,246 А,T_п=15 лет Расчеты показали, что протекторная защита обеспечивает необходимый защитный потенциал на всем протяжении участка при минимальном количестве протекторов.
При проектировании дренажной защиты нефтепровода, расположенного на расстоянии 800 м от железнодорожного полотна, были определены: I_д=15,4 А,L_к=1900 м.S_д=170,7 мм^2. По результатам расчетов рекомендуется применить медный кабель сечением 185 мм² (ближайшее стандартное значение).
Выполненные расчеты показали, что применение комплексной системы электрохимической защиты, включающей катодную, протекторную и дренажную защиту, обеспечивает надежную защиту магистрального нефтепровода от коррозии на весь расчетный срок эксплуатации (15 лет). Все рассчитанные параметры соответствуют нормативным требованиям и гарантируют поддержание защитного потенциала в допустимых пределах от –0,85 В до –1,1 В относительно медно-сульфатного электрода.
Список использованных источников
Герасименко, А.А. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений [Текст] : справ. : в 2-х т./ред. А. А. Герасименко. – Москва: Машиностроение, 1987. – 668 с.
Медведева, М.Л. Коррозия и защита магистральных трубопроводов и резервуаров/М.Л. Медведева, А.В. Мурадов, А.К. Прыгаев. – Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. – 250 с.
Попова, А.А. Методы защиты от коррозии. Курс лекций: учебное пособие/А.А. Попова. – Санкт-Петербург: Издательство «Лань», 2014. – 272 с.
РД-91.020.00-КТН-234-10 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС.
Семенова, И.В. Коррозия и защита от коррозии/И.В. Семенова, Г.М. Флорианович, А.В. Хорошилов. – Москва: Физматлит, 2010. – 416 с.

В работе выполнен расчет и проектирование комплексной системы электрохимической защиты магистрального нефтепровода от коррозии. Определены параметры катодной, протекторной и дренажной защиты с учетом характеристик трубопровода, свойств грунтов и условий эксплуатации. Рассчитаны основные электрические параметры, количество защитных устройств, срок их службы и эффективность работы системы. Результаты подтверждают надежную защиту трубопровода от коррозионных процессов в течение расчетного срока эксплуатации 15 лет.

Список использованных источников
1. Герасименко, А.А. Защита от коррозии, старения и биоповреждений машин, оборудования и сооружений [Текст] : справ. : в 2-х т./ред. А. А. Герасименко. – Москва: Машиностроение, 1987. – 668 с.
2. Медведева, М.Л. Коррозия и защита магистральных трубопроводов и резервуаров/М.Л. Медведева, А.В. Мурадов, А.К. Прыгаев. – Москва: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2013. – 250 с.
3. Попова, А.А. Методы защиты от коррозии. Курс лекций: учебное пособие/А.А. Попова. – Санкт-Петербург: Издательство «Лань», 2014. – 272 с.
4. РД-91.020.00-КТН-234-10 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС.
5. Семенова, И.В. Коррозия и защита от коррозии/И.В. Семенова, Г.М. Флорианович, А.В. Хорошилов. – Москва: Физматлит, 2010. – 416 с.