Протекторная и дренажная защита трубопроводов и оборудование НПС

10-2. Основной принцип протекторной защиты.

Протекторную защиту (рис. 1) от электрохимической корро­зии участков магистральных трубопроводов применяют при значи­тельной удаленности их от источников электроснабжения, где применение катодной защиты экономически нецелесообразно, а также в местах неполной защиты участков трубопроводов катодными установками. Протекторные установки, состоящие из про­тектора, активатора, проводника и контрольно-измерительной ко­лонки, применяют для защиты конусов переходов трубопроводов через железные и шоссейные дороги, конденсат- и водосборников и др. Их присоединяют к защищаемому сооружению металлического протектора (анодного электрода), имеющему более низкий электрохимический потенциал по сравнению с потенциалом ме­талла, защищаемого в данной коррозионной среде.

Рисунок 1. Принципиальная схема протекторной установки.1- трубопровод; 2 – точка дренажа; 3 - изолированный соединительный провод; 4 – протектор; А – анод; К – катод

Протекторная защита трубопроводов основана на принципе работы гальванических пар. При защите подземных металлических объектов с помощью протекторных установок к трубопроводу подключают протектор (анодный электрод), имеющий более низкий электрохимический потенциал, чем потенциал металла трубы. Создаются условия, при которых трубопровод выступает в качестве катода, а протектор в качестве анода, в результате добиваются прекращения коррозионного разрушения трубопровода за счет интенсивного разрушения протектора.опроводу по проводнику 3. Одновременно ион-атомы материала протектора переходят в раствор, что приводит к его разрушению. При этом сила тока контроли­руется с помощью контрольно-измерительной колонки.

Таким образом, разрушение металла все равно имеет мес­то. Но не трубопровода, а протектора.

10-3. Основной принцип электродренажной защиты.

Для электрозащиты магистральных трубопроводов от блуж­дающих токов применяют электродренажную защиту (рис. 1)

Рисунок 1. Принципиальная схема электродренажной защиты магистрального трубопровода

1 – трубопровод; 2 – контакт катодного вывода; 3 - катодный вывод; 4 – точка дренажа на трубопроводе; 5 – поляризованная электродренажная установка; 6 – контакт схемы с рельсовой сетью; 7 – рельсовая сеть; 8 – дренажный кабель.

К трубопроводу (1) подключают дренажное устройство (5) в точке дренажа (4) при помощи дренажного кабеля (8), который также подключен к рельсовой сети (7) электрифицированного транспорта. Создается положительная разность потенциалов в цепи «трубопровод-рельс» и потечет ток I_др. Дренажная защита на устойчивых анодных участках действует непрерывно, а на знакопеременных (при проявлении на трубопроводе положительных потенциалов) – периодически.

Применяют прямой, поляризованный и усиленный дрена­жи.

 

 

Запорная арматура. Задвижки.

Запорная арматура относится к разновидности арматуры трубопроводной. Основное ее предназначение состоит в полном перекрытии проходных отверстий в трубопроводах и повторное их открытие. Этим обеспечивается остановка потока проходящего по трубопроводу вещества с полной герметизацией проходного сечения. Управление осуществляется потоком жидкостей, пара, газа, нефтепродуктов и прочих веществ.

Арматура может устанавливаться на трубопроводах низкого и высокого давления. Обязательной характеристикой запорной арматуры является полное закрытие и полное открытие проходов трубопроводов. Работа арматуры с целью регулировки потока веществ может не обеспечиваться.

Запорная трубопроводная арматура включает в себя следующие виды устройств:

Запорные клапаны

Краны

Задвижки

Затворы

Любой вид запорной арматуры имеет следующую конструкцию: корпус с патрубками, запорный орган, система управления приводом и сам привод. Конструктивные различия между видами арматуры определяются способом передвижения запорного органа и его конфигурацией. Остановимся на этих различиях более подробно.

Задвижки относятся к наиболее простым устройствам, используемым для перекрывания проходов трубопроводов. Могут использоваться абсолютно для любых веществ. Состоят из корпуса, рабочего запорного устройства и привода. Рабочий орган задвижки может быть изготовлен из цветных металлов, чугуна, стали, нержавеющей стали. Корпус используется чугунный или стальной. Задвижки могут иметь выдвижной или не выдвижной шток. При использовании выдвижного штока появляется возможность транспортировать по трубопроводу даже агрессивные вещества.

Запорная трубопроводная арматура – задвижки подразделяется на следующие виды:

Клиновые

Шиберные

Параллельные

Шланговые

Принцип действия задвижки прост. Рабочий орган движется перпендикулярно к направлению движения потока. Он способен полностью перекрыть проход трубопровода. Хотя, если используется промышленная запорная арматура – задвижки могут быть регулируемыми. Управление работой задвижек осуществляется при помощи пневматического, гидравлического, электрического привода или вручную.

Основные преимущества задвижек:

Малое гидравлическое сопротивление

Небольшой коэффициент трения

Простая конструкция

Небольшая длина

Возможность использовать для любых веществ

Недостатки задвижек:

Значительная высота задвижек, особенно при использовании моделей с выдвижными шпинделями

Значительное время закрывания и открывания задвижки

Быстрый износ уплотнительных поверхностей

Запорная арматура. Краны конические цилиндрические шаровые

Кран — тип арматуры, у которой запирающий или регулирующий элемент, имеющий форму тела вращения или его части, поворачивается вокруг собственной оси, произвольно расположенной по отношению к направлению потока рабочей среды.

Краны могут представлять собой запорные, регулирующие или распределительные устройства, и предназначены для работы с газообразными и жидкими (в том числе вязкими) средами. Существуют также конструктивные решения для сыпучих материалов. Основными деталями крана являются корпус и пробка (затвор) в виде конуса, цилиндра или шара. Для прохода среды в затворе предусмотрены сквозное отверстие. Управление краном осуществляется путём поворота пробки. При повороте на 90° осуществляется полное перекрытие хода среды, при повороте на меньшие углы — частичное, что позволяет применять кран в качестве регулирующего устройства. Краны изготавливаются из бронзы, латуни, чугуна, стали (для агрессивных сред — из фарфора, пластмасс и т. п.).

 

Классификация кранов

- газовые

- жидкостные (водопроводные)

По направлению потока и числу патрубков

- проходные;

- угловые;

- трёхходовые;

- многоходовые

По характеру движения затвора

- краны с вращением затвора без подъёма;

- краны с подъёмом (отжимом) затвора

По наличию или отсутствию сужения прохода

- полнопроходные;

- суженные

По типу привода

- ручные

- с электроприводом

- с пневмоприводом

- c гидроприводом

По форме затвора

- конусные

- цилиндрические

- шаровые

- игольчатые

 

Подготовка газа к дальнейшему транспорту. Содержание влаги в газе. Содержание серодоворода. Содержание мехпримесей. Содержание соединений серы. Числе Воббе.

Подготовка газа к транспорту сводится к осушке его от влаги, очистке от тяжелых углеводородов и механических примесей. Согласно ОСТ 51-40—74, газ должен обрабатываться до температуры точки росы при давлении 5,5 МПа не ниже —10 °С зимой и —3 °С летом для умеренной и жаркой климатических зон и не ниже —25 °С зимой и —15 °С летом для холодной климатической зоны. Газ подготавливается на УКПГ с использованием низкотемпературной сепарации (НТС), адсорбционной и абсорбционной осушки газа, а также на головных сооружениях газодобывающих предприятий (промыслов) с использованием холодильных машин. [...]

Опасные моменты при обслуживании оборудования установок УКПГ (сепараторов, адсорберов, десорберов, теплообменников, разделительных емкостей и др.) обусловлены высоким давлением, низкой температурой сепарации газа, свойствами применяемых реагентов (метанола, диэтиленгликоля) и некоторыми явлениями, характерными для данного процесса. Они могут возникнуть в результате следующих причин. [...]

Опасность образования гидратов увеличивается, если нарушен режим ввода метанола или диэтиленгликоля, отсутствует обогрев обмерзших узлов и сепаратора (конденсатосборник

Содержание влаги в газе.Способствует коррозии газопровода и оборудования компрессорных станций, а также образованию кристаллогидратов. Для предотвращения образования необходимо, чтобы точка росы газа по влаге была на 5-7 градусов ниже наиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу. При этом механических примесей не должно превышать 0,1г/100м³, сероводорода не более 2г/100м³, кислорода не более 1%.

Точка росы по углеводородам.Наличие в газе конденсирующихся углеводородов приводит при определённых термодинамических условиях к выделению конденсата, что снижает пропускную способность магистрального трубопровода и увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов. Современные сорбционные процессы – процессы поглощения из газа определённых фракций, позволяют выделить тяжёлые углеводороды до точки росы (313°К). Такая глубина извлечения позволяет наиболее полно использовать углеводороды для получения сжиженных газов, газовых бензинов и других продуктов.

Содержание сероводорода. Наличие в газе сероводорода способствует развитию коррозии внутренней поверхности газопровода и газоперекачивающих агрегатов, арматуры, загрязнению атмосферы помещений токсичными продуктами.

 

Содержание механических примесей. Механические примеси, содержащиеся в газе, способствуют развитию эрозии, износу трубопровода и ГПА, а также засоряют контрольно-измерительные приборы и увеличивают вероятность возникновения аварийных ситуаций на компрессорных станциях (КС), газопроводах и газораспределительных станциях (ГРС).

Содержание меркаптановой и общей серы.Меркаптановую серу в небольших количествах в качестве одоранта вводят в газ для придания ему запаха. Установленная норма содержания одоранта в газе обусловлено необходимым уровнем запаха и составляет 16г на 1000м³ газа. Наличие в газе органической серы более 30-50мг ограничивает возможность его использования без доочистки для химических процессов.

Число Воббе –основной показатель качества газа, используемого в бытовых горелочных устройствах. Он определяет режим горения газа в бытовых приборах, взаимозаменяемость газа переменного состава для обеспечения нормального режима горения.

Число Воббе W учитывает взаимосвязь теплоты сгорания газа q и плотности газа по отношению к воздуху Δ: .Число Воббе для газовых и газоконденсатных месторождений находится в пределах 40195÷50244 кДж/м³, для нефтяных месторождений - 46057÷60711кДж/м³.

Исходя из условий нормальной работы газовых приборов, установлено номинальное значение числа Воббе природного газа, транспортируемого по основным магистральным газопроводам Единой Системы Газоснабжения Страны (ЕСГС) и составляет от 11000 до 12000 кДж/м³.