ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ - Студенческий научный форум

X Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум - 2018

ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ КОРРОЗИИ

 Комментарии
Текст работы размещён без изображений и формул.
Полная версия работы доступна во вкладке "Файлы работы" в формате PDF
Введение

Актуальность темы

В настоящее время наиболее безопасным и дешёвым способом транспортировки нефти на большие расстояния, является перекачивание нефти по трубопроводу. Сейчас в России строят новые ветки нефтепроводов. Так как они подвержены сразу нескольким видам коррозии, вопрос защиты трубопроводов стоит остро. Поэтому стоит задумать о защите магистральных трубопроводов.

Цель работы

Изучить способы защиты магистральных трубопроводов от коррозии, которые распространены в настоящее время, произвести патентный поиск, сделать вывод и подвести итоги по исследовательской работе.

Методы исследования

Исследование выполнено с помощью теоретических методов. Теоретическое исследование выполнено на основе использования опыта, теории и накопленного экспериментального материала. Выводы сформулированы по результатам анализа литературы, патентного поиска и интернет источников.

Задачи исследования

Изучить научную литературу и произвести анализ данных источников: книг, учебников, журналов, научных публикаций, докторских и кандидатских диссертаций, а также интернет статей. Также провести патентный поиск, с целью изучения новых способов повышения эффективности аппаратов воздушного охлаждения проанализировать его, выявить достоинства и недостатки каждого способа, рассмотреть оборудование, которое используется в процессе повышения эффективности, и предложить своё решение проблемы по данной теме (т.е. модернизацию какого-либо способа).

1 Литературный обзор 1.1 Обзор по технической литературе

В учебном пособии «Защита трубопроводов от коррозии», авторами которого являются Ф. М. Мустафин, М. В. Кузнецов, рассмотрена классификация способов защиты трубопроводов от коррозии, выявлены основные причины коррозии трубопроводов.

Коррозия в зависимости от механизма реакций, протекающих на поверхности металла, подразделяется на химическую и электрохимическую.

Химическая коррозия представляет собой процесс разрушения металла при взаимодействии с сухими газами (газовая коррозия) или жидкими неэлектролитами (коррозия в неэлектролитах) по законам химических реакций и не сопровождается возникновением электрического тока. Продукты коррозии в этом случае образуются непосредственно на всем участке контакта металла с агрессивной средой.

Существующие виды коррозии металлов представлены на рис. 1.

Рисунок 1 - Виды коррозии: а - пятнами; б - язвенная; в - точечная; г -подповерхностная; д - структурно-избирательная; е -межкристаллитная; ж -коррозионное растрескивание

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

Коррозионное растрескивание под напряжением (стресс-коррозия, карбонатное растрескивание) — это разрушение металла вследствие возникновения и развития трещин при одновременном воздействии растягивающих напряжений и коррозионной среды.

Впервые упоминания о КРН появились в начале 60-х годов XX века после того, как данное явление было зафиксировано на газопроводах высокого давления в Австралии, Канаде и США. В начале 80-х годов оно было идентифицировано на газопроводах, проложенных в пустынных и полупустынных районах Средней Азии и Казахстана. В настоящее время, по данным Ростех-надзора, КРН является главной причиной разрушения линейной части магистральных газопроводов.

Внешне КРН выглядит как группы трещин, ориентированных преимущественно вдоль оси трубы. Трещины могут проникать в тело трубы на различную глубину. Нарушение целостности газопровода происходит в результате протяженного разрушения, когда трещины или группы трещин достигают критического размера и происходит быстрый, так называемый «долом».

Трещины зарождаются на внешней поверхности трубопровода в нижней части трубы в районе 5…7 часов условного циферблата. Коррозионному растрескиванию подвергаются как основной металл труб, так и сварные соединения. Наиболее часто КРН развивается в 20-километровой зоне после компрессорной станции, а также при наличии водных потоков, которые направлены вдоль трубопроводов или пересекают их.

Все стресс-коррозионные разрушения последних лет происходят в нейтральных и слабокислых грунтах (рН=4,5...7). Многочисленные наблюдения аварийных разрушений за рубежом свидетельствуют, что КРН во многих случаях провоцируется локальной коррозией, и поэтому развитие КРН напрямую связано с коррозионной активностью грунтов.

Условия эксплуатации трубопроводов весьма многообразны, поэтому большой выбор имеющихся в настоящее время защитных покрытий, которые отличаются друг от друга как свойствами, так и технологией нанесения, позволяет во многих случаях успешно решать проблему борьбы с коррозией.

Рассмотрим обзор некоторых конструкций и способов нанесения изоляционных покрытий трубопроводов за последние годы.

Для создания верхнего слоя покрытия за рубежом используют темростабилизированный полиэтилен. Фирма «Маннесманн» для этих целей применяет выпускаемый фирмой BASF полиэтилен низкой плотности Lupolen 2452 Е, обладающий высокой стойкостью к старению под воздействием ультрафиолетового облучения и тепловых нагрузок, а также хорошими физикомеханическими свойствами[7].

С цель. повышения стойкости полиэтилена к растрескиванию под напряжением и обеспечением длительного сохранения свойств покрытия фирма BASF для изоляции труб методом экструзии разработала специальную композицию термостабилизированного полиэтилена средней плотности Lupolen 3652 DX[8].

Для улучшения сцепления покрытия с поверхностью металла при экструдировании полиэтилена применяется промежуточный слой клейкого материала. Впервые подобная технология нанесения полиэтиленового покрытия была разработана фирмой Sumitomo. Использование клейких свойств промежуточного слоя позволило значительно повысить плотность полиэтилена[9].

1.2 Обзор по публикациям

В статье «Неразъемные электроизолирующие вставки для защиты трубопроводов от коррозии», автором которой является В. М. Айдуганов заслуженный изобретатель Российской Федерации, научного журнала «Нефть. Газ. Новации»

Преимущества таких вставок заключается в следующем:

  • оптимизировать режимы работы электрохимической защиты, снизить затраты на электроэнергию (что особенно актуально для электродефицитных регионов Урала и Сибири)

  • сократить затраты на строительство дополнительных средств электрохимической защиты и ремонт анодных заземлений

  • снизить или исключить вредное влияние блуждающих токов на трубопровод;

  • увеличить степень защищенности трубопроводов;

  • уменьшить влияние внешних факторов на работоспособность оборудования систем электрохимической защиты и КИПиА;

  • уменьшить вероятность поражения человека электрическим током наведенным на трубопроводе от сторонних источников;

  • -увеличить срок службы и повысить надежность работы трубопроводов.

В данной статье сравниваются несколько видов электроизолирующих вставок, а именно:

1) Электроизолирующие вставки типа ИС и ЭС

2) Электроизолирующие вставки типа ЭВ, ВЭИ, ТИС и ТИС-ГХ

3) Электроизолирующие вставки СИ, SHD и ИММ

4) Электроизолирующая вставка НЭМС.

Вставки типа ИС и ЭС обладают следующими недостатками:

1) герметичность и прочность вставок обеспечивается только склеиванием контактируемых поверхностей стальных патрубков и стальной муфты через диэлектрический материал, пропитанный смолой, находящейся в зазоре между резьбовым соединением патрубков и муфты.

2) отсутствует элементарное уплотнение из резинотехнических изделий.

Вставки типа ЭВ, ВЭИ, ТИС и ТИС-ГХ обладают следующими недостатками:

1) плохо работают на изгибающие, осевые нагрузки и на кручение;

2) хрупкое клеевое соединение и является основной причиной частых отказов;

3) происходящих на этих типах электроизолирующих вставок.

На этой вставке при изгибе произошло разрушение внутреннего стеклопластикового вкладыша, что отчетливо видно на рисунке 2. Это явилось основной причиной потери герметичности всей уплотнительной системы данной конструкции электроизолирующей вставки, хотя была предусмотрена 3-уровневая система обеспечения герметичности. Кроме того, произошел абразивный износ наружной поверхности патрубков по всему периметру возле стеклопластиковой муфты на глубину до 3–4 мм. Причина – большая скорость истечения транспортируемой среды через стеклопластиковую муфту. Пена образовалась на омыленной поверхности стеклопластиковой муфты уже при давлении не более 0,1 МПа, то есть через щели в стеклопластиковой муфте проходил воздух.

Рисунок 2 – Разрушение внутреннего стеклопластикового вкладыша

Вставки типа СИ, SHD и ИММ обладают следующими недостатками:

Общий недостаток электроизолирующих вставок СИ, SHD и ИММ состоит в первую очередь в их изготовлении, т.к. надо открывать целые производ ства по металлообработке и сварке. Технологический процесс изготовления вставок СИ, SHD и ИММ очень трудо-, энерго- и материалоемок, что сильно влияет на стоимость выпускаемой продукции. Поэтому они по стоимости не могут конкурировать с вставками ЭВ, ВЭИ, ТИС, ТИС-ГХ, ИС, ЭС и ГИС, но по надежности они их превосходят, хотя при больших осевых нагрузках из-за высокого давления транспортируемой среды или перепада температур может произойти нарушение герметичности этих вставок.

Вставки типа НЭМС лишены недостатков перечисленных выше.

Электроизолирующая вставка НЭМС содержит два изготовленных из трубы патрубка, которые имеют на концах раструбы, между их торцами установлен диэлектрик.

Изнутри раструбы патрубков соединены металлическим вкладышем, заизолированным от патрубков диэлектрическим материалом. Снаружи патрубки соединены муфтой, между муфтой и патрубками установлены уплотнительные кольца и диэлектрический материал с клеевым слоем. Муфта с концами патрубков соединена неразъемным соединением по технологии холодной обработки металла давлением, при котором уплотнительные кольца сжимаются в радиальном направлении между патрубками и муфтой с большим усилием.

Одновременно образовывается замковое соединение между концами муфты и раструбами патрубков. Кроме того, контактирующие поверхности патрубков и муфты склеивают между собой. На рисунке 3 показана в разрезе электроизолирующая вставка НЭМС.

Рисунок 3 – Электроизолирующая вставка НЭМС в разрезе:

1 – патрубки из стальной трубы; 2 – муфта из стальной трубы;

3 – вкладыш из стальной трубы; 4 – уплотнения; 5 – диэлектрический материал; 6 – стеклолента, пропитанная смолой; 7 – внутреннее покрытие из диэлектрического материала; 8 – наружное покрытие из диэлектрического материала; 9 – маркировка

Высокая прочность электроизолирующей вставки НЭМС обеспечивается тем, что концы патрубков зажаты между муфтой и вкладышем с одновременным образованием замкового соединения между раструбами патрубков и муфтой и склеиванием контактирующих поверхностей муфты и патрубков.

Герметичность вставки обеспечивается уплотнениями, изготовленными из материала с температурой эксплуатации до +250℃, которые в соединении не контактируют с транспортируемой и окружающей средой, т.к. находятся в замкнутом пространстве и сжаты в радиальном направлении. Герметичность вставки сохраняется при любом давлении транспортируемой среды, вплоть до разрушения вставки.

На вставках других рассматриваемых конструкций уплотнения сжаты в осевом направлении, что является причиной потери их герметичности при воздействии больших осевых и изгибающих нагрузок.

Патрубки и муфты изготавливают из труб различных марок стали, которые позволяют эксплуатировать НЭМС в разных климатических условиях. Получено разрешение Ростехнадзора России на применение и сертификат соответствия от Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии. Неразъемное электроизолирующее муфтовое соединение НЭМС включено в Реестр ОАО «Газпром» на применение и относится по классификации ОАО «Газпром» к группе А, т.е. не имеет ограничений по применению.

В данной статье говорится о том, что отечественная разработка вставки НЭМС не уступает по надежности лучшим аналогам зарубежных фирм, таким как Nuovagiungas s.r.l. (Италия) и Franz Schuck GmbH (Германия), но по стоимости дешевле их в 10–15 раз; вставка НЭМС превосходит по надежности лучшие отечественные аналоги ИС, ГИС, ЭС, ЭВ, ВЭИ, ТИС, ТИС-ГХ, а по стоимости находится на одном уровне.

1.3 Обзор по научным исследованиям

В диссертации «Совершенствование методов и технических средств защиты промысловых трубопроводов от внутренней коррозии», автором которой является кандидат технических наук Бекбаулиева Алия Аскаровна, был разработан новый ресурсосберегающий метод и средства обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности промысловых и технологических трубопроводов, подверженных «канавочному» износу на основе повышения их коррозионной стойкости, коррозионно-механической прочности и эффективности активных методов электрохимической защиты от коррозии за счет формирования на нижней внутренней поверхности промысловых трубопроводов возобновляемой, твёрдой пассивирующей оксидной плёнки малой шероховатости.

На основе анализа существующих способов обеспечения безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных «канавочному» износу, установлено, что одним из эффективных способов обеспечения безопасной эксплуатации и долговечности является научно обоснованный электрохимический метод, основанный на электролизе воды эмульгированной в нефти, вследствие катодной поляризации части защищаемого оборудования Показано, что ионная связь между «жертвенным» электродом и стальным трубопроводом в процессе катодной (протекторной) защиты обеспечивает более равномерный износ внутренней поверхности стенки трубопровода, и установлено: чем более равномерный износ стенки трубы, тем безопаснее эксплуатация трубопровода, которая определяется остаточной толщиной стенки в области канавки и зависит от количества крупных эрозионных частиц и мало зависит от расхода продукта.

Постепенное истощение активных запасов нефти на большинстве месторождений России сформировало новое понятие переходного периода как периода поздней стадии разработки объекта. Поздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны обусловила необходимость особого подхода не только к технике и технологии добычи нефти но и для предупреждения катастрофического износа трубопроводов.

Интенсивный коррозионно-механический износ промысловых трубопроводов приводит его к сквозному разрушению и резко долговечность оборудования.

Оказалось, что применяемые методы, препятствующие внутренней коррозии, в основном базирующиеся на использовании лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.

Классический метод катодной защиты предполагает использование гальванической связи коррозирующего металла с вспомогательным анодом.

Разрабатываемый вариант протекторной защиты для промысловых и магистральных трубопроводов исключает гальваническую (металлическую) связь расходуемого электрода с защищаемым оборудованием, что позволяет оптимизировать плотность тока по более значительной площади защищаемой поверхности и стимулировать в результате протекающих электрохимических реакций образование пассивирующих покрытий на поверхности металла труб, непосредственно в процессе транспортирования.

Предполагается, что нейтрализатором коррозионного износа может стать встречный процесс - образование твёрдой гладкой пассивирующей плёнки магнетита в процессе катодной (протекторной) защиты.

2 Патентные исследования

Патентные исследования - это целый комплекс мероприятий, выполняемых разработчиком для выявления путем сопоставления определенных признаков и показателей разрабатываемого объекта техники с показателями аналогичных по назначению и функционированию объектов, содержащихся в патентных и других источниках информации.

Основную роль в проведении этих исследований играет анализ патентной информации, представляющей собой совокупность сведений научно-технического и экономико-правового характера. К ее достоинствам следует отнести прежде всего подтвержденную патентной экспертизой достоверность, новизну и практическую полезность содержащихся в ней сведений. Важно отметить подробность описаний изобретений, сопровождаемых необходимыми графическими материалами в виде чертежей, схем и графиков.

Для оценки результатов поиска создаются определенные правила-критерии соответствия, устанавливающие, при какой степени формального совпадения поискового образа документа с поисковым предписанием текст следует считать отвечающим информационному запросу.

Анализ литературы по вопросам защиты магистральных трубопроводов от коррозии показал, что, наряду с рассмотрением в научно-технической литературе отдельных вопросов проблема защиты нефтепроводов до сих пор не закрыта.

2.1 Задание на проведение патентных исследований

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой МАХП Сарилов М. Ю.

« »____________ 20__ г.

ЗАДАНИЕ №__7__яс

на проведение патентных исследований

Наименование работы (темы) ___Защита магистральных трубопроводов от коррозии

Шифр работы(темы)_____________КНИРС4ОНб-1______________________

Этап работы _Курсовое проектирование_, сроки его выполнения_____15.02.2017-12.06.2017_____

Задачи патентных исследований: _поиск патентов-аналогов, для проверки уникальности своего изобретения___________________________________________________________

КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

Виды патентных исследований

Подразделения-исполнители (соисполнители)

Ответственные исполнители (Ф.И.О.)

Сроки выполнения патентных исследований. Начало. Окончание

Отчётные документы

Патентный поиск на тему:«Защита магистральных трубопроводов от коррозии»

www.fips.ru

Д.А. Палкин

15.02.2017-12.06.2017

Заполнение таблицы 3.1. Патентная документация

10.05.2017-20.05.2017

Заполнение таблицы 3.2 Научно-техническая, конъюнктурная, нормативная документация и материалы государственной регистрации

25.05.2016-1.06.2017

Заполнение таблицы.3.3 - Тенденции развития объекта исследования

Руководитель ___________ ______________ _______________

патентного подразделения личная подписьрасшифровкадата

Руководитель подразделения ___________ _______________ _______________

исполнителя работы личная подписьрасшифровкадата

2.2 Регламент патентного поиска

К заданию №_7_ от _2017_ г.

Студенту__Д.А.Палкин__________

Группы _4ОНб-1_ по теме _____Защита магистральны трубопроводов от коррозии

Стадия __Курсовое проектирование______________________________________________

(курсовое или дипломное проектирование)

Цель поиска информации: изучение технического уровня и тенденций развития объекта разработки. Обоснование регламента поиска: Патентные исследования являются обязательной, необъемлемой и составной частью при выполнении научно-исследовательских, опытно-конструкторских и проектно-конструкторских работ. Такой же обязательной частью они становятся сегодня при выполнении курсовых и дипломных проектов, так как дипломные работы представляют собой одну из составляющих вышеперечисленных этапов. Предмет поиска представляет собой устройство в целом в соответствии с заданием на дипломное проектирование, классификационные рубрики определены по ключевым словам, характеризующим объект разработки, страны поиска определены в результате проведения предварительного поиска по журналам и являются ведущими в данной отрасли техники, глубина поиска достаточна для определения технического уровня и тенденций развития объекта разработки, источники информации соответствуют минимуму технической документации, которую необходимо просмотреть с целью определения технического уровня и тенденций развития объекта разработки.

Руководитель подразделения исполнителя М.Ю. Сарилов

Подпись ____________

Руководитель патентного подразделения Т.И. Башкова

Подпись ___________

2.3 Формы отчета о патентом поиске

1. Поиск проведен в соответствии с заданием _зав. Кафедра МАХПСарилова М.Ю.

должность и фамилия ответственного руководителя работы

№ __7__ от ____________ и Регламентом поиска № ___________ от _______________

2. Этап работы ______Курсовое проектирование_________________________________

при необходимости

3. Начало поиска __15.02.2017_____ Окончание поиска ________12.06.2017________

4. Сведения о выполнении регламента поиска (указывают степень выполнения регламента поиска, отступления от требований регламента, причины этих отступлений)

5. Предложения по дальнейшему проведению поиска и патентных исследований

6. Материалы, отобранные для последующего анализа:

Таблица 2.1 – Патентная документа

Предмет поиска (объект исследования, его составные части)

Страна выдачи, вид и номер охранного документа. Классификационный индекс*

Заявитель (патентообладатель), страна. Номер заявки, дата приоритета, конвенционный приоритет, дата публикации*

Название изобретения (полной модели, образца)

Сведения о действии охранного документа или причина его аннулирования (только для анализа патентной чистоты)

1

2

3

4

5

Защита магистральных трубопроводов от коррозии

Защита магистральных трубопроводов от коррозии

Защита магистральных трубопроводов от коррозии

Патент РФ 2 456 375

C23F13/02

Открытое акционерное общество по монтажу и наладке электрооборудования и средств автоматизации электростанций и подстанций "Электроцентромонтаж" (RU)

2011120680/02, 24.05.2011

Автоматическая станция катодной защиты металлических сооружений от коррозии

Не действует

Патент РФ 2 465 570

G01N17/02

Открытое акционерное общество по газификации и эксплуатации газового хозяйства Тульской области "Тулаоблгаз" (RU),

2011120679/28

24.05.2011

Система автоматической коррекции работы станций катодной защиты

Не действует

Патент РФ 2 519 001

F16L 9/02

Общество с ограниченной ответственностью

"Инженерно-производственный центр"(RU),

2013114877/06

02.04.2013

Металлическая труба с внутренней пластмассовой трубой,

Подготовленнаядлязащитыоткоррозиисварногосоединениятрубопровода

Втулкой подкладной

Действует

Патент РФ

2 247 278

F16L 25/00

Общество с ограниченной ответственностью

"Инженерно-производственный центр"(RU),

2002135841/06, 30.12.2002

Неразъемное электроизолирующее муфтовое соединение

Действует

Таблица 2.2. Научно-техническая, конъюнктурная, нормативная документация и материалы государственной регистрации (отчёты о научно-исследовательских работах)

Предмет поиска

Наименование источника информации с указанием страницы источника

Автор, фирма (держатель) технической документации

Год, место и орган издания (утверждения, депонирования источника)

1

2

3

4

Защита магистральных трубопроводов от коррозии

http://www1.fips.ru/

Артемьев Виктор Вячеславович (RU),

Мешалкин Валерий Павлович (RU),

Попов Николай Кузьмич (RU),

Игнатьев Андрей Анатольевич (RU),

Панарин Владимир Михайлович (RU),

Царьков Геннадий Юрьевич (RU),

Панарин Михаил Владимирович (RU),

Семин Илья Васильевич (RU),

Чичилин Вадим Алексеевич (RU),

Телегина Наталья Александровна (RU),

Жилин Федор Олегович (RU)

 

http://www1.fips.ru/

Воробьев Николай Юрьевич (RU),

Густов Сергей Вадимович (RU),

Попов Николай Кузьмич (RU),

Пахомов Сергей Николаевич (RU),

Царьков Геннадий Юрьевич (RU),

Панарин Михаил Владимирович (RU)

 

http://www1.fips.ru/

Айдуганов Вячеслав Михайлович (RU)

 

http://www1.fips.ru/

Айдуганов Вячеслав Михайлович (RU)

 

Таблица 2.3 - Тенденции развития объекта исследования

Выявленные тенденции развития объекта исследования

Источники информации

Технические решения, реализующие тенденции

в объектах организаций (фирм)

в исследуемом объекте

1

2

3

4

1. повышение эффективности защиты трубопроводов от коррозии путем автоматической коррекции возможных отклонений значений защитного потенциала по длине трубопровода и поддержки величины защитного потенциала в допустимых пределах.

Патент РФ

2 456 375

НПЗ, хим., газ производства.

В случае выхода величины защитного потенциала за допустимые значения первый 17 или второй 18 компараторы открывает первый 20 или второй 21 элемент «И», и импульсы от генератора 19 подаются на суммирующий или вычитающий вход реверсивного счетчика 22, на котором формируется требуемое значение, передаваемое через цифроаналоговый преобразователь 23 на вход управления по потенциалу силового блока 3. В результате обеспечивается автоматическая поддержка требуемого значения защитного потенциала вдоль длины трубопровода.

Величина тока измеряется шунтом 4 и через датчик тока 29 подается на второй блок сравнения 25, где сравнивается с допустимым максимальным значением, задаваемым задатчиком тока 24. При выходе величины тока за допустимое значение сигнал ограничения через ограничитель тока 26 подается на вход ограничения по току силового блока 3 и информационный вход модема сотовой связи 32 для передачи на центральный диспетчерский пункт контроля параметров защиты трубопроводов (на фигуре не показан). Величина защитного тока от датчика тока 29 подается на информационный вход модема сотовой связи 32. Значения параметров с датчиков сетевого напряжения 27, напряжения на силовом блоке 28, защитного напряжения 30 подаются на информационные входы модема сотовой связи 32.

Контроль доступа осуществляется датчиком открытия дверей 31, соединенным с информационным входом модема сотовой связи 32.

Таким образом, автоматическая станция катодной защиты металлических сооружений от коррозии обеспечивает повышение эффективности защиты трубопроводов от коррозии путем автоматической коррекции возможных отклонений значений защитного потенциала по длине трубопровода и поддержки величины защитного потенциала в допустимых пределах.

1.Позволяет осуществлять контроль процесса коррозионной защиты и автоматической коррекции величины защитного потенциала по длине трубопровода для его эффективной защиты.

станциями

2.Снизить риск коррозионного растрескивания под напряжением

3.Повысить техника-экономическую эффективность транспорта нефти и газа

Патент РФ 2 465 570

НПЗ, хим., газ производства.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности защиты трубопроводов от коррозии путем автоматической коррекции возможных отклонений значений защитного потенциала по длине трубопровода и поддержки величины защитного потенциала в допустимых пределах.

Первая 1 и вторая 2 управляемые станции катодной защиты формируют защитный потенциал по длине защищаемого участка газопровода. Величины защитного потенциала изначально задаются первым 3 и вторым 4 задатчиками величин начального защитного потенциала. Однако распределение защитного потенциала вдоль защищаемого газопровода может быть неравномерным, и отдельные участки, часто наиболее удаленные от станций катодной защиты, могут оказаться под воздействием коррозионных сил. В связи с этим на участках полной длины трубы определяются точки, в которых устанавливаются первый 5, второй 6 и третий 13 электроды сравнения, первый 10, второй 11 и третий 12 датчики коррозии для оценки коррозии каждого участка трубы. В результате по длине защищаемого участка снимается информация о величине коррозии и защитного потенциала, которая через линию связи 9 передается на первый 17, второй 18 и третий 19 блоки сравнения текущих потенциалов по длине трубы и первый 26, второй 27 и третий 28 блоки сравнения текущей коррозии по длине трубы. Величина коррозии сравнивается с допустимой величиной на текущее время посредством первого 20, второго 21 и третьего 22 задатчиков величины текущей коррозии и первого 23, второго 24 и третьего 25 интеграторов. В результате на выходах первого 32, второго 33 и третьего 34 масштабирующих усилителей по коррозии формируется сигнал рассогласования по величине коррозии в каждой точке участка защищаемого трубопровода.

Аналогично величина защитного потенциала на каждом участке газопровода сравнивается посредством первого 17, второго 18 и третьего 19 блоков сравнения текущих потенциалов по длине трубы, к которым подключены дополнительно первый 14, второй 15 и третий 16 задатчики величины текущего потенциала по длине защищаемого трубопровода. В результате на выходах первого 29, второго 30 и третьего 31 масштабирующих усилителей по потенциалу формируются сигналы рассогласования по величине потенциала в каждой точке участка защищаемого газопровода.

Суммарное значение отклонения потенциалов от заданного значения формируется на сумматоре потенциалов 35 и через линию связи 9 подается на первый 7 и второй 8 блоки коррекции потенциала первой 1 и второй 2 управляемых станций катодной защиты. Аналогично на сумматоре текущей коррозии 36 формируется суммарное значение отклонения величины коррозии от допускаемого значения и это значение также через линию связи 9 подается на первый 7 и второй 8 блоки коррекции потенциала первой 1 и второй 2 управляемых станций катодной защиты. В результате вдоль всего участка защищаемого газопровода поддерживаются заданные значения защитных потенциалов, которые не позволяют превысить допустимое значение коррозии газопровода.

Большое значение имеет равномерное распределение защитного потенциала по длине газопровода с симметричной нагрузкой станций катодной защиты. Для этого величины защитных потенциалов с двух крайних точек измерения газопровода поступают на четвертый 39 блок сравнения текущих потенциалов по длине трубы, с выхода которого напряжение коррекции симметрии защитных потенциалов подается через линию связи 9 на первый 7 блок коррекции потенциала первой 1 управляемой станции катодной защиты непосредственно, а на второй 8 блок коррекции потенциала второй 2 управляемой станции катодной защиты через первый 40 инвертор.

Для равномерной защиты газопровода от коррозии значения величин коррозии в двух крайних точек измерения газопровода поступают четвертый 41 блок сравнения текущей коррозии по длине трубы, с выхода которого напряжение коррекции симметрии защиты от коррозии подается через линию связи 9 на первый 7 блок коррекции потенциала первой 1 управляемой станции катодной защиты непосредственно, а на второй 8 блок коррекции потенциала второй 2 управляемой станции катодной защиты через второй 42 инвертор.

В результате обеспечивается симметричная нагрузка станций катодной защиты и требуемый уровень защиты от коррозии.

В наиболее удаленной от станций катодной защиты точке измерения величина защитного потенциала может снижаться до недопустимого уровня. Для предотвращения этого на блоке сравнения потенциала удаленной точки 38 производится сравнение потенциала в наиболее удаленной точке с величиной, установленной задатчиком потенциала удаленной точки 37. В случае если потенциал в удаленной точке ниже заданного значения, на выходе блока сравнения потенциала удаленной точки 38 формируется сигнал на увеличение потенциала, который подается через линию связи 9, первый 7 и второй 8 блоки коррекции потенциала одновременно на две управляемые станции катодной защиты, увеличивая синхронно защитный потенциал.

1.Повышает качество защиты труб и их сварных соединений от коррозии, так как металлическая труба защищена пластмассовой трубой, удаленные концы которых закреплены втулками из коррозионно-стойкой стали.

2 Наличие колец уплотнительных между торцами трубы пластмассовой и колец металлических позволяет лучше изолировать соединение, закрепленных концов трубы пластмассовой втулками из коррозионно-стойкой стали

3. Размещение концов втулок из коррозионно-стойкой стали и образование зазора с концами трубы металлической позволяет подготовить металлическую трубу с внутренней пластмассовой трубой для защиты сварного соединения трубопровода втулкой подкладной. А это в свою очередь позволяет уменьшить объемы сварочных работ при соединении труб сваркой, так как отпадает необходимость соединения сваркой концов труб и втулок из коррозионно-стойкой стали.

Патент РФ

2 519 001

НПЗ, хим., газ производства.

В трубе металлической с внутренней трубой пластмассовой, подготовленной для защиты от коррозии сварного соединения трубопровода втулкой подкладной, концы трубы пластмассовой удалены от торцов трубы металлической и закреплены втулками. Между втулками из коррозионно-стойкой стали и концами трубы металлической установлены кольца металлические, которые соединены между собой прессовым или клеевым соединением или одновременно прессовым и клеевым соединением. При этом одними концами втулки закреплены к концам трубы пластмассовой, а другие концы втулок выступают за торцы колец металлических, и удалены от торцов трубы металлической, и образуют зазор с концами трубы металлической.

Сборку трубы металлической с внутренней трубой пластмассовой, подготовленной для защиты от коррозии сварного соединения трубопровода втулкой подкладной осуществляют следующим образом: трубу металлическую 1 футеруют изнутри трубой пластмассовой 2 путем волочения через сужающую фильеру. Удаляют концы трубы пластмассовой 2 от торца трубы металлической 1 на безопасное расстояние, при котором не произойдет их разрушение при соединении труб от тепла электродуговой сварки. Устанавливают кольца металлические 4, которые упираются в торцы пластмассовой трубы 2 и закрепляют концы трубы пластмассовой 2 втулками из коррозионно-стойкой стали 3 путем их раздачи в радиальном направлении, то есть втулки из коррозионно-стойкой стали 3 и концы трубы металлической 1 и кольца металлические 4 соединяются между собою прессовым соединением. Втулки из коррозионно-стойкой стали 3 и концы трубы металлической 1 и кольца металлические 4 могут быть также соединены между собою клеевым соединением. А также одновременно прессовым и клеевым соединением. При этом второй конец втулки из коррозионно-стойкой стали 3 выступает за торец кольца металлического 4, но остается внутри концов трубы металлической 1. Концы втулок из коррозионно-стойкой стали 3 и концы трубы металлической 1 образует зазоры, в которые устанавливают концы втулок подкладных при монтаже трубопровода. Это обеспечивает надежную защиту от коррозии сварного соединения трубопровода. Кроме того, между торцами трубы пластмассовой 2 и колец металлических 4 устанавливают кольца уплотнительные 5.

При использовании такой конструкции трубы металлической с внутренней трубой пластмассовой, подготовленной для защиты от коррозии сварного соединения трубопровода втулкой подкладной повышается качество защиты труб от коррозии и их сварных соединений, а также уменьшается объемы сварочных работ при соединении труб сваркой.

1.Позволяет повысить надежность и долговечность соединения за счет того, что контактируемые поверхности патрубков и муфты соединены клеевым соединением, работающим на сдвиг, механическим соединением, работающим за счет сил трения, и одновременно с образованием замкового соединения между концами патрубков и муфты, работающего на срез.

2. Использование клеющего состава из диэлектрического материала позволяет электрически разъединить патрубки и муфту.

3.Такая конструкция неразъемного электроизолирующего муфтового соединения надежна и долговечна.

4. Позволяет сохранить внутреннее сечение электроизолирующего соединения и одновременно они служат для получения замкового соединения с муфтой. Армирование клеевого слоя тканью из диэлектрического материала позволяет улучшить эксплуатационные свойства электроизолирующего соединения и упрощает технологию изготовления за счет уменьшения вероятности прямого контакта вкладыша и муфты с металлическими патрубками. Нанесение на наружную поверхность соединения покрытия из диэлектрического материала позволяет защитить детали соединения от коррозии и сохранить электроизоляционные свойства неразъемного электроизолирующего муфтового соединения.

Патент РФ

2 247 278

НПЗ, хим., газ производства.

В неразъемном электроизолирующем муфтовом соединении, содержащем два металлических патрубка, между торцами которых размещено кольцо из диэлектрического материала. Патрубки выполнены с раструбами, которые соединены изнутри вкладышем неразъемным диэлектрическим клеемеханическим соединением. Снаружи патрубки соединены металлической муфтой неразъемным диэлектрическим замковым клеемеханическим соединением.

Изготовление заявленной конструкции неразъемного электроизолирующего муфтового соединения производится в следующей последовательности.На концах металлических патрубков 1 с одной стороны делают раструбы 2, а с другой - фаски 11 под сварку. На вкладыш 4 наносят клеевой слой 5 из диэлектрического материала, который армируют тканью из диэлектрического материала. На вкладыш 4 устанавливают кольцо 3 из диэлектрического материала. Далее вкладыш 4 запрессовывают в раструбы 2 металлических патрубков 1, при этом кольцо 3 устанавливается между торцами патрубков 1. Между вкладышем 4 и внутренней поверхностью раструбов 2 патрубков 1 образуется клеемеханическое соединение. На наружную поверхность патрубков 1 наносят клеевой слой 7, армированный тканью, устанавливают муфту 6 таким образом, чтобы она одинаково захватывала патрубки 1. Муфта 6 имеет большую длину, чем суммарная длина раструбов 2 патрубков 1 и кольца 3. Соединяют муфту 6 с патрубками 1 путем редуцирования муфты 6 при помощи гидропресса, снабженного фильером. При этом концы муфты 6 редуцируют на большую величину, при которой образуется замковое соединение 8 между концами муфты 6 и наружной поверхностью патрубков 1. При редуцировании между соприкасаемыми между собой поверхностями вкладыша 4 патрубков 1 и муфты 6 образуется механическое соединение, работающее за счет сил трения, и одновременно создается давление для клеевого соединения этих же поверхностей. На внутреннюю поверхность неразъемного электроизолирующего муфтового соединения наносят покрытие 9 из диэлектрического материала, а на наружную поверхность - изоляцию 10 из диэлеткрического материала. Неразъемное электроизолирующее муфтовое соединение собирается с трубопроводом при помощи электродуговой сварки.

2.4 Анализ патентов аналогов

После проведения патентного поиска можно сделать вывод что на данный момент есть много патентов относящихся к защите магистральных трубопроводов от коррозии. Однако, не все патенты на сегодняшний день действительны. Целью новых патентов является повышение эффективности работы старых, но и стараться придумывать новые патенты основываясь на прошлых изобретений стараться их модернизировать.

Существуют патенты, суть которых заключаются в усовершенствование и комбинирование уже известных способов. Чаще всего целями таких патентов являются увеличение качества сборки и повышения их характеристик.

Есть аналогии в котором объектом модернизации является установка на оборудования новых, более совершенных новшеств. Главными целями являются усовершенствование технологии соединения труб, осуществление электрохимической защиты, а также разработка новых изоляционных покрытий или модернизация существующих.

3 Магистральные трубопроводы

Нефтепроводом принято называть трубопровод, предназначенный для перекачки нефти и нефтепродуктов (при перекачке нефтепродукта иногда употребляют термин нефтепродуктопровод). В зависимости от вида перекачиваемого нефтепродукта трубопровод называют также бензино-, керосин-, мазутопроводом и т.д.

По своему назначению нефте- и нефтепродуктопроводы можно разделить на следующие группы:

  • промысловые — соединяющие скважины с различными объектами и установками подготовки нефти на промыслах;

  • магистральные (МН) — предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов (в том числе стабильного конденсата и бензина) из районов их добычи (от промыслов) производства или хранения до мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ). Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 219 до 1400 мм и избыточным давлением от 1,2 до 10 МПа;

  • технологические — предназначенные для транспортировки в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий различных веществ (сырья, полуфабрикатов, реагентов, а также промежуточных или конечных продуктов, полученных или используемых в технологическом процессе и др.), необходимых для ведения технологического процесса или эксплуатации оборудования.

3.1 Основные сведения

В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки (рис. 4). В свою очередь линейные сооружения согласно СНиП 2.05.06 — 85 включают: трубопровод (от места выхода с промысла подготовленной к дальнему транспорту товарной нефти) с ответвлениями и лупингами, запорной арматурой, переходами через естественные и искусственные препятствия, узлами подключения нефтеперекачивающих станций, узлами пуска и приема очистных устройств и разделителей при последовательной перекачке, установки электрохимической защиты трубопроводов от коррозии, линии и сооружения технологической связи, средства телемеханики трубопровода, линии электропередачи, предназначенные для обслуживания трубопроводов, и устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой и установками электрохимической защиты трубопроводов; противопожарные средства, противоэррозионные и защитные сооружения трубопровода; емкости для хранения и разгазирования конденсата, земляные амбары для аварийного выпуска нефти, здания и сооружения линейной службы эксплуатации трубопроводов; постоянные дороги и вертолетные площадки, расположенные вдоль трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки местонахождения трубопровода; пункты подогрева нефти указатели и предупредительные знаки.

Основные элементы магистрального трубопровода — соединённые в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, магистральные трубопроводы заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне (например для исключения возможности замерзания скопившейся воды)

Рисунок 4 – Схема сооружений магистрального нефтпровода

Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые илы сварные трубы диаметром 300—1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением в трубопроводе, которое может достигать 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

Заключение

Защита трубопроводов от коррозии может быть активной и пассивной. К активным средствам защиты трубопроводов от наружной коррозии относятся электрические методы, катодная и протекторная защита. При пассивной защите на наружную поверхность трубопроводов наносят покрытия и изоляцию, при активной - устраняют причины, вызывающие коррозию.

Продлить срок службы трубопроводов можно, применяя следующие способы защиты:

• изоляцию поверхности Me изделий от агрессивной среды (пассивная защита), т.е. нанесение на поверхность Me слоя химически инертного, относительно Me и агрессивной среды, вещества с высокими диэлектрическими свойствами;

• воздействие на Me с целью повышения его коррозионной устойчивости, т.е. обработка его окислителями, вследствие чего на его поверхности образуется плёнка из продуктов коррозии;

• нанесение на металл конструкции из малостойкого металлического тонкого слоя другого металла, которые обладают меньшей скоростью коррозии в данной среде, например, горячее алюминирование, хромирование;

• воздействие на ОС с целью снижения её агрессивности, т.е. введение в среду ингибитора (замедлителей) коррозии. • активная защита, которая включает следующие методы: катодную поляризацию металлической конструкции (катодная защита трубопроводов) за счёт сообщения отрицательного потенциала от источника постоянного тока; катодную поляризацию, вызванную контактом изделия с металлом, обладающим более отрицательным электродным потенциалом (протекторная защита трубопроводов и резервуаров). Катодная поляризация является методом защиты от блуждающих токов.

На практике применяется сочетание пассивных и активных методов защиты.

Список используемых источников

1 Жук Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М., 1976.

2 Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. – 488 с.

3 Мустафин Ф.М., Кузнецов М.в., Быков Л.И. Защита от коррозии. Т. 1. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2004. – 806 с.

4 Нефтегазовое строительство / Под ред. И.И. Мазура, В.Д. Шапиро. М.: Недра, 2005. – 790 с.

5 Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов А.В. Коррозия и защита от коррозии. М., 2006. – 306 с.

6 Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов. М.:Инфра-Инженерия, 2006. – 928 с.

7 Проспект фирмы «Маннесманн» (ФРГ), 1993.

8 Проспект–каталог «BASF» (ФРГ), – Кёльн, 1995.

9Suimtomo metals. 1983. – №3. – Vol/25/

10 Стратегия АК «Транснефть» в области защиты магистральных нефтепроводов от почвенной коррозии при капитальном ремонте // Трубопроводный транспорт нефти. – 1998. №7. – 61 c.

11 Борисов Б.И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов. М.: Недра, 1987.

12 Борисов Б.И. Несущая способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов.- М.: Недра, 1986.- 160 с.

13 Борисов Б.И. Оценка фактора миграции пластификатора из покрытия в условиях грунтовой среды//Коллоидный журнал, № 3, 1978.

14 Борисов Б.И., Зиневич A.M. Методы определения срока службы изоляционных покрытий подземных трубопроводов// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности: Обзор, информ. ВНИИОЭНГ- М., 1980.

15 Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. -М.: Недра, 1986.-224 с.

16 Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. М.: Недра, 1982.

17 Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. Проектирование и строительство.- М.: Недра, 1982.- 383 с.

18 Учайкин В.С. Антикоррозионное трехслойное полиэтиленовое покрытие стальных труб диаметром 530-1420 мм. Учайкин В. С. 11 Трансп. и нефтепродуктов. - 1999. - N 9-10. - С. 15-17.

19 Стратегия АК «Транснефть» в области защиты магистральных нефтепроводов от почвенной коррозии при капитальном ремонте 11 Трубопроводный транспорт нефти. - 1998. - N 7. - С. 28-30.

20 Груздев А.А., Тютьнев А.М., Черказов Н.М. Новые материалы, технологии и оборудование для защиты магистральных нефтепроводов от коррозии 11 Трубопроводный транспорт нефти. - 1998. - N 1. - С. 20-21.

21 Гудов А.И., Сайфутдинов М.И. Повышение качества изоляционных материалов и совершенствование технологии их нанесения при капитальном ремонте и реконструкции магистральных нефтепроводов 11 Трубопроводный транспорт нефти. - 1998. - N2. - С. 22-23.

22 Гумеров Р.С., Лебеденко В.М., Рамеев М.К., Ибрагимов М.Ш. Опыт применения липких лент для антикоррозионной защиты нефтепроводов 11 Трубопроводный транспорт нефти. - 1996, N 1. - С. 23.

23 Орехов В.В., Бычков Р.А. Новое технологическое решение при восстановлении антикоррозионного покрытия трубопроводов 11 Нефтепромысловое дело. - 1996. - N5. - C. 35.

Просмотров работы: 470